Diseño de La Perforación de Pozos

Diseo de la Perforacin de Pozos


NDICE

Aspectos Generales

Introduccin

I. OBJETIVO DE LA PERFORACIN

Coordenadas del conductor y objetivo

Posicin estructural

Profundidad total programada

Dimetro de la tubera de explotacin

Preguntas y respuestas

II. COLUMNA GEOLGICA ESPERADA


III. PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIN

Registros

Ncleos

Pruebas de produccin Preguntas y respuestas

IV. RECOPILACIN Y ANLISIS DE LA INFORMACIN DE POZOS DE CORRELACIN

Registros geofsicos

Registros de fluidos de perforacin

Historia de perforacin

Resumen de operaciones

Distribucin de tiempos

Registro de barrenas

Configuraciones estructurales

pgina

7

7

7

7899

11

11

11

11

12

13 16 18

18

19

20 21 21 22 22 22

1



V. DETERMINACIN DE LOS GRADIENTES DE PRESIN (FORMACIN Y FACTURA)

Gradientes de formacin y de fractura

Conceptos fundamentales

Presin hidrosttica

Presin de sobrecarga

Presiones de formacin

Presin de fractura

Proceso de compactacin

Ecuacin de Eaton

Origen de las presiones anormales

Nivel piezomtrico de fluido

Caractersticas del sistema roca-fluido

Ritmo de sedimentacin y ambiente de depsito

Actividad tectnica

Efectos diagenticos

Represionamiento o recarga

Fnomenos osmticos y de filtracin

Efectos termodinmicos

Metodologa para determinar las presiones anormales

Tcnicas utilizadas antes de la perforacin

Interpretaciones ssmicas

Interpretaciones geolgicas

Tcnicas utilizadas durante la perforacin

Velocidad de penetracin

Momento de torsin aplicado a la tubera

Carga soportada por el gancho al levantar la tubera

Exponente d y dc

Presin de bombeo del lodo

Incremento en el volumen de lodo

Registros del lodo

Incremento de recortes (volumen, forma y tamao de recorte)

Densidad de la lutita

Porcentaje de montmorillonita

Temperatura del lodo

Paleontologa

Tcnicas utilizadas despus de la perforacin

Registro de induccin

Registro snico de porosidad

2

22

25

26

26 26 27 27 29 29 30 30 31 31 32 32 33 34 34 34 35 35 35 36 36 38 38 39 39 40 40 40 42 42 42 43 43 44 44 44

Registro de densidad

Registro snico dipolar

Puntos para la graficacin

Tendencia normal de compactacin

Pruebas de integridad y de goteo

Mtodos de evaluacin para la determinacin de los

gradientes de presin, de formacin y fractura

Determinacin del gradiente de presin de formacin


Bibliografa

VI. SELECCIN DE LAS PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO

DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO


VII. SELECCIN DE LA GEOMETRA DEL POZO


VIII. SELECCIN Y PROGRAMA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIN

Introduccin

Inestabilidad del agujero

Estructura general de las arcillas

Mecanismos de inestabilidad de las arcillas

Hidratacin

Estabilizacin de la lutita

Programa de fluidos de perforacin


IX. DISEO DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO

Introduccin

Tubera conductora

Tubera superficial Tubera intermedia

Tubera de explotacin


45

46 47 48 48

50

51 55 55

55

56

57

57

57

57

58 58 60 60 62 63 67

68

68

68 68 69 69

3


Tubera de revestimiento corta (liners)

Seleccin de las tuberas de revestimiento

Esfuerzos de la tubera de revestimiento durante la introduccin,

cementacin y posterior a la cementacin

Efecto de choque

Efecto de cambio en la presin interna Efecto de cambio en la presin externa

Efectos trmicos

Efectos de flexin

Estabilidad de la tubera

Pandeo de las tuberas Preguntas y respuestas

Bibliografa

X. DISEO DE CEMENTACIN

Cementacin primaria

Recomendaciones para cementaciones primarias

Factores para mejorar el desplazamiento

Cmo mejorar la cementacin de tuberas de revestimiento?

Centradores

Productos qumicos

Perfiles de velocidad y presin de desplazamiento

Fuerza de arrastre y centralizacin de la tubera

Fuerza de arrastre del lodo, resistencia del gel y erosin del lodo

Mover la tubera durante el acondicionamiento del lodo y la cementacin

Acondicionar el lodo antes de la cementacin

Evitar reacciones adversas lodo-cemento

Controlar los gastos de desplazamiento y la reologa de las lechadas


Bibliografa

XI. DISEO DE LAS SARTAS DE PERFORACIN

Objetivo

Lastrabarrenas Estabilizadores

Tubera pesada (H.W.)

Tubera de perforacin (T.P.)

Procedimiento para un diseo de sarta de perforacin


4

69

70

71

71 72 72 72 72 72 73 73 73

73

73

74 75 75 75 76 77 77 78 78 79 79 79 80 80

80

80

81 81 82 82 82 85

XII. PROGRAMAS DE BARRENAS

Tipos de barrenas

Factores para la seleccin de barrenas

Tamao de barrenas

Determinacin del costo por metro


XIII. PROGRAMA HIDRULICO

Objetivo

Factores involucrados Parmetros hidrulicos

Impacto hidrulico

Caballos de fuerza hidrulicos

Velocidad del fluido de perforacin en las toberas

Velocidad anular

Gua para la optimacin hidrulica

Recomendaciones para el diseo hidrulico

Nomenclatura


XIV. TOMA DE INFORMACIN

Registros geofsicos

Ncleos


XV. PERFORACIN DIRECCIONAL

Aspectos generales

Planeacin del proyecto direccional

Clculo de la trayectoria de un pozo direccional

Aspectos de operacin

Nomenclatura

Ejemplo de aplicacin

Bibliografa

XVI. PERFORACIN HORIZONTAL, MULTILATERAL Y DE ALCANCE EXTENDIDO

Introduccin Antecedentes

Proceso multilateral


90

90

90 90 91 92

92

92 92 93 93 93 93 93 93 94 97 98

100

100

102 102

102

102

109 121 127 137 137 142

143

143 144 144

5


Requisitos del sistema

Seleccin del sistema-propuesta tcnica

Operaciones

Vida til de proceso

Esquema operacional del estudio de factibilidad

Seleccin de equipo

Estudio de factibilidad de perforacin

Perforacin horizontal y multilateral

Objetivo

Consideraciones bsicas dentro de la perforacin horizontal

Diseo de las tuberas de revestimiento

Mtodos de perforacin horizontal

Aplicaciones

Caracterizacin de yacimientos

Caracterizacin del campo Santuario

Anlisis comparativo entre pozos horizontales, verticales y desviados

Proyecto de reentradas en campos de la Divisin Sur

Proyecto multilateral del pozo santuario 28-H

Objetivo

Prediccin de la produccin

Anlisis econmico

Alcances de la produccin

Conclusiones

Perforacin de alcance extendido

Aplicacin en campo


145

145 146 146 146 146 146 147 147 151 153 154 162 164 167 173 174 176 176 187 187 192 192 194 209 210

6


Diseo de Perforacin de Pozos

ASPECTOS GENERALES

Introduccin

El diseo de la perforacin de pozos es un proceso

sistemtico y ordenado. Este proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por ejemplo, la prediccin de presin de fracturamiento requiere que la presin de formacin sea determinada previamente.

Las etapas a seguir durante el diseo de pozos estan

bien identificadas y son las siguientes:

-Recopilacin de la informacin disponible.

-Prediccin de presin de formacin y fractura.

-Determinacin de la profundidad de asentamiento

de las tuberas de revestimiento.

-Seleccin de la geometra y trayectoria del pozo.

-Programa de fluidos de perforacin.

-Programa de barrenas.

-Diseo de tuberas de revestimiento y Programa de

cementacin.

-Diseo de las sartas de perforacin.

-Programa hidrulico.

-Seleccin del equipo de perforacin.

-Tiempos estimados de perforacin.

-Costos de la perforacin.

Debido a que este proceso es general, puede apli-

carse para el diseo de cualquier tipo de pozos y

cuyo nico requerimiento consiste en aplicar la tecnologa adecuada en cada etapa. La planeacin de la perforacin de un pozo, requiere de la integracin de ingeniera, segurdad, ecologa, costo mnimo y utilidad.

I. OBJETIVO DE LA PERFORACIN

El objetivo de la perforacin es construir un pozo

til: un conducto desde el yacimiento hasta la superficie, que permita su explotacin racional en forma segura y al menor costo posible.

El diseo de un pozo incluye un programa detallado

para perforarlo con las siguientes caractersticas:

-Seguridad durante la operacin (personal y equipo).

-Costo mnimo.

-Pozo til de acuerdo a los requerimientos de pro-

duccin y yacimientos (profundidad programada, dimetro establecido, etctera).

Cumpliendo con lo siguiente:

Seguridad

Ecologa

Costo mnimo

Utilidad

Coordenadas del conductor y objetivo

Una forma de posicionar exactamente un punto en

la tierra es mediante el uso de las coordenadas U.T.M. (Universal Transversal de Mercator) que son univer-

7


sales y estn referidas a cierta proyeccin cnica de

la tierra.

Para perforar un pozo, se requiere de uno o ms

puntos para ubicar la trayectoria que debe seguir un pozo. Una coordenada nos indicar la posicin desde la cul se inicia la perforacin y otra que nos indicar el punto en el que se localiza el objetivo de- finiendo as si el pozo ser vertical o direccional. Sin embargo, es posible que un pozo sea perforado para alcanzar ms de un objetivo.

Posicin estructural

El primer paso en la planeacin de un pozo es la

recoleccin de informacin de los pozos vecinos perforados en el rea, una vez que se establecen los objetivos del pozo, se debern considerar los pro-

nsticos geolgicos que consisten en:

1. La columna geolgica esperada.

2. Los bloques afallados de la estructura para selec-

cionar los pozos vecinos.

3. La identificacin de las anomalas geolgicas que

puedan encontrarse durante la perforacin del pozo.

4. Contar con mapas geolgicos para seleccionar los

pozos que se revisarn para programar el nuevo pozo.

En la mayora de los casos se obtiene de primera

mano, un plano de ubicacin (figura1) y un plano de isocimas que muestra las caractersticas de la estructura (figura 2), el cual conforma el yacimiento

PROYECTO DE POZOS PLANO REGIONAL

REGION SUR

DE UBICACIN

GOL

FO

DE

MEX

ICO

COSACO

COSTERO

CD DEL CARMEN

LAGUNA

DE

TERMINOS

TENGUAYACA FRONTERA

MANEATIZON

NUEVOSNARVAEZ LIRIOS

LAG.ALEG.

PEC

HE

PTO. CEIBA

CARDO

ESCUINTLE

BOCA

SAN

CA M

SANTUARIO

MENTARICINO SEN CAPARROSO

DEL TORO ROMAN

EDO

. DE

YAGUAL BELLOTA DTTO.

CHINCHORRO COMALCALCO

PALANGRE

C. MACUSPANA

CD. JONUTA

5 PTES.

RODADOR

CHIPILIN

VILLAHERMOSA

BLASILLOMAGALLANEZABACO JOLOTESAMARIA

S.

T

PLATANAL

PEMEX

JOSE

BAS

CO

A. DULCE OGARRIO

LA CENTRAL

JACINTO

CARDENAS

COLOMO

FORT.

NAL

EDO

D

E TA

LAS CHOAPAS

A. PRIETO

CARMITO EDOTAPIJULAPA

.D

DTTO. AGUA

CALETON

GAUCHO

ET

AB

AS

PALENQUE

REPUBLICA

DULCE

CAMBAC

CHIRIMOYO SECADERO

CHINTUL

CO

DE

CHUMIAPAN

CATEDRAL

ED

OD

EC

BACHAJON

GUATEMALA

EDO. DE OAXACA

PRESA NETZAHUALCOYOTL

DTTO. REFORMA

HI

AP

AS

DTTO. OCOSINGO

OCOSINGO

RIO

MESOZOICO

TERCIARIO

PRESA CHICOASEN

RIO

GR

IJ A

LV

YAJALON

OCOTAL

SUC

H IA

TE

DTTO. CARDENAS TUXTLA GTZ

A

CAMPO

NAZARETH

LACANTUN

8

PRESA B. DOMINGUEZ

Figura1 Plano regional de ubicacin.

CANTIL

LACANDON

BONAMPAK


280

320

300

0

3400

0

0

acompaados generalmente de una seccin pozos pueden clasificarse de la siguiente manera:

diagramtica que muestra el perfil del objetivo con -Someros.- pozos con profundidad menor a 15 mil respecto a pozos vecinos (figura 3). ft (4 mil 570 m).

CAMPO MUSPAC HORIZONTE CRETACICO SUPERIOR

280

0

NV IE

L

AGUA

ACE ITE

0

270

2780m.

HVTQ683

2652 3190

0

260

21

2576 2630

43

2780 2861

M. nt. I

Ig E

22

2549 2615

250

0

240

0

42

2303 2328

230 0

41

2445 4503

52

2246

61

2354 2487

63

2741 2981

270

0

81

2580

44

2553

64

2551 2630

2299

82

2301 2380

2825

SIMBOLOGIA.

POZOPRODUCTOR

Figura 2 Plano estructural de un campo.

Profundidad total programada

Es la profundidad vertical a la que se encuentra el

objetivo, pero cuando un pozo no es perforado en forma vertical, entonces existe una profundidad lla- mada profundidad desarrollada total que es mayor a la profundidad vertical total.

De acuerdo a la profundidad vertical alcanzada, los

-Profundos.- pozos con profundidad entre 15 mil y

20 mil ft (4 mil 570 y 6 mil 100 m).

-Ultraprofundos.- pozos con profundidad mayor a 20

mil ft (6 mil 100 m).

Dimetro de la tubera de explotacin

El diseo de un pozo se realiza a partir de la tubera

9


4800 mbNM S- 87 S- 1199 S-99

3800

3900

4000

KS 3795 m

KM 4002 m

KS 3835 m

KM 4040 m

KS 3875 m

4100

4200

4300

4400

4500

4600

QU #6%!

KI 4250 m

QU #$6 6

KM 4077 m

KI 4326 m

#"# 6

##6 6

4700

4800

Coordenadas del objetivo (Punta Gorda)

X= 121239.93 Y= -22475.99

Coordenadas del pozo conductor

Pera del pozo samaria 87

X= 120966.96 Y= -22921.57

QU #'66

JMO

Figura 3 Seccin diagramtica para ubicar en el espacio un pozo, respecto a sus pozos de correlacin.

de explotacin, lo cual indica que la planeacin se

efectua de abajo hacia arriba.

Esta ltima tubera est diseada para soportar la

La tubera de revestimiento es una parte esencial de

la perforacin y terminacin del pozo. Consiste de tramos de tubera de acero ya sean roscados o sol- dados uno a otro, para formar un conducto desde la profundidad deseada hasta la superficie.

Los diseos ms comnes contemplan las siguien-

tes tuberas de revestimiento:

1- Tubera de revestimiento conductora

2.- Tubera de revestimiento superficial

3.- Tubera de revestimiento intermedia

4.-Tubera de revestimiento de explotacin.

10

mxima presin del fondo de la formacin produc-

tora y debe evaluarse para que tambin resista las presiones que se manejarn en caso que el pozo se fracture para aumentar su productividad.

En el diseo del pozo, sta se coloca arriba y a travs de la zona productora, para evitar derrumbes y mantener el agujero limpio.

El dimetro de la tubera de explotacin est en fun-

cin de los requerimientos, expectativas, y caractersticas del yacimiento primordialmente aunque puede verse afectada por efectos de la profundidad, formacin, los fluidos de control y problemtica esperada, verificando los esfuerzos a que estar some- tida; es decir debe disearse de acuerdo a los requerimientos de produccin, estimulacin y reparacin

del pozo.


1. Cul es el objetivo de la perforacin?

2. Enumerar en orden secuencial, la informacin que

se debe considerar en la planeacin de la perforacin.

II. COLUMNA GEOLGICA ESPERADA

La columna litolgica consiste en una secuencia al-

ternada de rocas sedimentarias. Con el estudio ssmico, y los datos geolgicos obtenidos de los pozos vecinos perforados, se correlaciona y obtiene la columna geolgica que se espera atravesar en la intervencin del pozo a perforar.

El conocimiento de estas formaciones geolgicas

permite determinar la existencia de formaciones con presiones anormales (presiones del fluido anormalmente altas o bajas) que complican severamente las operaciones cuando son atravesadas durante la perforacin. Los problemas asociados con sobre-

presiones afectan todas las fases de la operacin.

El conocimiento de las presiones en un rea deter-

minada ayuda a prevenir problemas.

En Mxico, los trabajos de exploracin geolgica y

explotacin petrolera han permirido evaluar las formaciones y lograr la elaboracin del mapa geolgico del pas.

Casi todas las reas que actualmente producen hi-

drocarburos, se hallan en la planicie costera y en la plaforma continental del Golfo de Mxico, sobre una franja que se extiende desde la forntera de Estados Unidos, hasta la margen occidental de la pennsula de Yucatn y del frente de la Sierra Madre Oriental hasta la plataforma continiental del Golfo de Mxico.

Las cuencas y plataformas de edad Jursico-Tardo y

Cretcico se desarrollaron sobre un sistema de fosas y pilares tectnicos, producto de la separacin entre Amrica del norte y Africa. Este fallamiento se produjo durante el Trisico-Tardo y dio origen al depsito de las capas continentales. Al incrementarse la separacin de los continentes, las primeras trans- gresiones marinas en las fosas tectnicas pre-exis-


tentes, dieron lugar a los depsitos de evaporitas y

sal del SE del pas y del Golfo de Mxico.

Sobre las cuencas y paleorrelieves jursicos y

cretcicos de la planicie costera y la margen occidental del golfo de Mxico, se desarrollaron durante el terciario cinco cuencas principlaes, las cuales de norte a sur se han denominado: Cuen- ca de Burgos, Cuenca de Tampico-Tuxpan, Cuen- ca de Veracruz, Cuenca Salina del Istmo y Cuenca de Macuspana.

Fuera de las reas tradicionalmente petroleras, situa-

das en el noreste de Mxico, slo en la porcin central de los estados de Coahuila y parte del Estado de Nuevo Len, se ha puesto de manifiesto la presencia de hidrocarburos tanto de sedimentos del Cretcico como en el Jursico Superior. Esta nueva rea productora de hidrocarburos se encuentra dentro de la unidad geolgica denominada Golfo de Sabinas, delimitada al oriente y poniente por los paleo-elemen- tos Pennsula de Tamaulipas e Isla o Pennsula de Coahuila, respectivamente. En la figura 4 se ilustra un ejemplo de columnas geolgicas esperadas y reales de un pozo ya perforado. Estado mecnico, con columna geolgica atravesada y densidad de fluidos utilizados durante su perforacin.


1. En qu consiste una columna litolgica?

Es la secuencia alternada de rocas sedimentarias.

2. Qu permiten evaluar los trabajos de exploracin

geolgica y explotacin petrolera?

El reconocimiento de las formaciones para la elabo-

racin de mapas geolgicos.

III. PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIN

Desde la planeacin del pozo, se incluye un pro-

grama para la toma de informacin que consiste en determinar los intervalos o profundidades en los que se corren registros, se cortan ncleos o se efecta alguna prueba de produccin.

11


N80, 6 LB , B N

-

8 /P C

N80, 6 L /PB N

-

8B, C

IN IB A C

H . R.

TR -9 , 53.5LBPV MJL

C5

/, AF

TR -9 , 53.5LBPV MJL

C5

/, AF

E U SO IN E S

ML I N V R A

P1 0, 53.5LBPV MJL

-1

/, AF

P1 0, 53.5LBPV MJL

-1

/, AF

P110 35LBPV MJL

-,

/, AF

P110 1 LBPV MJL

- , 8 /, AF

N8 , 35LBPV MJL

-0

/, AF

DE E

I SL

ESTADO MECANICO U. O. P. REFORMA

POZO: M USPAC 92 (D IRECCI ONAL DE LA PERA DEL MUSPAC 62)

PROF.

TU BERIAS DE REVESTIMIENTO

COLUM NA GEOLOGICA

PRO . G

REAL

DEN SIDADES

6

PR OGRAM A

!6

$6

!6

$6

REAL

PR OGRAM A

REAL

0.8

0.9

1.0

1.1

1.10 10

10

1.2

1.16

1.3

103

1.4

1.40

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

1.30

"66 1.30

431

%66

""1'

%66

""1'

%66

600

600

1.31

611

1.12

1.60

0 ,2&. 0 ,2&. 810 (66

1.61 2!66 1,200 1,200

1311

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1172 1.12 2/ ,*.

1.70

1766

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1924 1.71

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2104

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2001

2168

1.76

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2488 2112 1.81

1.82

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2787

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2741

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2719

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3170

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3170

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Figura 4 Ejemplo de columnas geolgicas esperadas y reales de un pozo ya perforado.

Registros

Generalmente el uso de esta palabra est directamen-

te relacionada con los registros de tipo geofsico. Sin embargo, existe otro tipo de registro llamado "Regis- tro contnuo de parmetros de perforacin". Es un monitoreo, metro a metro, de las condiciones de perforacin.

Este registro puede efectuarse en un slo intervalo o bien

en todo el pozo e incluye la siguiente informacin:

Velocidad de perforacin..

Exponente "d" y "dc"

Costo por metro perforado.

Peso sobre barrena

Velocidad de rotaria, R.P.M.

12

Horas de rotacin.

Torsin

Temperatura de entrada y salida del fluido. Densidad de entrada y salida del lodo.

Contenido de cloruros en el fluido a la entrada y salida.

Deteccin de H2S y CO2.

Presin de bombeo.

Contenido de gas en el lodo. Gas de conexin. Litologa.

Emboladas de la bomba. Niveles en presas.

Densidad equivalente de circulacin. Presin de formacin y de fractura. Volumen de llenado.

Toneladas kilmetro acumuladas del cable de per-

foracin.

Adems del registro anterior, tambin se incluye el

programa en la toma de Registros Geofsicos que

incluye principalmente los siguientes tipos:

SP: Registro de potencial espontneo.

DIL: Registro doble induccin.

DLL: Registro doble laterolog. RG: Registro de rayos Gamma.

BHC: Registro snico compensado.

CNL: Registro neutrnico compensado.

FDC: Registro de densidad compensado. LDT: Registro de litodensidad.

HDT: Registro de echados de la formacin.

DR-CAL: Registro de desviacin y calibre del agujero.

CBL: Registro de cementacin.

Ncleos

Las operaciones de corte de ncleos proporcionan

muestras intactas de formacin.

Es el nico mtodo para realizar mediciones directas

de las propiedades de la roca y de los fluidos contenidos en ella.

A partir del anlisis de los ncleos, se tiene un con-

junto de datos muy valiosos para los diferentes espe- cialistas relacionados con la ingeniera petrolera, gelogos, ingenieros en perforacin e ingenieros de yacimientos.

Los gelogos y los ingenieros de yacimientos obtie-

nen informacin sobre:

Litologa

Porosidad

Permeabilidad

Saturacin de aceite, gas y agua

Interfaces Aceite-Agua, Gas-Aceite

Rumbo y echado de las capas

Para los ingenieros de perforacin, la mecnica de la

roca proporciona informacin ms detallada a considerar en los futuros proyectos de perforacin.


Seleccin de la profundidad de corte del ncleo

La profundidad dnde cortar un ncleo depende de

varios factores entre ellos:

1.- Tipo de pozo:

Exploratorio

Desarrollo

2.- Tipo de informacin requerida:

Geolgica

Yacimientos

Perforacin, etctera.

Para casos de los pozos exploratorios, se requiere

evaluar los horizontes que por correlacin tienen posibilidades de ser productores.

Se cortan de 1 a 2 ncleos por intervalo dependien-

do del anlisis de los primeros ncleos. As mismo, se busca obtener informacin geolgica adicional

como:

Litologa

Textura

Edad

Depositacin

Planos de fractura

Porosidad, Permeabilidad y Saturacin de fluidos.

Para el caso de los pozos de desarrrollo, la informa-

cin requerida depende de los antecedentes de pro-

duccin de los pozos de correlacin:

Distribucin de porosidades

Distribucin de permeabilidades

Permeabilidades relativas

Saturacin residual de aceite

13


Mojabilidad

Presin en el volumen poroso

Contacto agua aceite

Susceptibilidad de acidificacin

Por lo general se corta un ncleo en cada una de las

formaciones que son productoras en los pozos de correlacin.

Tipos de ncleos

Existen dos mtodos para cortar ncleos:

Ncleo de fondo

Ncleos laterales ( pared del pozo)

La seleccin del mtodo depende de varios facto-

res, entre ellos:

Profundidad del pozo

Condiciones del agujero

Costo de la operacin

Porcentaje de recuperacin

Las operaciones de fondo permiten la obtencin de

diferentes tipos de ncleos:

Ncleos convencionales

Ncleos encamisados

Ncleos orientados

Ncleos presurizados

Ncleos convencionales

Este se realiza una vez que se ha llegado a la profun-

didad deseada.

1. Se baja el barril muestrero con la sarta de perfora-

cin y se inicia el corte del ncleo.

2. A medida que la operacin contina, el ncleo

14

cortado se mueve al barril interior.

3. Cuando se tiene cortada la longitud programada,

se reduce el peso sobre la corona, se aumentan las rpm y en algunas ocasiones, se detiene la circulacin para desprender el ncleo.

4. Por este mtodo, se obtienen muestras cilndricas

de 9 m de largo y con dimetros que van de 2 3/8" a 3 9/16".

5. Una vez en la superficie, el ncleo se recupera en

el piso de perforacin y el gelogo se encarga de guardarlo en forma orientada.

Este mtodo es adecuado cuando se tienen forma-

ciones compactas.

Ncleos encamisados

S se desea cortar un ncleo en formaciones pobre-

mente consolidadas utilizando la tcnica convencional, la recuperacin es inferior al 10% de la longitud cortada.

Es preferible encamisar un ncleo en formaciones

suaves, quebradizas o semiconsolidadas.

A medida que se corta, el mtodo consiste en cu-

brir el ncleo, con una camisa de neopreno o de fibra de vidrio.

La consolidacin artificial de ncleo se lleva a cabo

congelndolo o inyectndole gel plstico. Posterior-

mente se transporta al laboratorio para su anlisis.

Ncleos orientados

Una de las ventajas geolgicas de los ncleos sobre

los recortes es que se pueden identificar estructuras diagenticas y sedimentarias a gran escala.

El echado de los estratos, las fracturas y otras estruc-

turas sedimentarias o diagenticas pueden evaluarse.

En un ncleo convencional, tal estimacin es posi-

ble con una exactitud controlada por la inclinacin del agujero nucleado.

Por ejemplo, s una estructura tiene un echado relati-

vo al ncleo y el agujero tiene una inclinacin de 3,

entonces el echado verdadero de la estructura puede estar entre 27 y 33.

Cuando se desconoce la orientacin horizontal del

barril, el buzamiento y los echados verdaderos no se pueden estimar.

Adems, el buzamiento y los echados verdaderos de las estructuras en diferentes partes del ncleo pueden desconocerse si el ncleo se rompe en esas partes.

Para conocer la orientacin de la herramienta en el

fondo del pozo, se instala un multishot en un lastrabarrena anti-magntico arriba del barril muestrero.

El multishot se fija al barril interior, lo cual permite

que permanezca estacionario con el barril cuando se corta el ncleo. Se llevan a cabo las mediciones continuas de la inclinacin del agujero y de la orientacin de la cara del barril.

Dentro del barril y despus de la recuperacin, la

orientacin del ncleo se realiza por medio de una zapata orientadora fija al core catcher. Este dispositi- vo contiene tres cuchillas que marcan ranuras de referencia alrededor del ncleo, a medida que entra al barril interior.

Con la combinacin de las mediciones multishot, la

velocidad de penetracin y las marcas de orientacin en el ncleo es posible orientar la muestra y obtener mediciones exactas de echado y buzamien- to de las estructuras.

Adems, se pueden realizar anlisis de mineraloga y

mecnica de la roca.

Ncleos presurizados

En las operaciones convencionales, las propiedades

del ncleo cambian a medida que el ncleo viaja a la superficie.

La declinacin en la presin y en algn grado en la

temperatura, resultan en una liberacin de los esfuerzos de la roca y con ello, la modificacin de la permeabilidad y porosidad absolutas y efectivas.

La exudacin y la expansin del gas modifica


sustancialmente la saturacin relativa de los fluidos.

Un ncleo presurizado permite obtener muestras que mantengan, lo ms cerca de las condiciones originales, la composicin y las propiedades representativas del yacimiento.

Una vez cortado el ncleo, se presuriza el barril por

medios mecnicos en la parte superior e inferior de la herramienta. Esto debe mantener las condiciones originales.

Para compensar los cambios de presin por enfria-

miento, se tiene una cmara de N2 a presin regula- da.

Una vez en la superficie, el ncleo se congela por

medio de hielo seco o nitrgeno lquido durante 12 horas. La desventaja de esta tcnica es el costo.

Ncleos de pared

Esta tcnica se utiliza para recuperar pequeas mues-

tras de las formaciones ya perforadas a una profundidad predeterminada.

La pistola se baja con cable y se disparan las cma-

ras de recuperacin.

Cada herramienta puede recuperar un promedio de

30 a 50 muestras a diferentes profundidades y pare- des de agujero. Por lo general, esta tcnica se aplica una vez analizados los registros.

El costo es bastante inferior. Las mediciones realiza-

das a los ncleos de fondo, tambin pueden efectuarse a las muestras de pared.

Factores que afectan a los ncleos

Existen dos factores bsicos que afectan los ncleos,

estos son: el lavado de la roca por medio de los fluidos que penetran durante la perforacin y los cambios de presin y temperatura instantneos, a los que son expuestos.

Para el primer caso, durante la perforacin, existe el

problema dado por la penetracin en la roca. Ello provoca un desplazamiento de los fluidos originales (reduccin del contenido de hidrocarburos e incremento del contenido de agua) lo que afecta agre-

gando fluidos diferentes a los originales (figura 5).

15


Expansin

Shrinkage

Expulsin

Fluidos Contenidos

ofrecen un servicio integral, desde el diseo de la

prueba hasta su interpretacin.

Cualquier prueba de pozo tiene una serie de objeti-

HUILF

LH

Aceite Gas

Agua

vos. Estos se ven influenciados por consideraciones

Barril

Yacimiento

6XS

Despus del

Lavado

Fluido original

15

20

70

40

0

0

45

80

30

tcnicas, operacionales, logsticas y por el mismo

comportamiento del yacimiento.

Satisfacer todas las condiciones puede optimar los

tiempos y costos de operacin.

Los servicios integrales incluyen herramientas de fon-

do, equipos de superficie y sistemas de adquisicin de datos.

La adquisicin de datos del fondo del pozo y super-

ficie es un paso esencial para la evaluacin del yaci-

Figura 5 Ejemplo de cambios en la saturacin que se pre-

sentan en un ncleo desde su posicin original hasta con-

diciones superficiales.

Para el segundo caso, la presin y la temperatura

son cambiadas bruscamente provocando un efecto durante la medicin de la permeabilidad, porosidad y resistividad, las cuales comnmente son usadas para definir el factor de resistividad de la formacin, el factor de cementacin y el exponente de saturacin.

Pruebas de produccin

Pruebas de produccin durante la perforacin

Una prueba de formacin "DST" (Drill Stem Test) es

un procedimiento que provee una terminacin tem- poral del pozo, con el propsito de evaluar en forma rpida el contenido de fluidos y las caractersticas de la formacin para determinar si es comercialmente explotable y optimar su terminacin.

Esta prueba utiliza la tubera de perforacin como

medio para conducir los fluidos producidos a la superficie. Ms adelante se describe el aparejo tempo- ral utilizado.

La interpretacin de la variacin de presin es la fuen-

te principal de informacin sobre el comportamien- to dinmico de un yacimiento.

En la actualidad, los avances tecnolgicos en este

rengln son considerables. Y diversas compaas

16

miento y la toma de decisiones de carcter econmi-

co.

En resumen las pruebas DST (Drill Stem Test) se apli-

can a pozos en agujero descubierto o entubado. Unicamente varan en los accesorios del aparejo de prueba; bsicamente en el elemento de empaque y el acondicionamiento inicial del pozo.

Pruebas DST para pozos en perforacin

La aplicacin de estas pruebas es comn durante la

perforacin de pozos exploratorios, para evaluar en forma rpida zonas que por registros presenten posibilidades de contener hidrocarburos. Una prueba bien dirigida permite obtener una gran cantidad de datos tales como: ndice de productividad, dao, permeabilidad relativa, radio de drene, radio de in- vasin, espesor, saturacin, lmites del yacimiento, mecanismo de empuje, contenido de fluidos, etc.

Estos son trascendentales en la toma de decisio-

nes, tales como: si la terminacin es econmica- mente rentable, disear la estimulacin o el fracturamiento en caso necesario, optimar el dise- o de la terminacin, suspender la perforacin, no cementar la tubera de explotacin e inclusive taponar el pozo.

Factores que se deben considerar antes de realizar

una prueba DST

a) Condiciones del pozo:

Historia de perforacin.

Condiciones mecnicas. Verticalidad.

Compactacin de la roca.

b) Condiciones del lodo:

Tipo de lodo.

Densidad.

Viscosidad. Filtrado.

c) Tubera del aparejo de prueba:

Tensin.

Presin de colapso

Pruebas DST para pozos en terminacin.

Las pruebas de produccin en la etapa de termina-

cin del pozo, tienen los mismos objetivos que la prueba en agujero descubierto, con la ventaja de tener cementada la tubera de explotacin. Con lo cual se eliminan riesgos. Se evitan pegaduras por presin diferencial, derrumbes por mala compactacin, irregularidades en el dimetro del agujero, etctera.

Los cuidados necesarios antes de realizar esta prue-

ba, son los mencionados anteriormente.

Secuencia que se debe seguir para realizar con xito

una prueba de formacin:

Objetivos

Diseo de la prueba

Medidores de fondo y superficie

Monitoreo de tiempo real y toma de muestras

De fondo y superficie

Operacin y adquisicin de datos

Validacin de las pruebas

Informe final

Preparacin del pozo Seleccin del equipo

Objetivo de la prueba:

Una prueba exitosa exige un buen diseo y un obje-

tivo bien definido. Aunque no es posible hacer una


lista de objetivos que sea suficiente para cada prue-

ba, los ms comunes e importantes son

Evaluacin e identificacin de los fluidos de la for-

macin.

Medicin de la temperatura de fondo, las variacio-

nes de presin y los gastos.

Determinar la rentabilidad de la terminacin.

Obtencin de la productividad del pozo.

Obtencin de muestras representativas de los flui-

dos de la formacin, para anlisis de laboratorio PVT (Anlisis de presin volumen temperatura).

Determinacin de parmetros tales como permeabi-

lidad, ndice de productividad, dao, etc, para disear en forma ptima la terminacin.

Procedimiento de ejecucin

Paso 1.- Escariar la ltima T.R. con la herramienta

adecuada.

Paso 2.- Acondicionar el agujero y tomar los regis-

tros necesarios (calibracin, de coples, litolgico, etctera.).

Paso 3.- Efectuar reunin de trabajo con el personal

involucrado, explicando el objetivo de la prueba, las normas de seguridad y asignar tareas especficas para evitar errores durante la prueba.

Paso 4.- Armar el aparejo de prueba y probar hidru-

licamente el cabezal de produccin y los preventores con la presin de trabajo de los mismos.

Paso 5.- Bajar el aparejo DST con la vlvula principal

cerrada, llenar el mismo con el fluido previamente determinado (agua, salmuera, etc.) y probarlo hidru- licamente (3 veces como mnimo).

Paso 6.- Mientras se baja el aparejo, instale y pruebe

el equipo superficial (el tanque de medicin, el separador, el quemador, etctera).

Paso 7.- Armar e instalar la cabeza de prueba, las

lneas de control y efectuar la prueba hidrulica.

17


Paso 9.- Anclar el empacador siguiendo las indica-

ciones de la compaa.

Paso 9.- Abra la vlvula principal:

a) Deje 14 kg/cm2 de presin testigo en la TP. b) Cierre los preventores.

c) Aplique presin al espacio anular hasta que obser-

ve variacin de la presin testigo dejada en la TP, lo cual indicara que la vlvula ha sido abierta. Cuantifi- que el volumen utilizado para represionar.

Paso 10.- Abra el pozo al tanque de medicin por el

estrangulador, hasta que se recupere el volumen de fluido programado (1er periodo de flujo).

Paso 11.- Proceda a efectuar el cierre de fondo, ce-

rrando la vlvula principal mediante el depre- sionamiento del espacio anular. La duracin reco- mendada para este periodo es de 2 horas.

Paso 12.- Abra la vlvula principal y efecte el 2do

periodo de flujo, midiendo el gasto en el tanque. La duracin de este periodo ser de 3 horas o el necesario para recuperar el volumen programado.

Paso 13.- Antes de finalizar este periodo de flujo ope-

rar el muestrero.

Paso 14.- Efecte el cierre final desfogando la pre-

sin del espacio anular. El tiempo recomendado para este periodo de restauracin de presin es de dos veces el periodo anterior de flujo, si se present alta productividad y de tres veces si la produccin fue baja.

Paso 15.- Abra la vlvula de circulacin y controle el

pozo por circulacin inversa.

Paso 16.- Desancle el empacador.

Paso 17.- Desconecte la cabeza de prueba y recupe-

re el aparejo de prueba.

Paso 19.- Elabore un informe completo de interpre-

tacin, recomendaciones y conclusiones de la prueba efectuada.


1. Mencionar las principales caractersticas petro-

18

fsicas que se obtienen a partir del anlisis de n-

cleos.

2. Calcular por rumbo y distancia las coordenadas

finales considerando los siguientes datos del tubo conductor.

Rumbo: N35E.

Distancia: 800 metros.

Coordenadas, tubo conductor:

X = 520,320.00

Y = 1,925,300.00

3. Enumerar los factores que deben considerarse al

realizar una prueba de produccin (DST), durante la perforacin.

IV. RECOPILACIN Y ANLISIS DE LA INFORMA-

CIN DE POZOS DE CORRELACIN

Uno de los aspectos ms importantes en el proceso

del diseo de la perforacin de un pozo es el de determinar las caractersticas tcnicas (formaciones a perforar, estabilidad, etc) y problemas que se podran encontrar durante la perforacin del mismo. Esto se puede realizar mediante el anlisis de la informacin generada en el campo.

De la calidad y cantidad de informacin disponible

depender la calidad del proyecto a realizar.

Pozos exploratorios.- la informacin disponible para

el diseo de la perforacin en pozos exploratorios se limita a estudios geolgicos y geofsicos realizados en el campo prospecto. Aunque el ingeniero en perforacin no es el responsable de la localizacin del pozo prospecto, el conocimiento geolgico del rea

le permitir:

-Determinar la geologa del pozo a perforar.

-Identificar anomalas geolgicas que pueden encon-

trarse durante la perforacin.

El empleo de la informacin geofsica, en particular

informacin sismolgica permite determinar la litologa a perforar, presiones de formacin y fractura, propiedades mecnicas de las formaciones y echados de las formaciones.

Pozos de desarrollo.- Si el pozo prospecto es de de-

sarrollo se contar con la informacin generada durante la perforacin de pozos perforados anteriormente en el mismo campo.

Registros geofsicos

La existencia de ciertos registros geofsicos constitu-

yen una poderosa herramienta para predecir lo que se espera en el pozo a disear. Por ejemplo, los registros de resistividad y/o de porosidad nos permiten efectuar una prediccin adecuada de las presiones de formacin y fractura que es una informacin fundamental para poder realizar el diseo apropia- do del pozo a perforar. De la cuantificacin correcta de estas presiones depender la profundidad de asentamiento de tuberas de revestimiento, programas de densidades del fluido de perforacin, diseo de lechadas de cemento y diseo de tuberas de revestimiento; es decir el diseo total del pozo. Adems el hecho de perforar el pozo hasta el objetivo planeado depender muchas veces de la cuantificacin correcta de estas presiones.

La seccin estructural se va correlacionando con los

contactos geolgicos para programar el diseo y asentamiento de tuberas de revestimiento, densidad de los fluidos de control, zona de presiones anormales.

La existencia de zonas problemticas puede com-

prenderse mejor si se cuenta con informacin de carcter geofsico. Las zonas arcillosas son poten- cialmente zonas problemticas durante la perforacin.

La forma en la que el material arcilloso se encuentra

depositado, afecta algunos parmetros, los cuales son obtenidos por medio de los perfiles dependiendo de la proporcin de arcillas presentes, sus propiedades fsicas y la forma en que se encuentran. Estudios al respecto muestran que el material arcilloso se en-

cuentra depositado en tres formas:

Laminar

Estructural

Dispersa

Laminar: Consiste en una serie de lutitas y/o arcillas


en forma laminar, depositadas entre las capas areno-

sas y/o limolticas.

Aunque este tipo de arcillas no tiene mucha ingeren-

cia en la porosidad pero s en los registros, en especial los Rayos Gamma, Induccin de alta Resolucin (HRI).

Estructural: Este tipo de arcilla se encuentra presen-

te en forma de granos o ndulos en la matriz de la formacin, es decir, forma parte del cuerpo, aunque este tipo de arcilla tampoco le afecta la porosidad se considera con las mismas propiedades de las arcillas laminares.

Dispersa: Este tipo de arcilla se encuentra en dos for-

mas diferentes:

En forma de acumulaciones adheridas a los granos

o revistiendo los mismos.

Llenando parcialmente los canales porosos ms pe-

queos (intergranulares, intersticios), este tipo de arcilla reduce la porosidad considerablemente.

Todas las arcillas pueden presentarse simultneamen-

te en la misma formacin, sin embargo por lo general la arcilla predomina en una sola capa o tipo y se han originado "Modelos simplificados", los cuales permiten obtener valores razonables de porosidad y saturacin de agua, dependiendo del tipo predominante de arcilla.

En la prctica y para conceptos de interpretacin se

considera que las arcillas laminares y estructurales, tienen en promedio, las mismas propiedades que las arcillas de las capas adyacentes, ya que tericamen- te estn sometidas a la misma presin de sobrecarga y que son regularmente uniformes.

Comportamiento de los diferentes registros frente a

intervalos o formaciones de zonas arcillosas.

Los registros de resistividad son afectados debido a

las bajas resistividades de las arcillas, esta reduccin es en mayor proporcin en arenas arcillosas de tipo laminar y estructural que en las dispersas.

La curva de SP vara cuando se perfora con lodos

base agua, cuanto ms grande sea la proporcin de arcillas ms reducida ser la desviacin o valor de la

19


curva SP respecto al valor de este en una formacin

limpia de suficiente espesor, que tuviese el mismo tipo de agua de formacin.

Cabe mencionar que adems la presencia de hidro-

carburos, tambin contribuye a reducir an ms el valor de la curva SP y es mayor en arenas arcillosas.

Esta reduccin de la curva SP es ms notoria en las

arcillas tipo laminar y estructural que en la dispersa, la desviacin de la curva una vez corregida por espesor de la capa se le conoce como SSP (Potencial Espontneo Pseudoesttico).

Otros tipos de registros:

Densidad: Es el perfil de la densidad, responde a la

densidad electrnica del medio, la presencia de arcillas en la formacin produce el aumento de la porosidad efectiva que puede obtenerse del registro, ya que por lo general, la densidad de las lutitas estn en el orden de 2.2 a 2.65 gr/cc.

Neutrn: El registro neutrn responde a todo el hi-

drgeno contenido en la formacin, esto tambin incluye el hidrgeno en el agua intersticial presente en las arcillas, lo cual significa que la lectura del perfil se encuentra incrementada por efecto de arcillas presentes en la formacin.

Snico: La presencia de arcillas en la formacin afecta

a la lectura del registro, aumenta dependiendo del tipo de distribucin de la arcilla presente ya sea laminar, estructural o dispersa.

Estas consideraciones aplican ms a formaciones

compactas. Como anteriormente se mencion con los registros anteriores se puede efectuar el clculo de volumen de arcilla (Vsh), para fines de porosidad efectiva y la saturacin de agua.

El anlisis de registros en arenas arcillosas es difcil

especialmente cuando se tienen resistividades bajas en el orden de 1 o 2 ohms y cuando los registros de Densidad Neutrn demuestran pobre desarrollo en la porosidad.

Aos atrs no era muy atractiva la perforacin en

campos con yacimientos en formaciones de este tipo debido a la elevada inversin econmica.

Hoy en da son grandes desafos al perforar y produ-

20

cir a un costo menor. Contamos con herramientas y

tcnicas de nueva tecnologa, las cuales nos ayudan a obtener informacin directa de los fluidos en los yacimientos, as como tambin imgenes de la formacin conjuntamente con sus caractersticas y comportamiento.

Registros de fluidos de perforacin

El diseo de los fluidos de perforacin va en funcin

de la litologa, temperatura, hidrulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundizacin), perfil del agujero, programa de dimetro de agujero y tuberas de revestimiento (convencional, esbelto, ncleos continuos, etc), profundidad del pozo, lo- gstica, daos a la formacin y restricciones ambien- tales.

Los fluidos deben ser desarrollados con las propie-

dades y caractersticas apropiadas para todas las operaciones que se realizarn considerando los costos de los mismos.

Durante la intervencin del pozo se lleva un registro

de fluidos de perforacin con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadsticas de los pozos vecinos.

Los reportes de fluidos describen las caractersticas

fsicas y qumicas del sistema de lodos, los cules se hacen diariamente.

La figura 6 ilustra un formato de reporte del lodo que

incluye la siguiente informacin:

Nombre del Pozo

Fecha

Profundidad

Datos de las bombas de lodo

Equipo para el control de slidos

Densidad

Viscosidad Marsh

pH del lodo

Viscosidad plstica Punto de cedencia

Gelatinosidades

Contenido de cloruros

Contenido del in calcio

Contenido de slidos

Filtrado

Por ciento de aceite

Por ciento de agua

Cantidad de slidos

Temperatura

Filtrado


foracin, destacando la informacin relevante, as

como los problemas encontrados, registros geofsicos tomados, rcord de barrenas, equipo de perforacin utilizado, etc., adems de toda la informacin que se

TUBO PRIMERA SEGUNDA TERCERA CUARTA CONDUCTOR ETAPA ETAPA ETAPA ETAPA

T.R.103/4" BNA14 T.R75/8" BNA9

MATERIALES Y TR24" BNA30" T.R.16" BNA22" 3/4" 1/2" T.R.5" BNA57/8" TOTAL

CONCEPTOS CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD

BARITA TON 0TON

DIESEL 87.0611 MB 34.36 MB 6980.95 MB 710292 MB

OXIDO DE CALCIO

SECUESTRANTE H2S

CONT. CIA. DRILLINGFUIDS MI. 0TON OBT. CELULOSICO MED 0TON

OBT CELULOSICO FINO 0

AGUAQUIM

SUBTOTAL MAT. QUIMICO (COSTO) 7102.92

TIPO DE LODO Y DENSIDAD BENT. 1.08 KLA-GARD 1.25 E.I.DENS=1.47 E.I.DENS 1.55 E.I.DEN.0.90-0.89

VOLUMEN RECIBIDO Y COSTO MB 129 MB 1045.5 MB 597 MB 7775.95 MB 9547.45 MB VOLUMEN ENVIADO Y COSTO 129 MB 140 MB 60 MB 131 MB 395 MB 855 MB

VOLUMEN PERDIDO Y COSTO 140 MB 315 MB 787.5 MB 366 MB 7380.95 MB 8989.49 MB

SERV. INT. FLUIDO MANTTO. E.T. (CIAMI.) 1741.73 MB 1741.73 MB ATN. TECNICA POR MANTTO. (CIA. MI.) 43 DAS 43 DAS CONTRATO INT. DE FLUIDO CIAS (MI.) 50 MTS 850 MTS 2200 MTS 840 MTS 392 MTS 4332 MTS MATERTIAL CONTINGENCIAS (LODOS/P) 0 MB 160 MB 160 MB SERV. INT. ATN. TECNICA 3 DIAS 13 DAS 34 DAS 40 DAS 35 DAS 125 DAS

BARITA PROPORCIONADA POR CIA. 63.88 TON. 260.19 TON 516.995 TON 787.1 TON. 1628.13 TON

CONTT. CIA. CONTROL SOL COMSERTEC 8 DAS 13 DAS 34 DAS 40 DAS 79 DAS 174 DAS

SERV. MANTTO GRAL. EQ. CONV. CONT. SOL SERV. 1 SERV. 1SERV.

SERV. LIMPIEZA INT/EXT. DE TUBERIA 35 DAS 35 DAS 70 DAS

SERV. RETROESCAVADORA DAS 9 DAS 8 DAS 17 DAS COSTO SANEAMIENTO DE RECORTES 0MB

SUBTOTAL SERV. POR CONTRATOS

FECHA INICIO Y TERMINO 17/01 AL 19/01/9820/01 AL 1/02/98 2/02 AL 7/03/98 8/03 AL16/04/98 17/04 AL 25/06/98

METROS PERF Y DESVIADOS 50 MTS 850 DAS 2200 MTS 840 MTS 590 MTS 4530 MTS

COSTO POR METRO PERFORADO 0MB

RECORTES TRANSPORTADOS VIAJES 00DAS

AGUA RESIDUAL TRANSPORTADA 1 VIAJ 1VIAJ COSTO POR TRANP. MQ. LODO DIESEL VIAJ 17 VIAJ 8 VIAJ 430 VIAJ 455 VIAJ

SUBTOTAL SERVICIOS DE APOYO

PROBLEMAS*

1.- CLASIFICACIN2.- PRDIDADECIRC. 3.- PEGADURA4.- PESCA5.- DERRUMBE6.- RESISTENCIA7.- FRICCIN8.- ATRAPAMIENTO9.- DESVIA, POZO

Figura 6 Formato de reporte diario de fluidos de perforacin.

Enjarre

Historia de perforacin

Registra todos los eventos ocurridos durante la per-

considere pertinente.

Resumen de operaciones

Se realiza un programa resumido de las operaciones

que se ejecutan durante la intervencin del pozo, as

21


como al trmino del mismo se hace un resumen

operacional el cul consiste en un informe de operaciones donde se van detallando las operaciones a medida que se est interviniendo el pozo, con sus operaciones normales, problemtica que se presen- ta, como fue solucionada, asentamientos de tuberas de revestimiento, cementaciones, das de duracin de cada etapa de perforacin, cambio de etapa, das totales.

Todo lo anterior es con la finalidad de tener esta-

dstica y conocer ms el campo, verificando el tiempo programado durante la intervencin con el tiempo real, correlacionando para las futuras pro- gramaciones de perforacin en el mismo campo.

Distribucin de tiempos

En el programa detallado para la perforacin de

un pozo, se tiene el tiempo estimado en perforar.

La distribucin de tiempos de los pozos vecinos pre-

viamente perforados sirven como referencia as como las estadsticas y el tiempo real que utilizaron por ejem-

plo:

Perforando

Registros geofsicos

Preparativos e introduccin de T. R.

Preparativos y cementando

Instalacin o desmantelacin de BOPS o CSC

(Preventores o conexiones superficiales de control)

Probando BOPS o CSC

Circulando

Viajes, armar, desconectar. barrena., herramienta,

tubera de perforacin.

Desplazando fluidos

Cortando y recuperando ncleo

Rebajando cemento, pruebas de tuberas de re

vestimiento.

Servicios direccionales

Deslizando y cortando cable

Plticas de seguridad o simulacros

Esperando fraguado

22

Es muy importante correlacionar para las futuras pro-

gramaciones y diseos de perforacin en el mismo campo.

En la figura 7 se ilustra un formato de la distribucin

de tiempos en la perforacin de un pozo.

Registro de barrenas

En cada pozo que se va interviniendo se lleva un

registro de barrenas con la finalidad de programar en el prximo diseo de pozo las barrenas ideales para cada formacin y condiciones de operacin ptimas de trabajo para cada etapa.

La estadstica consiste en:

Nm. de Barrenas

Caractersticas

Rendimiento

Condiciones de operacin

Fluido

Desgaste

Observaciones

En la figura 8 se ilustra un formato del registro de

barrenas:

Configuraciones estructurales

La ubicacin estructural para el diseo de un pozo

de desarrollo proporciona informacin valiosa para el inicio de los trabajos ya que de ellos depende en gran parte el xito de la perforacin.


1. Qu permite conocer el aspecto geofsico del rea

donde se perfora?

2. Para qu nos sirven los registros geofsicos, al

planear la perforacin de un pozo?

3. En qu formas se encuentra depositado el mate-

rial arcilloso?


geofsicos

geofsicos

Figura 7 Formato de la distribucin de tiempos en la perforacin de un pozo.

23


Figura 8 Formato del registro de barrenas de un pozo en perforacin.

24

V. DETERMINACIN DE LOS GRADIENTES

DE PRESIN (FORMACIN Y FRACTURA)

La bsqueda de hidrocarburos ha obligado a perfo-

rar a mayores profundidades. Esto exige a la Indus- tria Petrolera retos cada vez mayores y difciles de vencer. Entre estos retos, se encuentra la determinacin adecuada de la densidad del lodo para atravesar las diferentes capas terrestres, la determinacin del asentamiento de las tuberas de revestimiento y la geometra del pozo.

El conocimiento exacto de los gradientes de forma-

cin y de fractura, juegan un papel de gran impor- tancia en las operaciones de perforacin y terminacin de pozos. Constituyen la base fundamental para la ptima programacin del lodo de perforacin y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberas de revestimiento para mantener el control del pozo. Con programas de perforacin bien planea- dos se reduce el dao causado por el lodo a las formaciones productoras, se aumenta al mximo el ritmo de penetracin y se disminuyen considerablemente los problemas provocados por un mal asentamiento de las tuberas de revestimiento, especialmente en zonas con presin anormal donde la presin de formacin puede estar muy cercana a la de fractura. Por lo que, el entendimiento del origen, la deteccin y evaluacin de las presiones de formacin y de fractura es sumamente importante, espe-

cialmente en la perforacin de tipo exploratorio.

El mtodo ms efectivo para planear la perforacin

de un pozo y determinar cmo se llevar el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el perfil se comparan las relaciones entre la presin de formacin, el gradiente de fractura y el peso del lodo a utilizar durante la perforacin. Tiene ms relevancia cuando se trata de un pozo sobre presionado.

El conocimiento de ciertos principios geolgicos y

leyes fsicas es til para comprender el estudio de presiones anormales. Sin embargo, la interpretacin real de los datos generados durante la perforacin y aquellos obtenidos de los registros geofsicos, est basada principalmente en la experiencia. Por ello la interpretacin prctica de datos de campo nos dar


la mejor evaluacin de los gradientes de formacin y

de fractura.

En los ltimos aos, se han desarrollado varios m-

todos y softwares para la estimacin de los gradientes de presin y de fractura, los cuales son la base fundamental para seleccionar en forma adecuada las zonas de asentamiento de las tuberas de revestimien- to y determinar las densidades del fluido de perforacin para las diferentes etapas del pozo.

La existencia de formaciones geolgicas altamente

presurizadas en el subsuelo han causado severos problemas durante la perforacin y terminacin de pozos en muchas reas petroleras del mundo. En ocasiones han generado la contaminacin del entorno ecolgico, la prdida de vidas humanas, la prdida de reservas de hidrocarburos y grandes erogaciones econmicas para su control y la forma para reme- diar los daos causados.

En nuestro pas, las formaciones con presiones anor-

males se encuentran en un rango de edades geolgicas que van desde el Terciario hasta el Jursico, en profundidades desde unos cuantos metros hasta ms de 5 mil en zonas tanto terrestres como costa afuera.

En la actualidad, con la explotacin de los horizon-

tes productores y una baja importante en la presin de los mismos, ha tenido un impacto importante en las zonas de transicin que separan las zonas sobrepresionadas de las productoras, en donde muchas veces se presentan prdidas de circulacin y obligan a la cementacin de tuberas de revestimiento que se encuentran fuera de programa. Con el conocimiento del comportamiento que presentan los pozos, se ha logrado atenuar la problemtica descrita. Sin embargo, es evidente que se requiere una actualizacin y divulgacin efectiva de los cono- cimientos necesarios para controlar este tipo de problemas.

Cabe mencionar que los cambios de presiones estn

ligados -entre otros casos- a cambios de temperatura y permeabilidad de los yacimientos, atribuibles a cambios mineralgicos de las formaciones y por con- siguiente, a cambios laterales o verticales de facies y planos de falla.

25


Se presentan los principios fundamentales en rela-

cin al trmino de presiones de formacin y de fractura, su uso y origen. Por otra parte, se ofrece un ejemplo de evaluacin y experiencias adquiridas en el manejo de las presiones anormales y su aplicacin en el desarrollo de la perforacin del Campo Sen.

De la diversidad de tecnologas aplicadas, se resalta la

determinacin de las propiedades mecnicas de las rocas, a partir del registro snico digital. Complementada con la aplicacin de la metodologa conocida en la determinacin de los puntos de asentamiento de las tuberas de revestimiento, desde los perfiles de gradientes de poro y fractura. As se obtienen resultados satisfactorios.

Gradientes de formacion y de fractura

Las propiedades de las formaciones lutticas se utili-

zan para predecir y estimar la magnitud de las presiones anormales en las formaciones debido a sus caractersticas, y adems constituyen un gran porcentaje de los sedimentos depositados en las zonas petroleras.

Debido a que los estratos lutticos son notablemente

sensibles a los procesos de compactacin, estos han constituido una valiosa ayuda en la deteccin y cons- truccin de perfiles de presin. Cuando el agua intersticial es libre de escapar, se desarrollan presiones normales en las formaciones, la compactacin de las lutitas es funcin principalmente de la profundidad. Por lo tanto, a mayores profundidades de enterramiento, es mayor el grado de compactacin y la densidad que exhiben.

Las rocas lutticas con presiones arriba de la normal,

presentan una porosidad mayor que la de una formacin de las mismas caractersticas con presin

nadas de agua con alto contenido de sales minera-

les.

Una de las mejores herramientas usadas tanto para

la deteccin como para la estimacin de las zonas con presiones anormales, son aquellas que utilizan los datos obtenidos de los registros geofsicos, principalmente los snicos que estn menos influenciados por las caractersticas del lodo usado durante la perforacin.

Conceptos fundamentales

Se hace una breve descripcin de las teoras bsicas

que explican el origen de las presiones anormales en el subsuelo, as como definiciones y conceptos bsicos necesarios para una mejor comprensin del tema.

Presin hidrosttica

Es la ejercida por el peso de una columna de fluido

sobre una unidad de rea. No importa cul sea el rea de la seccin de la columna y se expresa de la

siguiente manera:

Ph = pD/10 {Kg/cm2}

La presin hidrosttica es afectada por:

Contenido de slidos.

Gases disueltos.

normal, debido a que contienen una mayor canti-

dad de fluido. Como resultado de lo anterior, los parmetros de las lutitas sensibles a la compactacin y obtenidos de los registros, son graficados contra la profundidad para determinar una tendencia normal de compactacin. La forma y la pendiente de esta tendencia es caracterstica de las formaciones

D

A

de una regin geolgica, de un solo campo y algu-

nas veces, solamente de un bloque fallado.

Los comportamientos tpicos que presentan la resistividad y conductividad en zonas anormales, tambin pueden ser originados por formaciones impreg-

26

Figura 9 Presin hidrosttica.

La diferencia de gradientes de temperatura del flui-

do.

Presin de sobrecarga

Es la presin ejercida por el peso combinado de la

matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes. Se expre-

sa de la siguiente manera:

S = peso matriz rocosa + peso fluido intersticial

S = (1 -)R g D +f g D

D


dio del gradiente de sobrecarga es 0.231 Kg/cm2/m,

que corresponde a una densidad media del sistema roca-fluido de 2.31 g/cm3.

El gradiente de sobrecarga vara de un lugar a otro

y debe calcularse para cada zona en especial. Para calcular la presin de sobrecarga se deben leer datos del registro de densidad a varias profundidades y considerar que la densidad de la roca vara linealmente entre dos profundidades, as como determinar la densidad promedio.

En la zona del terciario de la zona continental del

Golfo de Mxico, la presin de sobrecarga podra

aproximarse as:

S = 0.231 Kg/cm2/m

Porosidad

Esfuerzo de sobrecarga (prof.)

Gdn

Figura 10 Presin de sobrecarga.

brecarga :

GSC = (1 -)R +R

Donde:

GSC = Gradiente de sobrecarga (gr/cm3)

aie ret

de So-

Figura 11 Efecto del esfuerzo de sobrecarga sobre

la porosidad de formacin durante la compactacin normal.

Presin de formacin

La presin de formacin es aquella a la que se

encuentran confinados los fluidos dentro de la formacin. Tambin se le conoce como presin de

poro.

= Porosidad promedio de las formaciones enci-

ma de la profundidad del punto de inters (%).

R = Densidad promedio de las rocas encima del

punto de inters (gr/cm3)

Puesto que la porosidad no disminuye en forma li-

neal con la profundidad bajo una compactacin normal de sedimentos, entonces el gradiente de sobrecarga nicamente se incrementa con la profundidad, pero no en forma lineal (figura11). Un valor prome-

Las presiones de formacin o de poro que se en-

cuentran en un pozo pueden ser normales, anorma-

les (altas) o subnormales (bajas).

Generalmente, los pozos con presin normal no

crean problemas para su planeacin. Las densidades del lodo requeridas para perforar estos pozos varan entre 1.02 y 1.14 gr/cm3. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir TRs adiciona- les para cubrir las zonas dbiles o de baja presin

27


cuyo origen puede ser: factores geolgicos,

tectnicos o yacimientos depresionados por su explotacin.

Las presiones anormales se definen como aque-

llas presiones mayores que la presin hidrosttica de los fluidos de formacin. Considerando una capa de sedimentos depositados en el fondo del mar, a medida que ms y ms sedimentos se agre- gan encima de la capa, el peso adicional los com- pacta. Parte del agua existente en los espacios porosos se expulsa por la compactacin. Mientras este proceso no sea interrumpido y el agua subsuperficial permanezca continua con el mar arriba, la presin dentro de la formacin se dice que es normal o hidrosttica.

A la presin de formacin generalmente se le llama

gradiente de presin. Estrictamente no lo es: ya que el gradiente de presin se obtiene dividiendo la presin de formacin entre la profundidad. Sus unida- des sern Kg/cm2/m lb/pg2/pie. Sin embargo en la perforacin se ha hecho costumbre utilizar densidades como gradiente.

Si los fluidos de formacin son agua dulce, el gradiente normal gn = 1.00 gr/cm3 = 0.1 Kg/cm2/m

= 0.433 lb/pg2/pie.

El gradiente normal en el subsuelo vara entre las

diferentes provincias geolgicas, debido a que los fluidos del subsuelo contienen cantidades varia- bles de slidos disueltos y gas, y estn sujetos a diferentes temperaturas y presiones. Por esto mismo en regiones costeras, el fluido de formacin es agua que contiene aproximadamente 80,000 ppm de cloruros (agua salada), con una densidad de 1.07 gr/cm3 ( 8.91 lb/gal), que es el gradiente normal aceptado para regiones costeras. En zonas terrestres, se ha observado que los gradientes de presin normal varan de 0.98 a 1.06 gr/cm3 (8.18 a 8.83 lb/gal). Debido a que en muchas de estas reas prevalecen las presiones subnormales, en ocasiones, el gradiente normal se define como

un valor igual al del agua dulce. Esto es gn = 1.0

gr/cm3 (8.33 lb/gal) para zonas terrestres.

Una forma prctica y sencilla para describir las pre-

siones anormales, o sea aquellas en las cuales el fenmeno hidrosttico se interrumpi, es como sigue:

Pa = 0.1 x gn x Prof. + p

28

Donde:

Pa = Presin anormal de formacin (kg/cm2).

p = Incremento de presin (Kg/cm2)

Pa = ga x Prof.

Donde:

ga = Gradiente de presin anormal (Kg/cm2/m).

En la figura 12 puede compararse el gradiente de presin anormal ga con el de presin normal y el

subnormal gsn.

Resumiendo, las presiones de formacin pueden ser:

Subnormales Cuando son menores a la normal,

es decir, a la presin hidrosttica de la columna de fluidos de formacin extendida hasta la superficie.

Normales Cuando son iguales a la presin hidrosttica

ejercida por una columna de fluidos de formacin extendida hasta la superficie. El gradiente de presin normal es igual a 1.07 gr/cm3 (8.91 lb/gal) en zonas costa fuera y 1.00 gr/cm3 (8.33 lb/gal) en reas terrestres.

Anormales Cuando son mayores a la presin

hidrosttica de los fluidos de formacin.

Las presiones anormales afectan el programa de per-

foracin del pozo en muchos aspectos, dentro de

los cuales se tienen:

La seleccin del tipo y densidad del lodo.

La seleccin de las profundidades de asentamien-

to de las tuberas de revestimiento.

La planeacin de las cementaciones.

Adems, debern de considerarse los siguientes pro-

blemas que se pueden derivar de las altas presiones:

Brotes y reventones.

Pegaduras de la tubera por presin diferencial.

Prdidas de circulacin por usar lodos densos.

Derrumbes de lutita.

0

t 2 B h q v r r i h y

t 2 B h q v r r h y

t h 2 B h q vr r h h y


Proceso de compactacin

El proceso de sedimentacin involucra la depo-

sitacin de capas o estratos de partculas de diferentes rocas. A medida que estas capas continan depositndose, se incrementa la presin de sobrecarga y las capas inferiores de sedimentos son for- zadas hacia abajo para permitir mayor depositacin en la superficie. En condiciones normales

Q

S

PA

V

I

9

D

9

6

9

Q

D

@

T

2000

4000

6000

8000

10000

1200 0

t

T

V

7

I

P

S

H

6

G

t

tp

t p 2 B h q v r r q r i r p h t h

6IP SH 6G

th

I

P

S

H

6

G

de perforacin, la presin de formacin es la ni-

ca que interesa ya que es capaz de producir flujo de fluidos hacia el agujero bajo ciertas condiciones geolgicas. La manera en que la matriz rocosa absorbe el aumento de la presin de sobrecarga, servir para explicar la generacin de presiones anormales en este ambiente.

La forma ms simple en que la matriz rocosa pue-

de incrementar su resistencia es aumentar el con-

0

140

280

420

560

700

840

tacto grano a grano de las partculas individuales

Q r vy q r s h p vy . v/

Figura 12 Gradientes de formacin.

Presin de fractura

Es la fuerza por unidad de rea necesaria para ven-

cer la presin de formacin y la resistencia de la roca.

La resistencia que opone una formacin a ser fractu-

rada, depende de la solidez cohesin de la roca y de los esfuerzos de compresin a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesin de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se aaden los esfuerzos de compresin de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y la mayora de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presin terica de sobrecarga).

Figura 13 Gradientes de fractura.

de la roca. Esto implica que la porosidad resultan-

te debe disminuir con la profundidad bajo condiciones sedimentarias normales. Si el proceso de compactacin normal de la porosidad se interrum- pe no permitiendo que los fluidos en los espacios porosos se escapen, la matriz rocosa no podr aumentar el contacto grano a grano. O sea, su capacidad para soportar presin de sobrecarga. Producir presiones de fluido mayores que las normales.

Por ejemplo:

Se puede considerar en un caso cualquiera de

compactacin normal, que el gradiente de sobrecarga sea igual a 2.30 gr/cm3, y como la presin de formacin es normal e igual a 1.07 gr/cm3, entonces se puede establecer la siguiente igualdad.

Presin de sobrecarga = Esfuerzo de matriz + Pre-

sin de formacin.

En gradientes, sera:

2.30 = 1.23 + 1.07

Esto significa que si se tomara un plano horizontal

de rea unitaria, podra considerarse que el 53.5% de esa rea estara ocupada por los granos de roca y el restante por los fluidos contenidos en el espacio poroso. (Figura 14).

29


1

Area total = 1.00

do general usado para predecir la presin de poro

utilizando la velocidad de perforacin ha sido el exponente dc. Este no toma en consideracin cualquier cambio en la compactacin de la lutita y por

1 Area Rocosa = 0.535

Area de fluidos = 0.465

Figura 14 Compactacin normal.

En el caso de que el proceso normal de compactacin

haya sido interrumpido, entonces el contacto grano a grano no se incrementara lo suficiente. Por lo tan- to, mayor cantidad de fluidos quedaran atrapados. En la figura15 se ilustra la distribucin unitaria que se presentara en este caso,en la cual el gradiente del esfuerzo de la matriz rocosa sera = 0.99 gr/cm3 y el gradiente de formacin sera 1.31 > 1.07 gr/cm3, el cual ya es anormal.

1

esta razn su aplicacin es limitada. Para que el m-

todo sea ms cercano a la realidad se debe conocer el coeficiente de compactacin de la lutita, y la compactacin de la lutita bajo la barrena es una rela- cin directa de la presin diferencial. Este coeficiente puede determinarse de registros elctricos o de pruebas en laboratorio.

Cuando se utilice la ecuacin de Eaton para el clcu-

lo de la presin de poro, se debe considerar la compactacin de la lutita. Por ejemplo, considerando la compactacin de la lutita en la ecuacin de Eaton para calcular el gradiente de presin de poro para lutitas en la costa del golfo utilizando la

conductividad, es:

Pp = (GSC) - [(GSC) - (GPN)] (Cn/Co)c

Esta ecuacin da buenos resultados en lutitas del

Plioceno y Mioceno. Para lutitas del Oligoceno en el sur de Texas, generalmente se obtienen mejores re-

1

Area total = 1.00

Area Rocosa = 0.465

< 0.535 (normal)

Area de fluidos = 0.535

sultados si el exponente toma en cuenta que las lutitas

ms viejas estn menos compactadas cuando se aplica presin diferencial.

Origen de las presiones anormales

> 0.465 (normal)

Figura 15 Compactacin Anormal.

Para que las presiones anormales queden atrapadas

dentro de su ambiente y no se disipen, es necesario que un mecanismo de sello est presente. El sello que ms se encuentra en las cuencas sedimentarias es la depositacin rpida de un estrato rocoso de baja permeabilidad como una lutita limpia. Esta reduce el escape normal del fluido. Causa sub- compactacin y presiones anormales de fluidos. El sello tambin ocurre como resultado natural de prdida de permeabilidad por la compactacin de sedimentos de grano fino, como arcillas o evaporitas.

Ecuacin de Eaton:

La tcnica para la determinacin de gradientes de

formacin y de fractura, fue desarrollada para ser aplicada en lutitas ya sean suaves o duras. Un mto-

30

Las pocas geolgicas en que se han encontrado

presiones anormales pertenecen a las eras, Zeno- zoica, Mesozoica y Paleozoica. Estadsticamente, las zonas de presiones anormales se encuentran con mayor frecuencia en sedimentos del periodo Tercia- rio. Sin embargo, las presiones anormales del periodo Jursico son en ocasiones las de mayor magnitud. Requieren densidades de lodo mayores de 2.40 gr/cm3 (20 lbs/gal).

Aunque el origen de las presiones anormales sigue

siendo una incertidumbre, existen varios mecanismos que tienden a causarlas.

En la mayora de las zonas estudiadas, existe una

combinacin de cualquiera de los siguientes meca-

nismos:

Nivel piezomtrico de fluido.


Caractersticas del sistema roca-fluido. de la formacin.

Ritmo de sedimentacin y ambiente de deposito.

Actividad tectnica.

Fenmeno de diagnesis.

Represionamiento o recarga.

Fenmenos osmticos y de filtracin.

Efectos termodinmicos.

Nivel piezomtrico de fluido

Cuando una capa porosa y permeable aflora y est

confinada por otras capas impermeables, el fluido al- canza un nivel piezomtrico regional mayor. En teora, es una arena somera que aflora en montaas someras a una elevacin considerablemente ms alta que la elevacin del pozo. El agua que entra en el afloramien- to influencia la presin encontrada en el pozo. No obs-

La acumulacin de hidrocarburos tiene un incremen-

to de energa cercano al efecto de flotacin del agua desplazada. La sobrepresin generada depende del contraste entre las densidades de los hidrocarburos y del agua desplazada, as como de la altura de la columna de hidrocarburos.

El gradiente de una columna de gas es de 0.068 psi/

pie. La sobrepresin en la cima de la columna de gas y agua (Figura 17.) se puede calcular de la siguiente

manera:

phc = (pw /D-pg/D) h

Donde:

pw/D = Gradiente del agua

pg/D = Gradiente del gas

tante que es una presin hidrosttica natural, produce

el efecto ilusorio de una geopresin, debido a la altura

h

= Altura de la columna de gas.

incrementada de la columna. Esto se manifiesta al per-

forar un pozo artesiano (Figura 16.).

En este sistema, las sobrepresiones resultantes van

desde pequeas hasta moderadas. Sin embargo, algunas veces llegan a ser considerables.

La presin en la cima del gas, Phc, se obtiene su-

mando la presin en el contacto agua/gas con la

sobrepresin calculada con la ecuacin anterior:

Phc =f (D + h) + (w -hc) h

Ivry vrpvp rtvhy

Qhrvh DPhc

hGAS/ACEITE

8hhh

rrhiyr

Qrvy6hy

AGUA

8hhvrrhiyr

Figura 16 Presiones anormales generadas por

un nivel piezomtrico alto.

Caractersticas del sistema roca-fluidos

En yacimientos cerrados, tales como en formacio-

nes lenticulares, anticlinales y formaciones con grandes buzamientos, las sobrepresiones se pueden generar si existe una acumulacin de fluidos de baja densidad, como el gas y aceite, desplazando el agua

Pf

Figura 17 Sistema roca fluidos.

Para una acumulacin de aceite, se aplica el mis-

mo procedimiento, nicamente substituyendo el

gradiente de gas(pg/D) por el del aceite(po/D) en la

frmula.

Las zonas sobrepresionadas pueden asociarse con periodos de rpida depositacin, donde la tendencia

31


al equilibrio hidrulico que acompaa a una

compactacin normal se ve interrumpida por alguna restriccin que impide la expulsin de los fluidos. Esta puede ser un sello resultante de la cementacin de arenas y lutitas por sal, calcita, anhidrita, etctera.

Ritmo de sedimentacin y ambiente de dep-

sito

Durante el proceso de sedimentacin y com-

pactacin, se genera una energa potencial en el interior de la roca en las formaciones compactadas. Como resultado, se tiene un flujo de fluidos intersticiales hacia zonas permeables y porosas con presin ms baja, hasta establecer el equilibrio que prevaleca del depsito de los nuevos estratos (Figu- ra 18).

Otro factor que afecta el desarrollo de presiones anor-

Sello formado por

Absorcin

profundidades ms someras. Si la presin original

de la formacin es retenida, entonces se pueden generar presiones anormales.

El proceso geolgico que empuja hacia arriba una

formacin profunda tambin tiende a liberar una

sobrecarga.

Esto indica que las presiones anormales producidas

as, estn en funcin de la diferencia entre la profundidad original y la nueva profundidad.

Principalmente, dependen de la profundidad origi-

nal. Para desniveles iguales se tendrn mayores presiones.

El fallamiento tambin puede crear presiones anor-

males cuando los movimientos tectnicos producen fallas o fisuras de gran magnitud en la corteza terres- tre. Entonces, las presiones de formacin profundas pueden escapar e introducirse en formaciones ms someras.

preferencial

de agua

)RUPDFLyQ precipitacin de

DUFLOORVD slice y carbonatos

Las sobrepresiones pueden ser el resultado de

fallamientos locales o regionales, plegamientos, corrimientos y desprendimientos laterales, repre- sionamientos causados por cadas de bloques falla- dos (Figura 20), movimientos diapricos de sal y/o lutita, temblores, etc.

El agua residual es ms salina

Zona de alta permeabilidad y alta presin

Figura 18 Ritmo de sedimentacin.

males es el ambiente de depsito, es decir, un ritmo

alto de sedimentacin generalmente no desarrolla sobrepresiones, si el contenido de arena en la columna es alto.

Actividad tectnica

3000 m

P = 326 Kg/cm2

2400 m

Ejemplo: 2000 m de Levantamiento.

GPF=Pp = 326 = 0.136

En zonas de movimientos subterrneos significativos

se pueden crear ambientes geopresionados por el levantamiento o fallamiento de las capas o estratos (figura .19.). Las formaciones normalmente compactadas a gran profundidad pueden levantarse a

32

Pp = GPF x P = 326 Kg/cm2

Figura 19 Efecto de los levantamientos en las presiones

de los fluidos.


a) Montmorillonita antes de la diagnesis.

Figura 20 Cada de bloques afallados

Efectos diagenticos

Es bsicamente la alteracin qumica de los sedimen-

tos y su composicin mineral, posterior al deposito, por procesos geolgicos. Se cree que las lutitas y los carbonatos sufren cambios en su estructura cristalina que contribuyen a la generacin de presiones anormales. El proceso de diagnesis incluye la formacin de nuevos minerales, redistribucin y recristalizacin de las sustancias en sedimentos y litificacin.

Diagnesis en secuencias de arenas y lutitas

La montmorillonita, el material predominante de al-

gunas lutitas, se altera a illita bajo condiciones de presiones y temperaturas elevadas que van aunadas al sepultamiento (Figura 21).

La hidratacin puede ocurrir a temperaturas mayo-

res de 221 F segn la profundidad. Esta alteracin libera agua aproximadamente igual a la mitad del volumen de la montmorillonita alterada.

Con el continuo enterramiento, el fluido contenido

en la roca absorbe el incremento de carga generan- do una sobrepresin.

El gradiente de temperatura aumenta notablemente

en la cima de las zonas de alta presin, debido a que los minerales tienen mayor conductividad trmica que el agua. De ah los cambios bruscos en el perfil de temperatura, al perforar un pozo con un alto contenido de agua y se supone que la salida de fluidos fue interrumpida ocasionando una sobrepresin.

b) Prdida de agua de poro y de hidratacin convierte la

montmorillonita en illita.

c) La prdida del agua de hidratacin

d) Etapa final de compactacin.

Figura 21 Diagnesis en secuencias de carbonatos.

33


Se crean barreras impermeables en las secuencias

porosas y permeables. Se restringe la salida de los fluidos. En este proceso se genera gran cantidad de energa potencial.

Disminucin

de presin.

M

Incremento

EM

El cambio entre las zonas normalmente compactadas

FLUJO OSMOTICO

ME

H2 O

BM

y las de presin anormal es muy brusco. De ah que

RB

A H2 O

A

R

N

Cl-

en este proceso la perforacin sea muy peligrosa.

G

AA

N

S

A

U

SA

E

L

El riesgo de alta presin durante la perforacin de

A H2 O

M

S

EI

Cl-

M

carbonatos es variable debido a que su permeabili-

dad es muy inconsistente.

P

U

H2 O

M-

MII

-P

IE

H2 O

U

E

R

RM

R

Represionamiento o recarga

H2 O

MP

EEA

Cl-

BR

ML

Las presiones anormales tambin se generan por re- .E FLUJO OSMOTICO

carga de fluidos dentro de la zona porosa y

permeable. Si existe una redistribucin de fluidos por

flujo a travs de un conducto de otra zona porosa y permeable.

El conducto puede ser una falla, fisura o un agujero.

La energa potencial que se genera se transfiere por:

1. Fluidos de baja densidad (aceite o gas) del yaci-

miento normal o anormalmente presionado.

2. A travs de la transferencia de agua de la forma-

cin anormalmente presionada.

El balance de energa hidrulica sera el siguiente:

La energa potencial es igual a la energa contenida

en la zona de aporte de fluido, menos la energa necesaria para levantarlo de una zona a otra contra la gravedad, menos la energa necesaria para vencer la friccin.

Fenmenos osmticos y de filtracin

La presin osmtica se genera cuando dos solucio-

nes de diferente concentracin, o un solvente puro y una solucin, estn separados por una membrana semi-impermeable.

El flujo osmtico se desarrolla hasta que el potencial

qumico es el mismo en ambos sentidos de la membrana (Figura 22.).

Para una solucin dada a condiciones isotrmicas, la pre-

sin osmtica es directamente proporcional a la diferencia de concentraciones y aumenta la temperatura.

34

Figura 22 Flujo osmtico a travs de una membrana semi-

impermeable.

Efectos termodinmicos

Los procesos termodinmicos pueden contribuir al

desarrollo de

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Diseño de La Perforación de Pozos