Presión de fractura.docx

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE LA CHONTALPA

Ingeniería Petrolera Materia: Ingeniería de perforación de pozos Trabajo: subtema 1.2. - Presiones de fractura Profesor: Mto. Ing. Tomas Gómez Sánchez Alumno: Jesús Antonio Rivera Pérez No Control: 121160397 Grado: 7° semestre Grupo: “C” Turno: Vespertino

Contenido Presión de fractura.............................................................................................. 5 Definición de presión de fractura.....................................................................5 Métodos para determinar la presión de fractura..............................................5 Predicción de la presión de fractura (métodos predictivos).............................6 Ecuación de Hubert y Willis..........................................................................6 Correlación de Matthews y Kelly...................................................................6 Correlación de Pennebaker...........................................................................7 Correlación de Eaton..................................................................................... 7 Correlación de Macpherson y Berry...............................................................7 MÉTODOS VERIFICATIVOS (PRUEBA DE GOTEO...............................................7 PRESIÓN DE GOTEO (LOP):........................................................................... 8 PRESIÓN DE RUPTURA:................................................................................. 8 PRESIÓN INICIAL DE CIERRE (ISIP):...............................................................8 ESFUERZO MÍNIMO (MS):.............................................................................. 8 CONCLUSIONES................................................................................................ 9 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................................10

Introducción La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser muy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón. El conocimiento previo de como la presión de fractura de formación varía con la profundidad pudiera ser igual de importante como el conocimiento previo de como la presión de poro varía con la profundidad cuando se tiene planeado perforar pozos muy profundos los cuales atravesarán formaciones con presiones anormales. Las técnicas para determinar la presión de fractura, al igual que las de poro, incluyen métodos predictivos y de verificación. La planeación inicial debe sustentarse en datos de fractura de formación, obtenidas a través de métodos predictivos. Después de que el revestido es colocado y cementado, la resistencia anticipada a la fractura de la formación debe ser verificada por medio de una prueba de presión antes de continuar la perforación para la siguiente etapa.

Objetivo

Comprender la importancia de identificar las presiones de fractura asi como también analizar el comportamiento de estas y los métodos de predicción.

Presión de fractura Definición de presión de fractura Fractura es la separación bajo presión en dos o más piezas de un cuerpo sólido. La palabra se suele aplicar tanto a los cristales o materiales cristalinos como las gemas y el metal, como a la superficie tectónica de un terreno. La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser muy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón. Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia matricial de la roca. Esta resistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la misma y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga total). Es la presión que resiste la formación antes de abrirse o fracturarse en un punto dado del hoyo. Para que ocurra la fractura es necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor que la suma de la presión de poros más la componente horizontal de la presión de sobrecarga. La presión de fractura se define como la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca. La resistencia de una formación a ser fracturada depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que está sometida. Es la fuerza por unidad de área requerida para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca.”

Métodos para determinar la presión de fractura El conocimiento previo de como la presión de fractura de formación varía con la profundidad pudiera ser igual de importante como el

conocimiento previo de como la presión de poro varía con la profundidad cuando se tiene planeado perforar pozos muy profundos los cuales atravesarán formaciones con presiones anormales. Las técnicas para determinar la presión de fractura, al igual que las de poro, incluyen métodos predictivos y de verificación. La planeación inicial debe sustentarse en datos de fractura de formación, obtenidas a través de métodos predictivos. Después de que el revestido es colocado y cementado, la resistencia anticipada a la fractura de la formación debe ser verificada por medio de una prueba de presión antes de continuar la perforación para la siguiente etapa.

Predicción de la presión de fractura (métodos predictivos) La estimación de la presión de fractura que se realiza antes de la colocación de los revestidores están basadas en correlaciones empíricas. Ya que la presión de fractura es afectada en gran medida por la presión de poro, una de los métodos para predecir la presión de poro pueden ser aplicados para utilizar una correlación de presión de fractura. Las correlaciones y ecuaciones que comúnmente son utilizadas incluyen: 1. Ecuación de Hubbert y Willis 2. Correlación de Matthews y Kelly 3. Correlación de Pennbaker 4. Correlación de Eaton 5. Ecuación de Christman 6. Correlación de MacPherson y Berry Ecuación de Hubert y Willis Con ésta ecuación se determinó la presión mínima en el pozo para extender fracturas existentes en la formación está dada por la presión necesaria para superar el esfuerzo mínimo principal, en base a: Si el esfuerzo mínimo principal ocurre en un plano horizontal y si el estrés en y son iguales, la concentración local de esfuerzos en las paredes del pozo es el doble al esfuerzo regional. Así la presión requerida para iniciar la fractura en una formación homogénea e isotrópica es: Con base a experimentos de laboratorio analizados con el criterio de falla de Mohr, Hubbert y Willis concluyeron que en regiones con fallas normales, el esfuerzo matricial mínimo, es el esfuerzo mínimo. También concluyeron que el esfuerzo matricial mínimo en sedimentos someros, es aproximadamente un tercio del esfuerzo matricial vertical que resulta del peso de sobrecarga.

Correlación de Matthews y Kelly La experiencia mostrada en perforación, muestra que los gradientes de presión de fractura incrementan con la profundidad, incluso en formaciones con presiones normales, y que la ecuación (a) no es válida para formaciones mas profundas. Matthews y Kelly replantearon la

suposición de que el esfuerzo matricial mínimo fuese de un tercio del esfuerzo de sobrecarga a partir de: (b) Donde el coeficiente del esfuerzo matricial se determina empíricamente, a partir de datos de campo con formaciones que exhiben presiones anormales: Para usar estas curvas correlacionadas para formaciones con presiones anormales, la profundidad Di a la cual una formación que tenga presiones anormales, deberá tener el mismo valor de esfuerzo matricial vertical, como aquella formación utilizada con presiones anormales como se muestran en el gráfico, en lugar de la profundidad actual cuando se determina el coeficiente de esfuerzo matricial. Por simplicidad se promedia el peso de sobrecarga como 1.0 psi/ft, y una gradiente de presión promedio de 0.465 psi/ft.

Correlación de Pennebaker Esta correlación es similar a la anterior, donde se utilizaba la ecuación (b) para calcular el esfuerzo matricial mínimo. Aquí el llamado coeficiente Fo es la relación de esfuerzo efectivo y lo correlaciona con una relación de profundidad, despreciando el gradiente de la presión de poro. Así la profundidad de la formación siempre es usada en la correlación de Pennebaker. En ésta correlación no se asume un valor constante de esfuerzo por sobrecarga vertical y desarrolla la correlación mostradas en la siguiente figura (6.49) para determinar este parámetro. El efecto de la columna geológica de sobrecarga es tomada en cuenta por una familia de curvas para varias profundidades, las cuales se derivan un intervalo sísmico de un tiempo de transito de 100micro segundos /pie. Correlación de Eaton La correlación de Eaton supone que la relación entre los esfuerzos matriciales horizontales y verticales son descritas con exactitud a partir de la siguiente ecuación. Valores de Poisson son necesarios para predecir gradientes de fracturas observados los cuales fueron calculados a partir de datos de campo. Por trabajos en el canal de la costa de California, Cristhman encontró que la relación de esfuerzo podría ser correlacionada con la densidad volumétrica de los sedimentos. La densidad volumétrica de los sedimentos tiende a incrementar cuando aumenta la profundidad, el esfuerzo de sobrecarga, y las eras geológicas. Todas éstas variables aparentemente afectan el gradiente de fractura de la formación.

Correlación de Macpherson y Berry. Con un nuevo enfoque MacPherson y Berry, desarrollaron una correlación entre el módulo elástico Kb para una onda compresiva y presión de fractura. Usando mediciones de tiempo de tránsito de intervalos referidas de un registro sónico y un registro de densidad.

MÉTODOS VERIFICATIVOS (PRUEBA DE GOTEO) Después de que se ha cementado una sección de TR, se realiza una “prueba de goteo” también llamada “prueba de leakoff” para verificar que la TR, la cementación, y las formaciones que se encuentran a mayor profundidad resistirán la presión que generará la columna hidrostática que se requiere para perforar hasta la profundidad a la que se cementará la siguiente sección de TR. En general esta prueba se realiza cerrando en la superficie el pozo con un preventor y bombeando al interior del pozo cerrado un gasto constante hasta que se alcanza una presión cercana a la de fractura o hasta que el pozo comienza a perder fluido de perforación causando así una disminución en la línea de tendencia de aumento de presión. En este caso la bomba es detenida por un intervalo de tiempo mínimo de 10 minutos para determinar el ritmo de caída de presión y el gasto de fluido que se pierde. La TR y el cemento son probados de este modo antes de continuar la perforación. Esta prueba también puede realizarse en formaciones que se sospecha pueden tener una presión de fractura menor a la que se predijo. En la gráfica que se obtiene como resultado de una prueba de goteo se pueden identificar algunos puntos importantes: PRESIÓN DE GOTEO (LOP): Es el punto donde la tendencia lineal que existe en la relación volumen bombeado-aumento de presión comienza a desviarse, es el punto donde se comienza a abrir la fractura e inicia la admisión de fluidos al interior de la formación. PRESIÓN DE RUPTURA: Es el punto donde la presión disminuye significativamente mientras se bombea, indica un crecimiento acelerado e inestable de la fractura. PRESIÓN INICIAL DE CIERRE (ISIP): Presión que inmediatamente después de que se detuvo el bombeo.

se

registra

ESFUERZO MÍNIMO (MS): Esfuerzo al que la fractura empieza a cerrarse. Es el mínimo esfuerzo matricial in situ. La disminución de la pendiente indica un menor ritmo de pérdida de fluido de perforación conforme la fractura se cierra.

CONCLUSION Entonces es la máxima presión que resiste la matriz de la formación antes de abrirse o fracturarse en un punto específico del agujero, es decir, la capacidad que tienen las formaciones expuestas en un pozo para soportar la presión del fluido de perforación más cualquier presión añadida desde la superficie bien sea de forma intencional o no. Por lo tanto, si la presión en el agujero es mayor que la presión de fractura de la formación esta se abrirá ocasionando la pérdida del fluido. Para que ocurra la fractura es necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor al esfuerzo efectivo de ésta, es decir, debe ser mayor que la suma de la presión de poro más la componente horizontal de la presión de sobrecarga. Es importante determinar la presión de fractura de una formación porque a través de ella se pueden conocer parámetros de control del pozo y planificar adecuadamente cualquier operación que se desee realizar en el mismo como por ejemplo desde la velocidad de los viajes de tuberías o el control de una arremetida. Algunas ventajas que pueden obtenerse al conocer la presión de fractura de una formación son: Determinar puntos de asentamiento de revestidores Minimizar pérdidas de circulación Determinar parámetros de control de bombeo y cementación

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS a) BOURGOYNE, Adam T. Jr. Et al. Applied Drilling Engineering, Society of Petroleum Engineering, 1991 b) ROTENCO S.A. de C.V. Manual de presiones anormales. c)

GARCÍA CONTRERAS, Luis Alejandro. Tesis: Modificadores de permeabilidad relativa en estimulaciones ácidas. Universidad Nacional Autónoma de México.

d) SCHLUMBERGER; Oil field review. Las presiones de las operaciones de perforación y producción. e) SCHLUMBERGER; Programa de entrenamiento a supervisores.