TEMA I GEOPRESIONES

Materia Ingeniería de Pozos Ing. Israel López Valdez

Ing. Israel López Valdez

Materia Ingeniería de Pozos

1

Geopresiones

17.5 Hrs

1. Introducción 2. Presiones de formación definición 3. Principio físico 4. Presión anormal 5. Métodos predictivos 6. Asentamiento de tuberías de revestimiento

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Introducción Durante el proceso de depositacion normal la presión de sobrecarga se incrementa a medida que los sedimentos se acumulan. El incremento de la sobrecarga compacta los sedimentos resultando en una reducción de la porosidad. Depositacion

Mar

Basamento

ρ

r1 >

ρ

r2 >

ρ

r3 >

ρ

r4

El proceso de compactación ocurre a medida que el agua de formación es expulsada del espacio poroso y el esfuerzo de sobrecarga soportado por dicha agua es transferido a la matriz de la roca reduciendo la porosidad. Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Introducción

En zonas donde se permite la migración de fluidos debido a la compactacion la porosidad disminuye con la profundidad y por lo tanto la presión de poro es normal.

Pp = ρ h / 10 kg/cm2

Zona impermeable

Cuando la migración no es permitida no hay reducción de la porosidad y la tendencia normal es afectada y la presión de poro es anormal.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Introducción

El conocimiento de las presiones de sobrecarga, poro y de fractura de las formaciones a perforar es fundamental para una optima planeacion en la perforación del pozo. Por lo tanto, es indispensable entender primero los principios físicos que originan estas presiones y después predecirlas con la mayor exactitud posible. El desconocimiento o mala predicción de estas presiones ocasionan los siguientes problemas:

 Asentamientos inadecuados de las tuberías de revestimiento.  Pegaduras de tuberías por presión diferencial.  Perdidas de circulación. Perdida de objetivo.  Brotes.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Introducción Parámetros petrofisicos Porosidad (φ ).- Se define como la fracción del volumen total de roca que se encuentra lleno por un fluido (gas, aceite, agua o una combinación de estos) y se expresa en por ciento. φ = 1 – Vr / Vt (%) Permeabilidad (k).- La permeabilidad es la capacidad que tiene la roca para conducir el flujo de fluidos en el medio poroso. (mD) Saturación de agua (Sw).- La fracción del espacio vació que es llenado por el agua se le conoce como saturación de agua. Existe una fracción de agua que no se mueve de la roca y es conocida como “Agua congénita ó intersticial”. La saturación de hidrocarburos será: Sh = 1 - Sw (%) Resistividad .- La resistividad eléctrica de una sustancia es la capacidad de impedir o resistir el paso de una corriente eléctrica. (Ohm – m) Conductividad .- Es el reciproco a la resistividad. (milimhos - m) Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Presiones de formación definiciones Presión de sobre carga ( Psc).- Se define como el peso de la columna de roca (densidad del grano mas los fluidos contenidos en el espacio poroso) que soporta una formación a una profundidad determinada. Presión de poro ( Pp).- Se define como la presión natural, originada por los procesos geológicos de depositacion y compactación, a la que se encuentran sometidos los fluidos contenidos en los espacios porosos. Esta presión es conocida como Presión de formación. Esfuerzo efectivo o de matriz ( σ ).- Es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de la roca, el cual esta en función de la sobrecarga a una profundidad determinada. Ing. Israel López Valdez

Psc

Geopresiones Principio físico Psc La presión de sobrecarga (Psc) es causado por el peso del sistema roca-fluido . No existe presión hacia los lados.

Psc =

ρ

grano

10

ρ roca

h

+

(Gr/cm3)

ρ

fluido

h

10

Kg/cm2

Grano + fluido

h (m)

ρ roca

grano Cuando se carece de información:

ρ roca = 2.31 kg/cm2

Psc Nota. El fluido es el agua intersticial o irreductible

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Principio físico Psc Ej. Calcule la presión de sobrecarga Psc a la profundidad de 2200 m: a.

Considerando los datos mostrados.

b.

Considerando una densidad promedio de la roca de 2.31 gr/cm3.

ρf = 1.03 gr/cc 100 m

Calcule el esfuerzo de sobre carga a 2200 m.

ρgrano = 2.0 gr/cc

ρf = 1.03 gr/cc 500 m

ρgrano = 2.10 gr/cc

Considera la densidad promedio del sistema roca 2.6 gr/cc

Ing. Israel López Valdez

ρf = 1.04gr/cc 1000 m

ρgrano = 2.18 gr/cc

ρf = 1.10 gr/cc

ρgrano = 2.25 gr/cc

ρf = 1.11 gr/cc

1500 m 2200 m

Geopresiones Principio físico Pp La presión de poro normal, es la causada solo por la presencia del fluido en el espacio poroso de la matriz de la roca. Esta presión también es conocida como Presión de formación Pf y presión de yacimiento Py. Pp = Pf = Py

Pp =

ρ

f

h

Kg/cm2

10

ρf Pp =1.42 ρ ρ

fluido

gr/cm3

f

h

h (m)

psi

h (m) 1000 m

Nota.- Cuando no se tienen datos de la densidad del fluido de las formaciones a perforar y la presión es normal, se usa como densidad promedio 1.07 gr/cm3 de la superficie al punto en análisis. Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Principio físico Pp Ej. Calcule la presión de poro Pp a 4100 m: a.

Considerando los datos mostrados.

b.

Considerando que no se información de los fluidos.

ρf = 1.03 gr/cc 100 m

ρf = 1.03 gr/cc 500 m

ρf = 1.03 gr/cc 1000 m

ρf = 1.05 gr/cc 1500 m

ρf = 1.07 gr/cc 2200 m

ρf = 1.08 gr/cc 2500 m

ρf = 1.09 gr/cc 3100 m

ρf = 1.11 gr/cc

4100 m

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones

Principio físico σ m Esfuerzo efectivo o de matriz ( σ ).- Es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de la roca, el cual esta en función de la sobrecarga a una profundidad determinada.

σ = Psc - Pp

Kg/cm2

psi

Psc

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones

Principio físico σ m Ej. Calcule el esfuerzo de matriz σ a.

a 4100 m:

Considerando los datos mostrados y una densidad promedio del sistema roca de 2.56 gr/cm3.

ρf = 1.03 gr/cc 100 m

ρf = 1.03 gr/cc 500 m

ρf = 1.04 gr/cc 1000 m

ρf = 1.08 gr/cc 1500 m 2200 m

ρf = 1.10 gr/cc 2500 m 3100 m

ρf = 1.11 gr/cc

4100 m

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones

Principio físico σ m Tarea No 1 Calcule la: Psc , PP , σm para ambos casos, a las profundidades indicadas

Pozo terrestre 500 m

Ρroca =2.0 gr/cc Ρroca =2.12 gr/cc

1500 m

ρf ρf ρf

2300 m

Ρroca =2.45 gr/cc

3100 m

Ρroca =2.67 gr/cc

4100 m

Ρroca =2.83 gr/cc

BASAMENTO

Pozo marino

750 m

= 1.10 gr/cc 1500 m

= 1.09 gr/cc 2500 m

ρf ρf

= 1.10 gr/cc 3300 m

= 1.11 gr/cc 4100 m

ρf

Ing. Israel López Valdez

= 1.08 gr/cc

4850 m

= 1.11 gr/cc

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Presión anormal Las zonas de presión de poro anormales se originaron durante el proceso de depositación y compactación, formándose una barrera impermeable impidiendo la liberación de agua. Las propiedades de la lutita (arcilla) medidas por los registros geofísicos, así como la velocidad sísmica están directamente relacionados con la porosidad de la formación.

Ing. Israel López Valdez

Compactación normal

Compactación baja

Geopresiones Presión anormal La mayoría de los métodos de detección de presiones anormales están basados en el hecho de que las zonas de presión anormal tienden a presentar menor compactación y alta porosidad en comparación a formaciones a la misma profundidad.

h Presión normal

Φ1 < φ2

h1

φ1

φ

φ1

φ2

Ing. Israel López Valdez

Presión anormal

φ

Geopresiones Presión anormal La presión anormal puede ser causada por:

a. Efecto de compactación. b. Efecto díagenético. c. Efecto de diferencia de densidad. d. Efecto de migración de fluidos

Presión Anormal

Pf < Pfn Subnormal Pf > Pfn Sobrepresionada

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Presión anormal a. Efecto de compactación. En condiciones normales el espacio poroso se reduce con la profundidad por el efecto de sobrecarga, por lo que la porosidad esta en función de la profundidad, a mayor profundidad menor porosidad.

φ =φ

Porosidad

(h)

Psc = 0.1 [(1-φ ) h γ γ f] Profundidad

Psc φ h

r

+ φ h

en kg/cm2 porosidad promedio en % profundidad en m.

γ r peso específico promedio gr/cm3 γ f peso específico promedio gr/cm3 Para efectos prácticos el peso especifico es igual a la densidad

γ r=ρ r y γ ρ f López Valdez Ing. Israel

f

=

Geopresiones Presión anormal

a. Efecto de compactación. •

φ

Para que exista una presión anormal en la formación necesariamente debe haber un sello en la formación.

1

φ

1

σ sc

φ

1

Normal > φ 2> φ

φ

2

φ

2

φ

3

φ

3

φ

4

φ

4

3

> φ

φ

4

Ing. Israel López Valdez

1

Anormal > φ 2φ 2 < φ

3

Geopresiones Presión anormal Formaciones similares tienen valores similares de φ esfuerzo matricial σz

σ = Psc - Pp

h h2 h1

Ppa = 0.107* hn + 0.231*(h - hn)

Pp1 = Pp2 + Psc1 - Psc2 Pp2 Psc2

bajo el efecto del mismo

Donde: Ppa es la Pp anormal para un intervalo determinado (kg/cm2)

2

0.107 es el gradiente normal de una columna de agua con ρ = 1.07 gr/cm3

n 1

Φn

φ2

0.231 es el gradiente de sobre carga normal.

Pp1 Psc1

φ

h es la profundidad de interés debajo de la barrera (m). hn es la profundidad de la barrera (m).

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Presión anormal Ej. Determine la presión de poro anormal Pfa para el siguiente estrato localizado entre 3800 y 4300 m y posteriormente encuentre la densidad de control para el intervalo de interés..

Pf = 0.107* hn + 0.231*(h - hn) Datos: Barrera impermeable a 3800 m Profundidad de interés 4100 m

3,800 m 4,100 m 4,300 m

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Presión anormal Ej. Determine en el pozo B: La presión de formación. La densidad de control.

A

B

3100 m. 4100 m.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Presión anormal Tarea No. 2 Grafique:

Profundidad vs porosidad

y determine: Prof (m)

Porosidad

1. La zona de presión anormal. 2. La porosidad a cero metros. 3. La porosidad normal a: d.

4750 m

e.

5000 m

f.

5250 m

Grafique utilizando: a. b.

Escala normal Semiligaritmica

Prof (m)

Porosidad

250

0.32

3250

0.16

500

0.30

3500

0.15

750

0.30

3750

0.14

1000

0.29

4000

0.13

1250

0.28

4250

0.12

1500

0.26

4500

0.10

1750

0.24

4750

0.12

2000

0.23

5000

0.14

2250

0.21

5250

0.14

2500

0.20

5500

0.13

2750

0.20

5750

0.12

3000

0.18

6000

0.10

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Presión anormal

Ej. Calcule la Pp Psc y σ m a las profundidades señaladas considerando el efecto de compactación.

Pozo terrestre 500 m

Ø = 20% ρ g =2.0 gr/cc Ø = 17% ρ g =2.3 gr/cc

1500 m 2300 m

Ø = 14% ρ g =2.6 gr/cc

3100 m

Ø = 16% ρ g =2.9 gr/cc

4100 m

BASAMENTO

Ing. Israel López Valdez

Ø = 14% ρ g =3.3 gr/cc

ρf ρf ρf ρf ρf ρf

= 1.08 gr/cc = 1.08 gr/cc = 1.10 gr/cc = 1.09 gr/cc = 1.10 gr/cc = 1.10 gr/cc

Geopresiones Presión anormal Solución Pro (m)

Intev (m)

φ

ρ g

ρ f

Σ Pp (psi)

Pp (psi)

Psc (psi)

Σ Psc (psi)

σ (psi)

500

500

0.25

2

1.08

767.9

767.9

1258.5

1258.5

490.6

1500

1000

0.18

2.3

1.1

1564.2

2332.1

2963.4

4221.9

1889.8

2300

800

0.15

2.6

1.09

1240.0

3572.1

2700.1

6922.0

3349.9

3100

800

0.17

2.9

1.1

3170.9

6743.0

2950.9

9872.9

3129.9

4100

1000

0.15

3.3

1.1

4177.0

10920.0

4223.3

14096.3

3176.3

0

h1 = 1625 h2 = 2000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

0.05

0.1

Prof (m) 0.15

Pf4

0.2

0.25

0.3

Pf2 Prof (m)

Pf1 Pf3

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Presión anormal Solución Pf1 = Pf2 +Psc1 - Psc2 Pf2 = 1.09 x 1625 /10 = 177.2 kg/cm2 = 2518 psi Psc2 = 0.1 [(1-φ ) h γ psi

g

+ φ hγ

Psc2 = 5,648 psi

as

Pf2 = 2,518 psi

] = ((1-0.15) 1625 x 2.6 + 0.15 x 1625 x 1.09)/10 = 5648

Psc1 = 9,873 psi

Pf1 = Pf2 +Psc1 - Psc2= 2518 + 9873 – 5648 = 6743 psi

Pf1 = 6,743 psi

Pf3 = Pf4 +Psc3 – Psc4 Pf4 = 1.09 x 2000 /10 = 218 kg/cm2 = 3100 psi Psc4 = 0.1 [(1-φ ) h γ psi

Psc4 = 6,276 psi

g

+ φ hγ

as

Pf4 = 3,100 psi

] = 6276

Psc4 = 14,096 psi

Pf3= Pf4 +Psc3 -Psc4= 3100 + 14096 – 6276 = 10920 psi Ing. Israel López Valdez

Pf3 = 10,920 psi

Geopresiones Presión anormal Tarea No. 3 Calcule la Pp, Psc, y σ m a las profundidades señaladas considerando el efecto de compactación.

Pozo terrestre 500 m

Ø = 20% Ρroca =2.0 gr/cc Ø = 17% Ρroca =2.3 gr/cc

1500 m 2300 m

Ø = 14% Ρroca =2.6 gr/cc

3100 m

Ø = 16% Ρroca =2.9 gr/cc

4100 m

Ø = 14% Ρroca =3.3 gr/cc

BASAMENTO

Pozo Marino

ρf ρf ρf ρf

= 1.03 gr/cc 750 m

= 1.08 gr/cc 1500 m

= 1.10 gr/cc 2500 m

= 1.09 gr/cc 3300 m

ρf

= 1.10 gr/cc 4100 m

= 1.11 gr/cc 4750 m

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Presión anormal

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Gradientes

La industria petrolera tiene retos cada ves mayores y uno de ellos es la determinación de la densidad del fluido de perforación, para perforar con seguridad las diferentes capas y lograr un asentamiento óptimo de las tuberías de revestimiento.

Gradiente de presión total de sobrecarga Gpsc = 0.1* [(1 – φ ) ρ h

roca

+ 0.1* φ ρ

Donde: fi

]

Con base en un promedio de la densidad de las rocas, de su porosidad y como densidad

Gpsc gradiente de presión total de sobrecarga kg/cm2/m φ

porosidad en fracción

del fluido contenido en las rocas (agua salada

ρ

roca

de 1.07 gr/cm3) se ha obtenido un gradiente

ρ

f

de presión total de sobrecarga teórico de 0.231 kg/cm2/m, valido para la zona del terciario en la Costa del Golfo de México. Ing. Israel López Valdez

densidad roca gr/cm3 densidad fluido

Geopresiones Gradientes Predicción del gradiente de fractura por el método de Eaton

Psc G Pfr = x 0.2306 – GPp h

ν 1-ν

+ GPp

GPfr gradiente de presión de fractura, kg/cm2/m GPp gradiente de presión de poro, kg/cm2/m h ν

profundidad, m relación de poisson

Psc presión de sobrecarga del sistema roca, lb/pg2

Nota. La gráfica 1 nos permite obtener el gradiente de sobrecarga para formaciones normalmente compactadas.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Gradientes Predicción del gradiente de fractura por el método de Eaton Graf 1 Variable de sobrecarga Para la costa del golfo

Sobrecarga eq En lutitas o.231 kg/cm2/m

P R O F U N D I D A D m

Gradiente de sobrecarga

Psc h

Relación de Poisson

Ing. Israel López Valdez

ν

Geopresiones Métodos predictivos Metodología practica para la predicción de la Presión de poro, de fractura y sobrecarga Todos los métodos de predicción de las geopresiones están basados en el principio de Terzaghi. El cual define que la presión de sobrecarga Psc, es igual a la suma del esfuerzo vertical efectivo σ más la presión de poro.

Psc = Pp + σ

Kg/cm2

psi Psc = Pp + σ

En la literatura existe un gran numero de métodos para determinar las tres incógnitas de la ecuación de Terzaghi. Sin embargo, todos están basados en los mismos principios, los cuales se resumen en la siguiente metodología: En pozos exploratorios se utiliza más información sísmica y en pozos de desarrollo es más común utilizar información de registros geofísicos. Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos Metodología practica para la predicción de la Presión de poro, de fractura y sobrecarga 1. Determine la presión de sobrecarga (Psc). 2. Determine los intervalos de lutitas limpias 3. Determine la presión de poro (Pp). 4. Determine la presión de fractura (Pfr). 5. Calibrar las predicciones de las presiones de poro y fractura.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos 1. Determine la presión de sobrecarga (Psc).

n

Psc =

ρ

Fi

Σ ρ n=1

Fi

(hi - hi-1 )

Donde:

10

es la densidad promedio de la formación

en (gr/cm3), comprendida en el intervalo hi - hi-1 en (m). ρ registro

Fi

de

Se determina directamente del densidad

de

los

pozos

de

h i-1 hi h i+1

correlación o con la siguiente ecuación cuando únicamente se tiene información sísmica.

ρ

Fi

= 0.0701 V 0.25

Donde V es la velocidad del intervalo (m/seg) Ing. Israel López Valdez

hn

Geopresiones Métodos predictivos Datos de la velocidad de la onda compresional en:

 ROCAS Dolomía Sal Lutita Caliza -

44x10-6 s/ft 67x10-6 s/ft 62-167x10-6 s/ft 48x10-6 s/ft

 FLUIDOS Agua 218x10-6 s/ft 100,000 ppm(NaCl) 208x10-6 200,000 ppm(NaCl) 189 x10-6 Aceite 240x10-6 s/ft Gas (metano) - 626x10-6 s/ft Aire 910x10-6 s/ft

22727.27 ft/seg 14925.37 ft/seg 16129 a 5988 ft/seg 20833.33 ft/seg

s/ft s/ft

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos Tarea No. 4 1. Determine la presión de sobrecarga para cada punto indicado (Psc).

Pozo terrestre Ρroca+fluido

=2.0 gr/cc

Pozo marino Pfluido = 1.03 gr/cc

500 m 400 m 900 m

BASAMENTO

Ρroca+fluido

=2.3 gr/cc

2100m

Ρroca+fluido

=2.6 gr/cc

3600 m

=2.9 gr/cc

Ρroca+fluido

=3.0 gr/cc

Ρroca+fluido

=3.3 gr/cc

4700 m 5200 m 6000 m

Ing. Israel López Valdez

=2.0 gr/cc

Ρroca+fluido

=2.3 gr/cc

Ρroca+fluido

=2.6 gr/cc

Ρroca+fluido

=2.9 gr/cc

Ρroca+fluido

=3.0 gr/cc

Ρroca+fluido

=3.3 gr/cc

2500m 4000 m

Ρroca+fluido

Ρroca+fluido

5100 m 5600 m 6400 m

Geopresiones Métodos predictivos 2. Defina los intervalos de lutitas limpias. Todos los métodos para evaluar la presión de poro emplean los valores de tiempo de transito o de resistividad en las lutitas para definir la tendencia normal de compactación.

Línea base de lutitas 2.1. A partir de un registro de rayos gamma RG, trazas la línea base de lutitas limpias seleccionando los valores máximos del registro. Al trazar esta línea considerar los valores máximos de resistividad y, en el registro sónico, tomar los valores mínimos.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos 2. Defina los intervalos de lutitas limpias.

Selección de puntos de lutitas 2.2. Para cada lectura en el registro RG, igual o mayor que la línea base de lutitas, marcar la lectura de tiempo de transito o de resistividad a la profundidad correspondiente. De esta manera se estarán seleccionando los puntos de lutita en el registro a utilizar para el análisis de la tendencia normal de compactación.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos 2. Defina los intervalos de lutitas limpias.

Unión de puntos de lutitas 2.3. Con los puntos de lutita seleccionados, se procede a unir éstos para definir el comportamiento de la porosidad en el registro utilizado. Precisamente, sobre la línea que une los puntos de lutita se trazará la tendencia normal de compactación para el calculo de la presión de poro.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos 3. Determine la presión de poro. En un estudio realizado sobre la predicción de la presión de poro se identificaron 15 métodos. Sin embargo, los mejores y más usados en la industria petrolera son los siguientes: a. Hottman y Johnson. b. Foster y Whalen. c. Eaton. d. Exponente dc.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos a. Método de Hottman y Jhonson Usando valores de tiempo de transito o resistividad y presiones de formación reales medidas en formaciones del Mioceno y Oligoceno en las costas de Texas desarrollaron dos correlaciones empíricas para la determinación de la presión de poro. a.1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias graficar profundidad vs tiempo de transito o resistividad. a.2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total. a.3. A la profundidad de interés, leer los valores de tiempo de transito o resistividad de la tendencia normal y de la curva graficada con los valores del registro a.4. Calcule la diferencia de lecturas de tiempo de transito (tlu – tlun ) o la relación de resistividades (Ron /Ro)lu entre los valores reales del registro y los leídos de la línea de tendencia normal extrapolada.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos a. Método de Hottman y Jhonson a.5. Con el valor obtenido en el punto anterior se entra a la correlación de H&J y se determina el gradiente de presión de poro.

Finalmente

Pp = GPp *h

Correlación para resistividades

Correlación para tiempo de transito

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos b. Método de Foster y Whalen Este método está basado en el principio que establece que formaciones con el mismo valor de la propiedad dependiente de la porosidad (tiempo de transito, resistividad, densidad, etc.) se encuentran bajo el mismo esfuerzo efectivo σ . Tiempo de transito de lutitas (μs/ft)

b.1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias graficar profundidad vs tiempo de transito o resistividad.

50

tlun

500

1500

Ing. Israel López Valdez

3000 3500 4000 4500 5000

h

[m]

D

hn A

D

2500

I

D

N

U

F

O

R

tlu

1000

2000

P

150

0

b.2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total. b.3. A la profundidad de interés h, leer el valor extrapolado tlun y el observado en el registro tlu . Posteriormente de la lectura observada trazar una línea vertical hacia arriba hasta interceptar la línea de tendencia normal y leer la profundidad correspondiente hn.

100

200

Geopresiones Métodos predictivos b. Método de Foster y Whalen b.4. Calcule el esfuerzo efectivo σ Dn a la profundidad hn, el cual es igual al esfuerzo efectivo σ a la profundidad de interés h.

σm( h ) = σm( hn ) = Psc( hn) − Pf( hn ) Pf( hn ) =

( ρf * hn ) 10

(Kg/cm2)

Donde ρ f es la densidad del fluido de formación en la zona de presión de poro normal, que se considera aproximadamente igual a 1.07 [g/cm3], cuando no se tiene información de la densidad del agua de formación con los pozos de correlación. b.5. Finalmente calcule la presión de poro (Pp) a la profundidad de interés h.

Pp = Psc (h) – σ

(h)

(kg/cm2)

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos c. Método de Eaton Al igual que el método de H&J, el método de Eaton está basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal. c.1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias graficar profundidad vs tiempo de transito o resistividad. c.2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total.

hn

c.3. A la profundidad de interés h, leer el valor extrapolado tlun y el observado en el registro tlu y la profundidad equivalente al mismo valor del tiempo de transito observado hn. h

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos c. Método de Eaton c.4. Calcular la presión de poro Pp a la profundidad de interés h, según el registro que se tenga, en base a las siguientes ecuaciones:

Registro sónico Pp(h) = Psc(h) – (Psc(h) – Pp(hn) ) *

t lun t lu

Registro resistivo Pp(h) = Psc(h) – (Psc(h) – Pp(hn) ) *

Ro

1.2

R ou

Registro conductivo Pp(h) = Psc(h) – (Psc(h) – Pp(hn) ) *

3

C on

1.2

Co

Ing. Israel López Valdez

Nota: Aun cuando el método de Eaton esta basado en datos de áreas geológicas diferentes a las perforadas en México, es el más preciso.

Geopresiones Métodos predictivos Tarea No. 5 Profundidad (m) 500 700 800 1050 1300 1600 1900 2300 2600 3100 3600 3850 4100 4350 4500 5000

tiempo de transito ( µs/pie) 160 153 147 135 130 125 120 110 105 100 93 110 120 135 120 105

La siguiente tabla contiene información del tiempo de transito de las lutitas limpias. Considerando un gradiente promedio de sobre carga de 0.232 kg/cm2/m y una densidad promedio del fluido de formación de 1.07 gr/cm3 calcule la presión de poro a: a. 4000 m b. 4300 m c. 5000 m Con los tres métodos anteriores Hottman y Johnson. Foster y Whalen. Eaton.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos d. Método del exponente dc Jorden y Shirley propusieron usar el modelo de Binham para normalizar el ritmo de penetración (R) considerando los efectos ocasionados por el cambio de peso sobre la barrena Wsb , de las RPM de la rotaria y del diámetro de la barrena db a través del cálculo del exponente dc definido por:

log

R 18.29 RPM

R

m/hr

Rpm

RPM

12Wsb

Wsb

ton

454 d b

db

pulgadas

dc = log

dcmod = dc

Donde:

ρ F ρ ec

Donde: ρ ec densidad equivalente de circulación durante la perforación ρ F densidad del fluido de perforación. Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos d. Método del exponente dc d.1. Calcular el exponente dc y el exponente modificado dc mod durante la perforación de las lutitas. Los datos de perforación de formaciones que no sean lutitas deben eliminarse. d.2. Graficar profundidad vs exponente dc mod . d.3. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad.

hn

d.4. A la profundidad de interés h, leer los valores del exponente dc mod, y en la tendencia normal dc modn , leer la profundidad equivalente, en la zona de presión normal hn. d.5. Finalmente calcule la presión de poro Pp a la profundidad de interés h, usando la ecuación de Eaton.

Pp(h) = Psc(h) – (Psc(h) – Pp(hn) ) *

dc mod

1.2

dc modn

Ing. Israel López Valdez

h

dc mod

dc modn

Geopresiones Métodos predictivos Ejemplo: Se esta perforando un pozo a 2900 m con una barrena de 9 7/8 pg y un lodo bentonitico con densidad de 1.11 gr/cm3. La perforación se realiza con los siguientes parámetros: Wsb

11,590 kg

RPM

113

R

7 m/hr

Dec

log

dc = log

18.29 RPM

dcmod = dc

dc = log

1.14

log

R

12Wsb 454 d b

7 18.29*113 12*11.59

=

Log (0.003367) Log (0.031022)

= 1.64

454*9.875

dcmod = 1.64

1.11 1.14

= 1.64 (0.97)

= 1.60

Ing. Israel López Valdez

ρ F ρ ec

Geopresiones Métodos predictivos Tarea No. 6 Calcular el exponente dc, dc mod , graficar profundidad vs dc mod y calcular la presión de poro para cada punto. La densidad equivalente de circulación es un 5% mayor que la densidad del lodo. Profundidad ft

Ritmo de Penetración ft/hr

Peso sobre barrena [1000 lb]

Velocidad [rpm]

φ BIT

ρ lodo [lb/gal]

6000

106

35

120

8.5

9

6500

103

35

120

8.5

9

7000

76.9

35

110

8.5

9

7500

66

35

110

8.5

9

8000

44.6

30

110

8.5

9.4

8500

46

30

110

7.87

9.4

10000

30.8

30

110

7.87

10.1

10200

26.3

30

100

7.87

10.1

10800

21.8

30

90

7.87

11.1

11000

19.1

30

90

7.87

11.1

11600

21.9

35

90

7.87

11.6

12000

20.6

35

90

7.87

13.4

12400

18

35

90

7.87

13.6

12600

18

35

90

7.87

14.2

12800

17

35

90

7.87

14.5

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos 4. Determine la presión de fractura. La presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca se denomina presión de fractura. Método de Eaton LA ecuación de Eaton para el calculo de la presión de fractura (Pfr ) esta en función de la Pp y de la presión de sobrecarga Psc, previamente calculadas, así como de la relación de Poisson (ν ) como se indica a continuación: Pfr(h) = Pp(h) +

ν 1 − ν

[Psc(h) – Pp(h)]

Calcule la relación de poisson, para lo cual tenemos dos opciones: Sónico dipolar

ν =

2

ts

0.5

Nomograma Eaton

ts tiempo transito ms/ft

tc ts tc

Donde:

ν = 0.0645 * ln(h) – 0.0673

2 -1

Ing. Israel López Valdez

tc tiempo transito compresional ms/ft

Geopresiones Métodos predictivos Variable de sobrecarga Para la costa del golfo

Sobrecarga eq En lutitas o.231 kg/cm2/m

P R O F U N D I D A D m

Relación de Poisson

ν

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos Otras correlaciones: Humbert & Willis Mathews & Kelly Christman

No valida para formaciones profundas.

Pff = Fσ σz + Pf

Fσ se obtiene empíricamente grafico.

Pff = Fσ σz + Pf

Fσ se obtiene empíricamente grafico.

Correlación Christman

Ing. Israel López Valdez

Correlación M & K

Geopresiones Métodos predictivos Tarea No. 7 Con la siguiente información y el método de Eaton, calcule la presión de fractura Pfr para cada punto: densidad densida Profundi Porosidad de la roca d del dad (m) ( Gr/cc) fluido

250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750 3000 3250 3500 3750 4000 4250 4500 4750 5000 5250 5500 5750 6000

0.38 0.35 0.34 0.3 0.29 0.28 0.28 0.23 0.21 0.2 0.24 0.25 0.22 0.15 0.14 0.13 0.12 0.1 0.16 0.16 0.17 0.09 0.08 0.07

2 2 2 2 2 2 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.9 2.9 2.9 3.2 3.2 3.2 2.45 2.45 3.3 3.3 2.55 2.55

1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.08 1.08 1.08 1.08 1.1 1.1

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos 5. Calibrar las predicciones de la presión de poro y fractura. Para completar el proceso de validación de las geopresiones, es necesario calibrar la predicción de los perfiles de poro y de fractura con datos reales obtenidos durante la perforación y terminación del pozo. 5.1 Calibración de la presión de poro con: Pruebas de formación Para la calibración de la presión de poro, se pueden utilizar los datos obtenidos en las pruebas de formación realizadas durante la perforación y en caso de existir una desviación, se ajusta la tendencia normal de compactación. Con la densidad del lodo Comparar la densidad del lodo utilizada durante la perforación, con el gradiente de presión de formación y en caso de que estos perfiles se intercepten se ajusta la tendencia normal de compactación. Con evidencias durante la perforación Cuando se presentan gasificaciones, flujos o brotes Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos

20”

13 3/8”

9 5/8” Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos 5.2 Calibración de la presión de fractura con: Pruebas de goteo y minifrac En una prueba de goteo se considera que la presión, donde las fracturas comienzan a abrirse e inician a tomar fluidos, es una buena aproximación del gradiente de fractura. Evidencias durante la perforación Cuando se presentan perdidas de circulación se debe ubicar con la mayor exactitud la profundidad de la perdida.

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Métodos predictivos

20”

13 3/8”

9 5/8”

Ing. Israel López Valdez

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento

Una selección adecuada y precisa del asentamiento de las tuberías de revestimiento previene muchos problemas durante la construcción del pozo.

CONDUCTORA

ACUIFERO

Clasificación de TR´s:

SUPERFICIAL

Conductora Superficial

ALTA PRESIÓN

Intermedia Explotación INTERMEDIA

ZONA PRODUCTORA

Ing. Israel López Valdez

DE PRODUCCIÓN

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Procedimiento 1. Determine y grafique los gradientes de presión de poro, de fractura y estimar la densidad del lodo de control, adicionando el 0.06 gr/cm3 al valor de la presión de poro y 0.03 para el gradiente de fractura. GPp

GPf

ho

Profundidad (m)

Ventana operativa

1 0.03 gr/cm3 0.06 gr/cm3

Gradiente gr/cm3 Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Procedimiento 2. Trazar una línea horizontal a la profundidad total del pozo y posteriormente una línea vertical partiendo de la máxima densidad del lodo hasta interceptar la curva de fractura, obteniendo la segunda profundidad de asentamiento h2. GPp

GPf

Profundidad (m)

ho

h2

2 Gradiente gr/cm3 Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Procedimiento 3. Trazar una línea horizontal del punto 2 hasta interceptar la curva de lodo y posteriormente una línea vertical hasta tocar la curva de fractura h3. ho

GPp

GPf

Profundidad (m)

h3

h2

3 2

Gradiente gr/cm3 Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Procedimiento 4. Trazar una línea horizontal del punto 3 hasta interceptar la curva de lodo y posteriormente una línea hasta tocar la curva de fractura h4.

ho h4 GPp

Profundidad (m)

h3

GPf

3

h2

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Correcciones Margen de control Pp Valores publicados gr/cm3

Valores utilizados gr/cm3

Viajes

0.024 - 0.060

0.030

Seguridad

0.024 - 0.036

0.025

Total

0.055

Margen de control Pfr

Viajes

Valores publicados gr/cm3

Valores utilizados gr/cm3

0.024 - 0.060

0.030

Total

0.03

∆ p=

(ρ

final

–ρ

inicio

10

Ing. Israel López Valdez

)h

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Diseño final

TR GPf ho

GPff

h4

20 pg.

26”

16 pg.

17 ½”

h2

10 ¾ pg.

14 ¾”

h1

7 pg.

h3

Profundidad (m)

Barrena

Ing. Israel López Valdez

8 1/2”

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Diferentes geometrías

GPf

GPff

Profundidad (m)

ho

$ Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Conforme el tirante de agua aumenta la presión de fractura se acerca a la presión de formación

GPff

Profundidad (m)

ho

GPf

Gradiente (lb/gal) Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Guía para la selección del diámetro de la barrena TUBERIA REVESTIMIENTO

BARRENA

TUBERIA DE REVESTIMIENTO BARRENA

6 5/8

8 5/8

10 ¾

6½ 7 5/8 7¾

7

8½

7 7/8

5½

5 6 1/8

5 7/8

4¾

TUBERIA DE REVESTIMIENTO BARRENA

4½

4

8¾ 9 5/8 9 7/8

8 5/8

10 5/8

9½

11 ¾ 11 7/8

10 ¾

12 ¼

7 7/8

9 5/8

12 ¼ 13 3/8 14

14 ¾

17 ½

16

20

TUBERIA DE REVESTIMIENTO

11 ¾ 11 7/8

13 3/8 14

BARRENA

14 ¾

17 ½

20

26

TUBERIA REVESTIMIENTO

16

20

24

30

Ing. Israel López Valdez

Geopresiones Asentamiento de tuberías de revestimiento Tarea No. 8 Con los resultados del problema 7: densidad densida Profundi Porosidad de la roca d del dad (m) ( Gr/cc) fluido

250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750 3000 3250 3500 3750 4000 4250 4500 4750 5000 5250 5500 5750 6000

0.38 0.35 0.34 0.3 0.29 0.28 0.28 0.23 0.21 0.2 0.24 0.25 0.22 0.15 0.14 0.13 0.12 0.1 0.16 0.16 0.17 0.09 0.08 0.07

2 2 2 2 2 2 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.9 2.9 2.9 3.2 3.2 3.2 2.45 2.45 3.3 3.3 2.55 2.55

1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.08 1.08 1.08 1.08 1.10 1.10

a.

Grafique Pp vs h

b.

Pfr vs h

c.

Determine la profundidad de asentamiento de las TR´s

d.

Determine la geometría para un pozo exploratorio.

e.

Determine la geometría para un pozo de desarrollo.

f.

La densidad del fluido de control para cada etapa.

Ing. Israel López Valdez