8.1.- mp. perforación

CONTENIDO CONTENIDO ...................................................................................................... 2 PRESENTACIN.................................................................................................. 5 INTRODUCCIN ................................................................................................. 6 OBJETIVO GENERAL ........................................................................................... 7 1. PERFORACIN DE POZOS ................................................................................ 8

OBJETIVO PARTICULAR .................................................................................... 8 1.1 INTRODUCCIN A LA PERFORACIN DE POZOS ............................................ 8

Objetivo especfico ....................................................................................... 8 Proceso de perforacin de pozos .................................................................... 8 Secuencia de perforacin de pozos ............................................................... 10 Ejercicio de evaluacin ................................................................................ 13

1.2 CLASIFICACIN DE POZOS PETROLEROS ................................................... 13 Objetivo especfico ..................................................................................... 13 Clasificacin de pozos ................................................................................. 13 Ejercicio de evaluacin ................................................................................ 21

1.3 CLASIFICACIN Y SELECCIN DE EQUIPOS DE PERFORACIN ...................... 22 Objetivo especfico ..................................................................................... 22 Clasificacin de equipos .............................................................................. 22 Seleccin de equipos de perforacin ............................................................. 28 Ejercicio de evaluacin ................................................................................ 33

1.4 REGISTROS DE POZO ............................................................................... 33 Objetivo especfico ..................................................................................... 33 Introduccin .............................................................................................. 33 Potencial Espontaneo .................................................................................. 34 Resistividad ............................................................................................... 37 Snico ...................................................................................................... 40 Rayos Gamma ........................................................................................... 41 Densidad ................................................................................................... 44 Factor Foto Elctrico ................................................................................... 46 Neutrn .................................................................................................... 47 Gua para la interpretacin cualitativa ........................................................... 50 Ejercicio de evaluacin ................................................................................ 51

1.5 ANLISIS DE GEOPRESIONES ................................................................... 52 Objetivo especfico ..................................................................................... 52 Origen de las presiones anormales ............................................................... 52 Teora de la compactacin ........................................................................... 62 Anlisis de tendencias de compactacin ........................................................ 66 Presin de sobrecarga ................................................................................. 68 Mtodo de prediccin de la presin de poro ................................................... 70 Presin de fractura ..................................................................................... 73 Ejercicio de evaluacin ................................................................................ 78

1.6 ASENTAMIENTO DE TUBERAS DE REVESTIMIENTO Y GEOMETRA DEL POZO . 79 Objetivo especfico ..................................................................................... 79

PERFORACIN, TERMINACIN Y REPARACIN DE POZOS 2

Introduccin .............................................................................................. 79 Tipos de tuberas de revestimiento ............................................................... 80 Criterios de asentamiento............................................................................ 83 Criterios de seleccin de la geometra del pozo .............................................. 93 Ejercicio de evaluacin ................................................................................ 95

1.7 SELECCIN DE TUBERAS DE REVESTIMIENTO ........................................... 95 Objetivo especfico ..................................................................................... 95 Introduccin .............................................................................................. 95 Especificaciones de tuberas de revestimiento ................................................ 96 Propiedades de resistencia ........................................................................ 103 Diseo de tuberas de revestimiento ........................................................... 108 Ejercicio de evaluacin .............................................................................. 110

1.8 SELECCIN DE SARTAS DE PERFORACIN................................................ 110 Objetivo especfico ................................................................................... 110 Introduccin ............................................................................................ 110 Tubera de perforacin .............................................................................. 112 Tubera pesada ........................................................................................ 116 Lastrabarrenas ......................................................................................... 117 Estabilizadores y estabilizacin de la sarta ................................................... 119 Diseo de la sarta de perforacin ............................................................... 124 Ejercicio de evaluacin .............................................................................. 129

1.9 PERFORACIN DIRECCIONAL .................................................................. 130 Objetivo especfico ................................................................................... 130 Introduccin ............................................................................................ 130 Planeacin de la trayectoria direccional ....................................................... 135 Mtodos para estimar la trayectoria direccional ............................................ 148 Herramientas de desviacin ....................................................................... 152 Ejercicio de evaluacin .............................................................................. 157

1.10 FLUIDOS DE PERFORACIN E HIDRULICA ............................................. 157 Objetivo especfico ................................................................................... 157 Introduccin a los fluidos de perforacin ..................................................... 157 Funciones del fluido de perforacin ............................................................. 158 Clasificacin de fluidos .............................................................................. 161 Propiedades fsico-qumicas ....................................................................... 167 Sistemas de control de slidos ................................................................... 174 Introduccin a la hidrulica de perforacin .................................................. 178 Reologa de fluidos ................................................................................... 179 Prdidas de energa en el sistema hidrulico ................................................ 188 Presin en el fondo del pozo y densidad equivalente ..................................... 198 Modelos de optimizacin ........................................................................... 199 Hidrulica optimizada ............................................................................... 203 Capacidad de acarreo de recortes ............................................................... 208 Ejercicio de evaluacin .............................................................................. 210

1.11 BARRENAS DE PERFORACIN ................................................................ 210 Objetivo especfico ................................................................................... 210 Introduccin ............................................................................................ 210 Tipos de barrenas ..................................................................................... 211


Mecanismos de corte ................................................................................ 215 Cdigo de clasificacin de barrenas ............................................................ 217 Evaluacin del desgaste de barrenas .......................................................... 218 Seleccin de barrenas ............................................................................... 220 Ejercicio de evaluacin .............................................................................. 223

1.12 CEMENTACIONES ................................................................................. 223 Objetivo especfico ................................................................................... 223 Introduccin ............................................................................................ 223 Clasificacin de cementos y cementaciones ................................................. 224 Factores que afectan las cementaciones ...................................................... 225 Accesorios para las cementaciones ............................................................. 227 Ejercicio de evaluacin .............................................................................. 227

CONCLUSIN .............................................................................................. 228 REFERENCIAS ................................................................................................ 229


PRESENTACIN Estimado participante,

Bienvenido al Programa de Induccin para recin egresados en Ingeniera Petrolera y Geociencias. A travs del manual:

PERFORACIN, TERMINACIN Y REPARACIN DE POZOS

Queremos darle todo el apoyo e informacin que NECESITAS, para comenzar y llevar a cabo este curso de aprendizaje en forma exitosa. En l encontrars la informacin fundamental para trabajar de manera dinmica, pero adems, podrs acceder a la informacin general del curso, objetivos, contenidos, recursos pedaggicos de apoyo al aprendizaje y al sistema de evaluacin, as como tambin a todas las indicaciones de dnde y cmo ir avanzando en l.

Te invitamos a leer detenidamente este manual antes de comenzar a trabajar en el curso.

Adelante y exito en su estudio!


INTRODUCCIN El presente manual es un soporte didctico para el participante sobre los

conceptos bsicos de la planeacin y diseo de la perforacin, terminacin y

reparacin de pozos. En l se describen cada una de las reas del conocimiento

que un Ingeniero debe conocer en sus fundamentos y dominar a un nivel de

especialidad con el tiempo. Se inicia con los temas de perforacin, para despus

pasar a la terminacin y concluir con la reparacin de pozos.

Los temas que se describen inician con el conocimiento de las presiones del

subsuelo y sucesivamente se van tocando temas relacionados como: la medicin

de parmetros para disear y evaluar como los registros de pozos, la seleccin

de los diferentes dispositivos y accesorios que sern utilizados para construir y

terminar el pozo, los mtodos, procedimientos y tcnicas necesarias para

concretar una actividad de diseo y operacin.

Para cada uno de los temas se ha establecido un ejercicio a manera de evaluacin

del aprendizaje y que servirn para ir resolviendo dudas concretas.


OBJETIVO GENERAL Al trmino del curso, el participante disear lo bsico de los programas de perforacin, terminacin y reparacin de pozos. Asimismo, el participante demostrar lo aprendido por escrito a travs de una evaluacin final que contenga los conceptos fundamentales del diseo de la perforacin, terminacin y reparacin de pozos.


1. PERFORACIN DE POZOS

OBJETIVO PARTICULAR

Al trmino del tema, el participante explicar el proceso de diseo de la perforacin de pozos mediante una presentacin oral por equipo de los resultados por escrito de cada uno de los ejercicios planteados por subtema.

1.1 INTRODUCCIN A LA PERFORACIN DE POZOS

Objetivo especfico

Al trmino del subtema, el participante identificar en un diagrama mecnico de las diferentes etapas de perforacin de un pozo y lo entregar por escrito.

Proceso de perforacin de pozos

La operacin de perforacin puede ser definida como el proceso de HACER UN AGUJERO, es decir, un pozo cuyo objetivo es alcanzar el yacimiento (roca almacenadora) y conducir los hidrocarburos a la superficie. As de simple como parece la definicin, la operacin de hacer un agujero es una tarea bastante compleja, delicada y costosa, por lo que debe ser planeada y ejecutada de tal manera que se efecte en una forma segura y eficiente, para que finalmente se obtenga un pozo al mnimo costo y que permita conducir los hidrocarburos a la superficie. El proceso de perforacin actual consiste en perforar un agujero mediante la aplicacin de movimiento rotatorio y una fuerza de empuje (peso); a travs de una tubera hueca (sarta de perforacin), a un elemento de corte denominado barrena, que destruye la roca convirtindola en cortes o recortes (Velzquez-Cruz, 2004). La figura 1.1.1 muestra el proceso de perforacin rotatoria.


Figura 1.1.1 Proceso de perforacin rotatoria (www. igs.indiana.edu)

El movimiento rotatorio se genera en la superficie y se transmite a la barrena por medio de la sarta de perforacin o en forma hidrulica accionando un motor de fondo conectado a la barrena. La fuerza de empuje se genera con el mismo peso de la sarta de perforacin (figura 1.1.2).

Figura 1.1.2 Transmisin del movimiento rotario a la barrena y de la fuerza de empuje (modificado de www.antech.co.uk).

Los recortes de roca que genera la barrena son sacados del pozo mediante la circulacin de un fluido, el cual se inyecta por el interior de los tubos huecos (sarta de perforacin), pasa a travs de los conductos de la barrena, se regresa por el espacio anular (espacio entre el agujero que se est perforando y la sarta de perforacin), se descarga sobre el sistema de separacin de slidos y finalmente circula por el sistema de presas para posteriormente iniciar un nuevo ciclo (Velzquez-Cruz, 2004). La figura 1.1.3 resume el proceso.


Figura 1.1.3 Circuito hidrulico de circulacin del fluido

(modificado de Sheeran, 1998)

Secuencia de perforacin de pozos

El pozo se inicia perforando un intervalo corto con una barrena de dimetro grande. El fluido de perforacin que se utiliza normalmente es una mezcla de agua con bentonita. A la construccin del primer agujero se le conoce como etapa del conductor o primera etapa (figura 1.1.4).

Figura 1.1.4 Perforacin del primer intervalo (modificado de Sheeran, 1998).

Posteriormente se introduce y se cementa una tubera de acero llamada tubera de revestimiento (TR). Las tuberas de revestimiento (TR) constituyen el medio


con el cual se reviste el agujero que se va perforando (figura 1.1.5). El objetivo es proteger las zonas perforadas para evitar que se derrumben y aislar las zonas que causan problemas durante la perforacin del pozo. La primera tubera de revestimiento se conoce como conductora.

Figura 1.1.5 Introduccin de tubera de revestimiento (modificado de Sheeran, 1998).

Una vez cementado el tubo conductor, se introduce una barrena de menor dimetro a travs de la primera TR cementada (figura 1.1.6 izquierda). Esta barrena perfora un nuevo agujero por debajo de esta TR y tambin este nuevo agujero es revestido y cementado (figura 1.1.6 derecha). Esta etapa se conoce como etapa superficial. La TR cementada en esta etapa se le llama TR superficial.

Figura 1.1.6 Perforacin de la etapa superficial (modificado

de Sheeran, 1998).


Y as sucesivamente se va perforando un agujero cada vez ms pequeo y tambin se van introduciendo y cementando tuberas de revestimiento (figura 1.1.7). A las etapas posteriores a la superficial y antes de la ltima, se les conoce como etapas intermedias.

Figura 1.1.7 Perforacin de la etapa intermedia (modificado

de Sheeran, 1998).

De esta forma el pozo es perforado por etapas o intervalos, hasta que se alcanza el yacimiento u objetivo del pozo (Velzquez-Cruz, 2004). Las tuberas de revestimiento toman el nombre de la etapa que se perfor. La ltima etapa que se perfora se conoce como etapa de explotacin y puede ser revestida con tubera (figura 1.1.8 derecha) o puede ser dejada con el agujero sin revestir, es decir, en agujero descubierto (figura 1.1.8 izquierda).

Figura 1.1.8 Perforacin de la ltima etapa o etapa de

explotacin (modificado de Sheeran, 1998).


Una vez que se concluye la etapa de perforacin, inicia la etapa que se conoce como terminacin del pozo. La terminacin de un pozo es un proceso que se inicia despus de cementada la ltima tubera de revestimiento (TR de explotacin) y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos (figura 1.1.9) o taponado si as se determina (Velzquez-Cruz, 2004).

Figura 1.1.9 Terminacin y produccin del pozo (modificado

de Sheeran, 1998).

Ejercicio de evaluacin

En el archivo Ejercicio-1.1.pptx se tiene un diagrama mecnico de un pozo, identificar las diferentes etapas de perforacin del pozo, realice una presentacin con sus resultados

1.2 CLASIFICACIN DE POZOS PETROLEROS

Objetivo especfico

Al trmino del subtema, el participante identificar los tipos de pozos petroleros por sus objetivos y sus trayectorias, realizando un ejercicio por escrito de identificacin del tipo de pozo mediante la graficacin de sus trayectorias.

Clasificacin de pozos

Los pozos que se perforan con fines de explotacin petrolera pueden ser clasificados de acuerdo a su objetivo de la siguiente manera (Velzquez-Cruz, 2004):

Pozos exploratorios

Pozos delimitadores


Pozos de desarrollo

Pozos intermedios Los pozos exploratorios se perforan con la finalidad de descubrir nuevas reservas de hidrocarburos (aceite y gas). Los pozos exploratorios pueden ser perforados para (Devereux, 1999):

1.- Probar una trampa que jams ha producido.

2.- Probar un yacimiento que nunca ha producido, en un campo petrolero conocido, que est ms profundo o somero que el yacimiento productor actual.

3.- Extender el conocimiento de los lmites del yacimiento productor.

(a)

(b)

Figura 1.2.1 Pozo exploratorio (www.usgs.gov).

La figura 1.2.1 (a) muestra un equipo de perforacin perforando un pozo exploratorio en California Estados Unidos (www.usgs.gov) y la figura 1.2.1 (b) esquematiza la estructura geolgica que se est explorando.


(a)

(b)

Figura 1.2.2 Esquematizacin de pozos delimitadores (modificado de www.usgs.gov).

Los pozos delimitadores se perforan para determinar el tamao y la extensin de un yacimiento con la finalidad de justificar la viabilidad econmica de un desarrollo (Velzquez-Cruz, 2004). Los pozos se perforan a los lados o flancos del pozo exploratorio descubridor tal y como se esquematiza en la figuras 1.2.2 (a) y (b).

Figura 1.2.3 Esquematizacin de pozos de desarrollo.

Los pozos de desarrollo se perforan con la finalidad de explotar las reservas de hidrocarburos definidas con los pozos exploratorios y delimitadores de una forma planeada y racional tal manera de maximizar la recuperacin (Velzquez-Cruz,


2004). La figura 1.2.3 esquematiza la distribucin de pozos de desarrollo desde un sitio de perforacin/produccin.

Los pozos intermedios son pozos de desarrollo que tienen la finalidad de explotar la reserva remanente que no fue drenada con los pozos perforados en el desarrollo primario del campo (Velzquez-Cruz, 2004). La figura 1.2.4 esquematiza el tipo de pozo intermedio.

Figura 1.2.4 Esquematizacin de pozos de desarrollo y pozos

intermedios (modificado de www.geomore.com)

Tambin, los pozos petroleros pueden ser clasificados segn la forma en la que se perforan. En general los tipos de pozo son (Velzquez-Cruz, 2004):

Verticales

Direccionales

Tipo J Tipo S

Horizontales


Radio largo Radio medio Radio corto

Multilaterales

Ramificados Alcance Extendido

Dimetro Reducido

Los pozos verticales son pozos cuya desviacin mxima no debe ser mayor de 5, sin embargo, la desviacin mxima permitida para que un pozo sea considerado como vertical depende de la poltica establecida por la empresa propietaria del pozo (Velzquez-Cruz, 2004). La figura 1.2.5 (a) esquematiza un pozo vertical con una desviacin mxima de 5 y la figura 1.2.5 (b) hace un comparativo entre la forma de un pozo vertical y uno horizontal.

(a)

(b)

Figura 1.2.5 (a) Pozo vertical y (b) pozos horizontal y vertical (modificado de Macas, 2006).

Un pozo direccional es un pozo que ha sido intencionalmente desviado en una direccin especfica para alcanzar el objetivo. Los pozos direccionales convencionales se clasifican en (Inglis, 1987):

Tipo I o J, incrementar y mantener.

Tipo II o S; incrementar, mantener y decrementar.


Tipo III, incremento continuo

La profundidad a la cual inicia la desviacin se conoce como punto de inicio de desviacin o KOP (Kick Off Point). La profundidad a la cual se termina la construccin de ngulo se conoce como fin de la curva o EOC (End of Curve). El ngulo que el pozo se desva de la vertical se conoce como desviacin. La figura 1.2.6 muestra los diferentes tipos de pozos direccionales.

Figura 1.2.6 pozos direccionales (modificado de Hyne,

2001).

Los pozos tipo J empiezan con una seccin vertical para despus desviarse hasta un ngulo predeterminado y mantener una direccin especfica hasta alcanzar el objetivo. Los pozos tipo S inician con una seccin vertical, despus se desvan en un ngulo predeterminado, para posteriormente regresar el pozo a la vertical para alcanzar el yacimiento de esta forma (Velzquez-Cruz, 2004).

Un pozo horizontal (figura 1.2.6a) es un pozo que se desva de la vertical hasta alcanzar una desviacin de ms de 80 y penetrar al yacimiento con una seccin completamente horizontal (90). Este tipo de pozos tienen el objetivo de maximizar la longitud expuesta en el yacimiento para as mejorar su productividad. Los pozos horizontales pueden ser de radio largo, radio medio y radio corto (figura 1.2.6b). La diferencia entre ellos estriba en los ritmos de desviacin de ngulo (/m), en la longitud de la curva o radio de curvatura (R)


y la longitud de la seccin horizontal. En pozos de radio largo la desviacin es gradual con ritmos de desviacin de 2-6/30 m, radios de curvatura de 300 a 900 m y secciones horizontales entre 600 a 2500 m. Debido a que en este tipo de pozos se tienen radios de curvatura largos, se hacen adecuados para pozos profundos o de alcance extendido. Los pozos de radio medio tienen ritmos de desviacin intermedios que oscilan entre los 6-35/30 m, radios de curvatura de 90 a 245 m y secciones horizontales de 450 a 2500 m. Los pozos de radio corto tienen un cambio abrupto de la vertical a la horizontal con ritmos de desviacin de 5-10/m, radios de curvatura de 6 a 12 m y secciones horizontales de 90 a 300 m (Velzquez-Cruz, 2004).

(a)

(b)

Figura 1.2.6 Pozos horizontales (modificado de Ortiz, 2005).

Un pozo multilateral es aquel que tiene dos o ms laterales perforados a partir de un pozo comn o principal (figura 1.2.7a). Estos pozos laterales pueden ser horizontales o direccionales. Los pozos ramificados (figura 1.2.7b) son aquellos que se derivan a partir de un pozo horizontal para explotar un mismo yacimiento contenido en un mismo plano horizontal. A los pozos ramificados se les conoce tambin como pozos de entradas mltiples o de re-entradas (Huerta, 2005).


(a)

(b)

Figura 1.2.7 (a) pozos multilaterales y (b) pozo ramificado (modificado de Macas, 2006)

Los pozos de alcance extendido (figura 1.2.8) son aquellos que tienen una relacin desplazamiento horizontal / profundidad vertical verdadera (DH / PVV) mayor a 2. Esto no limita el tipo de trayectoria que puedan tener y es posible planearlos como pozos direccionales o como horizontales, dependiendo de las condiciones geolgicas y del equipo superficial (Macas, 2006).

Figura 1.2.8 Pozos de alcance extendido (modificado de Huerta, 2005)

Un pozo de dimetro reducido (figura 1.2.9) es un pozo perforado con una barrena de 6 o menor hasta su profundidad total (Hough, 1992) y cuando es


terminado con una tubera de revestimiento de explotacin de 4 o menor (Susilo, 2002). Se recomienda su uso para:

Exploracin

Yacimientos con baja produccin

Reduccin de costos

Minimizar impacto ambiental

Figura 1.2.9 Pozos de dimetro reducido (modificado de

Hough, 1992)


En el archivo Ejercicio-1.2.xlsx se tiene informacin de las trayectorias de diferentes tipos de pozo. Para cada una de las trayectorias realice una presentacin donde se muestre la trayectoria del pozo y en cada lmina especifique el tipo de pozo, as como el objetivo de cada uno de ellos.


1.3 CLASIFICACIN Y SELECCIN DE EQUIPOS DE PERFORACIN

Objetivo especfico

Al trmino del subtema, el participante identificar los diferentes tipos equipos para perforar y los seleccionar con base en las cargas esperadas, realizando un ejercicio por escrito.

Clasificacin de equipos

Para construir un pozo petrolero se utilizan equipos de perforacin cuyo tipo depende del lugar a perforar. El equipo de perforacin por s solo permite realizar nicamente dos funciones bsicas (Velzquez-Cruz, 2004):

Subir y bajar las diferentes sartas de tuberas del pozo

Darle rotacin a la sarta de perforacin.

Todas las dems funciones que se realizan durante la perforacin de un pozo se llevan a cabo mediante el empleo de equipo auxiliar. Los equipos de perforacin se pueden clasificar como sigue (figura 1.3.1):

Equipos Terrestres:

Ligeros

Pesados

Equipos Marinos:

Fijos

Plataforma Auto-Elevable

Flotantes

Sumergible o Barcaza Semi-sumergible Barco


Figura 1.3.1 Equipos de perforacin (www.naturalgas.org).

Un equipo de perforacin terrestre ligero (figura 1.3.2) es aquel parar perforar pozos someros (menores de 10,000 pies de profundidad). El equipo tambin puede ser utilizado para reparar pozos. Este tiene generalmente dos bombas de alta presin para circular el fluido de perforacin. Las capacidades en general son menores a las de un equipo de perforacin terrestre pesado. Este tipo de equipos tambin son transportados por una flotilla de camiones hasta la localizacin (Devereux, 1999).

Figura 1.3.2 Equipos de perforacin terrestre ligero

(www.tradequip.com).

Un equipo de perforacin terrestre pesado (figura 1.3.3) es aquel para perforar pozos profundos o muy profundos (de ms de 10,000 pies). La carga mxima que la torre o mstil es capaz de soportar ser igual o exceder 1000,000 libras.


El equipo tiene dos, tres o ms bombas de lodo para circular el fluido de perforacin. Los preventores (BOPs) disponibles sern para alta presin, de 10,000 PSI o mayor. La capacidad de almacenamiento de lquidos y materiales debe ser alta (Devereux, 1999). El equipo de perforacin es transportado por una flotilla de camiones hasta la localizacin.

Figura 1.3.3 Equipos de perforacin terrestre pesado (www.tradequip.com).

Una plataforma marina (figura 1.3.4) est fija en el lecho marino. Es una construccin basada en tubulares de acero y puede tener un equipo de perforacin completo, as como contenedores para el alojamiento. Normalmente estas plataformas se instalan con la capacidad para perforar una gran cantidad de pozos (en plataformas grandes ms de 30 pozos). Se tienen conductores piloteados en el fondo marino por donde se perforarn los pozos. El equipo de perforacin corre sobre rieles por encima de estos conductores y de esta manera va perforando cada pozo. Una vez que todos los pozos en la plataforma han sido perforados, el equipo de perforacin puede ser retirado de la plataforma para incrementar los espacios. Pueden ser autosuficientes o asistidos por barcazas de servicio (Devereux, 1999).


Figura 1.3.4 Plataformas marinas fijas (www.offshore-

technology.com).

Un equipo de perforacin autoelevable o jackup (figura 1.3.5) tiene un casco flotante, normalmente de forma triangular o cuadrada. En cada esquina tiene piernas de acero. El equipo tiene la capacidad de moverse por auto-propulsin a la localizacin o por medio de remolcadores. Una vez que se encuentra en la posicin adecuada, las piernas son bajadas hasta alcanzar fondo marino. Cuando las columnas o piernas se encuentran asentadas en el lecho marino, la cubierta es elevada ms all del nivel del agua (normalmente ms de 25 metros). La torre est localizada en una estructura o cantilever que se mueve fuera del casco y coloca al equipo en un costado. Esto permite posicionar la plataforma autoelevable junto a plataformas fijas y posicionar la torre encima de los pozos (Devereux, 1999).


Figura 1.4.5 Plataforma auto-elevable o Jack-up (www.drillingcontractor).

Una barcaza de perforacin (figura 1.3.6) es un barco de suelo plano usado en aguas muy someras y protegidas, como ros, lagos y en tirantes de agua hasta de 50 pies de profundidad. Se sumergen cuando los compartimientos del casco son inundados con agua. El equipo se apoya en el lecho lacustre y parte del mismo queda por encima del nivel del agua para permitir el trabajo de la cuadrilla de perforacin. Las barcazas pueden navegar o ser remolcados y perforar pozos de hasta 20,000 pies (Devereux, 1999).

Figura 1.4.6 Barcaza de perforacin (www.maerskdrilling.com).

Un equipo semi-sumergible (figura 1.3.7) es un equipo de perforacin sentado sobre columnas de acero (entre 3 y 8), bajo las cuales estn unas cmaras de flotacin (llamadas pontones). Cuando se transporta entre localizaciones, los pontones estn vacos (o llenos con agua lo necesario para darle estabilidad) de


tal manera que el equipo flote a suficiente altura del agua. Una vez que el equipo est posicionado sobre la localizacin a perforar, se bombea agua de lastre a los tanques localizados dentro de los pontones y columnas de tal manera que el equipo se empieza a sumergir. Un equipo semi-sumergible puede ser capaz de llevar la mayora o todo el equipo y suministros que necesite para perforar un pozo. Pueden ser auto-propulsados o pueden ser remolcados entre localizaciones. En la localizacin, pueden estar anclados o pueden estar posicionados dinmicamente (Devereux, 1999).

Figura 1.3.7 Plataforma semi-sumergible (Kewo, 2005).

Un barco perforador (figura 1.3.8) tiene un casco en forma de barco y en la parte central est localizada una torre, bajo la cual est un gran agujero que atraviesa el casco. Este agujero es llamado escotilla de perforacin o Moon pool. Los barcos de perforacin varan en tamao, pero los ms grandes pueden llevar cualquier cosa necesaria para perforar pozos bastante alejados sin re-abastecimiento. Estos pueden ser movidos rpidamente a la localizacin sin asistencia de remolcadores. Los barcos de perforacin frecuentemente se posicionan dinmicamente sobre la localizacin en lugar de anclarse en el lugar (Devereux, 1999).


Figura 1.3.8 Barco de perforacin (Kewo, 2005).

Seleccin de equipos de perforacin

La seleccin del equipo de perforacin consiste en establecer la localizacin del sitio a perforar y definir las diversas cargas que tendr que soportar el equipo, entre otros a saber (Peralta, 2010):

Tipo de instalacin (terrestre, lacustre o marina)

Rango de profundidades del pozo

Carga mxima de las tubera de revestimiento programadas

Peso, torque y arrastre de las sartas de perforacin

Sistema de lodos y requerimientos hidrulicos

Tamao de los agujeros y tuberas de revestimiento

Rango de velocidades rotatorias requeridas

Dimensiones de la subestructura: altura y espacio libre inferior

Sistemas para la prevencin y control de brotes

Equipos requeridos para instalacin y mudanza

Campamento y servicios de alojamiento

Consideraciones de seguridad, salud y control ambiental

Disponibilidad y Costo

Despus de definir la localizacin del sitio a perforar y el tipo de equipo a utilizar, se deber seleccionar el equipo de perforacin que pueda alcanzar sin limitaciones el objetivo geolgico definido. La figura 1.3.9 muestra diferentes


equipos de perforacin terrestre caracterizados por su potencia en el malacate y la profundidad que pueden alcanzar.

Figura 1.3.9. Equipos de perforacin terrestre clasificados

por su alcance en profundidad (Peralta, 2010).

Asimismo, se deber definir la carga mxima que deber soportar el equipo de perforacin considerando el peso de las tuberas de revestimiento (T.R.) que sern introducidas y cementadas en el pozo. Para definir el peso de las tuberas de revestimiento por cada etapa de perforacin se deber considerar que estn sumergidas en el fluido de perforacin, por lo que el peso se debe afectar por un factor de flotacin usando la expresin siguiente (Adams, 1985):

a

LFF

=1 ............................................................................. (1.3.1)

Donde:

FF= Factor de flotacin, (adimensional). L= Densidad del lodo, (gr/cc) a = Densidad del acero (7.856 gr/cc)

Por ejemplo, si se tiene una tubera de revestimiento de 13 3/8 P-110 de 72 lb/ft que revestir una longitud de pozo de 3500 m y con una densidad de lodo de 1.55 g/cc, el peso en el aire y el peso flotado de esa tubera sera como se muestra en la tabla 1.3.1.


Tabla 1.3.1. Resultados del peso flotado de la T.R. de 13 3/8, P-110, 72 lb/ft

Por otro lado, tambin es necesario hacer el clculo del peso flotado de la sarta de perforacin que ser utilizada para cada una de las etapas de perforacin del pozo. La figura 1.3.10 resume un ejemplo de clculo de cada uno de los componentes de una sarta de perforacin

Figura 1.3.10. Ejemplo de peso flotado de una sarta de

perforacin (Peralta, 2010)

Otro aspecto importante de la seleccin del equipo de perforacin es la presin mxima que soportarn las conexiones superficiales del equipo, as como la potencia hidrulica de las bombas de lodos. La figura 1.3.11 muestra los resultados de un clculo hidrulico en la etapa de 17 de un pozo.


Figura 1.3.11. Resultados del clculo hidrulico en una etapa

de perforacin (Peralta, 2010)

Tambin se debe considerar el dimetro mximo de herramientas y tuberas que debern pasar por el interior de la mesa rotatoria definida para cada equipo de perforacin. Al final se deber establecer un listado de verificacin como se muestra en la tabla 1.3.2 para posteriormente seleccionar el equipo que cumpla con los criterios de seleccin.


Tabla 1.3.2. Resultados de los criterios de seleccin (Modificado de Peralta, 2010)

La figura 1.3.12 muestra una ficha tcnica de un equipo de perforacin que cumple con los criterios de seleccin descritos en la tabla 1.3.2.

Figura 1.3.12. Ficha tcnica de un equipo de perforacin

terrestre (Peralta, 2010)



Con los datos del archivo Ejercicio-1.3.pdf, defina por escrito y presente el tipo de equipo para perforar el pozo y la carga mxima que deber soportar con la informacin disponible.

1.4 REGISTROS DE POZO

Objetivo especfico

Al trmino del subtema, el participante identificar cualitativamente diferentes formaciones, realizando un ejercicio por escrito utilizando varios tipos de registros de pozo.

Introduccin

El registro de pozo es la representacin grfica de una propiedad fsica de la roca contra la profundidad. Los registros de pozo son indispensable en:

La caracterizacin geolgica y de yacimientos

El desarrollo de campos

La evaluacin de reservas

Los registros de pozo se pueden clasificar de la siguiente manera:

En funcin del principio de medicin de la herramienta

Electromagnticos Elctricos (resistivos e Inductivos) Acsticos Radioactivos Mecnicos

En funcin de la propiedad fsica a medir:

Porosidad Resistividad Densidad Dimetro

La tabla 1.4.1 resume los registros ms comunes y sus principales aplicaciones.


Tabla 1.4.1 Registros de pozo ms comunes (Modificado de Evenick, 2008)

Potencial Espontaneo

Un registro de Potencial Espontaneo (SP) mide la corriente elctrica en milivolts que se origina debido a la diferencias de salinidad entre el fluido de perforacin y el fluido de la formacin. La deflexin positiva o negativa de la curva SP representa que fluido tiene mayor carga inica. La figura 1.4.1 muestra diferentes comportamientos del potencial espontaneo dependiendo la salinidad de los fluidos.

Figura 1.4.1 Comportamiento del potencial espontneo

dependiendo de la salinidad de los fluidos (Martell, 2008)

Las principales aplicaciones del registro de potencial espontaneo (SP) se muestran a continuacin:


Determinar cuerpos permeables

Determinar los lmites entre capas

Correlacionar estratos

Determinar valores de resistividad del agua intersticial de las formaciones

Conocer cualitativamente el contenido arcilloso de una capa

A manera de ejemplo, en la figura 1.4.2 (a) se observa una interpretacin cualitativa de lmites entre capas y cuerpos permeables. En la figura 1.4.2 (b) se muestra el clculo cualitativo del contenido de arcilla utilizando datos del registro de potencial espontaneo.


(a)

(b)

Figura 1.4.2 (a) Interpretacin cualitativa del registro SP (Schlumberger, 2008) y (b) Definicin cualitativa del

porcentaje de arcilla (Schlumberger, 2008).

Como se puede concluir de la figura 1.4.1, el SP solo funciona en fluidos base agua. La figura 1.4.3 muestra el comportamiento caracterstico del registro de potencial espontaneo en diferentes litologas y fluidos contenidos en la roca.


Figura 1.4.3 Comportamiento del potencial espontneo en

diferentes litologas (Rider, 2008).

Resistividad

Un registro de resistividad mide la resistencia de la formacin al flujo de corriente en unidades de Ohm-m. La resistividad es el reciproco de la conductividad y est relacionada con la porosidad y el tipo de fluido presente en la formacin y el pozo, de acuerdo con la expresin:

( 2/) = 11000

(/)..................... (1.4.1)


La figura 1.4.4 (a) muestra el comportamiento de la corriente elctrica al pasar a travs de una unidad de volumen saturada solo por agua y la figura 1.4.4 (b) una unidad de volumen comprendida por roca y agua.

(a)

(b)

Figura 1.4.4 Comportamiento de la corriente elctrica (Schlumberger, 2008).

Las aplicaciones bsicas de la resistividad son las siguientes:

Deteccin de hidrocarburos

Definicin de litologas

Calculo de sobrepresiones

Determinacin de resistividad del agua y saturaciones

La saturacin de aceite necesaria para el clculo de reservas puede ser determinada con la siguiente expresin:

= 1 .............................................................................. (1.4.2) Donde:

So = saturacin de aceite (fraccin) Sw = Saturacin de agua (fraccin)

La saturacin de agua puede ser estimada mediante la ecuacin de Archie (1942) como sigue:

= 1 ........................................................................... (1.4.3) =

.................................................................................... (1.4.4)

Donde:

Rw = Resistividad del agua de formacin (ohm-m) Rt = Resistividad verdadera de la formacin (ohm-m) F= Factor de formacin (adimensional) n= Exponente de saturacin m= Factor cementacin


a= Constante de litologa = Porosidad de la formacin

Los valores ms comnmente usados para los parmetros de la ecuacin de Archie son: m = 1.8, n = 2 y a = 1; sin embargo, para rocas no consolidadas, la compaa Humble Oil propuso los siguientes parmetros: m = 2.15, n = 2 y a = 0.62 (Schlumberger, 2008). La figura 1.4.5 muestra el comportamiento caracterstico del registro de resistividad en diferentes litologas y fluidos contenidos en la roca.

Figura 1.4.5 Comportamiento de la resistividad en diferentes

litologas (Rider, 2008).


Snico

La herramienta snica crea una seal acstica y mide el tiempo que tarda en traspasar una roca en microsegundos por pie (ms/ft). La figura 1.4.6 ejemplifica este proceso.

(a)

(b)

Figura 1.4.6 Principio de medicin de la herramienta snica (Schlumberger, 2008).

La simple medicin de este tiempo nos da un indicador de las propiedades de la formacin, entre estos se encuentra la porosidad. Wyllie (1956) desarroll una expresin para calcular la porosidad de la roca basada en el tiempo de trnsito de un registro snico, su expresin es:

= + (1 ) ......................................................... (1.4.5) =

............................................................................ (1.4.6)

Donde:

tlog = Tiempo de trnsito ledo del registro (ms/ft) tma = Tiempo de trnsito de la matriz de la roca (ms/ft) tf = Tiempo de trnsito del fluido que satura la roca (ms/ft) = Porosidad de la formacin (fraccin)

El registro snico es un buen indicador de la densidad de la roca y de la presencia de gas, ya que las mediciones sern bajas y tendrn irregularidades en presencia de gas. La figura 1.4.7 muestra el comportamiento caracterstico del registro de snico en diferentes litologas y fluidos contenidos en la roca.


Figura 1.4.7 Comportamiento del tiempo de trnsito en


Rayos Gamma

Un registro de rayos gamma (GR) mide la radiactividad natural de la formacin. La radioactividad es el resultado de la desintegracin radioactiva del Potasio (K), Torio (Th) y Uranio (U). La figura 1.4.8 esquematiza el proceso de medicin de los rayos gamma naturales.


Figura 1.4.8 Principio de medicin de los rayos gamma

naturales (Schlumberger, 2008).

Los rayos gamma que pasan por rocas son desacelerados y absorbidos a una velocidad que depende de la densidad de la formacin. Las formaciones menos densas exhiben ms radioactividad que las formaciones densas, a pesar de que podran contener la misma cantidad de material radioactivo por unidad de volumen. Las aplicaciones bsicas de los rayos gamma naturales son:

Identificacin litolgica

Correlacionar estratos

Evaluacin de arcillosidad

Para definir el volumen de arcilla se puede utilizar la siguiente expresin que relaciona de manera lineal los valores de rayos gamma como sigue (Rider, 2000):

= = ................................................................ (1.4.7a) Donde:

GRlog = Lectura de rayos gamma ledo del registro (GAPI) GRmin = Lectura mnima de rayos gamma (GAPI) GRmax = Lectura mxima de rayos gamma (GAPI) Vsh = Volumen de arcilla (%)

Debido a que el volumen de arcilla no necesariamente es una relacin lineal entre las lecturas de rayos gamma, se pueden utilizar las siguientes expresiones cuando el comportamiento es no-lineal (Rider, 2002):

Para rocas terciarias

= 0.083(23.7 1) ............................................................... (1.4.7b)


Para rocas antiguas

= 0.33(22 1) .................................................................. (1.4.7c) Otros

= 32 ............................................................................ (1.4.7d) = 1.7 [3.38 ( + 0.7)2]12 .................................................... (1.4.7e) La figura 1.4.9 muestra el comportamiento caracterstico del registro de rayos gamma en diferentes litologas.

Figura 1.4.9 Comportamiento del registro de rayos gamma

en diferentes litologas (Rider, 2008).


Densidad

El registro de densidad bombardea la formacin con rayos gamma y mide la cantidad de rayos gamma que regresan a la herramienta, lo cual depende del nmero de electrones presentes. La densidad de los electrones es relacionada con la densidad de la formacin, a menor intensidad de rayos gamma mayor densidad de electrones y viceversa. La figura 1.4.10 (a) muestra el principio de medicin de la herramienta.

(a)

(b)

Figura 1.4.10 (a) Principio de medicin de la herramienta de densidad (Schlumberger, 2008) y (b) Interpretacin de

curva de densidad (Schroeder, 2004).

La figura 1.4.10 (b) muestra una interpretacin del registro de densidad. Las aplicaciones bsicas del registro son:

Deteccin de hidrocarburos

Definicin de litologas

Determinacin de la porosidad


Figura 1.4.11 Modelo de porosidad a partir de la densidad de

la roca (Rider, 2008).

A partir de la densidad de la roca se puede determinar la porosidad de la formacin utilizando el modelo que se muestra en la figura 1.4.11 y cuya expresin es:

( ) ( ) fmab += 1 .................................................................. (1.4.8)

fma

bma

= ............................................................................ (1.4.9)

Donde:

b = Densidad volumtrica de la roca (g/cm3) ma = Densidad de los granos de la roca (g/cm3) f = Densidad del fluido que satura la roca (g/cm3) = Porosidad de la formacin (fraccin)

La figura 1.4.12 muestra el comportamiento caracterstico del registro de densidad en diferentes litologas y fluidos contenidos en la roca.


Figura 1.4.12 Comportamiento del registro de densidad en


Factor Foto Elctrico

Un registro fotoelctrico (PE) mide la radiacin gamma transmitida por una formacin despus de ser bombardeada. El factor fotoelctrico es medido en barns por electrn (barns/-e).

La cantidad de adsorcin fotoelctrica dentro de la formacin depende de la mineraloga de la formacin, por lo que es un excelente indicador del tipo de litologa. Este es uno de los pocos registros geofsicos que pueden fcilmente


distinguir calizas de dolomas. La figura 1.4.13 muestra el comportamiento caracterstico del factor fotoelctrico en diferentes litologas.

Figura 1.4.13 Comportamiento del factor fotoelctrico en


Neutrn

La herramienta de neutrones emite neutrones a la formacin y miden su interaccin (figura 1.4.14a). El hidrogeno es el elemento ms activo en la desaceleracin del neutrn (figura 1.4.14b), por lo que un registro de este tipo, mide la porosidad de la formacin basada en la cantidad de hidrogeno presente en la formacin.


(a)

(b)

Figura 1.4.14 (a) Principio de medicin de la herramienta de neutrn (Schlumberger, 2008) y (b) Efecto del hidrogeno

sobre el neutrn (Schlumberger, 2008).

La determinacin de la porosidad es una de las aplicaciones bsicas del registro neutrn, ya que el registro de neutrn responde al volumen de agua que llena el espacio poroso de la formacin, lo que proporciona una medida de la porosidad con la expresin:

BaN +=log ........................................................................... (1.4.10)

Donde:

a, B = Factores de calibracin N = Lecturas de la herramienta = Porosidad de la formacin (fraccin)


(a)

(b)

Figura 1.4.15 Modelos de porosidad con el registro de neutrn (Rider, 2008).

Otra de las aplicaciones bsicas del registro de neutrones es la identificacin de zonas con impregnacin de gas.

Figura 1.4.16 Efecto de gas en el registro de neutrn (Rider,

2008).

El agua y el aceite no pueden ser identificados tan fcilmente, en contraste con el gas, debido a que tienen aproximadamente el mismo contenido de hidrogeno, mientras que el gas tiene mucho menos hidrogeno en el mismo volumen (figura 1.4.16). La figura 1.4.17 muestra el comportamiento caracterstico del registro de neutrn en diferentes litologas.




Gua para la interpretacin cualitativa

Por ltimo, en la figura 1.4.18 se muestra un anlisis cualitativo de litologas utilizando los registros vistos en este subtema. Esta gua puede ser utilizada como base para la interpretacin de registros reales de pozo.



diferentes litologas (Evenick, 2008).


Con los datos del archivo Ejercicio-1.4.pptx, Interprete el conjunto de registros que se muestra e Identifique el tipo de litologa acorde con los patrones de relleno designados, realice una presentacin con sus resultados.


1.5 ANLISIS DE GEOPRESIONES

Objetivo especfico

Al trmino del subtema, el participante definir las zonas de presiones anormales, la tendencia de compactacin normal, la profundidad de retencin de fluidos y las geopresiones de un pozo, realizando un ejercicio por escrito.

Origen de las presiones anormales

La prediccin y estimacin de presiones anormales antes y durante la perforacin de pozos constituye uno de los elementos fundamentales de la planeacin y diseo de la perforacin de pozos (Velzquez-Cruz, 2008). La evaluacin precisa de las presiones permite:

Definir con mayor certidumbre el asentamiento de las tuberas de revestimiento y el peso del fluido de control.

Reducir la frecuencia y severidad de brotes.

Minimizar la tendencia de pegaduras por presin diferencial.

Maximizar el ritmo de penetracin, usando el mnimo peso equivalente.

Reducir el dao a las formaciones productoras, resultante del uso de peso de lodo excesivo.

La presin de formacin, tambin llamada presin de poro, es aquella presin que ejercen los fluidos confinados en el espacio poroso de la formacin sobre la matriz de roca. Estos fluidos intersticiales son generalmente aceite, gas y agua salada. La presin de poro puede ser normal o anormal.

La presin de poro normal es igual a la presin hidrosttica que ejerce una columna de fluido nativo de la formacin. En muchos casos estos fluidos varan de agua dulce con densidad de 1 g/cc (0.433 psi/pie) a agua salada con densidad de 1.074 g/cc (0.465 psi/pie) correspondiente a una salinidad de 80,000 ppm de NaCl a una temperatura de 25C. En algunas ocasiones la densidad del fluido llega a ser mayor de 1.074 g/cm3 debido a incrementos en el gradiente geotrmico y en la concentracin de sales. La tabla 1.5.1 muestra valores de presin de poro normal para diferentes cuencas sedimentarias del mundo.


Tabla 1.5.1 Valores de presin normal (Modificado de Bourgoyne, 1991)

La presin de formacin anormal es cualquier presin diferente de la presin normal. Si la presin de poro excede a la presin normal se le llama anormalmente alta, geopresurizada, superpresurizada o simplemente presin anormal; en cambio, si es menor que la normal, se le ha denominado presin de formacin anormalmente baja o subnormal (figura 1.5.1). Debido a que las presiones anormalmente altas tienen un mayor impacto en la seguridad del personal y equipo, as como en la viabilidad tcnica y econmica de la perforacin del pozo, su estudio se ha hecho extensivo en la mayora de las cuencas petroleras del mundo.


Figura 1.5.1 Esquema de presiones anormales (Modificado

de Law, 1994).

La prediccin de presiones anormales no es una tarea sencilla debido a los diferentes mecanismos que las originan y a lo limitado de los mtodos de prediccin. De acuerdo con Law (1994), existen varios mecanismos que originan las presiones anormales. El fenmeno est relacionado a procesos geolgicos, fsicos, qumicos y mecnicos. Las principales causas de la generacin de presiones anormales referidas en la literatura son:

Debido a Esfuerzos de la Roca

Desequilibrio en la compactacin Actividad tectnica

Generadas por Incremento del Volumen de Fluidos

Expansin de agua debido al incremento de temperatura Generacin de hidrocarburos Liberacin de agua debido a fenmenos de diagnesis

Movimiento de Fluidos y Flotacin

Fenmenos osmticos


Nivel piezomtrico del fluido (columna hidrulica)

Flotacin debida al contraste de densidades

Sin embargo y a pesar de la amplia causal de presiones anormales, la principal causa citada en la mayora de las referencias trata con el desequilibrio en la compactacin normal de los sedimentos. De aqu que la mayora de los modelos de prediccin de presiones estn basados en la teora de la compactacin de las arcillas.

Desequilibrio en la compactacin

Durante el proceso de sedimentacin y compactacin se tiene un balance entre el peso de los sedimentos y la capacidad de las formaciones para expeler los fluidos. Cuando los fluidos dentro de los poros escapan debido a la sobrecarga, la compactacin de los sedimentos es funcin de la profundidad, la porosidad de la roca se reduce, dando origen a un proceso de compactacin normal. Por el contrario, cuando los fluidos no pueden escapar de los poros de la formacin, la compactacin se detiene y la porosidad no se reduce con la profundidad. A este fenmeno se le conoce como desequilibrio en la compactacin y es el principal originador de las sobrepresiones debido a que los fluidos confinados en el espacio poroso soportan la mayor parte de la sobrecarga (figura 1.5.2).

Figura 1.5.2 Desequilibrio en la compactacin (modificado de

Bourgoyne, 1991).

Actividad tectnica

En general, cuando ocurren deformaciones debido al tectonismo, existen modificaciones en la presin del fluido y en la distribucin estructural de las formaciones. Esto significa que el tectonismo puede crear anomalas de presin o restablecer la presin a su forma normal. La figura 1.5.3 muestra una redistribucin de presiones debida al tectonismo.


Figura 1.5.3 Actividad tectnica (modificado de Bourgoyne,

1991).

Represionamiento o recarga

Las presiones anormales tambin pueden deberse a la recarga de los fluidos 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 (figura 1.5.4). El conducto puede ser una falla, una fisura o un agujero y la energa potencial que se genera puede ser transferida por:

Fluidos de baja densidad (aceite o gas) del yacimiento normal o anormalmente presionado.

A travs de la transferencia de agua de la formacin anormalmente presionada.


Figura 1.5.4 Represionamiento o recarga (modificado de

Bourgoyne, 1991).

Fenmenos de diagnesis

El fenmeno de diagnesis es una alteracin posterior a la depositacin de los sedimentos y los minerales que los constituyen (figura 1.5.5). El proceso de diagnesis incluye la formacin de nuevos minerales, redistribucin y recristalizacin de los minerales existentes en los sedimentos y la litificacin.

Bajo ciertas condiciones de temperatura y presin que acompaan al sepultamiento, la montmorillonita, el mineral predominante en algunas lutitas se altera a illita. Esta diagnesis de la montmorillonita contribuye al origen de presiones anormales por incrementar el contenido de agua en las lutitas durante la formacin del nuevo mineral. Esta agua migra a los sedimentos superiores y con el continuo sepultamiento, el agua es expulsada de los poros, sin embargo, si la expulsin del agua de los poros se inhibe, entonces con el continuo sepultamiento de los sedimentos, el agua dentro de la roca absorber parte del incremento del esfuerzo de sobrecarga generndose de esta manera una sobrepresin.


Figura 1.5.5 Fenmeno de diagnesis (modificado de

Bourgoyne, 1991).

Expansin aquatermal

El principio que gobierna el incremento de temperatura como un mecanismo de sobrepresin, es la expansin trmica del agua cuando se calienta arriba de 4C (figura 1.5.6a). Si el cuerpo del agua es contenida en un recipiente sellado, la presin se eleva rpidamente. Barker (1972) muestra una elevacin de presin de 8,000 psi (55.1 MPa) en agua calentada de 54.4 a 93.3C ocasionada por un incremento de volumen de nicamente 1.65%.


(a)

(b)

Figura 1.5.6 (a) Expansin aquatermal (modificado de Law, 1994) y (b) Generacin de hidrocarburos (modificado de

Law, 1994).

Generacin de hidrocarburos

Se ha identificado que la generacin de hidrocarburos generan presiones anormalmente altas (figura 1.5.6b). Como se sabe, la generacin de hidrocarburos es controlada y dependiente de una combinacin de tiempo y temperatura. Las dos reacciones principales involucradas con la generacin de crudo y gas de las rocas fuente de petrleo son:

Maduracin del kergeno para producir aceite y/o gas

Fraccionamiento de los hidrocarburos (aceite y bitumen a gas)

Estas reacciones tpicamente se suscitan a profundidades de 2.0 a 4.0 km y a temperaturas en el rango de 70 - 120C para la maduracin del kergeno y 3.0 5.5 km y 90 - 150C para el fraccionamiento de aceite al gas

Fenmenos osmticos

La osmosis es definida como el movimiento espontneo de agua a travs de una membrana semi-impermeable que separa a dos soluciones de diferente concentracin (o una solucin y agua). El movimiento permanece hasta que la concentracin de cada una de las soluciones se iguala o hasta que la presin osmtica no permite el movimiento de la solucin de baja concentracin a la solucin de alta concentracin (figura 1.5.7). Evidencias de campo y de laboratorio muestran que las lutitas sirven como membranas semi-permeables.

Aceite

Gas Humedo y Condensados

Gas Seco

Incremento de Volumen

a) Despus Meissner, 1978b

Volumen de Slidos (Kerogeno/ Metamorfosis de Materia orgnica)

Volumen de Fluido y Gases de Hidrocarburo


Figura 1.5.7 Fenmeno osmtico (modificado de Bourgoyne,

1991).

Nivel piezomtrico del fluido

El efecto de una superficie piezomtrica regional alta puede causar presiones anormales (figura 1.5.8). La presin es normal, cuando el nivel del pozo es igual al nivel piezomtrico del sistema hidrulico, ya que las columnas hidrostticas se balancean. As mismo, cuando el nivel del pozo es mayor que el nivel piezomtrico, se dice que existe una presin subnormal. Esto es debido a que la presin hidrosttica del fluido en el pozo es mucho mayor que la presin ejercida por el sistema hidrulico en la formacin. La diferencia de alturas genera este fenmeno.

Por otro lado, cuando el nivel piezomtrico del sistema hidrulico de la formacin es mayor que el nivel del pozo, la diferencia de alturas genera una presin diferencial a favor del sistema hidrulico, lo que hace que el fluido de la formacin fluya a la superficie (pozo artesiano).


Figura 1.5.8 Nivel piezomtrico de los fluidos (modificado de

Bourgoyne, 1991).

Efecto de flotacin

En yacimientos cerrados, tal es el caso de las formaciones lenticulares, o en formaciones con grandes echados y anticlinales, siendo estos porosos y permeables, la presencia de las presiones anormales puede ser originada por una acumulacin de hidrocarburos (figura 1.5.9). El agua por diferencia de densidad desplaza a los hidrocarburos echado arriba sobre-presionndolos. La sobre-presin generada depende de la altura de la columna de los hidrocarburos y del contraste entre las densidades de estos y del agua desplazante.


Figura 1.5.9 Efecto de flotacin por contraste de densidades

(modificado de Bourgoyne, 1991).

Teora de la compactacin

El incremento de la sobrecarga, normalmente ocasionan que las rocas se compacten, reduciendo el volumen del poro y forzando la expulsin de los fluidos de la formacin (figura1.5.10). La prdida de porosidad vara con el tipo de roca y cada tipo de roca tendr un lmite inferior ms all de la cual ninguna compactacin mecnica posterior es posible, y a partir de ah, la prdida de porosidad es debido a la compactacin qumica.


Figura 1.5.10 Efecto de la sobrecarga sobre la compactacin

de la roca (Velzquez-Cruz, 2012).

Para explicar el proceso de compactacin de la roca, Hottman y Johnson (1965) se basaron en el modelo descrito por Terzaghi en 1948. Este consista de un recipiente cilndrico que tena una serie de pistones separados por resortes. El espacio entre los pistones estaba lleno con agua y los pistones estaban perforados. En la Etapa A, la vlvula de drene est cerrada, por lo que al aplicarle una carga (S), la presin en el fluido (P) se incrementa, y los resortes () no soportan parte de la carga (S). En la Etapa B, la vlvula de drene se abre, la presin en el fluido (P) se reduce y los resortes empiezan () a soportar parte de la carga (S). Por ltimo, en la Etapa C, la presin en el fluido (P) es solo debida a la altura de su columna y los resortes () soportar toda la carga (S). La figura 1.5.11 (a) muestra el modelo de Terzaghi (1948) adaptado por Hottman y Johnson (1965) donde se describen de manera grfica las etapas mencionadas anteriormente. En correspondencia, la figura 1.5.11 (b) muestra el mismo modelo pero adaptado de Terzaghi pero adaptado a un volumen de roca (Velzquez-Cruz, 2012).


(a)

(b)

Figura 1.5.11 (a) Modelo de compactacin de Terzaghi (Hottman & Johnson, 1965) y (b) Modelo de Terzaghi en un

volumen de roca (Velzquez-Cruz, 2012).

De este planteamiento se demuestra que si los fluidos atrapados o ligados a las rocas logran escapar, estas contendrn una presin de poro normal o presin hidrosttica, sin embargo, si la baja permeabilidad impide que escapen, se generara una sobrepresin debido al esfuerzo de sobrecarga. Tambin se demuestra que si los fluidos logran escapar del medio poroso, la roca se compacta, reduciendo su porosidad; en pocas palabras se puede decir que el esfuerzo compresivo () crece continuamente con la compactacin; siempre y cuando los fluidos tiendan a escapar de la matriz porosa, por lo que una manera de medir cuantitativamente el grado de compactacin de las arcillas es con la porosidad (). La expresin que describe el modelo de Terzaghi es la siguiente:

pPS += .............................................................................. (1.5.1) Donde:

S= Esfuerzo total o sobrecarga Pp= Presin de poro = Esfuerzo compresivo o efectivo

De acuerdo con Hottman y Johnson (1965), cuando los fluidos dentro de los poros de la arcilla escapan debido a la sobrecarga, la porosidad () se reduce, por el contrario, cuando los fluidos no pueden escapar, la porosidad no vara con la profundidad. De esto podemos establecer que la porosidad a una profundidad (D) depende de la presin del fluido. Si esta presin es anormalmente alta, la porosidad () tambin ser anormalmente alta a la misma profundidad. La figura 1.5.12 (a) muestra el comportamiento tpico de la porosidad en una zona con


sobrepresin; conforme la profundidad aumenta la porosidad se reduce hasta una profundidad conocida como profundidad de retencin de fluidos (PRF). A partir de este punto, la porosidad se incrementa de manera anormal debido a la retencin de fluidos; que al soportar la presin de sobrecarga se sobrepresionan dando origen a una zona de presin anormal alta. La profundidad de retencin de fluidos puede variar dependiendo de la velocidad de sedimentacin y del tipo de sedimento depositado (figura 1.5.12b).

Figura 1.5.12. (a) Comportamiento de la porosidad con la profundidad en una zona con sobrepresin (Velzquez-Cruz, 2012) y (b) Esquematizacin de la profundidad de retencin

de fluidos (Law, 2004).

Tambin existen otras propiedades petrofsicas sensibles a la compactacin o porosidad que permiten detectar y evaluar sobrepresiones; entre las principales se encuentran la resistividad, el tiempo de trnsito y la velocidad de la onda ssmica. La figura 1.5.13 (a) muestra el comportamiento de la resistividad con respecto de la profundidad; esta propiedad ira decreciendo conforme la profundidad aumenta debido a la compactacin de la roca, sin embargo, a cierta profundidad la resistividad empieza disminuir debido a la reduccin de la compactacin originada por un incremento en la porosidad y a su vez generado por la retencin de fluidos. El mismo caso se muestra en la figura 1.5.13 (b), donde se describe como el tiempo de trnsito se va reduciendo con respecto a la profundidad hasta que se alcanza la profundidad de retencin de fluidos. En este


punto se invierte el comportamiento del tiempo de trnsito originado por un cambio en la compactacin.

(a)

(b)

Figura 1.5.13. (a) Comportamiento de la resistividad en una zona de sobrepresin (Velzquez-Cruz, 2012) y (b)

comportamiento del tiempo de trnsito en una zona de sobrepresin (Velzquez-Cruz, 2012).

Anlisis de tendencias de compactacin

La mecnica de definicin de tendencias normales consiste en identificar en un registro indicador de los cambios de compactacin la zona de presin normal y la zona de presin anormal. La zona de presin normal ser aquella parte del registro donde se observa un comportamiento lineal o tendencia. Con base en nuestra experiencia, se ha observado que en Mxico las zonas de presin normal se pueden encontrar en promedio hasta los 2000 m (Velzquez-Cruz, 2008). Este dato se puede utilizar como gua para definir la linealidad de esa zona. La zona de presin anormalmente alta se establece segn se ha definido con la teora de compactacin, es decir, una vez que los datos observados del registro se separan de la tendencia normal. El proceso se repite para cada uno de los pozos del rea en estudio. El definir la linealidad del indicador de los cambios de compactacin, nos permite trazar una tendencia o lnea que puede ser representada por un modelo matemtico. La forma del modelo que describe el comportamiento de la compactacin normal para curvas de resistividad y tiempo


de trnsito en la Costa Mexicana del Golfo (figura 1.5.14), se tom con base la funcin exponencial planteada por Athy (1930) sobre la compactacin de lutitas en el norte de Oklahoma.

cDn e0 = .......................................................................... (1.5.2)

Donde:

n= Porosidad normal 0= Porosidad en la superficie (ordenada) D= Profundidad c= Constante de compactacin (pendiente)

Figura 1.5.14. (a) Modelo de Athy (1930) y (b) Modelo de compactacin para resistividad (Velzquez-Cruz, 2008).

Los modelos que describe la tendencia de compactacin normal para la resistividad y el tiempo de trnsito en este caso son:

cDn eRR 0= ......................................................................... (1.5.3)

cDn eTT 0= ....................................................................... (1.5.4)

Donde:

Tn= Tiempo de trnsito normal T0= Tiempo de trnsito en la superficie (ordenada) Rn= Resistividad normal R0= Resistividad en la superficie (ordenada)


Presin de sobrecarga

En una cuenca sedimentaria, el peso acumulativo de las rocas a una profundidad especfica, conocido como esfuerzo vertical (Sv) o esfuerzo de sobrecarga (S), es una funcin del espesor (Z) y de la densidad de las rocas (r) sobreyacentes:

= ........................................................................... (1.5.5) Donde:

r = Densidad volumtrica de la roca S= Esfuerzo de sobrecarga (ordenada) Z= Espesor de la capa

Dado que en la mayora de las formaciones la densidad no es una contante sino que vara con la profundidad; el esfuerzo vertical se calcula mediante la integracin de un registro de densidad (figura 1.5.15a):

= 0 ................................................................... (1.5.6) Resolviendo la variacin de la densidad con respecto de la profundidad, el esfuerzo de sobrecarga finalmente queda como:

= (1)=1

............................................................ (1.5.7)

La utilizacin del registro de densidad para determinar la sobrecarga debe tomarse con reserva, ya que la densidad de la roca que se utiliza en un anlisis de presin de sobrecarga es aquella originada exclusivamente a la compactacin, sin embargo, la densidad que toma el registro no es nicamente le densidad debido a la prdida de porosidad, sino que tambin se ve afectado por:

La geometra del agujero

La presencia de presiones anormales

La mineraloga de la roca y;

La presencia de hidrocarburos

La figura 1.5.15 (b) muestra la variacin de la sobrecarga entre un pozo terrestre y uno marino.


(a)

(b)

Figura 1.5.15. (a) Perfil de sobrecarga de un pozo (Velzquez-Cruz, 2012) y (b) Variacin de la sobrecarga

(Velzquez-Cruz, 2012).

Cuando no se cuentan con mediciones directas de la densidad de la roca para calcular el gradiente de sobrecarga (el caso de pozos exploratorios), se puede utilizar la ecuacin desarrollada por Gardner (1974), obtenida de estudios sobre la velocidad en las rocas sedimentarias, para calcular la densidad del sistema roca-fluido:

( ) 25.0*31.0 VIr = ..................................................................... (1.5.8) Donde:

r = densidad de la roca en gr/cc VI = Velocidad de Intervalo (p-wave), m/s

Si solo se cuenta con el tiempo de trnsito del registro snico se pueden utilizar la siguiente expresin y la ecuacin de Gardner (1974) para calcular la densidad de la roca:

=

otVI 1*05.304878 ................................................................. (1.5.9)


Donde:

to= Tiempo de transito medido por el registro snico, ms/pie VI = Velocidad de Intervalo (p-wave), m/s

Mtodo de prediccin de la presin de poro

Eaton (1975), propuso una serie de ecuaciones empricas basadas en las mediciones de propiedades sensibles a la compactacin de la roca (resistividad y tiempo de trnsito). En su publicacin propone una serie de ecuaciones empricas basadas en:

El planteamiento de Terzaghi respecto a la compactacin de los sedimentos causado por la sobrecarga (S=Pp+)

Las observaciones de Hottman y Johnson respecto al comportamiento de los registros versus la compactacin de la roca.

El modelo de Eaton calcula la presin de poro basado en la relacin que existe entre el esfuerzo efectivo anormal (an) y el esfuerzo efectivo normal (n) a la profundidad de inters; y de la divergencia que existe entre las propiedades sensibles a la compactacin (resistividad, velocidad, tiempo de trnsito, conductividad) y los valores de la tendencia de compactacin normal (figura 1.5.16); es decir, para el caso de la porosidad (n/o), para la resistividad (Ro/Rn), para el tiempo de trnsito (Tn/To), para el caso de la conductividad (Cn/Co) y para la velocidad de la onda ssmica (Vpo/Vpn).


Figura 1.5.16 Modelo de Eaton (Velzquez-Cruz, 2012).

Con este modelo, la magnitud de la presin de poro depende de:

La sobrecarga. El valor de la presin normal de formacin. Los datos observados de los registros. La interpretacin de la tendencia normal. Y el valor del exponente alfa.

Para el caso de resistividad y tiempo de trnsito las ecuaciones son las siguientes:

[ ]

2.1=

=

RnRoPPnSSPP ............................................................. (1.5.10)

[ ]

0.3=

=

ToTnPPnSSPP ........................................................... (1.5.11)


Donde:

to= Tiempo de transito medido por el registro snico, ms/pie tn= Tiempo de transito de la tendencia normal, ms/pie PP = Presin de poro, g/cm3 PPn = Presin de poro normal, g/cm3 S = Presin de sobrecarga, g/cm3 Ro= Resistividad medido por el registro, ohm-m Rn= Resistividad de la tendencia normal, ohm-m

Estas ecuaciones fueron validadas con datos de pozos perforados en la Costa de Luisiana, USA, y a pesar de eso, es el modelo ms utilizado a nivel mundial para la prediccin de la presin de poro. Sin embargo, de estudios realizados de presin de poro en pozos marinos de la Costa Mexicana del Golfo, se ha encontrado que las ecuaciones para la resistividad y tiempo de transito planteadas por Eaton sobrepredicen la presin de poro, es decir, se obtienen valores mucho mayores a las mediciones reales, por lo que hay que ajustar el exponente alfa. La figura 1.5.17 muestra la magnitud de la presin de poro calculada con los exponentes originales para un pozo y el mismo pozo con los exponentes ajustados.

Figura 1.5.17 Ajuste del modelo de Eaton (Velzquez-Cruz,

2008a).


Presin de fractura

A travs de experiencias de campo y laboratorio se ha encontrado que la presin que soporta una roca sin que se fracture, es funcin de su resistencia a la tensin y de los esfuerzos a los que se encuentra sometida en el subsuelo. Dependiendo de la magnitud de los esfuerzos principales, la fractura ser vertical u horizontal, pero siempre se fracturara perpendicular al esfuerzo mnimo. La figura 1.5.17 (a) y 1.5.17 (b) describen estados de esfuerzos presentes en el subsuelo y la direccin de una fractura inducida dependiendo esos estados.

(a)

(b)

Figura 1.5.17. (a) Estado de esfuerzos donde la fractura inducida es vertical (Velzquez-Cruz, 2011) y (b) Estado de

esfuerzos donde la fractura inducida es horizontal (Velzquez-Cruz, 2011).

La determinacin del esfuerzo horizontal mnimo (Sh) o de la presin necesaria para fracturar la roca (Pfr), se vuelve esencial en la planeacin de la cantidad de asentamientos de tubera de revestimiento necesarios para alcanzar el objetivo, lo que impacta considerablemente al costo del pozo. Asimismo, es el punto clave para evitar prdidas de circulacin inducidas por un inadecuado programa de fluidos de perforacin, es decir, cuando la presin que ejerce el fluido de perforacin es mayor que la resistencia de la roca, se pueden generar fracturas en la formacin durante el proceso de perforacin, lo que ocasiona que el fluido se pierda en la formacin y se genere una condicin insegura para el pozo, instalaciones y/o personal, aunado a las prdidas econmicas por reposicin de fluidos de control.


Para definir por anticipado la resistencia a la fractura de las rocas, se debe llevar a cabo una prueba de integridad a la presin unos metros debajo de cada punto de asentamiento de tubera de revestimiento, es decir, las pruebas de integridad a la presin son pruebas que se efectan durante la perforacin de un pozo, una vez que se ha perforado la zapata de la ltima tubera de revestimiento cementada (figura 1.5.18a) y se realizan mediante el bombeo de fluido de perforacin con el pozo cerrado, para que se origine una presurizacin. El objetivo fundamental, es conocer la mxima presin que ser ejercida por el fluido de perforacin sin que exista falla de la roca y/o prdida de circulacin durante la perforacin de la siguiente etapa. Las pruebas de integridad a la presin se pueden clasificar de acuerdo a la magnitud de presin ejercida en el pozo y su comportamiento con respecto al tiempo o volumen de fluido inyectado (1.5.18b) en:

Prueba de integridad de la formacin (FIT por sus siglas en Ingles)

Prueba de goteo (LOT por sus siglas en Ingles)

Prueba de goteo extendida (ELOT o XLOT por sus siglas en Ingles)

Las pruebas de integridad a la presin se realizan de una manera similar (White, 2002) operativamente, sin embargo, presentan cada una de ellas dos diferencias bsicas: El nmero de ciclos de presurizacin y el punto de presin o momento en el cual la prueba se termina.

(a)

(b)

Figura 1.5.18. (a) Esquema de una prueba de integridad de

presin en un pozo (modificado de Lin W, 2008) y (b) Comportamiento tpico de las pruebas de integridad de

presin (modificado de White, 2002).


La prueba de Integridad de la formacin (Formation Integrity Test o solamente FIT), es una prueba donde en la mayora de los casos, la formacin se presuriza hasta alcanzar la mxima presin que ejercer el fluido de perforacin en estado dinmico, para terminar la etapa que se prueba. Tambin se puede tomar como referencia mxima, el gradiente de fractura pronosticado a la profundidad de la ltima tubera de revestimiento cementada o a la profundidad de la formacin ms dbil que se perforar en la etapa. En la figura 1.5.18 (b) se muestra una grfica de comportamiento de la presin superficial con respecto al volumen de fluido inyectado o tiempo de desarrollo de la prueba de presin. El comportamiento definido entre [0] y [1], corresponde al comportamiento tpico de una prueba de integridad de la formacin, es decir, existe una relacin lineal entre la presin y la deformacin de la roca. Esta prueba tiene como desventaja, que no define la presin mxima que la formacin soportar sin aceptar filtracin o prdida de fluido de control.

La prueba de goteo (Leak Off Test o LOT) es una prueba de presin que se desarrolla hasta que la formacin filtra fluido de perforacin. En la figura 1.5.18 (b), el comportamiento definido entre [0] y [3] corresponde a una prueba de goteo caracterstica. El comportamiento comienza con una deformacin lineal de la formacin y al momento en que la formacin empieza a filtrar fluido de control, este comportamiento declina (cambio de pendiente), indicando que el goteo ha iniciado y es momento de terminar la prueba. En la mayora de los casos, el valor de presin determinado al momento de la declinacin, se considera como el esfuerzo horizontal mnimo (Sh). Esto sera completamente cierto si la fractura empezar a propagarse de manera uniforme y la resistencia a la tensin de la roca fuera cero, sin embargo, en la mayora de los casos, la presin de goteo es mayor que el esfuerzo horizontal mnimo debido a que la mayora de las formaciones, fracturadas o no, presentan cierta cantidad de resistencia a la tensin de la roca. Esta prueba tiene como desventaja que en formaciones donde no existe fracturamiento natural, no se puede determinar la presin de fractura y la resistencia a la tensin de la roca, debido a que una vez que declina el comportamiento lineal se suspende la prueba.

Una prueba de goteo extendida (Extended Leak Off Test o ELOT o XLOT) es en realidad una prueba de fracturamiento hidrulico, ya que la prueba se lleva a cabo hasta que la roca falla por tensin. En la figura 1.5.18 (b), el comportamiento entre [0] y [5] describe un ciclo de una prueba de goteo extendida. La diferencia entre una prueba LOT y una ELOT, es fundamentalmente la repeticin de ciclos para eliminar cualquier efecto residual de la resistencia a la tensin de la roca (figura 1.5.19), permitiendo obtener valores ms precisos del esfuerzo horizontal menor (Sh). Adems, en formaciones que no son naturalmente fracturadas, se puede determinar la presin de fracturamiento (Pfr) y la resistencia a la tensin de la roca (To).


Figura 1.5.19. Prueba de goteo extendida de tres ciclos

(Velzquez-Cruz, 2011).

La grafica de tiempo (volumen bombeado) contra presin de bombeo superficial, proporciona diferentes puntos de presin a saber:

Presin de goteo (Pg), punto de presin en el cual la relacin lineal entre el volumen bombeado y la presin de bombeo cambia de pendiente (punto [2] de la figura 1.5.18b).

Presin de fracturamiento (Pfr), punto en el cual la presin de bombeo cae sbitamente debido al fracturamiento de la roca (punto [3] de la figura 1.5.18b).

Presin de propagacin (Pp), valor de presin en determinado lapso de tiempo, cuando la presin de bombeo se mantiene constante durante la inyeccin debido a la propagacin de la fractura.

Presin de cierre instantneo (Pci), valor de presin inmediatamente de que se cesa la inyeccin de fluido al pozo.

Presin de cierre (Pc), valor de presin que se mantiene constante durante cierto lapso de tiempo, despus de haber cesado el bombeo de fluidos al pozo.

Presin de reapertura (Pr), valor de presin en el cual la fractura inducida vuelve a abrirse y propagarse.

De acuerdo con la figura 1.5.19, el valor del esfuerzo mnimo horizontal se considera que es aproximadamente igual a la presin de cierre o la presin de


cierre instantnea, depender que valor de presin es menor y cul de estas presiones se puede definir de manera ms precisa en la grfica de la prueba de goteo extendida, es decir:

cich PPS ............................................................................. (1.5.12)

Tambin, del anlisis de la figura 1.5.19 podemos inferir que la resistencia a la tensin (To) es:

rfro PPT = .............................................................................. (1.5.12)

La definicin del esfuerzo horizontal mnimo representara un lmite inferior de lo que se conoce como presin de fracturamiento, ya que sera la presin necesaria para abrir y/o extender fracturas existentes, tal y como se mostr en la figura 1.5.19.

Para predecir este lmite inferior (conocido como esfuerzo horizontal mnimo) se pueden utilizar los siguientes modelos:

Hubert & Willis (1957):

= ( ) + .................................................................. (1.5.13) = 1/2 1/3 ......................................................................... (1.5.13a) Donde:

Po = Presin de poro, g/cm3 S = Presin de sobrecarga, g/cm3 S = Presin de sobrecarga, g/cm3 Ko = Coeficiente matricial (adimensional)

Matthews & Kelly (1967):

= ( ) + .................................................................. (1.5.14) = .............................................................................. (1.5.14a) Donde:

Pfr = Presin de fracturamiento o valor de LOT, g/cm3

Eaton (1969):

= ( ) + .................................................................. (1.5.15) = 1 ................................................................................. (1.5.15a) = 1 ( ) + ................................................................ (1.5.15b) Donde:

= Relacin de Poisson (adimensional)


La relacin de Poisson debe ser determinada a travs de pruebas de mecnica de rocas a ncleos. A estas propiedades se les conoce como estticas, sin embargo, se pueden utilizar relaciones basadas en la propagacin del sonido a las cuales se les conoce como propiedades dinmicas. Usando el registro snico dipolar, se puede utilizar la siguiente expresin:

= 0.5 21

21

....................................................................... (1.5.16)

Donde:

tc= Tiempo de transito compresional (p-wave), ms/pie ts= Tiempo de transito corte (s-wave), ms/pie

Cuando la formacin no presenta fracturamiento natural, se puede definir un lmite superior conocido como presin de fracturamiento y puede ser determinada con la siguiente ecuacin (Aadnoy, 1996):

ooHhfr TPSSP += 3 ................................................................. (1.5.17)

Si consideramos que el esfuerzo horizontal mximo (SH)

8.1.- mp. perforación

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