instituto politÉcnico nacional esia unidad ticomÁn

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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESIA UNIDAD TICOMÁN

PROCEDIMIENTOS QUE DETERMINAN LA DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN CON BASE EN LAS

GEOPRESIONES

TRABAJO PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO PETROLERO

PRESENTA OMAR KARIM LOBATO GONZALEZ

ENRIQUE DOMINGO ARZANI BACRE

DIRECTOR DE TRABAJO QUIM. ROSA DE JESUS HERNANDEZ ALVAREZ

Ciudad de México, 2019

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Agradecimientos – Enrique Arzani Bacre Agradezco a mis padres Enrique Domingo Arzani Ibáñez y Claudia Elena Bacre

Méndez por el apoyo incondicional brindado durante estos años de carrera, por su

cariño y por sus consejos, por apoyarme en algunas locuras o hacerme dar cuenta

de mis errores, sin ellos esto no sería posible.

Agradezco a mi hermana Victoria, que cuando no era una molestia, era una buena

roomie y amiga.

Agradezco a mis amigos por estar presentes en todo momento, así fuera en las

fiestas o en las clases, tuvimos grandes momentos que atesorare en mi memoria

por siempre.

Y a toda la gente que ha sido parte de mi camino durante estos cuatro años, cada

uno me aportó alguna enseñanza o anécdota en esta gran aventura.

Agradecimientos – Omar Karim Lobato González Agradezco a mis padres Ernel Lobato del Ángel y Carlota Julieta González Pérez,

por estar apoyándome todo momento, orientarme en mis decisiones y siempre

buscar lo mejor para mi. Les agradezco por brindarme la oportunidad de tener una

educación de calidad y siempre estar al pendiente de mis estudios y mis

responsabilidades como estudiante.

Agradezco a mis hermanas Grecia Estefani Lobato González y Mildred Nayeli

Lobato González, por estar siempre presentes cuando las he necesitado y cuando

no, por siempre orientarme en cuanto al camino a seguir para mi vida profesional y

personal.

Agradezco a mis amigos de la universidad, por apoyarme cuando los necesite en lo

personal y en lo académico, por siempre apoyar y motivar a seguir adelante con la

universidad y hacer de ella un poco menos complicada.

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Índice

Resumen. 8 Objetivo General. 10 Objetivos Específicos. 10 Justificación. 10 Introducción. 11 Capítulo 1: Densidad equivalente de circulación (DEC). 12 1.1 Generalidades. 12

1.2 Factores que determinan la problemática de un mal diseño de la DEC.

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1.3 Problemáticas 17 1.3.1 Perdidas de circulación. 17 1.3.2 Factores que afectan la pérdida de circulación. 18 1.3.3 Consecuencias de las pérdidas de circulación. 26 1.3.4 Soluciones a las pérdidas de circulación. 29 Capítulo 2: Geopresiones. 31 2.1 Hidrostática. 32 2.2 De formación. 32 2.3 Fractura. 33 2.4 Sobrecarga. 34 2.5 Anormales. 35 Capítulo 3: Ventana operativa. 37 3.1 Definición. 37

3.2 Registros geofísicos empleados para su diseño. 38 3.2.1 Gamma Ray. 38 3.2.2 De densidad. 39 3.2.3 Geométrico del pozo (Caliper). 40 3.2.4 Sónico. 42

Capítulo 4. Métodos Matemáticos para generar el modelo de geopresiones.

43

4.1 Introducción. 43

4.2 Hubbert y Willis. 43

4.3 Matthews y Kelly. 45

4.4 Método de Eaton. 47

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Capítulo 5: Aplicación de la Densidad equivalente de Circulación (DEC) en un pozo ejemplo, basado en el análisis de registros geofísicos.

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5.1 Introducción. 53 5.2 Procedimiento. 53 5.3 Análisis de resultados. 81 5.4 Conclusiones. 82

Índice de figuras y tablas. 83 Referencias. 85

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Resumen General En este trabajo se exponen las diferentes propiedades en las rocas sedimentarias,

ya que están estrechamente relacionadas con la calidad de los yacimientos y los

tipos de rocas que pueden albergar combustible fósil, así mismo se exponen el

conjunto de presiones que se tiene en las formaciones a lo largo de la construcción

del pozo productor hasta el yacimiento.

Se habla también de los registros geofísicos de pozo, los cuales son una

representación gráfica de una propiedad física de una roca o formación, que se mide

en función de la profundidad. La obtención de éstos se realiza a partir de una

herramienta de registros recorre la trayectoria del pozo y con ayuda de un equipo

superficial, es posible traducir la información enviada por la herramienta a través de

un cable, dicha información se registra en una cinta magnética o película fotográfica.

Para demostrar La aplicación de los procedimientos mostrados del presente

trabajo se realizó en un problema de aplicación, utilizando como ejemplo un pozo

problema “Pozo IPN 101”, se realizan los cálculos de sobrecarga a través del

método densidad de grano, el cálculo del gradiente de formación por medio del

método de Eaton, y el cálculo del gradiente de fractura por medio de los dos

métodos, el método Eaton y Mathews y Kelly de manera de comprobación y por

último se realizará el procedimiento para presentar la ventana operativa.

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Abstract

In this work the different properties in the sedimentary rocks are exposed, since they

are closely related to the quality of the deposits and the types of rocks that can harbor

fossil fuel, likewise exposes the set of pressures that exists in the formation from a

deposit to a producer well.

There is also talk of geophysical well logs, which are a graphic representation of a

physical property of a rock or formation, which is measured as a function of depth.

The obtaining of these is done from a tool that goes through the path of the well and

with the help of a surface equipment it is possible to translate the information sent by

the tool through a cable, this information is recorded on a magnetic tape or film

photographic

At the end an application problem was made, using as an example a "IPN 101 well"

problem, overload calculations are performed through the grain density method, the

calculation of the formation gradient by means of the Eaton method, and the

calculation of the fracture gradient by means of the two methods, the Eaton and

Mathews and Kelly method in order to check and finally the procedure to present the

operative window will be performed.

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Objetivos generales Verificar que el diseño de la ventana operativa propuesto es válido, a través de la

comparación con el resultado que se obtenga mediante tres modelos diferentes de

cálculo de geopresiones.

Objetivos específicos ● Conocer la base de los conceptos que involucran la obtención del cálculo de

la densidad equivalente de circulación.

● Entender la importancia de la estabilidad del pozo durante la perforación.

● Comprender a detalle los métodos para la obtención de DEC

Justificación Este trabajo es una guía para que las personas involucradas en la perforación de

pozos puedan optimizar sus operaciones, se exponen los cálculos necesarios para

definir la densidad de lodo equivalente que se usa durante la perforación del pozo a

partir de la ventana operativa y con base en la obtención de geopresiones y corridas

de registro en las formaciones.

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Introducción Para poder definir que es la Densidad Equivalente de Circulación (DEC) el cual

es un parámetro importante para evitar problemáticas en la estabilidad del pozo. Se

basa en un modelo de geopresiones el cual se construye a partir de tres gradientes:

gradiente de sobrecarga, presión de poro y de fractura. La metodología para obtener

estos gradientes empieza con la información recolectada de los pozos de correlación

(geológica, registros de pozo y eventos durante la perforación). Para estimar el

gradiente de sobrecarga es necesario contar con información de la densidad de la

formación; para estimar el gradiente de formación se requiere información de

registros de rayos gamma para definir las formaciones que se encuentran en el

subsuelo y posteriormente efectuar los cálculos. Para la calibración de este

gradiente se deben considerar las pruebas de formación realizadas, los eventos

durante la perforación y las densidades utilizadas. Por último, el gradiente de fractura

se construye mediante el método de esfuerzo mínimo, y su calibración se efectúa

con pruebas de goteo y eventos presentes durante la perforación.

Cuando se programa la perforación de un pozo es necesario conocer las presiones

de formación y las propiedades petrofísicas de la roca, para así determinar

la ventana operativa, también conocida como ventana de peso de lodos (mud weight

window). La ventana operativa dicho en términos sencillos no es más que el rango

permisible de densidad o peso de lodo requerido para no comprometer la estabilidad

del pozo, mientras que la densidad equivalente de circulación (equivalent circulating

density, ECD) es la densidad efectiva ejercida por un fluido en circulación contra la

formación que tiene en cuenta la caída de presión en el espacio anular.

Para convertir la presión (pressure) a peso equivalente de lodo (equivalent mud

weight, emw) básicamente empleamos las mismas fórmulas que para el cálculo de

la presión hidrostática.

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Los diseños de pozos están limitados por la variación tanto de la presión de poro y

gradientes de fractura a lo largo de la profundidad del pozo. Cada sección del agujero

está diseñada de tal manera que el perfil de presión dentro del agujero en cualquier

momento durante la perforación no excederá el perfil de presión de fractura en

cualquier punto a lo largo de esa sección.

La etapa más importante en el diseño de la ventana operativa se encuentra en una

buena elección de la línea base de lutitas, ya que de ella dependen los resultados

que se obtengan en los valores de gradientes de presión de formación (poro),

fractura y sobrecarga. Tomando en cuenta esta premisa, se pueden obtener diversos

modelos de ventana operativa para un solo pozo, ya que el resultado dependerá en

gran magnitud del conocimiento que tenga el analista de la zona a perforar y de su

experiencia.

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Capítulo 1: Generalidades de la densidad equivalente de circulación.

1.1 Generalidades

Densidad equivalente de circulación (DEC)

Definición: la densidad equivalente de circulación representa la densidad del lodo

que puede determinar la presión hidrostática en el fondo del pozo, la cual es igual a

la presión cuando comienza la circulación. Es decir, es la presión que siente el fondo

del pozo cuando el lodo está circulando. y las unidades de medida que se emplean

son [ppg].

Figura 1. Recorrido del lodo.

Cuando se perforan en formaciones permeables y con lodo balanceado, apagando

las bombas la pérdida de carga anular cesa y esto puede dar como resultados que

fluidos de formación entren al pozo. Conociendo la DEC podemos evaluar el

incremento de la densidad del lodo necesario para evitar el fenómeno de un kick o

surgencia.

Los cambios de presión al igual que el incremento de presión en el fondo del pozo

debido a la circulación (DEC), son considerados como el resultado del movimiento

inducido del lodo, y de las pérdidas de presión por fricción resultantes, al introducir

o sacar la tubería.

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La DEC es un parámetro importante para evitar pérdidas, particularmente en los

pozos que tienen una estrecha ventana entre el gradiente de fractura y el gradiente

de presión de poro.

Dado que la fricción agrega presión al pozo, el peso efectivo o densidad equivalente

de circulación (DEC) aumenta en el fondo. Su valor total es el equivalente a la

presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presión de una

formación permeable está casi en balance por efecto de la DEC, el pozo puede fluir

cuando la bomba se detenga. Datos obtenidos de registros mientras se perfora

pueden ser utilizados para obtener lecturas aproximadas de la presión en el anular,

con la que se puede determinar la DEC.

1.2 Factores que determinan la problemática de un mal diseño de la DEC.

• Densidad del lodo: La densidad del lodo afecta la densidad equivalente de

circulación, por que a mayor densidad del lodo mayor DE C, y puede existir

el caso de que el DEC sobrepase la presión de fractura ocasionando daño a

la formación. Una densidad muy alta de lodo también reduce las RPM del

trépano y se necesita un mayor esfuerzo de parte de la bomba.

• Pérdidas de presión en el espacio anular: Dado que la fricción agrega

presión al pozo, el peso efectivo o densidad equivalente de circulación (DEC)

aumenta en el fondo.

• Geometría del agujero, viscosidad efectiva, temperatura, presión, gasto o tasa de bombeo: La geometría del pozo es un factor importante al

momento de la limpieza del pozo, ya que un pozo con una geometría regular

ayuda a la limpieza del pozo y por ende a una mejor remoción de los recortes

de perforación, por tanto, la DEC no aumentará en gran medida.

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• Velocidad de penetración y tamaños de los recortes: Cuando hay un

incremento de penetración, hay un aumento de recortes de formación y que

junto con el tamaño de los recortes aumentan la DEC, al aumentar las

velocidades de penetración, hay que tener en cuenta que nuestra presión de

fondo de pozo aumentará debido al aumento de recortes.

• Eficiencia de la limpieza del agujero: Una mala limpieza del agujero

conlleva a una acumulación de recorte de perforación en el fondo del pozo, y

por ende al aumento de la DEC, esto también depende del flujo del fluido de

perforación y sus propiedades reológicas. Como podemos observar en el

gráfico.

Figura 2. Limpieza del agujero.

• Litología de la formación Dependiendo del tipo de litología, se determina el

tipo de fluido para perforar, aquellas formaciones poco consolidadas, bastante

falladas , con estructuras geológicas complejas ocasionan la necesidad de

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calcular la DEC para que no sobrepase la presión de fractura y que sea

ligeramente mayor a la presión de formación.

● La DEC excesivo puede causar pérdidas al exceder el gradiente de fractura

de un pozo. Es importante optimizar las propiedades reológicas para evitar la

DEC excesiva.

● Cuando la DEC es demasiado bajo, la presión de poro provoca amagos de

reventón. Al aumentar la densidad del lodo se puede controlar el pozo, pero

si el margen entre presiones es estrecho, se debe colocar un revestidor para

acomodar el lodo más pesado.

● Presión de fractura > DEC > presión de fractura

• % de sólidos en el lodo

• Filtración del lodo

• La floculación

Un aumento en el % de solidos, un aumento en el filtrado de lodo puede ocasionar un lodo floculado, el cual tendrá y ejercerá una presión mayor en el fondo del pozo, y por

ende una mayor DEC.

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Figura 3. Ventana Operativa

Determinación de la densidad equivalente de circulación.

La densidad equivalente de circulación, DEC, la podemos obtener de la siguiente

forma:

𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷 = 𝑝𝑝𝑓𝑓 +0.704 ∗ Δ𝑃𝑃𝐸𝐸𝐸𝐸

𝐻𝐻

Donde:

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- 𝑝𝑝𝑓𝑓: Densidad del fluido en el espacio anular, [gr/cm3]

- ΔPEA: Caída de presión por fricción en el espacio anular, [psi]

- H: Profundidad vertical, [m]

- DEC: Densidad equivalente de circulación, [gr/cm3]

1.3 Problemáticas de las pérdidas de circulación.

1.3.1 Pérdidas de circulación. La reducción o la ausencia total del flujo de fluidos por el espacio anular cuando se

bombea fluido a través de la sarta de perforación. Si bien las definiciones de los

diferentes operadores varían, esta reducción del flujo puede clasificarse

generalmente como filtración (menos de 20 bbl/hr [3 m3/hr]), pérdida de circulación

parcial (más de 20 bbl/hr [3 m3/hr] pero aún con ciertos retornos), y pérdida de

circulación total (cuando no sale fluido del espacio anular). En este último caso

severo, puede suceder que el pozo no permanezca lleno de fluido aunque se cierren

las bombas. Si el pozo no permanece lleno de fluido, la altura vertical de la columna

de fluido se reduce y la presión ejercida sobre las formaciones abiertas se reduce.

Cuando el lodo no retorna a la superficie después de haber sido bombeado a un

pozo. La pérdida de circulación se produce cuando la barrena de perforación

encuentra fisuras, fracturas o cavernas naturales y el lodo fluye dentro del nuevo

espacio disponible. La pérdida de circulación también puede ser causada por la

aplicación de más presión de lodo (es decir, perforación sobrebalanceada) sobre la

formación de lo que ésta es suficientemente fuerte como para resistir, abriendo así

una fractura hacia la que el lodo fluye.

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1.3.2 Factores que afectan las pérdidas de circulación.

La pérdida de circulación de fluido constituye un peligro conocido durante las

operaciones de perforación y cementación en yacimientos de alta permeabilidad,

zonas agotadas, y en formaciones débiles o naturalmente fracturadas, vugulares o

cavernosas. La circulación puede deteriorarse incluso cuando las densidades de los

fluidos se mantengan dentro de los márgenes de seguridad habituales. Detener las

pérdidas de circulación antes de que estén fuera de control es crucial para el logro

de operaciones seguras y rentables desde el punto de vista económico.

En general la pérdida de circulación podemos clasificarla como:

Tipo de pérdida Severidad de la pérdida

Filtrado Menos de 1.5m3/h (10 bbl/g)

Pérdida de circulación parcial Más de 10 bbl/h, pero con cierto retorno de

fluidos

Pérdida de circulación total No retorna ningún fluido por el espacio anular Tabla 1. Grados de pérdidas de circulación

En el último caso extremadamente severo, el pozo quizás no retenga una columna

de fluido aunque se detengan las bombas de circulación.

Si el pozo no permanece lleno de fluido, la altura vertical de la columna de fluido se

reduce y la presión ejercida sobre la formación expuesta disminuye. En

consecuencia, otra zona puede fluir dentro del pozo mientras la zona de pérdida

primaria está admitiendo fluido. En casos extremos, puede producirse la pérdida del

control del pozo, con consecuencias catastróficas.

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Indicadores de pérdida de circulación

Formaciones no-consolidadas:

● Pérdida gradual y continua

● Retornos parciales

● El espacio anular se mantiene con bombas paradas, pero desciende al

desahogar la presión La pérdida aumenta al intentar reiniciar la circulación

● Un período de espera puede solucionar el problema

Formaciones con fracturas naturales:

● La pérdida puede pasar de gradual a total

● Puede ocurrir después de un cambio brusco de formación

● Generalmente ocurre a profundidades medias

● El problema se incrementa al intentar reiniciar la circulación

Formaciones cavernosas

● Pérdida repentina y total

● Disminuye el peso sobre la barrena al perder peso la sarta por flotabilidad

● La barrena cae varios pies antes de encontrar de nuevo la formación

Fracturas inducidas

● Frecuentemente suceden en formaciones de lutitas a cualquier profundidad

● La fractura ocurre principalmente por debajo de la zapata

● Generalmente se fractura al intentar romper circulación con alta presión

después de un viaje de tubería

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Figura 4. Esquema de fracturas

Mientras se está perforando las primeras evidencias de que está ocurriendo una

pérdida de circulación son que disminuye el flujo en la línea de retorno, disminución

en el nivel en los tanques de lodo, cambios en la presión de la bomba, disminución

del fluido del espacio anular al parar las bombas.

También al realizar viajes podremos encontrar evidencias visibles de la pérdida de

circulación, al sacar la sarta el agujero toma más fluido del que debe tomar, al meter

la sarta desplaza menos fluido del que debe desplazar.

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Factores que afectan la pérdida de circulación Existen muchos factores que originan pérdidas de circulación en el agujero, cada

uno de estos está relacionado con el tipo de formación que se está perforando, las

condiciones del agujero y la presión que ejerce la columna del fluido de perforación.

Los tipos de formaciones o condiciones en el subsuelo que pueden ocasionar o son

susceptibles de generar una pérdida de circulación en el pozo se clasifican en cuatro

categorías:

Fracturas Naturales o Intrínsecas

Son aquellas creadas por los esfuerzos tectónicos, y los diferentes eventos

geológicos ocurridos en una determinada zona. Se manifiestan por una

discontinuidad que rompe los estratos de las rocas en bloques por medio de grietas

o fisuras que pueden permitir el paso de los fluidos que se encuentran en el pozo

Fracturas Creadas o Inducidas Son aquellas producidas durante las operaciones de perforación y/o terminación con

el fin de estimular la formación para mejorar la producción (fracturamiento hidráulico

y acidificación). Adicionalmente, muchas fracturas han sido creadas al tratar de

mantener el peso de la columna hidrostática en el agujero por lo que esta operación

también puede crear fracturas en la formación si se excede la densidad necesaria

para mantener las paredes del agujero. Las fracturas inducidas o creadas se

distinguen de las fracturas naturales principalmente por el hecho de que la pérdida

del fluido de perforación hacia fracturas inducidas requiere la imposición de presión

de una magnitud suficiente para romper o abrir una parte de la formación.

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Fracturas Cavernosas

Las fracturas creadas en zonas cavernosas están generalmente relacionadas con

formaciones volcánicas o de carbonatos (caliza y dolomía). Cuando estas

formaciones fisuradas son perforadas, la columna de fluido de perforación puede

caer libremente a través de la zona vacía creada por la fractura y producir

rápidamente la pérdida del fluido de perforación. Las formaciones cavernosas se

diferencian de las fracturas naturales e inducidas en que las cavernas son

probablemente el resultado de un fenómeno de disolución de la roca.

Pérdidas en Formaciones altamente Permeables o poco Consolidadas

Pueden tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de

perforación invada la matriz de la formación, y generar así la pérdida de circulación

de los fluidos del pozo. La alta permeabilidad también se encuentra frecuentemente

en las arenas, grava, y formaciones que fueron arrecifes o bancos de ostras.

En general para que ocurra la pérdida de fluido hacia las formaciones permeables

es necesario que los espacios intergranulares tengan suficiente tamaño para permitir

la entrada del fluido de perforación, y como en el caso de las fracturas naturales y

cavernosas, es necesario que exista una presión hidrostática que exceda la presión

de la formación. Solo así podrá ocurrir la invasión.

Formaciones poco profundas no consolidadas donde la permeabilidad de la roca

puede exceder 14 Darcys.

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Otras causas que pueden ocasionar fracturas y pérdidas de circulación

Paredes del agujero Homogéneas e Impermeables: Cuando estas condiciones están

presentes en un agujero la presión interna de los fluidos excede la fuerza de tensión

de la roca mientras que la formación genera una contrapresión sobre la columna

hidrostática para prevenir la falla por tensión.

Irregularidades en las paredes del Pozo:

Las irregularidades del pozo que pueden causar fracturas son las ranuras y

ensanchamientos con formas elípticas. La presión puede tender a fracturar la

formación en estas zonas de irregularidades. Para ello la presión del fluido de

perforación debe exceder la fuerza de la roca más la presión de sobrecarga. Planos

de fractura: Los fluidos de perforación pueden entrar a fracturas naturales, al permitir

que la presión generada por ellos actúe en dirección perpendicular a los planos de

fractura. Para que esto ocurra es necesario que la presión ejercida por el fluido

exceda la sobrecarga más la presión de fractura.

Zonas Permeables:

Los fluidos de perforación pueden entrar a zonas permeables, y crear fracturas al

ejercer presión en el medio poroso. Para que esto ocurra la presión impuesta en los

poros debe exceder la presión de sobrecarga más la presión necesaria para

sobrepasar los esfuerzos de la roca a través de los planos más débiles; tal como

ocurre en el caso de las irregularidades del pozo.

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Sistema Hidráulico Cerrado:

Cuando un pozo se cierra cualquier presión en superficie no solo incrementa la

presión en el fondo del agujero sino que también se incrementa la presión en las

paredes de la formación, lo que ocasiona que toda o parte de ella se encuentre en

un estado de tensión. En general, se puede decir que una o varias de estas

condiciones pueden estar presentes en un pozo, por ello cuando la presión alcanza

magnitudes críticas, se puede esperar que ocurran fracturas inducidas y pérdidas de

circulación en las zonas más frágiles.

Adicionalmente, es posible fracturar la formación y crear pérdidas de circulación

cuando la presión hidrostática creada por el fluido de perforación es más alta que la

presión necesaria para realizar las operaciones de perforación. La importancia de

mantener la presión ejercida por el fluido de perforación contra la formación dentro

de los límites establecidos radica en que si esto se logra las pérdidas de circulación

pueden ser prevenidas.

Se ha demostrado que la presión hidrostática de la columna de fluido puede ser

suficiente para fracturar la formación, es decir, en muchos casos no se necesita

imponer presión adicional para que ocurra la circulación del fluido de perforación

hacia la formación. Cuando la presión hidrostática está cercana al punto crítico

(presión máxima para controlar los fluidos de la formación) hay que considerar las

variables que pueden afectar la pérdida de circulación directa o indirectamente:

Propiedades de Flujo:

Los fluidos de perforación se comportan como fluidos plásticos y por lo tanto cuando

están bajo el régimen de flujo laminar cualquier reducción del valor del punto de

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cedencia reduce la presión mientras los volúmenes de flujo se mantienen

constantes.

Pérdida de Filtrado:

Un alto volumen de filtrado puede incrementar indirectamente la presión ejercida

contra la formación al crear un enjarre grueso que restrinja el flujo del fluido de

perforación en el espacio anular.

Inercia de la Columna del Fluido de Perforación:

Cuando se detiene la circulación del fluido de perforación por un tiempo

determinado, cualquier aplicación repentina de presión para comenzar nuevamente

la circulación puede imponer una presión innecesariamente alta en la formación

debido a la tixotropía en el fluido de perforación y a la inercia de la columna

hidrostática.

Grandes volúmenes de Circulación:

En muchos casos grandes volúmenes de circulación para remover cortes imponen

una presión excesiva en la formación. Sin embargo la misma eficiencia de remoción

de recortes se puede alcanzar sin temor de causar pérdidas de circulación si se

alteran las propiedades del fluido de perforación.

Ensanchamiento del agujero:

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Los ensanchamientos del agujero pueden reducir la velocidad del fluido de

perforación y permitir que los recortes se acumulen y se suspendan al punto de

aumentar la presión de surgencia.

Bajada de Tubería:

Una de las causas frecuentes de incremento de presión es la bajada rápida de la

tubería. Esto es lo que se conoce como presión de surgencia.

Una vez que la pérdida de fluido hacia la formación ha ocurrido, es posible identificar

y reconocer la zona en la que ha ocurrido el problema. Si las pérdidas se presentan

durante la perforación del agujero, vienen acompañadas de un cambio notable en la

velocidad de penetración y se debe evidentemente a fracturas naturales, fallas,

cavernosidad, fisuras o arenas y gravas de alta permeabilidad, ocurre un incremento

en la velocidad de penetración con un aumento en el torque y caída libre del kelly

(durante la perforación convencional), junto una pérdida instantánea en la

circulación.

Las pérdidas normalmente no están en el fondo fondo si se presentan durante un

viaje, perforando rápidamente o incrementando la densidad del fluido de perforación,

son obviamente el resultado de una fractura inducida, son el resultado de cerrar y

matar el pozo y por último, la carga en el espacio anular es tal que aumenta la

densidad aparente del fluido de perforación de retorno.

1.3.3 Consecuencias de las pérdidas de circulación. Cuando ocurre la pérdida de circulación, los fluidos de perforación se pierden en la

formación en lugar de regresar a la superficie para su recirculación en el pozo. En

consecuencia, la pérdida de circulación a veces se llama pérdida de retorno.

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Cuando el volumen de pérdida no es grande y retorna parcialmente la operación de

perforación puede continuar para evitar perder tiempo ya que el tiempo del equipo

generalmente es muy costoso. Sufrir la pérdida de fluidos de perforación es evidente,

pero aceptable.

Sin embargo, esto puede no ser siempre el caso. Cuando el volumen de pérdida es

demasiado grande (a veces no regresa al volumen más alto de la bomba), las

operaciones de perforación deben detenerse y no puede reanudarse hasta que la

pérdida ha sido detenida.

Con una presión hidrostática reducida, la formación puede colapsar, ocasionando

pérdidas de conjuntos de herramientas, reventones, y pega de tubería por presión

diferencial. El costo de restablecer el control de dicho pozo, si es posible, podría

estar en el rango de varios millones de dólares.

En el peor de los casos es cuando se pierde fluido a la formación, cae la altura de la

columna de lodo dentro del espacio anular y se reduce en consecuencia la presión

hidrostática. Esta caída de presión hidrostática puede permitir que entren al pozo

fluidos de otras formaciones. En este caso, el pozo está fluyendo a una profundidad

y perdiendo en otra. Los fluidos de formación pueden fluir entre los dos intervalos,

resultando en un reventón subterráneo. Este flujo incontrolable de fluidos bajo la

superficie es una situación muy crítica y muy difícil de resolver.

Aparte de la pérdida de material atribuible a la pérdida de circulación, resolver esta

problemática incurrirá significativamente en tiempo no productivo (NPT). Para

perforación en aguas profundas, el costo diario por un flotador en el Golfo de México

(GOM) es de millones de dólares. Un informe declaró que para perforación de pozos

en yacimientos de shale gas en el GOM, los tiempos no productivos (NPT)

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incidentales atribuibles a la pérdida de circulación por sí sola es superior al 12% y

aproximadamente el 25% de un presupuesto de perforación es para (NPT). Cuando

ocurre la pérdida de circulación, el impacto económico puede ser substancial.

Por esta razón, la perforación puede ser juzgada como imposible en áreas

consideradas a tener una ventana de seguridad de densidad del lodo estrecha. Por

lo tanto, el acceso a dichas reservas se considera que sea comercialmente no viable.

El incremento en los costos como resultado del tiempo que lleve resolver los

problemas y el costo del lodo perdido. Cambio en las propiedades del lodo, y

cambios en los volúmenes de flujo para controlar la pérdida de circulación pueden

reducir la eficiencia en la perforación, al gastar tiempo e incrementando el costo. La

Pega de tubería por presión diferencial en la zona de pérdida o por encima de ella,

debido a la ausencia de lodo en el espacio anular, son también consecuencias de la

pérdida de circulación.

Otros problemas como: colapso del agujero, atascamiento de tubería, imposibilidad

de controlar el agujero, pérdida de tiempo durante las operaciones de perforación,

daño a formaciones potencialmente productivas, arremetidas, reventones, derrumbe

excesivo de las formaciones y costos asociados son otros efectos que contribuyen

a hacer que el control y prevención de la pérdida de circulación sea considerado uno

de los problemas más importantes en la industria petrolera y uno de los sucesos que

más afecta la estabilidad del agujero. La magnitud del problema plantea la necesidad

de iniciar investigaciones que relacionen todos los aspectos considerados en la

pérdida de circulación, para así determinar soluciones efectivas y evitar las horas

improductivas durante las operaciones de perforación

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1.3.4 Soluciones a las pérdidas de circulación.

● Estabilización mecánica del pozo: Al perforar zonas con pérdidas esperadas,

las tensiones pueden ser aliviadas mediante apuntalamiento y sellado de

microfracturas en la formación con el uso de productos para estabilización

mecánica de pozos. Conforme se inducen las fracturas, las mezclas de

partículas dimensionadas propagar la fractura; tapando la garganta de poro,

y luego sellando la punta de la fractura. Esto detiene de forma efectiva la

propagación de fracturas y la inestabilidad del pozo.

● Manejo del Ecd: Cuando se perfora a través de zonas agotadas en el entorno

de aguas profundas, contar con un fluido con una baja densidad equivalente

de circulación (ECD) es obligatorio para el manejo de ventanas de gradiente

de fractura muy estrechas, especialmente cuando se perfora un pozo de 9-

7/8", o más estrecho. El ECD es la densidad que refleja la presión que

realmente se impone en el pozo durante la circulación. Incluye el peso del

lodo, las presiones de fricción en el anular conforme circula el fluido, y por la

carga de los recortes durante la perforación. Se utilizan fluidos de baja ECD

ya que están diseñados para reducir al mínimo las pérdidas de presión, y

optimizar las velocidades de flujo.

● Un sistema de baja densidad diseñado para reducir la magnitud de los picos

de ECD mediante la minimización de las pérdidas de presión y la optimización

de los caudales. Estas características se consiguen a cualquier densidad del

fluido mediante la reducción de las características reológicas generales del

fluido al tiempo que reduce al mínimo el hundimiento potencial.

● Mitigación y remediación de pérdida de circulación: Las soluciones para la

pérdida de circulación varían dependiendo de la gravedad del caso, yendo

30


”

desde las pérdidas por filtración, a las pérdidas parciales, y, finalmente, la

pérdida total de los retornos. Los materiales de pérdida de circulación (LCM)

a menudo se entregan a la zona de pérdida en píldoras de barrido y/o

inyección forzada. Una amplia distribución de tamaño de partícula y tipos,

puede mejorar el éxito.

● Soluciones de fluido a base de agua: los fluidos de perforación a base de

agua, a menudo presentan una ventaja sobre los líquidos no acuosos, en que

su fluido base, agua o salmuera, no es compresible. Si un fluido de

perforación se comprime bajo presión, aumenta el volumen de barita en

comparación con el volumen de fluido de perforación, lo que aumenta el peso

del lodo del fluido. Eso puede ser suficiente para fracturar la formación.

31


”

Capítulo 2: Geopresiones. Definición de geopresiones Son el conjunto de presiones que se tiene en la formación desde un yacimiento hasta

un pozo productor, así como el conjunto de gradientes que tienen efecto en estas

presiones, todo esto para poder determinar zonas de presiones normales y

anormales para comenzar con el diseño de un pozo petrolero.

El conocimiento exacto de los gradientes de formación y fractura, juegan un papel

de gran importancia en las operaciones de perforación y terminación de pozos.

Constituyen la base fundamental para la óptima programación del fluido de

perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de

revestimiento para mantener el control del pozo.

Con programas de perforación bien planeados se reduce el daño causado por el

fluido a las formaciones productoras, se aumenta al máximo el ritmo de penetración

y se disminuyen considerablemente los problemas provocados por un mal

asentamiento de las tuberías de revestimiento, especialmente en zonas con presión

anormal donde la presión de formación puede estar muy cerca de la de fractura. Por

lo que, el entendimiento del origen, la detección y evaluación de las presiones de

formación y de fractura es sumamente importante, especialmente en la perforación

de tipo exploratorio.

El método más efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar cómo

se llevará el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el

perfil se comparan las relaciones entre la presión de formación, el gradiente de

fractura, y la densidad del fluido a utilizar durante la perforación.

32


”

2.1 Presión hidrostática Es la presión que ejerce el peso de una columna de fluido sobre las paredes y el

fondo del recipiente que lo contiene. Cuando actúa en un punto determinado de un

fluido en reposo provoca una fuerza perpendicular a las paredes del recipiente y a

la superficie de cualquier objeto sumergido que esté presente. Su valor es

directamente proporcional a la densidad del fluido y a la altura de la columna medida

verticalmente. Las dimensiones y geometría de esta columna no tienen efecto en la

presión hidrostática, es decir, su valor es independiente de la forma del recipiente

que lo contiene.

2.2 Presión de formación

La presión de formación es aquella a la cual se encuentran confinados los fluidos

dentro de la formación. También es conocida como presión de poro. Las presiones

de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser normales,

anormales (altas) o subnormales (bajas). Por lo general, los pozos con presión

normal no crean problemas durante su planeación. Las densidades de lodo

requeridas para perforar estos pozos varían entre 1.02 y 1.14 gr/cm3. Los pozos con

presiones subnormales pueden requerir de tuberías de revestimiento adicionales

para cubrir las zonas débiles o de baja presión. El gradiente de presión se obtiene

dividiendo la presión de formación entre la profundidad. Todos los métodos de

estimación de la presión de poro están basados en la propuesta de que la presión

de poro está influenciada por propiedades que dependen de la compactación de la

roca tales como porosidad, densidad, velocidad sónica y resistividad. Cualquier

registro de línea de acero o geofísico que sea sensible a la presión de poro será

referido como un Indicador de la Presión de Poro.

33


”

2.3 Presión de fractura Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la

resistencia de la roca. La resistencia que opone una formación a ser fracturada,

depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los

que se someta.

Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando

pérdida de lodo hacia la misma. En la se muestran los esfuerzos que intervienen en

la formación de una fractura.

Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión

de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de

compresión de la sobrecarga de las formaciones.

Debido a esto se puede confirmar que las fracturas creadas en formaciones someras

son horizontales y la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son

verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica

de sobrecarga). Una predicción exacta del gradiente de fractura es esencial para

optimizar el diseño del pozo.

En la etapa de la planeación del pozo, puede estimarse a partir de los datos de los

pozos de referencia. Si no hay datos disponibles, se usan otros métodos empíricos,

por ejemplo: Matthews & Kelly (1967) Eaton (1969) Daines (1982)

Procedimientos para determinar el gradiente de fractura Prueba leak off (LOT) Consiste en bombear fluido a una velocidad lenta y controlada para aumentar la

presión contra la cara de la formación hasta crear una trayectoria de inyección de

34


”

fluido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura de la formación expresada en

densidad equivalente de fluido, [gr/cm3].

Es una prueba de presión que se realiza por debajo de la zapata de la última tubería

de revestimiento cementada en un pozo, la cual tiene los siguientes propósitos:

Probar el trabajo de Cimentación realizado, a fin de asegurarse de que no existe

comunicación con la superficie.

Determinar el Gradiente de Fractura de la zapata de la T.R.

Determinar la Máxima Presión en el Anular permitida durante la perforación del

próximo agujero y la Máxima Densidad posible en esa sección

Prueba de Integridad de la Formación (FIT) Presurizar la columna de fluido hasta un límite predeterminado que mostrará una

presión hidrostática del fluido de densidad equivalente hasta la cual el fluido no

tendrá fuga hacia la formación ni la quebrará.

2.4 Presión de sobrecarga Es la presión ejercida por el peso de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en

los espacios porosos sobre una formación particular. La formación debe ser capaz

de soportar mecánicamente las cargas bajo las cuales es sometida en todo

momento.

La presión de sobrecarga es función principalmente de las densidades tanto de los

fluidos como de la matriz, así como también de la porosidad. También puede

definirse como la presión hidrostática ejercida por todos los materiales sobrepuestos

a la profundidad de interés.

35


”

2.5 Presiones anormales Presión normal: Se dice que la presión de poro es normal cuando la formación ejerce

una presión igual a la columna hidrostática de fluido contenido en los poros de la

misma. En la se muestra una gráfica de presión vs profundidad donde se ilustran los

diferentes gradientes de presión que podemos encontrar en las formaciones.

Las presiones normales son causadas principalmente por el peso de la columna

hidrostática de la formación que va desde el punto donde se ejerce presión hasta la

superficie. La mayor parte de la sobrecarga en las formaciones con presión normal

es soportada por los granos que conforman la roca.

El gradiente de presión de los fluidos de la formación generalmente se encuentra en

un rango que va desde 0.433 psi/pie hasta 0.465 psi/pie, y varía de acuerdo con la

región geológica. Presión de Formación Subnormal: ocurre cuando la presión de la

formación es menor que la presión normal, generalmente con gradientes menores a

0.433psi/pie.

Pueden encontrarse en formaciones someras, parcial o completamente agotadas y

en aquellas que afloran en superficie. Esto indica que estas presiones existen, bien

sea, en áreas con bajas presiones de sobrecarga o en depósitos calcáreos.

Formaciones con presiones anormales pueden ser desarrolladas cuando la

sobrecarga ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a la superficie.

Presión de Formación Anormal: Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presión

hidrostática de los fluidos contenidos en la formación. Se caracterizan por el

movimiento restringido de los fluidos en los poros, es decir, es imposible que la

formación pueda liberar presión; de lo contrario se convertirían en formaciones de

36


”

presión normal. Para que esto ocurra debe existir un mecanismo de entrampamiento

que permita generar y mantener las presiones anormales en el sistema roca-fluidos.

Teóricamente el gradiente de presión en una formación de presión anormal varía

entre 0.465 y 1.0 psi/pie, por lo que cuando se genera un aumento en la presión de

poro, generalmente no excede un gradiente de presión igual 1.0 psi/pie.

Muchas formaciones con presión anormal se encuentran en cuencas sedimentarias

del mundo y su existencia se debe principalmente a los procesos geológicos que

ocurrieron en una zona determinada, así como también a la presencia de fallas,

domos de sal en la formación e incremento de la presión de sobrecarga, puesto que

cuando esto ocurre los fluidos contenidos en los espacios porosos son los

encargados de soportar la carga impuesta por la sobrecarga mucho más de lo que

pueden hacerlo los granos de la roca, lo cual genera un aumento de presión en los

poros que no puede ser liberada.

37


”

Capítulo 3: Ventana operativa. 3.1 Definición.

Durante la etapa de perforación es de vital importancia diseñar una ventana

operacional de presión de lodo capaz de compensar las modificaciones a los

esfuerzos originales de la formación.

La ventana operacional está conformada por los gradientes de presión de la

formación y la presión de fractura, los cuales nos determinan tanto el peso del lodo

que debemos utilizar durante la perforación así como establecer la profundidad a la

que se van a asentar cada una de las etapas de la tubería de revestimiento.

El peso del fluido de perforación está limitado por dos fronteras: La frontera superior:

es la presión que causa la falla de tensión que origina la pérdida de fluido de

perforación. La frontera es estimada desde el campo de esfuerzos en el sitio,

representado por un gradiente de fractura o presión máxima determinada. La

máxima densidad de lodo es la que crea una presión de poro que supera la suma

de las resistencias a la tracción de la formación y el esfuerzo tangencial a la pared

del pozo. Frontera inferior: es la presión requerida para proveer el esfuerzo de

confinamiento, el cual es removido durante la perforación.

El esfuerzo de confinamiento promueve la creación de una zona plástica y previene

la falla de corte, de no ser respetada podrían ocurrir influjos de los fluidos de la

perforación o atascamientos de las herramientas o equipos operacionales. La

presión mínima de lodo es la que crea un gradiente de ovalización por ruptura de la

pared del pozo, determinado a partir de la presión de poro, esfuerzos horizontales,

tensionales y el módulo de poisson.

El correcto manejo de esta ventana, permite optimizar los diseños de perforación,

minimizando los daños en la formación y previniendo brotes y descontroles.

38


”

Figura 5. Ventana operativa

3.2 Registros geofísicos empleados para su diseño. 3.2.1 Registro de rayos gamma (GR).

El registro de rayos gamma es una medición de la radioactividad natural de las rocas

y/o formaciones en un pozo. Los rayos gamma son impulsos de ondas

electromagnéticas de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos

elementos radiactivos.

El isótopo de potasio radiactivo con un peso atómico 40, y los elementos radiactivos

de las series del uranio y del torio emiten casi toda la radiación gamma que se

encuentra en la Tierra.

Todas las formaciones contienen material radiactivo cuya magnitud depende de sus

características particulares. En las formaciones sedimentarias el registro

normalmente refleja el contenido de arcilla de la formación debido a que los

elementos radioactivos tienden a concentrarse en lutitas, a diferencia de las

areniscas y calizas.

39


”

Figura 6. Registro neutrón y gamma ray.

3.2.2 Registro de densidad. Los registros de densidad se utilizan principalmente como registros de porosidad ya

que se pueden obtener valores de porosidad directamente en función de la densidad.

Consiste en una fuente radiactiva que se aplica a la pared del agujero en un cartucho

deslizable, emite a la formación rayos gamma los cuales chocan con los electrones

de la formación.

En cada choque los rayos gamma pierden energía, la ceden al electrón y continúan

con energía disminuida. Los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que está

a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación.

La unidad de RHOB (𝜌𝜌𝑏𝑏) es gramos por centímetro cúbico [gr/cc]

40


”

Figura 7. Registro de Densidad.

3.2.3 Registro de geometría de pozo (Caliper).

El registro de geometría de pozo tiene por objetivo principal medir todas las

variaciones que pueden existir o presentarse en la forma y tamaño del agujero

durante la perforación del pozo, con la finalidad de identificar posibles eventos como

41


”

lo son: derrumbes, cavernas y zonas permeables de la formación. La herramienta

consta de 4 brazos (2 calipers simultáneos) independientes, abarca y registra la

geometría del pozo en el plano perpendicular a la herramienta a partir de la apertura

que el pozo permita de sus brazos.

Algunas de sus principales aplicaciones se describen a continuación: Permite

conocer la geometría del agujero. Identificar intervalos de roca permeable,

consolidada y deleznable.

Calcular el volumen del agujero para realizar una estimación del volumen del

cemento necesario para la colocación de la tubería de revestimiento. Determinar el

diámetro mínimo del agujero.

Figura 8. Caliper.

42


”

3.2.4 Registro sónico. El registro sónico es un registro en función del tiempo que requiere una onda sonora

para atravesar un pie de formación, esta medición se conoce como tiempo de

tránsito (DT) y se mide en microsegundos por pie [μs/ft].

El tiempo de tránsito depende de la litología de la formación y la porosidad de ésta.

La herramienta sónica consiste de un transmisor que emite un pulso de sonido y un

receptor que registra y graba el impulso.

Entre las aplicaciones más importantes de este registro se tienen:

● Identificar litología.

● Detectar presiones anormales.

● Determinar la velocidad de la formación.

● Determinar porosidad.

● Determinar presión de poro.

Figura 9. Diagrama de la toma de registros.

43


”

Capítulo 4: Métodos matemáticos para generar el modelo de geopresiones. 4.1 Introducción. La importancia de los modelos matemáticos siguientes en la generación de un

modelo de geopresiones radica en el cálculo de las presiones y gradientes de

fractura, formación y sobrecarga, necesarios para la generación de la ventana

operativa y el cálculo de la DEC, evitando así problemas operativos tales como

derrumbes en el pozo o reventones en superficie, los cuales generan costos durante

la etapa de perforación.

4.2 Método de Hubbert & Willis. Hubbert & Willis introdujeron los principios fundamentales que aún son utilizados. La

presión mínima alrededor del pozo requerida para extender una fractura, se expresa:

Hubbert y Willis. En el artículo "Mecánica de fracturamiento hidráulico", Hubbert y

Willis exploraron las variables involucradas en el inicio de una fractura en una

formación.

Según los autores, el gradiente de fractura es una función del estrés de sobrecarga,

la presión de formación y una relación entre la horizontal y tensiones verticales.

Creían que esta relación de estrés estaba en el rango de Y3 a Yz de la sobrecarga

total.

Por lo tanto, la determinación del gradiente de fractura según Hubbert y Willis sería

la siguiente:

𝑃𝑃𝐷𝐷

(min) =13 (𝑆𝑆𝑆𝑆𝑍𝑍

+2𝑝𝑝𝑍𝑍

)

O

44


”

𝑃𝑃𝐷𝐷

(max) =12 (1 +

𝑃𝑃𝑍𝑍

)

Donde:

P = fracture preassure, psi

Z = depth, ft

Sz = Sobrecarga a profundidad Z, psi

p = pore preassure, psi

if an overburden stress gradient (Sz) of psi/ft is assumed, the equation reduces to

𝑃𝑃𝐷𝐷

=13 (1 +

2𝑃𝑃𝑍𝑍

)

Estos procedimientos se pueden utilizar de forma gráfica para una solución rápida.

Se ingresa la ordenada con el peso del lodo requerido para equilibrar la formación.

Con una línea horizontal, intersecte la línea de gradiente de presión de formación y

construya una línea vertical desde este punto hasta los gradientes de fractura

mínimos y máximos.

Lea el peso del lodo de fractura de la ordenada. Del ejemplo el peso del lodo de

fractura para una presión de formación equivalente de 12.0 lb / gal podría variar de

14.4 a 15.7 lb / gal. En estas ecuaciones, Hubbert y Willis asumieron que las

relaciones de estrés y los gradientes de sobrecarga eran constantes para todas las

profundidades.

Dado que esto ha demostrado ser falso en la mayoría de los casos, los métodos

posteriores han tratado de explicar una o ambas de estas variables con mayor

precisión.

4.3 Método de Mathews & Kelly.

45


”

Matthews y Kelly reemplazaron la suposición de que el mínimo esfuerzo matricial

está en los valores de 1/3 a ½ del esfuerzo vertical de la matriz, desarrollaron la

siguiente fórmula para calcular el gradiente de fractura en formaciones

sedimentarias:

F =𝑃𝑃𝐷𝐷

+𝐾𝐾𝐾𝐾 𝜎𝜎𝐷𝐷

P = presión de formación en el punto de interés, psi

D = Profundidad de interés, ft

𝜎𝜎 = Esfuerzo matricial en el punto de interés, psi

Ki= Coeficiente de tensión de la matriz para la profundidad a la que el valor 𝜎𝜎 seria,

esfuerzo matricial normal, adimensional

F = Gradiente de fractura en el punto de interés psi/ft

El coeficiente de tensión de la matriz relaciona las condiciones reales de tensión de

la matriz de la formación con las condiciones de la tensión de la matriz si la formación

se compacta normalmente. Los autores creían que las condiciones necesarias para

fracturar la formación serían similares a las de la formación normalmente

compactada.

El coeficiente de tensión en función de la profundidad se presenta en la Grafica a

continuacion Matthews y Kelly creía que el coeficiente variaría con diferentes

condiciones geológicas. Los valores mostrados se obtuvieron sustituyendo los datos

de campo reales de las presiones de ruptura en la ecuación y resolviendo para Ki.

El procedimiento para calcular los gradientes de fractura utilizando la técnica de

Matthews y Kelly es el siguiente:

46


”

1. Obtenga la presión del fluido de formación, P. Esto se puede medir mediante

pruebas de troncos, datos de patadas, registros u otro método satisfactorio.

2. Obtenga la tensión de la matriz utilizando la ecuación y suponiendo un gradiente

de 1.0 psi / ft para la sobrecarga:

𝜎𝜎 = 𝑆𝑆 − 𝑃𝑃

3. Determine la profundidad, Di, para la cual la tensión de la matriz, 𝜎𝜎 , sería el valor

normal. Suponga que la presión de sobrecarga es de 1.0 psi / pie. De esto se deduce

que:

0.535 𝐷𝐷𝐾𝐾 = 𝜎𝜎

De donde se puede encontrar el valor de Di.

4. Use el valor de Di y aplíquelo a la Figura para obtener el valor correspondiente de

Ki.

Figura 10. Grafica método Matthews y Kelly.

5. Usando los valores de D, 𝜎𝜎, P y Ki, calcule el valor del gradiente de fractura, F.

47


”

Con el valor obtenido en la ecuación y haciendo uso de la correlación de Matthews

& Kelly, obtenemos el valor de Ki.

4.4 Método de Eaton.

Considerando que las formaciones de la Tierra tienen un comportamiento plástico,

Eaton relacionó el esfuerzo horizontal efectivo y el esfuerzo de la matriz, a través de

la relación de Poisson:

F =𝑆𝑆 − 𝑃𝑃𝐷𝐷

�𝛾𝛾

1 − 𝛾𝛾� +

𝑃𝑃𝐷𝐷

Donde:

P = presion del pozo [psi] D = profundidad [ft] S= Esfuerzo de sobrecarga (psi) 𝛾𝛾 = Relacion de poison F = Gradiente de fractura [psi/ft]

Eaton asumió que tanto el estrés de sobrecarga como la relación de Poisson eran

variables con la profundidad. Usando datos reales de fracturas de campo y valores

derivados de registros, preparó gráficos que ilustran estas variables. Usando una

opción adecuada para cada variable, el nomograma preparado por Eaton.se puede

utilizar para calcular un gradiente de fractura. Una presentación gráfica para el

enfoque de Eaton proporciona una solución rápida. El gráfico se utiliza de la misma

manera como el Matthews y Kelly.

48


”

Figura11. Gráfico de Eaton.

49


”

Figura 12. Relación de poisson.

Para el método de Eaton, los valores de la relación de Poisson (μ), pueden ser

determinados de diversas formas: gráficamente, por medio de velocidades de onda

composicional (DTCO) y de cizallamiento (DTSM). Además, puede ser estimada por

medio de la relación respecto a la profundidad.

Otros métodos para obtener la relación de Poisson son por pruebas directas de

laboratorio.

El método de Eaton predice la presión de formación tanto en pozos terrestres como

en pozos costa afuera, es por ello que es uno de los métodos más utilizados a nivel

mundial.

Prueba de goteo (Leak off test-LOT). Es la prueba de presión que se realiza por

debajo de la zapata del último revestidor cementado en un pozo, la cual tiene los

siguientes propósitos:

50


”

• Determinar el gradiente de fractura de la zapata del revestidor.

• Probar el trabajo de cimentación realizado, a fin de asegurarse de que no

existe comunicación con la superficie.

• Determinar la máxima presión en el anular permitido durante la perforación

del próximo agujero y la máxima densidad posible que se debe utilizar en esa

sección.

Procedimiento para efectuar una prueba de goteo:

1. Perforar de 5 a 10 metros por debajo de la zapata de revestimiento.

2. Circular para homogeneizar el lodo.

3. Levantar la barrena por encima de la zapata de revestimiento.

4. Conectar la unidad de cementación a la sarta de perforación y al anular a través de

la línea para matar el pozo.

5. Realizar pruebas con presión a las líneas de superficie.

6. Cerrar los arietes de la tubería en el conjunto de preventores instalados.

7. Comenzar a bombear a bajos costos, aproximadamente de 1/4 a ½ [bls/min]

8. Mientras se bombea, observar el aumento de presión hasta que se desvíe de la

tendencia lineal en la gráfica de presión vs volumen bombeado. Registrar las

presiones y volúmenes.

51


”

9. Parar inmediatamente la bomba y observar la presión final de inyección.

10. Registrar la presión (B) y (C) y los barriles bombeados.

11. Descargar la presión a cero y medir el volumen que retorna.

Figura 13. Prueba de goteo.

Prueba minifrac. El término minifrac se utiliza comúnmente para describir cualquier

tipo de prueba de inyección realizada en un yacimiento. Esta prueba de inyección se

efectúa en un yacimiento para obtener información característica asociada a una

estimación de fracturamiento hidráulico.

El objetivo de esta prueba es determinar el valor de varios parámetros que gobiernan

el proceso del fracturamiento hidráulico, entre estos parámetros se encuentra el

gradiente de fractura, este procedimiento permite afinar el diseño de la curva del

gradiente de fractura.

Este capítulo nos ha permitido conocer los métodos aplicados para generar el perfil

Volumen A

PIP= Prueba de integridad de presión. LOT= Leak off test PR= Presión de ruptura PPF= Presión de propagación de la fractura

PIP

PCF PIC

PPF B LOT

PR C

Presio-nes

52


”

de geopresiones previo a la perforación de un pozo petrolero, analizando los

principios utilizados por los autores para definir sus modelos. Además, se hace

mención de los métodos directos para estimar la presión de poro y fractura, los

cuales nos permitirán realizar una calibración en nuestras curvas con datos tomados

en la formación de interés.

53


”

Capítulo 5: Aplicación de la Densidad equivalente de Circulación (DEC) en un pozo ejemplo, basado en el análisis de registros geofísicos.

5.1 Introducción.

Basada en la aplicación de registros geofísicos, los que permitieron obtener las geopresiones empleadas en cada etapa, de acuerdo a la naturaleza de las formaciones, durante su perforación, presentamos un problema ejemplo referente al cálculo de la densidad equivalente de circulación (DEC).

5.2 Procedimiento.

Generalidades del pozo a perforar Nombre del pozo. El pozo que se propone perforar lleva por nombre IPN 101.

Profundidad programada. Como parte de la perforación del pozo se tienen

programados dos objetivos, el primero se encuentra en la parte superior de la

formación productora y el segundo es a la profundidad total a perforar.

OBJETIVO PROFUNDIDAD VERTICAL [m.b.m.r.]

PROFUNDIDAD DESARROLLADA [m.b.m.r.]

Entrada al

Objetivo 1415.03 1440

Profundidad Total 1620 1592.38

Tabla 2. Profundidad programada del Pozo.

54


”

Columna geológica probable.

FORMACIÓN

PROFUNDIDAD

[m.v.b.m.r.]

PROFUNDIDAD

[m.d.b.m.r.]

PROFUNDIDAD

[m.v.b.n.m.]

LITOLOGÍA

A Aflora Aflora Aflora Arenisca/Lutita

B

445.03

445.03

330

Arenisca/Lutita/

Conglomerado

C 845.03 847.74 730 Lutitas

D 1265.03 1284.66 1150 Areniscas

E 1375.03 1399.01 1260 Areniscas/Lutitas

Profundidad

Total 1620 1592.38 1449.4

Tabla 3. Columna geológica probable.

En la predicción de los perfiles de gradientes de presión del Pozo IPN 101, se

utilizaron los registros geofísicos: Caliper, Rayos Gamma, Sónico, Resistividad y

Densidad. En la siguiente figura se muestran los registros.

Generación del modelo en geopresiones. Una vez reunida la información necesaria, se comienza con la construcción del

modelo en geopresiones, el primer gradiente que se calcula es el gradiente de

sobrecarga, se realiza a partir de la información de densidad de la formación, en este

caso se cuenta con el registro de densidad.

55


”

Gradiente de sobrecarga. 1.- Graficar los datos de densidad vs profundidad. El registro de densidad es necesario para la creación del gradiente de sobrecarga.

Los valores de densidad deben de graficarse en escala lineal.

Figura 14. Registro de densidad Pozo

56


”

2. Seleccionar el método de estimación. Para este caso se aplicará el método de densidad de grano ya que se tiene

disponible la información obtenida directamente del registro de densidad.

La ecuación siguiente permite calcular la sobrecarga en cada intervalo de roca:

𝜎𝜎𝜎𝜎𝜎𝜎 =𝑝𝑝𝐾𝐾 ∗ ℎ

10

3. Calcular el gradiente de sobrecarga. En la tabla siguiente se presentan valores representativos a diversas profundidades

de los cálculos realizados.

𝐺𝐺𝜎𝜎𝜎𝜎 =∑ 𝜎𝜎𝑛𝑛𝑖𝑖=1 𝜎𝜎𝜎𝜎𝐻𝐻

Profundidad

[m]

Densidad

[gr/cc] 𝝈𝝈𝝈𝝈𝝈𝝈[

𝑲𝑲𝑲𝑲𝝈𝝈𝒄𝒄𝟐𝟐]

⁄ 𝟐𝟐

�𝝈𝝈𝝈𝝈𝝈𝝈 [𝑲𝑲𝑲𝑲𝝈𝝈𝒄𝒄𝟐𝟐] 𝑮𝑮𝝈𝝈𝝈𝝈[𝑲𝑲𝒈𝒈

𝝈𝝈𝝈𝝈] 𝝈𝝈𝝈𝝈

⁄

6.0 0 0.000 0.000 0.000

100.0 2.350 0.470 20.760 2.076

200.0 2.453 0.491 45.019 2.251

300.0 2.439 0.488 69.345 2.311

400.0 2.376 0.475 93.513 2.338

500.0 2.552 0.510 117.689 2.354

600.0 2.589 0.518 143.235 2.387

700.0 2.564 0.513 168.407 2.406

57


”

800.0 2.623 0.525 193.655 2.421

900.0 2.410 0.482 218.320 2.426

1,000.0 2.398 0.480 242.375 2.424

1,100.0 2.457 0.491 266.625 2.424

1,200.0 2.463 0.493 291.150 2.426

1,300.0 2.465 0.493 315.639 2.428

1,400.0 2.466 0.493 340.411 2.432

1,500.0 2.534 0.507 365.343 2.436

1,600.0 2.588 0.518 390.651 2.442

1,630.0 2.524 0.505 398.307 2.444 Tabla 4. Valores representativos del gradiente de sobrecarga

58


”

4. Obtener la curva de sobrecarga vs profundidad.

Figura 15. Presión de Sobrecarga Pozo IPN 101

59


”

Gradiente de presión de poro.

1. Seleccionar el método de estimación.

Se seleccionó el método de Eaton para la estimación del gradiente de presión de

poro. El método de Eaton, fue desarrollado mediante una combinación del método

de Hoffman & Johnson y el aporte de Terzaghi, considerando además el efecto de

la presión de sobrecarga. La razón principal de utilizar este método es su alta

precisión al ser utilizado en México.

2. Definir los intervalos de lutita limpia.

El primer paso en la aplicación del método de Eaton es definir los intervalos de

lutitas limpias, esto se debe a que este método de estimación está basado en

estudios realizados en formaciones de lutita. Consiste en graficar los datos del

registro de rayos gamma contra la profundidad, con el fin de identificar el contenido

de lutita en las formaciones a perforar.

60


”

Figura 16. Registro de rayos gamma.

61


”

Trazar la línea base de lutitas. La línea base de lutita se traza sobre el registro de Rayos Gamma, el objetivo de

esta línea es identificar una lectura promedio del registro frente a las capas de lutita

que se encuentran a lo largo del pozo.

Figura 17. Líneas base de lutita.

62


”

1. Selección de puntos de lutita. Para cada lectura del registro de rayos gamma igual o mayor que la línea base de

lutita, se marca la lectura de tiempo de tránsito y de resistividad a la profundidad

correspondiente. Estos puntos nos permitirán definir la tendencia normal de

compactación.

Figura 18. Puntos de lutita para tiempo de tránsito y resistividad.

63


”

Unión de puntos de lutita. Consiste en la unión de los puntos de lutita seleccionados, a partir de esta unión se

debe obtener la tendencia normal de compactación.

Figura 19. Unión de puntos de lutita.

64


”

Obtener la tendencia normal de compactación. Para obtener la tendencia normal de compactación se utilizó el registro de tiempo de

tránsito, lo primero que se debe hacer es identificar visualmente la zona de

compactación normal.

Figura 20. Tendencia normal de compactación.

65


”

Para este caso se identificó una compactación normal en el intervalo de 130 [m] a

806 [m]. Posteriormente, con apoyo de Microsoft Excel se traza una línea de

tendencia lineal sobre los puntos del intervalo seleccionado y se extrapola hasta la

profundidad total del pozo.

La ecuación de tendencia normal obtenida es:

∆𝑡𝑡𝑛𝑛= 114.535765175𝑒𝑒−4.391743522𝑥𝑥10−4𝐷𝐷

Calcular el gradiente de presión de poro.

PpD = �

𝜎𝜎𝑠𝑠𝑠𝑠𝐷𝐷� − [�

𝜎𝜎𝑠𝑠𝑠𝑠𝐷𝐷−𝑃𝑃𝑝𝑝𝑃𝑃𝐷𝐷

� ∗ �∆𝑇𝑇𝑛𝑛∆𝑇𝑇𝑇𝑇

�3

]

En este caso, la sobrecarga ha sido estimada previamente. Los valores de ∆𝑇𝑇𝑛𝑛 se

obtienen sustituyendo la profundidad en la ecuación de tendencia normal y los

valores de ∆𝑇𝑇𝑇𝑇 son los obtenidos de las mediciones del registro sónico.

El exponente de Eaton debe calibrarse para las diversas regiones en las cuales la

ecuación es aplicada, por ejemplo, en algunas zonas de México el valor

recomendado para el exponente de Eaton es de 1.0. Para el pozo IPN 101 la

calibración se realizó con información obtenida de las pruebas de formación tomadas

por la herramienta MDT. Esta herramienta nos proporciona la presión de fondo

correspondiente a diversas profundidades.

Profundidad

[m]

Densidad

[gr/cc]

1474 1.235

1539 1.250

Tabla 5. Pruebas de presión Pozo.

66


”

El gradiente de presión de poro utilizando un exponente de Eaton equivalente a 3.0

para el Pozo IPN 101 se presenta en la siguiente imagen.

Figura 21.Gradiente de presión de poro Pozo IPN 101.

67


”

En la figura anterior podemos observar que la curva de presión de poro se encuentra

significativamente distante de los puntos seleccionados para la calibración, esto

quiere decir que el exponente de Eaton debe variarse hasta que la curva de presión

de poro pase por los puntos de calibración seleccionados.

Calibrar la curva de presión de poro. Como se mencionó en el paso anterior, el exponente de Eaton debe ajustarse para

calibrar la presión de poro.

68


”

Figura 22. Gradiente de presión de poro Pozo IPN 101 calibrado.

En este caso, el exponente de Eaton para ajustar el gradiente de presión de

formación es equivalente a 0.45, esto se debe principalmente a que los pozos son

de baja presión, esto lo podemos corroborar al observar los resultados obtenidos

de la herramienta MDT.

69


”

Seleccionar el método de estimación. El cálculo del gradiente de fractura se realizó utilizando el método de Eaton y el

método de Mathews & Kelly como manera de corroboración.

Calcular el gradiente de fractura método de Eaton.

El gradiente de presión de poro se calcula con la ecuación de Eaton:

F = (𝑆𝑆𝐷𝐷−𝑃𝑃𝐷𝐷

) �𝛾𝛾

1 − 𝛾𝛾� +

𝑃𝑃𝐷𝐷

En este caso, la sobrecarga ha sido estimada previamente. Los valores de 𝛾𝛾 relacion

de poisson se obtienen de la gráfica que se muestra a continuación

Tomando el registro MDT se obtiene una lectura de 1.25 [gr/cc] de presión de

formación en la profundidad de interés de 1415.03[mv].

1.25[gr/cc] a [psi/ft] = 0.542

P/D= 0.542[psi/ft]

El valor de S/D lo obtuvimos de la grafica que se muestra y nos da un resultado de

0.92

S/D = 0.92 [psi/ft]

Para el valor del gradiente de poisson utilizamos la grafica que el método propone

𝛾𝛾 = 0.34

Por último, sustituimos los valores de p/d, s/d, 𝛾𝛾 dentro de la ecuación que propone

eaton

70


”

F = (𝑆𝑆𝐷𝐷−𝑃𝑃𝐷𝐷

) �𝛾𝛾

1 − 𝛾𝛾� +

𝑃𝑃𝐷𝐷

F = ((0.92) − (0.542)) �0.34

1 − 0.34� + (0.542)

F=0.7367[psi/ft]

F=6.148lb/gal

Figura 23. Gradiente de esfuerzo de sobrecarga.

71


”

Figura 24. Relación de Poisson.

Gradiente de fractura por metodo de Mathews y Kelly

F =𝑃𝑃𝐷𝐷


El método de Mathews & Kelly tiene la particularidad de utilizar un coeficiente de

esfuerzo de la matriz de la roca (𝐹𝐹𝜎𝜎 ó 𝐾𝐾𝐾𝐾). Este coeficiente es obtenido gráficamente

de la correlación propuesta por Mathews & Kelly.

72


”

Figura 25. Correlación de Matthews y Kelly.

El valor de entrada 𝐷𝐷𝐾𝐾 se obtiene con la siguiente ecuación.

𝐷𝐷𝐾𝐾 =𝜎𝜎

0.535

Lo cual es necesario utilizar esta ecuación para la obtención del esfuerzo minimo

matricial 𝜎𝜎

𝜎𝜎 = 𝑆𝑆 − 𝑃𝑃

Tomando el registro MDT se obtiene una lectura de 1.25 gr/cc de presión de

formación en la profundidad de interés de 1415.03mv.

1.25[gr/cc] a [psi/ft] = 0.542

P= 0.542[psi/ft] x 5314[ft]

P = 2880.708 [psi]

Tomando en cuenta S= 1.0 psi/ft * profundidad, entonces S= 1.0 * 1620m (.3048)

S= 5314.96[psi]

73


”

Sustituyendo los valores de P y S, se obtiene:

𝜎𝜎 = 5314.96[𝑝𝑝𝜎𝜎𝐾𝐾] − 2880.708[𝑝𝑝𝜎𝜎𝐾𝐾]

𝜎𝜎 = 2434.25psi

Sustituyendo el valor de 𝜎𝜎 obtenemos el valor de Di

𝐷𝐷𝐾𝐾 =2434.25

0.535

Di = 4550.004

Por medio de la gráfica del coeficiente de esfuerzo matricial de Mathews y Kelly

obtenemos el valor de KI utilizando el valor de Di en la grafica

Ki = 5.20

Sustituimos todos los valores Ki, 𝜎𝜎, D, P en la formula general de Mathews y Kelly

F =𝑃𝑃𝐷𝐷


F =2880.708 5314.96ft +

. 520 ∗ 2434.255314.96ft

F=0.7801[psi/ft]

F=6.510 [lb/gal]

El gradiente de presión de poro ya ha sido estimado y calibrado con las pruebas

MDT obtenidas de los pozos de correlación.

74


”

Graficar los valores del gradiente de fractura vs profundidad. Posterior a los cálculos realizados en el paso anterior, se debe de graficar los valores

obtenidos y los puntos de calibración que nos permiten ajustar el gradiente de

fractura. Como se mencionó previamente, se cuenta con datos obtenidos de una

prueba MiniFrac realizada, los valores numéricos se presentan nuevamente en la

siguiente tabla:

Profundidad

[m]

Densidad

[gr/cc]

1276 1.76

1481 1.81 Tabla 6. Pruebas MiniFrac.

Como se puede observar en la siguiente figura, hay una pequeña separación entre

los puntos de calibración y la curva del gradiente de presión, por lo tanto, se debe

realizar un ajuste manual para hacer coincidir la curva con los puntos seleccionados.

75


”

Figura 26.Gradiente de fractura Pozo IPN 101.

76


”

Generación de la ventana operativa. Una vez estimadas las geopresiones se procede a generar la ventana operativa para

el pozo. La ventana operativa diseñada nos permite seleccionar la densidad de lodo

adecuada dependiendo de la profundidad a la cual se perfora, además nos ayuda a

definir la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento.

Durante la construcción se deben considerar márgenes de control o seguridad; para

el gradiente de presión de formación se considera un margen de seguridad de 0.055

[gr/cc] debido al efecto de brote, este valor debe agregarse a los valores obtenidos

del gradiente de presión de formación, mientras que para el gradiente de fractura

debe ajustarse con un margen de seguridad de 0.03 [gr/cc], en este caso el margen

de seguridad debe restarse a los valores obtenidos del gradiente de fractura. En la

figura siguiente se muestra las geopresiones del pozo IPN 101, en la cual se han

aplicado los factores de control y seguridad.

77


”

Figura 27. Ventana operativa Pozo IPN 101.

78


”

Densidad de equivalente de circulación.

Una función básica del fluido de perforación es controlar las presiones de la

formación para garantizar una operación de perforación segura. A medida que la

presión de la formación aumenta, se incrementa la densidad del fluido de perforación

para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del agujero. Esto impide que

los fluidos de formación fluyan hacia al pozo y ya presurizados causen un reventón.

Además, se debe tener control de la presión de fractura, rebasar esta presión tendrá

como consecuencia principal la pérdida de fluido de control. A partir de la ventana

operacional se seleccionaron las densidades de lodo que se utilizarán durante la

construcción del pozo, estas densidades permiten tener seguridad en las

operaciones de perforación del pozo.

La densidad equivalente de lodo de perforación contemplada en la construcción del

pozo se presenta en la siguiente tabla:

Intervalo [m] Densidad

[gr/cc]

0-350 1.20

350-700 1.30

700-1600 1.38

Tabla 7. Densidad de lodo Pozo IPN 101

79


”

Figura 28.Densidad equivalente de Circulación lodo Pozo IPN 101.

80


”

5.2 Análisis de resultados. Se construyó el modelo en geopresiones para el Pozo IPN 101, el primer paso fue

realizar la auditoría de la información a los pozos de correlación seleccionados, en

esta auditoría se recaudó, organizó y depuró la información más relevante.

Posteriormente, siguiendo la metodología, se realizó el cálculo de la sobrecarga a

través del método de densidad de grano ya que se contaba con el registro de

densidad de uno de los pozos de correlación.

Para calcular el gradiente de formación se aplicó el método de Eaton, dicha curva

fue calibrada con datos obtenidos de la herramienta MDT ya que son considerados

datos duros, no obstante, en la auditoría de la información fueron reportados eventos

durante la perforación que deben ser tomados en cuenta durante la ejecución de las

operaciones en campo.

El gradiente de fractura fue calculado a través del método de Mathews & Kelly, esta

curva se ajustó con datos obtenidos de pruebas MiniFrac.

El método de Eaton también se aplicó para el obtener el gradiente de fractura, en el

cual se presentó una ligera variación, aun dentro de los márgenes, debido a que el

problema está diseñado para resolverse con Matthews & Kelly.

Para finalizar se presenta la ventana operativa, la cual es fundamental para el

desarrollo de las actividades de perforación de pozos ya que nos permite seleccionar

correctamente nuestro lodo de perforación para evitar principalmente brotes y

pérdidas de circulación durante las actividades antes mencionadas, lo cual permite

un ambiente de trabajo seguro y mitiga en un porcentaje considerable los posibles

daños al medio ambiente.

81


”

5.3 Conclusiones. Las geopresiones brindan la información fundamental, permite predecir las

presiones a las cuales estaremos trabajando en las diferentes etapas de la

construcción del pozo. Estudios globales revelan que las principales causas de

problemas operativos durante la perforación de pozos son a causa de una mala

predicción de las geopresiones. Estos problemas se reflejan en altos costos

operativos y en algunos casos la pérdida del pozo. La actualización del modelo en

geopresiones se debe realizar antes, durante y después de la perforación del pozo.

En nuestro caso de estudio se concluyó que, para la estimación de la presión de

poro, el método de Eaton es el que mejor calibra. Es importante recordar que el

exponente de Eaton se debe ajustar con base en la información obtenida de

registros, pruebas a pozo y pozos de correlación.

En este caso específico, para la predicción del gradiente de fractura, el método de

Mathews & Kelly es el que mejor ajusta. La calibración del gradiente de fractura se

realizó a partir de una prueba MiniFrac.

La auditoría de la información es la actividad más importante en la generación del

modelo en geopresiones, ya que proporciona datos duros para calibrar los perfiles

de geopresiones. La cantidad de información determinará la precisión del modelo en

geopresiones.

Cabe recalcar que los modelos de geopresiones usados en este problema son los

que mejor se ajustan al caso dado, en un caso diferente, la información de registros

que se tenga a la mano, así como la información de pozos de correlación permitirán

conocer el método más adecuado a aplicar para obtener los gradientes de presión

de poro, fractura y sobrecarga, y obtener a su vez la densidad equivalente de

circulación del lodo de perforación.

82


”

Índice de Figuras Figura 1. Recorrido del lodo Pg. 12

Figura 2 Limpieza del agujero Pg. 14

Figura 3 Ventana operativa Pg. 16

Figura 4 Esquema de fracturas Pg. 20

Figura 5 Ventana operativa Pg. 38

Figura 6 Registro de Neutron y GammaRay

Pg. 39

Figura 7 Registro de Densidad Pg. 40

Figura 8 Caliper Pg. 41

Figura 9 Diagrama la de toma de registro

Pg. 42

Figura 10 Grafica de Mathews y Kelly

Pg. 46

Figura11 Grafico de Eaton Pg. 48

Figura12 Relación de Poisson Pg. 49

Figura13 Prueba de goteo Pg. 51

Figura14 Registro de densidad de pozo Pg.55

Figura15 Presión de sobrecarga pozo IPN 101

Pg. 58

Figura16 Registro de rayos gamma Pg. 60

Figura17 Lineas base de lutita Pg. 61

Figura18 Puntos de lutita para tiempo de tránsito y resistividad

Pg. 62

Figura 19 Union de puntos de lutita Pg. 63

83


”

Figura 20. Tendencia normal de compactación.

Pg. 64

Figura21 Gradiente de presión de poro Pozo IPN 101.

Pg. 66

Figura22 Gradiente de presión de poro Pozo IPN101 calibrado

Pg. 68

Figura23 Gradiente de esfuerzo de sobrecarga

Pg. 70

Figura 24 Relacion de Poisson Pg. 71

Figura25 Correlacion de Mathews y Kelly

Pg 72

Figura26 Gradiente de fractura Pozo IPN 101.

Pg. 75

Figura27 Ventana Operativa Pozo IPN 101

Pg. 77

Figura 28.Densidad equivalente de Circulación lodo Pozo IPN 101.

Pg. 79

Índice de Tablas Tabla 1. Grados de pérdidas de

circulación

Pg. 18

Tabla 2. Profundidad programada del

pozo

Pg. 53

Tabla 3. Columna geológica probable Pg. 54

Tabla 4. Valores representativos del

gradiente de sobrecarga

Pg. 57

Tabla 5. Pruebas de presión Pozo Pg. 65

Tabla 6. Pruebas MiniFracc Pg. 74

Tabla 7 Densidad de lodo Pozo IPN 101 Pg. 78

84


”

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esis.pdf?sequence=1

instituto politÉcnico nacional esia unidad ticomÁn

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