UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE PETROLEO Y GAS NATURAL, Y PETRÓLEO MECANICA DE FLUIDOS

PRESIÓN DE FORMACIÓN (PF) Es la presión que ejercen los fluidos en los poros de las rocas. Llamándolos también, presión de poro, de yacimiento, de roca y de fondo. Las presiones de formación se clasifican en: normales, subnormales, y anormales, dependiendo de la densidad del lodo requerido para controlarlas. Las formaciones con presión normal, son aquellas que se pueden controlar con una densidad del orden de la del agua salada. Esta presión es originada por un yacimiento abierto. Se tiene que en la costa del Golfo de México, hay un gradiente de presión normal de formación de0.107 Kg/cm2/m, correspondiéndole a la presión que ejerce una columna de agua salada de1.07 gr/cm3, con una salinidad aproximadamente de 80,000 p.p.m. de cloruros. Las formaciones con presiones anormales, son aquellas que se pueden controlar con densidades mayores de 1.07 gr/cm3. Algunos consideran que las formaciones con presiones anormales, son depósitos o yacimientos cerrados no conectados a la superficie. Los depósitos de este tipo generalmente se encuentran asociados con gruesas formaciones de sedimentos arriba y abajo. Generalmente se cree que el agua exprimida fuera de los sedimentos debido al peso de las rocas se puede acumular en las zonas de arenas más permeables y si se atrapan crearán presiones excesivas. Es decir, que estas presiones se generan usualmente por la compresión que sufren los fluidos de la formación (o las lutitas adyacentes) debido al peso delos estratos supra yacentes. Sí la formación está completamente sellada, los fluidos no pueden escapar, soportando éstos, parte de la presión de sobrecarga. 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. 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 lpc/pie hasta 0.465 lpc/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 0,433lpc/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 subnormales 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 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 lpc/pie, por lo que cuando se genera un aumento en la presión de poro, generalmente no excede un gradiente de presión igual 1,0 lpc/pie. Muchas formaciones con presión anormal se encuentran en cuencas sedimentarias

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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.

DIFERENCIAL DE PRESIÓN

Es la diferencia de presión entre la presión hidrostática (PH) y la presión de la formación (PF) ejercida por el fluido de perforación en el fondo del pozo. Se puede determinar utilizando la ecuación:

𝑷 = 𝑷𝑯 −𝑷𝑭

Se clasifica en tres tipos:

Presión de Balance: Se dice que la presión en el hoyo está en balance cuando la presión hidrostática (PH) ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de la formación (PF).

Presión de Sobre balance: Se dice que la presión en el hoyo está en sobre balance cuando la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo (PH) es mayor que la presión de la formación (PF). La mayoría de los pozos son perforados en condiciones de sobre balance para evitar el flujo de fluidos desde el yacimiento hacia el hoyo. De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute “API” por su siglas en inglés), el diferencial de presión ( P) debe estar en un rango de 200 a 500 lpc. Existen efectos negativos al perforar un hoyo en sobre balance, puesto que a pesar de ser necesario mantener un sobre balance entre PH y PF para sostener las paredes del hoyo y evitar la invasión de los fluidos al pozo, un valor excesivo de esta diferencia de presiones puede crear problemas que impidan la perforación de un hoyo hasta su objetivo final como por ejemplo: disminución de la tasa de penetración, la posibilidad de atascamiento diferencial y pérdida de circulación del pozo.

Presión de Bajo balance: Se dice que la presión en el hoyo está bajo balance si la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo (PH) es menor que la presión de la formación (PF). Cuando se perfora un pozo en condiciones de bajo balance, las pérdidas de circulación se reducen al máximo, por lo que la posibilidad de fracturar la formación disminuye considerablemente.

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GRADIENTE DE PRESIÓN Es la variación de la presión por unidad de profundidad o longitud. Generalmente se expresa en lpc/pie, lo que es equivalente a la razón entre la presión hidrostática y la altura de la columna hidrostática como se muestra en la ecuación 5.

𝑮𝑳 = 𝟎. 𝟎𝟓𝟐∗ 𝒑 Dónde:

GL: gradiente del líquido, lpc/pie.

p: densidad del fluido, lb/gal. PRESIÓN DE FRACTURA Es la presión a la cual se presenta falla mecánica de una formación, originándose una pérdida de circulación. Estas presiones se pueden originar por trabajar con lodos de alta densidad, cambios bruscos de presión al meter T.P. (efecto del pistón), mantener demasiado tiempo cerrado el pozo en caso de un brote con gas y mantener una presión arriba de la presión máxima permisible en el control de un brote. Las formaciones de edad geológica reciente de poca profundidad contienen proporcionalmente más agua y son más porosas y por lo tanto son más ligeras que las rocas más profundas y se fracturan a presiones más bajas que las rocas más densas y más comprimidas que se encuentran a mayor profundidad. Sin embargo, también, estas presiones esas parecen en las formaciones geológicas más viejas que se encuentran a mayor profundidad. La pérdida de circulación es particularmente peligrosa cuando las formaciones expuestas en un agujero contienen alta presión, porque un brote del pozo ocurrirá casi con certeza cuando baje el nivel de lodo en el pozo. El gradiente de fractura aplicable al área de que se trate debe tenerse en consideración cuando se trate de circular lodo pesado y llevar el control de un brote. Presión total de sobrecarga Es la presión ejercida por el peso total de los materiales (sedimentos y fluidos) sobre puesto a una formación en particular a determinada profundidad. El gradiente de presión total de sobrecarga teórico, se toma como 0.231 kg/ cm2 /m (1.0 PSI /pie), ya que se ha calculado en términos de promedio de las condiciones de las rocas, como en la porosidad, densidad de los sedimentos y los fluidos contenidos. Generalmente, dicho gradiente en un

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área determinada de perforación, es menor que el teórico. PRESIÓN REDUCIDA DE BOMBEO Es la presión de circulación que se utiliza para llevar el control de un brote. Se determina disminuyendo las emboladas aproximadamente a la mitad del gasto normal y leyendo la presión en el tubo vertical (stand -pipe). Esta presión y gasto deben anotarse en la hoja de datos preliminares´ y deben actualizarse cada vez que se hace un cambio en la sarta de perforación, cuando cambien las propiedades del lodo y cada 250.0 m perforados. Se utiliza esta presión, por las siguientes razones: Se tiene menos tiempo para poder parar la bomba y así evitar que ocurran presiones excesivas, cuando el estrangulador se cierra o se tapa. Evitar altas presiones de circulación y en el equipo superficial. Menos esfuerzo en la bomba. (Al reducir el gasto a 1/2, la presión se reduce a 1/4 y en consecuencia la potencia consumida es 1/8).Más tiempo disponible para las operaciones superficiales (Mayor tiempo de circulación a gasto reducido). Se tiene más presión disponible, en caso necesario. A baja velocidad de bombeo, el control de la densidad del lodo a la entrada es más eficiente. La experiencia de campo indica que a velocidades de bombeo moderadas, la confianza del personal en la maquinaria y en las operaciones se incrementa. Sobrepasar la zona dañada en las vecindades del pozo e incrementar el área de flujo de los fluidos hacia el pozo, dando como resultado el incremento de producción. Es el proceso mediante el cual se inyecta un fluido al pozo, a una tasa y presión que supera la capacidad de admisión matricial dela formación expuesta, originando un incremento de presión y la posterior ruptura. La fractura de una roca se realiza perpendicularmente al mínimo esfuerzo y por lo tanto en la mayoría de pozos, la fractura es vertical. Si la tasa de bombeo se mantiene superior a la tasa de pérdida de fluido en la fractura, entonces la fractura se propaga y crece, como Es el proceso mediante el cual se inyecta un fluido al pozo, a una tasa y presión que supera la capacidad de admisión matricial dela formación expuesta, originando un incremento de presión y la posterior ruptura. La fractura de una roca se realiza perpendicularmente al mínimo esfuerzo y por lo tanto en la mayoría de pozos, la fractura es vertical. Si la tasa de bombeo se mantiene superior a la tasa de pérdida de fluido en la fractura, entonces la fractura se propaga y crece.

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Bibliografía

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/h/hydrostatic_pressure.aspx DIAPOSITIVA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN, DEL PROFESOR RAÚL VALENCIA T. GLOSARIO DE SCHLUMBERGER

http://yacimientos-de-gas-condensado.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/presiones-en-los-yacimientos.html

http://www.slideshare.net/104colcar/mecnica-de-fluidos-hidrosttica