PRESION DE PORO

1.0 Introducción

En este capítulo se representara los orígenes de la presión de poro y los principios para determinarla. Se debe destacar aquí que este tema requiere más de un solo libro para cubrirlo en detalle.

Por lo tanto se hace hincapié en la utilización práctica de la presión de poro en el proceso de planificación de un pozo. Se espera que las ideas aquí presentadas ayuden al ingeniero para comprender mejor las columnas litológicas y deducir posibles problemas en el pozo antes de producir un plan final de pozo.

El conocimiento de las presiones de formación es vital para la planificación segura de un pozo. Valores precisos de presión de formación se utilizan para diseñar los pesos de lodo de forma segura para no ocasionar fractura miento de la formación y evitar amagos de reventón del pozo. El proceso de diseño y selección de la cañería pesos / grados depende predominantemente en la utilización de los valores precisos de la presión de formación. Diseño de cementación, control de arremetidas, la selección de cabezales y los árboles de Navidad e incluso la capacidad del equipo de perforación dependen de las presiones de la formación que se encuentran en el pozo.

2.0 Definiciones

Todas las formaciones penetradas durante la perforación de un pozo contienen presión que puede variar en magnitud dependiendo de la profundidad, la ubicación y la proximidad a otras estructuras. Con el fin de comprender la naturaleza, el alcance y el origen de las presiones de formación, es necesario definir y explicar los conceptos básicos de la presión del pozo.

2.1 PRESION HIDROSTATICA

La presión hidrostática se define como la presión ejercida por una columna de fluido. La presión es una función de la densidad media del fluido y la altura vertical o la profundidad de la columna de fluido.

Matemáticamente, se expresa la presión hidrostática como:

En las operaciones de campo, la densidad del fluido se expresa generalmente en libras por galón (ppg), psi por pie, libras por pie cúbico (ppf) o como gravedad específica (SG).

En el sistema ingles de unidades, cuando la densidad del fluido se expresa en libras por galón (libras / galón) y la profundidad en pies, la presión hidrostática se expresa en psi (lb/pulg2):

Para el proposito de la interpretación, todas las presiones del pozo, como la presión de la formación, la presión de fractura, la densidad del fluido y la presión de sobrecarga, se miden en términos de presión hidrostática.

Al planificar o perforar un pozo a menudo es más conveniente referirse a las presiones hidrostáticas en términos de un gradiente de presión. Un gradiente de presión es la tasa de aumento de la presión por unidad de profundidad vertical, es decir, psi por pie (psi / ft). Cabe señalar que las densidades de fluido, medida en ppg o SG, son también gradientes.

Presiones hidrostáticas pueden ser fácilmente convertidos a pesos de lodo equivalentes y gradiente de presión .El gradiente de presión hidrostática está dada por:

Es común convertir las presiones del pozo a los gradientes relativos a un dato fijo, tales como los fondos marinos, el nivel del mar o el nivel del suelo. La cifra resultante (gradiente de presión) permite la comparación directa de las presiones de poro, las presiones de la fractura, las presiones de sobrecarga, peso del lodo y la densidad de circulación equivalente (ECD) en las mismas condiciones. Además, el uso de gradientes de presión acentúa las variaciones en los regímenes de presión en un área dada cuando los valores se representan gráficamente o tabulados.

Cuando se utilizan los gradientes de presión para expresar magnitudes de presión del pozo, es habitual para guardar estos como peso del lodo equivalente (EMW) en ppp.

2.2 POSOSIDAD Y PERMEABILIDAD

Porosidad es el total de poros espacio (vacío) en una roca

Permeabilidad es la facilidad con que los líquidos pueden fluir a través de la roca.

2.3 PRESION DE SOBRECARGA

La presión de sobrecarga se define como la presión ejercida por el peso total de formaciones que recubre por encima del punto de interés. El peso total es el peso combinado tanto de los sólidos de la formación (matriz de la roca) y fluidos de la formación en el espacio de los poros. La densidad del peso combinado se conoce como la densidad aparente (ρb).

Por consiguiente, la presión de sobrecarga se puede expresar como la presión hidrostática ejercida por todos los materiales que recubren la profundidad de interés:

(1.4)

En un área dada, el gradiente de sobrecarga no es constante con la profundidad debido a las variaciones en la densidad de la formación. Esto es consecuencia de las variaciones en la litología y poro densidades de los fluidos. Además, el grado de compactación y por lo tanto la densidad de la formación, aumenta con la profundidad debido a la creciente sobrecarga.

Una ecuación útil para calcular el gradiente de sobrecarga bajo condiciones de variación litologica de la densidad del fluido y de poro es dada por:

Una lista con las densidades típicas del matriz y fluido es incluida en la tabla 1.1 abajo:

2.4 Sobrepresión vs profundidad

El cálculo y la recopilación de la gradiente de sobrecarga para un campo o área determinada es pilar fundamental para un plan de pozo. Además, el gradiente de sobrecarga se utiliza en el análisis de poro y presiones de fractura. Hay muchas técnicas para la cuantificación de la presión de poro y la presión de fractura de la perforación y los datos petrofísicas que todos requieren entrada de datos de gradiente de sobrecarga. Figura 1.1 a muestra una gráfica de la densidad aparente frente a la profundidad, que se genera a partir de los registros por cable. Esta cifra puede utilizarse entonces para generar una grafica gradiente de sobrecarga vs profundidad por la mera aplicación de la ecuación (1.4) a profundidades seleccionadas, como se muestra en la Figura 1.1 b.

2.5 Efectos de la profundidad del agua en gradiente de sobrecarga

En las operaciones en alta mar, la profundidad del mar (la longitud de la columna de agua) determina cuánto se reduce el gradiente de sobrecarga. La reducción en el gradiente de sobrecarga es debido al agua que es menos densa que la roca y para una altura dada; la cabeza hidrostática causada por el agua es menor que la causada por cualquier roca. El efecto resultante es que a medida que aumenta la profundidad del agua, el valor numérico del gradiente de sobrecarga ya su vez el gradiente de fractura reducen.

Por lo tanto, los pozos en alta mar tendrán menor gradiente de sobrecarga cerca de la superficie debido a la influencia del agua de mar y el espacio de aire y los sedimentos compactados. En pozos en tierra, el gradiente de sobrecarga cerca de la superficie está influenciado principalmente por los sedimentos superficiales no compactados.

2.6 Estrés del matriz

Estrés del Matriz se define como la tensión bajo la que el material rocoso está confinado en una posición particular en la corteza terrestre. El estrés del matriz actúa en todas las direcciones y por lo general es representado como una tensión triaxial, usando el símbolo griego, pronunciado Sigma (más detalles se dan en el Capítulo 2).

La componente vertical de la tensión de la matriz es la porción que actúa en el mismo plano que la carga de sobrecarga. La carga de sobrecarga se admite a cualquier profundidad por la componente vertical de la tensión matriz rocosa (δmat) y la presión de poro. Esta relación se expresa como:

La expresión simple de arriba se utiliza en muchos modelos matemáticos para cuantificar la magnitud de la presión de poro utilizando datos de varias fuentes de perforación o petrofísicas.

3.0 Presión de Poro

La presión de poro se define como la presión que actúa sobre los fluidos en los espacios de los poros de la roca. Este es el significado científico de lo que se conoce generalmente como la presión de formación (poro).

Dependiendo de la magnitud de la presión de poros, que puede ser descrito como siendo normal, anormal o inferior a la normal. Una definición de cada uno sigue.

3.1 Presión de poro normal

La presión de poro normal es igual a la presión hidrostática de una columna de fluido de formación se extiende desde la superficie a la formación sub superficial a ser considerada. En otras palabras, si la formación se abre y permite llenar una columna cuya longitud es igual a la profundidad de la formación entonces la presión en la parte inferior de la columna será igual a la presión de la formación y la presión en la superficie es igual a cero.

La presión de poro Normal no es una constante. La magnitud de la presión normal de poro varía con la concentración de sales disueltas, tipo de fluido, gases presentes y gradiente de temperatura. Por ejemplo, como la concentración de sales disueltas aumenta la magnitud de la presión de poro.

3.2 Presión de poro anormal

La presión de poro anormal se define como cualquier presión de poro que es mayor que la presión hidrostática del agua de formación que ocupa el espacio de los poros. Presión anormal a veces se llama sobrepresión o geopresión. Presión anormal puede considerarse que está compuesto de un componente hidrostática normal más una cantidad extra de presión. Este exceso de presión es la razón por la cual se requieren equipos de control de la superficie (por ejemplo, BOP), cuando se perfora pozos de petróleo y gas.

La presión de poro anormal se puede presentar a cualquier profundidad que van desde unos pocos cientos de metros a profundidades superiores a 25.000 pies La causa de la presión de poro anormal se atribuye a una de varios cambios: geológicos, geoquímicos, geotérmicos y mecánicas. Sin embargo, para cualquier presión anormal a desarrollar tiene que haber una interrupción o perturbación de la compactación normal y el proceso de eliminación de agua como se describe más adelante en este capítulo.

3.3 Presión de poro subnormal

La presión de poro debajo de lo normal se define como cualquier presión de la formación que es menor que la presión hidrostática de fluido correspondiente a una profundidad dada. Presiones intersticiales subnormales se encuentran con menos frecuencia que las presiones intersticiales anormales y se desarrollan a menudo mucho después que se deposita la formación. Presiones subnormales pueden tener causas naturales relacionadas con la historia estratigráfica, tectónica y geoquímica de un área, o pueden haber sido causadas artificialmente por la producción de los fluidos del yacimiento. El campo áspero en el Mar del Norte Sur es un ejemplo de un depósito empobrecido con una presión inferior a la normal.

4.0 Causa de la presión de poro anormal

La presión de poro anormal se desarrolla como resultado de una combinación de procesos geológicos, geoquímicos, geofísicos y mecánicos, como se expone en los siguientes párrafos. Estas causas se pueden resumir en:

• Efectos deposicionales

• Procesos diagenéticos

• Efectos tectónicos

•Causa Estructural, y

• Efectos termodinámicos

4.1 Efectos deposicionales

4.1.1 Bajo compactación de los esquistos

Compactación normal de los sedimentos se produce de la siguiente manera:

1. El volumen de un sedimento se reduce a medida que los granos se aprietan juntos debido al peso de los sedimentos supra yacentes.

2. El peso de los sedimentos supra yacentes provoca una reorganización de los granos del volumen de sedimentos por debajo y la expulsión de fluido intergranular.

3. Se reduce el volumen poroso del sedimento.

4. El grado de compactación se controla por la porosidad original, la cantidad de fluido de poro y la forma y el grado de clasificación de granos de la roca.

5. Compactación normal por lo general deja el líquido de los poros en el sedimento a la presión hidrostática o normal.

Undercompaction de sedimentos es el proceso por el cual la presión de poro anormal se desarrolla como resultado de una perturbación del equilibrio entre la tasa de sedimentación de arcillas y la tasa de expulsión de los fluidos de los poros como las arcillas compactas con el entierro.

Sedimentos suelen ser transportados por los ríos y se depositan en los mares. Un buen ejemplo de una situación en la deposición actual es el delta del Nilo en Egipto formado por sedimentos arrastrados por el río Nilo, en el mar Mediterráneo. Cabe señalar que estos sedimentos son en su mayoría arcillas con agua adsorbida intercalada entre las partículas de arcilla sólidos.

Cuando la primera capa depositada se somete a compactación como un resultado de adicional de sedimentación, una parte del agua intersticial que es continuo con el agua de mar suprayacente

serán expulsados al mar. A medida que el fluido intersticial o de poros está en contacto con el mar la presión en los poros (o la presión de poro) es normal, véase la figura 1.2. El valor de esta presión normal a decir 1.000 pies es de aproximadamente 450 psi asumiendo un gradiente de agua de mar de 0,45 psi / pie, como se muestra en la Figura 1.2.

Como continúa sedimentación, las arcillas se compactan además; las capas sólidas se aprietan más cerca entre sí y el agua de los poros es expulsado al mar. El sedimento de arcilla tiene una alta permeabilidad y porosidad (60-90%). En este estado inicial, siempre y cuando la tasa de sedimentación sigue siendo bastante lento, el fluido de poro continuará escapando a medida que aumenta la compactación y por lo tanto la arcilla continuará a exhibir una presión normal de poro (véase la figura 1.2)

Si el equilibrio entre la compactación y expulsión de agua se interrumpe de tal manera que el fluido de poro no puede escapar, dará como resultado la presión de poro anormal. Esta alteración puede ser el resultado de:

• Un aumento en la tasa de sedimentación

• reducción de la tasa de expulsión de fluido causado por (i) una disminución de la permeabilidad debido a los sólidos que bloquean los pasajes o (ii) la deposición de una barrera de permeabilidad, tales como piedra caliza o bandas de evaporita.

Cuando se produce la interrupción del proceso de compactación normal, suceden tres cosas:

1. el mismo volumen de fluido de poro permanece en la roca

2. porosidad de la roca se mantiene a la nueva profundidad y fluidos no puede escapar yse evita la compactación de la roca

3. el fluido comienza a soportar el peso creciente de la sobrecarga y en consecuencia, su presión aumenta y una mayor compactación se inhibe.

La presión de poro anormal resultante de este proceso tendrá una pendiente no mayor que el gradiente de sobrecarga, ya que las presiones están siendo producidas por la carga en exceso de sobrecargar siendo apoyado por el fluido de poro atrapado. En la figura 1.2, en 6000 pies la presión de la formación sería mayor que la presión normal de 2.700 psi, pero sería menor que la presión de sobrecarga de 6000 psi, asumiendo un gradiente de sobrecarga de 1 psi / pie.

Cabe señalar que la mayoría de técnicas de detección de presión se basan enel establecimiento de una tendencia normal de compactación de arcilla y cualquier desviación de esta tendencia normal es una indicación de exceso de presión o con menos frecuencia depresión.

Si están presentes lechos de areniscas permeables dentro de una secuencia de arcilla y estas arenas permeables poseen un conducto hidráulico a una zona de un potencial de 1 a continuación, una rápida eliminación del agua inferior de la arcilla puede ocurrir en el límite de arcilla / arena a medida que aumenta la compactación. Esta rápida deshidratación de las arcillas y el aumento de la sobrecarga provoca una disminución de la porosidad y la permeabilidad la prevención aún más el flujo de agua y eventualmente resulta en el desarrollo de sobrepresión (véase la Figura 1.3). La permeabilidad reducida impide el flujo de fluido desde la arcilla haciendo que el fluido atrapado para llevar a una mayor proporción de la sobrecarga y a su vez ser a sobrepresión.