Hidrocarburos no convencionales.

TRADUCCIÓN CAPITULO PERFO

INTRODUCCION

En este capítulo se presentarán los orígenes de la presión de poro y los principios de su determinación. Debe enfatizarse aquí que este tema solo requiere más de un libro para cubrir en detalle.

De ahí el énfasis será puesto en la utilización práctica de la presión de poro en el proceso de planificación de pozos. Se espera que las ideas aquí presentadas ayudaran al ingeniero para una mejor entender columnas litológicas y deducir los posibles problemas en el pozo antes de producir un plan bien final.

El conocimiento de las presiones de formación es vital para la planificación segura de un pozo. los valores exactos de las presiones de formación se utilizan para diseñar los pesos de lodo seguras para superar la fractura de la formación y prevenir así patadas. El proceso de diseño y selección de los pesos de revestimiento / grados depende principalmente de la utilización de los valores precisos de la presión de formación. Diseño de la cementación, el control de retroceso, la selección de la cabeza del pozo y árboles de Navidad e incluso la calificación plataforma dependen de las presiones de formación encontrados en el pozo

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.

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, la presión hidrostática se expresa como:

HP = g x ρf x D

Dónde:

HP = presión hidrostática

g = aceleración de la gravedad

ρf = densidad media del fluido

D = profundidad vertical o altura de la columna

En operaciones sobre el terreno, la densidad del fluido se expresa generalmente en libras por galón (PPG), psi por pie, libras por pie cúbico (PPF) o por la gravedad lo más específico (SG).

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

HP (psi) = 0.052 x ρf (ppg) x D (ft)

PROSIDAD Y PERMEABILIDAD

Porosidad: es el espacio total de poros en una roca.

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

PRESION DE SOBRECARGA

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

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

σov = 0.052 x ρb x D

Dónde:

σov = presión de sobrecarga (psi)

ρb = densidad de formación aparente (PPG)

D = profundidad vertical verdadera (ft)

Y del mismo modo como un gradiente (SEM) en puntos por partido:

ov=8.33* ρb

GENERADOR DE SOBRECARGA VS GRAFICO DE PROFUNDIDAD

El cálculo y la compilación del gradiente de sobrecarga para un campo o área determinada es la piedra angular de un plan bien. Además, el gradiente de sobrecargar se utiliza en el análisis de poro y fractura muchas técnicas para la cuantificación de la presión de poro y la presión de fractura de la perforación y los datos petrofísica que todos requieren entrada de datos gradiente sobrecargar

Figura 1.1 una muestra una gráfica de densidad aparente frente a la profundidad, que se genera a partir de los registros de línea fija. Esta cifra puede utilizarse entonces para generar un gradiente de sobrecargar vs. parcela profundidad por la mera aplicación de la ecuación (1.4) a profundidades seleccionadas, como se muestra en la Figura 1.1 b.

EFECTOS DE AGUA DE LA PENDIENTE DE PROFUNDIDAD SOBRECARGA

En las operaciones en alta mar, la profundidad del mar (longitud de la columna de agua) determina cuánto se reduce el gradiente de sobrecarga. La reducción en el gradiente de sobrecargar es debido a ser menos denso que la roca y para una altura dada de agua; 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 sobrecargar ya su vez el gradiente de fractura a reducir. Por lo tanto, pozos en alta mar tendrán menor gradiente de escombros 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 sobrecargar cerca de la superficie se ve influenciada principalmente por los sedimentos superficiales sin compactar.

TENSIÓN DE MATRIZ

Tensión de matriz se define como el esfuerzo en virtud del cual se limita el material de roca en una posición particular en la corteza terrestre.

La componente vertical de la tensión de la matriz es la parte que actúa en el mismo plano que la carga de sobrecarga. La carga sobrecargar está soportado en cualquier profundidad por la componente vertical de la tensión de matriz de la roca (mat) y la presión de poro. Esta relación se expresa como:

σov = Pf +σmat

PRESION DE PORO

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

Dependiendo de la magnitud de la presión de poros, que puede ser descrito como siendo normales, anormales o subnormal. Una definición de cada uno sigue

PRESION NORMAL DE PORO

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 subsuperficial ser considerado En otras palabras, si la formación se abrió y se dejó para 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 de poro normal varía con la concentración de sales disueltas, tipo de gradiente de líquidos, gases presentes y la temperatura. Por ejemplo, como la concentración de sales disueltas incrementa la magnitud de los aumentos de presión de poros normales.

PRESION 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. anormal de la presión a veces se llama sobrepresión o geopresión. Presión anormal puede ser pensado como siendo formado por un componente hidrostática normal más una cantidad extra de presión. Este exceso de presión es la razón por la cual se requiere un equipo de control de superficie (por ejemplo BOP), cuando la perforación de pozos de petróleo y gas.

La presión de poro anormal puede ocurrir a cualquier profundidad que puede variar desde unos pocos cientos de pies a profundidades superiores a 25.000 pies. La causa de la presión de poro anormal se atribuye a una combinación de varios geológica, geoquímica, geotérmica y cambios mecánicos. Sin embargo, para cualquier presión anormal a desarrollar tiene que haber una interrupción o perturbación de la compactación normal y el proceso de deshidratación, tal como se describe más adelante en este capítulo.

PRESION DE PORO SUBNORMAL

La presión de poro inferior a la normal se define como cualquier presión de la formación que es menor que la presión hidrostática de fluido correspondiente a una profundidad dada.

Las presiones intersticiales subnormales se encuentran con menos frecuencia que las presiones intersticiales anormales y con frecuencia se desarrollan poco después de la formación se deposita. Presiones debajo de lo normal pueden tener causas naturales relacionadas con la historia estratigráfica, tectónica y geoquímica de un área, o pueden haber sido provocado artificialmente por la producción de los fluidos del yacimiento. El campo áspero en el Mar del Norte meridional es un ejemplo de un yacimiento agotado con una presión inferior a la normal.

...