Infore De Perfo I V.docx

MINISTERIO DE EDUCACION

CARRERA DE INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL

METODO DE DISEÑO DE CAÑERIA

INTEGRANTES: ARIPONA LASTENIA BARBERY JOSELY PAOLA DORADO ALVARO ADEMAR SUAREZ JUAN PABLO ILLESCA KAROLYN LUANA

ASIGNATURA: PERFORACION PETROLERA IV DOCENTE: ABATH VERA PALENQUE TERRITORIO GUARANÍ – BOLIVIA 2019

1.

INTRODUCCION

Los problemas de flujo y descontrol, pegaduras por presión diferencial, pérdidas de circulación, colapsos de tuberías de revestimiento y derrumbes de formación suelen incrementar considerablemente el costo de un pozo y el tiempo de perforación del mismo. Estos problemas son causados generalmente por una deficiente predicción de las presiones de sobrecarga, poro y fractura de las formaciones a perforar, y cuyo conocimiento es básico para planear la perforación. Consecuentemente, es indispensable entender primero los principios físicos que originan estas presiones y, segundo, predecirlas con la mayor exactitud posible. 2. CONCEPTOS GENERALES 2.1.

Presión hidrostática

Es la presión total creada por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área.

2.2.

Presión de sobrecarga

Es el peso de la columna de roca más los fluidos contenidos en el espacio poroso que soporta una formación a una determinada profundidad.

Figura 9 Presión de sobrecarga

2.3.

Presión de poro

Es la presión natural, originada por los procesos geológicos de depositación y compactación, a la que se encuentran sometidos los fluidos contenidos en los espacios porosos (porosidad) de la formación 2.4.

El esfuerzo efectivo o de matriz (σ)

Es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de roca, el cual está en función de la sobrecarga a la profundidad de interés.

2.5.

Presión de fractura

Es la máxima presión que resiste la matriz de la formación antes de abrirse o fracturarse en un punto específico del hoyo, es decir, la capacidad que tienen las formaciones expuestas en un pozo para soportar la presión del fluido de perforación más cualquier presión añadida desde la superficie bien sea de forma intencional o no. Por lo tanto, si la presión en el hoyo es mayor que la presión de fractura de la formación esta se abrirá ocasionando la pérdida del fluido.

Figura 13 Gradiente de fractura

3. DETERMINAR LA PRESIÓN DE PORO

En un estudio del estado del arte de los métodos de predicción de presión de poro se identificaron 15 métodos. Sin embargo, los mejores y más usados por la industria petrolera son: el método de Hottman y Johnson, el método de Foster y Whalen o profundidad equivalente, el método de Eaton y el método del exponente dc. A diferencia de los otros métodos, estos cuatro métodos son sencillos y utilizan información convencional y de fácil acceso. 3.1.

Método de Hottman y Johnson

Hottman y Johnson (1995) desarrollaron este método para estimar presión de poro a partir del comportamiento de la resistividad y el tiempo de tránsito en lutitas. 3.1.1. Procedimiento 

A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias.



Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total



A la profundidad de interés, leer los valores de tiempo de tránsito o resistividad de la tendencia normal y de la curva graficada con los valores del registro.



Se calcula la diferencia de lecturas de tiempo de tránsito (tlu-tlun) o la relación de resistividades (Ron/Ro)lu entre los valores reales del registro y los valores leídos de la línea de tendencia normal extrapolada.



Con el valor obtenido en el punto



se entra a la correlación de H&J y se determina el gradiente de presión de poro



Finalmente, el gradiente de presión de poro obtenido en el punto



Se multiplica por la profundidad para obtener la presión de poro buscada.

3.2.

Método de Foster Whalen o de profundidad equivalente

Este método está basado en el principio que establece que formaciones con el mismo valor de la propiedad dependiente de la porosidad (tiempo de tránsito, resistividad, densidad, etc.) se encuentran bajo el mismo esfuerzo efectivo σ. El método se explica a continuación. 

A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias



Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad tota



A la profundidad de interés D, leer el valor extrapolado tlun y observados tlu. Posteriormente, de la lectura observada trazar una línea vertical hacia arriba hasta interceptar la línea de tendencia normal y leer la profundidad correspondiente Dn.



Se calcula el esfuerzo efectivo a la profundidad Dn, el cual es igual al esfuerzo efectivo a la profundidad de interés. σ(D) =σ(Dn) =S(Dn) –Pp(Dn) 𝝋𝒙 𝑫𝒏 𝟏𝟎

Pp=



Donde ρ es la densidad del fluido de formación en la zona de presión de poro normal, que se considera aproximadamente igual a 1.03 gr/cm3, cuando no se tiene información de la densidad del agua de formación de pozos de correlación.



Finalmente se calcula la presión de poro a la profundidad de interés. Pp(D) = S(D)- 𝝈 (D)

3.3.

Método de Eaton

Al igual que el método de H&J4 , el método de Eaton está basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal. Eaton utilizó una gran cantidad de datos de registros geofísicos y mediciones de presiones de poro de diferentes áreas geológicas para desarrollar una serie de ecuaciones, las cuales relacionan directamente la presión de poro con la magnitud de desviación entre los valores observados y los obtenidos de la tendencia normal extrapolada. El método se explica a continuación. 

A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas “limpias”



Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total



A la profundidad de interés D, leer los valores de tiempo de tránsito de la tendencia normal tlun y de la tendencia observada tlu y la profundidad equivalente al mismo valor del tiempo de tránsito observado Dn.



Calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, según el registro que se tenga, con las siguientes ecuaciones:

Sónico Pp(D) = S(D) – (S(D) – Pp(Dn) x(

𝑇𝑙𝑢𝑛 3.0 ) 𝑇𝑙𝑢

Resistivo 𝑅𝑜

Pp(D) = S(D) – (S(D) – Pp(Dn) x(𝑅𝑜𝑛)1.2 Conductivo 𝐶𝑜𝑛

Pp(D) = S(D) – (S(D) – Pp(Dn) x( 𝐶𝑜 )1.2 3.4.

Método del exponente dc

Jorden y Shirley propusieron usar el modelo de Bingham para normalizar el ritmo de penetración R considerando los efectos ocasionados por cambio del peso sobre barrena W, de las revoluciones por minuto de la rotaria N y del diámetro de la barrena d a través del cálculo del exponente dc, definido como: Dc=

𝑹 𝟏𝟖.𝟐𝟗𝑵 𝟏𝟐𝑾 𝟒𝟓𝟒𝒅

𝒍𝒐𝒈

Donde R está en m/h, N en RPM, W en toneladas y d en pulgadas. Para corregir el exponente dc por cambios de densidad de lodo, Rehm y McClendon propusieron la siguiente ecuación:

𝝆𝒇 𝝆𝒅𝒆 𝒍𝒐𝒅𝒐

Dc=dc

Donde ρ lodo es la densidad equivalente de circulación durante la perforación y ρ FF es la densidad del fluido de formación. Basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal, el método del exponente dc consiste en lo siguiente: 

Calcular el exponente dc y el exponente modificado dcmod durante la perforación de lutitas. Los datos de perforación obtenidos en formaciones que no sean lutitas deben eliminarse.



Graficar profundidad vs. exponente dcmod



Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total



A la profundidad de interés D, leer los valores del exponente dcmod, y en la tendencia normal dcmodn. Además, para el valor de dcmod, leer la profundidad equivalente, en la zona de presión normal Dn.



Finalmente, calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, usando la fórmula de Eaton. Pp(D) = S(D) – (S(D) – Pp(Dn) x(

3.5.

𝑑𝑐𝑚𝑜𝑑 1.2 ) 𝑑𝑐𝑚𝑜𝑑𝑛

Método de Doyen (2004)

Este método propuso una metodología mecánica-física para predecir la presión de poros usando un modelo geo mecánico 3D, Doyen expresa una ecuación en función de la velocidad intervalica obtenida de las velocidades sísmica, esfuerzos de sobrecarga, porosidad, y volumen de arcillas, junto a parámetros que serán calibrados, por lo general se utiliza el método de Doyen para calcular la presión del poros en todo un campo, realizando un modelo 3D, utilizando las ecuaciones de Gauss. Los valores de cada punto de un modelo 3D son el resultado de la interpolación de los registros eléctricos de los pozos

estudiados en el campo. (Doyen, 2004) La velocidad según Sayers (2003) la velocidad es representada de la siguiente manera: V= a1 – a2φ+a3C + a4( S- P )a5 Podemos observar que la velocidad se encuentra en función de parámetros a1, a2, a3 y a4, estos son calibrados hasta encontrar un perfil que coincida con los eventos de sobrepresión del pozo. Si desplazamos la presión de poros (P), obtenemos el formato de la ecuación de Terzaghi. P= S – σe P= S – [1/a4 (V-a1+a2φ+a3C)](1/a5) En el presente trabajo, se está realizando el cálculo de presión de poros con velocidades sónicas de solo un pozo, por lo tanto nuestro análisis será en 1D. 3.6.

Método de Dutta (2002)

Dutta describe la relación de la porosidad y el esfuerzo efectivo. Considerando una tendencia normal de la compactación, observamos que la porosidad disminuye y por ende el esfuerzo efectivo aumenta. Sucederá lo contrario si se encuentra una tendencia anormal de compactación. La relación de la porosidad es la medida más directa para identificar zonas sobrepresionadas por ese motivo Dutta expresa una relación entre la porosidad y la profundidad. (Dutta, 2002) Φ(z) = Φoe –cz Donde: Φ(z) = porosidad a una profundidad respectiva Φ0= porosidad a una profundidad igual a cero. c= constante Rubey, Hubbert y Dutta entre otros, modificaron la Ecuación 18 donde se reemplaza el valor de profundidad por el esfuerzo efectivo. Φ(z) = Φoe –kσ

Donde el coeficiente k es relacionado a la densidad de los sedimentos y la densidad del fluido y σ es el esfuerzo efectivo. Calculado el esfuerzo efectivo, podemos obtener la presión de poros del pozo utilizando la ecuación de Terzaghi (Pp= S – σ) La relación de porosidad y esfuerzo efectivo que nos muestra Dutta, es basada en la compactación de la arcillas. La porosidad puede ser obtenida por medio de registros eléctricos, como también con cálculos matemáticos en función de los registros sónicos. 4. DETERMINAR LA PRESIÓN DE FRACTURA Es importante determinar la presión de fractura de una formación porque a través de ella se pueden conocer parámetros de control del pozo y planificar adecuadamente cualquier operación que se desee realizar en el mismo como por ejemplo desde la velocidad de los viajes de tuberías o el control de una arremetida. Algunas ventajas que pueden obtenerse al conocer la presión de fractura de una formación son:  Determinar puntos de asentamiento de revestidores.  Minimizar pérdidas de circulación.  Determinar parámetros de control de bombeo y cementación. La estimación de la presión de fractura que se realiza antes de la colocación de los revestidores están basadas en correlaciones empíricas. Ya que la presión de fractura es afectada en gran medida por la presión de poro, una de los métodos para predecir la presión de poro pueden ser aplicados para utilizar una correlación de presión de fractura. Las correlaciones y ecuaciones que comúnmente son utilizadas incluyen:      

4.1.

Ecuación de Hubbert y Willis Correlación de Matt hews y Kelly Correlación de Pennbaker Correlación de Eaton Ecuación de Christman Correlación de MacPherson y Berry

Método De Hubert y Willis

Con ésta ecuación se determinó la presión mínima en el pozo para extender fracturas existentes en la formación está dada por la presión necesaria para superar el esfuerzo mínimo principal, en base a: 𝑃𝑓𝑓 = 𝜎𝑚𝑖𝑛 + 𝑃𝑓 Si el esfuerzo mínimo principal ocurre en un plano horizontal y si el estrés en 𝜎𝑥 y 𝜎𝑦 son iguales, la concentración local de esfuerzos en las paredes del pozo es el doble al esfuerzo regional. Así la presión requerida para iniciar la fractura en una formación homogénea e isotrópica es:

𝑃𝑓𝑓 = 𝜎𝐻𝑤 + 𝑃𝑓 = 2𝜎𝐻 + 𝑃𝑓 Con base a experimentos de laboratorio analizados con el criterio de falla de Mohr, Hubbert y Willis concluyeron que en regiones con fallas normales, el esfuerzo matricial mínimo, es el esfuerzo mínimo. También concluyeron que el esfuerzo matricial mínimo en sedimentos someros, es aproximadamente un tercio del esfuerzo matricial vertical que resulta del peso de sobrecarga. 𝑃𝑓𝑓 = 𝜎𝑚𝑖𝑛 + 𝑃𝑓 =

𝜎𝜎𝑧 3

+ 𝑃𝑓

Así la presión de extensión de fractura para esta situación es: 𝜎𝑧 = 𝜎𝑜𝑏 − 𝑃𝑓 Y la presión de extensión de fractura está dada por: 𝑃𝑓𝑓 =

4.2.

(𝜎𝑜𝑏 +2𝑃𝑓 ) 3

(a)

Correlación De Matthews y Kelly

La experiencia mostrada en perforación, muestra que los gradientes de presión de fractura incrementan con la profundidad, incluso en formaciones con presiones normales, y que la ecuación (a) no es válida para formaciones mas profundas. Matthews y Kelly replantearon la suposición de que el esfuerzo matricial mínimo fuese de un tercio del esfuerzo de sobrecarga a partir de: 𝜎𝑚𝑖𝑛 = 𝐹𝜎 𝜎𝑧 (b)

Donde el coeficiente del esfuerzo matricial se determina empíricamente, a partir de datos de campo con formaciones que exhiben presiones anormales: Para usar estas curvas correlacionadas para formaciones con presiones anormales, la profundidad Di a la cual una formación que tenga presiones anormales, deberá tener el

mismo valor de esfuerzo matricial vertical, como aquella formación utilizada con presiones anormales como se muestran en el gráfico, en lugar de la profundidad actual cuando se determina el coeficiente de esfuerzo matricial. Por simplicidad se promedia el peso de sobrecarga como 1.0 psi/ft, y una gradiente de presión promedio de 0.465 psi/ft. Entonces se tiene que el esfuerzo matricial vertical normal se transforma en:

𝜎𝑛 = 𝜎𝑜𝑏 − 𝑃𝑓𝑛 = 𝐷𝑖 − 0.465𝐷𝑖 = 0.535𝐷𝑖

𝐷𝑖 =

4.3.

𝜎𝑜𝑏 − 𝑃𝑓 𝐷 − 𝑃𝑓 𝜎𝑧 = = 0.535 0.535 0.535

Correlación De Pennebaker

Esta correlación es similar a la anterior, donde se utilizaba la ecuación (b) para calcular el esfuerzo matricial mínimo. Aquí el llamado coeficiente F𝜎 es la relación de esfuerzo efectivo y lo correlaciona con una relación de profundidad, despreciando el gradiente de la presión de poro. Así la profundidad de la formación siempre es usada en la correlación de Pennebaker. En ésta correlación no se asume un valor constante de esfuerzo por sobrecarga vertical y desarrolla la correlación mostradas en la siguiente figura para determinar este parámetro.

El efecto de la columna geológica de sobrecarga es tomada en cuenta por una familia de curvas para varias profundidades, las cuales se derivan un intervalo sísmico de un tiempo de transito de 100micro segundos /pie.

4.4.

Correlación De Eaton

La correlación de Eaton supone que la relación entre los esfuerzos matriciales horizontales y verticales son descritas con exactitud a partir de la siguiente ecuación: 𝜇

𝜎𝑥 = 𝜎𝑦 = 𝜎𝐻 = 1−𝜇 𝜎𝑧 . Valores de Poisson son necesarios para predecir gradientes de fracturas observados los cuales fueron calculados a partir de datos de campo, resultando la correlación que se muestra con la figura

4.5.

Correlación De Cristhman

Por trabajos en el canal de la costa de California, Cristhman encontró que la relación de esfuerzo 𝐹𝐷 podría ser correlacionada con la densidad volumétrica de los sedimentos. La densidad volumétrica de los sedimentos tiende a incrementar cuando aumenta la profundidad, el esfuerzo de sobrecarga, y las eras geológicas. Todas éstas variables aparentemente afectan el gradiente de fractura de la formación.

4.6.

Correlación De MacPherson y Berry.

Con un nuevo enfoque MacPherson y Berry, desarrollaron una correlación entre el módulo elástico Kb para una onda compresiva y presión de fractura. Usando mediciones de tiempo de tránsito de intervalos referidas de un registro sónico y un registro de densidad , el módulo elástico es calculado a partir de la siguiente ecuación: 𝜌𝑏 𝐾𝑏 = 1.345𝑥1010 ( 2 ) 𝑡 𝐾 En el siguiente ejemplo se muestra una correlación empírica entre 𝜎 𝑏 y la presión de 𝑜𝑏

fractura desarrollada para un área especifica.