Presión fractura formaciones

ITESCO | Guillermo Almazán Hernández, 7 A, Ingeniería Petrolera
Unidad: INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR
DE COATZACOALCOS.
Edición
No. 1
Fecha de Edición:
10/03/13
Departamento: INGENIERÍA PETROLERA
Materia: HIDRÁULICA Y CONTROL DE POZOS
1
UNIDAD 3: PRESIÓN DE FRACTURA
INTRODUCCIÓN
La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para evitar
brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas precauciones
en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del lodo, que podrían
inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más superficiales o
débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser muy costosa,
reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón.
3.1.- DEFINICIÓN DE PRESIÓN DE FRACTURA
1. “Fractura es la separación bajo presión en dos o más piezas de un cuerpo
sólido. La palabra se suele aplicar tanto a los cristales o materiales
cristalinos como las gemas y el metal, como a la superficie tectónica de un
terreno.”
2. “La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para
evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas
precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas
del lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las
formaciones más superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la
formación, además de ser muy costosa, reduce la presión hidrostática y se
puede tener un brote o reventón.”
3. “Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión
necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia matricial de
la roca. Esta resistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de
la solidez o cohesión de la misma y de los esfuerzos de compresión a los
que se someta. 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 las formaciones someras son horizontales y que la mayoría de las

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fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca
generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de
sobrecarga total).”
4. “Es la presión que resiste la formación antes de abrirse o fracturarse en un
punto dado del hoyo. Para que ocurra la fractura es necesario que la
presión ejercida sobre la formación sea mayor que la suma de la presión de
poros más la componente horizontal de la presión de sobrecarga.”
5. “La presión de fractura se define como la fuerza por unidad de área
necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca. La
resistencia de una formación a ser fracturada depende de la solidez o
cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que está
sometida.”
6. “Es la fuerza por unidad de área requerida para vencer la presión de
formación y la resistencia de la roca.”

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3.2 MÉTODOS PARA DETERMINAR LA PRESIÓN DE FRACTURA
INTRODUCCIÓN
El conocimiento previo de como la presión de fractura de formación varía con la
profundidad pudiera ser igual de importante como el conocimiento previo de como
la presión de poro varía con la profundidad cuando se tiene planeado perforar
pozos muy profundos los cuales atravesarán formaciones con presiones
anormales.
Las técnicas para determinar la presión de fractura, al igual que las de poro,
incluyen métodos predictivos y de verificación. La planeación inicial debe
sustentarse en datos de fractura de formación, obtenidas a través de métodos
predictivos. Después de que el revestido es colocado y cementado, la resistencia
anticipada a la fractura de la formación debe ser verificada por medio de una
prueba de presión antes de continuar la perforación para la siguiente etapa.
PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE FRACTURA (MÉTODOS PREDICTIVOS)
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:
1. Ecuación de Hubbert y Willis
2. Correlación de Matthews y Kelly
3. Correlación de Pennbaker
4. Correlación de Eaton
5. Ecuación de Christman
6. Correlación de MacPherson y Berry
1. ECUACION DE HUBERT Y WILLIS

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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:
Si el esfuerzo mínimo principal ocurre en un plano horizontal y si el estrés en y
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:
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.
Así la presión de extensión de fractura para esta situación es:
Y la presión de extensión de fractura está dada por:
(a)
2. CORRELACIÓN DE MATTHEWS Y KELLY

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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:
(b)
Donde el coeficiente del esfuerzo matricial se determina empíricamente, a partir de
datos de campo con formaciones que exhiben presiones anormales:

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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:
3. 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 Fo 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 (6.49) 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. 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: . 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 6.50.

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5. CORRELACIÓN DE CRISTHMAN

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Por trabajos en el canal de la costa de California, Cristhman encontró que la
relación de esfuerzo 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.
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:

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En le siguiente ejemplo se muestra una correlación empírica entre y la presión
de fractura desarrollada para un área especifica.
MÉTODOS VERIFICATIVOS (PRUEBA DE GOTEO)
Después de que se ha cementado una sección de TR, se realiza una “prueba de
goteo” también llamada “prueba de leakoff” para verificar que la TR, la
cementación, y las formaciones que se encuentran a mayor profundidad resistirán
la presión que generará la columna hidrostática que se requiere para perforar
hasta la profundidad a la que se cementará la siguiente sección de TR. En
general esta prueba se realiza cerrando en la superficie el pozo con un preventor y

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bombeando al interior del pozo cerrado un gasto constante hasta que se alcanza
una presión cercana a la de fractura o hasta que el pozo comienza a perder fluido
de perforación causando así una disminución en la línea de tendencia de aumento
de presión. En este caso la bomba es detenida por un intervalo de tiempo mínimo
de 10 minutos para determinar el ritmo de caída de presión y el gasto de fluido que
se pierde. La TR y el cemento son probados de este modo antes de continuar la
perforación. Esta prueba también puede realizarse en formaciones que se
sospecha pueden tener una presión de fractura menor a la que se predijo.
En la gráfica que se obtiene como resultado de una prueba de goteo se pueden
identificar algunos puntos importantes:
1. PRESIÓN DE GOTEO (LOP): Es el punto donde la tendencia lineal que
existe en la relación volumen bombeado-aumento de presión comienza a
desviarse, es el punto donde se comienza a abrir la fractura e inicia la
admisión de fluidos al interior de la formación.

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2. PRESIÓN DE RUPTURA: Es el punto donde la presión disminuye
significativamente mientras se bombea, indica un crecimiento acelerado e
inestable de la fractura.
3. PRESIÓN INICIAL DE CIERRE (ISIP): Presión que se registra
inmediatamente después de que se detuvo el bombeo.
4. ESFUERZO MÍNIMO (MS): Esfuerzo al que la fractura empieza a cerrarse.
Es el mínimo esfuerzo matricial in situ. La disminución de la pendiente
indica un menor ritmo de pérdida de fluido de perforación conforme la
fractura se cierra.
CONCLUSIONES
Entonces es la máxima presión que resiste la matriz de la formación antes de
abrirse o fracturarse en un punto específico del agujero, 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 agujero es mayor que la presión
de fractura de la formación esta se abrirá ocasionando la pérdida del fluido. Para
que ocurra la fractura es necesario que la presión ejercida sobre la formación sea
mayor al esfuerzo efectivo de ésta, es decir, debe ser mayor que la suma de la
presión de poro más la componente horizontal de la presión de sobrecarga.
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

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REFERENCIAS
1) BIBLIOGRÁFICAS
a) BOURGOYNE, Adam T. Jr. Et al. Applied Drilling Engineering, Society of
Petroleum Engineering, 1991
b) ROTENCO S.A. de C.V. Manual de presiones anormales.
c) GARCÍA CONTRERAS, Luis Alejandro. Tesis: Modificadores de
permeabilidad relativa en estimulaciones ácidas. Universidad Nacional
Autónoma de México.
d) SCHLUMBERGER; Oil field review. Las presiones de las operaciones de
perforación y producción.
e) SCHLUMBERGER; Programa de entrenamiento a supervisores.
2) ELECTRÓNICAS EN LÍNEA (10/03/2013)
a) http://ingeniera-petrolera.blogspot.mx/2012/03/prediccion-del-gradiente-de-
presion-de.html
b) http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2010/04/presion-de-
fractura.html
c) http://www.buenastareas.com/ensayos/Presion-De-Fractura/1661557.html
d) http://es.wikipedia.org/wiki/Fractura_(geolog%C3%ADa)
e) http://es.scribd.com/doc/52895658/3/Presion-de-Formacion
f) http://cmtoti.blogspot.mx/2010/10/geopresiones.html
g) http://ingeniera-petrolera.blogspot.mx/2012/04/perfil-de-presiones-para-
el.html

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