Presiones anormales

1. ELECTIVA IV
PRESIONES ANORMALES Y
CONTROL DE POZOS
DEFINICIONES BASICAS
Presentado por:
JUAN C AZUAJE
CI.- 23489005

2. GRADIENTE DE PRESION
 El cambio producido en la presión por unidad de profundidad,
expresado normalmente en unidades de psi/pie o kPa/m. La
presión se incrementa en forma predecible con la profundidad,
en las áreas de presión normal. El gradiente de presión
hidrostática normal para el agua dulce es de 0,433 psi/pie, o
9,792 kPa/m, y de 0,465 psi/pie para el agua con 100 000 ppm
de sólidos disueltos totales (un agua típica de la Costa del
Golfo), o 10,516 kPa/m. Las desviaciones respecto de la presión
normal se describen como presión alta o baja.

3. PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA Y
PROFUNDIDAD MEDIDA
 La distancia vertical existente entre un punto en el pozo (usualmente la
profundidad actual o final) y un punto en la superficie, generalmente la
elevación del buje del vástago de perforación rotativo (RKB). Ésta es una de
las dos mediciones principales de profundidad utilizadas por los
perforadores. La otra es la profundidad medida. La TVD es importante para
la determinación de las presiones de fondo de pozo, que son causadas en
parte por la altura hidrostática del fluido en el pozo. Para este cálculo, la
profundidad medida es irrelevante y debe utilizarse la TVD. En relación con
la mayoría de las otras operaciones, al perforador le interesa la longitud del
pozo o cuánta tubería caberá en éste. Para esas mediciones, se utiliza la
profundidad medida, no la TVD. Si bien la brigada de perforación debe
tener cuidado para designar a qué medición se está refiriendo, si no se
utiliza ninguna designación, generalmente se hace alusión a la profundidad
medida. Obsérvese que la profundidad medida, debido a las curvas
intencionales o no intencionales del pozo, siempre es mayor que la
profundidad vertical verdadera.

4. PRESION HIDROSTATICA
 La presión pronosticada normal, correspondiente a una
profundidad dada, o la presión ejercida por unidad de área por
una columna de agua dulce desde el nivel del mar hasta una
profundidad dada. La presión de poro anormalmente baja
podría tiene lugar en las zonas en las que los fluidos han sido
drenados, tal es el caso de un yacimiento de hidrocarburos
agotado. La presión de poro anormalmente alta podría tener
lugar en las zonas en las que el sepultamiento de los sedimentos
rellenos con agua por un sedimento impermeable, tal como la
arcilla, fue tan rápido que los fluidos no pudieron filtrarse y la
presión de poro se incrementó con el incremento de la
profundidad de sepultamiento.

5. PRESION DE SOBRECARGA
 Es la presión ejercida por el peso total de los materiales
(sedimentos y fluidos) sobrepuesto 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 área
determinada de perforación, es menor que el teórico.

6. PRESION DE FORMACION
 Es la presión que ejercen los fluidos en los poros de las rocas.
Llamádos 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.

7. PRESION NORMAL DE FORMACION
 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 de 0.107 Kg/cm2/m, correspondiéndole a
la presión que ejerce una columna de agua salada de 1.07
gr/cm3, con una salinidad aproximadamente de 80,000 p.p.m.
de cloruros

8. PRESION ANORMAL DE FORMACION
 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 de los estratos suprayacentes. Sí la formación está
completamente sellada, los fluidos no pueden escapar, soportando
éstos, parte de la presión de sobrecarga.

9. PRESION SUBNORMAL DE
FORMACION
 Ocurre cuando la presión de la formación es menor que la
presión hidrostática teórica para una profundidad vertical dada.
Corresponde a yacimientos naturalmente fracturados o
formaciones agotadas.

10. PRESION 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 aparecen en las formaciones geológicas más viejas
que se encuentran a mayor profundidad.

11. PRESION DE FONDO EN EL POZO
 La presión, medida generalmente en libras por pulgada cuadrada (psi), existente
en el fondo del pozo. Esta presión puede ser calculada en un pozo estático
relleno de fluido con la ecuación:
BHP = MW * Profundidad * 0,052
donde BHP es la presión de fondo de pozo en libras por pulgada cuadrada, MW
es el peso del lodo en libras por galón, la Profundidad es la profundidad vertical
verdadera en pies, y 0,052 es un factor de conversión si se utilizan estas unidades
de medida. En los pozos en circulación, el incremento de la BHP es equivalente a
magnitud de la fricción del fluido en el espacio anular. El gradiente de BHP debe
exceder el gradiente de presión de formación para evitar un influjo del fluido de
formación en el pozo.
Por otra parte, si la BHP (incluida la presión adicional de fricción del fluido de un
fluido en proceso de flujo) es demasiado alta, una formación débil puede
fracturarse y causar una pérdida de fluidos del pozo. La pérdida de fluido en una
formación puede ser seguida por el influjo de fluido desde otra formación.

12. PRESION DIFERENCIAL
 En general, una medición de la fuerza del fluido por unidad de
área (expresada en unidades tales como libras por pulgada
cuadrada) sustraída de una medición más alta de la fuerza del
fluido por unidad de área. Esta comparación podría realizarse
entre las presiones externas e internas de una tubería, antes y
después de una obstrucción en un trayecto de flujo, o
simplemente entre dos puntos a lo largo de cualquier trayecto
de fluido, tales como dos puntos a lo largo del interior de una
tubería o en un empacador.

13. SOBRE BALANCE
 La cantidad de presión (o fuerza por unidad de área) en el pozo
que supera la presión de fluidos en la formación. Este exceso de
presión es necesaria para evitar que los líquidos del yacimiento
(petróleo, gas, agua) puedan entrar en el pozo. Sin embargo, se
puede disminuir el proceso de perforación de forma efectiva, el
fortalecimiento de la roca cerca del pozo y la limitación de la
eliminación de recortes de perforación en la broca. Además, las
altas presiones hacen perder el equilibrio, junto con las propiedades
de barro pobres, pueden causar problemas de diferencial. Debido
a que las presiones de depósito varían de una formación a otra,
mientras que el barro es de una densidad relativamente constante,
perder el equilibrio puede varíar de una zona a otra.

14. BAJO BALANCE
 a cantidad de presión (o fuerza por unidad de área) ejercida
sobre una formación expuesta en un pozo, por debajo de la
presión interna del fluido de esa formación. Si existe suficiente
porosidad y permeabilidad, los fluidos de formación ingresan en
el pozo. La velocidad de perforación habitualmente se
incrementa a medida que se alcanza una condición de bajo
balance.

15. ARREMETIDA
 La arremetida, o sea el desbordamiento de fluidos (gas y/o petróleo, agua:
fresca o salada) de la formación hacia el hoyo, ocurre cuando la presión
ejercida por el fluido de perforación en el hoyo es menor que la presión que
tienen algunas de las formaciones perforadas o la formación que está
siendo penetrada por la barrena.
 Las manifestaciones de la arremetida se captan en la superficie por el
aumento de volumen de fluido en el tanque y por el comportamiento
simultáneo de las presiones en la sarta y el espacio anular. La magnitud del
volumen adicional de fluido descargado da idea de la gravedad de la
situación. La apreciación precoz del tipo de fluido desbordado ayudará a
poner en ejecución uno de los varios métodos adecuados de contención,
cuya finalidad, no obstante las diferencias de procedimientos, es permitir
acondicionar el fluido de perforación al peso requerido y bombearlo al
hoyo ya que mientras tanto se controla el comportamiento del flujo por el
espacio anular para descargar la arremetida inocuamente.

16. REVENTON
 Toda arremetida es un amago de reventón. Toda arremetida que
no pueda ser controlada termina en reventón, con sus graves
consecuencias de posibles daños personales, destrucción segura de
equipos y hasta posible pérdida del hoyo o del pozo. Si el reventón
se incendia, los daños físicos serán mayores y más difíciles y más
costosos serán también los esfuerzos para contenerlo.
 Para el yacimiento, el reventón se convierte en un punto de drenaje
sin control, cuya producción durante días o meses ocasiona daños
a la formación, con gran pérdida de fluidos y abatimiento de la
presión natural. El riesgo de contaminación del ambiente puede
tornarse muy serio y los daños podrían sumar pérdidas irreparables y
costosas.

17. ORIGEN DE LAS PRESIONES
ANORMALES
 el origen de estas presiones no se conoce en forma exhaustiva, el desarrollo de la
presión anormal se atribuye normalmente a los efectos de la compactación, la
actividad diagenética, la densidad diferencial y la migración de los fluidos. La
presión anormal implica el desarrollo tanto de acciones físicas como de
acciones químicas en el interior de la Tierra.
 Las condiciones de presión subnormales se generan frecuentemente cuando la
cota de superficie de un pozo es mucho más elevada que la capa freática del
subsuelo o el nivel del mar.
 Las presiones anormalmente bajas también se observan con frecuencia en los
yacimientos agotados. Se trata de yacimientos cuya presión original ha sido
reducida como resultado de la producción o de pérdidas. El fenómeno de
agotamiento no es inusual en los yacimientos maduros en los que se han
producido volúmenes significativos de petróleo y gas sin la implementación de
programas de inyección de agua o de mantenimiento de la presión. Por el
contrario, las presiones anormalmente altas son características de la mayoría de
las regiones productoras de petróleo

18. CONTRASTE DE DENSIDAD DE FLUIDOS
 La variación de la masa por unidad de volumen de las rocas,
que afecta el campo gravitacional local de la Tierra. Un
contraste de densidad también contribuye a un contraste de
impedancia acústica, que afecta el coeficiente de reflexión.
 Es la adición de la presión hidrostática causada por la columna
de lodo en una condiciónestática, mas las fuerzas fricciónales
causadas por el movimiento del lodo hacia arriba en el
anular(caída de presión en el anular).


19. EFECTO DE SOBRECARGA
(SUBCOMPACTACION)
 Cuando los sedimentos se compactan normalmente la
porosidad disminuye a medida que elfluido es expulsado. El
incremento de la sobrecarga es la causa principal de la
expulsión del fluido, si larata de sedimentación es lenta, ocurre
una compactación normal, debe haber un equilibrio entre
elincremento, de la sobrecarga si la habilidad de expulsar los
fluidos es mantenida

20. OSMOSIS
 Osmosis se define como el movimiento espontáneo del agua a
través de una membrana semi-permeable que separa dos
soluciones de diferente concentración (o una solución y
agua).Dependiendo de la concentración de cada solución se
genera una presión osmótica que hace que semueva el fluido
de la solución de baja concentración al de alta concentración
existen arcillas que actúande manera de membrana semi-
permeable entre dos reservorios con agua de diferente
salinidad. Estofue sugerido en 1933 como una explicación de la
variación de salinidad y presión observada en la Costa del
Golfo. La Osmosis contribuye al desarrollo de
presiones anormales si ocurre en un ambiente cerrado.

21. FALLA
 a efectividad con que las fallas afectan la distribución de la
presión de los fluidos depende de algunosfactores:* Que exista
un sello efectivo.* Que se desplace el reservorio hasta el nivel
de un estrato sello.* Se mantenga la distribución de la secuencia
del sello y reservorio.