presiones anormales y control de pozos

1. ELECTIVA IV
PRESIONES ANORMALES Y CONTROL DE
POZOS
DEFINICIONES BASICAS
Presentado por:
Regino Ferrer
CI.-24463765

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.