PRESIONES ANORMALES

1. ELECTIVA IV
PRESIONES ANORMALES
Y CONTROL DE POZOS
DEFINICIONES BASICAS
Presentado por:
Bill Silva
CI.- 26126036

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.