presiones_anormales

Vista previa del material en texto

República Bolivariana De Venezuela 
 Ministerio Del Poder Popular Para La Educación 
Superior 
 La Universidad Del Zulia 
 Núcleo LUZ-COL 
 Programa: Ingeniería de petróleo 
 Cátedra: Presiones Anormales 
Cabimas - Estado Zulia 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Realizado por: 
Barreto Maury CI.19.748.740 
Huerta Endrina CI. 21.044.774 
Reyes María CI. 20.742.389 
Valero Jesús CI. 19.576.803 
 
 
 
 
Noviembre 2012 
ESQUEMA 
 
1. Definiciones básicas 
2. Tipos de presiones 
3. Gradientes de presión 
4. Presión hidrostática 
5. Presión de sobrecarga 
6. Presión de formación 
7. Origen de las presiones anormales 
8. Relación entre las presiones anormales durante la perforación de un pozo 
Anexos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1._ Definiciones básicas 
 Presiones Anormales o Geopresiones Se denominan presiones 
anormales aquellas que son significativamente altas para la profundidad en 
consideración. Estas presiones siempre van a caer o estar graficadas a la 
derecha de lo que se considera presiones normales o hidrostáticas. También 
las podemos definir como aquellas presiones que se expresan en un gradiente 
de más de 0.50 psi/ft. 
 Las presiones anormales ocurren cuando la matriz de la roca se compacta 
y los fluidos de los poros no pueden escapar o cuando los gases y fluidos 
dentro de los poros se expanden y la matriz de la roca no lo permite en 
cualquiera de los casos el resultado que se tiene es que la permeabilidad 
disminuye y los gases/ fluidos no pueden salir. 
 Las presiones anormales son supremamente comunes en muchas cuencas 
sedimentarias alrededor del mundo. Se encuentran u ocurren a diversas 
profundidades y en formaciones de diferentes edades geológicas. Podemos 
decir que se encuentran mayormente asociadas a secuencias clásticas de 
granos finos o grandes masas de arcilla. Sin embargo, pueden estar asociadas 
a otras litologías. 
 
2._ Tipos de presiones 
 Presión hidrostática 
 Presión de formación 
 Presión de fractura 
 Presión de Sobrecarga 
 
3._ Gradientes de presión 
Gradiente de presión (G) 
Es la variación de la presión por unidad de profundidad. 
En unidades de campo se expresa en lbs/pulg2/pie ( lpc/pie). 
Puede obtenerse de las siguientes expresiones: 
G = PH/H 
G = 0.052 * DL 
Presión Normal = 0.465 Lppc /Pie x h 
Presión Anormal < 0.465 Lppc /Pie x h 
Presión Sub-Normal > 0.465 Lppc /Pie x h 
h= Es la profundidad del Pozo 
 
 El gradiente de presión normal es solamente un gradiente de referencia 
que se usa con el propósito de comparar. En cualquier área las aguas de la 
formación van a contener sólidos disueltos, por lo tanto la presión va a ser igual al 
peso de la columna de agua mas el peso de los sólidos disueltos. 
 En general decimos que las presiones son normales para tal profundidad si 
caen o están localizadas cerca del gradiente de presión normal o sea que en la 
práctica decimos que si tienen un gradiente que oscila entre 0.40 y 0.50 psi/ft 
decimos que la presión es normal. 
 
 Gradiente de Presión Hidrostática es el gradiente considerando que los 
fluidos se componen mayormente de agua dulce. Este gradiente de agua dulce es 
de 0.433 psi/ft. Esto quiere decir que en una columna de agua dulce la presión 
incrementa con la profundidad en una proporción de 0.433 psi por pie. Cuando el 
agua es salobre como el caso del Golfo de México el gradiente es 0.465 psi/ft. 
 Gradiente de Presión de Fractura es el gradiente al cual la formación se 
fractura hidráulicamente con los fluidos del pozo. 
 Gradiente de sobrecarga real 
Para pozos de desarrollo, si se conoce el valor de la porosidad a cualquier 
profundidad, el cálculo del gradiente de sobrecarga real puede realizarse a través 
de la ecuación siguiente: 
 
Donde: 
pw: gravedad específica del agua libre, desde la superficie hasta el lecho marino. 
hw: profundidad del lecho marino 
h: profundidad de interés para el cálculo 
ps: gravedad específica de los sólidos 
pf: gravedad específica de los fluidos 
hs = h – hw 
 
 Gradiente de sobrecarga teórico (Gsc) 
Es el valor de gradiente de sobrecarga tomado como referencia para la 
elaboración de los programas anticipados de perforación para pozos exploratorios. 
Comúnmente se toma un valor de 1 lpc/pie. 
Donde: 
 
Gsc: gradiente de sobrecarga teórico, lpc/pie 
0.433: gradiente del agua fresca, lpc/pie 
Ø: Porosidad, adimensional 
ps: gravedad específica de los sólidos, adimensional 
pf: gravedad específica de los fluidos, adimensional 
 
4._ Presión Hidrostática 
 Es la presión que ejerce un fluido sobre un cuerpo sumergido en el. La 
presión hidrostática es la parte de la presión debida al peso de un fluido en 
reposo. En un fluido en reposo la única presión existente es la presión 
hidrostática, en un fluido en movimiento además puede aparecer una presión 
hidrodinámica adicional relacionada con la velocidad del fluido. Es la presión que 
sufren los cuerpos sumergidos en un líquido o fluido por el simple y sencillo 
hecho de sumergirse dentro de este. Se define por la fórmula donde es la 
presión hidrostática, es el peso específico y profundidad bajo la superficie del 
fluido. 
 Donde, usando unidades del SI, 
• Es la presión hidrostática (en pascales) 
• Es la densidad del líquido (en kilogramos sobre metro cúbico); 
• Es la aceleración de la gravedad (en metros sobre segundo al cuadrado); 
• Es la altura del fluido (en metros). Un liquido en equilibrio ejerce fuerzas 
perpendiculares sobre cualquier superficie sumergida en su interior 
• Es la presión atmosférica. 
PH= 0.052x G x h 
Donde: 
PH= Presión hidrostática ( Lppc) 
0.052 = Constante de Conversión 
h= Altura de la columna de fluido (Pie) 
 
5._ Presión de Sobrecarga 
 
 Es la presión ejercida por el peso de la matriz de la roca y los fluidos 
contenidos en los espacios porosos sobre una formación particular. 
 La formación debe ser capaz de soportar mecánicamente las cargas bajo 
las cuales está sometida en todo momento. La presión de sobrecarga es función 
principalmente de las densidades tanto de los fluidos como de la matriz, así como 
también de la porosidad. 
Generalmente se usa como gradiente de sobrecarga 1 lppc/ pie 
Suponiendo: 
Sg=2.5 
Φ=10% 
Fluido= Agua 
0.433lppc/pie x 2.5 x 0.9+0.433x0.1 = 1.018 lppc/pie 
 
6._ Presión de formación 
 
 El agua, el gas y el petróleo que se encuentran en el subsuelo están bajo 
gran presión por lo tanto se podría definir la presión de formación como la 
presión ejercida por los fluidos o gases contenidos en los espacios porosos de 
las rocas. También es comúnmente llamada presión de poros o presión del 
yacimiento. 
 Presión De Formación Anormal: Es cualquier presión de formación mayor 
que la presión normal. Teóricamente se consideran como presiones anormales 
aquellas altas presiones de formación cuyos gradientes varían entre 0.465 a 1.0 
lppc por pie. 
 Presión De Formación Subnormal: Son las presiones de formación menores 
a la presión normal o hidrostática, generalmente son las presiones de formación 
con gradientes de presión menores a 0.433 lppc por pie. Las cuales pueden 
encontrarse en yacimientos de formaciones parcial o completamente agotados o 
formaciones que afloran en superficie. 
 
7._ Origen de las Presiones 
 
 Compactación normal: El volumen poroso declina o disminuye con el 
incremento de la profundidad de enterramiento dada. 
 Subcompactación: El volumen poroso se mantiene mayor que el normal, 
para una profundidad de enterramiento dada. 
La compactación normal de una arcilla es el resultado de un balance general 
entre las variables siguientes: 
 Permeabilidad de la arcilla. 
 Tasa de compactación y enterramiento. 
 Eficiencia del drenaje. 
 Efecto diagenético: La diagénesis es un término que se refiere a laalteración química de los minerales de las rocas debido a procesos geológicos. 
 Efecto de densidad diferencial: Cuando el fluido presente en cualquier 
estructura no horizontal, tiene una densidad significativamente menor que la 
densidad normal de poros para el área, se pueden encontrar presiones 
anormales en la sección buzamiento arriba de la estructura. Esta situación se 
consigue frecuentemente cuando se perforan yacimientos de gas con 
buzamiento considerable. 
El valor de las presiones anormales y sus gradientes, puede calcularse 
fácilmente utilizando las definiciones revisadas en teoría de presiones. 
Se requiere de una densidad de lodo mayor para perforar la zona de gas cerca 
del tope de la estructura que la requerida para perforar la zona cerca del 
contacto gas/agua. 
 Efecto de migración de fluidos: El movimiento ascendente de fluidos de 
un yacimiento profundo hacia una formación más superficial origina en ésta una 
presión anormal. Cuando esto ocurre, la formación superficial se dice que está 
"cargada". El camino para éste tipo de migración de fluidos puede ser natural o 
provocado. Aun cuando el movimiento del fluido hacia arriba se detenga, se 
requiere de un tiempo considerable para que las presiones de la zona cargada 
se disipen y regresen a su valor normal. 
 Efecto de ósmosis: El mecanismo hipotético, mediante el cual una 
formación actúa como un tamiz de ion parcial para formar un estrato 
impermeable. 
 Fallas estratigráficas: El efecto que las fallas estratigráficas tienen en la 
distribución de presiones de los fluidos depende de diversos factores: 
• Si ellas forman un sello efectivo o actúan como puntos de drenaje. 
• Como se desplazan los reservorios y estratos sellantes. 
• La distribución original de las secuencias de reservorios y capas-sello. 
 Diapirismo de las lutitas: Los domos lutíticos son el resultado del flujo 
intrusivo desde capas subyacentes de lutitas. Estas siempre son inconsolidadas 
y por eso presurizadas anormalmente. 
Los domos lutíticos se forman por un proceso similar al ocurrido en la formación 
de domos salinos y por las siguientes anomalías de presiones: Paleopresión 
debida al levantamiento previo de capas de formaciones mas profundas hacia 
profundidades mas someras. 
 Bolsas aisladas en el tope del diapirismo. Debido a que la presión del 
estrato se mantiene, se desarrollará una sobrepresión considerable dentro 
del mismo (domos salinos). 
 Transferencia de presión desde las lutitas inconsolidadas hacia los 
reservorios penetrados. 
 El efecto osmótico debido al incremento en la salinidad del agua de 
formaciones cerca del domo salino. 
Conclusiones 
1. La mayor contribución a la existencia de presiones anormales es aportada por 
el efecto de subcompactación. 
2. La diagénesis química. En éste fenómeno juega un papel primordial el gradiente 
geotérmico. 
3. Los movimientos tectónicos y la ósmosis. 
 
8._ Relación entre las presiones anormales durante la perforación de un 
pozo 
Los mapas de gradientes de presión son solo una herramienta más que nos 
ayuda a entender relaciones de riesgo en las acumulaciones de hidrocarburos, 
trenes o ambientes de producción, y muchas veces ahorran mucho tiempo 
tratando de hacer los programas apropiados de perforación. 
 Áreas donde se presentan presiones anormales por encima de los 12.5 ppg 
equivalentes requieren de un mapeo cuidadoso de las presiones para poder 
entender y por consiguiente mitigar el riesgo exploratorio y de perforación. 
 Dependiendo de las variaciones de los gradientes estos mapas/perfiles son 
el paso inicial para elaborar mapas estructurales a cierta presión o a una presión 
equivalente usando los pesos de los lodos o los datos obtenidos de la sísmica 
cuando se hacen los estudios de presiones usando líneas/datos sísmicos. 
 
 
 
 
 
 
 
ANEXOS 
 
 
 
 
 
Compactación Normal 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Efecto diagenetico Mineralogía 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Efecto de migración de fluidos 
 
 
 
 
 
 
Efecto de osmosis 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fallas estratigráficas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Diapirismo de las lutitas