1.1 Presiones de Formacion

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Objetivo del Modulo:
◦ Al final del modulo Ustedes podrán:
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Definir las diferentes presiones de formación
Presión de sobrecarga
Gradiente de presión de fractura
Entender el origen de estas presiones
Describir algunos de los métodos de predicción
Uso de diversas técnicas y métodos para calcularlos
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Es necesaria para:
Diseño de TR’s
Prevención de Pega de Tubería
Control de Pozos
Optimización de la velocidad de penetración (ROP)
evitando el uso de pesos de lodo excesivos
◦ Selección de Pesos de Lodo
◦ Análisis de problemas en zonas Sobre presurizadas
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Es la presión ejercida por una columna de
fluido sobre las paredes y el fondo del
elemento que la contiene.
La PH es función de la densidad promedio de
un fluido y la profundidad vertical de la
columna en un punto determinado
PH (psi) = 0.052x MW (ppg) x TVD (ft)
PH (psi) = 1.42x MW (gr/cm3) x TVD (m)
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El gradiente de presión (también llamado
gradiente del fluido es la presión hidrostática
ejercida por un pie vertical de un fluido de un
peso determinado:
Gradiente (psi/ft) = .052x MW (ppg)
o bien
Grad. = PH (psi)/ TVD
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Convietiendo la presion del agujero a un
gradiente relativo (msnm, mbnm) se pueden
comparar las presiones de poro, fractura,
sobrecarga, peso de lodo e DEC en las mismas
bases
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Gradiente de
fractura
Gradiente de
presión de poro
Gradiente de
Sobrecarga
Gradiente de
presión de lodo
Presion
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La presión de poro esta definida como la
presión que actúa en los fluidos contenidos
en los poros de la roca.
Se clasifica en: presión normal de formación y
presión anormal de formación.
P. Subnormal
0.433 ppg
Agua Dulce
P. Normal
P. Anormal
0.465 ppg
Agua Salada
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Cuando la presión de poro de la formación es
aproximadamente igual a la presión
hidrostática teórica para una determinada
profundidad vertical
El gradiente de presión normal se encuentra
generalmente entre 0.433 Psi/ft – 0.465psi/ft
(8.33ppg - 8.90 ppg)
La magnitud del gradiente de presión normal
varia de cuerdo a la concentración de sales
disueltas, tipo de fluido, gas y temperatura
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La presión anormal de formación es mayor
que la presión normal (>0.465ppg), también
es conocida como sobre-presionada y
algunas veces Geo-presurisada.
Las presiones de formación anormalmente
altas son causadas por la subcompactacion
de lutitas, diagenesis de arcilla, actividad
tectonica ( fallamientos, domos salinos, etc)
diversas caracteristicas estructurales (roca
impermeable sobre un yacimiento de gas)
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Procesos de sedimentación y subsidencia
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Los domos salinos sirven como
mecanismos de sello.
Cuando la sal se deposita y se
entierra, forma una barrera
natural contra la migración
hacia arriba del fluido. Sin
embargo, la sal expuesta a
condiciones extremas de
presión y temperatura se
convierte en pseudo -plástica y
da un poco de soporte a las
formaciones sobrepuestas. En
consecuencia esta transmite
mas sobrecarga a las
formaciones permeables que se
encuentran por debajo.
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• levantamiento y erosión
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Cualquier presión de formación menor que la
presión hidrostática del fluido de poro
correspondiente.
Entre las causas de las presiones de
formación subnormales se encuentran:
◦ Los yacimientos despresurizados, reducción en la
temperatura en un sistema de fluidos aislado,
actividad tectónica entre otros.
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La presión ejercida sobre una formación, a
una profundidad dada, debido al peso total
de la roca y de los fluidos por encima de esta
profundidad.
◦ Esta en función de la Porosidad, de la densidad de
la roca, de los fluidos nativos
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Teóricamente:
La presión de sobrecarga y el
gradiente están dados por:
σov
σov = 0.052. ρb . D
ρf
σov= Presion de Sobrecarga(psi),
ρb = Densidad neta de la formacion(ppg).
ρma
σovg = 0.433 [(1 − θ ) ρma + (θ . ρ f ) ]
σovg = Gradiente de Sobrecarga. (psi/ft),
Θ
= Porosidad como fraccion,
ρma = Densidad de la matriz(gm/cc),
ρf = Densidad del fluido de fm.(gm/cc).
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Densidad de materiales mas comunes y su
densidad
• Substance
Sandstone
Limestone
Dolomite
Anhydrite
Halite
Gypsum
Clay
Freshwater
Seawater
Oil
Gas
Density (g/cc)
2.65
2.71
2.87
2.98
2.03
2.35
2.7 - 2.8
1.0
1.03 -1.06
0.6 - 0.7
0.015
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