presión de poro
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Ingeniería de PerforaciónTRANSCRIPT
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Universidad Nacional Autónoma
de México
“Por mi raza hablara el espíritu”
Facultad de Ingeniería
Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Perforación
Ing. Hermilo Montes San Cristóbal
Tarea 1
13 de Agosto de 2015
Elaborado por:
Avila Torres Enrique
Lira Islas Roberto Jordán
Samperio Gayosso Alonso
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Resumen
La ingeniería de perforación hace uso
de diversos conocimientos
matemáticos, físicos y geológicos para
su correcto desarrollo.
La presión es la fuerza ejercida por
unidad de volumen, y la podemos
encontrar en cualquier parte. Dentro
de la formación geológica existen
varios tipos de presión. La presión de
formación o de poro es aquella a cual
están confinados los fluidos que
saturan la roca. Es la presión ejercida
por una columna de fluido desde el
nivel del mar hasta la formación.
Cuando esto último ocurre a la presión
de poro se le llama presión normal.
Una presión anormal es aquella donde
la presión de poro de una formación
geológica excede la presión de
formación esperada o normal. Cuando
la presión de poro es menor a la
presión normal se le llama presión
subnormal.
Los estratos geológicos desde la
superficie hasta la formación también
ejercen un esfuerzo en esta. A este
esfuerzo se le llama de sobrecarga.
Este parámetro depende directamente
de la profundidad y está en función de
las densidades de los sólidos y fluidos
que saturan la roca.
Así mismo cuando el esfuerzo de
sobrecarga es demasiado grande
conforme se van acumulando más
capas de estratos ocasiona una
reducción de volumen en el espacio
poroso de la roca y la consolidación de
la roca.
Estos procesos físicos ocurren dentro
del proceso llamado Diagénesis. El
cual a grandes rasgos se puede definir
como todos aquellos procesos físicos,
químicos y biológicos por los que pasa
el sedimento desde su depositacion
hasta que se considera roca.
La densidad es una medida física
importante, es la relación de masa y
volumen de una sustancia. En la
ingeniería de perforación es de suma
importancia porque la presión
hidrostática depende directamente de
la densidad de nuestro lodo de control.
El cuál es la parte más vital de la
perforación. Dependiendo de la
densidad de nuestro lodo podemos
modificar la presión hidrostática con
que perforamos.
La migración es el movimiento de los
fluidos que saturan la roca a través de
la roca generadora y la roca
almacenadora hasta una trampa
geológica.
Se puede dividir en Migración primaria
la cual es movimiento de la materia
orgánica desde los poros a través de
los capilares de la roca generadora
hasta un medio poroso y más
permeable que es la roca
almacenadora. Migración Secundaria
es el desplazamiento de los
hidrocarburos después de la
Migración primaria y se da dentro de la
roca almacenadora hasta una trampa
geológica.
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Introducción
La ingeniería de perforación de pozos
es un área vital de la ingeniería
petrolera pues con ella se hace un
contacto directo en el yacimiento y las
instalaciones superficiales para poder
explotar el hidrocarburo.
Los conocimientos básicos que un
profesional de la ingeniería de
perforación debe saber son de
carácter geológico, físico y
matemático. Dentro de los cuales
podemos destacar el dominio de
distintos términos como:
Presión: Se le denomina a la
aplicación de una fuerza sobre una
unidad de área. En la industria
petrolera las unidades comunes son el
Kg/cm2 y el psi.
Formación: Una formación o
formación geológica es una unidad
litoestratigráfica formal que define
cuerpos de rocas caracterizados por
unas propiedades litológicas comunes
que las diferencian de las adyacentes.
Dentro de la perforación el
conocimiento de la formación
geológica es fundamental, pues ello
depende el tipo de herramienta y los
métodos de perforación a utilizar.
Densidad: La densidad es una
relación entre la masa y volumen de
una sustancia. Es la cantidad de masa
que ocupa una unidad de volumen. En
la perforación la unidad física que se
utiliza es el gr/cm3. La densidad de los
fluidos que intervienen en la
perforación es imprescindible puesto
que el control de la densidad del lodo
de perforación es el parámetro más
importante durante una perforación.
A continuación pasamos a las
definiciones objetivo de la presente
investigación.
Presión de formación
La presión de formación es aquella a
la que se le encuentran confinados los
fluidos dentro de la formación.
Normalmente conocida como presión
de poro.
Es la presión ejercida por una columna
de agua desde la profundidad de la
formación hasta el nivel del mar.
Cuando las rocas impermeables, tales
como las lutitas formadas por
sedimentos, se compactan, sus fluidos
intersticiales no siempre pueden
filtrarse y deben sustentar toda la
columna de roca, lo que genera
presiones de formación anormalmente
altas. Dado que la presión de
yacimiento cambia a medida que se
producen los fluidos de un yacimiento,
la presión debería describirse como un
valor medido en un momento
específico, tal como la presión de
yacimiento inicial.
Presión normal
Es la presión de poro de las rocas, que
se considera normal en las zonas en
las que el cambio producido en la
presión por unidad de profundidad es
equivalente a la presión hidrostática.
El gradiente de presión hidrostática
normal correspondiente al agua dulce
es de 0,433 libras por pulgada
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cuadrada por pie (psi/pie), o 9,792 kilo
pascales por metro (kPa/m), y 0,465
psi/pie para el agua, con 100 000 ppm
de sólidos disueltos totales (un agua
característica de la Costa del Golfo), o
10,516 kPa/m.
Presión anormal
Una condición del subsuelo en la que
la presión de poro de una formación
geológica excede la presión de
formación esperada o normal. Cuando
las rocas impermeables, tales como
las lutitas, son compactadas
rápidamente, sus fluidos intersticiales
no siempre pueden filtrarse y, por
consiguiente, deben sustentar toda la
columna de roca supra yacente, lo que
genera presiones de formación
anormalmente altas. El exceso de
presión, que se conoce como
sobrepresión o geopresión, puede
producir la explosión o el descontrol de
un pozo durante la perforación. La
existencia de condiciones de
subpresión severas puede causar el
atascamiento de la columna de
perforación en la formación
subpresionada.
La siguiente grafica es una clásica
representación de las presiones en
una gráfica Profundidad vs Presión
donde se observa en azul lo que
llamamos presión normal.
Geomecánica: Es la disciplina que
estudia las características mecánicas
de las rocas. Los conceptos básicos
de Geomecánica se basan en la
propiedad elástica de la roca para
resistir y recuperarse de una
deformación causada por una fuerza.
Los conceptos básicos para describir
esta propiedad de la roca se conocen
como esfuerzos de deformación. Las
fuerzas son transferidas a través de
los esfuerzos.
Esfuerzo, σ. Se define como la fuerza
que actúa sobre la sección transversal
de un sólido:
σ =F
A
Donde:
F = fuerza, kgf.
A = área, cm2.
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Presión de sobrecarga, σz.
La presión de sobrecarga
(confinamiento), se debe al peso de
las capas suprayacentes al yacimiento
aumenta a medida que se incrementa
la profundidad:
σz = [𝜌𝑠 + [𝜌𝑤𝑠𝑤 + 𝜌𝑜𝑠𝑜 + 𝜌𝑔𝑠𝑔]∅
10] ℎ
Donde:
𝜌𝑠 .- Densidad de los Sólidos,
g/cm2
𝜌𝑤 .- Densidad del Agua, g/cm2
𝜌𝑜 .- Densidad del Aceite, g/cm2
𝜌𝑔 .- Densidad del Gas, g/cm2
h.- Altura, m
σz.- Presión de Sobrecarga, Kg/cm2
Compactación
Es el proceso físico por el cual los
sedimentos se consolidan, lo que
produce la reducción del espacio
poroso a medida que los granos se
empacan en forma más estrecha, esto
debido a la extracción de fluidos del
yacimiento que es a su vez provocado
por una disminución en la presión de
la formación. Igualmente a medida
que se acumulan las capas de
sedimentos, la presión creciente de la
sobrecarga durante el sepultamiento
produce la compactación de los
sedimentos. En esta compactación
existe una reducción del volumen del
yacimiento por obvias razones.
En la siguiente imagen podemos
observar una reducción del espacio
intergranular en una roca carbonatada
por el fenómeno de la compactación
Diagénesis
La alteración física, química o
biológica de los sedimentos, que se
convierten en rocas sedimentarias, a
temperaturas y presiones
relativamente bajas, puede producir
cambios en la mineralogía y la textura
original de la roca. Después de la
depositación, los sedimentos se
compactan a medida que son
sepultados por debajo de las capas
sucesivas de sedimentos y son
cementados por los minerales que
precipitan a partir de la solución. Los
granos de sedimentos, los fragmentos
de rocas y los fósiles pueden ser
reemplazados por otros minerales
durante la diagénesis. La porosidad
normalmente se reduce durante la
diagénesis, salvo en casos raros, tales
como la disolución de los minerales y
la dolomitización. La diagénesis no
incluye los procesos de meteorización.
La generación de hidrocarburos
comienza durante la diagénesis. No
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existe una distinción aceptada y clara
entre diagénesis y metamorfismo, si
bien el metamorfismo se produce a
presiones y temperaturas más
elevadas que las de la corteza
externa, donde tiene lugar la
diagénesis.
Diferencia de Densidades
Densidad es una magnitud escalar
referida a la cantidad de masa en un
determinado volumen de una
sustancia. Cada sustancia en un
mismo volumen, posee una diferente
masa, por lo tanto una diferente
densidad. Cuando comparamos dos o
más sustancias tenemos fenómenos
de diferencia de densidades. En la
Industria Petrolera es de vital
importancia la comprensión de este
fenómeno para poder entender otros,
por ejemplo: la migración secundaria,
el movimiento de fluidos a través de la
tubería, el movimiento de fluidos a
través de oleogasoductos.
Migración de Fluidos
Debido a que el aceite y el gas no se
encuentran generalmente en las rocas
donde se originan, es necesario
considerar una migración de los
hidrocarburos de una roca generadora
a una almacenadora; y además,
pensar en una migración de los
mismos hidrocarburos dentro de la
roca almacenadora, hasta que
escapen a la atmósfera, o bien, se
encuentren con una trampa natural
donde se acumulen formando un
yacimiento. El estudio de la migración
primaria es un tanto difícil de entender.
La secuencia de evolución desde el
kerógeno hasta el aceite crudo o al
gas es compleja. La evaluación de si
la transformación fue realizada antes,
durante o después de la migración
desde la roca generadora es difícil de
saber.
Debido a la gran movilidad del gas
natural, no hay dudas acerca de su
migración. El gas bajo presión,
prácticamente se puede mover dentro
de las rocas, a menos que estas sean
extremadamente compactas, en la
dirección de menor presión que
generalmente es hacia arriba. El
aceite, como se ha observado en
yacimientos profundos, se mezcla con
el gas en una fase homogénea de
vapor, adquiriendo el aceite una
movilidad comparable con la del gas
natural. Bajo estas circunstancias, se
cree que la migración por largas
distanciases posible.
Existen autores que se oponen a la
idea de migración, o cuando menos a
la idea de una migración larga.
Uno de los principales problemas en
comprender la migración de los
hidrocarburos es su baja solubilidad
del agua. Hunt, sugiere que la
migración ocurre antes de que el
hidrocarburo sea reconocido como
aceite crudo, esto es que mientras que
está en forma de kerógeno, ácido y
esteres, los cuales son solubles en
agua. Esta fase de transición es
llamada Protopetróleo.
Migración
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Es el movimiento de aceite y/o gas en
los poros y/o discontinuidades de las
rocas (porosidad primaria y
secundaria) en el interior de la corteza
terrestre.
Migración Primaria: Es el
desprendimiento de los compuestos
del aceite y gas de las partículas
orgánicas sólidas (kerógeno) en los
lechos generadores y su transporte
dentro y a través de los capilares y
poros estrechos de la roca generadora
de grano fino a la roca porosa y
permeable que representa la roca
almacenadora.
Migración Secundaria: Una segunda
migración se lleva a cabo a lo largo de
la roca almacenadora, hasta que el
aceite llega a una trampa que impide
su movimiento, o escapa a la
superficie. Esta migración puede no
existir cuando la trampa la constituye
una lente arenosa aislada.
La migración primaria y secundaria de
gas y mezclas de gas y aceite en fase
vapor originada por altas
temperaturas, es más fácil que la del
petróleo líquido. El gas simplemente
se mueve en la dirección de menor
presión, presentando los poros
saturados de agua una resistencia
mínima al movimiento. La migración
en fase de vapor no solamente se
produce a través de los poros
interconectados en que se puede
mover el aceite, sino que también lo
puede hacer a través de micro poros y
micro fracturas.
En la migración primaria las fuerzas
hidráulicas son dominantes, pero en la
migración secundaria la flotabilidad
del aceite con respecto al agua
asociada es probable lo más
importante.
Conclusiones
La ingeniería de perforación es un
área interdisciplinaria donde
intervienen conocimientos y
profesionista de distinta índole. Por
esta razón el ingeniero de perforación
debe estar capacitado en una gran
variedad de conocimientos necesarios
para desarrollar su trabajo.
Los conocimientos físicos y
matemáticos son fundamentales en
cualquier ingeniería. Ya que son una
manera de cuantificar nuestro
alrededor. Dentro de la perforación
son de suma importancia ya que a
diferencia de otras disciplinas el
ingeniero de perforación no puede ver
ni tocar de manera directa lo que se
encuentra debajo de la tierra. Por esta
razón debe tener la capacidad de
inferir los fenómenos que ocurren en
ese lugar en base a su preparación.
La geología es importante para la
ingeniería de perforación porque
permite imaginar la manera que en
que se encuentra alojado el
hidrocarburo debajo del subsuelo. Así
también como entender el movimiento
de estos fluidos dentro de la formación
y la mejor forma de explotar este
valioso recurso.
El correcto manejo de estos
conocimientos tanto matemáticos
como geológicos es la base para que
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el profesional de la perforación realice
su trabajo de manera óptima y segura.
Referencias.
Oilfield Glossary Schlumbenger,
disponible en:
http://www.glossary.oilfield.slb.com/
GARCÍA-GARMILLA, P.,
ARANBURU, A. & IBÁÑEZ-LÓPEZ,
J.A. (2005). Atlas para prácticas de
Petrología Sedimentaria.
GARCÍA-GARMILLA, P.,
ARANBURU, A. & IBÁÑEZ-LÓPEZ,
J.A. (2005). Atlas para prácticas de
Petrología Sedimentaria.
Galicia Muñoz Susana, “TESIS:
Geomecánica aplicada a yacimientos
naturalmente fracturados para
determinación de compresibilidad de
la formación”, Director de Tesis: M. I.
Héctor Carlos Pulido Bello, UNAM,
México 2009.
Apuntes de la Asignatura: Elementos
de Perforación de Pozos, Profesor:
Mario Rosas Rivero, UNAM, Semestre
2014-2.