2.Curso de Geomecanica Intevep - GEOPRESIONES

5/27/2018 2.Curso de Geomecanica Intevep - GEOPRESIONES

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INT V P

Geomecnica Aplicada a la Industria Petrolera 1

GEOMECNICA APLICADA A LA INDUSTRIAPETROLERA

GEOPRESIONES

Juan [email protected]

Los Teques, Enero 2013
mailto:[email protected]:[email protected]


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Generalidades de las geopresiones

Conceptos bsicos

Presin de sobrecarga

Presin de poro

Presin de fractura

CONTENIDO


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INT V P


GENERALIDADES DE LAS GEOPRESIONES

PORQUE ES IMPORTANTE CONOCER LAS GEOPRESIONES?

Seguridad: influjos, reventones, seleccin deltaladro, control de pozo

Definir ventanas operacionales

Diseo de revestidores

Diseo del peso del lodo, ECD

Problemas en zonas presurizadas

Consideraciones de tiempo-profundidad: tiempode bajada del revestidor, baja ROP debido a

excesivo sobre balance. Pozos costa afuera de aguas profundas,

pozos HPHT, ventanas operacionalesreducidas

Costos de operacin, NPT


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Zonas de presin anormal a escala mundial

Se encuentran en gran parte del mundo y causan grandes accidentes yTiempos No Productivos



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Zonas con pozos costa afuera de aguas profundas (DW)

Pozos con profundidad de agua mayor a 500m y de aguas ultra profundasmayor a 2000m se convierten en un verdadero reto



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reas costa afuera de aguas profundas (DW)



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Flujo de agua somero (SWF)

Flujo de agua desde una profundidad somera a lo largode la parte externa del revestidor hacia el lecho marino

Causas

Arenas presurizadas dentro del intervalo conductor

Fracturas inducidas

Excesivo MW en formaciones permeables generan flujo deretorno a causa del almacenamiento.

Mala cementacin lo cual produce canalizacin del fluido

Consecuencias

Puede causar daos en el soporte estructural delrevestidor (pandeo o colapso por falta de integridad)

Prdida del control del pozo



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Formaciones con tirantes de aguas profundos frecuentemente muestranpresiones anormales justo debajo del lecho marino, generando ventanas delodo reducida



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Ventanas operacionales reducidasPozo costa afuera de aguas profundas



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Ventanas operacionales reducidasPozo costa afuera de aguas profundas



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Pozos de alta presin y temperatura (HPHT)



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Ejemplo - Perfil de geopresiones en pozo de aguas profundasPerfil esperado



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Ejemplo - Perfil de geopresiones en pozo de aguas profundasZona de sobre presin no estimada



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Zona de baja presin no estimadaEjemplo - Perfil de geopresiones en pozo de aguas profundas



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Consecuencias cuando no se tiene un control del pozo

Plataforma petrolera Piper Alpha($3.4 Mil millones)

Mar del Norte, 1988



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Consecuencias cuando no se tiene un control del pozo

Golfo de Mxico, 2010

Plataforma petrolera Deepwater Horizon($40 Mil millones)



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GEOPRESIONES

CONCEPTOS BSICOS


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GEOPRESIONESCONCEPTOS BSICOS

Se define como la presin ejercida por una columna defluido en reposo a cualquier punto dado en dichacolumna. Esta presin es una funcin de la densidadpromedio del fluido y de la altura vertical o profundidadde la columna del fluido.

Matemticamente se expresa como:

Ph= g f h

Ph=Presin hidrosttica

f=Densidad promedio del fluido

g =Aceleracin gravitacional

h =Profundidad vertical

Presin hidrosttica

h

f


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LA PARADOJA HIDROSTTICA

Debera ejercer mayor presin en su base aquel

recipiente que contuviese mayor volumen de

fluido?

P1 P4P3P2

La presin solamente depende de la

PROFUNDIDADpor debajo de la superficie dellquido y es independiente de la forma de la vasija

que lo contiene.

Presin hidrosttica



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Gradiente de presin hidrostticaSe define como la variacin de presin con respecto a la profundidad.

Gradiente = Presin / Profundidad



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Gradiente de presin hidrosttica de diferentes fluidos



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Gradiente de presin hidrosttica de diferentes fluidos



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Presin hidrosttica

Tipo de agua Salinidad CI (mp/l) Salinidad NaCl (Mg/l) Densidad (ppg) Densidad (Kg/m3)

Dulce

Agua de Mar (tpica)

Agua de Formacin

Saturado con NaCl

01.500

18.000

10.00036.000

60.000

192.667

02500

30.000

16.50060.000

100.000

317.900

8,34

8,51

8,428,67

8,92

10,00

1,00

1,02

1,011,04

1,07

1,20

Densidad del agua en relacin con la salinidad a 20C

Variaciones regionales en gradientes de presin de formacin hidrosttica

Gradiente (psi/ft) Densidad

(ppg)

Gradiente (KPa/m) Densidad (Kg/m3) Densidad de agua Equivalente

(sg)

Mar del Norte

Golfo de Mxico

Oeste de Texas

Malasia

Africa Occidental

Montaas Rocallosas

0.452

0.465

0.433

0.442

0.442

0.436

8.71

8.96

8.34

8.52

8.52

8.40

10.22

10.52

9.79

10.00

10.00

9.86

1044.4

1074.3

1000.0

1021.6

1021.6

1007.2

1.044

1.074

1.000

1.022

1.022

1.007



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Presiones Absolutas psibar

MPa

KPaPa

lbs/pie cuadrado

lbs/100ft2

Atm

Kg/cm2

mmHgPulgadas de Agua

Gradientes de Presinppg

g/cc

sg

psi/ftKPa/m

Pa/m

bar/decametro

lbs/pie3

Kg/m3

Kg/lt

pptf

Presin Absoluta = Gradiente de Presin TVD Constante

psi = ppg (libras por galn) pies 0.0519

Presin hidrosttica



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GEOPRESIONES

PRESIN DE SOBRECARGA


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GEOPRESIONESPRESIN DE SOBRECARGA

Pp = g |pf(z)dz

v = g b(z)dz

z=h

0

h

h

0

Sobrecargav

Se define como la presin ejercida por el peso total de las formacionessobrepuestas por arriba de un punto de inters.


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La presin de sobrecarga se calcula a partir de la densidad combinada de lamatriz rocosa y de los fluidos presentes en los espacios porosos:

b = matriz (1-) + fluido

La sobrecarga es funcin de los siguientes parmetros:

Densidad total de las rocas o densidad volumtrica

Porosidad

Fluidos congnitos

Columna de agua o tirante de agua

En condiciones donde no existe tirante de agua, la sobrecarga solo dependede la densidad volumtrica de la roca. En pozos costa afuera, debe incluirse ladensidad de la capa de agua



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INT V P


Densidad de la matriz (matriz) y de fluidos (fluidos)

Datos seleccionados a partir de Goodman (1989), Rahn(1986), Walthan (1999) y Farmer (1968).



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Mtodos para calcular densidad volumtrica (b)



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Mtodos referenciales para calcular presin de sobrecarga

Estos mtodos son referenciales y fueron estimados en diferentes partes del mundo. Suaplicacin debe ser realizada con discrecin.



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b = densidad volumtrica total de los sedimentos

w= densidad del agua

g = constante gravitacional

hs=profundidad vertical de los sedimentos

hw=profundidad vertical del agua

h =profundidad vertical verdadera = hs + hwlm=lecho marino

Efecto del tirante de agua v= w g dh+ bg dh0hw

hw

h

Profundidadde inters

hw

hs

lm

h



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El tirante de agua afecta la presin de sobrecarga. En la medida que laprofundidad de agua incrementa, se disminuye la presin de sobrecarga.

Profundidadde Agua

Presin deSobrecarga

Efecto del tirante de agua



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(Aadnoy, 1998)



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Efecto del tirante de aguaPozos de alcance extendido

Condiciones:

1. Pozo de alcance extendido 3D

2. Batimetra variable, cambio enel tirante de agua

3. Variacin de densidadvolumtrica lateral y conprofundidad

v



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Efecto del tirante de aguaPozos de alcance extendido 3D

Se requiere modelo 3D de sobrecarga para hacer la estimacin incorporando el modeloestructural del rea en estudio.



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Efecto de domos de sal



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Efecto de domos de sal



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GEOPRESIONES

PRESIN DE PORO


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Se define como la presin a la cual se encuentran confinados los fluidosdentro del espacio poroso de la formacin.

p

p

S

v

h Espacio

poroso

Matrizrocosa

NORMAL: Es la presin generada por una columna de agua nativa dellugar, desde la superficie hasta la profundidad en estudio. Su magnitudvara segn la concentracin de sales disueltas en el fluido deformacin.

ANORMAL: La que se aparta de la tendencia normal sea por encima(sobre presin) o por debajo (sub presin).

PresinAnormalPositiva

PresinAnormalNegativa

0 500 1000 1250Presin (kg/cm2)

1000

5000

4000

3000

2000

Profundidad

(m)

GEOPRESIONESPRESIN DE PORO

psi/ft psi/ft


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Mecanismos de generacin de presiones anormales


Origen de las presiones anormales


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INT V P


Mecanismos de generacin de presiones anormales1. Asociado con esfuerzos

(reduccin del volumen de poro)

- Compactacin en desequilibrio

- Esfuerzo tectonico

2. Aumento de volumen del fluido(incremento del volumen de poro)

- Generacin de hidrocarburos

- Craqueo de crudo a gas

- Liberacin de agua portransformacin de minerales

- Aumento de temperatura(acuatrmico)

- Diagenesis

3. Movimiento de fluidos yflotabilidad

- Flotabilidad debido a contrastes dedensidad

- Carga hidrulica

- Osmosis

- Efecto centroide




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INT V P


Proceso de compactacin normal

Profun

didadVertical,m

El agua es expelida en la medida en quelos sedimentos se compactan

GranosFluido

El peso de los sedimentos

suprayacentes essoportado mediante elcontacto grano a grano

Presin de Fluido

Aporte desedimentos

Nivel del Mar

Presinhidrosttica




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Aporte de sedimentos es muy rpido Baja permeabilidad de sedimentos arcillosos

Aumento de la presin de poros

Parte de la carga de los

estratos suprayacentes

es soportada por el fluido.

Nivel del Mar

SobrepresinProfu

ndidadVertical,m

Presin de Fluido

Presin

Hidrosttica

pPpPpP

Compactacin en

condiciones no

drenadas

Desequilibrio en la compactacin - Subcompactacin




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INT V P


Analoga entre compactacin y subcompactacin

Compactacin Subcompactacin

El fluido drencuanto era posible El fluido no drencuanto era posible

La roca compactcuanto era posible La roca no compactcuanto era posible

El fluido no recibicarga El fluido recibi partede la carga

La presin de poro es hidrostticaLa presin de poro es mayor que lahidrosttica



GEOPRESIONES PRESIN DE PORO


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INT V P


Compactacin normal, subcompactacin y expansin de fluidos

Presin desobrecarga

Tope de Sobrepresin

Sobrepresinde poros

EsfuerzoEfectivo

ExpansinFluidos

1.19 - 1.68 sg

> 1.80 sg

Sub - compactacin+

Otro Mecanismo

Sub- compactacin

Compactacin normal

Bowers GL, 2001

1 - 1.07 sg





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INT V P


Aspectos resaltantes de la subcompactacin

Cuenca (formaciones recientes, sistemas deltaicos

recientes)

Tasa de sedimentacin (rpida) Porosidad (alta)

Gradiente trmico (bajo)

Permeabilidad (drenaje del fluido bajo) Una proporcin o razn alta de lutita/arena





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INT V P


Importancia del drenaje del fluidoConcepto de esfuerzo efectivo

Terzaghi realiz un experimento de laboratorio para demostrar el role del drenaje del fluidoen la compactacin de la lutita. Sin embargo, este modelo es simplista debido a que noconsidera el efecto de los cambios de porosidad-permeabilidad durante el proceso desedimentacin.

Drenaje del fluidoTerzaghi & Peck (1948)A: Carga soportada por el

fluido

B: Carga soportada por lamatriz (resorte) y el fluido

C: Carga soportadacompletamente por lamatriz (resorte)

(No hay drenaje) (Si hay drenaje)

Matriz(resorte)

Sobrecarga

S = P +





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INT V P


Compactacin normal en arcillas

La compactacin normal de las arcillas es el resultado de un completo balance entre:permeabilidad, tasa de sedimentacin y eficiencia de drenaje.

Volumen de fluido expelido durante la compactacin normal de arcillas





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INT V P


Efecto de la compactacin en la porosidad de las arcillas

Porosidad vs. Profundidad en arcillas





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INT V P


Efecto de la compactacin y subcompactacin en la porosidad

mud

clay

mud-stone

shale

0 0.25 0.50 0.75 1.0

clay & shale,normal line

sands &sandstones

effect of OPon porosity

depth

porosity

4-8 km

slate (deep)+T

In some cases, 28%fat depths of 6 km!

Porosidadanormalmentealta, baja Vp y Vsson indicadores desobrepresin





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INT V P


Efecto de la compactacin y subcompactacin en la porosidad





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INT V P


0 1 2 3 4 5

5

10

15

20

25

Fractured shales at depth may have highfracture permeability

PermeabilitykDarcies

De

pthz

1

000

s

ft

Intact muds and shales havenegligible k

Muds andShales Sands and Sandstones

Permeabilidadanormalmente alta en

arenas presurizadas

Efecto de la compactacin y subcompactacin en la permeabilidad





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INT V P


Distribucin de porosidad y presin en series de lutitas-areniscas





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INT V P


Expansin trmica

La expansin trmica se produce debido al incremento de temperatura en elagua, ocasionando una sobrepresin por incremento de volumen. Estadepende de:

Ambiente completamente sellado

Volumen poroso constante

El incremento en temperatura tomar lugar despus que es aislado elambiente.

Permeabilidad y del factor tiempo.

Su importancia en la contribucin de presiones anormales ha generadocontroversia. Para algunos autores es insignificante (Chapman, 1980) y paraotros es significativa (Magara, 1975; Gretener, 1977; Sharp, 1983).





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INT V P


Expansin trmica





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Diagenesis

Se define como todos los procesos fsicos yqumicos que producen la alteracin de lossedimentos y sus constituyentes minerales,luego de su deposicin, incluyendo la formacinde nuevos minerales, redistribucin yrecristalizacin.

Ejemplo de diagenesis en arcillas:

Transformacin de Montmorillonita (familia de

esmectita) en Ilita:

El agua absorbida es liberada en forma de agualibre. Esta agua se suma al agua de los porosgenerando sobrepresin.





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INT V P


DiagenesisDeshidratacin mineral

Variacin del porcentaje en

minerales arcillosos

Expulsin de agua proveniente de arcillas durante su deposicin -modelos sugeridos por Powers, 1959 (a) y Burst, 1969 (bc)





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INT V P



1. Cantidad de agua absorbidaen las arcillas.

2. Densidad

3. Rango de temperatura

Existen tres reas deincertidumbre durante ladeshidratacin:

Muchos autores argumentan que la diagenesis contribuye con la sobrepresin de manerasecundaria, por lo tanto no representa un mecanismo principal

Por lo tanto, resulta difcil sucuantificacin.





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INT V P



EjemploGolfo de Mxico





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INT V P


Osmosis

Se define como un movimiento espontneo

de una solucin de menor concentracinsalina (agua) a travs de una membranasemi-permeable hacia otra solucin de mayorconcentracin salina, generando una presinosmtica.





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INT V P


Osmosis

Olsen (1972), prob experimentalmente quela arcilla puede ser considerada como unamembrana impermeable. El movimiento deflujo a travs de esta membrana depende

de:

Presin diferencial

Concentracin diferencial

Diferencial del potencial elctrico

Temperatura

Aunque pruebas de laboratorio han demostrado que el fenmeno osmtico es real,muchos autores argumentan que no representa una contribucin de sobrepresinsignificativa.





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INT V P


Depsitos de evaporitas

Las evaporitas son rocas sedimentarias quese forman por la cristalizacin de salesdisueltas. Pueden causar alta presinanormal cercana al gradiente de sobrecarga.

Tiene dos roles en las presiones anormales:

Rol pasivo cuando acta como un sellototalmente impermeable. Por ejemplo, la Halitaque es totalmente impermeable a los fluidos, ytiene movilidad por ser plstica, pudiendo

reparar cualquier fractura que se produzca.

Rol activo cuando acta como generador depresin (diagenesis). Por ejemplo, latransformacin de Gypsum Anhidrita dondese libera un 38% de volumen de agua.

Halita





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INT V P


Sistema de presin artesiano

En estos sistemas, la cota del pozo se encuentrapor debajo del nivel del mar o nivel fretico. Estose produce cuando se perfora en un valle o enuna cuenca rodeada por montaas.

Sello

3-10 km

20-100 km

Arenisca

permeable

Lluvia

Pozo artesiano





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INT V P


Efecto tectonico

El efecto tectnico causa deformaciones estructurales que pueden impactardirecta o indirectamente en la distribucin de presiones del fluido y esfuerzosen sitio.

Existen diferentes mecanismos

que pueden producir cambios enlas presiones:

Plegamientos

Fallas y fracturas

Diapirismo de sal

Corrimientos laterales





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INT V P


Efecto tectonico

Plegamientos

Se produce por la compresin tectnica deuna cuenca geolgica, provocando altas

presiones anormales





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INT V P


Efecto tectonico

Fallas

La formacin de fallas puedes generarpresiones anormales mediante lassiguientes causas:

- Aumento de velocidad y volumen dela sedimentacin mediante una fallaen un bloque hundido.

- Formacin de sello en formacin

permeable, impidiendo la expulsindel fluido.

- Flujo de fluido a travs de falla nosellada desde una formacin msprofunda a una ms somera, la cualtiende a presurizarse.




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INT V P


Efecto tectonico

Diapirismo de Sal

Se produce por la penetracin de formacinplstica, mvil y menos densa dentro de otraformacin. La formacin tiende a curvarse hacia

arriba formando un domo salino.




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INT V P


Efecto tectonico

En general, el tectonismo y la presin de fluido interactan dando una variedadde efectos. Es posible destacar los mecanismos tectnicos de la siguientemanera:

ExtensinFracturas abiertas Disipacin de presin

Compresin

Fcil expulsin de fluidos Compactacin Presin Normal

Difcil expulsin Subcompactacin Presin Anormal




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INT V P


Efecto centroide




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Lutita

Lutita

Distancia

P

rofundidad

Flujo en las Arenas y LutitasFlujos de las lutitas adyacentes a las arenasFlujos de las arenas a las lutitas adyacentesComportamiento Anormal de la Presin

Nivel de Balance en la Presin

Efecto centroide




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INT V P


Efecto centroide

Efecto de la estructura


INT V P GEOPRESIONESPRESIN DE PORO


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Efecto centroide

Compartmentalizacin




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Efecto de flotacin

Se produce debido al contrastede densidades en los fluidos yal acuamiento estructural dela formacin, creando unasobrepresin local.




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Generacin de hidrocarburos

Materia orgnica contenida en lossedimentas es transformada por laaccin bacteriana. En un ambientecerrado este fenmeno puede

conducir a presiones anormales.

La actividad bacteriana disminuyecon el incremento de profundidad,provocando un craqueo trmico.Esto involucra la transformacin de

un producto pesado en uno msligero (por ejemplo, metano) por lainfluencia de altas temperaturas.




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Generacin de hidrocarburosGeneracin de

Hidrocarburos en Lutitas

Semi-solidkergeno orgnico,

po< h < v

po= h < v,Fracturas se

desarrollan y crecen

Fluido presurizado sonexpulsados a travs de la redde fracturas, la sobrepresinse almacena en las areniscas

lutita

kergeno

micro-fisura

v

Petrleo y gas

generacin de hidrocarburos

Flujo defluido

v T, p, incrementa

alta T, p,

areniscas




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Mtodos de evalu ac in

Identificacin de mecanismo de generacin de presin

ZONA DECOMPACTACINNORMAL

ZONAS DE DESCARGA



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Origen Caractersticas Ambiente

Efecto deSobrecarga

Mayor contribucin para la formacin depresin anormal

Conduce a subcompactacin

Dependiente de la tasa desedimentacin

Secuencias jvenes dearcillas y arenas: deltas,margen continentalpasivo, depsitos deevaporitas

Expansin trmicadel agua

Requiere un ambiente selladoLa temperatura juega un importante rol

Puede ser superpuesto por la sobrecarga

Sistemas cerrados conaltos gradientesgeotrmicos, zonasvolcnicas

Tectonismo Caractersticas muy variadas debido a la

redistribucin de masas y presiones de

fluidos

Fallas, pliegues,diapirismo de arcillas,diapirismo de sal,presiones laterales

Craqueo, Materiaorgnica,Generacin dehidrocarburos

Craqueo = volumen incrementado

Desarrollo de ambientessubcompactados

Importante rol de temperatura

Sedimentos ricos enmateria orgnicas




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Origen Caractersticas Ambiente

Diagenesis dearcillas

Factor secundario de sobrepresin.Puede ser superpuesto en el efecto desobrecarga

Gradiente geotrmico juega unimportante rol

Significante proporcin de esmctitaen el deposito original

Secuencias de arcillasgruesas

OsmosisFactor secundario de sobrepresin

Transitorio, fenmeno inestable

Difcil de probar

Intercalacin de arcillascon reservorio lenticularde contraste salinidad

Compactacin decarbonato,diagenesis desulfatos, capas dehielos

Casos especiales: fenmenostransitorios

Depsitos de evaporitas,calizas, capassubterrneas de hielo




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Mtodos predictivos Geologa regional

Mtodos Geofsicos

Antes de perforar

Parmetros mientras se perfora Tasa de perforacin

Exponente D

Sigmalog

Tasa de Perforacin Normalizada M.W.D. (Measurements while drilling)

Torque

Arrastre

Mientras se perfora

(tiempo real)

Parmetros del Fluido deperforacinCaudal

Nivel de los tanquesPresin de las bombas

Gas

Densidad

temperatura

Mientras se perfora

(tiempo real)

Mientras se perfora(no tiempo real)

Anlisis de los recortes(ripios)Litologa

Densidad de las arcillas

Forma, tamao, cantidad

Gas de corte

Mientras de perfora

RegistrosResistividadSnico

Densidad/Neutrn

Gamma ray

Mientras/Despus

De perforar

Evaluacin directa de lapresin

DST (Drill Stem Tests)RFT, MDT

Despus de perforar

Monitoreo ssmico delpozoCheckshot

VSP

Despus de perforar

Prediccin y deteccin



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Mtodos predictivos antes de perforarGeologa regional


Este mtodo incluye el Modelado de Cuencasdonde se determina la evolucintanto de la generacin de sobrepresiones as como su dispersin. Para ello, esnecesario investigar sobre:

Hidrodinmica (comportamiento regional del flujo y transferencia de calor de

las aguas subterraneas)

Estructura geolgica, efectos tectnicos

Litologa (sellos, drenajes, relacin arena-arcilla)

Mineraloga de las arcillas, diagenesis

Gradiente geotrmico, permeabilidad, ndice o velocidad de sedimentacin

Material orgnico

Mecanismos y procesos dependientes del tiempo



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Parmetros para modelado de cuencas (Drillwork Expert)

Referencia:Metodologa de Halliburton, Drillwork Expert



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Modelado de cuencas



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Mtodos predictivos antes de perforarGeofsicos

Estos mtodos son aplicados antes de perforar para identificar zonasanormalmente presurizadas, haciendo uso de informacin ssmica. Adems deinformacin estructural, tambin proporcionan lo siguiente:

Estimacin de velocidad intervalica

Litologa y secuencia de facies

Deteccin de hidrocarburos (bright spots, etc)

Deteccin de topes de presin anormal y cuantificacin de sobrepresin

Bolsillos de gas

Los mtodos ssmicos varan de acuerdo a su resolucin, incluyendo: ssmica dealta resolucin, ssmica 3D, ssmica de onda s,etc. Su precisin depender dela calidad de los datos ssmicos. Despus de perforar el pozo, se corre unregistro Checkshoto Perfil Ssmico Vertical (VSP) para su calibracin.



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Mtodos predictivos antes de perforarGeofsicos

Presin de poros obtenida convelocidades de apilamiento

Velocidad ssmica vs. Velocidadintervalica corregida con

checkshot

Presin de poros obtenida contomografa de reflexin



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Parmetros mientras se perfora - Velocid ad de penetracin (ROP)


Este mtodo es muy til para detectar los cambios de presin de poro.Tericamente, la tasa de penetracin declina gradualmente con el incrementode profundidad debido a la disminucin de la porosidad causada por lasobrecarga de los sedimentos. Cuando se esta en presencia de una zona depresin anormal, la tasa de penetracin cambia la tendencia. Sin embargo,

esta es afectada por los siguientes variables:

Cambios de litologa

Compactacin

Presin diferencial entre la columna del lodo y la formacin, propiedades

de los fluidos. Velocidad de rotacin (RPM)

Peso sobre la mecha (WOB)

Torque, limpieza del hoyo, tipo de mecha y desgaste



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Parmetros mientras se perfora - Velocid ad de penetracin (ROP)




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Parmetros mientras se perforaExponente d


Este mtodo combina la tasa de penetracin (ROP), velocidad de rotacin (N),peso sobre la mecha (W) y dimetro de la mecha (D). Fue propuesto porJorden y Shirley (1966) en base a la ecuacin de Bingham (1964).

Cualquier disminucin en el exponente dcuando seperfora una secuencia arcillosa, es una funcin delgrado de subcompactacin y por ende es indicativode presin anormal.



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Parmetros mientras se perforaExponente dc corregido


Posteriormente, Rehm y McClendon (1971) hicieron una correccin alexponente dincluyendo el efecto de presin diferencial entre la densidad delfluido de formacin (d1) y la densidad del lodo (d2).

A pesar de esta correccin, sigue siendo pococonfiable en casos donde el diferencial de presin esalto.



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Parmetros mientras se perforaExponente d y dc


A pesar de corregir el exponente d,estos mtodos no incluyen el efecto de lalitologa, hidrulica del lodo, tipo de mecha y su desgaste. Todos estosparmetro afectan su comportamiento.

Efecto del tipo y desgaste de mechaEfecto del dimetro del hoyo, presin del

lodo y de edad geolgica



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Parmetros mientras se perfora

Torque


Las mediciones de torque en superficie integran el torque en la mecha y lafriccin de la sarta contra la pared del hoyo. Este incrementa con profundidad

y puede ser indicativo de una zona de sobre presin en una lutita colapsada opor acumulacin de largos cortes alrededor de la mecha y los estabilizadores.

Este debe ser considerado como un parmetro secundario para detectarpresin anormal, puesto que tambin es afectado por la geometra del hoyo,

desviacin, ensamblaje de fondo, etc.



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Overpul l y A rrastre


Estos parmetros son reflejados por el cambio del peso de la sarta en elgancho cuando se esta sacando o metiendo la tubera. Un incremento de

estas mediciones puede ser indicativo de una zona de presin anormal.

Sin embargo, al igual que el torque, debe ser considerado como factoressecundarios puesto que hay otras variables que pueden afectar sucomportamiento: dog-leg, desviacin del pozo, pega de tubera parcial por

diferencial de presin, hinchamiento de arcillas, etc.



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MWD


MeasurementsWhile Drilling fueron originalmente diseados para medir ladesviacin del pozo. Hoy en da esta mediciones tambin incluyen parmetrosde perforacin en el fondo del pozo y evaluacin de formacin:

Peso sobre la mecha

Torque en la mecha

Presin de lodo

Temperatura del lodo

Resistividad del lodo

Resistividad y radiactividad de la formacin



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MWD




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Gas en el lodo (Backgro und gas, gas sh ows , gas de conexin y de viaje)

Parmetros mientras se perforaasociado al fluido de perforacin


El gas en el lodo puede venir dediferentes fuentes:

Gas transportado por los recortes

Gas producido de formacin

Gas de viaje o de conexin

Gas reciclado

Gas contaminado proveniente deproductos del petrleo en el lodo



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Gas en el lodo (Backgro und gas, gas sh ows , gas de conexin y de viaje)

Parmetros mientras se perforaasociado al fluido de perforacin


El gas medido en superficie dependede un numero de factores:

Contenido de hidrocarburo en laformacin perforada

Caractersticas petrofsicas de lasrocas

Diferencial de presin Volumen de roca perforada

Flujo del lodo y caractersticas

Equipos de medicin



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Forma, tamao y abund anc ia de ri pi os

Parmetros mientras se perforaRecortes de perforacin


Los recortes de perforacin puedendar seales del modo de falla del

hoyo, limpieza del hoyo y de accionespara estabilizar el hoyo. Por lo generalposeen marcas de la perforacin y enotros casos provienen de fallamecnica del hoyo. Dependiendo laforma, se clasifican en tres tipos:

Angular

Splintery (esquirla)

Tabular

Marcas de la perforacin



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Recortes tipo Angular

Se caracterizan por ser curvos, desuperficie rugosa y resultan de unafalla por corte a lo largo de la pareddel hoyo por excesivo esfuerzotangencial.

Frente Lado

PlanoSuperficie Cncava

Angulares

puntiagudo

superficie rugosa y cncava



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Recortes tipo Splintery-Esquirla

Se caracterizan por ser curvos, largos,delgados y de superficie cncava.Resultan de un desequilibrio delesfuerzo radial por perforar bajobalance (PP>PW) en rocas de bajapermeabilidad.

superficie rugosa, delgado y largos

Frente Lado

PlanoSuperficie Cncava

Angulares

puntiagudo



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Recortes tipo Tabular

Se caracterizan por ser de superficielisa, rectangular y tienen mayorespesor. Se producen a lo largo deplanos de debilidad o fracturas pre-existentes.

LadoFrente

Plano

Bloque, rectangulares

Superficies planas y

rectangulares



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Mtodos despus de perforar

Registro s de guaya (Resist iv idad, con duct iv idad, snico, densidad, gamm aray -esp ec trometra)


En estos casos es fundamental identificar del tren de compactacin normal



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Define la tendencia de compactacin de la formacin en funcin de la reduccinde porosidad en las lutitas limpiasa medida que se incrementa la profundidad.Dentro de sus caractersticas principales se mencionan las siguientes:

Es influenciado por la mineraloga y proporcin relativa de silicatos en las

arcillas. Contenido de minerales no arcillosos (cuarzo, carbonatos, material orgnico,

etc).

Tasa de sedimentacin (condicionada por el arreglo espacial de las partculas.La porosidad disminuye con profundidad a una tasa de sedimentacin mas

baja). Gradiente geotrmico.

Para una columna litolgica local, solo existe un tren de compactacin normal.Caso contrario se produce cuando existe una discordancia o cambio de erageolgica.

Mtodos despus de perforarTren de Compactacin Normal



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Otros factores que afectan la interpretacin y comportamiento del tren decompactacin normal en los registros:

Tipo de registro o indicador de porosidad (snico, resistividad, velocidadintervalica, etc) y mtodo de prediccin (Eaton, exponente d,Bowers, etc).

Seleccin de mediciones de lutitas limpias en los registros de litologa.

Errores de lectura en las primeras formaciones.

Calidad del hoyo. Las mediciones son afectadas cuando existen zonassocavadas.

Cambios litolgicos (discontinuidades) asociados a la tasa de sedimentacin ytectonismo. En muchos casos el TCN no tiene una tendencia totalmente lineal.

Tipo de fluido presente en la formacin y fluido de perforacin durante lacorrida.




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Ejemplos: tipo de registro o indicador de porosidad (snico, resistividad,velocidad intervalica, etc) y mtodo de prediccin.




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Ejemplos: efecto del tipo de mecha, desgaste, cambio de dimetro del hoyo,presin de bomba y era geolgica en el TCN con el mtodo del exponente d.




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Ejemplos: efecto de la seleccin de lutitas limpias en los registros de litologa.

Caso 1: mayor intervalo de lutitas limpias Caso 2: menor intervalo de lutitas limpias




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Ejemplos: efecto de los errores de lectura en las primeras formaciones, calidaddel hoyo y tipo de fluido presente en la formacin.

GR DT




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Ejemplo: efecto de discordanciaDiferencias en TCNpor presencia dediscordancia

Tren de CompactacinNormal (TCN)

Anticlinal fallado en la base yerosionado en tope




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Mtodos directos

Mtodos de esfuerzo efectivo

Grficos cruzados:Hottman & Johnson (1965), Pennebaker (1968)

Segn Bowers (1999), existen 2 clasificaciones generales para evaluar la presin de poro:

Verticales:profundidad equivalenteFoster & Wahlen (1966), Razn o proporcin

Horizontales: Eatn (1972)

Otros mtodos:Bowers (1995)



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Mtodos directos

Fue desarrollado usando valores de tiempo de transito o resistividad y presiones deformacin reales medidas en formaciones del Mioceno y Oligoceno de las costas deTexas y Louisiana. Desarrollaron 2 correlaciones empricas en forma de grficascruzadas para la determinacin de la presin de poro. Ellos reconocieron el aporte de

Terzaghi sobre el esfuerzo efectivo, pero sus correlaciones empricas solo consideraronparmetros petrofsicos (tiempo de transito y resistividad)

Grficos cruzados: Hottman & Johnson (1965)

Nopredice adecuadamente las presiones de poro costa afueraporque no se tomanen cuenta las diferencias en el gradiente de sobrecarga (OBG) debidas a lasprofundidades de agua



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Mtodos directos




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Mtodos directos



M t d d l i


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Verticales: profundidad equivalenteFoster & Wahlen (1966)

Donde :

P = Presin de Poros

S = sobrecarga

Los esfuerzos efectivos en A y B se consideraniguales (ya que el estado de compactacin esequivalente)

Dt

Profundidad

Z

AZeq

B

)( NAABB PSSP

Se basa en la relacin entre velocidad nica yesfuerzo efectivo. Subestima la presin de poropuesto que esta condicin no se cumple siempre.Solo aplica en sub-compactaciones sencillas.


M t d d l i


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Verticales: profundidad equivalenteFoster & Wahlen (1966)


M t d d l i


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Eatn combin en mtodo de Hottman & Johnson con el aporte de Terzaghi (esfuerzo efectivo) y elefecto de la presin de sobrecarga. Utiliz gran cantidad de datos de registros geofsicos ymediciones de presin de formacin de diferentes reas geolgicas (Louisiana, EUA) para desarrollaruna serie de correlaciones empricas las cuales relacionan directamente la presin de formacin con

la magnitud de la desviacin entre los valores observados y los obtenidos de la tendencia normalextrapolada.

Aplica un exponente regionalmente definido a una formula emprica.

Para aplicar las correlaciones de Eatn en otrasreas geogrficas, el exponente debe serajustado con datos de campo.


M t d d l i


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M t d d l i


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Pasos a seguir para aplicar el mtodo de Eatn:

1. Determinar el gradiente de sobrecarga.2. Estimar el gradiente normal de presin de formacin

(datos del rea)

3. Ajustar la tendencia normal

4. De la tendencia normal, leer el valor

correspondiente al observado5. Obtener los cocientes entre el valor normal y

observado

6. Calcular la presin de formacin a la profundidad deinters y ajustar el exponente.

1000

1500

2000

2500

3000

35000.1 1 10

Exponente Dc

TVD(m

)

NCT

TopeSobrepresin


M to dos de evalu ac in


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Bowers(1995)

Bowers consider en su mtodo el efecto de otros mecanismos de sobrepresin,mediante el anlisis de curvas de carga (curva virgen) y descarga (unloading) en loscasos en que las formaciones con presin normal y sobrepresin no siguen la mismarelacin nica para la compactacin como funcin del esfuerzo efectivo.




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Bowers(1995)




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Bowers(1995)

5

7

9

11

13

15

17

0 5 10 15 20

Effective Stress (ksi)

Velocity(kft/s)

1.6

1.8

2

2.2

2.4

2.6

2.8

0 5 10 15 20

Effective Stress (ksi)

Density(g/cc)

5

7

9

11

13

15

17

1.7 1.9 2.1 2.3 2.5 2.7

Density (g/cc)

Velocity(kft/s)

Estimated

Compaction

Trend

Unloading Curve

Cotton Valley Shale

(Tosaya,1982)

Estimated

Compaction

Trend

Unloading CurveUnloading

Compaction




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Pruebas de medicin directa en la formacin y monitoreo


RFT (Repeat Formation Test)

Determina la presin de formacin en capas permeables de areniscas. No puede seraplicado en lutitas.




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DST (Drill Stem Test)

Determina la presin de formacin y fluido proveniente del yacimiento. Los datos depresin pueden ser usados para estimar caractersticas del yacimiento como: presin deformacin, permeabilidad, dao e ndice de productividad.




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PWD

Permiten monitorear las presiones en el fondo del pozo (EMW, temperatura, etc) entiempo real mientras se perfora.




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Estimado (lutitas) vs. medicin directa en formacin (areniscas)





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INT V P GEOPRESIONES


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PRESIN DE FRACTURA

INT V P GEOPRESIONESPRESIN DE FRACTURA

General idades


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Se define como la fuerza por unidad de rea necesaria para vencer la presin deformacin y la resistencia de la roca.

Una prediccin exacta esesencial para el diseo delpozo, modelo geomecnico,estimulacin del yacimiento odisposicin de desechos (ripios).


General idades


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El proceso de fracturamiento hidrulico es bastante complejo:

a)Presin del fluidofracturante es igual apresin de formacin

b)Presin del fluidofracturante supera lapresin de formacin

c)Presin del fluidofracturante alcanza lapresin de fractura


General idades


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Extensional regimeSh < SH < Smin Strike-slip regimeSh < SHmin S


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Volumen (bbl)

Presin

(lp

c)

A

B

C

D

0

E

PIP

LOT

PPF

PCF

PIC

PR

PIP = Prueba de integridad de presinLOT = Leak-off TestPR = Presin de rupturaPPF = Presin de propagacin de fracturaPIC = Presin instantnea de cierre

PCF = Presin de cierre de fractura


Mtodos de evalu ac in empric os


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Existen muchos mtodos empricos para estimar presin defractura. La mayora depende de la forma de la razn del esfuerzoefectivo horizontal mnimo (K). Esta se define como:

k = (Fp-Pp)/(Ob-Pp)

Reagrupamiento para Fp

Fp = (k)(Ob-Pp) + Pp




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Hubbert & Willis (1957)

Fp = 0.3 (SP) + P

En donde 0.3 es un estimado de la razn mxima del esfuerzo horizontal alvertical. Una enmienda posterior aument el coeficiente de la razn un 0.5.

Mathews & Kelly (1967)

Fp = Ki (SP) + PLos valores regionales empricos de Ki soncalibrados de pruebas LOT




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Eaton (1969)Fp = (/1-)* (SP) + P

En donde es la relacin de Poisson. Los

valores regionales empricos de se necesitanestablecer a partir de las calibraciones LOT.




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Pilkington (1978)Fp = Ka (SP) + P

En donde Ka representa la media

estadsticade Ki y /1- es utilizada por los autoresantes mencionados

Ka substituye Kien las relaciones de

Matthews y Kelly

.




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Cesaroni y otros. (1981)Formaciones con comportamiento elstico (areniscas)

Fp = ((2/1- )(SP)) + P

Formaciones elsticas con invasin profunda (arenas no consolidadas)

Fp = 2(SP) + P

Formaciones plsticas (lutita, marga, sal, etc)

Fp = SEn donde es 0.25 para arenas limpias y carbonatos no fracturados a unaprofundidad somera y 0.28 para arenas arcillosas, carbonatos y areniscas aprofundidades mayores.

.




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Brekels & Van Eekelen (1981)Relacin de la Costa del Golfo

Fp = 0.053 Z1.145+ 0.46(PPn)

For Z < 3500m

Fp = 0.264 Z317 + 0.46(PPn)For Z > 3500m

En donde Z es la profundidad y Pnes la presin de poro normal

Tambin hay relaciones establecidas para el Mar del Norte, Venezuela yBrunei




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Daines (1982)

Fp = (/1- )(SP) + P + t

Daines aadi un esfuerzo tectnicosuperimpuesta ta la relacin de Eaton

t se calibra con LOTs

Daines tambin aplic diferentes valores

de para diferentes litologas

Ej. Lutita 0.14, Arenisca 0.06




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Bryant (1983)

Fp = Ki(SP) + P

Modifica Ki en la relacin de Matthews y Kelly para tomar en cuenta lacontribucin de la presin de poro de las propiedades mecnicas de la matriz

Si P < 1.4Pn, se utiliza la relacin de Matthews y Kelly

Si P > 1.4Pn, Kise obtiene de Ki= P/S




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Holbrook (1990)Fp = ((1-f)(SP)) + P

Reemplaza Ki la razn de Poisson con un trmino de porosidad




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Comparacin de los diferentes mtodos

Estos mtodos deben ser usados con mucha precaucin. Existen diferencias notablesentre cada mtodo y dependern de la calibracin con las pruebas de XLOT.

INT V P


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Gracias por su atencin

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2.Curso de Geomecanica Intevep - GEOPRESIONES