GRADIENTES DE FRACTURA Y SU CALCULO •
•
DETERMINACION TEORICA DETERMINACION EN CAMPO Relación entre presión de poro y gradiente de fractura
Cuando un revestimiento es asentado, como práctica normal se desarrolla una prueba pru eba de lea leak k off tes test, t, que co consi nsiste ste en apl aplica icarr pre presió sión n al wellbore para determinar el momento en que la formación inicia su fracturamiento sin llegar a presentarse fracturas profundas, esta presión revelará qué tan profundo se puede perforar de manera segura la siguiente sección a un peso de lodo proyectado. La resistencia de la formación a fracturarse proviene de la presión de poro de la formación y el tensile strength de la roca (resistencia a la tracción de la roca en estado de no-confinamiento) Todo plan de pozo demanda el conocimiento de las presiones requeridas para desencadenar el fracturamiento de las formaciones, tales cálculos de gradiente de fr frac actu tura ra so son n es esen enci cial ales es pa para ra mi mini nimi miza zarr o el elim imina inarr lo los s pr prob oble lema mas s qu que e degeneran en pérdidas de circulación, además de seleccionar la profundidad apropiada de asentamiento del casing
DETERMINACION TEORICA Diferentes ecuaciones teóricas han sido usadas para establecer los gradientes de fractura de las formaciones, mientras algunas son de aplicación inmediata en una área dada, otras requieren estar basadas en los registros eléctricos de densidad (o en otros) que se toman después de perforar el pozo: Una asunción común en estas determinaciones es que el área geológica que se ob obse serv rva a es un una a cu cuen enca ca te tect ctón ónic icam amen ente te re rela laja jada da co cont nten enie iend ndo o shales plásti plá sticos cos con int interc ercala alacio ciones nes de sec secuen uencia cias s are arenana-shale shale.. La Las s pr prin inci cipa pale les s determinaciones usadas para calcular gradientes de fractura son:
Hubert & Willis. Matthews & Kelly. Eaton
La determinación teórica más usada según los expertos es la de Eaton, porque es satisfactoria para ser usada en pozos continentales o en zonas marinas en el mundo, además de extender los conceptos dados por Matthews y Kelly
mediante la introducción de la relación de Poisson en la expresión de gradiente fractura:
Donde: • • •
• •
P = Presión de formación, psi D = Profundidad, pies S = Presión de overburden (sobrecarga de las formaciones superiores), psi V = Relación de Poisson F = Gradiente de fractura, psi/pie
Eaton asumió además que la presión de Overburden y la relación de Poisson varían con la profundidad (figura mostrada a continuación), asimismo preparó gráficos que ilustran tal efecto, cuyos valores, según sea el caso, pueden reemplazarse en la ecuación anterior, inclusive estas gráficas sirven para calcular gradientes de fractura en pozos costa fuera. Como se muestra más adelante. Tal determinación asume que la presión de overburden consiste en las presiones que proporcionan las matrices de las rocas y los fluidos que estas contienen. En perforaciones costa afuera, el agua (la distancia desde el Flow line de la torre hasta la línea de lodo), no estará contenida en la matriz de la roca, así el gradiente será menor comparado a un pozo a profundidad equivalente en tierra. Sin embargo en aguas poco profundas, esta reducción se hace casi insignificante. Al aumentar la profundidad de agua, el gradiente de fractura declina, en cuanto a este aspecto, Christman lo ha tenido en cuenta en el planteamiento de su ecuación, de manera que se ha desarrollado un procedimiento para calcular el gradiente de fractura en aguas profundas utilizando las técnicas establecidas por Eaton. El siguiente ejemplo muestra como se desarrolla: Ejemplo: Cuál será el gradiente de fractura a la profundidad de asentamiento de un casing que se encuentra hasta una profundidad de 4,060 pies, los cuales se dividen así: •
• •
Altura de la embarcación (nivel del mar – Mud line) sdsadsadasdasdsddsadasds60 pies Profundidad del mar Profundidad de roca
Solución:
1,000 pies 3,000 pies
1. convertir la profundidad de agua a su equivalente en roca, partiendo de que se asume una densidad del agua de mar de 8.94 ppg produciendo un gradiente de presión de 0,465 psi/pie:
1,000 × 0.465 psi/pie = 465 psi
2. Convertir el espesor de agua en pies equivalentes de roca. De la figura contigua en fondo azul generada por Eaton para calcular la presión de overburden, el gradiente de fractura a 4,000 pies de profundidad, es 0.89 psi/pie. Que es el gradiente de presión normal producido por una columna estratigráfica de ese espesor, con este valor es fácil determinar según los parámetros del problema, cuantos pies de roca equivalentes ejercen la misma presión que 1,000 pies de agua:
fs465 psi / 0.89 psi/pie = 522 pies equivalentes
3. Calcular y convertir el gradiente de fractura aparente al gradiente de dd dlllll fractura, sumando el equivalente en roca del espesor de agua y la dddprofundidad comprendida entre el lecho marino y la formación: ddfffd522 pies + 3,000 pies = 3,522 pies equivalentes 4. De la figura contigua, también generada por Eaton, el gradiente de fr actura @ 3,522 pies es 13.92 lb/gal, obsérvese que las diferentes curvas representan cada una un valor diferente de gradiente de presión de poro en libras por galón
del fluido que moja la roca, es decir en este caso el agua marina con una densidad de 9 ppg, así la presión de fractura será:
presión de fractura = 0.052 × 13.92 ×3,522 dsafasfdasaspresión de fractura = 2,549 psi
Esta presión de fractura la genera un lodo de 13.92 ppg con una altura de columna líquida de 4,000 pies con un gradiente de presión de 0.724 psi/pie, no obstante falta tener en cuenta que los 60 pies entre la línea de flujo y el nivel del mar (conteniendo lodo) no se han contado hasta el momento. 5. El gradiente de fractura efectiva desde el flow line de la cubierta de la embarcación hasta la profundidad de asentamiento del casing resulta de:
2,549 psi / (60 + 1,000 + 3,000) pies = 0.6278 psi/pie a manera de densidad:
0.6278 psi/pie × (1 / 0.052) = 12.07 lb/gal De lo anterior se concluye que un lodo de 12.07 ppg con una altura de columna líquida de 4,060 pies (desde la línea del flujo de la embarcación y la profundidad de asentamiento del zapato), tendrá un gradiente de presión de 0.6278 psi/pie, generando en el fondo de la columna una presión de 2,549 psi. Para efectos de comparación, el gradiente de fractura en tierra a 4,000 pies es 14.2 lb/gal, nótese que la diferencia es de 2.13 lb/gal que en fondo representa una diferencia de 443 psi. En tal caso es importante manejar un lodo que mantenga su peso por debajo de este valor de densidad, para evitar cualquier fracturamiento.
DETERMINACION EN CAMPO Es práctica común aplicar pruebas de presión por cada asentamiento de casing para determinar un gradiente mínimo de fractura más exacto que el proporcionado teóricamente, en donde no se asumen las características individuales del pozo. La práctica más común es la prueba de Leakoff (o prueba de integridad) mediante el cierre de las blowout preventers, llenando el pozo de fluido hasta que la formación acepte algo de este fluido y la presión se eleve, un resultado típico puede ser similar al mostrado a continuación. Ejemplo: Un casing fue colocado hasta 10,000 pies en un pozo. El operador lleva a cabo una prueba de leakoff para determinar el gradiente de fractura, si la densidad de lodo en el pozo es de 11.2 lb/gal, cual es el gradiente de fractura a la profundidad de asentamiento del casing?
Solución: 1. Cerrar las blowout preventers y generar un bajo volumen de salida de la bomba. 2. Aplicar presión al pozo y anotar los resultados como se muestra:
Volumen bombeado (bbl) 0 1 1 1 /2 2 2 1 /2 3 3 1 /2 4 4 1 /2 5 5 1 /2 6
Presión (psi) 0 45 125 230 350 470 590 710 830 950 990 1010
3. Los resultados son graficados y se observa que la formación comienza a fracturarse cuando una presión de 950 psi es aplicada.
4. Gradiente de fractura:
=
((11.2 lb/gal)(0.052)(10,000pies) + 950
psi ) /10,000 pies = 6,774 psi/10,000 pies = 0.6774 psi/pie = 13.03 lb/gal, equivalentes
De lo que se concluye que un lodo de 13.02 ppg con una altura de columna líquida de 10,000 pies, tendrá un gradiente de presión de 0.6774 psi/pie, generando en el fondo de la columna una presión 6,774 psi. Que es lo mismo que tener un lodo de 11.2 ppg con una altura de columna líquida de 10,000 pies, con un gradiente de presión de 0.5824 psi/pie, generando en el fondo de la columna una presión 5,824 psi a la que se le suma una presión adicional por bombeo de 950 psi, para una presión de fondo total de:
Presión en fondo total = psi = 6,774 psi
5,824 psi + 950
Que corresponde a la presión únicamente proporcionada por una columna de lodo de 13.03 ppg.
DEFINICION Y FUNCIONES PRINCIPALES Según EL API, un fluido de perforación es aquel empleado en la perforación rotatoria para desempeñar funciones específicas durante la perforación. El término “fluido” incluye a líquidos, gases o mezclas de estos. Un fluido de perforación que es fundamentalmente líquido se denomina lodo de perforación y comúnmente puede estar constituido por una mezcla de agua (o petróleo o una emulsión de agua y de petróleo), alguna arcilla (viscosificante y reductor natural de filtrado) y otros aditivos químicos. Para IMCO (Applied Mud Technology. Seventh edition, Houston, Texas, 1981), las ocho funciones principales de un lodo de perforación, son:
Transporte de derrumbes y recortes de las formaciones perforadas Los derrumbes y recortes son más densos que el lodo de perforación y al tiempo que son levantados por el fluido en movimiento en el anular (suponiendo circulación dir ecta), tienden a depositarse en el fondo del hoyo debido a la fuerza de gravedad. Así la rata a la cual levanta los derrumbes y recortes de formación se calcula como la diferencia entre la velocidad de circulación del l odo en el anular y la velocidad de caída de las partículas dentro del lodo, que depende principalmente de su tamaño, forma y densidad, así como de l a densidad y viscosidad del lodo. Si un lodo de perforación no transporta con eficiencia los derrumbes y recortes hacia la superficie, éstos se acumularán en el anular incrementando el torque y la presión hidrostática, pudiendo ocasionar pega de la sarta de perforación, disminución de la rata de penetración y pérdidas de c irculación (pérdidas, hacia las formaciones perforadas de grandes volúmenes de lodo), este proceso de remoción es dependiente de la veloci dad en el anular, el perfil, la viscosidad, la densidad del fluido, el valor del yield y el gel strenght; otros factores pueden afectar esta remoción como la inclinación del hueco, excentricidad del anular, tamaño, densidad y geometría de los cortes. Variables como el yield y el gel strenght , pueden ser controladas mediante ciertos aditivos, teniendo en cuenta para pozos verticales, valores recomendados de yield entre 3 y 15 lb/100 pies cuadrados y mantener las ratas de fl ujo entre 25 y 50 galones/minuto/pulgada, siendo susceptibles de ser manejados para obtenerse un flujo lami nar en el anular alrededor del Drill Pipe. Estos valores sugeridos serán efectivos para limpiar el hueco usando óptimos pesos sobre la broca y velocidades de rotación. Cuando los s ólidos tienden a caer es muy probable que se haya encontrado una formación de shale, donde la práctica recomendada es circular un fluido de alta viscosidad que limpie y remueva los cortes y los residuos de las paredes, la ventaja de este procedimiento es que las propiedades del sistema de lodos activos pueden ser mantenidas en los valores deseados.
Suspensión de derrumbes y recortes de formación cuando se detiene la perforación Si el lodo de perforación no está en movimiento debe tener la capacidad de adquirir una estructura gelatinosa para evitar que se depositen en el fondo del hoyo los derrumbes y recortes que transporta, característica denominada tixotropía del lodo.
Control de presiones del subsuelo En el subsuelo puede encontrarse agua, gas o petróleo sometidos a altas presiones, para evitar el movimiento violento de dichos fluidos desde las formaciones haci a el hoyo y hacia la superficie, l a columna de fluido generada por los fluidos de perforación servirá para contrapresionar y mantener el hueco incontaminado.
Lubricación y enfriamiento de la broca y la sarta La depositación de las partículas del lodo en las paredes del hoyo y su deslizamiento relativo una sobre otra, disminuyen la fricción y la abrasión sufridas por la sarta y la broca durante la perforación. Así el lodo contribuye el aumento de la vida útil de los com ponentes de la sarta y disminuye la presión de bombeo, además el lodo absorbe y disipa el calor generado por la rotación y rozamiento de la broca contra el subsuelo y de la tubería contra las paredes del hoyo. A veces muy lubric antes porque tienen aditivos reductores de fricción, como la bentonita y varios polímeros.
Soporte de las paredes del hoyo A medida que se perfora y antes de ser revestidas con tubería, las formaciones del subsuelo pierden soporte y pueden llegar a derrumbarse, el lodo compensará el soporte perdido, sobre todo en el caso de formaciones poco consolidadas, gracias a la habilidad de formar con sus partículas sobre las paredes del hoyo una capa delgada y firme llamada torta o cake que brindará el soporte necesario en amalgama con una densidad adecuada del lodo (peso del lodo).
Numerosos factores pueden causar la inestabilidad del hueco, estos son numerosos y pueden ser difíciles de identificar porque el mecanismo que los produce puede generar en ciertas áreas problemas y en otras no, por lo que deben ser definidas lo más precisamente posible mediante el estudio de los records de otros pozos. El primer paso en el programa de estabilización del wellbore es seleccionar el sistema de lodos que sea más apropiado para el problema particular que se tenga, se puede escoger diferentes tipos de lodos como los de agua fresca, los brines (salmueras), los de sistema de cloruro de potasio y los base aceite entre otros o una combinación de diferentes tipos de lodos dependiendo de los programas de casing ; el siguiente paso es desarrollar pautas para las propiedades del lodo incluyendo propiedades reológicas, pérdidas de filtrado, composición del cake, densidad del lodo y contenido de sólidos; el tercero es especificar los nombres y las cantidades de los aditivos especiales y el paso final es especificar y explicar cualquier tipo de test de control para monitorear el programa de estabilización del lodo generado.
Suspensión de la sarta de perforación y de tuberías de revestimiento Gracias al empuje ascendente del lodo o boyancia, la torre de perforación no tendrá que soportar todo el peso proporcionado por la sarta, cuando está introducida en él.
Operaciones de registros eléctricos
Muchos ingenieros de perforación o de lodos han sido criticados por maximizar la rata de penetración y la estabilidad del wellbore mientras olvidan el propósito principal de un pozo; que es permitir el análisis de la producción del reservorio, esta crítica se basa en que se usan aditivos basándose en hidrocarburos que interfieren con el análisis de la roca productora y que pueden distorsionar la información obtenida de las diferentes pruebas a las que se somete la formación. Para la efectiva evaluación de las formaciones perforadas, es de gran utilidad un fluido de perforación eléctricamente conductor diferente a los contenidos en las formaciones, que no cause erosión física ni química en las paredes y que no penetre profundamente las formaciones atravesadas.
Transmisión de fuerza hidráulica La eficiencia de perforación puede ser mejorada gracias a la expulsión del lodo a alta velocidad a través de las boquillas de la broca, moviendo los conos de la broca, librando de cortes la broca, evitando el desgaste de la misma y la disminución que se presentaría en la rata de penetración debido al “re-molido” de los cortes, también, tal fuerza hidráulica es usada para accionar motores de fondo que hacen rotar la broca sin tener que rotar toda la sarta, práctica esencial en perforaciones direccionales.
PRESION DE PORO DE LAS FORMACIONES Se divide en:
1. Mecanismos de generación de presión de poro anormal 2. Mecanismos de generación de presión de poro subnormal 3. Zona de transición Aspectos importantes en la planeación de un pozo de petróleo y/o gas son: el conocimiento geológico y la experiencia que se tengan del área; así los programas de casing y de lodo serán diseñados con mayor seguridad, no obstante, el obtener conocimiento específico de un área no resulta fácil (principalmente obtenida de estudios y pozos anteriores), incluso el operador deberá estar en capacidad de predecir las presiones de las formaciones con cierto grado de certidumbre, también predecir gradientes de fractura y hacer pruebas mientras perfora, asimismo necesitará tener conocimiento de la presión de overburden y las presiones de los fluidos en la formación, para seleccionar la hidráulica necesaria que deben aplicar los fluidos de perforación, Se habla de presiones de fondo normales cuando los poros de las rocas por encima de la zona de interés se encuentran hidráulicamente conectados, con un gradiente de presión hidráulico promedio estándar de 0.465 psi/pie, o de 0.433 psi/pie para el agua fresca. En cuanto a la presión de overburden o stress overburden causada por el peso de todos los materiales por encima de la zona de interés, parcialmente soportada por la presión de poro, el valor de 1.0 psi/pie como gradiente de overburden teórico promedio es aceptado por la industria (para áreas tectónicamente activas está alrededor de 0.8 psi/pie); no obstante puede ser calculado como sigue:
Gravedad específica asumida de la roca = 2.5
Espacio poroso promedio = 10% Gradiente de overburden = 0.433 psi/pie (2.5) (.90) + 0.433 psi/pie (.10) = 1.018 psi/pie
Gradiente de overburden = 0.465 psi/pie (2.5) (.90) + 0.465 psi/pie (.10)
= 1.093 psi/pie Para el caso de agua fresca y agua con sólidos respectivamente. De hecho algunas rocas como los limestones densos pueden tener una gravedad específica de 3.0 o más y muy poco espacio poroso, otras rocas tales como shales superficiales en formaciones jóvenes pueden tener un espacio poroso mayor del 40% del volumen total de la roca, esto puede indicar que la presión ejercida por el overburden puede variar de 0.75 psi/pie hasta más de 1.3 psi/pie.
•
1. Mecanismos de generación de presión de poro anormal
La mayoría de casos de sobre-presión se presentan en áreas donde la depositación de sedimentos fue tan rápida que el agua contenida en los espacios porosos de la formación no alcanzó a retirarse de la matriz de la roca, tomando el lugar de muchos contactos grano a grano soportando así la porción de carga que les correspondería, es decir, se les impide entrar en contacto a los granos de la roca, tomando su parte de la carga, acrecentándose eventualmente la presión de poro. Otra forma de identificarla, consiste en que si la porosidad habitualmente decrece con el aumento de profundidad, un cambio que reduzca esta tendencia está indicando una presión anormal de poro, lo que en un registro resistivo (cuando el agua contiene sal) se observa como una atenuación mínima o inexistente del registro. Otros mecanismos que incrementan la presión de poro pueden ser: •
•
•
•
•
•
Gas generado bajo una barrera impermeable por descomposición orgánica Domos salinos que distorsionan y comprimen las formaciones que le rodean Durante su historia geológica algunos estratos pudieron estar expuestos a fuerza compresionales que generaron presión anormal en ellos. Algunas transformaciones de rocas como las de montmorillonita a illita y las de yeso (CaSO42H2O) a anhidrita (CaSO4), donde esta última transformación conlleva liberación de agua no removible, producen incremento en el volumen Migración de gas a través de fallas debajo de una formación sellante o cementaciones defectuosas cargando con esta presión grandes zonas superiores Cuando una gran columna de gas se encuentra normalmente presurizada por un acuífero, debido a
la baja densidad del gas la columna al tope, mostrará la mayor diferencia de presión con respecto al gradiente normal.
2. Mecanismos de generación de presión de poro subnormal El caso de secciones sub-presurizadas, puede producirse cuando una estructura ha producido sus fluidos (sea por pozos o por fallas que permitan la migración de estos) perdiendo el soporte brindado, aumentando el esfuerzo de toda la carga litostática, manteniendo el descenso de presión aislado, otros mecanismos pueden ser:
Durante su historia geológica, algunos estratos pudieron estar expuestos a fuerzas tensionales que los estiraron generando presión subnormal en ellos. Altas temperaturas causan expansión de los fluidos, pérdida de densidad en ellos (si no está aislado por completo) reduciendo la presión hidrostática de la sección.
Vale la pena hacer mención al hecho de que la producción de presiones diferentes a la normal, son producidas en secciones litológicas que sufren algún proceso que modifica su presión y que eventualmente se aíslan hidráulicamente, manteniendo tal característica de presión, aunque a su alrededor los fluidos y esfuerzos litológicos se mantengan cambiantes.
3. Zonas de transición Se presentan donde a medida que se avanza en profundidad el gradiente de presión de poro aumenta hasta llegar a un régimen de presión alto, entre más rápido se perfore dentro de esta zona, existirá más riesgo de presentarse pateos, sin embargo, asentar revestimientos cerca o encima del tope de estas zonas resulta recomendable (perforando de manera segura esta sección), debido a que la presión de poro y el gradiente de fractura son directamente proporcionales, por lo tanto si la presión de poro aumenta, tanto así el gradiente de fractura, procurándole al zapato de la tubería de revestimiento mayor resistencia, alcanzándose pesos de lodo altos con mayor libertad sin fracturar las formaciones.
