Seminario Fluidos Control

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESIA INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESIA INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

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Instituto Politécnico Nacional

Escuela superior de ingeniería y

arquitectura

Ciencias de la tierra

Seminario de ingeniería de

fluidos de control

Carvallido González Victor



Modulo:

Elementos de perforación en

la construcción de pozos

petroleros



temario

1. Petróleo.

2. ¿Dónde esta el petróleo?

• Geología estructural.

• Litología.

• Columna geológica.

3. ¿Cómo localizamos el petróleo?

4. Proceso de perforación.

5. Clasificación de equipos de perforación.

• ¿Que es un quipo de perforación?

• Tipos de equipos de perforación.

6. Componentes principales de los equipos de

perforación.

• Equipo de izaje.



• Equipo de potencia.

• Equipo de rotación.

• Sistema de control superficial.

• Sistema de circulación de fluidos.

• Sistema de monitoreo de información. 7. Secuencia de perforación de pozos petroleros (etapas de perforación).

• Estado mecánico.

• Cementación de pozos petroleros.

8. Terminación de pozos petroleros.

• Tipos de terminación.

9. Clasificación de pozos.

temario



10. Análisis de geopresiones.

• Presión de sobrecarga.

• Presión de poro.

• Presión de fractura.

• Presión de colapso.

• Esfuerzos horizontales mínimos y máximos.

• Gradiente de presión del fluido de perforación.

11. Perforación convencional y NO convencional.

• Técnicas especiales de perforación.

temario



1.- petróleo



Resulta interesante notar que la palabra “petróleo”

se deriva del Latín petra, roca, y oleum, aceite,

indicando que tiene su origen en las rocas que

constituyen la corteza terrestre.

“Líquido natural oleaginoso e inflamable, constituido por

una mezcla de hidrocarburos, que se extrae de lechos

geológicos continentales o marítimos. Mediante diversas

operaciones de destilación y refino se obtienen de él

distintos productos utilizables con fines energéticos o

industriales, como la gasolina, la nafta, el queroseno, el

gasóleo, etc.”



Estos antiguos hidrocarburos de petróleo son

mezclas complejas y existen en una variedad de

formas físicas - mezclas de gas, aceites que varían

de ligeros a viscosos, semisólidos y sólidos.

Como lo sugiere el nombre “hidrocarburo”, el

petróleo se compone de átomos de carbono

enlazados con átomos de hidrógeno; el

carbono tiene cuatro enlaces y el hidrógeno

tiene uno. El hidrocarburo más simple es el

metano (CH4).



Pro

fund

ida

d d

e la

Cu

enca

Sed

imen

taria

(K

m)

0

1

2

3

4

Aceite

Gas

Generación de Hidrocarburos



Clasificación de los aceites.

Aceite

crudo

Densidad

( g/ cm3)

Densidad

grados

API

Extrapesado >1.0 10.0

Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3

Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1

Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39

Superligero < 0.83 > 39

Para exportación, en México se preparan tres variedades de petróleo crudo:

Olmeca: Superligero con densidad de 39.3 grados API y 0.8% de azufre en peso.

Itsmo: Ligero con densidad de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso.

Maya: Pesado con densidad de 22 grados API y 3.3% de azufre en peso.

La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo con su densidad API

(parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia las calidades del

crudo).



2.- ¿Dónde esta el petróleo?





Masa Terrestre

Meteorización > Erosión > Transporte

Soluciones Detritos o clastos

Precipitación de Minerales (Rocas Químicas)

Precipitación por actividad de Organismos Vivos

(Rocas Bioquímicas)

Composición Mineralógica

Carbonatos Sílice Evaporitas

Grava Arena Limo Arcilla

Lutitas Limolitas Areniscas Conglomerado Calizas Dolomía Yeso Anhidrita

Rocas Detríticas

forman forman

Tipo de grano

256 -2 mm 2 - 1/16 mm 1/16 – 1/256 mm < 1/256 mm

Tamaño del grano



El petróleo se encuentra atrapado en

formaciones de tipo arenoso o calcáreo

en el subsuelo, ocupando los espacios o

poros que existen entre los granos que

constituyen la roca y/o ocupando

también fracturas en la roca originadas

por movimientos geológicos.

Las rocas que contienen al petróleo se

llaman rocas almacenadoras o rocas

yacimiento.

Composición de una roca

Cemento

Poros (con fluidos)

Partículas solidas (minerales)

Roca

Matriz (solo granos)



La porosidad es la propiedad que tiene la roca

de contener fluidos y esto depende de la

cantidad de espacios vacíos o poros que

existen entre sus granos constituyentes. A este

tipo de porosidad se le llama primaria por que

fue la que se creo al momento de generarse la

roca.

Algunos procesos químicos, como la disolución

de carbonatos y el cambio de iones de calcio a

magnesio (transformación de caliza a dolomía),

así como fracturas de la roca debido a

movimientos de la tierra, son causa de la

llamada porosidad secundaria, que no es más

que el aumento de espacios vacíos por canales,

fracturas y cavernas creados posteriormente a

la formación de la roca



Permeabilidad.

La permeabilidad es la capacidad de la roca de permitir el flujo de un fluido a través de ella.



Para que la acumulación de petróleo se pueda mantener, este debe quedar entrampado

en lo que se conoce como trampas. Las trampas son estructuras geológicas cuya

conformación permite la acumulación del petróleo o del gas natural. Toda trampa

presenta como característica principal una roca de yacimiento o almacenadora, limitada

en su cima y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados

puedan escapar.



Trampas de hidrocarburos

Estratigráficas

Perdida de permeabilidad y

porosidad de la roca yacimiento.

Lentes de arena

Barreras de arena

Estructurales

Procesos posteriores al deposito de los

sedimento

Anticlinal

Domo salino

Falla

Mixtas

Combinación de dos o mas trampas estratigráficas y estructurales.



Rocas de la trampa

Roca generadora Roca almacén Roca sello

Roca generadora: Una roca rica en contenido de materia orgánica que, si recibe calor en

grado suficiente, generará petróleo o gas.

Roca almacenadora: Es la roca donde se aloja el petróleo, con la característica fundamental

que es porosa y permeable.

Roca sello: Su función es controlar la migración de los hidrocarburos hacia la superficie o de

manera lateral, la trampa debe ser sellada por una roca impermeable.



Roca Sello

Roca

Madre Trampa Estructural

Anticlinal

Roca impregnada de Petróleo

Roca Saturada con Agua

Roca con Gas Roca Sello

Roca Madre

Trampa Estructural de Falla

Roca con Gas




Lutitas

Trampa Estratigrafía de Lente de Arena

Petróleo

Arenas Impregnadas de Hidrocarburos

Arenas

Trampa Estratigrafía de Arrecife de Caliza




Acumulación de Petróleo en Carbonatos

Carbonatos Sobrepresionados

Carbonatos Dolomitizados (aumento de porosidad y permeabilidad)

Trampa Estratigráficas Secundaria : Aumento de la Porosidad y

Permeabilidad debido a la Dolimitizacion

Carbonatos Sobrepresionados y

Cementados

Trampa Estratigráficas Secundaria : Disminución de la Porosidad y

Permeabilidad debido a la Cementación

Carbonatos

Acumulación de Petróleo en Carbonatos



Petróleo entrampado en un

Anticlinal

Trampa Mixta: Combinación de un Anticlinal y Fallas

Roca Impregnada de Petróleo



Migración Primaria y Secundaria de los Hidrocarburos



3.- ¿Cómo localizamos el petróleo?



Para localizar el petróleo en el subsuelo, se realiza lo que se conoce como exploración petrolera. La exploración petrolera es un conjunto de actividades de campo y gabinete que tienen como objetivo la búsqueda y localización de yacimientos. Los métodos de exploración se dividen en dos grandes grupos, los indirectos y los directos.



En los métodos indirectos se adquieren datos del subsuelo desde la superficie y se interpretan

para fundamentar hipótesis sobre las rocas y su estructura, lo cual lleva a establecer la existencia

de trampas capaces de contener petróleo. Uno de los métodos indirectos más utilizado es el

método de reflexión sísmica que hace uso de los tiempos de recorrido de una onda sísmica

generada en la superficie.





Formación Profundidad

vertical (m.v.b.n.m.)

Profundidad vertical

(m.v.b.m.r.)

Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r)

Espesor (md)

Litología.

Paraje Solo Aflora Aflora Aflora 531 Alternancia de Areniscas, lutitas y lutitas

arenosas

Filisola 516 531 531 1695 Alternancia de Areniscas y lutitas

arenosas

Concepción Superior 2211 2226 2226 400 Lutita en parte arenosa, intercaladas por

areniscas.

Concepción Inferior 2611 2626 2626 200 Lutita gris verdoso a gris oscuro

calcárea.

Encanto 2811 2826 2826 460 Lutita con intercalcaiones de areniscas.

Eoceno 3271 3286 3286 476 Lutita gris claro a verde claro calcárea.

Bentonita gris verdoso.

Paleoceno 3745 3760 3762 558 Lutita gris a verde ligeramente calcárea.

KS 4134 4150 4320 65 Marga café rojizo, brechas de mudstone,

caliza parcialmente dolomitizada.

KS 1.5 4160 4175 4385 55 Caliza parcialmente dolomitizada con

intercalación de estratos arcillosos.

KS 2.0 4177 4193 4440 232 Calizas parcialmente dolomitizadas.

PT 4202 4217 4672 --- ---

Columna geológica.



Una vez que se define una localización para extraer hidrocarburos, se planea la perforación de pozos. La perforación de pozos es el proceso de construir un pozo con la finalidad de alcanzar el yacimiento de petróleo.

Para construir un pozo, se requiere de la integración de principios de ingeniería, filosofías personales o corporativas, experiencia e información relacionada con el pozo a perforar.



Durante la perforación del pozo se utilizan métodos directos para la identificación de los hidrocarburos. Estos consisten en la toma de muestras de roca para su análisis en la superficie y la toma de registros geofísicos de pozo, los cuales son perfiles del subsuelo obtenidos con equipos que se introducen al pozo y emiten corriente eléctrica o sonido que permiten identificar la presencia de hidrocarburos.



Si el análisis de las muestras de roca y de los registros geofísicos de pozo proporcionan resultados con altas posibilidades de impregnación de hidrocarburos, se procede a introducir y cementar una última tubería de acero conocida como tubería de explotación.

La terminación de un pozo es un proceso que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se determina



4.- proceso de perforación.



La operación de perforación puede ser

definida como el proceso de “HACER

UN AGUJERO”, es decir, un pozo cuyo

objetivo es alcanzar el yacimiento (roca

almacenadora) y conducir los

hidrocarburos a la superficie. Así de

simple como parece la definición, la

operación de hacer un agujero es una

tarea bastante compleja, delicada y

costosa, por lo que debe ser planeada y

ejecutada de tal manera que se efectúe

en una forma segura y eficiente, para

que finalmente se obtenga un pozo al

mínimo costo y que permita conducir

los hidrocarburos a la superficie.



El proceso de perforación actual consiste en perforar un agujero mediante la aplicación de movimiento rotatorio y una fuerza de empuje.

El movimiento rotatorio se genera en la superficie y se transmite por medio de la sarta de perforación o en forma hidráulica accionando un motor de fondo.

La fuerza de empuje se genera con el mismo peso de la sarta de perforación. El peso y la rotación se transmiten a un elemento de corte denominado barrena, que destruye la roca convirtiéndola en cortes o recortes.



Los recortes de roca que genera la

barrena son sacados del pozo

mediante la circulación de un fluido, el

cual se inyecta por el interior de los

tubos huecos (sarta de perforación),

pasa a través de los conductos de la

barrena, se regresa por el espacio

anular (espacio entre el agujero que se

esta perforando y la sarta de

perforación), se descarga sobre el

sistema de separación de sólidos y

finalmente circula por el sistema de

presas para posteriormente iniciar un

nuevo ciclo.

LINEA DE DESCARGA

PRESA DE ASENTAMIENTO

PRESA DE ACONDICIONAMIENTO

PRESA DE DETRITOS

PRESA DE SUCCION

BBA #1

BBA #2

SISTEMA DE CONTROL DE PRESIONES

SISTEMA DE ROTACION

SISTEMA DE IZAJE

ENTRADA DE FLUIDO DE PERFORACION

SISTEMA DE CIRCULACION



5.- clasificación de los equipos

de perforación.



Equipo de perforación: consiste en

un sistema mecánico o

electromecánico, compuesto por una

torre, de unos 55 metros de altura, que

soporta un aparejo diferencial: juntos

conforman un instrumento que

permite el movimiento de tuberías con

sus respectivas herramientas, que es

accionado por una transmisión

energizada por motores a explosión o

eléctricos. Este mismo conjunto

impulsa simultánea o alternativamente

una mesa de rotación que contiene al

vástago (kelly) , tope de la columna

perforadora y transmisor del giro a la

tubería.



ÁREA CATEGORÍA NIVEL JORNADA REGIMEN MODULO

JORNADA 7X7

Supervisión

operativa

Ingeniero de Pozo de Perforación 35 3 C 2

Coordinador 33 3 C 1

ITP 32 3 C 2

SUBTOTAL 5

Cuadrillas

Perforador 30 1 C 4

Ayudante de perforador rotaria 23 1 S 4

Ayudante de perforación (Chango) 22 1 S 4

Ayudante de perforación (piso) 17 1 S 4

SUBTOTAL 16

Mantenimiento

Encargado de Mantenimiento Integral

Equipos de Perforación 29 7 S 2

Encargado de Mantenimiento Mecánico 23 1 S 2

Ayudante de Oprio. Espta. Mecánico 13 7 S 2

Encargado de Mantenimiento Eléctrico 23 1 S 2

Ayudante Oprio. Espta. Electricista 13 7 S 2

Encargado de Mantenimiento Soldadura 23 7 S 2

Ayudante de Oprio. Espta. Soldador 13 7 S 2

SUBTOTAL 14

T O T A L 35



Equipo de reparación: consiste en un

equipo de componentes similares al de

perforación pero normalmente de menor

potencia y capacidad ya que trabaja, en

principio, dentro del pozo ya entubado, y

por consiguiente, con menores diámetros y

volúmenes que los utilizados durante la

perforación, y por consiguiente, menor

riesgo.



ÁREA CATEGORÍA NIVEL JORNADA RÉGIMEN MÓDULO 6X1

Supervisión

operativa

Ingeniero de Pozo de TRP* 35 3 C 1

Coordinador* 32 3 C 1

ITR* 31 3 C 2

SUBTOTAL 4

Cuadrillas

Encargado de operación de equipo TRP 29 1 C 3.5

Ayudante de TRP (Chango) 22 1 S 3.5

Ayudante de TRP (piso) 17 1 S 10.5

SUBTOTAL 17.5

Mantenimiento

Auxiliar Técnico “A” en sistemas de Mantto. J-3 * 29 7 C 1

Encargado de Mantto. Combustión Interna 23 7 S 1

Ayudante de Oprio. Mecánico 11 7 S 1

Encargado de Mantto. Eléctrico 23 7 S 1

Ayudante Oprio. Electricista 11 7 S 1

Encargado de Mantto. Soldadura 23 7 S 1

Ayudante de Oprio. Soldador 11 7 S 1

SUBTOTAL 7

T O T A L 28.5



EQUIPOS DE PERFORACIÓN

TERRESTRES LACUSTRES MARINOS

CONVENCIONALES

AUTOTRANSPORTABLES

PLATAFORMAS FIJAS PLATAFORMAS AUTOELEVABLES

OCTAPODOS

TETRAPODOS

TRIPODES

ESTRUCTURAS ALIGERADAS

PIERNAS INDEPENDIENTES

MAT

FLOTANTES

BARCO PERFORADOR

SEMISUMERGIBLE TLP



Equipos de perforación terrestres

Autotransportables Convencionales



Equipo

autotransportable.



Las dimensiones de la localización

varían de acuerdo al tipo de

intervención que se realizará y las

características del equipo que se

utilizará.

Para la instalación de un equipo de

más de 2,000 HP las longitudes son de

120m de largo por 70m de ancho.

Las localizaciones deben cumplir con

una serie de especificaciones técnicas

para que puedan soportar el peso del

equipo y todos sus componentes MAQUINAS

MASTIL (FRENTE)

LAD

O D

EREC

HO

LAD

O IZ

QU

IER

DO

KOOMEY

DIMENSIONES DE LA LOCALIZACIÓN Y UBICACIÓN DEL POZO

PRESAS

70m

120m

45m 25m

55m

65m

Equipo convencionales.



120m

70m

KOOMEY PRESAS



Con el propósito de perforar un

mayor número de pozos desde una

misma localización, se diseñan y

construyen macroperas en las cuales

es posible que operen más de un

equipo de perforación

simultáneamente y se realicen otro

tipo de intervenciones a pozos

vecinos.

Este esquema es utilizado

principalmente en la perforación

masiva de Chicontepec, donde los

pozos tienen una profundidad

promedio de 1,400m

45 45 90

10

180

40

3

0

30

10

0 11 12 13 14 15 16 17 18 19

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10





Agua fría 614 Agua fría 616 Agua fría 622 Agua fría 623



Clasificación de los equipos según API

TIPOS A B C D E

Profundidad (pies) 8000 10000-12000

15000 20000 25000

Capacidad de torre (mil lbs) 500 750 1200 1600 2000

Potencia del malacate (hp) 400 600-750 1500 2000 3000

Potencia de la bomba (hp) 800 800-1000 1300 1400 1600

Capacidad de almacenamiento (Bls)

Menor 500

500-800 1200-1500 1200-1500 1200-1500

Multiple de estranguladores (psi)

5000 5000 10000 10000 10000-15000



Equipos lacustres Una barcaza es un barco de suelo

plano usado en aguas muy someras y

protegidas, como ríos, bahías y en

tirantes de agua hasta de 15m (50

pies) de profundidad.

Contiene dos cascos; el superior

conocido como cubierta, que es

usado para alojar a la cuadrilla de

perforación y al equipo, la perforación

se lleva a cabo a través de un área

rectangular en la popa de una

estructura, el segundo casco llamado

inferior, siendo esta el área de

lastrado y también es la base sobra la

que descansa el equipo en el fondo

marino ó lacustre.



Plataformas de perforación

Son equipos de

Perforación o

reparación instalados

en unidades marinas



Eq

uip

os

de p

erf

ora

ció

n

mari

na

Plataformas fijas

Octapodos

Tetrapodos

Tripoides

Estructuras aligeradas

Plataformas autoelevables

Piernas independientes

Matt

Flotantes

Barco perforador

TLP

Semisumergible

Equipos marinos



Plataformas fijas

Estos equipos de perforación,

terminación y reparación de pozos,

se instalan sobre estructuras

metálicas, las cuales se asientan

sobre el suelo marino en tirantes de

agua hasta de 100 m.

Estas estructuras pueden ser

metálicas o de concreto y se

extienden desde el lecho marino

hasta la superficie.



Plataformas autoelevables Tiene la capacidad de moverse de una

localización a otra por medio de

autopropulsión o por medio de

remolcadores.

Una vez que se encuentra en la

posición deseada, las piernas son

bajadas hasta alcanzar el fondo marino.

Cuando las columnas o piernas se

encuentran asentadas en el lecho

marino, la cubierta es elevada más allá

del nivel de agua, hasta tener una

plataforma de Perforación estable.

Cuenta con una cubierta que tiene

capacidad de posicionarse a la

elevación que se requiera, esta soporta

sobre si todo el equipo necesario para

lograr su objetivo.




Plataforma tipo MAT Plataforma patas independientes

Arquitectura Típica Arquitectura Típica

• Casco • Cantiliver y Subestructura • Paquete Habitacional • Columnas y MAT (Plantilla)

• Casco • Cantiliver y Subestructura • Paquete Habitacional • Patas y zapatas

Sistema de Soporte: Sistema de Soporte:

Tres columnas conectadas a una plantilla común de gran dimensión.

Tres patas – cada una de ellas equipada con una zapata con diámetro de acuerdo a cada diseño en particular




Plataforma tipo MAT Plataforma patas independientes

Área de suelo ocupada: Área de suelo ocupada:

Área del MAT = 22,000 pies cuadrados aproximadamente.

El área total de las tres zapatas es mucho menor. Pudiendo tener un rango aprox. De 3,500 a 4,700 pies cuadrados dependiendo cada diseño.

Mecanismo de elevación: Mecanismo de elevación:

Las 3 columnas junto con el MAT se levantan o baja simultáneamente

Cada pata y zapata se eleva o baja de forma independiente.



Barco perforador Los barcos perforadores son los mas

móviles de todas las unidades de

perforación marina, su configuración les

permite alta movilidad.

Son herramientas versátiles

considerados para usarse en áreas como

olas de poca altura y vientos con bajas

velocidades

El Movimiento vertial es el mayor

problema cuando se utiliza el barco

perforador, debido a su superficie de

contacto con el mar y comparado con la

semisumergible, el barco perforador

desarrolla respuestas muy grandes de

movimiento vertical, tratando com

tanques estabilizadores reducir este

efecto, pero sin resultados positivos.



Barco perforador.



Plataformas semisumergibles

Estas plataformas realizan

actividades relacionadas con la

exploración y perforación de pozos.

A pesar de la gran variedad de

diseños de semisumergibles,

pueden ser clasificadas en 2 grupos

principales : 1 con columnas

conectadas a zapatas o pontones

separadas, y 2 con pontones

gemelos. Estas columnas soportan

una sola cubierta, la cual aloja el

equipo e instalaciones necesarios

para realizar su función.

Estas plataformas cuentan con

sistemas de propulsión propios

ubicados en los pontones. En otras

palabras, son autopropulsables.



Plataformas semisumergibles Los equipos semisumergibles están

diseñados para operar en aguas de

10,000 pies de tirante de agua y son

sometidos acondiciones de olas y

vientos severos.

El método de posicionamiento

dinámico, es una evolución del

sistema de sonar del barco, donde

una señal es enviada desde la unidad

flotante a un transductor colocado en

el fondo del mar. Al incrementarse la

profundidad del agua, el uso de este

sistema se vuelve necesario.

Generalmente, es considerado en

tirantes de agua mayores a 305m



Tarifas de renta día/equipo

PEMEX CIA

16,500 25,000

Tirante de agua (pies) Tarifa (USD/día)

250 127,900

300 155,000

350 171,000

Tirante de agua (pies) Tarifa (USD/día)

1,000 290,000

7,000 500,000

10,000 530,000

Autoelevables

Semisumergibles

Equipos terrestres 2000HP (USD/Día)

Plataformas marinas



6.- componentes principales

de los equipos de

perforación.



Es importante mencionar que los componentes del equipo , es una parte fundamental para el buen

desempeño del equipo en las intervenciones a realizar, ya que depende del estado y diseño para el

cumplimiento de los objetivos programados.

El objetivo de este capitulo es describir los principales componentes de los equipos de perforación,

por su diseño y tamaño, los equipos de perforación pueden subdividirse en los siguientes grupos

de sistemas , a continuación se mencionan :

Sistema de Izaje.

Mástil y Subestructura.

Sistema de Potencia.

Sistema de Rotación.

Sistema de Circulación.

Sistema de Control de Presión.



Descripción del Equipo de Perforación y Reparación Estos grupos a su vez están subdivididos

en :

• Sistema de Izaje :

Se subdivide en :

1.- El Piso del Equipo de Perforación.

2.- Malacate

3.- Corona

4.- Bloque Viajero

5.- Gancho

6.- Elevador

7.- Cable ó Linea de perforación

Mástil y Subestructura

• Sistema de Potencia :

Se subdivide en dos partes :

1.- Generación de Potencia

2.- Transmisión de Potencia

• Transmisión Eléctrica

• Transmisión

Mecánica

• Sistema de Rotación :

Se subdivide en :

1.- Ensamble de Mesa Rotaria y/ó Top Drive

2.- La Sarta de Perforación

3.- La Barrena

• Sistema de Circulación :

Los 4 Componentes principales de un sistema

circulante son:

1.- Fluido de Perforación

2.- Área de preparación y almacenaje

3.- Bombas de lodo

4.- Presa de lodos, Temblorinas, Separador Gas –

Lodo

• Sistema de control de presión.

Se cuentan con los siguientes componentes :

1.- Conjunto de Preventores

2.- Múltiple de flujo estrangulación

3.- Linea de estrangular



1. Presa de lodo

2. Agitadores de arcilla

(Temblorinas)

3. Línea de succión de

la bomba de lodo

4. Bomba para lodos

5. Motores

6. Mangueras

7. Carrete de malacate

8. Malacate

9. Manguera del

Sistema circulatorio

10.Cuello de Ganso

11.Polea Viajera

12.Cable de Perforación

13.Corona

14.Estructura

Sistema de Izaje

Sistema de Potencia (SCR,

Motores)

Mástil y subestructura

Sistema de Rotación

Sistema de Circulación

Sistema de Control de

Prevención

15.Piso del chango

16.Lingadas de Tubería

17.Rampa

18.Unión giratoria

19.Tubería de perforación

20.Mesa rotaria

21.Piso de perforación

22.Campana

23.Válvula (BOP) Anular

24.Válvula (BOP´s) Ciego

25.Sarta de perforación

26.Barrena

27.Cabeza l

28.Línea de retorno de lodo.



Sistema de izaje



Sistema de Izaje

El Sistema de Izaje provee el equipo y las

áreas de trabajo para levantar, bajar o

suspender el equipo usado en el sistema de

rotación.

El sistema de Izaje esta dividido en dos

partes principales:

1. La estructura de soporte

2. El equipo de Izaje

La estructura de soporte esta dividida en:

1. La subestructura

2. La torre de perforación

3. El piso de perforación



Piso de Perforación

Es la parte del equipo donde la cuadrilla

ejecuta las maniobras durante la perforación

del pozo y donde se localiza la consola del

perforador, siendo desde ahí donde controla

las operaciones del pozo.

El piso de perforación se encuentra sobre el

marco de la subestructura y provee la

plataforma de trabajo para la mayoría de las

operaciones de perforación y soporte el

equipo y herramientas requeridas.



Malacate

Es la unidad de potencia mas importante de un

equipo, por lo tanto, su selección requiere de un

mayor cuidado al adquirir los equipos.

Los malacates han tenido algunos cambios

evolutivos, pero sus funciones son las mismas, es

un sistema de levantamiento en el que se puede

aumentar o disminuir la capacidad de carga, a

través de un cable enrolladlo sobre un carrete.

El malacate esta instalado en una estructura de

acero rígido, esto permite que pueda transportarse

con facilidad de una localización a otra.

El sistema de freno de fricción del carrete del

malacate es importante para la correcta operación

de un equipo, sus requerimientos generales son :

• Seguridad y Confiablidad

• Efectividad

• Facilidad de mantenimiento ACTUADORES DEL

FRENO

DISCOS DEL FRENO

ACTUADORES DEL FRENO DE

EMERGENCIA



Block y Cable de perforación .

El Block viajero, la corona y el cable de perforación

constituyen un conjunto cuya función es soportar

la carga que esta en la torre ó mástil, mientras se

introduce o se saca del agujero.

El bloque de corona es un arreglo de poleas

montadas en vigas, en el tope de las torres de

perforación.

El Cable de perforación generalmente esta

construido de cable de acero de 1 1/8 y 1 ½

pulgadas (2.86 a 3.81 cm.), el desgaste del cable se

determina por el peso, distancia y movimiento de

un cable viajando sobre un punto dado.

La operación de guarnir es casi siempre se lleva a

cabo antes de elevar el mástil, la parte del cable

que sale del malacate hacia el bloque de corona, se

llama línea viva, es porque se mueve mientras se

sube o se baja el bloque de aparejo en la

instalación.



El extremo del cable que corre del bloque de la corona al tambor alimentador también es asegurado, esta

parte del cable se conoce como línea muerta.

El Cable de acero esta compuesto de tres partes: el NÚCLEO, las TRENZAS, llamadas también TORONES o

MADEJAS y los HILOS individuales de acero que conforman el núcleo y las trenzas.

El cable trenzado principal contiene varias trenzas más pequeñas alrededor de un Núcleo principal

• Capa Sencilla . - El “principio de la capa sencilla” es la base para la construcción de este tipo de trenza. El

ejemplo más común es un cable central con seis cables tendidos en forma helicoidal a su alrededor. Es

conocido como una trenza de siete hilos (1-6).

• Hilos de Relleno.- Consiste en dos capas de hilos del mismo tamaño alrededor de un hilo central. La

capa interna tiene la mitad de los hilos de la capa externa y entre las dos capas se colocan hilos más

delgados de relleno.

Torón 1-6 de Capa sencilla: 6 hilos trenzados alrededor De un hilo central



Trama, es la envoltura espiral de los torones en un cable de acero.

Trama REGULAR, señala que los hilos en cada torón Están torcidos en dirección contraria a la

dirección del espiral de los torones.

Trama LANG, tiene los torones y los hilos de cada torón torcidos en la misma dirección, ejemplo de

una especificación del Cable de Perforación

La medición del diámetro del cable de Perforación

El diámetro correcto de un cable de acero es el diámetro

del circulo que circunscribe todas las trenzas, es la

medición

de la sección mayor y se debe realizar con un Vernier.



ANCLA:

Su función es fijar la última línea que viene del bloque de la

corona y permite el suministro del cable de perforación

nuevo desde un carrete, cada vez que se requiera correr y/o

cortar el cable desgastado. El cable de perforación usado es

corrido hacia el tambor y después cortado y desechado del

sistema.

La practica de deslizar y cortar ayuda a incrementar la vida

útil del cable de perforación, el tamaño, tipo y condición del

ancla afecta directamente al cable de perforación. Si es muy

pequeña distorsiona el cable, puede tener un ángulo muy

fuerte y crearle puntos de esfuerzo. Este esfuerzo resulta en

desgaste y fatiga temprana que requerirá un corte largo de cable para eliminarlo del sistema.



Elevadores:

Los elevadores son abrazaderas o grapas para trabajo extra

pesado que sujetan la TP y los Lastrabarrenas para que

puedan ser introducidos ó extraídos del agujero, existen dos

tipos básicos de elevadores:

Tipo Cuello de Botella – Son utilizados para Tubería de

Perforación. de diseño cónico para acomodar el cople de la

tubería que tiene una pendiente de aproximadamente 18º

De Hombro Recto – Utilizados para tubería de Revestimiento

y algunos lastrabarrenas.

Gancho :

El gancho del bloque de aparejo se conecta a una

barra cilíndrica de acero llamada asa, que soporta

la unión giratoria ó cabezal de inyección, la unión

giratoria o cabeza de inyección, va conectada al

bloque del aparejo por el asa, la unión giratoria

tiene como función, Soportar el peso de la barra

maestra, permitir que la barra maestra gire y

proveer un sello hermético, así como un conector

para que el fluido de perforación se bombee por

la parte interior de la barra maestra.



Estructura de Soporte

Subestructura :

Esta definida como una estructura metálica situada en la parte inferior

al mástil que soporta el peso del malacate, mástil, tuberías y

accesorios, además de proporcionar la altura necesaria para instalar,

los cabezales y preventores principalmente.

La subestructura tiene dos propósitos principales:

a. El soportar el piso de perforación, así como facilitar espacio

para el equipo y personal.

b. Proveer espacio debajo del piso para alojar los preventores de

reventones.

Mástil :

Se describe como una estructura de acero con capacidad de soportar todas las cargas verticales, las cargas que

excedan la capacidad del cable, y el empuje máximo de la velocidad del viento.

La plataforma de trabajo tiene que estar a la altura apropiada para poder extraer la tubería del pozo en secciones

de tres juntas de tubo (lingadas) que miden aproximadamente 27 m., dependiendo del rango de la tubería.



Sistema de potencia



Sistema de Potencia

Para llevar a cabo los trabajos de perforación, se cuentan

con tres tipos principales de equipos, de acuerdo al

sistema generador de potencia :

1. Sistema Diesel Mecánico (Convencional)

2. Sistema Diesel Eléctrico CD/CD

3. Sistema Diesel Eléctrico CA/CD

Los equipos Diesel Mecánico, son aquellos en que la

transmisión de energía, es generada del motor diesel de

combustión interna, hasta la flecha de entrada de la

maquinaria de perforación (malacate, rotaria y bombas de

lodo), con una eficiencia del 60%

Los equipos Diesel Eléctrico CD/CD, usan generadores y

motores de corriente directa que tienen una eficiencia del

95%.

Los equipos Diesel Eléctrico CA/CD, están compuestos por

generadores de CA y por rectificadores de corriente

Alterna a Directa (SCR´S) con una eficiencia del 98%.



Sistema de rotación




Unión giratoria (Swivel)

Este componente va conectada al bloque del aparejo por una asa,

esta tiene como función soportar el peso de la barra maestra,

permitir que la barra maestra gire y proveer un sello hermético y

un pasadizo para que el lodo de perforación se bombee por la

parte interior de la barra maestra.

La flecha y mesa rotaria :

La flecha es una pieza de tubo cuadrado o hexagonal

aproximadamente de 40 pies (12 m.) y que forma el extremo

superior de la barra maestra, además transmite la rotación a la

sarta y a la barrena, la válvula de seguridad del cuadrante es una

válvula especial que aparece en la parte superior del cuadrante,

esta se puede cerrar para aislar la presión que sale por la sarta de

perforación, el extremo superior del cuadrante o flecha se conecta

a la unión giratoria y su extremo inferior va conectado a la tubería




Sarta de Perforación

Son componentes armados en forma secuencial que

conforman el ensamble de fondo y la tubería de perforación,

a fin de cumplir con las siguientes funciones :

• Proporcionar peso sobre la barrena (PSB)

• Conducir el fluido de perforación

• Darle verticalidad o direccionalidad al agujero

• Proteger la tubería del pandeo y de la torsión

• Reducir patas de perros

• Asegurar que el agujero este en condiciones

• Reducir daño por vibración al equipo de perforación

• Servir como herramienta complementaria de pesca

• Construir un agujero de acuerdo al programa operativo




En todo diseño de sartas se deben considerar las

siguientes herramientas que son fundamentales

para la perforación de un pozo

• Lastrabarrenas (Drill Collar)

• Estabilizadores

• Martillo

• Junta de seguridad

• Tubería Pesada (HW)

• Combinaciones de enlace

• Doble caja liso

• Doble caja estabilizador

• Válvula de contrapresión

• Válvula de seguridad



Barrenas

Se define como una herramienta de corte, localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación que se

utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotatoria.

Durante la planeación de un pozo, se deberán seleccionar los tipos de barrena a utilizarse de acuerdo a las

características de la formación y al diseño programado. hoy día existen una gran variedad de barrenas para

la perforación de un pozo, los nuevos desarrollos en la tecnología de barrenas , facilitan la selección de una

barrena adecuada a la formación logrando así un mayor rendimiento de nivel de operación.

En la actualidad se existen diversos tipos de barrenas de

acuerdo a su estructura de corte o por su sistema de

rodamiento , las cuales se clasifican en :

• Barrenas ticónicas

• Barrenas de diamante

• Barrenas de diamante policristalino (PDC)



Barrena triconica.



Barrena PDC.



Sistema de circulación



Fluido de Perforación :

En las operaciones de perforación, el fluido de perforación o

terminación de un pozo, formado por mezcla de aditivos

químicos que proporcionan propiedades físico-químicos idóneas

a las condiciones operativas y a las características de la formación

litológica a perforar, la estabilización de sus parámetros físico-

químicos, así como la variación de los mismos al contacto con los

contaminantes liberados en la formación perforada son

controlados mediante análisis continuos.

Presas de lodo:

Son recipientes metálicos que almacenan el fluido de control en

un equipo de perforación, con capacidad variable entre 40 y 70

m3., cuenta con agitadores electromecánicos, pistolas hidráulicas,

tanto de fondo como superficiales: válvulas y líneas para la

recirculación del fluido.

Sistema de Circulación



La función principal de bombas de lodo es hacer

circular el fluido de control a través del sistema

circulatorio integrado por las tuberías de perforación,

presas metálicas, barrena y espacio anular del pozo,

debe tener un gasto y presión de bombeo que

depende del diámetro de la barrena utilizada y de las

características de la formación.

Bombas de lodo :



Existen dos tipos de bombas reciprocantes y de acción sencilla de

diferentes tamaños, son las que se emplean para la perforación de

pozos, las dúplex y las triplex.

Bombas Dúplex.- Son del tipo reciprocante con dos cilindros y dos

pistones; los dos pistones impulsan el fluido durante las carreras de

ida y vuelta.

Bombas Triplex.- Son las que ejercen presión sólo en la cara frontal

del pistón, en lugar de ambos lados, estas utilizan tres pistones

mucho mas pequeños en diámetro que las dúplex, la razón es que

los pistones operan a velocidades mayores.

La potencia de la bomba es determinada por la longitud de la

carrera, el diámetro del pistón y el máximo de emboladas por

minuto, establecidos por el fabricante.

Bombas de lodo :



Son recipientes metálicos que almacenan el fluido de control en un

equipo de perforación, con capacidad variable entre 40 y 70 m3.,

cuenta con agitadores electromecánicos, pistolas hidráulicas, tanto de

fondo como superficiales: válvulas y líneas para la recirculación del

fluido.

Dentro del Sistema de Circulación se consideran :

• Temblorinas

• Desgasificadores

• Separadores de Gas

• Limpiadores de Lodo

• Desarenadores y Desarcilladores

• Equipo de control de sólidos .- Son dispositivos auxiliares empleados

en el sistema circulatorio del fluido de control, separa los sólidos de

tamaños variables provenientes del corte de la barrena, así como de los

gases de la formación perforada, limpia y aprovecha mejor el fluido de

control para optimizar la velocidad de penetración y el rendimiento de

los aditivos químicos.

Presas de lodo:



Sistema de control de

presión



El sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el

medio adecuado para cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él.

Equipo de control de presiones:

Equipo para la Detección de Gas.

Arreglo de Preventores y Desviadores de flujo.

Equipo para Detección de brotes

1. Tanque de viajes

2. Medidor de flujo de retorno

Múltiple de Estrangulación , Líneas de matar y de estrangulación.

Acumulador y sistema para control remoto de Preventores (Koomey ).

Cabezas rotatorias que se utilizan en la perforación bajo balance.

Sistema de Control de Presión



Se describe los componentes del sistema de control superficial :

Cabezal de tubería de revestimiento .- Este forma parte de la

instalación permanente del pozo y puede ser de tipo roscable, soldable,

bridado ó integrado, su función principal es la de anclar y sellar la tubería

de revestimiento e instalar el conjunto de preventores, el cabezal tiene

salidas laterales en las que se pueden instalarse líneas auxiliares de

control.

Preventor anular .- Es conocido como esférico, se instala en la parte

superior de los preventores de arietes, es el primero en cerrarse cuando

se presenta un brote, el tamaño y capacidad deberá ser igual a los de

arietes.

Preventor de arietes.- tiene como característica principal poder utilizar

diferentes tipos y medidas de arietes de acuerdo a los arreglos de

preventoes .

Sistema de Control de Presión





Conjunto de

preventores.



7.-secuencia de perforación

de pozos.



Estado mecánico de pozo.

La perforación de pozos se desarrolla de manera concéntrica; es decir, se va perforando por etapas hasta llegar al objetivo.



Primer etapa.

El pozo se inicia perforando un intervalo corto con una barrena de diámetro grande. El fluido de perforación que se utiliza normalmente es una mezcla de agua con bentonita. A la construcción del primer agujero se le conoce como etapa del conductor o primera etapa

Posteriormente se introduce y se cementa una tubería de acero llamada tubería de revestimiento (TR). Las tuberías de revestimiento (TR) constituyen el medio con el cual se reviste el agujero que se va perforando. El objetivo es proteger las zonas perforadas para evitar que se derrumben y aislar las zonas que causan problemas durante la perforación del pozo. La primera tubería de revestimiento se conoce como conductora.



Hincado de tuberías

conductoras.



Jetteo de tuberías

conductoras.



Segunda etapa.

Una vez cementado el tubo conductor, se introduce una barrena de menor diámetro a través de la primera TR cementada (figura-izquierda). Esta barrena perfora un nuevo agujero por debajo de esta TR y también este nuevo agujero es revestido y cementado (figura-derecha). Esta etapa se conoce como etapa superficial. La TR cementada en esta etapa se le llama TR superficial.



Así sucesivamente se va perforando un agujero cada vez más pequeño y también se van introduciendo y cementando tuberías de revestimiento. A las etapas posteriores a la superficial y antes de la última, se les conoce como etapas intermedias.



Etapa de explotacion.

De esta forma el pozo es perforado por etapas o intervalos, hasta que se alcanza el yacimiento u objetivo del pozo. Las tuberías de revestimiento toman el nombre de la etapa que se perforó. La última etapa que se perfora se conoce como etapa de explotación y puede ser revestida con tubería y cementada (figura-derecha) o puede ser dejada con el agujero sin revestir, es decir, en agujero descubierto (figura-izquierda).



Terminación del pozo.

Una vez que se concluye la etapa de perforación, inicia la etapa que se conoce como terminación del pozo. La terminación de un pozo es un proceso que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento (TR de explotación) y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se determina.





Las cementaciones son las operaciones con cemento que se efectúan en los pozos petroleros, cuyos principales objetivos son:

• Proporcionar aislamiento con la formación.

• Soportar el peso de la T.R.

• Reducir el proceso corrosivo de la T.R’s con los fluidos de la formación.

• Evitar derrumbes de las paredes del pozo.

• Sellar intervalos, fugas y corregir canalizaciones.

Las cementaciones se clasifican de acuerdo a los objetivos que se persiguen en:

• Cementación primaria

• Cementación forzada

• Tapones de cemento

Cementación.



La cementación primaria es la operación dirigida a cementar las tuberías de revestimiento que se introducen en el pozo.

Esta operación consiste en colocar la lechada de cemento en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y el pozo, de tal manera de asegurar un sello completo y permanente. Sus principales objetivos son:

• Aislar formaciones de alta o baja presión.

• Aislar formaciones con flujo de agua (dulce o salada).

• Aislar zonas productoras.

• Formar un sello hidráulico entre la T.R. y la formación.

• Proporcionar un sostén a la T.R.

• Reducir el proceso de corrosión exterior de la T.R.

Cementación primaria.



La cementación forzada es una operación dirigida a corregir una situación no deseada en el pozo, donde se requiere un aislamiento completo y permanente. Las principales aplicaciones de las cementaciones forzadas son:

• Corregir una cementación primaria defectuosa.

• Aislar un intervalo productor de fluidos no-deseados.

• Aislar zonas problemáticas o por seguridad.

• Sellar fugas en las tuberías de revestimiento.

• Sellar canalizaciones.

Cementación forzada.



Tapones de cemento.

Un tapón de cemento es un volumen o bache de lechada de cemento colocado en el pozo con los propósitos siguientes:

• Aislar secciones en el pozo (tapón de aislamiento)

• Proporcionar un soporte para la desviación del pozo (tapón de desviación)

• Abandonar el pozo (tapón de abandono)



8.-terminación de pozos

petroleros.



La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que inicia después de cementarse la tubería de revestimiento de explotación y se realiza con la finalidad de dejar el pozo en óptimas condiciones para la explotación de los hidrocarburos y/o la inyección de fluidos.



El objetivo principal de una terminación es conducir los fluidos aportados por el yacimiento hacia la superficie o los de inyección hacia el fondo del pozo de forma controlada, óptima, y bajo las normas de seguridad correspondientes.



El proceso de terminación de pozos engloba los siguientes subprocesos:

• Lavado del pozo

• Introducción del aparejo de producción

• Instalación y prueba de las conexiones superficiales (árbol de válvulas y de estrangulación)

• Disparos de producción

• Inducción y eliminación del daño (Estimulaciones)

• Pruebas de presión



TERMINACIÓN SENCILLA

• Terminación convencional

• Terminación alternada o selectiva

• En agujero entubado

• En agujero descubierto

• Terminación tubingless

TERMINACIÓN MULTIPLE

• Terminación con producción por tubería de revestimiento

• Terminación con tuberías paralelas

• Doble, triple con empacadores

• Doble, triple tubingless

• Terminación con dispositivos de control de flujo

• Terminación con tuberías concéntricas

Tipos de terminación.



Terminación sencilla con tubería de producción y un empacador para explotar un yacimiento o varios yacimientos de manera alternada.

Terminación convencional.



Terminación alterna en agujero entubado.



Terminación alterna en agujero abierto.



Terminación “TUBINGLESS”



Terminación con producción por tubería de revestimiento.



Terminación con tuberías paralelas con empacador.



Terminación con tuberías paralelas tubingless.



Terminación sencilla con dispositivos de control de flujo.



9.-clasificación de pozos

petroleros.



Los pozos que se perforan con fines de explotación petrolera pueden ser clasificados de acuerdo a su objetivo de la siguiente manera:

• Pozos exploratorios

• Pozos delimitadores

• Pozos de desarrollo

• Pozos intermedios



Los pozos exploratorios se perforan con la finalidad de descubrir nuevas reservas de hidrocarburos (aceite y gas). Los pozos exploratorios pueden ser perforados para:

• Probar una trampa que jamás ha producido.

• Probar un yacimiento que nunca ha producido, en un campo petrolero conocido, que esta más profundo o somero que el yacimiento productor actual.

• Para extender el conocimiento de los limites del yacimiento productor.



Los pozos delimitadores se perforan para determinar el tamaño y la extensión de un yacimiento, con la finalidad de justificar la viabilidad económica de un desarrollo.

Los pozos se perforan a los lados o flancos del pozo exploratorio descubridor.



Los pozos de desarrollo se perforan con la finalidad de explotar las reservas de hidrocarburos definidas con los pozos exploratorios y delimitadores de una forma planeada y racional tal manera de maximizar la recuperación.



Los pozos intermedios son pozos de desarrollo que tienen la finalidad de explotar la reserva remanente que no fue drenada con los pozos perforados en el desarrollo primario del campo.



Otra clasificación.

También, los pozos petroleros pueden ser clasificados según la forma que tienen. En general los tipos de pozo son:

• Verticales

• Direccionales

• Slant

• Tipo J

• Tipo S

• Horizontales

• Radio largo

• Radio medio

• Radio corto

• Multilaterales

• Alcance Extendido

• Diámetro Reducido



La perforación convencional de pozos es aquella que se realiza sobrebalance, con geometrías estandarizadas y tecnologías maduras. Los pozos que se construyen pueden ser verticales o direccionales.

Cuando el conocimiento del área a permitido establecer una plataforma tecnológica optimizada, las prácticas de ingeniería y de operación deben realizarse de manera extensiva y rutinaria.

Perforación convencional.



Los pozos “verticales” son pozos cuya desviación máxima no debe ser mayor de 5°.

El record de profundidad lo tiene el pozo Kola SG-3 perforado en Rusia de 1970 a 1989 a una profundidad de 12,262 m, cuyo objetivo fue la investigación científica de la corteza terrestre.

Pozos verticales.



Pozos direccionales.

132

La perforación direccional ha sido descrita como: “El arte y ciencia involucrada en la desviación de un agujero dentro de una dirección específica para alcanzar un objetivo predeterminado en el subsuelo”.

Los pozos direccionales convencionales se clasifican en:

• Tipo I o “J”, incrementar y mantener.

• Tipo II o “S”; incrementar, mantener y decrementar.

• Tipo III, incremento continuo



Perforación NO convencional.

La perforación no-convencional utiliza técnicas y tecnologías diferentes a los convencionales para perforar pozos.

La perforación no-convencional se puede clasificar por:

• La forma de los pozos:

• Horizontales

• Multilaterales

• Alcance Extendido

• Las tecnologías utilizadas:

• Sistemas para aguas profundas

• Tubería flexible

• Perforación bajo balance

• El ambiente a perforar o tipo de yacimiento:

• Aguas Profundas

• Alta Presión y Alta Temperatura (HPHT)





10.-análisis de geopresiones.



Mecánica de suelos.



Constitución de un suelo.

• Suelos saturados (llenos de agua)

• Suelos semisaturados ( con agua y aire)



Acciones sobre el suelo.



Movimiento de partículas por acciones exteriores.

• Porción de materia solida que exista en un volumen unitario.

• Tamaño y distribución de las partículas.

• Tamaño medios de los huecos.



Estados de los suelos.

𝑛 =𝑒

1 + 𝑒 𝑒 =

𝑛

1 −𝑛

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 I𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑑𝑒 ℎ𝑢𝑒𝑐𝑜𝑠



Multifases.



Tensiones efectivas.



Teorema de Terzaghi. Karl Von Terzaghi, Ingeniero reconocido como el

padre de la mecánica de suelos y de la ingeniería

geotécnica.

//commons.wikimedia.org/wiki/File:Terzaghi.JPG



El perfil estratigráfico de la figura (a) esta formado por un deposito de arena de 10 m de espesor cuyo peso

especifico saturado es 21 kN/m3. El nivel freático se sitúa en la superficie del terreno y las condiciones de agua

son hidrostáticas (sin circulación). Se pide dibujar las leyes de tensiones verticales totales, presiones intersticiales

y tensiones efectivas verticales.





Concepto de carga sin drenaje y con drenaje.

∆𝜎𝑛 = ∆𝑢

∆𝜎𝑛 = ∆𝜎`

Sin drene

Con drene

• 𝜎𝑛 = 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑜 𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙 sobrecarga . • ∆𝜎` = 𝐼𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 • ∆𝑢 = 𝐼𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑠𝑡𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜 .



El proceso descrito de disipación de excesos de presión intersticial generados por un aplicación de

carga en el terreno se denomina consolidación.

El concepto de la consolidación.





2500

2700

2900

3100

3300

3500

3700

3900

4100

4300

4500

4700

4900

0.2 0.7 1.2 1.7 2.2

DENSIDAD PLAN

Presión de Poro

Presión deFracturaPerdida

1.50

GEOPRESIONES Samaria 86-A

1.50

0.50

0.50

KOP: 3730 md

TR 5” a 4488 md

TR 3.5” a 4755 md

E.I.

E.I.

Pol Espumado

Ventana operacional.



• Definir con mayor certidumbre el asentamiento de las tuberías de revestimiento y el peso del fluido de control.

• Reducir la frecuencia y severidad de brotes.

• Minimizar la tendencia de pegaduras por presión diferencial.

• Maximizar el ritmo de penetración, usando el mínimo peso equivalente.

• Reducir el daño a las formaciones productoras, resultante del uso de peso de lodo excesivo.

Importancia del análisis de geopresiones.



La presión de formación, también llamada presión de poro, es aquella presión que ejercen los fluidos confinados en el espacio poroso de la formación sobre la matriz de roca. Estos fluidos intersticiales son generalmente aceite, gas y agua salada.

La presión de poro puede ser:

• Presión normal

• Presión anormal

Presión de poro.



Presión de poro normal y anormal.

La presión de poro normal es igual a la presión hidrostática que ejerce una columna de fluido nativo de la formación.

Por definición la presión de formación anormal es cualquier presión que es diferente de la tendencia establecida por el gradiente de presión de formación normal (hidrostático) de un área determinada.



Mecanismos de presión.

• Debido a Esfuerzos de la Roca

• Desequilibrio en la compactación

• Actividad tectónica

• Generadas por Incremento del Volumen de Fluidos

• Expansión de agua debido al incremento de temperatura

• Generación de hidrocarburos

• Liberación de agua debido a fenómenos de diagénesis

• Movimiento de Fluidos y Flotación

• Fenómenos osmóticos

• Nivel piezométrico del fluido (columna hidráulica)

• Flotación debida al contraste de densidades



Desequilibrio en la compactación.



Actividad tectónica.



Represionamiento y recarga.



Fenómenos de diagénesis.



Expansión aquatermal.



Decremento de Volumen

0.5% 0.65% 0.9% 1.3% 2.0% Ro

Volumen de Sólidos

(Kerogeno/

Metamorfosis de

Materia orgánica)

Volumen de

Fluido y Gases de

Hidrocarburo

Aceite

Gas Humedo y

Condensados

Gas Seco

Incremento de

Volumen

a) Después Meissner, 1978b

Incremento de

Volumen

b) Después Ungerer Et Al. 1983

Decremento de Volumen

0.5% 0.65% 0.9% 1.3% 2.0% Ro

Volumen de Sólidos

(Kerogeno/

Metamorfosis de

Materia orgánica)

Volumen de

Fluido y Gases de

Hidrocarburo

Aceite

Gas Humedo y

Condensados

Gas Seco

Incremento de

Volumen

a) Después Meissner, 1978b

Incremento de

Volumen

b) Después Ungerer Et Al. 1983 Generación de hidrocarburos.

(Law, 1998)



Fenómenos osmóticos.



Nivel piezómetro del fluido.



Efecto de flotación.



Teoría de la compactación.



El incremento de la Sobrecarga, normalmente ocasionan que las rocas se compacten, reduciendo el volumen del poro y forzando la expulsión de los fluidos de la formación.

La pérdida de porosidad varía con el tipo de roca. Cada tipo de roca tendrá un límite inferior más allá de la cual ninguna compactación mecánica posterior es posible, y a partir de ahí, la pérdida de porosidad es debido a la compactación química.



Para explicar el proceso de compactación de la roca, Hottman y Jonhson (1965) se basaron en el modelo descrito por Terzaghi en 1948. Este consistía de un recipiente cilíndrico que tenía una serie de pistones separados por resortes. El espacio entre los pistones estaba lleno con agua y los pistones estaban perforados.

• En la Etapa A, la válvula de drene esta cerrada, por lo que al aplicarle una carga (S), la presión en el fluido (P) se incrementa, y los resortes (s) no soportan parte de la carga (S).

• En la Etapa B, la válvula de drene se abre, la presión en el fluido (P) se reduce y los resortes empiezan (s) a soportar parte de la carga (S).

• En la Etapa C, la presión en el fluido (P) es solo debida a la altura de su columna y los resortes (s) soportar toda la carga (S).



Indicador del grado de compactación. Las figuras muestran el comportamiento típico de la porosidad en una zona con sobrepresión; conforme la profundidad aumenta la porosidad se reduce hasta una profundidad conocida como profundidad de retención de fluidos (PRF). A partir de este punto, la porosidad se incrementa de manera anormal debido a la retención de fluidos; que al soportar la presión de sobrecarga se sobrepresionan. La profundidad de retención de fluidos puede variar dependiendo de la velocidad de sedimentación y del tipo de sedimento depositado.



La variación de la porosidad respecto a la tendencia de compactación normal proporciona una herramienta para detectar y evaluar presiones anormales mediante la medición de parámetros sensibles a la compactación. Entre los principales parámetros sensibles a la compactación se encuentran la resistividad, el tiempo de tránsito y la velocidad de la onda sísmica.

Parámetros sensibles a la compactación.



Análisis de tendencia de compactación.

1. La mecánica de definición de tendencias normales consiste en identificar en un registro la zona de presión normal y la zona de presión anormal.

2. La zona de presión normal será aquella parte del registro donde se observa un comportamiento lineal o tendencia.

3. La zona de presión anormalmente alta se establece según se ha definido con la teoría de compactación, es decir, una vez que los datos observados del registro se separan de la tendencia normal.

4. El proceso se repite para cada uno de los pozos del área en estudio.





Definición de tendencias.



Incoherente interpretación.



Pésima interpretación

Múltiples Tendencias



Pésima interpretación Múltiples

Tendencias



Presión de sobrecarga.



En una cuenca sedimentaria, el peso acumulativo de las rocas a una profundidad específica, conocido como esfuerzo vertical (Sv) o esfuerzo de sobrecarga (S), es una función del espesor (Z) y de la densidad de las rocas (rr) sobreyacentes:

Dado que en la mayoría de las formaciones la densidad no es una contante sino que varia con la profundidad; el esfuerzo vertical se calcula mediante la integración de un registro de densidad:

ZS r

dZSZ

r 0



Sobrecarga.

Resolviendo la variación de la densidad con respecto de la profundidad, el esfuerzo vertical finalmente queda como:

𝑺 = 𝛒𝐫 ∙ 𝐙𝐢 − 𝐙𝐢−𝟏𝐧𝐢=𝟏

𝐙𝐢



Densidad de la roca con sísmica.

Donde:

•dr = densidad de la roca en gr/cc

•VI = Velocidad de Intervalo, m/s

25.0*31.0 VIr

ECUACIÓN DE GARDNER:



Densidad del registro sónico.

Donde:

•Dto= Tiempo de transito medido, ms/pie

•rr = Densidad de la roca en gr/cc

•VI = Velocidad de Intervalo, m/s

otVI

1*05.304878

VELOCIDAD DE INTERVALO:

25.0

r VI*31.0

ECUACIÓN DE GARDNER:



Tomando como base la ecuación, el esfuerzo de sobrecarga se puede calcular

con la siguiente expresión matemática.

SC ߩ g dD𝐷

𝑟

En donde: SC = Sobrecarga

g = Es la constante universal de gravedad

ρ= Es la densidad volumétrica o total

D= Profundidad

Método de la integral.



Método de Amoco.

En la ausencia de registros geofísicos de densidad, frecuentemente se usa la ecuación de Amoco

(Traugott, 1977), para calcular la densidad de los sedimentos.

En donde:

ρ(z) = Es la densidad volumétrica promedio,(lb/gal).

z = Es la profundidad, (pie).



Método de Zamora. Para determinar el gradiente de sobrecarga, el método integra matemáticamente la densidad

volumétrica de la formación desde la superficie hasta la profundidad de interés (Ds) usando la

siguiente ecuación:

En donde:

β(u) = Densidad volumétrica definida por la exponencial β(u)=(c1+C2A)ux

A = Es el código de sobrecarga que varía de 0 a 14.

Sustituyendo la ecuación e integrando, se obtiene la siguiente expresión matemática.



En donde los valores de las constantes C y X se muestran en la tabla 1.2.



Puesto que los valores más grandes de A corresponden a formaciones más viejas, es posible

relacionar intervalos de código de sobrecarga con intervalos de edad geológica, como se muestran

en la siguiente tabla 1.3.



Presión de formación (poro).



Eaton (1975), propuso una serie de ecuaciones empíricas basadas en las mediciones de propiedades sensibles a la compactación de la roca (resistividad y tiempo de tránsito).

En su publicación propone una serie de ecuaciones empíricas basadas en:

• El planteamiento de Terzaghi respecto a la compactación de los sedimentos causado por la sobrecarga (S=Pp+s)

• Las observaciones de Hottman y Johnson respecto al comportamiento de los registros versus la compactación de la roca.

Modelo de Eaton.



El modelo de Eaton calcula la presión de poro basado en la

relación que existe entre el esfuerzo efectivo anormal (san) y el

esfuerzo efectivo normal (sn) a la profundidad de interés; y de la

divergencia que existe entre las propiedades sensibles a la

compactación (resistividad, velocidad, tiempo de tránsito,

conductividad) y los valores de la tendencia de compactación

normal; es decir, para el caso de la porosidad (fn/fo), para la

resistividad (Ro/Rn), para el tiempo de tránsito (DTn/DTo), para el

caso de la conductividad (Cn/Co), para la densidad de la roca

(rn/ro) y para la velocidad de la onda sísmica (Vpo/Vpn).

Métodos horizontales.



san=sn (Ran/Rn)

sn=S-Pn

san =S-Pan

S-Pan = (S-Pn) (Ran/Rn)

Pan=S-(S-Ppn)(Ran/Rn)

s pPS



Con el modelo de Eaton (1975), la magnitud de la presión de poro depende de:

• La sobrecarga.

• El valor de la presión de poro normal.

• Los datos de los registros de pozo.

• La interpretación de la tendencia normal.

• Y el valor del exponente alfa.

Ecuaciones de Eaton.



Tendencia normal



Si no es a través de la tendencia normal, ¡Cómo describo la magnitud de la presión!, Si utilizando las

ecuaciones propuestas por Eaton obtengo resultados de presión de poro muy desviados al comportamiento

real.

¿Dilema?

M. en C. David Velázquez Cruz



Definición del exponente alfa (α).



Análisis de presión de poro.



Hottman y Johnson

Hottman y Johnson [10], desarrollaron un método para estimar la presión de formación anormal por medio

de la interpretación de los registros eléctricos. Específicamente, las propiedades eléctricas y acústicas de las

Lutitas, que se pueden usar para inferir ciertas propiedades del yacimiento, tal como la presión formación.

Para estimar la presión de formación con los datos del registro

acústico en Lutitas, se emplea el procedimiento siguiente:

1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias,

graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas

limpias (línea azul, Figura 1.11).



2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde).

3. A la profundidad de interés, leer los valores de tiempo de tránsito o resistividad de la tendencia normal y

de la curva graficada con los valores del registro.

4. Se calcula la diferencia de lecturas de tiempo de tránsito (Δto-Δtn) o la relación de resistividades (Rn/Ro),

entre los valores reales del registro y los valores leídos de la línea de tendencia normal extrapolada.

5. Con el valor obtenido en el punto 4, se entra a la correlación de H&J (Figura 1.12. y 1.13.) y se determina

el gradiente de presión de poro.



Profundidad Equivalente.

Este método está basado en el principio que establece que

formaciones con el mismo valor de la propiedad dependiente de

la porosidad (tiempo de tránsito, resistividad, densidad, etc.) se

encuentran bajo el mismo esfuerzo efectivo (s ) . El método se

explica a continuación.

1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias,

graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de

lutitas limpias (línea azul figura 1.14.).

2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la

profundidad total (línea verde figura 1.14.).



3. A la profundidad de interés D, leer el valor extrapolado Δtn y observados Δtob. Posteriormente, de

la lectura observada trazar una línea vertical hacia arriba hasta interceptar la línea de tendencia normal

y leer la profundidad correspondiente Dn.

4. Se calcula el esfuerzo efectivo a la profundidad Dn, el cual es igual al esfuerzo efectivo a la

profundidad de interés

Donde 𝜌𝐹𝐹 es la densidad del fluido de formación en la zona de presión de poro normal, que se

considera aproximadamente igual a 1.03 gr/cm3, cuando no se tiene información de la densidad del

agua de formación de pozos de correlación.

5. Finalmente se calcula la presión de poro a la profundidad de interés.



Presión de fractura.



A través de experiencias de campo y laboratorio se ha encontrado que la presión que soporta una roca sin que se fracture, es función de su resistencia a la tensión y de los esfuerzos a los que se encuentra sometida en el subsuelo.

Dependiendo de la magnitud de los esfuerzos principales, la fractura será vertical u horizontal, pero siempre se fracturara perpendicular al esfuerzo mínimo.



Pruebas de integridad a la presión.

Para definir por anticipado la resistencia a la fractura de las rocas, se debe llevar a cabo una prueba de integridad a la presión unos metros debajo de cada punto de asentamiento de tubería de revestimiento, es decir, las pruebas de integridad a la presión son pruebas que se efectúan durante la perforación de un pozo, una vez que se ha perforado la zapata de la última tubería de revestimiento cementada y se realizan mediante el bombeo de fluido de perforación con el pozo cerrado, para que se origine una presurización.

El objetivo fundamental, es conocer la máxima presión que será ejercida por el fluido de perforación sin que exista falla de la roca y/o pérdida de circulación durante la perforación de la siguiente etapa.



Clasificación de las pruebas de integridad.

Las pruebas de integridad a la presión se pueden clasificar de acuerdo a la magnitud de presión ejercida en el pozo y su comportamiento con respecto al tiempo o volumen de fluido inyectado en:

• Prueba de integridad de la formación (FIT por sus siglas en Ingles)

• Prueba de goteo (LOT por sus siglas en Ingles)

• Prueba de goteo extendida (ELOT o XLOT por sus siglas en Ingles)



Definición de las pruebas de integridad.

• La prueba de integridad de la formación (Formation Integrity Test o solamente FIT), es una prueba donde en la mayoría de los casos, la formación se presuriza hasta alcanzar la máxima presión que ejercerá el fluido de perforación en estado dinámico, para terminar la etapa que se prueba.

• La prueba de goteo (Leak Off Test o LOT) es una prueba de presión que se desarrolla hasta que la formación “filtra” fluido de perforación. El comportamiento definido entre [0] y [3] corresponde a una prueba de goteo característica. Esta prueba tiene como desventaja que en formaciones donde no existe fracturamiento natural, no se puede determinar la presión de fractura y la resistencia a la tensión de la roca, debido a que una vez que declina el comportamiento lineal se suspende la prueba.

• Una prueba de goteo extendida (Extended Leak Off Test o ELOT o XLOT) es en realidad una prueba de fracturamiento hidráulico, ya que la prueba se lleva a cabo hasta que la roca falla por tensión. El comportamiento entre [0] y [5] describe un ciclo de una prueba de goteo extendida.



Comportamiento teórico de una prueba de integridad a la presión.

La grafica de tiempo (volumen bombeado) contra presión de bombeo superficial, proporciona diferentes puntos de presión en una ELOT a saber:

• Presión de goteo (Pg), punto de presión en el cual la relación lineal entre el volumen bombeado y la presión de bombeo cambia de pendiente.

• Presión de fracturamiento (Pfr), punto en el cual la presión de bombeo cae súbitamente debido al fracturamiento de la roca.

• Presión de propagación (Pp), valor de presión en determinado lapso de tiempo, cuando la presión de bombeo se mantiene constante durante la inyección debido a la propagación de la fractura.

• Presión de cierre instantáneo (Pci), valor de presión inmediatamente de que se cesa la inyección de fluido al pozo.

• Presión de cierre (Pc), valor de presión que se mantiene constante durante cierto lapso de tiempo, después de haber cesado el bombeo de fluidos al pozo.

• Presión de reapertura (Pr), valor de presión en el cual la fractura inducida vuelve a abrirse y propagarse.

orhH

oofrhH

ooHhfr

rfro

cich

PPSS

TPPSS

TPSSP

PPT

PPS

3

3

3

RELACIONES:



Mini-Frac



Esfuerzo horizontal mínimo (sh) Correlaciones Hubbert & Willis (1957) Sh = 0.33 (S – Pp) + Pp

Matthews and Kelly (1967) Sh = Ki (S – Pp) + Pp

Eaton (1969) Sh = n /(1- n)(S – Pp) + Pp

(Matthews and Kelly, 1967) (Eaton, 1969)

Pfr=Pp+sH

sH = k sv

sv= S-Pp

Pfr = Pp+k(S-Pp) Eaton

K = (n/1-n) M&K

K= s’h/s’v

s’h=LOT-Pp s’v=S-Pp

Hubbert K = 1/2 a 1/3



• Hubber & Willis

• Matthews & Kelly

• Eaton

Límite Inferior

(roca fracturada)

• Kirchoff Límite superior

(Roca Intacta)

Límites del esfuerzo horizontal mínimo.

𝑆ℎ = 𝐾𝑜 𝑆 − 𝑃𝑜 + 𝑃𝑜

𝐾𝑜 = 1/2 𝑎 1/3

𝐾𝑜 =𝑃𝑓𝑟−𝑃𝑜

𝑆 − 𝑃𝑜

𝐾𝑜 =𝜈

1−𝜈

ooHhfr TPSSP 3

ofr PPSP

01

2

n

n

ohfr PSP 2







Calibrar las predicciones de las presiones de poro y fractura.

Para completar el proceso de evaluación de geopresiones, es necesario calibrar la predicción de los

perfiles de poro y de fractura con datos reales, obtenidos durante la perforación y terminación del pozo

que se está analizando; de tal manera que se pueda realizar un análisis comparativo con los datos

programados y así obtener las geopresiones definitivas para el pozo.

Calibración de la presión de poro

Para la calibración de la presión de poro, se pueden utilizar los siguientes parámetros:

• Calibración con datos de pruebas de formación. comparar los valores, en gradiente, de pruebas de

formación, como RFT (repeat formation test), MDT (modular formation dynamics test) o DST (drill stem

test), con el gradiente de presión de formación, a las respectivas profundidades y, en caso de que

exista una desviación, se ajusta la tendencia normal de compactación, de tal manera que el perfil de la

presión de poro se ajuste a estos valores. Es necesario tomar en cuenta otros parámetros de calibración, como gasificaciones, densidad del lodo, flujos o brotes.



• Calibración con la densidad del lodo. Comparar la densidad del lodo utilizada durante la perforación,

con el gradiente de presión de formación y, en caso de que estos perfiles se intercepten, se ajusta la

tendencia normal de compactación. De igual manera, será necesario tomar en cuenta otros parámetros,

como gasificaciones, pruebas de formación, flujos o brotes.

• Calibración con evidencias durante la

perforación. Comparar el valor en gradiente

de presión de las evidencias, como

gasificaciones, flujos o brotes, con el

gradiente de presión de formación a las

respectivas profundidades y, en caso de que

exista una desviación, se ajusta la tendencia

normal de compactación, de tal manera que

el perfil de la presión de poro se ajuste a

estos valores.



El RTF fue introducido a mediados de los 70s. Su mayor ventaja sobre su antecesor el FIT(prueba de

intervalos de formación), fue que este puede medir un número ilimitado de puntos de presión en un

sólo viaje al pozo mientras que el FIT se restringió a uno. Originalmente se consideró que la aplicación

más importante del RFT era para muestreo de fluidos, pero después se observó su eficacia para

proporcionar valores de presión-profundidad a través de secciones en el yacimiento durante el

desarrollo del programa de perforación. Esto también revela el grado de comunicación areal y vertical

lo cual es de gran ayuda en la planeación de proyectos de recobro secundario.

La idea básica de la prueba es medir puntos de presión a diferentes profundidades del pozo, con

el fin de determinar:

• Gradiente de presión a lo largo de formación.

• Posible comunicación entre las diferentes zonas o lentes de la formación.

• Determinación de la presión de formación.

• Contacto de fluidos.

• Daños por lodo de perforación.

RFT



La herramienta MDT (Modular Formation Dynamics Tester) proporciona mediciones rápidas y precisas

de presión y toma de muestras de fluido de alta calidad. También se puede medir la anisotropía de la

permeabilidad en la formación. En un solo viaje, la herramienta MDT es capaz de adquirir la mayoría

de los datos requeridos, necesarios para la correcta y oportuna toma de decisiones.

MDT

Aplicaciones:

1-Medición de la presión Formación y la identificación líquido de contacto.

2- Toma de muestras de líquido de Formación.

3- Medición de Permeabilidad

4- Medición de Permeabilidad anisotrópica.

5- Mini-prueba DST y evaluación de la productividad.

6- Evaluación de Movilidades de los fluidos.

7- Estimación de gradiente de presiones



El empacador dual (doble) permite realizar una pequeña versión de la prueba de formación a través

de la columna de perforación (prueba DST). Debido al espaciamiento entre los empacadores, es

posible la admisión de fluidos con altas velocidades de flujo hacia la cámara muestreadora. Esta

prueba es conocida como mini-DST. La prueba mini-DST es básicamente útil para evaluar intervalos

pequeños a un costo considerablemente menor que en el caso de una prueba DST convencional.

En sí, una prueba mini DST es algo similar a una prueba DST convencional, sólo que en una prueba

DST estándar los fluidos se hacen llegar hasta la superficie, y una prueba mini DST se puede realizar

utilizando la herramienta MDT, más específicamente con el módulo de empacador dual. Este módulo

ofrece funciones similares a una prueba DST, pero es operado a cable y la prueba se realiza en una

escala mucho menor.

Mini DST



Calibración de la presión de fractura.

En este caso deberá obtenerse la información de los siguientes parámetros:

• Calibración con datos de pruebas de goteo (leak off test) o minifracs. Esta es una práctica de campo

empleada para evaluar la cementación primaria de una tubería de revestimiento y para estimar el

gradiente de la presión de fractura. En una prueba de goteo se considera que la presión, donde las

fracturas comienzan a abrirse e inician a tomar fluidos, es una aproximación del gradiente de fractura,

a la respectiva profundidad.



Para la calibración se comparan los valores en gradiente de pruebas de goteo (LOT) o minifracs, con el

gradiente de presión de fractura, a las respectivas profundidades y, en caso de que exista una desviación,

se ajusta la tendencia normal de compactación, de tal manera que el perfil de la presión de fractura se

ajuste a estos valores. Es necesario tomar en cuenta los otros parámetros, como las pérdidas de

circulación, en caso de presentarse

• Calibración con evidencias durante la

perforación. Cuando se ubica la profundidad de

una perdida de circulación y se establece la

densidad del fluido con la cual se presentó ésta,

es posible asumir que esta densidad representa

un valor cercano al gradiente de fractura para

esa profundidad. En caso de que la perdida de

circulación sea inducida, no deberá considerarse

como evidencia para calibración del gradiente.

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Seminario Fluidos Control