METODOLOGÍA TEÓRICA PARA LA APLICACIÓN DE GEOMECÁNICA EN LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS
Fundamentos en el análisis geomecánico.
Los estudios geomecánicos casi siempre requieren de muestras de la roca y por lo tanto resulta necesario la obtención de núcleos geológicos los cuales se usan para tomar muestras y análisis en el laboratorio.
Existe una gran variedad de pruebas de laboratorio a fin de medir las diferentes propiedades mecánicas de la roca. Las propiedades mecánicas de interés se dividen en las que miden la resistencia, los comportamientos esfuerzo-deformación y las direcciones de esfuerzo o deformación. Generalmente existe un tipo de análisis de laboratorio para medir una propiedad particular.
La prueba más común es la geomecánica de compresión triaxial, que sirve para medir la resistencia de corte y el comportamiento esfuerzo-deformación para una muestra de roca, a un presión confinante. Otro tipo de análisis que se usa en la geomecánica, es el de compresión uniaxial que sirve para medir el comportamiento esfuerzo-deformación de una muestra sin deformación lateral. Se pueden realizar pruebas que midan las propiedades dinámicas de la roca en laboratorio, los cuales se usan para correlacionarse con registros petrofísicos.
Existen diversos tipos de trabajos de campo que son necesarios para un análisis geomecánico. El uso de herramientas petrofísicas acústicas que midan la velocidad de ondas P y S resulta fundamental, ya que se puede determinar las propiedades dinámicas de la formación. Estas propiedades dinámicas de campo pueden ser comparadas con las propiedades estáticas (resistencia) y dinámicas de laboratorio para elaborar correlaciones predictivas. También es importante conocer la magnitud del esfuerzo principal menor para determinar el estado de esfuerzos, por lo que se debe efectuar una prueba de minifrac o microfrac que mida la presión de apertura y cierre a distinta profundidad. Otra herramienta petrofísica importante la constituye el probador múltiple de formación (RFT, MDT) que mide la presión de poro a diferente profundidad.
El conocimiento de la presión de poro es fundamental a fin de calcular el esfuerzo efectivo que controla el comportamiento mecánico de la roca, el cual resulta bastante complicado ya que es totalmente inelástico y no lineal.
Para poder modelar la resistencia y el comportamiento esfuerzo-deformación de las rocas, resulta necesario realizar pruebas de laboratorio a condiciones de esfuerzos y temperaturas existentes en campo, lo cual es para calibrar parámetros de modelos que se basan en las teorías de elasticidad y plasticidad. Existen varios modelos matemáticos basados en métodos numéricos y soluciones teóricas para resolver diferentes tipos de problemas, tales como esfuerzos en pozos inclinados, fracturamiento hidráulico, esfuerzos en yacimientos sometidos a compactación, etc. Todos los análisis teóricos necesitan datos de laboratorio y pruebas de campo para poder arrojar una respuesta confiable.
Determinación de datos para análisis geomecánico.
El análisis geomecánico involucra tanto la predicción como el manejo que se le debe dar a la deformación de la roca. La pérdida de tiempo asociado a inestabilidad del pozo y pérdidas de herramientas en un pozo equivale a altos costos durante la perforación y retraso en la producción. Cuando los problemas que se presentan son graves, pueden forzar a la compañía operadora a realizar operaciones de sidetrack o en el peor de los casos al abandono del pozo; por eso es importante tener conocimiento de las condiciones geomecánicas, él no hacerlo puede traer como consecuencia una simulación del yacimiento en forma inadecuada.
El modo para obtener la información necesaria para la construcción de un análisis o un modelo geomecánico se resume en la siguiente tabla. La fuente de información se encuentra basada en imágenes de pozo, registros, reportes de perforación y análisis de laboratorio. Se debe tener en cuenta que existen tres tipos de información específica que son de gran importancia para realizar el análisis geomecánico:
Mecanismos de falla.
Estado de esfuerzos.
Propiedades mecánicas de la roca.
Tabla 8 - Fuentes de información para la elaboración de un análisis o modelo geomecánico.
Un análisis o desarrollo de un modelo geomecánico es obtener los datos necesarios, son datos relevantes con el fin de comprender que sucede en el pozo. El éxito del análisis geomecánico se basa principalmente en la calidad de los datos usados, específicamente en la adquisición de datos a fin de desarrollar el modelo que más se ajuste a las condiciones del pozo, por esto es necesario el desarrollo de nuevas herramientas que permitan obtener estos datos.
Cálculo de la ventana operativa del lodo en un pozo vertical.
Idealmente el modelo teórico debe cubrir todos los aspectos que afecten la estabilidad, tal como la presión del pozo, temperatura, tiempo, química del lodo, etc.
A continuación se presenta un modelo simple que consta de dos pasos para evitar algunas fallas de pozo durante la perforación.
Calcular la presión del pozo requerida para evitar fallas por compresión y fallas por tensión (fracturamiento hidráulico) usando la teoría elástica lineal.
Considerar posibles efectos tales como derrumbes, variación de la temperatura, etc.
El principio es exactamente lo mismo para un pozo desviado, pero las ecuaciones son difícil de manejar analíticamente.
En un caso real, esto representa una primera aproximación al problema. El cual tiene que ser acoplado con todas las experiencias prácticas y cualquier información relevante de campo para generar las mejores recomendaciones y soluciones.
El propósito del cálculo es encontrar el máximo y mínimo peso de lodo permitido para evitar problemas de estabilidad ya descritos. Los cálculos de esfuerzos se basan en un modelo elástico lineal. Se asume que las fallas toman lugar cuando se alcanza el límite elástico de la roca. En el caso elástico, la concentración de esfuerzos alcanza su máximo en la pared del pozo y por eso la solución de esfuerzos en la pared del pozo es de interés.
En la pared del pozo, la solución para un pozo vertical con iguales esfuerzos horizontales es:
𝜎𝑤 = 𝑝𝑤 42
𝜎𝜃 = 2𝜎ℎ − 𝑝𝑤 43
𝜎𝑧 = 𝜎𝑣 44
Los esfuerzos normales no son iguales al esfuerzo principal, lo cual complica mucho más los cálculos. Los cálculos, se limitan por las fallas de compresión y de tensión como se mencionó anteriormente. La falla de corte puede en algunos casos proceder a las fallas por tensión cuando se incrementa la presión del pozo. Sin embargo, cuando se consideran aspectos prácticos de estabilidad durante la perforación, no se espera que aparezcan problemas de consideración antes del fracturamiento de la formación y la pérdida de circulación del lodo. Por esta razón la discusión se restringe a fallas por tensión como el límite superior para el peso del lodo.
Los cálculos requieren de los siguientes datos: Esfuerzos in-situ.
Presión de poro.
Criterio de falla de la roca.
Tales datos no siempre están disponibles con exactitud, por lo que es necesario una evaluación crítica de los datos.
Cálculo del peso mínimo de lodo para prevenir el colapso del pozo .
Para ilustrar el principio, se considera un pozo vertical con esfuerzos horizontales iguales, σh
= σH, y se usa el criterio de Mohr-Coulomp como criterio de falla.
Teniendo en cuenta la ecuación 40, se concluye que los esfuerzos están directamente relacionados y dependen de la presión del pozo y no es tangible cual componente de los esfuerzos es más grande y cuál más pequeño, por consiguiente se deben evaluar las diferentes posibilidades.
Una distribución típica de los esfuerzos se indica en la figura 19. En un caso (línea continua) el esfuerzo tangencial es el mayor, mientras el esfuerzo radial es menor en el pozo. Cuando se aumenta la presión en la carga del pozo, S incrementa el esfuerzo radial, mientras el esfuerzo tangencial disminuye.
Una situación de presión de pozo más alta se ilustra con las líneas puntadas en la figura 19. El esfuerzo vertical se convierte en el mayor, dado que no se afecta por la presión del pozo. La situación que requiera la más alta presión de pozo determina en el la presión de pozo necesaria. Como se vio, depende en gran magnitud de los esfuerzos “in situ”. Se asume que la presión de poro no se afecta por la presión de pozo, es decir, no hay intercambio de fluido entre el pozo y la formación.
Hay que enfatizar que se trata con situaciones ideales. Se menciona, que si la presión del pozo es mayor que la presión de poro, la presión de poro comienza aumentar (penetración) y si la presión de poro incrementa, la presión de pozo requerida para mantener la estabilidad también se incrementa. Cabe mencionar que los resultados que se obtienen por este método son bastantes conservativos, pero sirven de parámetros.
En un pozo desviado los esfuerzos principales deben calcularse de los esfuerzos normales y de corte. Otra alternativa es calcular los esfuerzos en un programa de computadora.
Las fallas se presentan en ciertas direcciones de la pared del pozo. Las fallas se inician en la dirección de mayor concentración de los esfuerzos horizontales. La falla de corte ocurre en la dirección de menor esfuerzo horizontal. (Figura 19).
Esto lleva a una ovalización del pozo, con un eje paralelo al esfuerzo horizontal menor. Este fenómeno, se conoce como breakout se usa con objeto de estimar la dirección de los esfuerzos horizontales (Se emplea un caliper de cuatro brazos o registro de imágenes).
5 Cálculo del máximo peso de lodo antes del fracturamiento.
El límite superior para el peso del lodo, es el máximo peso de lodo antes de que ocurra una falla por tensión (fracturamiento).
El fracturamiento toma lugar cuando el esfuerzo principal efectivo mínimo es igual a la resistencia por tensión de la roca:
𝜎3 + 𝑇0 ≤ 0 45
Una buena aproximación es dar un valor a la resistencia de tensión, T0, igual a cero, siempre y cuando hay fracturas e imperfecciones en la pared del pozo. Al tomar en cuenta un pozo vertical con esfuerzos horizontales iguales, de la ecuación (40) se ve que el fracturamiento depende de la presión del pozo.
La situación impermeable da una posibilidad de una fractura vertical cuando:
Usando la ecuación (43) se tiene:
𝜎𝜃 = 0 46
𝑃𝑤 = 2𝜎ℎ − 𝑃𝑓 47
La situación permeable da dos posibilidades, una fractura vertical o una horizontal:
𝜎𝜃 = 0 ó 𝜎𝑧 = 0 48
Utilizando de nuevo la ecuación (43) se obtiene:
𝑃𝑤 = 𝜎ℎ ó 𝑃𝑤 = 𝜎𝑣 49
Como la pared del pozo es permeable, depende de la roca y filtrado de lodo, que tan rápido se incrementa la presión del pozo, es decir, hay tiempo para la penetración de la presión antes de que la fractura se inicie.
Después de perforar algunos pozos en un área, una prueba Leak-off da una base empírica para la predicción de la fractura.
El principio de análisis en un pozo desviado es el mismo, pero la ecuación (44) muestra que el esfuerzo mínimo principal debe calcularse primero, de los esfuerzos de corte y normal. En un pozo desviado la presión de inicio de la fractura puede ser menor que en un pozo vertical, mientras el esfuerzo horizontal sea más pequeño que el esfuerzo vertical.
Una fractura se inicia en una dirección dada, dependiendo en dónde la ecuación (44) se cumpla primero en la pared del pozo. Esto depende tanto de los esfuerzos en el lugar como de la dirección y desviación del pozo.
Pozo desviado.
Los cálculos son en principio los mismos pero convenientemente se llevan a cabo por programas computarizados debido al alto grado de complejidad de las ecuaciones. La figura 20 indica el peso de lodo requerido como función de la desviación del pozo en donde el fracturamiento se calcula al asumir una situación de impermeabilidad.
El rango estable se restringe a medida que incrementa la inclinación del pozo. Esto se debe a un componente mayor del esfuerzo vertical normal en el eje del pozo que incrementa la desviación. Esto incrementa el esfuerzo en una dirección y lo reduce en la dirección normal a este.
Debe enfatizarse que esto aplica cuando el esfuerzo vertical es mayor, si el esfuerzo horizontal es mayor, el rango de estabilidad depende tanto de la inclinación como de la dirección del azimut. Dada una roca elástica isotrópica, la dirección más favorable con respecto a la estabilidad del pozo siempre es paralela a la dirección del esfuerzo principal mayor. Esto debería ilustrar la importancia del conocimiento de los esfuerzos en el lugar, así como de la información de resistencia.
Evaluación de presiones.
Los esfuerzos “in situ” y la presión de poro.
Estos datos son importantes para el análisis de estabilidad, así como en el diseño de las pruebas de roca. Sin embargo, muy a menudo el conocimiento de estos es insuficiente, esencialmente la magnitud y dirección de los esfuerzos horizontales. Por esta razón la incertidumbre de los resultados se aumenta.
La complejidad en los esfuerzos, especialmente en un pozo desviado hace difícil hacer los comentarios generales acerca de diversos componentes en los esfuerzos.
Si los esfuerzos horizontales no son iguales y uno de estos es mayor que el vertical, la estabilidad depende de la dirección del azimut del pozo, como se discutió en el ejemplo de pozo desviado.
La presión de poro es esencial debido a que esta determina los esfuerzos efectivos. Los esfuerzos efectivos determinan las fallas por tensión y las fallas por compresión.
El efecto de la presión de poro y los esfuerzos elásticos alrededor de un pozo vertical se muestran a continuación.
La figura 21 inciso (B) ilustra el gráfico de Mohr, el cual indica los esfuerzos efectivos radial y tangencial en la cara del pozo. Una disminución en la presión de poro mueve el círculo hacia la derecha. El radio del círculo no se altera ya que la presión de poro tiene el mismo efecto en todas direcciones. Dado que la roca tiene un ángulo de fricción positivo, esto mejorar la estabilidad con respecto a la falla por compresión.
Consecuentemente un aumento en la presión de poro tiene un efecto negativo en la estabilidad.
El esfuerzo radial en la cara del pozo es siempre igual a la presión del pozo en agujero descubierto. Si la presión del pozo aumenta sin afectar la presión de poro el esfuerzo tangencial se reduce correspondientemente. La diferencia entre los dos esfuerzos principales disminuye, la estabilidad se mejora.
Cuando la pared del pozo es permeable y la presión de poro incrementa al igual que la presión del pozo, el esfuerzo efectivo radial siempre será de cero. El esfuerzo efectivo tangencial es sin embargo reducido, el cual contribuye a incrementar el margen antes del colapso. Con una roca permeable, el efecto de incrementar la presión del pozo es menor que en una roca impermeable.
En una sección del yacimiento permeable la presión de poro puede ser medida con una exactitud razonable. Sin embargo, en las secciones de lutitas de baja permeabilidad por encima del yacimiento, una medida directa de la presión de poro no es posible. La predicción de la presión de poro se basa en otros parámetros (por ejemplo, los parámetros de perforación y los parámetros de registros) y su desviación a la línea de tendencia normal. La detección de lutitas anormalmente presurizadas puede sin embargo ser difícil y los errores en detectar esas zonas pueden ocasionar problemas de estabilidad. Si la presión del pozo es menor que la presión de poro (perforación bajo balance) una zona de esfuerzos de tensión radial existe cerca del pozo, como se indica en la figura 22.
Si los esfuerzos de tensión radial exceden la tensión compresiva de la roca, ocurre un encogimiento. Una superficie libre se expone al mismo efecto, por lo cual este es un procedimiento que no se establece por si mismo.
METODOLOGÍA PRÁCTICA PARA LA APLICACIÓN DE GEOMECÁNICA EN PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS
4.1 PROCEDIMIENTO GENERAL.
Prepare y revise la información del pozo.
Importe los registros en formato LAS (GR, CAL, RES, TT, rb, etc.) Determine la(s) línea(s) base de lutitas en el registro GR
Procese los registros de RES y TT mediante el análisis de filtrado y TNC.
Genere el registro de densidad compuesto a partir de la correlación de Miller y de datos del registro de densidad.
Determine el gradiente de sobrecarga a partir del registro de densidad.
Determine la presión de poro tanto para el análisis de resistividad (Eaton) y sónico (Bowers).
Aplique un criterio de fallamiento normal (Sv > SHmáx > Shmín).
Calcule el gradiente de fractura aplicando Mathews y Kelly con una K0 de 0.8. Calcule el esfuerzo horizontal máximo empleando la relación: Shmax= 0.9 Sv +
0.1 Shmín.
Considere un azimuth para Shmáx paralelo a la línea de costa.
Calcule el gradiente de colapso del pozo (SFG) mediante el criterio de falla de Drucker-Prager y la ley de Horsrud para la resistencia de la roca.
Gráfique Sobrecarga, Pp, Shmax, Gfr, SFG y densidad del lodo en un solo carril con los eventos de perforación marcados.
Gráficar (CAL-BS) en un carril. Gráficar (SFG-MW) en otro carril
Calcular el Índice de Calidad de Pozo (WQI) y graficarlo en un carril.
Graficar WQI a lo largo del pozo con otros registros (p.ej. RES, DT, CAL, etc.) para determinar si la falla por corte define la estabilidad del pozo o no.
Si WQI indica que la falla en el pozo es debido a efectos no mecánicos (p.ej. efectos químicos, efectos por diversos factores, datos cuestionables, etc.) consultar con un especialista en geomecánica.
Elegir un pozo con registro de calibración que muestre indicios de inestabilidad del agujero para iniciar el análisis.
Construir un modelo geomecánico considerando el mecanismo de falla local.
Aplique el método de WQI para revisar el estado general de la EdA e identifique las zonas críticas por intervalos del pozo.
Compare el gradiente de falla por corte (SFG) con respecto a la densidad del lodo (parámetro B) y la medición del ensanchamiento del pozo con respecto al diámetro de la barrena (parámetro A), especialmente en las zonas críticas por intervalos identificados.
METODOLOGÍA PRÁCTICA PARA APLICAR LA GEOMECÁNICA:
Con el conocimiento de conceptos básicos sobre Mecánica de Rocas y el empleo de software apropiado se puede aplicar esta disciplina.
El Índice de Calidad del Agujero (WQI) facilita el análisis de EdA; es decir, sí el WQI es diferente de cero, la inestabilidad del agujero es debido al efecto mecánico. Por lo que se debe reevaluar la ventana operativa del lodo.
En caso contrario, la inestabilidad del agujero puede deberse a un efecto diferente al mecánico; por ejemplo, químico o térmico. Por lo que se requiere obtener mediciones adicionales a los registros disponibles y/o consultar a un especialista.
Elegir un pozo con registro de calibración que muestre indicios de inestabilidad del agujero para iniciar el análisis.
METODOLOGÍA PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.
Es una metodología propuesta por un método gráfico y consta de los siguientes puntos:
Recopilación de Información y graficar parámetros.
Asentamiento de la TR de Explotación
Asentamiento de la TR Intermedia
Asentamiento de la TR Superficial
Esquema ajustado de asentamiento
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y GRAFICAR PARÁMETROS.
Para la planeación del asentamiento de TR’s es necesario considerar la siguiente información: Diámetro de la T.R. de producción o del pozo en la última etapa.
Trayectoria programada.
Columna geológica programada. Sección estructural.
Presión de poro y de fractura.
Margen de viaje empleado durante el movimiento de tuberías.
Margen del fluido de perforación para el control de posibles brotes. Densidades del fluido de control.
Con esta información disponible, se procede a generar una gráfica de gradientes de densidad equivalente de la presión de poro y de fractura. Los valores de presión de poro y fractura se debe afectar por un margen de control que considere los efectos de viaje de la tubería y la posible presencia de un brote.
MÁRGEN DE CONTROL SOBRE LA PRESIÓN DE PORO (MPP).
Este margen está constituido por la suma del margen y un factor de seguridad, ya que durante el movimiento de tuberías se producen cambios en la presión de fondo que pueden ocasionar flujo de fluidos de la formación al pozo (brote). Para realizar los cálculos es necesario obtener previamente las presiones de empuje y de succión en pozos de correlación o suponer una geometría conocida, es decir, que sea fácil de trabajar para el pozo a perforar. Se realizan diferentes profundidades, las cuales están en función de las propiedades del fluido de control, su geometría y las diferentes velocidades de viaje de la sarta de perforación bajo condiciones críticas y/o las diferentes velocidades de las tuberías de revestimiento. No obstante el valor deberá oscilar entre 0.024-0.026 gr/cc para dicho margen de viaje.
Además de estos márgenes, es deseable emplear el peso de lodo que ejerza una presión mayor a la presión de formación, por lo que se debe considerar un factor de seguridad para la densidad equivalente del lodo a utilizar, de entre 0.024 a 0.036 gr/cc. Asumiendo lo anterior, se puede definir el margen de control como la suma del margen de viaje y el factor de seguridad dando como resultando valores entre 0.05 a 0.10 gr/cc sobre el gradiente de presión de poro. Los valores recomendados se muestran en la siguiente tabla:
MARGEN DE CONTROL SOBRE LA PRESIÓN DE FRACTURA (MPF).
Se debe utilizar un margen de fractura por efecto de empuje durante la introducción de la tubería o en el caso de control de un brote, se debe reducir al gradiente de fractura pronosticado en un rango similar al margen de viaje (0.024 a 0.060 gr/cc).
Este valor se determina en cada una de las áreas particulares de los pozos de correlación en donde se ha realizado operaciones de control de brotes, es decir, la densidad del fluido para controlar el brote menos la densidad del fluido de perforación antes de que ocurra el brote.
ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN.
Se debe considerar que la premisa es asentarla a una profundidad donde se permita la explotación de los intervalos definidos. Por lo tanto. en la graficación de los parámetros se debe señalar la profundidad de los objetivos y la profundidad total programada.
Puede existir el requerimiento de explotar o probar varios objetivos a diferentes profundidad, pero se debe solicitar la jerarquización de los mismos, para establecer uno solo como objetivo principal; y para el cual la geometría programada del pozo debe priorizar los asentamientos de las tuberías de revestimiento.
De acuerdo a las cuencas petroleras de México existen tres posibilidades para el asentamiento de tuberías de explotación de acuerdo a los objetivos del pozo:
Pozos con objetivo Jurásico (Mesozoico).
Pozos con objetivo Cretácico (Mesozoico).
Pozos con objetivo Terciario.
Asentamiento en pozos con objetivo a nivel de J urásico
En este caso una TR de explotación se ubica al nivel de Jurásico, a la profundidad total programada, y otra en la base del Cretácico a la entrada del Jurásico.
Asentamiento en pozos con objetivo a nivel de Cretácico.
Se programara una TR de explotación a la profundidad total programada, a nivel del Cretácico o en la cima del Jurásico superior. Una TR intermedia es necesaria a la cima del Paleoceno o Cretácico.
Asentamiento en pozos con objetivo a nivel de T erciario
En principio, se programa una TR de explotación a la profundidad total, la cual debe cubrir el objetivo más profundo del pozo. Para el caso de objetivos adicionales y más someros se debe revisar la posición de los mismos y en caso de ser necesario ajustar el o los asentamientos de las TRs intermedias, para adicionar una o más tuberías de explotación. Estas consideraciones deben ser revisarse y ser analizadas después de terminar el esquema de un asentamiento convencional.
Asentamiento de la tubería intermedia.
El proceso tradicional se realiza partiendo del fondo del pozo hacia la parte superior, pero depende de las características del caso en diseño, este proceso puede invertirse y realizarse desde la parte superficial hasta el fondo del pozo, caso que es muy poco común.
Después de definir el asentamiento de las TRs de explotación el siguiente paso es decidir la longitud en agujero descubierto que el pozo puede tolerar antes del asentamiento de la tubería intermedia.
Generalmente se considera que los gradientes de poro y fractura definen la ventana operativa para la perforación sobre balance, y por ende determinan la máxima longitud del agujero descubierto. La densidad del lodo en la sección del agujero descubierto debe ser lo suficientemente alta para prevenir manifestaciones del pozo y soportar las paredes del pozo, y lo suficientemente ligera para evitar las pérdidas de circulación.
De tal forma que para seleccionar la profundidad de la TR intermedia se procede de la siguiente forma:
Se grafica la presión de la formación más su margen de control, y la presión de fractura, menos su margen respectivo, (todos expresados en gradiente de densidad de lodo equivalente) contra la profundidad.
A partir del máximo valor de densidad a usar en el fondo del pozo, que debe ser mayor al gradiente de presión de poro y menor que el gradiente de fractura sobre la sección de agujero descubierto, se proyecta una línea vertical hasta interceptar la curva del gradiente de fractura afectado por su margen de seguridad, la profundidad de esta intersección define el asentamiento de la tubería intermedia más profunda.
Este proceso se repite hasta alcanzar la profundidad de asentamiento de la tubería superficial, que difiere del procedimiento anterior. Para cada asentamiento de tubería intermedia es necesario revisar el margen por presión diferencial para asegurar que no se exponga al pozo a un riesgo de pegadura por presión diferencial.
CORRECCIÓN POR PRESIÓN DIFERENCIAL.
Una vez que las profundidades de asentamiento de las tuberías intermedias han sido establecidas, se deben tomar en cuenta los problemas de pegadura por presión diferencial.
La presión diferencial (PD) es la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de poro a una profundidad dada.
Presión diferencial > 0 SI Ph > Pp Presión diferencial < 0 SI Ph < Pp Presión diferencial = 0 SI Ph = Pp
LÍMITE DE PRESIÓN DIFERENCIAL (LPD).
Es la máxima presión diferencial que se presenta ocurre pegaduras de tubería.
Se deben definir dos rangos de LPD, uno para la zona de presión normal y otro para la zona de presión anormal.
Se pueden utilizar valores de acuerdo a la experiencia en cada área en particular, pero además existen valores generales reportados en la literatura de la cantidad de presión diferencial que pueden tolerarse sin que ocurra pegadura de tubería, los cuales están entre:
LPD para Zonas de Transición (normal a anormal): 2,000-2,300 psi (140 y 160 kg/cm2).
LPD para Zonas de Presión Anormal: 3,000-3,300 psi (210 y 230 kg/cm2).
Para corroborar que la profundidad de asentamiento seleccionada sea la correcta, se debe hacer el análisis de presión diferencial para saber si se tienen o no problemas de pegaduras por presión diferencial.
ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA SUPERFICIAL.
Para este caso es necesario considerar el concepto de la tolerancia al brote, en el cual se compara la curva del gradiente de presión de fractura con la presión generada en el pozo durante el control de un brote. En este caso el objetivo es seleccionar la profundidad de asentamiento que evite un brote subterráneo, por lo cual es necesario determinar una profundidad a la cual la formación tenga la capacidad suficiente para soportar las presiones impuestas por un brote.
La metodología propuesta es la siguiente:
Suponer una profundidad de asentamiento (Di).
Con esta profundidad calcular la presión, expresada en gradiente,
Para diseñar una tubería de revestimiento se debe tener pleno conocimiento de los parámetros establecidos en el diseño y los factores que se usan como medida de seguridad, cualquier parámetro que escape del conocimiento del ingeniero influye negativamente en el diseño. Para recopilar la información es necesario recurrir a diferentes fuentes, como los programas iniciales de perforación, expedientes de pozos, etc.
Los datos necesarios para el diseño de tuberías son: Trayectoria de pozo.
Geopresiones.
Programa de lodos. Geometría.
Especificaciones de tuberías. Inventario de tuberías.
Arreglos de Pozos Tipo.
FACTORES DE DISEÑO.
La fase primordial en la delicada tarea de perforar, terminar y reparar pozos, es la de programar en forma adecuada el conjunto de variables que pueden presentarse según sea el caso. La selección de los materiales a utilizar es de suma importancia. De estos dependerá el éxito en el cumplimiento de los programas.
Uno de los aspectos de primer orden dentro de las operaciones que se efectúan para perforar un pozo, es el que se refiere a la protección de las paredes del pozo a fin de evitar derrumbes y aislar manifestaciones de líquidos o gas. Dicha protección se lleva a cabo mediante tuberías de revestimiento, las cuales se introducen al pozo en forma telescopiada. Es decir, que los diámetros de las tuberías utilizadas van del mayor al menor, por razones fundamentales técnicas y económicas.
Durante la perforación de los pozos se atraviesan formaciones con situaciones y problemáticas diferentes, entre las que se tienen: zonas de bajo gradiente de fractura, intervalos con presiones anormalmente altas, formaciones inestables, yacimientos depresionados, etc.
Esto origina que a medida que se profundiza, se tengan que ir aislando intervalos con características diferentes mediante la introducción y cementación de tuberías de revestimiento. Durante las operaciones de perforación, las tuberías empleadas se someten a esfuerzos como son el pandeo, cambios en la presión interna, efectos térmicos, etcétera; los cuales pueden incidir negativamente, ocasionando que los costos y tiempos de operación se incrementen más de lo planeado. Por lo anterior, se describen brevemente algunos de ellos.
EFECTO DE CHOQUE.
Durante la introducción de una TR pueden desarrollarse cargas significativas de choque, si la introducción se suspende súbitamente. El esfuerzo axial resultante de cambios de velocidad repentina es similar al golpe causado por el agua en un tubo cuando la válvula se cierra repentinamente, ocasionando lo que comúnmente se llama golpe de ariete. Normalmente, las cargas de choque no son severas en cambios moderados de velocidad en la introducción del tubo.
EFECTOS DE CAMBIO EN LA PRESIÓN. INTERNA.
Los cambios de presión interna pueden causar cargas importantes adicionales. Estos pueden ocurrir durante y después que la TR se ha cementado y asentado en el cabezal del pozo. Durante la operación de cementación, la TR se expone a cambios de presión interna debido a la presión hidrostática de la lechada del cemento y la presión de desplazamiento. Esto no crea únicamente esfuerzo tangencial en la pared del tubo, el cual tiende al estallamiento, sino también incrementa el esfuerzo axial.
Mientras la tendencia al estallamiento es reconocida y mantenida dentro de los límites, la carga axial algunas veces no se toma en cuenta. Esto puede tener consecuencias graves, especialmente si el cemento ha comenzado a fraguar al terminar el desplazamiento.
EXTERNA.
Las condiciones de carga por presión externa se basan en la densidad del lodo en el exterior de la tubería de revestimiento durante la operación de cementación; algunas veces cuando la presión externa es mayor que la causada por el lodo se encuentran otras condiciones. Comúnmente, esto ocurre cuando la tubería se coloca frente a formaciones plásticas (domos salinos), eventualmente la sal transmite a la sarta la carga vertical de sobrecarga. También puede resultar un esfuerzo axial del cambio de presión externa después de la terminación del pozo. Un ejemplo común del cambio de presión externa se origina por la degradación del lodo en el exterior de la tubería de revestimiento. Un incremento en la presión externa causa un decremento en el esfuerzo tangencial tensional (es decir, un incremento compresivo tangencial). Esto significa que el diámetro de la tubería de revestimiento disminuye, la longitud se incrementa y un incremento en la presión interna puede causar que la tubería se colapse.
EFECTOS TÉRMICOS.
Anteriormente, en el diseño de las tuberías de revestimiento no se consideraba el esfuerzo axial por cambios de temperatura después de que la tubería se cementa y colgada en el cabezal. Los cambios de temperatura encontrados durante la vida del pozo generalmente deben desecharse. Cuando la variación de temperatura no es mínima, debe considerarse el esfuerzo axial resultante en el diseño de la tubería y en el procedimiento de colgado. Algunos pozos en los cuales se tienen grandes variaciones de temperatura son:
Pozos de inyección de vapor. Pozos geotérmicos.
Pozos en lugares fríos. Pozos costa fuera.
Áreas con gradientes geotérmicos anormales.
EFECTO DEFLEXIÓN.
En el diseño de la tubería de revestimiento debe considerarse el efecto de la curvatura del pozo y el ángulo de desviación vertical sobre el esfuerzo axial en la tubería y cople. Cuando la tubería es forzada a doblarse, la tensión en el lado convexo de la curva puede incrementarse.
Por otro lado, en secciones de agujero relativamente rectas con un ángulo de desviación vertical significativo, el esfuerzo axial provocado por el peso del tubo se reduce. El incremento de fricción entre el tubo y la pared del pozo también afecta significativamente al esfuerzo axial. En la práctica del diseño común se considera al efecto perjudicial por la flexión del tubo y el efecto favorable por la desviación el ángulo vertical no se considera. La fricción de la pared del pozo, es favorable para el movimiento de la tubería hacia abajo y desfavorable para el movimiento hacia arriba, generalmente se compensa por adición de un mínimo de fuerza del jalón en la tensión axial.
The Role of Geomechanics in the Oil and Gas Industry
In the subsurface (crust) formation stresses and strength are in an apparent state of equilibrium with the exception of seismically active areas. Exploration and production activities such as drilling, fracturing, depletion hot or cold injection could potentially alter this equilibrium. The role of geomechanics is to predict when and how this equilibrium will be altered, what are the potential risks and/or opportunities associated with this alteration, evaluate these and their potential impacts on:
Safety & environment
Economics: Appraisal and development activities, surface and urban planning
The role of Geomechanics is becoming increasingly significant in the oil/gas exploration and production industry given that:
The industry is exploring deeper
Reservoir are more geologically challenging
The increasing pressure from regulators, NGOs and others to stop exploring in some specific areas and stop some development activities such as oil sands, hydraulic fracturing, etc. due to the perceived negative impacts on the environment
All of the above calls for a well thought through and integrated planning of well and reservoir operations and developments. Geomechanical considerations should be part of every opportunity framing session to avoid addressing issues in firefighting mode. Considering geomechanics early in the opportunity framing makes it possible to plan for data gathering, monitoring and mitigation options as well as being prepared to answer auditors and regulators questions regarding potential environmental hazards. Practical GeoMechanics is positioned to support such work by offering geomechanics related services in the following areas:
Consulting in the following areas amongst others:
In situ stress characterization and rock mechanical profiling
Borehole Stability
Sand Production Prediction
Hydraulic Fracturing (conventional and unconventional)
Safe operating pressure and temperature envelopes for primary, secondary or tertiary fields developments to avoid:
Subsidence or surface uplift
Fault reactivation
Tremors
Well integrity issues
Definition of data gathering, work streams, appropriate use of technologies and monitoring options to address issues at hand
Design, quality control, and analysis of laboratory test on core samples
Independent advisory, quality assurance and reviews of studies and their outcome
Training of staff in both theoretical and operational geomechanics
In the last two decades, there has been a strong emphasis on the importance of geomechanics in petroleum engineering. In reservoir management, geomechanics plays a role as a multidisciplinary aspect among the various other engineering specialities (geology, fluid flow, and thermodynamics). In fact, the term "geomechanics" is often applied very broadly to describe a wide range of reservoir phenomena. The origins of formal geomechanics are based on the concept of effective stress and consolidation for incompressible solid grains formulated by Terzaghi in 1936. Based on the concept of Terzaghi's effective stress, Biot investigated the coupling between stress and pore pressure in a porous medium and developed a generalized three-dimensional theory of consolidation with the basic principles of continuum mechanics [1]. He also to some degree extended poroelastic theory to anisotropic and nonlinear materials. Biot's theory and published applications are oriented more toward rock mechanics than fluid flow. Because of this, Biot's theory is less compatible with the conventional fluid-flow models (without geomechanics consideration) in terms of concept understanding, physical interpretation of parameters (e.g., rock compressibilities), and computer code development [2]. Skempton (1960) derived a relationship between the total stress and fluid pore pressure under undrained initial loading through the so-called Skempton pore pressure parameters A and B. Geerstma (1957) gave a better insight of the relationship among pressure, stress and volume, clarifying concept of compressibility in a porous medium. He also explained calculation of reservoir porosity using volumetric strain. Van der Knaap (1959) extended Geertsma's work to nonlinear but elastic geomaterials, such as dense but uncemented sands. Nur and Byerlee (1971) proved that the effective stress law proposed by Biot is more general and physically sensible than that proposed by Terzaghi. In other developments that are relevant to coupled flow-stress problems, Ghaboussi and Wilson (1973) introduced fluid compressibility into classic soil mechanics consolidation theory. Rice and Cleary (1976) showed how to solve poroelastic problems by assuming pore pressure and stress as primary variables instead of displacements as employed by Biot.
LA GEOMECANICA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
La geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los materiales geológicos que conforman las rocas de formación. Esta disciplina está basada en los conceptos y teorías de mecánica de rocas y mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzo producto de las operaciones petroleras de perforación, completación y producción de pozos.
Aunque las bases de la geomecánica fueron realizadas a principios de siglo, las aplicaciones petroleras empiezan a tener mayor divulgación al comienzo de la década de los 70, y por lo tanto esta es una disciplina novedosa para la ingeniería de petróleo.
La geomecánica utiliza resultados experimentales de campo y laboratorio conjuntamente con soluciones analíticas para resolver problemas particulares.
En el pasado, la mayoría de los departamentos de perforación y producción no estaba particularmente al tanto de los esfuerzos presentes en las formaciones y la geomecánica; muchos yacimientos se consideraban técnicamente sencillos y habían experimentado un grado de agotamiento apenas limitado. Pero la declinación de las reservas y los precios favorables del petróleo están induciendo a los operadores a perforar pozos más profundos e intrincados, a la vez que las nuevas tecnologías prolongan las vidas productivas de los campos maduros. Por lo tanto, los operadores están centrando más su atención en la geomecánica cuando evalúan las dificultades que se plantean en las operaciones de perforación y producción; especialmente aquellos que se esfuerzan por proteger sus inversiones en operaciones de terminación de pozos onerosas, particularmente en áreas prospectivas tectónicamente activas o de aguas ultraprofundas en ambientes de alta presión y alta temperatura.
El hecho de ignorar la importancia de la geomecánica puede acarrear consecuencias severas. Un grado excesivo de pérdida de lodo, inestabilidad del pozo, compresión o cizalladura de la tubería de revestimiento, compactación del yacimiento, subsidencia de la superficie, producción de arena, reactivación de fallas y pérdida de sello del yacimiento puede, en todos los casos, ser una manifestación de cambios en los esfuerzos ejercidos sobre una formación.
Algunos operadores se ven obligados a reaccionar a los cambios producidos en los esfuerzos o en la estructura de las rocas a medida que perforan y hacen producir sus pozos. Otros son más proactivos A través de las pruebas de núcleos y del modelado geomecánico de la resistencia, la deformación y el comportamiento de las rocas sometidas a esfuerzos, están diseñando mejores pozos y desarrollando mejor los campos petroleros. En los últimos tiempos, estos esfuerzos han recibido la asistencia de los centros de excelencia en geomecánica recién establecidos en Bracknell, Inglaterra, y en Houston, Texas, y Salt Lake City.
Background
Over the past two decades Geomechanics has made substantial contributions to the petroleum industry in the following areas:
• reducing well construction costs1,
• maximizing production2, and
• increasing the life of the well.
Currently the industry is venturing into more complex extended reach wells 3, deeper water, higher pressure higher temperature environments, sub-salt settings 4, lower pore pressure/fracture gradient margins, depleted zones 5, fractured carbonates2 and fractured reservoirs 6, environmentally sensitive areas, and many other difficult to develop situations. Geomechanics will play a significant role in addressing these added challenges. The high price of oil is here for a long time.
Our technical responsibility is to make sure that the unit development cost (UDC) to produce this oil is contained and subsequently lowered with aggressive application of relevant technology and a knowledgable workforce adept at applying this technology.
Being prepared to deal with the following issues will be integral to success:
• borehole (in)stability7-12,
• lost circulation13,14,
• stuck pipe15,
• sand production16,17,
• casing collapse18,19,
• well failures20,
• formation damage21,
• sub-salt related issues
Each of these problems can stri ke at any time if we are not vigilant and pro active in avoiding them. Prevention at the outset is more cost-effective than fixing these issues later. I propose we have to bridge the gap between people and technology to be effective in this age of oil industry geomechanics.
Controlling Costs Geomechanics-related issues cost the industry billions of dollars.
We cannot afford, as an industry, to lose billions of dollars on Geomechanics-related non-productive time (NPT) and associated loss in revenues.
Over the past decade, for the drilling industry on an average twenty two percent of the drilling budget can be attributed to wellbore related NPT. Fifty percent of this NPT is associated
with geomechanics related (i.e. wellbore stability, Lost circulation, stuck pipe, etc.) issues.1, 8, 11, 22, 32
In spite of advances in technology, this NPT percentageassociated with borehole related problems has not drastically changed over the past decade. NPT percentage of the total drilling budget is much too high and must be lowered to a more acceptable level. Also further scrutiny of the NPT data suggests a trend, that approximately 90% of costs can be attributed to a small percentage of wells that are highly complex. When these wells have problems, the cost es calates. See Figure 3. Hence, it is critical to manage the available geomechanics resources in the most optimal manner. It is important to identify the high mechanical-risk index wells and get the right geomechanics resources committed – both personnel and data collection –early in the planning stages of the well construction and utilize these resources throughout the well delivery cycle.
Challenges
Lack of proper resources (i.e., skilled people, budgets, data, etc.) is an important factor that creates an obstacle to bridging the gap. It is the responsibility of the technical teams to engage the Management and capture the value created by technology deployment both in cost containment and increased
production. Geomechanics is a complicated multi-disciplinary science. Experts in this field must effectively interact not only with multi-disciplinary teams within the assets but also with service providers and external consultants. A highly effective Geomechanics co re team is able to bridge the gap in implementing leading edge technology. Ideally, the team should develop, possess, and display the characteristics illustrated in Figure 5, which as a mnemonic device uses the
acronym “CAT”: Team members must be able to display Competency and Communication skills to establish Credibility with operations,which is of prime importance.
The can-do Attitude of the team, coupled with being Accessable and Accountable, elevates the team profile and effectiveness.
To maintain long-term sustainability, Technology transfer through systematic Training should occur in a Timely manner. It must be understood that real time well bore stability (RT-}WBS) is more involved than just equivalent circulation density (ECD) management on the rig.23 The current tools and systems in place are not adequate to achieve the needed level of efficiency. As such, the following measures are suggested:
1. Develop effective RT-WBS tools in the areas of acquisition, interpretation, and analysis of:24
a. ‘borehole condition’ data
b. caliper measurements,
c. images.
2. Develop a service and skill-base beyond that provided by current rig-site services for ECD Management.
3. Develop and adhere to a consistent approach – pre-drill versus rig-site update.
4. Establish industry programs in collaboration with academic institutions to develop the needed talent for sustainable expert teams.
5. Create Real Time Operations Centers to best utilize limited resources.25 The primary teams can be in a central location to monitor and respond to the remote wells in the most efficient manner. In other
words, if you cannot take an expert to the rig site bring the rig to the expert. See Figure 6.
Evaluating Our Performance Areas that need addressing are evaluating our performance at the end of a project, incorpora ting lessons learned, updating best practices, evaluating HSE related impact, and developing a process of continuous improvement Embracing new technology should not be resisted when it makes sense to solve problems. 26 Such things as expandable tubulars,27 managed pressure drilling, 28 casing drilling,29 borehole strengthening, 30 and under balance drilling, 31 are all examples of new technology th at can meet the challenges the industry faces.
REFERENCIAS:
PERLA ANAID ZUMAYA RANGEL.2017. “GEOMECÁNICA APLICADA A LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS.”IPN ESIA TICOMÁN.
https://www.practicalgeomechanics.com/blog/role-of-geomechanics-in-the-oil-and-gas-industry/
Mody, Fersheed K. (). [Society of Petroleum Engineers SPE/IADC Indian Drilling Technology Conference and Exhibition - Mumbai, India (2006-10-16)] SPE/IADC Indian Drilling Technology Conference and Exhibition - Bridging the Gap: Challenges in Deploying Leading Edge Geomechanics Technology to Reducing Well Construction Costs. , (), –. doi:10.2118/102166-MS.
Alan Ruiz, ARRR
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