perforación doble gradiente en aguas profundas tesis - UNAM

Capítulo IV Tecnología Doble Gradiente
4.1. Presiones de poro y de fractura.
En las cuencas sedimentarias las formaciones se compactan a medida que se van
depositando. Parte de los fluidos que se encuentran en los poros son expulsados, los
sedimentos se compactan para formar rocas consolidadas y la presión de poro
aumenta con la profundidad. En el caso de las cuencas con alta tasa de depositación,
como el Golfo de México, los fluidos excedentes quedan atrapados en los sedimentos
de baja permeabilidad mientras continúan enterrándose. Estas formaciones se vuelven
subcompactadas y se desarrolla una sobrepresión o presión de poro superior a la
hidrostática. En las zonas con sobrepresión, la porosidad de la roca o alguna medición
de un parámetro sensible a la porosidad, como el tiempo de tránsito o la resistividad
de la formación, se desvía con respecto a su tendencia normal de compactación. Estas
zonas sobrepresionadas resultan peligrosas durante la perforación, ya que si no se
detectan pueden provocar amagos de reventón (o brotes imprevistos) y requieren un
número adicional de tuberías de revestimiento para mantener el peso del lodo dentro
de la diferencia admitida entre la presión de poro y el gradiente de fractura (Gérard
Cuvillier, 2002) 4 .
Para poder construir pozos en aguas profundas de forma segura y económica, resulta
imprescindible tener un conocimiento completo de las presiones de poro y de fractura.
Antes de la perforación, la presión de poro se puede calcular a partir de otros
elementos, tales como las velocidades sísmicas locales, las densidades del lodo y las
mediciones sónicas y de resistividad obtenidas en pozos cercanos, además del apoyo
imprescindible de la experiencia en la perforación. La validez de las predicciones de la
presión dependerá de la calidad de los datos ingresados, de la eficacia del método
empleado para calcularla y de la calibración con respecto a las presiones medidas. Si
bien no se realiza en forma habitual, para perfeccionar el modelo de la presión de
poro, se puede actualizar con datos de calibración locales derivados de observaciones
de perforación, de registros obtenidos durante la misma y de perfiles sísmicos
verticales, generados a partir de fuentes de superficie o de la sarta de perforación
como fuente acústica.
Este método resultó de fundamental importancia para el éxito de un proyecto de
perforación con tres pozos realizado en el Golfo de México. El primer pozo comenzó a
perforarse con una predicción preliminar de la presión de poro que se debía de
actualizar durante el proceso de perforación. La predicción fue actualizada y calibrada
con información derivada de amagos de reventón. En el segundo pozo se aplico la
técnica de predicción del la presión de poro. Mediante registros sónicos, de
resistividad y de peso de lodo, y la experiencia adquirida en un pozo vecino fue posible
crear el modelo preliminar de la presión de poro.
La presión de fractura es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la
resistencia de la roca. La resistencia que opone una formación a ser fracturada,
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