martes, 13 de marzo de 2012

PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON.

Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia matricial de la roca. Esta resistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la misma y de los esfuerzos de compresión a los que se someta.
Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga total).
La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser muy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón. Uno de los investigadores que se dedicó al estudio de calcular el gradiente de fractura de las formaciones fue Ben A. Eaton, que propuso el uso de la
siguiente fórmula para su cálculo:

domingo, 11 de marzo de 2012

Resistividad

La resistividad eléctrica de una sustancia es la capacidad de impedir o resistir el paso de corriente eléctrica a través de si misma. La conductividad eléctrica es lo contrario a éste fenómeno.
La unidad utilizada en los registros es el ohm–m2/m, generalmente expresada en ohm–m para la resistividad y en milímhos/m para la conductividad.
La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones potenciales de petróleo, aceite y/ó gas se componen de rocas, que al estar secas, no conducirán una corriente eléctrica, es decir, la matriz de roca tiene una conductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluirá sólo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación, solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas y mientras mayor sea la concentración salina, menor será la resistividad del agua de formación y, por lo tanto, de la formación.
Por otro lado, mientras la porosidad de la formación sea más grande y como consecuencia presente mayor cantidad de agua de formación, la resistividad será menor. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividades del agua y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua.

sábado, 10 de marzo de 2012

GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA

Actualmente la industria petrolera tiene retos cada vez mayores, entre estos retos, se encuentra la determinación adecuada de la densidad del fluido de perforación para atravesar las diferentes capas terrestres, para así definir el asentamiento correcto de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. Por lo que se requiere un buen conocimiento de las diferentes presiones relacionadas con los
yacimientos.
Sabemos bien que la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (Agua, hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes, se le denomina “Presión total de sobrecarga” y que en forma matemática se expresa :
(Presión total de sobrecarga) = (Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)
El gradiente de presión total de sobrecarga, se encuentra con la siguiente fórmula:
Gs = 0.1 x (1 - f ) x Dm + 0.1 x f x Da
Donde:
GS = Gradiente de presión total de sobrecarga, en kg/cm2/m.
f = Porosidad de la roca, en fracción.
Dm = Densidad de los minerales o sedimentos, en gr/cm3.
Da = Densidad del fluido intersticial, en gr/cm3 (Principalmente agua salada).
Lo anterior indica, que si se desea obtener el gradiente de presión total de sobrecarga a una determinada profundidad, es necesario tener como datos: la densidad de la roca, la densidad del fluido contenido en la misma y su porosidad.
Con base en un promedio de la densidad de las rocas y de su porosidad y como densidad del fluido contenido en las rocas, agua salada de densidad 1.07 gr/cm3, se ha obtenido un gradiente de presión total de sobrecarga teórico de 0.231 kg/cm2/m, considerándose dicho gradiente para la zona del terciario en la Costa
del Golfo de México.

viernes, 9 de marzo de 2012

Permeabilidad (II)

La unidad de permeabilidad, generalmente utilizada, es el milidarcy (md) en lugar del Darcy que es muy grande (1 md =
1000
1
Darcy)
Una roca debe tener fracturas capilares o poros interconectados para ser permeable, por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor, sin embargo, esto no es una regla absoluta, porque se pueden presentar los siguientes casos:
· Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, pero sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de líquidos son escasos y tortuosos, y por lo tanto su permeabilidad puede ser baja.
· Otras formaciones, como la caliza, pueden presentar pequeñas fracturas o fisuras de una gran extensión. La porosidad de esta formación será baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En
consecuencia, las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades, pero permeabilidades muy altas.

jueves, 8 de marzo de 2012

Permeabilidad (I)

La permeabilidad es la medición de la facilidad con que los líquidos fluyen
a través de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquier
líquido homogéneo, la permeabilidad será una constante siempre y cuando el
líquido no interactúe con la roca en sí. Generalmente el símbolo de la
permeabilidad es la letra “K”.
Los estudios experimentales hechos por H. Darcy en 1856 sobre el flujo
de agua en arenas no consolidadas, lo llevaron a la formulación de la ley que lleva
su nombre, la cual ha sido extendida para describir, con algunas limitaciones, al
flujo de otros fluidos en rocas consolidadas. La ecuación de Darcy establece la
proporción directa que existe entre la velocidad de un fluido homogéneo en un
medio poroso y el gradiente de presión, y la proporción inversa con respecto a la
viscosidad del fluido, es decir:

miércoles, 7 de marzo de 2012

Saturación

La saturación de una formación es la fracción del volumen poroso que ocupa un fluido. Con base en este concepto, la saturación del agua se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación.
Cuando existe sólo agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua del 100%.

Si se toma como símbolo de la saturación la letra “S”, entonces para denotar la saturación de un líquido o fluido en particular se utilizan subíndices en la literal “S”, como se muestra en los siguientes ejemplos:
Sw = Saturación de agua
So = Saturación de aceite
La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada roca del yacimiento debe ser igual al 100%.
Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen que antes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontraban ocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada al llegar los hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros están ocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas.

martes, 6 de marzo de 2012

Porosidad

La porosidad de una roca representa una medida del espacio disponible para el almacenamiento de fluidos y es la relación del volumen de poros y huecos entre el volumen bruto de la roca, indicándose en por ciento. Desde el punto de vista de la Ingeniería de yacimientos se le puede denominar a éste concepto como porosidad total, y como porosidad efectiva a la relación de volumen de huecos comunicados entre el volumen bruto de la roca.
De acuerdo con el modo en que se originó, la porosidad puede clasificarse en:
· Original o primaria.- se forma en el momento de la depositación de los materiales que integran la roca, se caracteriza como intergranular en las arenas y areniscas y como intercristalina u oolitica en algunas calizas.
· Secundaria o inducida.- Se forma debido a procesos geológicos y/o químicos que ocurren después de la depositación y se caracteriza por el desarrollo de fracturas en algunas lutitas y calizas y por las cavernas
producidas por disolución en algunas calizas.
La porosidad de las formaciones subterráneas puede ser del 10%, en arenas no consolidadas llega a 30%, en el caso de las lutitas o arcillas, la porosidad con contenido de agua es de más del 10%, aunque los poros son
generalmente tan pequeños la roca es impermeable

lunes, 5 de marzo de 2012

POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS

Sabemos bien que uno de los objetivos principales de Pemex es la búsqueda de yacimientos con hidrocarburos y por la importancia que revisten ciertos parámetros petrofísicos de la roca como son la porosidad, saturación,
permeabilidad y resistividad; que se utilizan como base para la interpretación cuantitativa de los registros geofísicos, expondremos a continuación los conceptos y medidas de dichos parámetros.