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.