Gradiente de presión de poros

El gradiente de presión de poro es un término petrofísico dimensional utilizado por los ingenieros de perforación y los ingenieros de lodos durante el diseño de programas de perforación para la construcción de pozos de petróleo y gas en la tierra. ^{[ 1 ]} Es el gradiente de presión dentro del espacio poroso de la columna de roca desde la superficie del terreno hasta la profundidad total (TD), en comparación con el gradiente de presión del agua de mar en aguas profundas.

En ingeniería de perforación, el gradiente de presión de poro se suele expresar en unidades de medida físicas de tipo API de la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC), a saber, "psi por pie", mientras que en " matemáticas puras ", el gradiente de una función escalar expresada por la notación matemática grad( f ) puede no tener unidades físicas asociadas.

En la fórmula bien conocida

P = 0,052 * peso del lodo * profundidad vertical real

En casi todos los cursos de ingeniería petrolera del mundo, el peso del lodo (MW) se expresa en libras por galón estadounidense, y la profundidad vertical verdadera (TVD) se expresa en pies, y 0,052 es una constante de conversión de uso común que se puede derivar mediante análisis dimensional:

${\displaystyle \mathrm {{\frac {1\;psi}{ft}}\times {\frac {1\;ft}{12\;in}}\times {\frac {1\;lb/in^{2}}{1\;psi}}\times {\frac {231\;in^{3}}{1\;US\;Gal}}=19.25000000\;lb/gal} }$

Sería más preciso dividir un valor en lb/gal entre 19,25 que multiplicarlo por 0,052. La magnitud del error causado por la multiplicación por 0,052 es aproximadamente del 0,1 %.

Ejemplo: Para una columna de agua dulce de 8,33 libras por galón (lb/US gal) en reposo hidrostático en un pozo vertical revestido de 21.000 pies de arriba a abajo (pozo vertical), el gradiente de presión sería

grad( P ) = gradiente de presión = 8,33 / 19,25 = 0,43273 psi/ft

y la presión hidrostática en el fondo del pozo (BHP) es entonces

BHP = TVD * grado ( P ) = 21.000 * 0,43273 = 9.087 psi

Sin embargo, la presión del fluido de formación (presión de poro) suele ser mucho mayor que una columna de agua dulce, y puede llegar a ser de hasta 19 lb/US gal (por ejemplo, en Irán). Para un pozo vertical terrestre con un intervalo de pozo abierto expuesto a 21 000 pies con un gradiente de presión de poro de 19 lb/US gal, la BHP sería

BHP = gradiente de presión de poro * TVD = 21.000 * 19 / 19,25 = 20.727 psi

El cálculo de la presión en el fondo del pozo y la presión inducida por una columna estática de fluido son los cálculos más importantes y básicos en todos los cursos de control de pozos que se imparten en todo el mundo para la prevención de reventones en pozos de petróleo y gas.

Utilizando las cifras anteriores, podemos calcular la presión máxima a diferentes profundidades en un pozo petrolífero marino.

La presión en agua salada es de 0,444 psi/ft (un 2,5 % superior a la del agua dulce, pero esto no es general y depende de la concentración de sal en el agua). La presión de poro en la roca podría ser tan alta como 1,0 psi/pie de profundidad (19,25 lb/gal).

Un pozo con 5000 pies de agua de mar y 15 000 pies de roca podría tener presiones de sobrecarga en el fondo de hasta 17 220 psi (5000 * 0,444 + 15000 * 1,0). Esta presión se reduce en la superficie por el peso del petróleo y el gas en la tubería ascendente, pero esto representa solo un pequeño porcentaje de la presión total. Se requiere lodo pesado (fluido de perforación) inyectado en el fondo para controlar el pozo cuando las presiones son tan altas.