Pruebas de Presión en Yacimientos Petrolíferos

Las pruebas de presión son técnicas utilizadas para evaluar el comportamiento de una formación petrolífera ante cambios en la presión o flujo. Su objetivo principal es obtener información clave sobre las características del yacimiento, como la permeabilidad, la presión interna y la existencia de daños cerca del pozo que puedan afectar la producción. Estas pruebas se aplican comúnmente en pozos nuevos para caracterizar el yacimiento o en pozos con problemas de producción para diagnosticar su estado.

Tipos de Pruebas de Presión

Prueba de Abatimiento de Presión

Esta prueba ayuda a determinar qué tan productivo es el pozo, cómo fluye el petróleo en la formación y si existen daños que dificulten el paso del fluido. En crudos pesados, donde el petróleo es muy espeso y denso, esta prueba es crucial, ya que estos factores pueden dificultar la detección de problemas o exacerbar su percepción.

Prueba de Restauración de Presión

Esta prueba se ejecuta cerrando el pozo después de un período de producción, registrando posteriormente la recuperación gradual de la presión. Esta metodología permite estimar parámetros críticos como la presión inicial del yacimiento, el daño a la formación (skin) y la permeabilidad efectiva.

Prueba de Inyectividad

Esta prueba consiste en inyectar un fluido en el pozo mientras se mide cómo responde la presión. Permite determinar cuánto fluido puede aceptar el yacimiento y detectar problemas como bloqueos o fracturas en la formación o en el pozo. En crudos pesados, donde la inyección de vapor u otros métodos térmicos son comunes para facilitar el flujo, esta prueba es fundamental para asegurar que el pozo soporta la cantidad de fluido que se necesita inyectar.

Prueba de Disipación de Presión

Esta prueba se realiza en pozos donde se inyecta un fluido, como vapor o agua. Se detiene la inyección y se mide cómo disminuye la presión en el pozo con el tiempo. Esta prueba permite comprender cuánta presión puede almacenar la roca y qué tan bien acepta el fluido. En yacimientos de crudos pesados, donde se usan mucho estos métodos para mejorar la extracción, esta prueba ayuda a saber si la inyección está funcionando bien o si hay fugas o fracturas que afectan la operación.

Prueba de Gradiente Estático o Dinámico

Esta prueba fundamental consiste en medir la presión y la temperatura en el fondo del pozo bajo dos condiciones: estática (cuando el pozo está cerrado) y dinámica (cuando el pozo está fluyendo).

Prueba de Flujo y Cierre (DST)

Esta prueba se realiza generalmente durante la perforación o la completación del pozo, mediante ciclos alternados de flujo y cierre para evaluar el comportamiento del yacimiento. La DST proporciona información clave sobre la permeabilidad, el daño a la formación y la presión del yacimiento.

Prueba de Interferencia

Esta prueba involucra al menos dos pozos, uno productor o inyector y otro observador, en el que se registran las respuestas de presión. Esta prueba permite evaluar la conectividad hidráulica entre pozos y caracterizar la heterogeneidad del yacimiento. En yacimientos de crudos pesados, es crucial para diseñar esquemas de recuperación mejorada, como la inyección de vapor, solventes o polímeros, ya que permite ubicar zonas de alta permeabilidad o barreras naturales.

Diferencias en las Pruebas entre Pozos Verticales y Horizontales

Distribución de la Presión

• En pozos horizontales, la presión no disminuye de forma uniforme a lo largo del tramo del pozo, ya que este se extiende a lo largo de múltiples zonas del yacimiento que pueden tener propiedades heterogéneas, como variaciones en permeabilidad o saturación.
• En pozos verticales, el flujo hacia el pozo es principalmente radial y unidimensional, desde la formación hacia el punto único de producción vertical. Esto simplifica la distribución de presión, que se reduce a un descenso más uniforme y predecible, facilitando la interpretación de las pruebas.

Contacto con el Yacimiento (Zona de Drenaje)

• El pozo horizontal tiene un área de contacto mucho mayor con la formación debido a su longitud extendida dentro del yacimiento. Esto implica que puede drenar una mayor porción del yacimiento, lo que en principio mejora la productividad.
• Un pozo vertical tiene contacto limitado a un pequeño volumen de roca alrededor del pozo, lo que simplifica la zona de drenaje y la interpretación de los datos, aunque la información obtenida es menos representativa del yacimiento en su conjunto.

Daño a la Formación

• En un pozo horizontal, el daño puede ser localizado en ciertas secciones del tramo, lo que genera variabilidad en los resultados de las pruebas de presión dependiendo del punto donde se mida.
• En pozos verticales, el daño suele concentrarse en una zona puntual alrededor del pozo, facilitando su detección y corrección mediante técnicas convencionales de tratamiento.

Análisis de Datos

• En pozos horizontales, el fluido no solo se mueve radialmente hacia el pozo, sino también a lo largo de la extensión horizontal y en dirección vertical, lo que genera múltiples regímenes de flujo —como el flujo lineal, flujo radial temprano y flujo radial tardío— que deben identificarse cuidadosamente mediante gráficos de presión para poder estimar parámetros clave como la permeabilidad horizontal y vertical, el factor de daño y la presión del yacimiento.
• En pozos verticales, el flujo es principalmente radial y unidimensional, lo que simplifica la interpretación y permite usar modelos matemáticos más sencillos.

Pruebas de Producción

Las pruebas de producción consisten en la evaluación de parámetros del yacimiento y del pozo antes y durante la producción comercial, incluyendo la medición de caudales de petróleo, gas y agua, presión, temperatura y el comportamiento del fluido en condiciones reales del yacimiento. En crudos pesados y extrapesados, estas pruebas permiten determinar la viabilidad de métodos de levantamiento artificial, inyección de diluyentes o vapor, y otras técnicas de recuperación mejorada (EOR) adaptadas a las propiedades específicas del crudo y la formación.

Tipos de Pruebas de Pozos Aplicadas a Crudos Pesados y Extrapesados

Pruebas Bifásicas (Crudo-Agua)

Evalúan el comportamiento simultáneo de crudo y agua, considerando la interacción multifásica que afecta la movilidad y recuperación en yacimientos de crudos pesados.

Análisis PVT (Presión-Volumen-Temperatura)

Estudios de laboratorio que simulan las condiciones del yacimiento para determinar propiedades volumétricas y de flujo del crudo pesado, incluyendo viscosidad, gravedad API y comportamiento de fases con el agotamiento de presión.

Pruebas de Campo y Pruebas de Banco

Se realizan pruebas de banco para evaluar equipos como bombas-reactores diseñados para crudos pesados, y pruebas de campo en la Faja Petrolífera del Orinoco para validar tecnologías de producción y transporte.

Pruebas de Inyección y Recuperación Mejorada

Pruebas de inyección de gases licuados (GLP) y diluyentes para reducir la viscosidad y mejorar la movilidad del crudo, evaluando la dosificación para evitar problemas como la precipitación de asfaltenos. Estas pruebas incluyen simulaciones asistidas por computadora para optimizar la recuperación.

Niveles de Fluido: Echometer

El Echometer es una tecnología acústica utilizada en la industria petrolera para medir la profundidad del nivel de fluido en los pozos. Funciona enviando una onda de presión que viaja por la columna de gas en el espacio anular y se refleja en el nivel del fluido, permitiendo determinar su profundidad con precisión. Sus aplicaciones incluyen la optimización de producción, el diagnóstico de pozos y la evaluación de sistemas de bombeo. Debido a esto, esta herramienta es clave para mejorar la eficiencia en la explotación de crudos pesados y extrapesados.

Problemas de Producción en Crudos Pesados y Extrapesados

La alta viscosidad es uno de los principales retos en la producción de crudos pesados y extrapesados. Esta característica limita el flujo natural del petróleo desde el yacimiento hacia el pozo y dentro de los sistemas de transporte, como oleoductos y tuberías. Otro problema importante es la baja gravedad API, que implica una mayor densidad y concentración de compuestos pesados como resinas y asfaltenos.

Arenamiento

El arenamiento ocurre cuando partículas sólidas de arena, generalmente provenientes de formaciones arenosas no consolidadas o de baja cohesión, son arrastradas junto con el petróleo hacia el pozo y la superficie. La acumulación de arena en el fondo del pozo reduce el área efectiva de flujo, disminuye la tasa de producción y puede incluso causar el colapso o bloqueo total del pozo.

Producción de Agua

La presencia de agua en el flujo de producción reduce la eficiencia del levantamiento artificial, incrementa la corrosión y la formación de emulsiones difíciles de separar, además de aumentar los costos de tratamiento y disposición.

Procesos Térmicos para Crudos Pesados

Inyección de Vapor

El principio fundamental de la inyección de vapor se basa en la transferencia de calor del vapor inyectado al yacimiento y, consecuentemente, al crudo. El vapor se genera en superficie a altas temperaturas y presiones, y luego se inyecta en el yacimiento a través de pozos inyectores. A medida que el vapor avanza en el medio poroso, se condensa, liberando su calor latente y calor sensible. Esta energía térmica es transferida al crudo y a la formación.

Combustión In Situ (CIS)

El principio fundamental de la CIS radica en la oxidación exotérmica del petróleo in situ. Se inyecta un gas oxidante, generalmente aire o una mezcla de aire enriquecido con oxígeno, en el yacimiento a través de pozos inyectores. Una vez que se inicia la combustión (ya sea por métodos externos como calentadores eléctricos o por la autoignición a altas temperaturas y presiones), se forma un frente de combustión que se propaga a través del yacimiento. Este frente consume parte del crudo como combustible, liberando una gran cantidad de calor.

Calentamiento Electromagnético Inducido

El principio fundamental es la conversión de energía electromagnética en energía térmica (calor) dentro del medio poroso del yacimiento. Se inyecta energía electromagnética (en forma de ondas de radiofrecuencia (RF), microondas o corrientes de baja frecuencia) en la formación a través de antenas o electrodos. Este método reduce la viscosidad, genera una expansión térmica del crudo y la roca, y genera vapor (en presencia de agua).

Inyección de Vapor en Pozos Horizontales

SAGD: Steam Assisted Gravity Drainage (Segregación Gravitacional Asistida por Vapor)

El proceso descrito consiste en perforar dos pozos horizontales y paralelos, separados verticalmente por 5 metros. Inicialmente, se inyecta vapor en ambos pozos para calentar la formación y el petróleo circundante. Tras el precalentamiento del yacimiento, se detiene la inyección de vapor en el pozo inferior, lo que permite formar una cámara de vapor donde el vapor se condensa en la periferia. El calor liberado por esta condensación se transfiere principalmente por conducción al yacimiento, calentando los fluidos en contacto directo con el vapor. Los fluidos desplazados se calientan por conducción y convección, y el flujo de agua caliente y petróleo ocurre perpendicularmente a la dirección del flujo de calor por conducción.

Ventajas:

• Menor caída de presión por unidad de longitud, lo que reduce las posibilidades de conificación de agua, minimizando el daño a la formación.
• El petróleo permanece caliente y fluye con relativa facilidad al pozo de producción.
• Alta eficiencia en el barrido de petróleo con este método.
• Los pozos se perforan en una misma localización, lo que reduce significativamente los costos de perforación y las instalaciones superficiales.

Desventajas:

• Esta técnica no ha presentado resultados satisfactorios en yacimientos altamente heterogéneos, por lo que su aplicación se restringe a formaciones homogéneas y con altas permeabilidades verticales.
• La cantidad de agua producida es casi igual a la del vapor inyectado.
• El proceso se restringe a profundidades menores de 3000 pies.
• Cuando se implementan en formaciones muy delgadas, ocurren grandes pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes.

HASD: Horizontal Alternating Steam Drive (Desplazamiento Horizontal Alterno con Vapor)

El objetivo de HASD es suministrar energía térmica cerca de los pozos mediante vapor, utilizando la roca como un intercambiador que almacena esta energía. El calor reduce la viscosidad del crudo, facilitando su flujo en la zona calentada. Desde el punto de vista de los mecanismos de recuperación, HASD se caracteriza por un empuje lateral significativo del petróleo hacia los pozos productores.

Ventajas:

• Resulta relativamente económico en comparación con otros métodos de recuperación mejorada como la combustión in situ, inyección de polímeros o SAGD.
• Es aplicable en yacimientos con poco espesor.

Desventajas:

• Estrés térmico considerable al cual se somete el fondo del pozo, la cementación y las terminaciones.