Descubre qué es la presión de formación, cómo se mide, su fórmula estimada, ejemplos reales y su impacto en la seguridad y eficiencia de pozos petroleros.
En el subsuelo, a miles de metros bajo tierra, existe una fuerza que puede impulsar la producción de hidrocarburos o convertir un pozo en un desastre operativo: la presión de formación. Este parámetro, aunque invisible, es uno de los más críticos en la ingeniería de yacimientos. Conocerla, medirla y anticiparla no solo es una cuestión técnica, sino una ventaja estratégica para evitar daños al reservorio, optimizar la producción y cumplir con las regulaciones mexicanas.
La presión de formación es la presión existente en los poros de una roca del subsuelo que contiene fluidos como petróleo, gas o agua. Esta presión es el resultado del peso de las formaciones geológicas superiores y de los fluidos atrapados durante millones de años. Se mide en unidades de presión como psi (libras por pulgada cuadrada) o kPa, y es un parámetro esencial para diseñar perforaciones, seleccionar lodos, prevenir reventones (blowouts) y planear la producción.
En términos simples, es la “presión natural” que ejerce el yacimiento sobre el pozo. Si no se controla adecuadamente, puede provocar pérdidas de circulación, colapsos de pozo o incluso accidentes mayores.
En operaciones reales, la presión de formación se utiliza para tomar decisiones críticas desde la etapa de perforación hasta el abandono del pozo. Por ejemplo, durante la perforación de un pozo en la región marina de Campeche, se estimó una presión de formación de 9,000 psi a 3,500 metros de profundidad. Esta información permitió seleccionar un lodo de perforación con densidad adecuada para equilibrar la presión y evitar un reventón.
Además, en pozos productores, conocer la presión de formación ayuda a determinar si el yacimiento puede fluir naturalmente o si requiere sistemas de levantamiento artificial. También es clave para diseñar pruebas de presión, interpretar curvas de declinación y estimar reservas.
La presión de formación no se calcula directamente, sino que se mide mediante pruebas como:
Una fórmula aproximada para estimar la presión de formación hidrostática es:
Esta fórmula es útil para estimaciones iniciales, pero debe validarse con mediciones reales.
Supongamos que se perfora un pozo a 10,000 pies de profundidad, y se estima que la densidad del fluido en el yacimiento es de 10 lb/gal. Aplicando la fórmula:
Este valor indica que cualquier fluido de perforación debe tener una densidad suficiente para equilibrar al menos 5,200 psi, evitando así el ingreso descontrolado de fluidos del yacimiento al pozo.
La presión de formación puede clasificarse en tres tipos principales:
| Tipo de presión | Descripción | Riesgos asociados |
|---|---|---|
| Normal | Coincide con el gradiente hidrostático | Bajo riesgo |
| Anormalmente alta | Excede el gradiente esperado | Riesgo de reventón |
| Anormalmente baja | Menor al gradiente esperado | Riesgo de colapso del pozo |
Una presión de formación mal estimada puede tener consecuencias graves:
Por el contrario, una buena caracterización de la presión de formación permite:
La presión de formación es mucho más que un dato técnico: es la base sobre la cual se construye toda la estrategia de perforación y producción. En un entorno regulado y competitivo como el mexicano, anticiparse a su comportamiento es clave para operar con seguridad, eficiencia y rentabilidad.
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