campo patujusal.

1. UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS
FACULTAD DE INGENIERÍA
INGENIERÍA PETROLERA
CAMPO PATUJUSAL
Grupo “1”
Integrantes:
Calla Morales Ivar Bruno
Calle Hunza Juan Carlos
Lavayen Illanes Juan Sebastian
Mamani Condori Nelia
Quispe Copa Miriam
Docente:
DOC. M. Sc. ING. Sergio Eddy Viscarra Ortuño
La Paz, Agosto 2017

2. CAPITULO I
1.1. INTRODUCCIÓN
El presente documento constituye el plan de trabajo y presupuesto a desarrollarse para
la gestión 2015 para el campo Patujusal, actualmente adjudicado mediante contacto de
operación a YPFB chaso SA los acápites que le estructuran detallan estos trabajos según
la categoría de actividad que les compete, pudiendo ser estas actividades de inversión
(CAPEX) o actividades de operación (OPEX). En este sentido, todo proyecto que supone
una inversión de capital (CAPEX) es presentado en la redacción con una descripción
técnica por menorizada y los montos asociados.
En forma complementaria, se presenta para cada reservorio del campo la información de
la producción de hidrocarburos acumulada y la correspondiente al último mes fiscalizado.
1.2 ANTECEDENTES
El campo Patujusal se encuentra a 120 kilómetros al noroeste de la ciudad de santa cruz,
en la provincia Santa Rosa del Sara del departamento de Santa Cruz. Fue descubierto
por YPFB en el año 1993, con la perforación PJS-X1.
El campo ha sido descubierto y desarrollado por YPFB entre 1993 a abril del 1997.
Durante este periodo se perforaron 12 pozos: 7 verticales y 5 dirigidos. Como resultado
de la sísmica 3D realizada el año 2000 en el bloque de Santa Rosa Monos Araña 1, se
perforaron en el área sur-este del campo tres pozos horizontales PJS-12H, PJS-14H Y
PJS-15H y dos dirigidos PJS-16D, PSJ-18D.

3. 1.3 OBJETIVOS
1.3.1 Objetivo General
Calcular y analizar las propiedades de los fluidos (gas y petróleo) del campo Patujusal
con los datos proporcionados y datos adicionales obtenidos por investigación, para asi
también definir el posterior tratamiento de estos.
1.3.2 Objetivos Específicos
- Calcular propiedades físicas de los fluidos del reservorio a partir de la composición
obtenida en cromatografía.
- Calcular el contenido de agua por cada millón de pies cúbicos normales, poder
calorífico, índice Woobe y el rendimiento del gas de este campo.
- Graficar las curvas de punto de burbuja, punto de rocío y con estas obtener la
envolvente de fases de la mezcla de hidrocarburos contenida en el yacimiento.
- Analizar el historial del campo (producción, proyectos de recuperación,
agotamiento del yacimiento).

4. CAPITULO II
2.1 MARCO TEÓRICO
2.1.1 Cromatografía de Pozo
2.1.1.1 Definiciones, propiedades físicas
- Peso molecular aparente: Una de las principales propiedades del gas que es
frecuentemente de interés para los ingenieros es el peso molecular aparente. Si yi
representa la fracción molar del componente “i” de la mezcla de gas, el peso molecular
aparente se define a partir del peso molecular individual de los componentes de la
mezcla matemáticamente por la siguiente ecuación:
Donde:
Ma = peso molecular aparente de una mezcla de gas
Mi = peso molecular del componente “i” de la mezcla
yi = fracción molar del componente “i” de la mezcla
- Gravedad específica: Se define como la relación de la densidad del gas a la
densidad del aire. Ambas densidades se miden o expresan a la misma presión y
temperatura. Normalmente la presión estándar Psc y la temperatura estándar Tsc se
usan al definir la gravedad específica del gas:
Asumiendo que el comportamiento tanto de la mezcla de gas como del aire se describe
por la ecuación de gas ideal, la gravedad específica puede entonces expresarse como:



n
i
i
i
a M
y
M
1
aire
g
g


 
sc
aire
sc
sc
a
sc
g
RT
M
p
RT
M
p

 96
.
28
a
aire
a
g
M
M
M




5. Donde:
γg = gravedad específica del gas
ρaire = densidad del aire
Maire = peso molecular aparente del aire = 28.96
Ma = peso molecular aparente del gas
Psc = presión estándar, psia
Tsc = temperatura estándar, °R
- Factor de compresibilidad “z”: Es una cantidad adimensional y se define como la
relación del volumen real de n-moles de gas a T y p al volumen ideal del mismo número
de moles a la misma T y p:
Estudios de los factores de compresibilidad del gas natural de varias composiciones han
mostrado que los factores de compresibilidad pueden generalizarse con suficiente
exactitud para la mayoría de los propósitos de ingeniería cuando son expresados en
términos de las dos siguientes propiedades adimensionales:
 Presión seudo reducida
 Temperatura seudo reducida
Estos términos adimensionales se definen por las siguientes expresiones:
Donde:
p = presión del sistema, psia
ppr = presión seudo-reducida, adimensional
T = Temperatura del sistema, °R
Tpr = Temperatura seudo-reducida, adimensional
p
nRT
V
V
V
z
ideal
real
/
)
(


pc
pr
p
p
p 
pc
pr
T
T
T 

6. ppc, Tpc = Presión y Temperatura seudo-críticas, respectivamente, y definidas por las
siguientes relaciones:
Debe destacarse que estas propiedades seudo críticas, como, ppc y Tpc, no representan
las propiedades críticas reales de la mezcla de gas. Estas seudo propiedades se usan
como parámetros de correlación en la generación de propiedades del gas.
Basados en el concepto de propiedades seudo reducidas, Standing y Katz (1942)
presentaron un gráfico generalizado del factor de compresibilidad del gas. El gráfico
representa factores de compresibilidad de gas natural dulce como función de ppr y Tpr.
Este gráfico es generalmente confiable para gas natural con menor cantidad de no
hidrocarburos. Es una de las correlaciones más ampliamente aceptadas en la industria
de petróleo y gas.
- Factor volumétrico: El Factor Volumétrico de Formación del Gas se usa para
relacionar el volumen del gas, medido a condiciones de reservorio, al volumen del gas
medido a condiciones estándar, o sea 60 oF y 14.7 psia. Esta propiedad del gas es
entonces definida como el volumen real ocupado por una cierta cantidad de gas a una
presión y temperatura específicas, dividido por el volumen ocupado por la misma
cantidad del gas a condiciones estándar. En forma de ecuación, la relación se expresa
como:
Donde:
Bg = Factor volumétrico de formación del gas, ft3/scf
Vp,T = Volumen del gas a la presión p y temperatura T, ft3
Vsc = Volumen del gas a condiciones estándar, scf



1
i
ci
i
pc p
y
p



1
i
ci
i
pc T
y
T
sc
T
p
g
V
V
B
,


7. Aplicando la ecuación de estado de los gases reales, y sustituyendo por el volumen V,
nos da:
Donde:
zsc = Factor z a condiciones estándar (= 1.0)
psc, Tsc = Presión y temperatura estándar
Asumiendo que las condiciones estándar se representan por psc = 14.7 psia y Tsc = 520
oR, la expresión anterior se puede reducir a la siguiente relación:
Donde:
Bg = Factor volumétrico de formación del gas, ft3/scf
z = Factor de compresibilidad del gas
T = Temperatura, °R
En otras unidades de campo, el factor volumétrico de formación del gas puede
expresarse en bbl/scf, para dar:
- Compresibilidad: El conocimiento de la variabilidad de la compresibilidad de los fluidos
con la presión y la temperatura es esencial al efectuar varios cálculos de ingeniería de
reservorios. Para una fase líquida, la compresibilidad es pequeña y usualmente se
asume que es constante. Para una fase gaseosa, la compresibilidad no es pequeña ni
constante.
Por definición, la compresibilidad isotérmica del gas es el cambio en volumen por unidad
de volumen para un cambio unitario en la presión a temperatura constante, o, en forma
de ecuación:
T
g
p
V
V
c 











1
sc
sc
sc
sc
sc
sc
g
pz
zT
T
p
p
nRT
z
p
znRT
B 

p
zT
Bg 02827
.
0

p
zT
Bg 005035
.
0


8. Donde:
cg = compresibilidad isotérmica del gas, 1/psi.
De la ecuación de estado de los gases reales:
Diferenciando la anterior ecuación con respecto a la presión a una temperatura constante
T nos da:
Substituyendo en la Ecuación 5.45 produce la siguiente relación generalizada:
Para un gas ideal, z = 1 y (∂z/∂p)T = 0, por lo tanto:
Debe destacarse que la Ecuación 5.47 es útil para determinar el orden esperado de
magnitud de la compresibilidad isotérmica del gas.
La Ecuación puede expresarse convenientemente en términos de la presión pseudo
crítica y presión pseudo reducida simplemente reemplazando p con (ppc ppr), ya que:
De donde con lo que la ecuación se convierte en:
Y multiplicando esta ecuación por ppc resulta:
p
nRTz
V 










































p
dp
dz
z
p
nRTz
p
z
P
z
p
nRT
p
V
T
1
1
1
2
T
g
p
z
z
p
c 











1
1
p
cg
1

pr
pc p
p
p 
pc
pr
p
p
p 
pr
T
pc
pr
pc
pr
g
p
p
z
z
p
p
c












)
(
1
1
Tpr
pr
pr
pr
pc
g
p
z
z
p
c
p
c













1
1

9. Puesto que:
El término cpr se conoce como la compresibilidad isotérmica seudo-reducida y se define
por la relación:
cpr = cgppc
Donde:
cpr =compresibilidad isotérmica seudo-reducida
cg = compresibilidad isotérmica del gas, psi 1
ppc = presión seudo-crítica, psi
Los valores de (∂z/∂ppr)Tpr pueden calcularse de la pendiente de Tpr isotérmica en la
gráfica del factor z de Standing y Katz.
-Densidad: Se define como la masa por unidad de volumen de la sustancia, la
ecuación:
Donde:
m = masa del gas, lb
M = peso molecular, lb/lb-mol
Puede reordenarse para estimar la densidad del gas a cualquier presión y
temperatura:
Donde:
ρg = densidad del gas, lb/ft3
Debe resaltarse que lb se refiere a lbs masa en cualquiera de las posteriores discusiones
de densidad
RT
M
m
pV 






pc
g
pc
g
pc
g
pr p
c
p
c
c
c
c 


1
RT
pM
V
m
g 



10. - Viscosidad: La viscosidad del gas es la medida de la fricción interna del fluido o
resistencia al flujo que afecta a la caída de presión por influjo del reservorio al agujero
del pozo y a lo largo de las instalaciones. Si la fricción entre capas del fluido es
pequeña, o sea, baja viscosidad, una fuerza distribuida aplicada resultará en un
gradiente de velocidad grande. Mientras la viscosidad aumenta, cada capa del fluido
ejerce una mayor fricción de arrastre en las capas adyacentes y el gradiente de
velocidad decrece.
La viscosidad de un fluido generalmente se define como la relación de la fuerza
distribuida por unidad de área al gradiente de viscosidad local. Las viscosidades se
expresan en términos de poises, centi-poises o micro-poises. Un poise es igual a la
viscosidad de 1 dina-seg/cm2 y puede ser convertido a otras unidades de campo por las
siguientes relaciones:
1 poise = 100 centipoises
= 1 x106 micropoises
= 6.72 x102 lb mass/ft-sec
= 2.09 x103 lb-sec/ft2
La viscosidad del gas comúnmente no se mide en laboratorio porque puede estimarse
con precisión de correlaciones empíricas. Como todas las propiedades intensivas, la
viscosidad del gas natural es descrita completamente por la siguiente función:
μg = f(p,T,yi)
Donde:
μg = viscosidad de la fase gas.
La relación anterior simplemente establece que la viscosidad es una función de la
presión, temperatura, y composición. Varias de las correlaciones para la viscosidad del
gas ampliamente usadas pueden ser vistas como modificaciones de la expresión anterior
2.1.2 Cromatografia de Campo
- Contenido de agua: El gas natural y condensados asociados se producen en los pozos
en condiciones de equilibrio tales que está saturada con agua, esta agua debe ser
retirada para poder enviar el gas por los gasoductos a lo largo de la cadena de suministro

11. del gas, para cumplir especificaciones de productos líquidos y para optimizar la
recuperación de Líquidos de Gas Natural (LGN).
La deshidratación es el proceso para retirar el agua del gas natural y de los Líquidos de
Gas Natural (LGN). El término deshidratación significa el retiro del vapor de agua del
gas natural. La deshidratación es diferente a la separación del agua libre que trae el gas
natural y que puede ser separar mediante el empleo de un slug cátcher y/o separadores
trifásicos operando a diferentes condiciones de presión.
El objetivo fundamental de la deshidratación del gas natural es prevenir la formación de
hidratos que podrían obstruir compresores, gasoductos y otros equipos de proceso y
para evitar la condensación de agua libre durante el procesado y transporte del gas
natural y los condensados.
También se busca cumplir con especificaciones para el contenido de agua; prevenir la
corrosión, especialmente en presencia de CO2 o H2S; prevenir la formación de un flujo
bifásico (Slugging); evitar la erosión, evitar el incremento en el volumen específico y la
disminución en el poder calorífico del gas natural; evitar el congelamiento de zonas de
procesos en plantas criogénicas y en plantas de absorción refrigeradas.
Usualmente los contratos de transporte de gas por gasoductos establecen un contenido
máximo de agua de 7 libras por millón de pies cúbicos estándar por día (7 lb / MMPCSD).
𝑤 = 𝑊𝐻𝐶𝑋𝐻𝐶 + 𝑊𝐶𝑂2𝑋𝐶𝑂2 + 𝑊𝐻2𝑆𝑋𝐻2𝑆
Donde:
W= Contenido de agua (lb/mmpcn)
X= composición en el gas
- Poder calorífico: Según definición ISO 6976, identifica la cantidad de calor en kWh
producida por combustión completa de un (1) metro cúbico en condiciones normales de
Gas Natural medido a cero (0) grados Centígrados y a presión absoluta de 1,01325
bar, con exceso de aire a la misma temperatura y presión que el Gas Natural y donde
los productos de combustión son enfriadas enfriados a una temperatura de referencia a
definir (normalmente a 0º C para el Sistema Español) y toda el agua formada en la
combustión se condensa completamente.
𝑃𝐶𝑠𝑢𝑝 = ∑ 𝑃𝐶𝑖 ∗ 𝑥𝑖 𝑃𝐶𝑖𝑛𝑓 = ∑ 𝑃𝐶𝑖 ∗ 𝑥𝑖

12. 𝑅𝑒𝑙. 𝑃𝐶 =
𝑃𝐶𝑖𝑛𝑓
𝑃𝐶𝑠𝑢𝑝
Donde:
Pcsup= Poder calorífico superior (BTU/PCN)
Pcinf= Poder calorífico inferior (BTU/PCN)
Rel. Pc= Relación del poder calorífico
- Índice de Woobe: Es un parámetro importante cuando se quiere mezclar gases
combustibles y el aire (en una reacción de combustión), se controla este índice para
asegurar la combustión satisfactoria en un quemador. Es además un indicador de
intercambiabilidad de combustibles como el gas natural, gas licuado de petróleo, gas de
ciudad, gasolina, gasoil y con frecuencia se define en las especificaciones de suministro
de gas y de transporte (de los combustibles).
El índice de Wobbe puede ser expresado matemáticamente como:
𝑤𝑠 =
𝑃𝐶𝑆
√𝐺𝐸
Donde:
Ws = es el Índice de Wobbe superior.
PCs= es el poder calorífico superior.
GE= densidad relativa del gas.
Se puede notar que si existe un índice de Wobbe superior también hay un índice de
Wobbe inferior que se expresa matemáticamente como:
𝑤𝑖 =
𝑃𝐶𝑖
√𝐺𝐸
Donde:
Wi, es el Índice de Wobbe inferior.
PCi, es el poder calorífico inferior.
GE, es la densidad relativa del gas.
Pero el más usado en la industria es el índice de Wobbe superior.
2.2 Diagrama presión – temperatura
La Figura muestra un diagrama típico presión-temperatura de un sistema multi-
componente con una composición global específica. Aunque un sistema de

13. hidrocarburos diferente podría tener un diagrama de fases diferente, la configuración
general es similar.
Estos diagramas presión-temperatura multicomponentes esencialmente se usan para:
Clasificar reservorios
Clasificar los sistemas de hidrocarburos producidos naturalmente
Describir el comportamiento de fases del fluido de reservorio
Para comprender completamente el significado del diagrama de presión – temperatura,
es necesario identificar y definir algunos puntos clave del diagrama:
Cricondenterma (Tct)
Se define como la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases en equilibrio,
más allá de la cual no puede formarse líquido independiente de la presión (punto D). La
presión correspondiente es denominada presión cricondenterma (Pct).
Cricondenbarica (Pcb)
Es la presión máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio, más allá de la
cual no se forma gas independiente de la temperatura (punto G). La temperatura
correspondiente es denominada temperatura cricondenbárica (Tcb).
Pi 1
Pcb G
Pi 2
Pc
Pi 3
Pct D
Tcb Tc Tct
Figura Diagrama P-T típico para un sistema multicomponente
Punto Critico (C)
El punto crítico de la mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura
en el cual todas la propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa son

14. iguales (punto C). En este punto se unen la curva de punto de rocío y la curva de punto
de burbuja. En el punto crítico, la presión y temperatura correspondientes se denominan
presión crítica Pc y temperatura crítica Tc de la mezcla.
Curva Envolvente de Fases (región de dos fases)
Es el lugar geométrico encerrado por las curvas de punto de rocío y punto de burbuja
(línea BCA). Dentro de esta curva coexisten en equilibrio la fase liquida y la fase gaseosa
y se identifica como la fase envolvente del sistema de hidrocarburos.
Curvas de Calidad
Son las curvas segmentadas dentro del diagrama de fases. Todas las curvas de calidad
convergen en el punto crítico (punto C) y representan las condiciones de presión y
temperatura para el porcentaje de liquido existente en la región de dos fases.
Curva de Punto de Burbuja
Es la línea de separación entre la fase líquida y la región de dos fases (línea AC).
Formada por los puntos donde aparece la primera burbuja de gas ante un descenso de
presión manteniendo la temperatura constante
Curva de Punto de Rocío
Es la línea de separación entre la fase gaseosa y la región de dos fases (línea BC).
Formada por los puntos donde aparece la primera gota de líquido ante un incremento de
la presión a temperatura constante
2.3 PERIODO EN EL QUE SE ENCUETRA EL CAMPO
El campo se encuentra en explotación.
2.4 FASE DE EXPLORACION EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO
No aplica
2.5 CUMPLIMIENTO UTE’S
No aplica

15. 2.6 AREA DE CONTRATO
El área de contrato es de 5000 ha equivalente a dos parcelas.
2.6.1 Descripción general del campo
El reservorio productor es la arenisca petaca, perteneciente a los niveles arenosos de la
formación petaca del sistema terciario.
La estructura petaca es un anticlinal de dirección este-oeste, truncado al norte por la falla
normal de origen fluvial. Está constituida por canales principales, canales subsidiarios,
barras y albardones. El contacto de agua petróleo de -1384 mbnm fue definido a través
de pruebas de producción llevadas a cabo en el pozo descubridor PJS-X1, contacto que
fue posteriormente confirmado con las pruebas de producción efectuado en el pozo PJS-
2, PJS-3 y PJS-6 .
El reservorio petaca es un yacimiento subsaturado con una presión original de reservorio
de 2270 PSIa a la profundidad de referencia de -1367 mbnm.
La terminación de los pozos fue con arreglo simple con empaque de grava y mandriles
para lift. En octubre de 1997, se pone en marcha el sistema de levantamiento artificial
gas lift. Posteriormente fueron intervenidos los pozos PJS-X1, PJS-2D, PJS-3D y PJS-
11 para ampliar los tramos de baleo existentes y adicionalmente se efectuaron side track
de los pozos PJS-8, PJS-10 y PJS-6. En agosto de 1998 se perforaron el PJS-13H que
fue el primer pozo horizontal del campo.
Durante la gestión del 2014 se perforo el pozo de desarrollo PJS-11DA, con el objetivo
de producir las reservas probadas del petróleo del reservorio Petaca. La terminación del
pozo fue arreglo simple con empaque de grava y mandriles para gas lift.
2.6.2 Consideraciones estratigráficas
El pozo PJS-X1 perforado en el año 1993 hasta una profundidad de 2,200m, penetró una
secuencia sedimentaria normal pre Silúrica.
En el sector Este algunos niveles del Petaca están limitados erosionalmente. La
Formación Petaca ha sido dividida en dos horizontes arenosos que tienen un espesor
promedio combinado de 60m. Estas areniscas, las cuales se depositaron en un ambiente

16. fluvial asociado con un plano aluvial, han sido descritas como friables y de grano fino. El
análisis de núcleos muestra la porosidad en un rango entre 15%-26% y la permeabilidad
alrededor de 240 md.
2.6.3 Consideraciones estructurales
Estructuralmente, el campo Patujusal está cerrado en el flanco Norte por una falla
Noroeste Sureste. Al Sur el cierre es suave y bien definido. Los cierres Este y Oeste son
el producto de los hundimientos normales de la estructura.
2.6.4 Reservorio productor
El mecanismo de empuje del reservorio era efecto combinado de la expansión de fluidos
y la actividad de un acuífero ligeramente activo. A partir de noviembre del 2003, se inició
el proyecto de la inyección para recuperación secundaria.
2.7 DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA
El sistema de recolección es mediante líneas de recolección de 3’’ como diámetro
nominal y para el sistema de gas lift líneas de 2’’ como diámetro nominal, comunicando
los pozos que están distribuidos en diferentes planchas de campo al sistema de
colectores que están ubicados en la batería.
La longitud de las líneas de recolección y gas lift en operación, más la línea de oleoductos
PJS-HSR y la línea del sistema de gas integrado totalizan una longitud de 61.7
kilómetros.
En la batería del campo Patujusal, se separa el petróleo, gas y agua. El petróleo es
transferido a Humberto Suarez Roca, para su posterior entrega al transportador. El gas
es comprimido para alimentar el sistema de gas lift. El agua producida es enviada a la
plancha de tratamiento, y a fin de acondicionarla a los parámetros de calidad requeridas
para ser inyectada al reservorio.
2.7.1 Sistema de separación
Las corrientes individuales de los pozos productores de este campo ingresan al colector
que esta ubicado en la batería; la presión de separación es de 40 PSI. También se cuenta

17. con 4 trenes de separación, uno de ellos es utilizado como separador de prueba que
permite realizar pruebas individuales a los pozos.
2.7.2 Sistema de tratamiento de agua
El agua de la formación producida, es enviada a un tanque pulmón a partir del cual pasa
al tanque de skimer y posteriormente pasa por un sistema de filtros de arena. El agua
libre de solidos e hidrocarburos es almacenada en un tanque, desde donde es bombeada
a los pozos inyectores. Antes de ingresar el agua al reservorio, esta pasa a través de los
filtros de cartucho instalados en la cabeza de los pozos inyectores.
2.7.3 Sistema de almacenamiento de productos
El campo cuenta con 4 tanques de almacenamiento de petróleo, uno de 1000 barriles,
dos de 3000 barriles y uno de 5000 barriles. Toda la producción de petróleo es transferida
a HSR. Del 100% de agua tratada, es 57% es inyectada al reservorio y el 43% es
inyectada al pozo sumidero PJS-20W.
2.7.4 Sistema de agua contra incendios
El agua para el sistema contra incendio, se obtiene de un pozo de agua y se almacena
en un tanque con capacidad nominal de 1000 barriles, desde donde es bombeada con
una bomba centrifuga hacia el sistema de distribución de agua contra incendios.
Adicionalmente el campo cuenta con monitores e hidrantes localizados en diferentes
áreas de la batería. Los tanques de petróleo poseen un sistema de espuma.
2.7.5 Utilidades
Estas instalaciones dependen del gas producido en los pozos como fuente de energía y
combustible. Electricidad se genera usando generadores impulsados por motores a gas.
2.8 ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX)
2.8.1 Introducción
Los proyectos de capital de inversión para la gestión 2015 dentro del campo son los
siguientes

18. ETAPA ACTIVIDAD Y SBACTIVIDAD
PTP2015
SEP.2014
US$
PTP.2015
JUN.2015
US$
DESARROLLO
(CAPEX) 2 CONSTRUCCIONES E INSTALACIONES
PLANTA
PJS-MIGRACION HMI Y PANEL
PJS-EQUIPOS DE SINCRONIZACION DE SISTEMA DE
GENERACION
PJS-TOP END GENERADOR G303
PJS-ADQUISICION DE MEDIDIORES DE INTERFASE
CAMPO
PJS-PLAN DE INTEGRIDAD DE
-
-
-
-
-
-
-
-
143,000
118,000
35,000
34,000
15,000
34,000
25,000
25,000
TOTAL DESARROLLO (2) 143,000
TOTAL CAPEX (3) = (1) + (2) 143,000
2.8.2 Perforación de pozos
Para la gestión 2015, no se tiene programado la perforación de ningún pozo.
2.8.3 Sísmica
No se tiene previsto ningún trabajo de sísmica en el campo.
2.8.4 Intervención de pozos
No se tiene previsto ningún trabajo de intervención en el campo.
2.8.5 Líneas de recolección y equipos de campo
Plan de integridad de líneas RBI (Risk Based Inspection- inspección basada en riesgo):
Evaluación cuantitativa de los equipos estáticos de planta en base a criterios de diseño
y operación. Como resultado de este estudio, se discriminan los sistemas mas críticos y
las técnicas y periodos de inspección adecuados; este presupuesto no incluye las
inspecciones, solo la evaluación.
2.8.6 Facilidades de campo
No se tiene previsto ningún trabajo de facilidades en el campo.

19. 2.8.7 Planta de procesamiento y equipos
 Migración HMI y panel: luego de la migración de controladores lógicos, se
requieren reemplazar los diferentes módulos y tener un solo panel de vista en
cada compresor.
Objetivo: mejorar el monitoreo y control de compresores en base a una mejor
visualización del proceso bajo normas y SA y control distribuido PlantPax.
 Equipos de sincronización de sistemas de generación: en la actualidad se tienen
en la planta Patujusal tres generadores que no tienen ningún sistema de
comunicación entre ellos y ningún sistema de control. Para realizar el cambio de
un generador a otro se necesita cortar toda la energía de planta y arrancar el otro
para enganchar con la carga a tensión y frecuencia requerida.
Objetivo: Realizar un cambio en el sistema de ignición, gobernadores y un sistema
de sincronismo y control para poder realizar el sincronismo de los generadores y
el cambio en línea con carga de cualquiera de ellos.
Proyecto aprobado en el PTP 2014; por demoras en la llegada de materiales se
extiende hasta esta gestión.
 Reacondicionamiento mayor de equipos.- fundamentalmente las actividades
están relacionadas con la inspección de los equipos y reemplazo de las partes
necesarias para que los mismos continúen en operación con normalidad.
La magnitud y alcance del trabajo específico a cada motor se determina después
de la recopilación de datos como: análisis de aceite análisis vibracional, análisis
termodinámico, horas del equipo. Estos datos nos permiten definir el momento
adecuado para la ejecución creando un programa general de
reacondicionamientos. El alcance y la magnitud de trabajo lo tenemos establecido
en tres categorías:
a) TOP: abarca el trabajo de cambio de culatas de cilindros de potencia. Trabajo
en el sitio.
b) INFRAME: comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y
pasador, cojinetes de bancada y de bielas. Trabajo en el sitio, dependiendo el
tipo de funcionamiento, modelo y clase de unidad.

20. c) MAYOR: reacondicionamiento mayor donde se desmonta el motor para una
inspección completa y detallada de todos los componentes, reemplazando
todos los elementos según recomendación de cada fabricante. Comprende el
cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinete de
bancada y bielas, cambio de cigüeñal, volante dumpers de vibración,
engranajes de transmisión, turbo alimentadores válvulas wastegate etc.
Trabajo con traslado a talleres en Santa Cruz.
Los equipos a reacondicionar del costo aproximado del reacondicionamiento son los de
la siguiente tabla:
 Adquisición de medidores de interface: por daños de los medidores e volumen de
petróleo y porcentaje de corte, se requiere reemplazar los actuales que ya tienen
más de 9 años de operación.
Objetivos: migrar a medidores coriolis con elementos internos de acero inoxidable
y de última generación, garantizando una mayor durabilidad y mayor precisión en
la medición de volúmenes de producción, de agua y petróleo.
2.8.8 Ductos
No se tiene previsto la construcción de ductos para la gestión 2015
2.8.9 Otros
No se tiene previsto ningún trabajo para la gestión 2015
2.9 ACTIVIDAD DE OPERACIÓN (OPEX)
2.9.1 Introducción
Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal
de las plantas pozos y facilidades.
2.9.2 Costos operativos directos
Los costos directos de operación son aquellos costos relacionados directamente con la
operación de mantenimiento de campo y plantas, por lo tanto, pueden ser
apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación.

21. Estos costos se distribuyen por campo y planta puestos que son asignados directamente
a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo.
El presupuesto operativo para la gestión 2015 correspondiente al campo se distribuye de
la siguiente manera:
ETAPA ACTIVIDAD Y SBACTIVIDAD
PTP2015
SEP.2014
US$
PTP.2015
JUN.2015
US$
EXPLOTACION
(OPEX) 2 COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN
3.1 CAMPO
100 Personal
200 Mantenimiento de instalaciones y
equipo
300 Mantenimiento de campo
400 Materiales e insumos
500 Servicios de explotacion
600 Salud, seguridad y medio ambiente
700 Seguros
800 Gastos generales
1000 Compensaciones a la comunidad
1100 Alquileres
1300 Impuestos
3.2 PLANTA(*)
100 Personal
200 Mantenimiento de instalaciones y
equipo
300 Mantenimiento de campo
400 Materiales e insumos
500 Servicios de explotacion
600 Salud, seguridad y medio ambiente
700 Seguros
800 Gastos generales
1000 Compensaciones a la comunidad
1100 Alquileres
1300 Impuestos
810,672
163,461
-
32,427
376,665
-
5,403
181,648
7,068
1,115,340
476,467
30,172
576,546
-
11,734
20,42
-
799,822
146,201
167,963
206,596
186,476
7,068
5,403
10,182
44,000
25,933
-
1,078,733
399,209
19,223
210,711
261,996
150,68
9,476
11,734
-
601
15,102
-
TOTAL OPEX DIRECTO (4) 1,926,013 1,878,555
2.9.3 Costos operativos de campo

22. En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de
hidrocarburos correspondiente al campo (mantenimiento y operación de pozos, líneas y
facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta).
2.9.4 Operativos de la planta
En este rubro se incorporan todos los gatos directos de producción y procesamiento de
hidrocarburos correspondiente a la planta/batería.
2.9.5 Costos operativos indirectos
Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y
dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación, estudios de
reservorios, control de producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio
(finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc.) .
Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios, servicios, gastos de
viaje y representación, gastos de ubicación y traslado, alquileres transporte,
telecomunicaciones, materiales, suministros, gastos legales, seguros, servicios de
informática, cargos bancarios y otros. Este presupuesto es descontado por un monto
estimado de costos a capitalizar por los recursos empleados en los diferentes proyectos
de inversión que la empresa pretende realizar en esta gestión, en función a la
metodología de distribución de costos que tiene la empresa mediante hojas de tiempo.
Para facilitar las futuras auditorias que YPFB realizara a los costos recuperables, la
siguiente tabla se presenta los montos de costos indirectos antes de su asignación al
campo, puesto que una vez realizada esta distribución se dificultaría el seguimiento de
la documentación de respaldo.
2.10 PRODUCCIÓN
 Volúmenes de hidrocarburos producidos
2.11 HISTORIAL DE PRODUCCION DE CAMPO
2.12 RECUPERACION SECUNDARIA
Desde noviembre del 2003, el campo cuenta con sistema de inyección de agua para
recuperación secundaria. Se inició como un proyecto piloto con un solo pozo inyector

23. PJS-6H y como resultado del cambio de pendiente de la declinación de la producción, el
año 2015, se adicionaron como pozos inyectores de agua el PJS-3D y PJS-10D,
ampliándose el área de influencia de la inyección.
Como resultado de la inyección de agua hay un cambio en la pendiente de declinación y
adicionalmente se ha logrado represurizar el reservorio.
2.13 YPFB CHACO APLICARÁ RECUPERACIÓN TERCIARIA EN CAMPO
PATUJUSAL
El campo Patujusal es el principal candidato para la implementación de la tecnología de
recuperación terciaria, el cual se aplicará por primera vez en Bolivia, afirmó Luis Carlos
Sánchez, gerente de operaciones de YPFB Chaco.
De este modo con la implementación de esta tecnología de recuperación terciaria se
podría obtener un 10% más del OOIP (petróleo original en el sitio) con un efecto
incremental en la producción de alrededor de 33% o alrededor de 90 BPD (barriles por
día) adicionales, generando indicadores económicos alentadores, explicó Sánchez en
una publicación de la estatal petrolera.
La utilización de este método de recobro de producción forma parte de las estrategias
corporativas para desarrollar proyectos en campos maduros con reservas remanentes
importantes en arenas que se hayan atravesado y que en su momento no se tomaron en
cuenta. “Se trata de la visualización de nuevas oportunidades exploratorias
aprovechando la infraestructura existente y la aplicación de tecnologías de muy bajo
costo para revertir la declinación de estos campos”, detalló Sánchez.
En Bolivia se estudiaron varios campos candidatos en búsqueda de condiciones
requeridas para la implementación de esta tecnología incluyendo análisis del agua de
inyección, agua de formación, estructura geológica del reservorio, proyectos de
recuperación secundaria implementador vía inyección de agua y otras más. En este
sentido se concluyó que el mejor candidato a evaluar sería el campo Patujusal, operado
por YPFB Chaco y ubicado en el departamento de Santa Cruz en la provincia Sara.

24. Patujusal inició operaciones el año 1993 con más de 2000 BPD de producción de crudo
y tiene una estructura tipo anticlinal de dirección E-W cerrado por una falla normal en la
parte Norte de la estructura.
El campo produce de la formación Petaca cuyo reservorio consta de 5.5 kilómetros de
largo y 2.5 de ancho. Las propiedades petrofísicas varían entre 22 a 28 por ciento en
porosidad y entre 130 a 1400 md de permeabilidad, convirtiéndolo en un excelente
candidato para la recuperación terciaria, se indica.
La sedimentación de las arenas productoras es de carácter fluvial, por lo cual se cuenta
con distribuciones de canal y barras de arena existiendo calcita y arcilla dispersa dentro
de los cuerpos arenosos.
La producción actual del campo Patujusal de la formación Petaca es de 300 BPD (barriles
de petróleo por día), 4.480 BPD de agua de la cual se reinyecta al reservorio alrededor
de 2.500 BPD para la implementación del sistema de recuperación secundaria mediante
inyección de agua.
En este sentido se indicó que la producción de gas está sobre los 400 Mscfd (millones
de pies cúbicos estándar por día), mientras que la producción acumulada de crudo para
la formación petaca del campo Patujusal es de alrededor de 9 MMBBL (millones de
barriles).
En términos de reservas las mismas fueron estimadas mediante el método de declinación
debido a la alta certidumbre que existe por los años de producción desde 1993 y a la
declinación normal del campo al ser este maduro. La cuantificación realizada a diciembre
del 2015 muestra una reserva remanente de 1 MMBBL.
La implementación del servicio se estima realizarla por dos años tiempo en el cual se
obtendría beneficios económicos e incremento de la producción, en el campo Patujusal
mediante un sistema de recuperación mejorada que será introducido por primera vez en
Bolivia.
2.13.1 Acerca de la tecnología

25. La extracción mejorada biológica es una tecnología cuyo principio es la inyección
continua de nutrientes inorgánicos para estimular las bacterias en el reservorio, lo cual
es una ventaja ya que las bacterias propias del reservorio están acostumbradas a las
condiciones del mismo, a diferencia de organismos externos producidos en laboratorio,
generando un mayor impacto en el reservorio.
La tecnología está entre los métodos de recuperación terciaria disponibles de muy bajo
costo y requiere cambios mínimos en las facilidades de inyección.
Las ventajas más importantes del método son: reducir la tasa de declinación, habilitando
ganancias significativas en términos de reservas, aumento de la producción de crudo,
bajo capital de inversión, bajos costos operativos y respuesta rápida del reservorio.
Esta tecnología fue aplicada en varios países, en campos de Norte y Sur América como
por ejemplo en Alberta – Canadá donde se realizó una inyección continua de nutrientes
logrando minimizar una tasa de declinación de más del 30% por año a incrementar su
producción en alrededor de 100 BOPD (barriles de petróleo por día) adicionales.

26. CAPITULO III
3.1 CÁLCULOS
3.1.1 Propiedades físicas del campo Patujusal
Calculo de la gravedad específica
Comp. PTJ Fraccion
Molar (%)
Peso Molecular
(lb/lb-mol)
Peso Molecular
Aparente (lb/lb-mol)
N2 2.353 0.02353 28.0134 0.659155302
CO2 0.154 0.00154 44.01 0.0677754
H2S 0 0 34.08 0
C1 82.894 0.82894 16.043 13.29868442
C2 9.638 0.09638 30.07 2.8981466
C3 2.95 0.0295 44.097 1.3008615
i-C4 0.369 0.00369 58.123 0.21447387
n-C4 0.933 0.00933 58.123 0.54228759
i-C5 0.244 0.00244 72.15 0.176046
n-C5 0.269 0.00269 72.15 0.1940835
C6 0.196 0.00196 86.177 0.16890692
C7 0 0 100.204 0
TOTAL 100 1 19.5204211
Peso molecular aire 28.976(lb/lb-mol)
GE 0.673675494
Debido a que nuestra GE=0.67 se puede clasificar como un Gas Natural No Asociado ya
que el mismo se encuentra en el intervalo de 0.6<GE>0.7.
Calculo del factor de compresibilidad “Z”
Comp. PTJ Fraccion
Molar
Pc (psi) Psc (psi) Tc (F) Tsc (F)
N2 2.353 0.02353 493.1 11.602643 -232.51 -5.47096
CO2 0.154 0.00154 1071 1.64934 87.91 0.1353814
H2S 0 0 1300 0 212.45 0
C1 82.894 0.82894 656.4 544.116216 -116.67 -96.71243
C2 9.638 0.09638 706.5 68.09247 89.92 8.6664896
C3 2.95 0.0295 616 18.172 206.06 6.07877

27. i-C4 0.369 0.00369 527.9 1.947951 247.46 0.9131274
n-C4 0.933 0.00933 550.6 5.137098 305.62 2.8514346
i-C5 0.244 0.00244 490.4 1.196576 369.1 0.900604
n-C5 0.269 0.00269 488.6 1.314334 385.8 1.037802
C6 0.196 0.00196 436.9 0.856324 453.6 0.889056
C7 0 0 395.8 0 512.7 0
TOTAL 100 1 654.084952 -80.71073
Primer Método
Psr 3.490372303
Tsr 1.626726725
Si se conoce la gravedad especifica del fluido ingresar el valor de GE:
GE 0.673675494
PC 670.0861823
TC 381.271552
Calculo de presion y temperatura pseudocritica
TPR 3.40702444 ADIMENSIONAL
PPR 1.618269175 ADIMENSIONAL
Usar grafica de Ppr vs Tpr para la obtención de z
Z 0.825 ADIMENSIONAL
Calculo de la densidad de un gas
NOTA: Se obtiene la densidad del gas a partir de la ecuación de estado de los gases
reales.
VARIABLE VALOR UNIDAD VARIABLE VALOR UNIDAD
GE 0.673675494 adimensional M 19.5204211 lb/lb-mol
P 2283 psia - - -
T 157 F T 617 R
Z 0.825 adimensional - - -
R 10.73 (psi*ft3/lb-mol
R)
- - -

28. Con estos datos se obtiene la densidad:
VARIABLE VALOR UNIDAD VALOR UNIDAD
ρ 8.159363082 lb/ft3 0.13075902 g/cc
Calculo del factor volumétrico de un gas
VARIABLE VALOR UNIDAD
P 2283 psia
T 617 F
Z 0.825 adimensional
CONSTANTE 0.02827
Con estos datos se obtiene el factor volumétrico:
β 0.00630317 (ft3/scf)
Calculo de la viscosidad
Formula general:
DONDE:
ρ = Densidad del gas (g/cc)
µ = Viscosidad del gas (cp)
k,x,y = constantes
Calculo de k
Formula general:
DONDE:
M = Peso molecular del gas (lb/lb-mol)
T = Temperatura (R)
UNIDAD UNIDAD
GE 0.6736755 adimensional 0.673675494 adimensional

29. T 157 F 617 R
Con la GE se obtiene el peso molecular del gas:
M 19.5204211 lb/lb-mol
Reemplazando datos en la ecuación se obtiene k:
Calculo de x
Reemplazando datos en la ecuación se obtiene x:
x 5.293259316
Calculo de y
Formula general:
Reemplazando datos en la ecuación se obtiene y:
y 1.341348137
Nota: se necesita obtener z para el cálculo de la densidad, para calcular z ir a la tabla
"1.1 cálculo del factor de compresibilidad - z"
Z 0.825
Calculo de la densidad del gas
Nota: se obtiene la densidad del gas a partir de la ecuación de estado de los gases
reales. Con estos datos se obtiene la densidad:
k 125.3646355

30. Reemplazando todos los valores calculados, obtenemos la viscosidad del gas:
k 125.3646355 adimensional
x 5.293259316 adimensional
y 1.341348137 adimensional
ρ 0.130759024 g/cc
µ 0.017712412 cp
3.1.2 Contenido de agua
COMP. PTJ Yi Mi
N2 2.353 0.02353 28.0134
CO2 0.154 0.00154 44.01
H2S 0 0 34.082
C1 82.894 0.82894 16.043
C2 9.638 0.09638 30.07
C3 2.95 0.0295 44.097
IC4 0.369 0.00369 58.123
NC4 0.933 0.00933 58.123
IC5 0.244 0.00244 72.15
NC5 0.269 0.00269 72.15
C6 0.196 0.00196 86.177
C7+ 0 0 100.204
TOTAL 100 1
3.1.3 Poder calorífico
COMP. PROMEDIO Yi CHV(BTU/FT3) HHV(BTU/FT3)
N2 2.353 0.02353 0 0
CO2 0.154 0.00154 0 0
H2S 0 0 0 0
C1 82.894 0.82894 909.4 1010
C2 9.638 0.09638 1618.7 1769.6
C3 2.95 0.0295 2314.9 2516.1
IC4 0.369 0.00369 3000.4 3251.9
NC4 0.933 0.00933 3010.8 3262.3
ρ 8.1593631 lb/ft3 0.130759024 g/cc

31. IC5 0.244 0.00244 3699 4000.9
NC5 0.269 0.00269 3706.9 4008.9
C6 0.196 0.00196 4403.8 4755.9
C7+ 0 0 5100 5502.5
TOTAL 100 1 1044.928701 1154.312869
3.1.4 Rendimiento
COMP PROM. CTTE NORM. GPM RENDIMIE
N
N2 2.353 91.413 23.53 0.25740321 IMPUREZAS 0.28359057
3
CO2 0.154 58.807 1.54 0.02618736
H2S 0 74.401 0 0
C1 82.894 59.135 828.94 14.017756 GAS
NATURAL
16.5895352
5
C2 9.638 37.476 96.38 2.57177927
C3 2.95 36.375 29.5 0.81099656 GLP 1.22491059
IC4 0.369 30.639 3.69 0.12043474
NC4 0.933 31.791 9.33 0.29347929
IC5 0.244 27.38 2.44 0.08911614 GASOLINA
NATURAL
0.26671987
NC5 0.269 27.673 2.69 0.09720666
C6 0.196 24.379 1.96 0.08039706
C7+ 0 21.725 0 0
TOTAL 100 1000
3.1.5 Presión de burbuja
COMP. PATUJUSAL% Yi Tc Pc Tc*Yi Pc*Yi
N2 2.353 0.02353 227.16 493.1 5.3450748 11.602643
CO2 0.154 0.00154 547.58 1071 0.8432732 1.64934
C1 82.894 0.82894 343 666.4 284.32642 552.405616
C2 9.638 0.09638 549.59 706.5 52.9694842 68.09247
C3 2.95 0.0295 665.73 616 19.639035 18.172
i-C4 0.369 0.00369 734.13 527.9 2.7089397 1.947951
n-C4 0.933 0.00933 765.29 550.6 7.1401557 5.137098
I-C5 0.244 0.00244 828.77 490.4 2.0221988 1.196576
RELCION DE PC 0.905238717
INDICE DE WOOBE 1406.14694 BTU/FT3
GE 0.673884803

32. n-C5 0.269 0.00269 845.47 488.6 2.2743143 1.314334
C6 0.196 0.00196 913.27 436.9 1.7900092 0.856324
C7+ 0 0 972.37 396.8 0 0
TOTAL 100 1 379.058905 662.374352
COMP. Tebull. ω Pb Ki Ki*Yi
N2 109 0.04 9.67430172 11.3227459 0.26642421
CO2 194 0.22 9.5665E-05 0.00171075 2.6346E-06
C1 94 0.01 26.6274123 0.88462647 0.73330226
C2 303 0.1 0.00976818 0.00279114 0.00026901
C3 416 0.15 6.6923E-05 6.2476E-05 1.843E-06
i-C4 471 0.18 7.2176E-07 5.3867E-06 1.9877E-08
n-C4 491 0.19 6.7913E-07 2.0046E-06 1.8703E-08
I-C5 542 0.23 1.3812E-08 1.5589E-07 3.8037E-10
n-C5 557 0.25 6.771E-09 6.932E-08 1.8647E-10
C6 616 0.3 2.3918E-10 3.3606E-09 6.5867E-12
C7+ 669 0.35267516 0 1.7784E-10 0
36.3116463 1
Pb 36.3116 psi
Tb 220 °R
3.1.6 Presión de rocío
COMP. PATUJUSAL
%
Yi Tc Pc Tc*Yi Pc*Yi
N2 2.353 0.02353 227.16 493.1 5.3450748 11.602643
CO2 0.154 0.00154 547.58 1071 0.8432732 1.64934
C1 82.894 0.82894 343 666.4 284.32642 552.405616
C2 9.638 0.09638 549.59 706.5 52.9694842 68.09247
C3 2.95 0.0295 665.73 616 19.639035 18.172
i-C4 0.369 0.00369 734.13 527.9 2.7089397 1.947951
n-C4 0.933 0.00933 765.29 550.6 7.1401557 5.137098
I-C5 0.244 0.00244 828.77 490.4 2.0221988 1.196576
n-C5 0.269 0.00269 845.47 488.6 2.2743143 1.314334
C6 0.196 0.00196 913.27 436.9 1.7900092 0.856324
C7+ 0 0 972.37 396.8 0 0
TOTAL 100 1 379.0589049 662.374352

33. T 500 R
PR 257.99 psi
3.1.7 Curva envolvente
-Curva del punto de Burbuja
T P
150 0.67
180 4.93
200 13.54
220 31.11
230 44.71
250 84.76
270 146.33
300 289.93
310 353.69
320 426.19
330 507.81
379.059 662.374
COMPONENTE Tebull ω J Ki Yi/Ki
N2 109 0.04 2.2655E-06 40.2578058 0.000584483
CO2 194 0.22 2.6822E-06 2.22553004 0.00069197
C1 94 0.01 0.00022655 14.182519 0.058448009
C2 303 0.1 0.00024508 1.52431511 0.063228396
C3 416 0.15 0.00037086 0.30832341 0.095678754
i-C4 471 0.18 0.00013586 0.10527375 0.035051473
n-C4 491 0.19 0.00050298 0.07190004 0.129763496
I-C5 542 0.23 0.00038285 0.02470332 0.098772166
n-C5 557 0.25 0.00056889 0.01832824 0.146768061
C6 616 0.3 0.00143809 0.00528283 0.371013191
C7+ 669 0.3526
7516
0 0.0016093 0
TOTAL 405.636
3636
0.00387612 1

34. -Curva del punto de Rocío
Finalmente la Curva envolvente: Conformada por nuestras dos curvas anteriores.
T P
420 720
480 670
513 530
520 350
515 200
510 150
500 103.46
499 100.77
497 95.6
494 88.2
492 83.5
490 79
488 74.8
486 70.7
484 66.8
480 59.6
475 51.5
470 44.3
465 38
460 32
450 23
420 8
410 5.4
400 3.6
T P
150 0.67
180 4.93
200 13.54
220 31.11
230 44.71
250 84.76
270 146.33
300 289.93
310 353.69

35. 500 103.46
499 100.77
497 95.6
494 88.2
492 83.5
490 79
488 74.8
486 70.7
484 66.8
480 59.6
475 51.5
470 44.3
465 38
460 32
450 23
420 8
410 5.4
400 3.6

36. Pruebas de producción en planchada y en planta
Fecha Dias P surg (psi) CK n/64”
GAS
(Mpcd)
PET (bpd) °API
AGUA
(bpd)
GLS (Mpcd)
03.08.2014 3 150 104 24 242 35 344 356
04.08.2014 4 150 104 24 242 35 344 356
05.08.2014 5 210 104 27 142 37 271 357
06.08.2014 6 195 104 30 124 36 211 342
07.08.2014 7 130 104 56 179 36 231 376
07.08.2014 7 191 104 33 130 35 194 360
16.08.2014 16 101 104 62 185 35 185 380
17.08.2014 17 101 104 60 184 34 177 378
21.08.2014 21 101 104 57 188 35 149 390
01.09.2014 32 80 104 33 112 35 114 426
13.09.2014 44 103 104 42 125 34 202 465
19.09.2014 50 100 104 40 104 35 187 448
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
0 10 20 30 40 50 60
Valor
Tiempo (dias)
Presion
GAS
PET
AGUA
GLS
API

37. DATOS INICIALES may-15 ago-14
Petroleo Gas Np (BBL) 8820553 Pw 101
Vr (m3) 45351750 20017250 Gp (PC) 6600008000 Ps 668.33
φ 0.23 0.22 Wp (BBL) 24879611 Qo 185.67
Sw 0.47 0.47 %Producido Pet 29.6810027 IP 0.32726984
Bg (pcs/pc) 150.86 150.86 %Producido Gas 53.0777229
Bo (bbl/bls) 1.17
Presion (psi) 2283 2264
Temperatura (°F) 157 154
Factor de desviacion z 0.864 0.86
API 34.8
Relacion Gas-Petroleo (pc/bbl) 215
m 0.441377676
Volumen (BBL) 34769873.2
Volumen a cn (STB) 29717840.3
Volumen (CF) 82424832.95
Volumen (SCF) 12434610299
Volumen (MMBBL) 34.7698732
Volumen a cn (MMSTB) 29.7178403
Volumen (MMCF) 82.42483295
Volumen (MMSCF) 12434.6103
Volumen (TSCF) 0.01243461

38. Q = 2030e-0,042t
Q=100
Para un caudal de 100 el tiempo
es:
76.94791129meses
6.412325941años
Tiempo
(meses)
Caudal
(bbl/d)
0 2000
3 1800
6 1600
9 1400
12 1300
14 1150

39. y = 2010.5e-0.039x
R² = 0.9938
0
500
1000
1500
2000
2500
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Caudal
(bbl/d)
Tiempo (meses)

40. CONCLUSIONES
El Campo Patujusal al tener un contenido de 82.89% de metano puede ser considerado
un yacimiento de gas natural no asociado y posteriormente con un análisis de la gravedad
especifica de GE=0.67 queda rectificada la hipótesis anterior con un PMaparente=19.41
lb/lb-mol.
Por el valor del factor volumétrico de Bg=0.01345652 cf/scf podemos observar que este
pertenece a un valor de un fluido en fase gaseosa.
Con los cálculos realizados para el rendimiento lo que se obtuvo en mayor proporción
fue del Gas Natural el cual tiene un valor de 16.59 lo cual nos indicara que dicho producto
se enviara a una planta de tratamiento de Gas Natural.
Al tener los valores del poder calorífico inferior de CHV=1044.989BTU/ft3
con un poder
calorífico superior de HHV=1154.312 BTU/ft3
y el IW=1406.147 BTU/ft3
podremos
fácilmente cumplir las normativas que se requieren para la exportación de este gas
natural a los países vecinos de Brasil y Argentina, los cuales son 1034 y 1000 BTU/PCN
respectivamente; ya que los valores CHV Y HHV son elevados comparados con los
requeridos por dichos países.
Debido a que el contenido de licuables está directamente relacionado con el poder
calorífico y este valor al estar muy sobre el mínimo suscrito por los contratos
internacionales nos indica la opción de una planta de extracción de licuables.
Obtenida la gráfica de la envolvente podemos ubicar el punto inicial del reservorio; el
cual se ubica en la sección gaseosa por encima del punto de burbuja en la parte superior
derecha, comprobándose así que este es un reservorio del tipo gaseoso produciéndose
gas natural no asociado.
Según los cálculos de reservas y producción acumulada de gas y petróleo se estimó que
se produjo el 30% de petróleo y el 53% de gas para mayo de 2015.
Se observó una clara tendencia a la caída de producción el año 2003 por lo que se
justifica el proyecto de inyección para recuperación secundaria

41. Según el historial de producción del campo hasta agosto de 2014 se puede observar que
el primer año (1994) se produjo únicamente gas y petróleo, desde 1995 se produjo agua
con un incremento notable, a la última fecha de dato la producción de agua es mayor
que la de petróleo en una relación de 5000:500 o 10:1 y comparada con la del gas es
5000bbl:500000cf por lo que se debe tener cuidado con la utilidad de este campo.