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1. DIFERENCIA DE PRESIÓN EN EL POZO DE PERFORACIÓN DE
HUAMAMPAMPA-BOLIVIA
La perforación del pozo Ingre X-1 llegó a la formación Huamampampa, estructura donde se
hace más posible la determinación de la existencia de reservas de gas y condensado.
El pasado 10 de octubre, la empresa Petrobras, que viene realizando una cuantiosa inversión en
la exploración de este pozo alcanzó los 4.300 metros de profundidad y, actualmente, llegó a los
5.036 metros, según fuentes confiables a las que contactó este diario. Huamampampa, el
objetivo final de la perforación, es una formación geológica en la que se manifestaron
existencias de gas y condensado en pozos como Itaú, Bermejo, Sábalo, Margarita e incluso
Huacaya. El ángulo de inclinación con el que se mantiene la perforación también sugiere que se
continúa explorando en la vía correcta sin llegar a ningún flanco vacío.
Con estos indicadores, aumentan aún más las expectativas de que se encuentre un nuevo
reservorio gasífero. De acuerdo con la interpretación que hace la industria petrolera, la
determinación de la calidad del contenido del pozo depende del largo de la estructura,
porosidad, permeabilidad, espesor de la formación, concentración de los hidrocarburos y la
propia presión del pozo.
Estas características serán evaluadas una vez se determine el espesor de la formación
Huamampampa, es decir, cuando se logre atravesar el total de esta estructura. La estatal
petrolera brasileña inició actividades en el pozo Ingre X-1, en febrero, y entonces proyectó una
perforación de hasta 5.800 metros para encontrar gas natural con una inversión de unos 40
millones de dólares.
DIFERENCIA DE PRESIÓN EN EL POZO DE PERFORACIÓN DE LOS
MONOS-BOLIVIA
Una muy buena alternativa estriba en la explotación del gas contenido en esquistos bituminosos.
En Bolivia tenemos la formación Los Monos, que se halla extendida en todo el Subandino y en el
interandino Sud y Centro, penetrando esta formación incluso a Argentina y Paraguay. La
potencia o sea el espesor de esta formación es alta en ciertas áreas y variable en otras. Por
ejemplo en el pozo Bulo Bulo X8 perforado en 1995, la formación Los Monos aparece a los
2.360 metros de profundidad y prosigue hasta los 3.978 metros o sea que en ese lugar presenta
un espesor de 1.618 metros.
En el pozo Cumandairenda X1 perforado el mismo año se presentó a los 1.945 metros y
continuó hasta los 3.204 metros o sea con una potencia de de 1.259 metros y así por el estilo,
en el pozo Iñiguazu X4 perforado también en 1995 aparece a los 743 metros y no tengo el dato
final, pero sé que proseguía presente a los 1.548 metros. Lamentablemente no tengo datos
suficientes como para hacer una buena estimación total del área y del volumen que ocupa esta
formación.

2. DIFERENCIA DE PRESIÓN EN EL POZO DE PERFORACIÓN DE
TARABUCO-BOLIVIA
La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si
asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión
como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante
este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo
definido como Empuje por Expansión de Fluidos.
Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción
adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente
evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación de gas excede la saturación
crítica, este se hace móvil.
A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. Sobre la
base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente el GOR observado
en los pozos. El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El
efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas
libre altamente expansible.La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta
normalmente en el rango de 3% o menos.
La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 5 a 30 % del
petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen
alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la
formación.
Los métodos que han sido desarrollados para predecir la recuperación de petróleo incluyen el
método de Muskat, diversas variaciones del método de Tarner, balance de materiales por
diferencias finitas, técnicas estadísticas y Simulación Numérica.

3. DIFERENCIA DE PRESIÓN EN EL POZO DE PERFORACIÓN DE
TARAPAYA-BOLIVIA
En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la
presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se
crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. El agua del acuifero invade
al reservorio originando una intrusiòn o influjo el cual permite que expande y desplaze el
petròleo o gas que se encuentra en la parte invadida desde el yacimiento hacia el hoyo mientras
la presiòn cae.
*Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por
empuje de agua se denominan:
 Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de gran espesor con
suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de
reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema.
 Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.
*Este mecanismo se clasifica en:
 Empuje De Agua fuerte: Este mecanismo existe solo donde el acuìfero es de calidad igual o
mayor que el yacimiento y tiene un volumen al menos 10 veces mayor al del yacimiento o està
conectada a una recarga superficial. Este tipo de empuje es mucho màs efectivo en yacimientos
de petròleo que de gas.
 Empuje De Agua Parcial: Este tipo de empuje resulta donde un acuìfero tiene una calidad màs
baja en terminos de geometrìa de poros o tiene un volumen limitado, y se produce una
expansiòn limitada de agua. Cuando disminuye el aporte de agua, la tasa de producciòn de
Hidrocarburos cae màs rapido que en un yacimiento con fuerte empuje de agua y se reduce el
recobro.
*Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:
 El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua.