TESIS

1. ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA
“MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
BOLIVIA
TRABAJO DE GRADO
“OneSTEP*, SISTEMA SIMPLIFICADO DE ESTIMULACIÓN
MATRICIAL PARA ARENISCA APLICADO A LA FORMACIÓN
LOWER PETACA EN EL POZO PLM – C4 DEL CAMPO
PALOMA”
CARLOS ALBERTO PEREZ CRUZ
SANTA CRUZ, 2013

2. ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA
“MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
BOLIVIA
TRABAJO DE GRADO
“OneSTEP*, SISTEMA SIMPLIFICADO DE ESTIMULACIÓN
MATRICIAL PARA ARENISCA APLICADO A LA FORMACIÓN
LOWER PETACA EN EL POZO PLM – C4 DEL CAMPO
PALOMA”
CARLOS ALBERTO PEREZ CRUZ
MODALIDAD: PROYECTO DE
GRADO, PRESENTADO COMO
REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR
AL TÍTULO DE LICENCIADO EN
INGENIERÍA PETROLERA.
TUTOR: ING. MARIO RIOJA LEONARD
SANTA CRUZ, 2013

3. DEDICATORIA
Este trabajo está dedicado a:
Todas las personas que brindaron
su apoyo durante la elaboración de
este proyecto, mediante sus
palabras y tiempo dedicados a mi
persona.
Quiero dedicar como una mención
especial a mi familia que siempre
me dieron apoyo y mostraron su
alegría al saber que supere las
barreras que existían para la
conclusión de este proyecto,
también dedicar a mi tío y mi
abuelito que están en el cielo y
fueron mis guardianes de lucha en
cada defensa del proyecto.

4. AGRADECIMIENTOS
A: Nuestro señor Dios por darme la sabiduría, el conocimiento, la
paciencia, el amor, la fuerza y voluntad para realizar este trabajo.
A: Mis padres JUAN CARLOS PEREZ FLORES Y MONICA CRUZ
FLORES por brindarme su apoyo incondicional ya que sin su apoyo
no estaría cumpliendo esta meta en mi vida , a mis tíos GUSTAVO
PEREZ Y BERNADETH PEREZ por apoyarme y alentarme en el
desarrollo de este proyecto, a mis hermanos mis mejores amigos
CARLOS Y CONSUELO y a mi abuelita CONSUELO FLORES Vda
DE PEREZ en especial ya que con todo entusiasmo quiso verme
como profesional y gracias a Dios lo estoy cumpliendo.
A: ING. WALTER BARRIOS MARTINEZ por colaborarme y
asesorarme en el desarrollo de este proyecto y haberme dado una
gran oportunidad de conocer de más cerca la industria petrolera.
A Mi tutor ING. MARIO RIOJA por la paciencia por la predisposición
de colaborarme incondicionalmente en la etapa de la construcción
del presente trabajo de grado.
A: Mis compañeros de curso de DECIMO SEMESTRE DE
INGENIERÍA PETROLERA por estos cinco años en donde
entablamos una amistad que para el futuro espero que sea
duradera.
A: La ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA, al plantel docente y jefe
de carrera por brindarnos durante estos cinco años los instrumentos
de enseñanza para construir nuestros conocimientos sobre bases
fundamentales.
A: La empresa SCHLUMBERGER SURENCO S.A por la colaboración
hacia mi persona para la elaboración de este proyecto de grado.

5. i
INDICE DE CONTENIDO Pag.
CAPITULO 1 GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................. 1
1.2 ANTECEDENTES............................................................................ 2
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.............................................. 4
1.3.1 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA ............................................... 4
1.3.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.................................................. 4
1.4 OBJETIVOS Y ACCIONES.............................................................. 5
1.4.1 OBJETIVO GENERAL ..................................................................... 5
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS............................................................ 5
1.4.3 ACCIONES ...................................................................................... 5
1.5 JUSTIFICACIÓN.............................................................................. 6
1.5.1 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA ............................................................. 6
1.5.2 JUSTIFICACIÓN ECONOMICA....................................................... 8
1.6 ALCANCE ........................................................................................ 9
1.6.1 ALCANCE TEMÁTICO..................................................................... 9
1.6.2 ALCANCE GEOGRÁFICO............................................................... 9
1.6.3 ALCANCE TEMPORAL ................................................................... 9
1.7 METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN ...................................... 9
CAPITULO 2 MARCO TEORICO
2.1 ANALISIS DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD ............................. 10
2.2 FACTOR SKIN............................................................................... 12
2.3 ESTUDIO DE LA COMPOSICION MINERALOGICA
DE LA ROCA ................................................................................. 14
2.3.1 Estructura de roca de una formación arenisca............................... 14
2.4. ESTUDIO DE LAS PROPIEDADES PETROFISICAS
DE LA ROCA ................................................................................. 16
2.4.1. Porosidad....................................................................................... 16
2.4.2. Permeabilidad ................................................................................ 17
2.4.3. Ley de Darcy.................................................................................. 18
2.5. ESTIMULACION MATRICIAL - DAÑO A LA FORMACIÓN ........... 20

6. ii
2.5.1. Estimulación matricial convencional para areniscas ...................... 21
2.5.2. Daño a la formación...................................................................... 22
2.5.2.1. Capturas de las partículas suspendidas ........................................ 22
2.5.2.2. Movimiento Browniano................................................................... 23
2.5.2.3. Procesos físicos que producen daño a la formación:..................... 24
2.6. ANALISIS NODAL.......................................................................... 29
2.6.1. Clasificación de nodos: .................................................................. 29
2.6.2. Elementos que componen el sistema del análisis nodal ................ 30
2.6.3. Componentes que intervienen en el análisis nodal........................ 30
2.7. ANALISIS DE LA COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS...................... 37
2.7.1. Compatibilidad de ácido y petróleo ................................................ 37
2.8. DISEÑO DEL TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL
CON OneSTEP*............................................................................. 38
2.8.1. OneSTEP* sistema simplificado de estimulación matricial para
areniscas........................................................................................ 38
2.8.2. Diseño del tratamiento: .................................................................. 41
2.8.2.1. Calculo del caudal máximo permisible de inyección ...................... 41
2.8.2.2. Calculo de la máxima presión permitida en superficie ................... 43
2.8.2.4. Diseño del fluido de tratamiento..................................................... 47
2.8.3. Ejecución del tratamiento............................................................... 49
2.8.4. Evaluación del tratamiento............................................................. 49
2.8.4.1. Monitoreo de la evolución de Skin durante el tratamiento............ 50
2.9. EVALUACIÓN ECONÓMICA PARTE CONCEPTUAL................... 52
2.9.1. Flujo de caja................................................................................... 52
2.9.2. Tasa Interna de Retorno (TIR) ....................................................... 52
2.9.3. Valor Actual Neto (VAN) ................................................................ 53
2.9.4. Relacion Beneficio Costo ............................................................... 54
2.9.5. Costo de Oportunidad Capital (COK)............................................. 54
2.9.6. Costo variable ................................................................................ 54
2.9.7. Costo fijo ........................................................................................ 54
2.9.8. Impuestos....................................................................................... 54

7. iii
2.9.9. Calculo de la declinacion de la produccion mediante metodo
exponencial.................................................................................... 54
CAPITULO 3 MARCO PRACTICO
3.1. Recopilación del historial de producción y el esquema del pozo ... 57
3.1.1. Descripción del pozo...................................................................... 57
3.1.2. Esquema del pozo PLM – C4......................................................... 58
3.1.3. Historial de producción del pozo.................................................... 60
3.2. Análisis de datos del reservorio ..................................................... 61
3.3. Caracterización del tipo de roca y su mineralogía......................... 63
3.4. Condiciones petrofísicas de la roca ............................................... 63
3.5. Identificación del tipo y el mecanismo de daño en la
matriz crítica................................................................................... 64
3.5.1. Daño por precipitación de material orgánico................................. 64
3.5.2. Daño por incrustaciones de carbonato de calcio ( )............ 64
3.6. Análisis nodal para determinar la caída de presión en el
sistema de producción del pozo..................................................... 67
3.7. Verificación de la compatibilidad de los fluidos de formación
con el fluido de tratamiento de estimulación mediante
pruebas de laboratorio. .................................................................. 74
3.8. Estimación de presiones y volúmenes del fluido de tratamiento
de estimulación. ............................................................................. 75
3.8.1. Caudal máximo de inyección. ........................................................ 75
3.8.2. Volúmenes y concentraciones del fluido de tratamiento ............ 78
3.9. Programación de la logística de la operación ................................ 82
3.10. Plan de bombeo y de recomendaciones de inducción del pozo..... 83
3.10.1. Recomendaciones de inducción del pozo...................................... 87
3.10.1.1. Calculo de volúmen de nitrógeno N2.............................................. 88
3.11. Monitoreo del factor de danio (Skin) a través del método de
Paccaloni ....................................................................................... 89
CAPITULO 4 EVALUACION TECNICA Y ECONOMICA
4.1. Evaluación Técnica........................................................................ 93

8. iv
4.2. Evaluación económica ................................................................... 96
CAPITULO 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones................................................................................ 101
5.2. Recomendaciones ....................................................................... 102
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................... 103
GLOSARIO ..................................................................................................... 103
ABREVIATURAS Y TÉRMINOS ......................................................................... 106
ANEXOS ..................................................................................................... 107

9. v
INDICE DE CUADROS Pag.
Cuadro 1.1 Estimulación convencional y una estimulación con OneStep* ........ 4
Cuadro 1.2 Acciones de investigación................................................................ 5
Cuadro 2.1 Comparación entre estimulación matricial para areniscas y
estimulación matricial para carbonatos.......................................... 20
Cuadro 2.2 Ecuaciones para fluido Newtoniano - flujo turbulento .................... 44
Cuadro 2.3 Coeficiente de Choke versus tamaño del Choke ........................... 47
Cuadro 2.4 Guía para la formulación del fluido del sistema OneSTEP*
temperaturas de 200 a 275 F (94 a 135 C) .................................... 47
Cuadro 2.5 Guía para la formulación del fluido del sistema OneSTEP* a
temperaturas de 275 a 375 F (135 a 191 C) .................................. 48
Cuadro 3.1 Datos de la formacion .................................................................... 61
Cuadro 3.2 Composición mineralógica de la roca ............................................ 63
Cuadro 3.3 Condiciones petrofísicas de la roca ............................................... 64
Cuadro 3.4 Propiedades del agua de formacion del pozo PLM C-4................. 65
Cuadro 3.5 Resultados de la prueba fisicoquímica del agua de formacion –
Solidos disueltos ............................................................................ 65
Cuadro 3.6 Datos del reservorio y del pozo PLM – C4..................................... 67
Cuadro 3.7 Calculo de caudales de producción ............................................... 69
Cuadro 3.8 Cuadro de valores de análisis nodal .............................................. 72
Cuadro 3.9 Capacidad de la bomba triplex serie PG........................................ 78
Cuadro 3.10 Cuantificación de volúmenes de cada componente del fluido de
tratamiento de OneSTEP ............................................................... 79
Cuadro 3.11 Recomendaciones de las concentraciones del Inhibidor de
corrosión ........................................................................................ 79
Cuadro 3.12 Especificaciones del Coiled Tubing ............................................... 80
Cuadro 3.13 Cuadro de volumen de divergente................................................. 81
Cuadro 3.14 Numero de etapas de estimulación................................................ 81
Cuadro 3.15 Numero de etapas de una estimulación matricial con OneSTEP* . 82
Cuadro 3.16 Disminución del factor skin, caudales de bombeo y presiones
de superficie (método de Paccaloni) ............................................. 91

10. vi
Cuadro 4.1 Datos para la inversión de la estimulación al pozo PLM – C4....... 98
Cuadro 4.2 Flujo de caja del proyecto para el tratamiento de estimulación
en el Pozo PLM – C4 ..................................................................... 99

11. vii
INDICE DE FIGURAS Pag.
Figura 1.1 Curvas de producción de líquidos.................................................... 3
Figura 2.1 Diagrama de presión y temperatura (P vs T) ................................. 11
Figura 2.2 Efecto de permeabilidad sobre los cambios del flujo radial............ 13
Figura 2.3 Matriz de la roca............................................................................. 15
Figura 2.4 Mecanismos de captura de partículas finas ................................... 23
Figura 2.5 Sistema de producción................................................................... 30
Figura 2.6 Curva IPR para pozos de petróleo................................................. 33
Figura 2.7 Curva IPR para pozos gasíferos .................................................... 36
Figura 2.8 Esquema de equipo en un tratamiento de estimulación
convencional .................................................................................. 39
Figura 2.9 Esquema de equipo en un tratamiento de estimulación con
OneSTEP*...................................................................................... 40
Figura 2.10 Determinación de QZ ..................................................................... 45
Figura 2.11 Factor de desviación Z del nitrógeno N2 ........................................ 46
Figura 2.12 Grafica de un Análisis Nodal, optimización de la curva Inflow ...... 50
Figura 3.1 Localización del pozo candidato .................................................... 57
Figura 3.2 Descripción del arreglo de producción del pozo PLM – C 4........... 59
Figura 3.3 Producción actual del pozo Paloma - C4 ....................................... 61
Figura 3.4 Registro eléctrico PLM – C4........................................................... 62
Figura 3.5 Daño a la formacion....................................................................... 67
Figura 3.6 Grafica del índice de producción del pozo PLM – C4 en base a
datos del cuadro 10........................................................................ 70
Figura 3.7 Análisis Nodal del pozo PLM – C4................................................. 71
Figura 3.8 Compatibilidad de fluidos ............................................................... 75
Figura 3.9 Explicación de las presiones de operación y la presión
de fractura...................................................................................... 77
Figura 3.10 Ubicación de equipos en el pozo PLM – C4 .................................. 85
Figura 3.11 Válvula 2 X 2, WECO 1502............................................................ 86
Figura 3.12 Tee, accesorio de línea de tratamiento de alta presión.................. 86
Figura 3.13 Calculo del factor volumétrico del gas nitrógeno............................ 89

12. viii
Figura 3.14 Esquema de bombeo durante el tratamiento de estimulación
matricial.......................................................................................... 92
Figura 4.1 Análisis Nodal del pozo PLM – C4 post tratamiento de
estimulación matricial..................................................................... 94
Figura 4.2 Diagnóstico de la ejecución del tratamiento................................... 95
Figura 4.3 Declinación de la producción por método exponencial .................. 96
Figura 4.4 Flujo de caja acumulado .............................................................. 100

13. CAPITULO 1 GENERALIDADES

14. 1
1 GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCIÓN
El daño a la formación es un factor que influye en la caída de la producción de
hidrocarburos debido a la reducción de la permeabilidad en el entorno de pozo o
‘’near wellbore’’ este daño es ocasionado por las operaciones de perforación,
terminación o producción, para eliminar el daño y reestablecer la permeabilidad
natural de la operación se realiza tratamientos de estimulación ya sea por
acidificación o por fracturamiento.
La estimulación matricial es el proceso de inyección de fluido ya sea de un ácido o
solvente a un pozo viejo o un pozo que haya sido terminado recientemente, la
estimulación matricial permite que el ácido penetre a la formación a una presión
inferior a su presión de fracturamiento.
La selección del fluido de tratamiento depende del daño que ha sido causado a la
formación como también la mineralogía de la roca, los parámetros del reservorio y
las condiciones en las que se encuentra el pozo actualmente.
La acidificación matricial se divide en dos partes una para formaciones de
carbonatos y otra para formaciones de areniscas. La acidificación matricial para
formaciones de areniscas se realiza usando ácido fluorhídrico (HF) dicho acido
debe ser operado previamente con ácido clorhídrico (HCL) para que este disuelva
el carbonato de calcio ya que el ácido fluorhídrico en contacto con el carbonato de
calcio genera precipitado empeorando el daño que se quiere tratar.
La desventaja que trae el ácido clorhídrico (HCl) como el ácido fluorhídrico (HF) es
la disolución excesiva que puede generar en la matriz de la roca como la
disolución del material cementante causando disgregación de la roca como
también la corrosión al metal de las bombas, válvulas y tuberías del pozo al que
se somete el tratamiento de estimulación debido a esto se toma en cuenta los
ácidos orgánicos que son débiles a comparación de los ácidos clorhídrico y
fluorhídrico.

15. 2
El sistema simplificado OneSTEP* para areniscas es un método de estimulación
que contiene quelante y bifloruro de amonio en su composición, disminuyendo los
riesgos de corrosión en herramientas y lesiones del personal en el pozo ya que la
manipulación de ácidos será disminuida al mínimo como también el número de
equipos a utilizar en la operación ya que el fluido del tratamiento base quelante y
bifloruro de amonio engloba las etapas de un tratamiento convencional (preflush,
fluido de tratamiento y postflush) en una sola etapa llegando a considerarse como
un tratamiento no convencional.
La demanda de hidrocarburo a nivel mundial va en crecimiento se estima que para
el 2020 se requerirá un 40% más del consumo estimado en el 2007 por lo tanto las
empresas operadoras se ven forzadas a realizar tratamientos de estimulación a
los pozos productores que muestran una caída en la producción, en Bolivia se
cuenta con campos maduros que muestran significativas caídas de producción
debido a los daños que se efectúan a la formación. Se propondrá un tratamiento
de estimulación matricial OneSTEP* para restaurar la permeabilidad, se
seleccionará al pozo PLM – C4 para aplicar el tratamiento a la formación
productora Lower Petaca de los campos Paloma - Surubí.
1.2 ANTECEDENTES
El campo petrolero Paloma ubicado en Cochabamba, en el límite con el
departamento de Santa cruz, principal productor de líquidos, producía alrededor
de 6.100 barriles diarios de petróleo (Bbld). Hoy, Paloma produce apenas 860
Bbld mostrando así la declinación en la producción en diez años desde el año
2000 hasta el 2010.
Paloma es solo un ejemplo del proceso de fuerte declinación que la producción
petrolera de Bolivia viene sufriendo en los últimos cinco años. Campos antiguos
como Paloma habían iniciado su previsible proceso de declinación natural hace
una década, la producción agregada de petrolero que 2000 alcanzara solamente
los 31.413 Bbld, en 2005, ha logrado alcanzar un pico de 50.756 Bbld antes de
iniciarse su preocupante contracción, para en 2010 lograr una leve recuperación
como muestra la figura 1.1

16. 3
Figura 1.1 Curvas de producción de líquidos
Fuente: Caídas de producción por año, YPFB (2010)
Debido a este problema productivo que tiene la industria petrolera en Bolivia se
está invirtiendo en la estimulación de pozos que hayan presentado una
disminución en su permeabilidad y posterior declinación de producción.
El tratamiento de estimulación matricial simplificada para arenisca OneSTEP*
innovara las técnicas de estimulación matricial aplicadas en el país debido a que
en las operaciones convencionales se aplica ácido fluorhídrico (HF) para
formaciones con areniscas conjuntamente con ácido clorhídrico el problema del
ácido fluorhídrico y el ácido clorhídrico (HCl) generan una gran concentración
ácida que logrará disolver el daño situado en la matriz de la roca pero esa
disolución puede estar incluida el material cementante de la roca lo que trae una
desconsolidación de la roca así también la corrosión en el metal de las
herramientas utilizadas durante la operación como ser las tuberías del pozo, otro
factor que influye es la envergadura de la operación debido a los pasos que se
realiza en una estimulación matricial convencional con el sistema de estimulación
OneSTEP* se reducirá de cuatro a solo un paso ahorrando tiempo y ocupando

17. 4
menor cantidad de personal en el área de trabajo lo que reducirá las lesiones por
el ácido en contacto con la piel y al ser inhalados ya que los ácidos clorhídrico y
fluorhídrico son tóxicos para el ser humano. También el daño que se causa al
medio ambiente a partir de la inyección de ácidos tóxicos y corrosivos.
A continuación en la cuadro 1 se mostrara la comparación entre la estimulación
convencional con el sistema de OneSTEP*.
Cuadro 1.1 Estimulación convencional y una estimulación con OneStep*
ESTIMULACION MATRICIAL
CONVENCIONAL
ESTIMULACION MATRICIAL CON
OneSTEP
Paso Tipo de Fluido Paso Tipo de fluido
1 Preflujo salmuera 1 Fluido de
tratamiento
2 Preflujo acido
3 Fluido de tratamiento
4 Postflujo
Fuente: Simplified Stimulation System, Schlumberger (2011)
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.3.1 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA
Los sistemas de estimulación matricial con ácidos como el ácido fluorhídrico (HF)
y ácido clorhídrico (HCL) tienen alta corrosividad a las herramientas como también
el riesgo de generar precipitado aplicando HF y empeorar el daño a la formación
productora.
1.3.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
¿Cómo se podrá mitigar el daño a la formación productora reduciendo el riesgo de
precipitados que puede ocurrir en una estimulación matricial convencional?

18. 5
1.4 OBJETIVOS Y ACCIONES
1.4.1 OBJETIVO GENERAL
Proponer un tratamiento de estimulación matricial aplicado a la formación Lower
Petaca a través del sistema simplificado de estimulación OneSTEP* para mitigar el
daño a la formación e incrementar la productividad del pozo PLM – C4.
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
x Evaluar el pozo PLM – C4
x Diagnosticar el daño a la matriz critica de la formacion Lower Petaca
x Desarrollar un programa de diseño para una estimulación matricial con
OneSTEP*.
x Proponer un programa operativo de una estimulación matricial con
OneSTEP*.
x Evaluar el tratamiento matricial con OneSTEP* al aplicarse al pozo
candidato.
1.4.3 ACCIONES
CUADRO 1.2 ACCIONES DE INVESTIGACIÓN
OBJETIVOS ESPECÍFICOS ACCIONES
1. Evaluar el pozo PLM-C4.
1.1. Recopilación del historial de producción y el
esquema del pozo.
1.2. Análisis de los datos del reservorio.
2. Diagnosticar el daño en la matriz
crítica de la formacion Lower
Petaca.
2.1. Caracterización del tipo de roca y su mineralogía.
2.2. Condiciones petrofísicas de la roca.
2.3. Identificación del tipo y el mecanismo de daño en
la matriz critica
2.4. Análisis nodal para determinar la caída de
presión en el sistema de producción del pozo.
2.5. Verificación de la compatibilidad de los fluidos de
formación con el fluido de tratamiento de
estimulación mediante pruebas de laboratorio.

19. 6
3. Desarrollar un programa de
diseño para una estimulación
matricial con OneSTEP*.
3.1 Estimación de presiones y volúmenes del fluido de
tratamiento de estimulación.
4. Proponer un programa operativo
de una estimulación matricial
con OneSTEP*.
4.1 Programación de la logística de la operación.
4.2 Plan de bombeo y de recomendaciones de
inducción del pozo.
5. Evaluar el tratamiento matricial
con OneSTEP* al aplicarse al
pozo PLM - C4.
5.1. Evaluación después del tratamiento de
estimulación con OneSTEP* mediante análisis
nodal.
5.2. Evaluación de costos del tratamiento de
estimulación con OneSTEP* en comparación con
la producción recuperable del pozo.
1.5 JUSTIFICACIÓN
1.5.1 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA
La producción de hidrocarburos en Bolivia se encuentra en una etapa de
declinación debido a esto, las empresas operadoras de los campos productores
están implementando sistemas que aumenten la productividad de sus pozos
productores estos sistemas como la estimulación matricial por acidificación en
areniscas donde se utiliza el ácido fluorhídrico (HF) que disuelve el daño causado
a la formación restaurando la permeabilidad original, cada uno de los ácidos es
seleccionado dependiendo de la mineralogía de la roca que se está estudiando.
Un tratamiento convencional de estimulación para areniscas tiene los siguientes
pasos:
1.- Preflujo (salmuera) o brine preflush: El ácido fluorhídrico (HF) genera
precipitado cuando este entra en contacto con el agua de formación que contiene
en su concentración iones de K, Na o Ca debido a esto se inyecta primero un
Preflujo de salmuera que limpia las salmueras que se encuentran en la formación
que son incompatibles iónicamente con el tratamiento.

20. 7
2.- Preflujo (acido) o acid preflush: Esta etapa se encarga de disolver los
carbonatos que generan precipitado con el HF como Preflujo acido se inyecta el
ácido clorhídrico (HCL) que es soluble con carbonatos que se sitúan en la matriz
de la roca como material cementante.
3.- Algún tratamiento convencional: Esta etapa se encarga de inyectar el fluido
de tratamiento para eliminar el daño causado a la formación como el Mud Acid que
es la combinación del HCl y el HF debido a la cantidad de la material que daña a
la formacion ya sea incrustaciones como carbonatos o arcillas que taponan las
gargantas porales dichos materiales desgastan el fluido principal de un tratamiento
convencional el degasta significa la reducción de la capacidad de disolver que
tiene el ácido lo que genera dispersión del material que daña a la formacion lo que
con el tiempo de remojo llega a precipitar generando un daño durante una
estimulación matricial, al aplicarse un tratamiento no convencional con OneSTEP*
es el quelante que impide que los materiales que dañan a la formacion generen
precipitado cuando estos entren en contacto con el fluido de tratamiento ya que el
quelante neutraliza los minerales que tienen mayor riesgo de generar precipitado
como el calcio, el quelante al neutralizar al calcio impide que este mineral tenga
una reacción química común y lo mantiene en suspensión evitando la precipitación
del mismo.
4.- Sobredesplazamiento u overflush: Se inyecta un líquido miscible que sirve
para limpiar el remante de ácido que quedo en la formación ya que si se sitúa
mucho tiempo el ácido en la matriz critica de la roca puede generar reacciones
secundarias y terciarias llegando a generar precipitados.
El fluido principal del tratamiento para formaciones con areniscas es el HF es un
ácido que en contacto con los carbonatos situados en la matriz de la roca puede
generar precipitados (material insoluble), el ácido fluorhídrico (HF) disuelve los
aluminosilicatos (arcillas) dichas arcillas pueden llegar a taponar las gargantas
porales al reducir las gargantas porrales la permeabilidad disminuye y así la
producción de petróleo las arcillas en contacto con el agua puede expandirse

21. 8
hasta en un 600% más que su tamaño original lo que es un problema para el
estado del pozo y para la formacion.
La legislación Boliviana denomina al ácido fluorhídrico y clorhídrico como una
sustancia controlada (Anexo 1) lo cual es limitado su manejo a grandes
cantidades, otra desventaja es el peligro que corren los operadores en la
manipulación del ácido como también la corrosión a las herramientas como
tuberías y bombas lo cual es una desventaja operacional para ambas empresas la
de servicios y la operadora ya que a largo plazo se deterioran las herramientas, en
dicha estimulación por acidificación se realizan diversos pasos en la anterior etapa
se observaron cuatro pasos operacionales de un tratamiento convencional.
Al realizar un tratamiento de estimulación para areniscas con OneSTEP* se podrá
observar la reducción en los pasos de operación del tratamiento con OneSTEP*
comparado con un tratamiento convencional, como también la no utilización de
ácidos (HF y HCl) lo que evitará precipitaciones de material insoluble como el
fluoruro de calcio que se da cuando el ácido fluorhídrico entra en contacto con
carbonatos, también el ahorro de tiempo y costo acerca de los ácidos ya no será
necesario manejar sustancias controladas, la baja corrosividad a las herramientas
y la seguridad de trabajo a los operadores.
1.5.2 JUSTIFICACIÓN ECONOMICA
El presente trabajo muestra la implementación de un nuevo tratamiento de
estimulación que trae beneficios a ambas partes como la empresa operadora y la
empresa de servicios, la nueva tecnología que es el sistema de estimulación
matricial OneSTEP* trae beneficios en la operación trayendo consigo menores
costos como la menor cantidad de personal en el área de trabajo y mitigando el
daño a la formación aumentando así los caudales de producción, ya que el
gobierno creo un incentivo a las empresas operadoras a cerca de la producción de
petróleo en el país.

22. 9
1.6 ALCANCE
1.6.1 ALCANCE TEMÁTICO
Área de investigación: Ingeniería de producción
Ingeniería de reservorios
Geología
Tema específico: “OneSTEP*, sistema simplificado de estimulación
matricial para arenisca aplicado a la formación Lower
Petaca”
1.6.2 ALCANCE GEOGRÁFICO
El pozo PLM – C4 se encuentra en el campo Paloma - Surubí de la empresa
operadora REPSOL, dicho campo está ubicado en:
Localidad: Eterasama
Provincia: Carrasco
Departamento: Cochabamba
Ubicación fisiográfica: Limite entre pie de Monte y llanura Chaco – Beniana
Distancia: 176 Km al NO de la ciudad de Santa Cruz en línea
recta
1.6.3 ALCANCE TEMPORAL
El trabajo se realizara durante un tiempo de dos semestres en la gestión 2013.
1.7 METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN
El presente trabajo de grado será estructurado en base a una metodología de
investigación científica.

23. CAPITULO 2 MARCO TEORICO

24. 10
2 MARCO TEORICO CONCEPTUAL
2.1 ANALISIS DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD:
El índice de productividad o IP es un indicador de la capacidad para producir fluido
de un pozo. Se expresa como la relación entre el caudal producido en tanque (Q)
y la caída de presión del reservorio.
Cuando la presión dinámica de fondo de pozo (Pwf) es mayor que la presión de
punto de burbuja (Pb), el flujo de fluido es similar al flujo monofásico, y la curva
que representa al índice de productividad se representa con una recta,
representada por la siguiente relación:
Ecu. 2.1.
Dónde:
IP = Índice de productividad
Q = Caudal de fluido de ensayo
Pr = Presión estática promedio del reservorio
Pwf = Presión dinámica del reservorio a un caudal conocido
En cambio si Pwf es menos que Pb, resulta de un fluido multifásico, por lo tanto se
deberá usar el método del IPR (Inflow Performance Relationship).
La relación está dada por la siguiente ecuación:
Ecu. 2.2.
Dónde:
Pwf= Presión de fondo fluyente
Pr= Presión de reservorio
Q= Caudal de producción
A continuación se muestra el diagrama de presión y temperatura en donde se verá
cuando un flujo es monofásico o multifásico:

25. 11
Figura 2.1 Diagrama de presión y temperatura (P vs T)
Fuente: Matrix Engineering Manual (Schlumberger WS & Products)
Este diagrama muestra el comportamiento de un petróleo común con respecto a la
presión y temperatura si la presión del petróleo es mayor a la presión de Punto de
Burbuja o Bubble point se tendrá un flujo monofásico (solamente liquido), en el
momento que la presión de petróleo sea menor a la presión del Punto de Burbuja
se tendrá un flujo multifásico (líquido y gas).
El índice de productividad puede disminuir debido a los siguientes factores:
1. Turbulencia a altas ratas de flujo
2. Disminución de la permeabilidad del petróleo debido a la presencia de gas libre
resultante de la caída de presión por debajo del punto de burbujeo.
3. Aumento de la viscosidad del petróleo con caída de presión por debajo del
punto de burbujeo
4. Reducción de la permeabilidad debido a la compresibilidad de la formación
En yacimientos de empuje por depleción los índices de productividad de los pozos
decrecen a medida que la depleción procede, debido al aumento de viscosidad de
petróleo ya que el gas disuelto en petróleo se libera y queda como gas libre.

26. 12
Como también la reducción de la permeabilidad de la roca del petróleo a medida
que la saturación de petróleo disminuye.
El índice que productividad es un factor que determina el comportamiento del pozo
en un futuro también determina si el pozo ha sufrido daño debido a las etapas de
completación o workover, producción, operaciones de inyección o problemas
mecánicos.
2.2 FACTOR SKIN
El near-wellbore es la parte de la formación próxima al fondo de pozo que es
denominado matriz crítica debido a la caída de presión que se presenta en esta
parte.
Esta caída de presión puede ser a causa de un alteración natural o por materiales
inducidos el cual reduce la permeabilidad, el resultado es un daño en la zona
definido por un factor llamado ‘’skin’’. El daño skin es obtenido del resultado de la
disminución de la permeabilidad en la matriz critica.
El factor es utilizado para cuantificar los cambios de permeabilidad de la matriz
crítica. Otros términos son requeridos para definir el skin.
El valor k es usado para definir la permeabilidad del reservorio alterada y el valor
ks es usado para definir la permeabilidad alterada de la matriz crítica.
Por lo tanto: S >0 existe daño
S=0 zona no dañada
S<0 zona estimulada
.La permeabilidad alterada puede ser calculada usando la ecuación Hawkins
Ecu. 2.3.
Dónde:
S= skin
K= permeabilidad de la formación (md)

27. 13
Ks= permeabilidad alterada (md)
rs= radio de drenaje (ft)
rw= radio del fondo de pozo (ft)
La matriz crítica es definida como el área donde muestra algún daño debido a
invasión del lodo de perforación, migración de arcilla.
El radio de la matriz critica varia ente tres a cinco pies y el daño a la permeabilidad
en esta área puede reducir significativamente la producción ya que la presión de
reservorio cae en un 30% a 50% durante la producción.
En la siguiente figura se muestra el crecimiento de la producción posible si el daño
de la matriz crítica es removido. Por ejemplo, si la permeabilidad de la matriz
critica ha sido reducida a solo 30% de su permeabilidad natural para un radio de
fondo de pozo de cinco pies, el daño skin podría permitir alrededor del 55% del
flujo original.
Figura 2.2 Efecto de permeabilidad sobre los cambios del flujo radial
Fuente: Matrix Engineering Manual (Schlumberger WS & Products)

28. 14
El radio natural de drenaje del pozo resulta de una relación logarítmica de presión
y el perfil de flujo, un pie lejos del fondo de pozo tiene la misma importancia como
los 10 ft, o los siguientes 100ft.
Improvisar la condición del reservorio o prevenir los efectos de daño en la región
del neal-wellbore pueden tener un mayor impacto sobre la producción del pozo o
inyección.
2.3 ESTUDIO DE LA COMPOSICION MINERALOGICA DE LA ROCA
Para el diseño de un tratamiento matricial se tiene en cuenta dos tipos de
formaciones que son las areniscas y los carbonatos, el estudio de la composición
mineralógica es muy importante para la elección del fluido de tratamiento de una
estimulación matricial ya que el éxito de una estimulación matricial depende de la
reacción entre el fluido de tratamiento y la formación.
La compatibilidad y la sensibilidad son conceptos que se toman bien en cuenta en
el momento del estudio de la mineralogía, la compatibilidad es un factor importante
que se debe tomar en cuenta en un tratamiento matricial y la sensibilidad de una
formación para un fluido dado incluye todas las reacciones perjudiciales que
pueden tomar lugar cuando el fluido toma contacto con la roca. Estas reacciones
perjudiciales incluyen la desconsolidación y colapso de la matriz de la roca,
desconsolidación de granos o formación de precipitados.
Las areniscas pueden ser sensibles al acido dependiendo la temperatura y la
mineralogía. Los iones de silicio, aluminio, potasio, sodio, magnesio y calcio
reaccionan con ácido y pueden formar precipitados. Estos precipitados se sitúan
en los alrededores del pozo o neal-welbore causando daño a la formación.
Dos factores afectan la reactividad de un mineral desde el punto de vista
mineralógico que son la composición química y el área de superficie,
2.3.1 Estructura de roca de una formación arenisca
Los reservorios de areniscas son hechos de un compuesto de granos de silicato
como ser cuarzo, feldespato y mica. Esta composición es depositada
originalmente. Los minerales secundarios son depositados en los espacios

29. 15
porosos, como el material cementante que se encarga de unir los granos en la
matriz de la roca, existen componentes de arcilla entre los espacios porosos estas
arcillas son llamadas aluminosilicatos la estructura de una matriz de roca se
muestra en la siguiente figura:
Figura 2.3 Matriz de la roca
Fuente: Fluid selection guide for matrix treatments (Schlumberger 2011)
La solubilidad de varios minerales en un reservorio de arena depende fuertemente
sobre su posición en la estructura de la roca, solo la superficie del mineral que
está en contacto con el fluido de tratamiento puede ser disuelto, las arcillas
reaccionan más rápido que los feldespatos, y los feldespatos reaccionan más
rápido que cuarzo, es importante saber la presencia de arcillas en la roca ya que
los minerales que la componen reaccionan más rápido.
Las diferencias entre arcillas depende más de la deposición de los átomos en su
composición cristalina.
Las estructuras de caolinita, esmectita (montmorrillonita), ilita y clorito, son
minerales problemáticos si se encuentra con inestabilidad iónica es importante
saber el tipo de arcilla basado en su composición mineralógica determina al área
de superficie que está expuesta, el orden de las arcillas en la matriz de la roca son
críticas para la reactividad.
Arcillas pueden también actuar como material cementante en la matriz de la roca.
Las arcillas pueden reaccionar con fluidos como ser ácidos y agua y genera
desconsolidación de la formación.

30. 16
2.4 ESTUDIO DE LAS PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA ROCA
La porosidad requiere espacios vacíos en la roca-reservorio. La permeabilidad
necesita que dichos espacios vacíos estén interconectados.
2.4.1 Porosidad
Según el libro ‘’propiedades de la roca y fluidos en reservorios de petróleo’’ de
Susana Bidner define porosidad como la fracción de vacíos existentes en la
unidad de volumen de roca.
La medición de la porosidad puede ser medida de dos formas en forma directa y
forma indirecta, la medición directa se la realiza mediante análisis de testigo
corona que son muestra de roca y la forma indirecta se la realiza mediante
perfilaje de pozos (well logging).
La porosidad de la roca se clasifica en porosidad primaria y porosidad secundaria.
La porosidad primaria se da en los procesos de sedimentación de los granos al
formarse el reservorio como ser las areniscas y la porosidad secundaria se debe
a movimientos posteriores de la corteza terrestre esta porosidad se da debido a la
presencia de fracturas, cavernas y otras discontinuidades de la matriz como se da
en los carbonatos.
La porosidad de las rocas oscila entre 5% y 30%. Las arenas homogéneas con
porosidades menores que el 10% no tienen más interés.
Al realizar el cálculo de la porosidad efectiva (poros continuos interconectados) y
porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) la suma de ambas
porosidades constituye la porosidad total.
La porosidad se ve afectada por la compresibilidad de las formaciones ya que las
formaciones se ven sometido a presiones externas constante (sobrecarga de los
sedimentos), disminuye el volumen total de la roca y la cantidad de material solido
aumenta lo que reduce ligeramente la porosidad de la roca, el cambio de
porosidad depende solo de la diferencia entre las presiones externa e interna.

31. 17
2.4.2 Permeabilidad
La permeabilidad es la intercomunicación de los espacios porosos de dentro de la
roca.
La estimación de la permeabilidad se utiliza datos de núcleos y de registros,
pruebas de presión transitoria, pruebas de producción y datos históricos.
Tipos de medición de la permeabilidad:
Cada medición tiene diferentes características sus ventajas y desventajas.
- Datos de núcleos- Los datos de las pruebas de núcleos proveen la
permeabilidad absoluta o intrínseca estos datos se toman en muestras limpias que
han sido llevadas a la superficie, de modo que las condiciones de medición no son
las mismas que las que se efectúan en sitio, algunas de estas condiciones, tales
como las tensiones de fondo de pozo se pueden simular en la superficie.
- Datos de registros-Los registros miden la porosidad y otros parámetros
que se relacionan con el tamaño de los poros; por ejemplo, la saturación de agua
irreducible y parámetros de resonancia magnética nuclear.
La permeabilidad se puede estimar a partir de estas mediciones utilizando una
relación empírica dicha relación puede ser adecuada para cada yacimiento. El
principal uso de la permeabilidad derivada de registros es proporcionar
estimaciones continuas en todos los pozos. En el aspecto económico, los núcleos
y los registros tienen muchas aplicaciones, de modo que el costo adicional de
obtener permeabilidad a partir de ellos es relativamente pequeño.
- Pruebas de pozos-El análisis de las pruebas de presión transitoria permite
estimar la permeabilidad efectiva promedio de la formación en sitio. Sin embrago
los resultados tienen que interpretarse a partir del cambio de presión con el
tiempo.
Los intérpretes usan varias técnicas incluyendo el análisis de regímenes de flujo
específicos y el ajuste con curvas tipo o con un modelo de formación, en las
pruebas convenciones, el pozo se deja en producción por un tiempo lo
suficientemente largo como para detectar los límites del reservorio el objetivo de

32. 18
esta prueba es determinar la transmisividad durante el flujo radial, el grado de
heterogeneidad pero no se detecta la distribución de la permeabilidad y no hay
resolución vertical. En el aspecto económico. Las pruebas de pozos son costosas
desde el punto de vista de los equipos de perforación y/o terminación de pozos.
Las pruebas de pozos también se llevan a cabo para obtener una muestra de
fluido de modo que el costo adicional para determinar la permeabilidad puede ser
pequeño, pero para sacar datos de mayor calidad de permeabilidad de alta calidad
a menudo requiere largos tiempos de cierre de pozo y equipos adicionales, tales
como las válvulas de fondo de pozo, manómetros y medidores de flujo.
- Historial del pozo- se pude determinar una permeabilidad promedio a
partir de los datos de la historia de producción, mediante el ajuste de la
permeabilidad hasta obtener el historial de producción correcto pero la distribución
de la permeabilidad en el reservorio no es confiable.
2.4.3 Ley de Darcy
La ley de Darcy enuncia el flujo del fluido dentro del reservorio en un medio poroso
lo que la permeabilidad entra como variable en dicha ley.
En 1836 como resultado de estudios experimentales de flujo de agua a través de
filtros de arena no consolidada, Henry Darcy dedujo la fórmula que lleva su
nombre.
La ley de Darcy enuncia que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio
poroso es proporcional a la gradiente de presión, e inversamente proporcional a la
viscosidad del fluido, esta ley se aplica en una región de flujo laminar.
La ley de darcy describe la producción del pozo o inyección. La relación entre una
variable dinámica y una variable potencial es descrita por la ley de Darcy.
La proporcionalidad es la relación permeabilidad/viscosidad. Ley de Darcy es
usada como lo básico para decidir sobre un apropiado tratamiento de
estimulación.
La ley de Darcy es la siguiente:

33. 19
Ecu. 2.4.
Dónde:
q = rata de producción (bbl/día)
k = permeabilidad de la formación (md)
h = espesor de la formación
pr = presión del reservorio al radio de drenaje (ft)
pwfs = presión del flujo del fondo de pozo a la cara de la arena (psi)
= viscosidad del fluido producido (cp)
= factor del volumen de formación
re = radio de drenaje (ft)
rw = radio del pozo (ft)
S = skin
La unidad de permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene la
permeabilidad de un Darcy cuando un fluido con una viscosidad de un centipoise
avanza a una velocidad de un centímetro por segundo bajo una gradiente de
presión de una atmosfera por centímetro.
La permeabilidad se expresa en milésimas de Darcy, es decir, milidarcys, 0.001
Darcy, las permeabilidades de calizas intergranulares pueden ser solo una
fracción de un milidarcy y aun tener producción comercial siempre y cuando la
roca contenga fracturas u otro tipo de aberturas adicionales naturales o artificiales,
la permeabilidad medida paralela al plano de estratificación de rocas
estratigráficas es más alta que la permeabilidad vertical.
La permeabilidad absoluta definida por la ecuación de Darcy depende
exclusivamente del medio poroso y es independientemente del fluido que la
satura.

34. 20
La permeabilidad del poro se mide en laboratorio mediante gas y no así mediante
agua ya que en contacto con la roca al contener arcillas provoca hinchazón y
reducción de la permeabilidad, la permeabilidad depende también de la
distribución del tamaño de granos. Cuanto más amplia es dicha distribución menor
será la permeabilidad.
2.5 ESTIMULACION MATRICIAL - DAÑO A LA FORMACIÓN
La estimulación matricial es un tratamiento por acidificación a una presión menor a
la presión de fractura de la roca dicho tratamiento logra penetrar de 1 a 3 pies de
longitud de la formación tratada, un tratamiento de estimulación matricial elimina el
daño situado en la matriz de la roca lo que reestablece la permeabilidad a la
permeabilidad original de la formación la disminución de la permeabilidad de la
formación se da debido a diversos factores ya sean externos o internos, un
tratamiento de estimulación es diseñado para dos tipos de formaciones como ser
areniscas y carbonatos los diseños de ácidos para cada formación son diferentes
debido a las diferencias mineralógicas entre ambas rocas las diferencias entre
ambos tratamientos son las siguientes:
Cuadro 2.1 Comparación entre estimulación matricial para areniscas y
estimulación matricial para carbonatos
ARENISCAS CARBONATOS
Disolución del mineral causante
del daño.
Disolución de la roca (hoyos de gusano
o wormhole)
Una pequeña fracción de la matriz
es soluble
Una gran fracción de la matriz es
soluble (>50%)
Precipitaciones Divergencia
Elaboración: Propia
Fuente: Matrix Engineering Manual (Schlumberger WS & Products)
Los tratamientos para areniscas con alto contenido de calcita mayor al 20% deben
ser diseñados como si fuera una formación de carbonatos.

35. 21
En el presente trabajo de grado se realizara un análisis a las areniscas debido que
el sistema de estimulación OneSTEP* fue diseñado exclusivamente para ese tipo
de roca.
2.5.1 Estimulación matricial convencional para areniscas
En las areniscas se tiene el riesgo de generar precipitados ya que pueden ocurrir
debido a la incompatibilidad de la roca con el fluido de tratamiento que crea
precipitados y se depositan entre los espacios porales lo que obstruye aún más la
interconexión poral de la roca.
Una estimulación matricial para areniscas normalmente se ocupa tres fluidos que
son:
¾ Preflush.- El preflush es usualmente HCl (Ácido Clorhídrico) con una
concentración de 5 a 15 % dicho preflush desplaza agua del fondo de pozo y el
agua connata de la región cercana al pozo o near-wellbore por lo tanto
minimiza el contacto directo entre los iones de sodio y potasio en la salmuera
de formación y los productos de reacción de fluorsilicatos.
El ácido también reacciona con calcita (carbonato de calcio u otras materiales
calcáreos de la formación lo que reduce o elimina la reacción entre el ácido
fluorhídrico y calcita, la función del preflush es evitar el gasto excesivo del
ácido fluorhídrico y previene la formación de fluoruro de calcio el cual puede
precipitar y generar más daño.
¾ Fluido de tratamiento.- El HF-HCl o mud acid contiene 3% de ácido
fluorhídrico (HF) y 12% de ácido clorhídrico (HCl) y luego es inyectado a la
formación, el HF reacciona con arcillas, arenas, lodo de perforación o filtrado
de cemento para mejorar la permeabilidad cerca del fondo de pozo (near-
wellbore). El HCl no reacciona está presente para mantener el pH bajo prevé la
precipitación de productos de reacción de HF.
¾ Postflush.- Normalmente hay tres tipos de postflush que son:
1. Para pozos de petróleo utilizar un postflujo de diésel o aceite o 15% de HCl es
usado
2. Para pozos inyectores de agua como postflujo es utilizado el ácido clorhídrico

36. 22
3. Para pozos de gas son usados acido o gas como ser nitrógeno o gas natural.
El propósito de la utilización de un fluido de postflush es de desplazar el ácido
hasta el límite del área critica alrededor del pozo, alejar los precipitados
secundarios de las reacciones, restaurar la humectabilidad del agua a la formación
y prevé la formación de emulsión. Un glicol éter es un fluido comúnmente usado
para este propósito.
La correcta identificación del daño a la formación requiere más que entender la
química y la física de las reacciones del fondo de pozo sinos de realizar una
recolección de datos del pozo a tratar como también de los pozos vecinos.
2.5.2 Daño a la formación
Al entender el daño natural de la formación podría ser crucial en la selección de
los métodos de estimulación y minimizar sus efectos.
Los escombros que se generan tienen un origen físico, químico, biológico
Llamamos al proceso físico a las fuerza hidrodinámicas el cual arrastra los finos de
las paredes del poro de la roca.
Llamamos al proceso químico a la interacción iónica que se da entre el fluido de
tratamiento y la roca
Llamamos al proceso biológico a la interacción bacteriana lo cual puede darse a
través de pozos sumideros que inyectan agua no realizan tratamientos con
bactericidas.
Todos estos mecanismos de daño tiene el mismo resultado en común que es
reducir la permeabilidad y por ende la producción.
Existen otros mecanismos que ocurren a condiciones in-situ del reservorio como
ser la emulsificacion y la mojabilidad
2.5.2.1 Capturas de las partículas suspendidas
Las partículas suspendidas en el flujo de fluido no migran lejos sin llegar a
adherirse a las paredes del pozo al menos que exista una fuerza de repulsión
entre la partícula y las paredes del pozo.

37. 23
Existen cuatro mecanismos que pueden atraer una partícula en suspensión a las
paredes del poro.
Uno de los mecanismos es la sedimentación si la partícula tiene una densidad
diferente a la densidad del fluido que la contiene la gravedad influye en el
movimiento de la partícula y logra tener contacto con los granos.
Inercia es otro factor que influye en el contacto de las partículas finas y los granos
de la formación ya que el fluido se desvía para evitar el grano de arena las
partículas más densas tienden a moverse en line recta hacia los granos de la
formación.
A continuación se muestra en la siguiente figura los cuatro mecanismos de captura
de partículas finas a las paredes del poro:
Figura 2.4 Mecanismos de captura de partículas finas
Fuente: Oil Well Stimulation (Robert Schechter, 1992)
2.5.2.2 Movimiento Browniano
La trayectoria de una partícula Browniana es seguido por la línea ondulada como
vórtices que se crea en la superficie este movimiento se da en partículas
pequeñas por debajo de 1µm dicho movimiento no puede ser conocido por lo tanto

38. 24
los impactos entre una molécula y las partículas suspendidas son aleatorias sin
embargo Albert Einstein mostro que el movimiento de un numero de partículas
puede ser expresado por un coeficiente
Ecu. 2.5.
Dónde:
µ= viscosidad (cp)
a=radio de la partícula (µm)
T= temperatura (F)
Esta ecuación de Einstein muestra que el movimiento es importante para
partículas pequeñas como también la temperatura elevada.
Las partículas pequeñas son atraídas a la superficie de los poros pero este punto
no cuadra con la experiencia práctica ya que al producir petróleo este trae consigo
partículas finas que se acumulan en tanques formando como una especie de lodos
por lo tanto estos finos han migrado grandes distancias sin haber sido atraídos a la
superficie de los poros. Las partículas muy finas son atraídas a las paredes de los
poros a través de un mecanismo denominado ‘’log jam’’
El log jam o mecanismo de taponeo, este mecanismo es debido al movimiento
hidrodinámico del fluido y es el mecanismo más perjudicial, si la partícula se
adhiere a la pared de los poros esto podría no altera la permeabilidad por mucho
sin embrago si estas partículas llegan acumularse en las gargantas porales afecta
profundamente la permeabilidad.
2.5.2.3 Procesos físicos que producen daño a la formación:
- Fluidos de perforación y completación
Las partículas finas encontradas en los fluidos de perforación y completación
pueden ser dañinas cuando existe la invasión del fluido de perforación y
completación a la formación al conocer el grado de invasión y el grado de invasión
podría ayudar a selección el tipo de fluido de tratamiento en una técnica de
estimulación.

39. 25
- Separación de partículas de las paredes del poro
Existen fuerzas en el cual desprende las partículas de la superficie de las paredes
del poro esta acción aumenta el potencial del daño a la formación dichas
partículas contienen una amplia gama de composiciones químicas.
Las partículas de mayor interés están en una tamaño de 1 a 100 µm, dichas
partículas pueden desprenderse por la fuerza hidrodinámica y por fuerzas de
capilaridad este desprendimiento es altamente influenciado por los procesos
físicos y químicos.
- Procesos químicos que producen daño a la formación
La incompatibilidad química del agua de formación con el agua de un pozo de
inyección o el cambio de presión y temperatura puede generar precipitados fuera
de solución, a estos precipitados se denominan ‘’Scales’’.
Los precipitados o Scales más comunes que se dan son el carbonato de calcio
(CaCO3), sulfato de calcio (CaSO4) y sulfato de bario (BaSO4) estos precipitados
pueden estar presentes en la tubería de producción (tubing) o en la producción.
Los ‘’Scales’’ se forman cuando el equilibrio de solución del agua es alterada ya
sea por caídas de presión, temperaturas, gases disueltos, viscosidad, tipo de
metales, etc.
La mezcla incompatible de aguas pueden generar Scales por ejemplo en la
inyección de agua a través de un pozo sumidero el agua inyectada mezclada con
el agua de formación generara precipitados o Scales, la formación de Scales no se
da necesariamente con el agua utilizada en la operación de inyección en pozos
sumideros también se da con el filtrado de fluidos de completación o workover.
Cuando se realiza el diseño para remover el daño causado por los Scales el
tiempo de contacto es un factor muy importante porque el tiempo suficiente debe
permitir que el fluido de tratamiento reacción y efectivamente disuelva los
volúmenes de Scales.
Los scales más comunes encontrados en pozos son:

40. 26
Carbonato de calcio o calcita (CaCO3): es comúnmente formado cuando la
presión es reducida en aguas que son ricas en iones de calcio y bicarbonato
Sulfato de bario (BaSO4): es una forma más común de sulfato pero esta es muy
problemática una combinación de sulfato y bario crea un precipitado muy difícil de
remover dicho precipitado es formado por la mezcla incompatible de aguas que
generan precipitación acelerada por caída de presión algunos sulfato de bario son
radiactivos.
Sulfato de estroncio o celestita (SrSO4): es un sustituto común del sulfato de
bario pero es más fácil remover que el sulfato de bario.
Los Scales de hierro como ser carbonato de hierro y sulfuro de hierro son más
dificultosos de remover que los Scales de calcita, son comúnmente encontrados
en pozos con altas concentración de hierro, existen siete tipos de Scales de hierro
de las cuales dos tipos son solubles con ácido fluorhídrico el resto son casi o nada
solubles.
Los Scales de cloruro como ser cloruro de sodio (NaCl) precipitación que es
causado comúnmente por el decrecimiento de la temperatura o la vaporización del
agua.
Índice de Stiff-Davis (SI)
El índice de Stiff-Davis es utilizado para determinar la capacidad de incrustación y
corrosión del agua de formacion si el índice es positivo y mayor a 0.25 se
demuestra que los carbonatos pueden incrustarse en la matriz crítica produciendo
daño y posterior disminución de la producción del pozo.
Ecu. 2.6
Ecu. 2.7
Dónde:
Fuerza iónica

41. 27
(Concentración de en mg/l)
(Concentración de AlK en mg/l)
- Depósitos orgánicos
Los depósitos orgánicos son hidrocarburos pesados (parafinas o asfáltenos) estos
precipitan cuando la presión y la temperatura son reducidas como una especie de
destilación, el enfriamiento de pozos o el tratamiento con fluidos fríos llegan a
formar depósitos orgánicos.
Parafinas.- Son compuestos orgánicos formados de solo carbón e hidrogeno. Los
depósitos de parafina solidos consiste de moléculas con 16 a más de 60 átomos
de carbono. La deposición de parafina es una reacción de cristalización causado
por la disminución de presión temperatura o las composiciones livianas del
petróleo.
Asfáltenos.- son materiales orgánicos de cadenas aromáticas y naftenicas
compuestos que contiene nitrógeno, sulfuro y moléculas de oxígeno.
La precipitación de asfáltenos puede ser influenciado por la caída de presión,
ácidos, y solución de CO2.
- Cambio de mojabilidad
La permeabilidad relativa como la mojabilidad de la roca de formación puede ser
modificada debido al uso de surfactantes u otros aditivos en la perforación o
fluidos inyectados
En su estado original los granos de la roca pueden estar humectados por agua o
por petróleo, la situación ideal para no tener problemas en la producción de
petróleo es que los granos de la roca estén humectados por una película de agua
ya que por diferencia de densidad no atraerá al petróleo que se encuentra
fluyendo dentro la roca en cambio sí ocurre un cambio en la mojabilidad y los
granos de la roca están humectados por petróleo por la similitud en densidad con
el petróleo que fluye dentro la roca este atraerá el petróleo y obstaculizara su flujo
influyendo así en la reducción de la producción.

42. 28
- Emulsiones
Las emulsiones son la combinación de dos o más fluidos inmiscibles incluido el
gas que no se dispersan molecularmente una en la otra.
Los fluidos inyectados al pozo o filtrados de fluidos utilizados en operaciones de
pozos podrían mezclarse con los fluidos de reservorio para formar emulsiones.
Uno de los factores que influye en la formación de emulsiones es el cambio de pH
in- situ de la formación, debido a la inyección del fluido de tratamiento en una
técnica de acidificación.
- Aumento de Corte de agua
Se refiere al aumento del agua de formación en los alrededores del pozo o near-
wellbore el aumento de corte de agua se puede formar durante la perforación y
completación o el cambio de choque de producción.
El corte de agua es considerado como un problema especial en la permeabilidad
relativa, el agua de formación ocupa los espacios o fracturas naturales que son
típicamente usadas por hidrocarburos que fluyen dentro del reservorio debido a la
diferencia de densidad el petróleo no logra desplazar el agua que obstruye su flujo
natural.
- Bacterias
Las bacterias puede ser un serio problema en operaciones de producción estos
crecen en ambientes de 12 F a más de 150 F (-11C a más de 120 C) a valores de
pH de 1 a 11 a una salinidad del 30% y presiones hasta 25000 psi.
Una de las bacterias más problemáticas es la reductora de sulfato esta bacteria es
anaeróbica ya que no necesita oxígeno, causa muchos problemas en el reservorio
esta bacteria reduce en sulfato o sulfuro en el agua para producir ácido sulfhídrico
(H2S) esta bacteria se sitúa en la superficie del agua o agua de mar estas
bacterias se instalan en colonias lo que pueden formar cantidades problemáticas
de ácido sulfhídrico lo que lleva a la corrosión de las herramientas.

43. 29
2.6 ANALISIS NODAL
El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en
puntos o nodos donde se producen cambios de presión, los cuales están definidos
por diferentes ecuaciones o correlaciones.
Este análisis ha sido usado por muchos años para evaluar otros sistemas
compuestos. En 1945 fue propuesto por Gilbert para ser aplicado a pozos de
producción y después discutidos por Nind en 1964 como también por Mach
Joe,Eduardo Proano, Kermit E. Brown y otros que habiendo complementado las
investigación hacen posible el nuevo enfoque del análisis nodal cuya forma de
análisis ofrece un medio de optimizar más eficiente y económico los pozos
productores, desde el limite exterior del reservorio a la pared del pozos, a través
de las perforaciones y la sección de terminaciones a la entrada de la tubería, hasta
la cabeza de la tubería incluyendo cualquier restricción de la misma, el choque de
superficie línea de flujo y el separador.
2.6.1 Clasificación de nodos:
Nodo Común
Este es el nombre que recibe una sección determinada de un sistema donde se
produce una caída de presión, producto de la interrelación entre componentes o
nodos.
Nodo funcional
Es un análisis previo, se ha asumido que no existe variación de presión a través
del nodo. Sin embrago, en un sistema de producción total existe al menos un
punto donde esta suposición no es verdadera. Cuando una presión diferencial
existe a través de un nodo, dicho nodo es llamado funcional puesto que la
respuesta de caída de presión o caudal puede representarse mediante alguna
función física o matemática.
Se pueden advertir algunos parámetros comunes de un sistema los cuales son
funcionales. Como así también se debe tener en cuenta que hay otros

44. 30
componentes de superficie y de fondo y otros sistemas de terminación que
podrían crear caídas de presión en los caudales.
Es importante notar que para cada restricción localizada en el sistema el cálculo
de la caída de presión a través del nodo como función del caudal está
representada por la misma ecuación general.
2.6.2 Elementos que componen el sistema del análisis nodal
Considerando las variadas configuraciones de pozos de un sistema de producción,
estos elementos también llamados componentes pueden ser muchos debido a que
existen sistemas de terminación muy complejos. Los más comunes están
representados en la siguiente figura:
Figura 2.5 Sistema de producción
Fuente: Análisis nodal y explotación del petróleo (JL Ribero)
2.6.3 Componentes que intervienen en el análisis nodal
En función de la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que
intervienen como componentes de un sistema de producción definiremos la
funcionalidad de los más importantes:

45. 31
x Separador.- en el proceso de petróleo y gas en campos petroleros no
existe un criterio único para establecer las condiciones más adecuadas de
producción optima de los equipos, para el estudio está orientado a obtener ciertos
objetivos puntuales que nos den condiciones de máxima eficiencia en el proceso
de separación, obteniendo de esta manera:
¾ Alta eficiencia en el proceso de separación de gas-petróleo
¾ Mayor incremento en los volúmenes de producción
¾ Incremento en la recuperación de petróleo
¾ Estabilización del RGP relación gas-petróleo
x Línea de flujo horizontal.- este componente es el que comunica la cabeza
de pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que
obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de producción de los pozos.
El tratamiento del componente para flujo en la línea horizontal puede ser analizado
usando las diversas ecuaciones y correlaciones presentadas por investigaciones
que han estudiado la incidencia que puede hacer este componente sobre el
conjunto del sistema en su interrelación apropiada de su dimensionamiento más
adecuado y óptimo.
x Choque superficial.- es el que controla la producción del pozo con el cual
se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, en este componente se
produce una presión diferencial que puede ser calculada con una de las muchas
ecuaciones para choques o estranguladores.
x Cabeza de pozo .- es un punto del sistema en el que se produce el cambio
de dirección, de flujo vertical a flujo horizontal y de donde se toma el dato de la
presión de surgencia para conocer la energía de producción del pozo, siendo
también en un punto que es timado por su análisis dentro del sistema.
x Válvula de seguridad.- este componente es un elemento que se instala en
la tubería vertical y que opera ante cualquier anormalidad del flujo que puede
ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa
del pozo.
x Choque de fondo.- se procede a la bajada de este tipo de restricción de
acuerdo a la necesidad que existe de elevar la presión y controla las energía en el

46. 32
flujo de la línea vertical como así también tener una presión de aporte y elevación
controlada por lo que se vaya a producir una presión diferencial en la que también
se tendrá una caída de presión que a su vez puede ser calculada.
x Presión fluyente.- esta es muy importante para el sistema ya que de ella
depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al reservorio a
través del pozo y así producir todo el campo. Esta presión es medida en el fondo
del pozo, tomada en su punto medio del nivel productor su determinación se le
hace en forma directa usando herramientas de toma de presión también se puede
calcular utilizando ecuación o correlaciones
x Presión promedio del reservorio.- esta presión es evaluada respecto a un
nivel de referencia y es la presión a la cual se encuentran sometidos los cálculos
de los fluidos del reservorio, siendo esta presión de gran interés para conocer el
índice de productividad del pozo y así mismo nos permitirá conocer la capacidad
de fluencia el reservorio hacia el pozo.
Se realiza un análisis Nodal para determinar el IPR (Inflow Performance
Relationship o relación del rendimiento de la curva del flujo de entrada o curva
inflow)
El IPR es definido en el rango entre la presión promedio del reservorio y la presión
atmosférica.
La ley de Darcy para flujo radial es usada para obtener los cálculos de flujo
necesario para construir el IPR, se utiliza la ecuación de Darcy para pozos de
petróleo que es la siguiente:
Ecu. 2.8.
Dónde:
K= Permeabilidad (md)
H= espesor (ft)
= viscosidad (cp)
= factor volumétrico (Bbl/BF)

47. 33
Pr= Presión de reservorio (psi)
Pwf= presión de fondo fluyente (psi)
El índice de productividad (IP) o (J) es el valor absoluto de la pendiente de la recta
del IPR una simple ecuación para el cálculo del IP es la siguiente:
Ecu. 2.9.
Dónde:
Q= Producción de petróleo (BPD)
Pwf= Presión de fondo fluyente (psi)
Pr = Presión de reservorio (psi)
Figura 2.6 Curva IPR para pozos de petróleo
Fuente: Matrix Engineering Manual (Schlumberger WS & Products)
El concepto del índice de productividad no se aplica para pozos gasíferos ya que
el cálculo de la ecuación de Darcy para hidrocarburos que están por debajo del
punto de burbuja está en función de la presión al cuadrada lo cual el
comportamiento de la curva de IPR no será una recta sinos será una curva, este
comportamiento de la curva es corregida por la ecuación de Vogel para gas caso
contrario se tendrá un resultado sobreestimado de producción.

48. 34
Una de las variables de la ecuación de Vogel es la relación gas disuelto – petróleo
(Rs) que es calculado por la siguiente ecuación:
Ecu 2.10
Dónde:
= relación gas disuelto en petróleo (scf/STB)
P= Presión de reservorio (psi)
T= temperatura (F)
= densidad en grados API
= gravedad especifica del gas
Para aplicar la ecuación de vogel es necesario conocer la presión de burbuja del
reservorio que se da como dato, en caso que no se tenga como dato la siguiente
ecuación es aplicada para calcular la presión de burbuja:
Ecu. 2.11
Dónde:
Pb= Presión en el punto de burbuja (psi)
Rs= Relación gas disuelto en petróleo (scf/STB)
= gravedad especifica del gas
T = temperatura (F)
= densidad en grados API
Para el caculo del índice de productividad (J) se aplica la siguiente ecuación
tomando en cuenta la presión en el punto de burbuja.

49. 35
Ecu. 2.12
Dónde:
J= Índice de productividad
Pb= Presión en el punto de burbuja
Pfw = Presión en el fondo fluyente
Qo= Caudal de producción de petróleo (BPD)
El índice de productividad es una variable que muestra el potencial productivo de
un pozo si:
0<J<0.5 Pozo regularmente potencial
0.5<J<1 Pozo potencialmente bueno
1<J<2 Pozo potencialmente excelente
Calculada la presión de burbuja y el índice de productividad se procede a calcular
el caudal en punto de burbuja a través de la siguiente ecuación:
Ecu. 2.13
Dónde:
= Caudal en el punto de burbuja (BPD)
J= Índice de producción
Pr= presión del reservorio
Pb= Presión en el punto de burbuja

50. 36
Figura 2.7 Curva IPR para pozos gasíferos
Fuente: Matrix Engineering Manual (Schlumberger WS & Products)
Los cálculos de flujo son dados por la siguiente ecuación que parte del método de
vogel, dichos resultados construyen la curva del índice de productividad versus las
presiones de fondo fluyente asumidas a partir de la presión de reservorio como se
muestra en esta ecuación se tiene la variable de la presión en el punto de burbuja
esta variable diferencia las ecuaciones de vogel con la de darcy ya que la presión
del reservorio es menor o igual al punto de burbuja lo que muestra un
comportamiento de dos fases (petróleo y gas).
Ecu. 2.14
Dónde:
Qo= Caudal de producción a la presión de fondo fluyente asumida (BPD)
J= Índice de productividad
Pwf= Presión de fondo fluyente (psi)

51. 37
Pb= Presión en el punto de burbuja (psi)
2.7 ANALISIS DE LA COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS
Los análisis de petróleo y agua de formación comúnmente aportan información
para la selección de fluido. El estudio de la compatibilidad de petróleo debería ser
hecho con la planificación de tratamiento de fluidos y el petróleo para investigar la
posibilidad de lodo o formación de emulsión.
2.7.1 Compatibilidad de ácido y petróleo
La compatibilidad entre el fluido de tratamiento y la formación deben ser testeado
antes de bombear el fluido de tratamiento al pozo ya que este puede ser
incompatible.
Algunos tipos de agentes emulsificantes ocurren naturalmente en petróleo, cuando
los fluidos de formación se mezclan con los fluidos de tratamiento llegando a
formar emulsificaciones, por ejemplo durante el tratamiento de un pozo de petróleo
el ácido es bombeado y penetra la formación lográndose mezclar con el petróleo y
esto puede llegar a ser una emulsión.
Para realizar un tratamiento en contra de la emulsificacion se utiliza los
surfactantes y solventes.
Surfactantes catiónicos, anionicos, o no iónicos pueden ser usados dependiendo
de la naturaleza de la emulsión
Formación de lodo o ‘’sludge’’ es un nombre dado al asfalto negro como material
que precipita cuando el crudo llega a estar en contacto con el ácido, las
precipitaciones son asfáltenos, resinas parafinas y otros componentes con alto
peso molecular
El ácido destruye la estabilidad de los materiales dispersos en el crudo y genera
precipitados nombrados anteriormente.

52. 38
2.8 DISEÑO DEL TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL CON
OneSTEP*
2.8.1 OneSTEP* sistema simplificado de estimulación matricial para
areniscas
El OneSTEP* es bombeado como una simple etapa comparado con otros
tratamientos de estimulación matricial convencional que requieren muchas etapas
de Preflujo acido, fluido de tratamiento y postflujo acido. Tiene un pH
aproximadamente de 5.5 el cual es un beneficio para el cuidado de la salud de los
operadores, la seguridad y el cuidado del medio ambiente.
Estas son las ventajas que tiene el sistema de estimulación matricial OneSTEP*
comparado con un tratamiento que contiene ácido fluorhídrico (HF):
x Reemplaza múltiples etapas de fluidos (Preflujo acido, fluido de tratamiento,
y ácido postflujo) con solo una etapa.
x Remueve los daños causados por los fluidos de perforación, arcillas,
carbonatos y otros aluminosilicatos
x Estimula los reservorios que contienen areniscas más homogéneamente
con menos riesgo de desintegrar la roca.
x Previene la formación de precipitados del fluido de completación y
workover.
x Mitiga el riesgo de precipitaciones de:
- Fluoruro de calcio
- Bajo pH sensible a minerales como ser cloritas y zeolitas
x Reduce el riesgo de formar emulsión en ácido y lodos en el crudo.
x Provee baja corrosión en las tuberías y equipos.
La diferencia que tiene el sistema de estimulación matricial OneSTEP* es que su
función en el tratamiento lo realiza en una etapa ahorrando tiempo, costo, y
logística.
Al realizar el tratamiento de estimulación convencional como ser Mud Acid se
requiere tiempo al preparar el fluido de tratamiento lo que existe un alto riesgo de

53. 39
lesiones por parte del personal que maneja las sustancias altamente toxicas y
corrosivas, dichas sustancias pueden afectar en gran parte al medio ambiente en
caso de derrames, la logística es un factor negativo es estos tratamientos
convencionales ya que se necesitan diversos equipos para transportar y el
traslado de ácidos como ácido clorhídrico y acético son problemáticos ya que son
catalogadas como sustancias controladas en la legislación Boliviana por lo tanto
se requiere un permiso especial para su traslado.
En el sistema OneSTEP* se requiere una mínima cantidad de equipos comparado
con un tratamiento convencional como muestra la siguiente figura:
Figura 2.8 Esquema de equipo en un tratamiento de estimulación
convencional
Fuente: OneSTEP* Simplified Sandstone Stimulation System

54. 40
Figura 2.9 Esquema de equipo en un tratamiento de
estimulación con OneSTEP*
Fuente: OneSTEP* Simplified Sandstone Stimulation System
El sistema de estimulación OneSTEP* se aplica a pozos de petróleo y gas y pozos
inyectores, para formaciones de areniscas con temperaturas de 95 a 190 C (200 a
375 F) con mineralogía compleja que contenga arcillas, carbonatos y mezcla de
ambos.
El sistema OneSTEP* en su composición contiene quelante la función que tiene el
quelante es quelar o atrapar iones de calcio y magnesio para evitar la generación
de precipitado como el floruro de calcio, lo que hace el quelante es neutralizar al
ion calcio Ca++
evitando que reaccione con cualquier otro compuesto químico
manteniéndolo es suspensión y evitando su precipitación también su reacción
menos agresiva comparada con un Mud Acid hay menos probabilidad de
desconsolidación de los granos en la matriz crítica y reducir el desgaste del fluido
de tratamiento en los alrededores del pozo o conocido con el nombre de near-
wellbore.
Para el diseño del tratamiento con el sistema OneSTEP* se requiere los cálculos
del caudal de inyección máximo permisible y la máxima presión permitida en
superficie, también conocer la composición y la concentración del fluido de
tratamiento para su cálculo del volumen, la composición y la concentración del

55. 41
fluido se la realiza en base a las pruebas de compatibilidad con la formación y los
fluidos de la formación.
2.8.2 Diseño del tratamiento:
Para realizar un tratamiento de estimulación matricial para areniscas se requiere
los siguientes pasos:
1. Comprobar si el pozo es candidato para una estimulación matricial,
establecer claramente que el pozo está dañado
2. Determinar la causa del daño, la severidad del daño y la locación.
3. Realizar la selección del fluido o fluidos de estimulación incluyendo los
aditivos que podrían remover el daño sin crear daño secundario para este
paso son requeridos las pruebas de laboratorio
4. Determinar el máximo caudal permisible de presión con el régimen de flujo
de la matriz
5. Determinar el fluido de estimulación en volumen por pie de intervalo
perforado.
6. En el caso que el reservorio tenga diversas capas estratigráficas o
secciones de gran espesor determinar la técnica apropiada para tener una
cobertura del tratamiento.
7. Determinar los tiempo en la operación, los divergentes y las
recomendaciones para el flujo de retorno en el pozo
8. Evaluar la rentabilidad del tratamiento para evaluar la producción del pozo
versus el costo de tratamiento
La calidad del diseño del tratamiento de estimulación depende de los datos o
información recolectados del pozo, de las pruebas de laboratorio, de los
parámetros del reservorio y la descripción de la completación. Este punto es
asumido para los tres primeros pasos ya que primordialmente se debe tener los
datos del pozo, del reservorio y realizar la selección del fluido de tratamiento.
2.8.2.1 Calculo del caudal máximo permisible de inyección

56. 42
Para cumplir este paso se debe determinar el régimen de flujo de la matriz a tratar
como también conocer los gradientes de fractura de la roca para evitar fracturar la
roca al exceder la presión de fractura de la misma.
El cálculo del caudal máximo permisible para no fracturar la roca de la ecuación de
Darcy.
Esta ecuación no aplica para flujo transciente, flujo multifasico o para pozos con
heterogeneidad.
En la presente ecuación el fluido de inyección es tomado como incomprensible, la
ecuación se aplica con un valor inicial del daño o Skin para calcular el caudal
máximo inicial:
Ecu. 2.15
Dónde:
= máximo caudal de inyección (bbl/min)
= permeabilidad no dañada (md)
h= espesor de la formación (ft)
= gradiente de fractura (PSI/ft)
D= TVD tramos de perforación media
= presión de reservorio actual
μ= viscosidad del fluido a inyectar (cp)
= radio de drenaje (ft)
= radio del pozo (ft)
S= valor Skin (adimensional)
En caso de que la gradiente de fractura no sea conocida aplicamos la siguiente
relación para determinarla:
Ecu. 2.16

57. 43
Dónde:
= gradiente de fractura (PSI/ft)
V= constante de poisson (0.25)
= presión de overburden = 1,1 PSI/ft
P= presión de poro.
2.8.2.2 Calculo de la máxima presión permitida en superficie
La máxima presión permitida en superficie se calcula con la siguiente ecuación:
Ecu. 2.17
Dónde:
= máxima presión permisible en superficie (psi)
Gradiente de fractura (psi/f)
d= distancia perforada (ft)
= presión hidrostática (psi)
= perdida de presión por fricción (psi)
La presión por fricción puede ser determinada usando los siguientes métodos
- Calculo mediante el número de Reynolds
- Calculo mediante las gráficas de pérdida de presión por fricción
- Calculo para el pozo como un pre- tratamiento de inyección
Para realizar el presente diseño se usara el método de numero de Reynolds se
asumirá al fluido de tratamiento como un fluido newtoniano.
El número de Reynolds es un factor adimensional si:
Se determina que el flujo es laminar
Se determina que el flujo esta en transición
Se determina que el flujo es turbulento

58. 44
Las ecuaciones que se utilizan para el cálculo de la perdida de presión por fricción
son las siguientes:
Cuadro 2.2 Ecuaciones para fluido Newtoniano - flujo turbulento
TUBERIA ESPACIO ANULAR
Velocidad del
fluido π π
Numero de
Reynolds
ρ
μ
ρ
μ
Factor de
fricción de
Faning
Presión por
fricción
ρ ρ
Presión
hidrostática
ρ ρ
Fuente: Matrix Engineering Manual (Schlumberger WS & Products)
Dónde:
F= factor de fricción de fanning
ID1= diámetro interno de la tubería (plg)
ID2= diámetro interno de la cañería (plg)
L= longitud de tubería (ft)
Nre= numero de Reynolds
P= perdida de presión por ficción (PSI)
Q1= caudal de inyección (Bbl/min)
V= velocidad calculada (ft/sg)

59. 45
= densidad del fluido (lbm/gal)
μ= viscosidad del fluido (cp)
2.8.2.3 Calculo de dimensión del niple choke
1. Primeramente se realiza el cálculo de:
P/T Ecu.2.18
Dónde:
P= Presión de cabeza del pozo (psi)
T= temperatura de nitrógeno (°R)
2. En la figura 11 se determina QZ
Dónde:
Q= rata de caudal de gas mínimo para el flujo de líquido en el tubing (Mscf/D)
Z= factor de desviación del nitrógeno
Figura 2.10. Determinación de QZ
Fuente: Matrix stimulation (Schlumberger)

60. 46
3. El siguiente paso es dividir QZ entre Z para despejar Q
El factor Z del nitrógeno es dado por la siguiente gráfica:
Figura 2.11 Factor de desviación Z del nitrógeno N2
Fuente: Matrix Stimulation (Schlumberger)
El caudal de gas calculado en este paso es el caudal mínimo de gas que se
necesita para levantar el líquido hacia superficie a través del tubing.
4. Determinación del factor C
Ecu. 2.19
Dónde:
C= coeficiente de choke requerido
Q= caudal minino de gas requerido (Mscf/D)
G= gravedad especifica del gas
T= temperatura de nitrógeno (°R)
P= presión en cabeza de pozo (psi)

61. 47
5. Tras realizar los cálculos anteriores se procede a ingresar al cuadro 2.3 para
determinar el valor de la medida del choke.
Cuadro 2.3 Coeficiente de Choke versus tamaño del Choke
Fuente: Matrix Stimulation (Schlumberger)
2.8.2.4 Diseño del fluido de tratamiento
El presente trabajo de grado propone OneSTEP* se aplica a pozos candidatos que
tienen arcilla y carbonato de 10% en adelante si la información de la mineralogía
de la formación es limitada la composición recomendada del OneSTEP* es de
50% de quelante (V800) y 1% de bifloruro de amonio (Y001) los productos
químicos V800 y Y001 están listados en la siguiente tablas:
Cuadro 2.4 Guía para la formulación del fluido del sistema OneSTEP*
temperaturas de 200 a 275 F (94 a 135 C)
CONTENIDO DE
ARCILLA
<10% >10%
Contenido de
carbonato en %
<5 5 a 10 10 a 15 >15 <5 5 a 10 10 a 15 >15
Quelante (V800) en
%
30 40 50 50 40 50 50 50
Bifloruro de Amonio
(Y001) en %
1.0 1.0 1.0 0.7 1.0 1.0 0.7 0.4

62. 48
Cuadro 2.5. Guía para la formulación del fluido del sistema OneSTEP* a
temperaturas de 275 a 375 F (135 a 191 C)
CONTENIDO
DE ARCILLA
<10% >10%
Contenido de
carbonato en
%
<5 5 a 10 10 a 15 >15 <5 5 a 10 10 a 15 >15
Quelante
(V800) en %
30 40 50 50 40 50 50 50
Bifloruro de
Amonio
(Y001) en %
1.0 0.8 0.6 0.4 1.0 0.7 0.5 0.3
Fuente: OneSTEP*: Simplified Sandstone Stimulation System (Andrew Schmidt)
El quelante juega un papel primordial en el funcionamiento del tratamiento al
aplicar OneSTEP* debido a que su principal función es quelar o atrapar los
metales impidiendo la reacción normal de los mismos como el caso del calcio
(Ca++
), que es aportado por el carbonato de calcio (CaCO3) encontrado en la
formacion, el calcio (Ca++
) puede generar precipitado al reaccionar con fluoruro
proveniente del bifloruro de amonio (Y 001).
Esta proceso químico que se da entre el quelante y los metales que generan
precipitado y el bifloruro de amonio permite que el fluido de tratamiento sea un
tratamiento no acido, asegurando la integridad física del personal en el pozo y
reduciendo el equipo, material y personal en la logística durante el viaje hacia el
pozo.
OneSTEP* es utilizado para tratar daños por calcita, siderita, hinchamiento de
arcillas, migración de arcillas, y daños causados por los fluidos de perforación.
La formación debe contar con más del 5% de contenido de arcilla y carbonato para
realizar el tratamiento con el sistema OneSTEP* previamente analizando la
compatibilidad de los fluidos del reservorio con el fluido de tratamiento para evitar
inconvenientes y generar precipitados.

63. 49
Conocer las características de la formación es otro factor importante para el
diseño del fluido de tratamiento ya que al conocer el tipo de roca, su mineralogía,
temperatura y la presión de formación para conocer la composición y su
concentración del fluido de tratamiento.
Para calcular la carga recomendada del fluido de tratamiento se realiza el
siguiente cálculo a través de la siguiente ecuación:
Ecu. 2.20
Dónde:
= Volumen unitario del fluido de tratamiento (gal/pie)
= Porosidad de la formacion (fraccional)
= Radio de penetración del tratamiento (pies)
= Radio del fondo de pozo (ft)
2.8.3 Ejecución del tratamiento
La planificación del trabajo es indispensable antes de la operación en pozo ya que
aumenta la seguridad del personal y evita resultados no deseados al realizar la
operación. Los requisitos mínimos que debe tener una planificación del trabajo son
las siguientes:
1. El lugar de trabajo y el equipamiento del pozo deben ser analizados
previamente al realizar la operación.
2. Un plan de manejo de fluidos de alta peligrosidad deben ser formulados
3. Un plan de materiales debe ser formulado para tener la cantidad adecuada
de materiales
4. Un plan de bombeo debe ser formulado con el personal autorizado
5. Realizar un plan de seguridad en base a las normas de seguridad de la
empresa que realizara la operación.
2.8.4 Evaluación del tratamiento
Se realizó una evaluación del tratamiento para observar si existe una justificación
económica y si el diseño realizo una mejora en la producción del pozo.

64. 50
Se observó el pre y el post tratamiento mediante la gráfica de análisis nodal, en la
gráfica se observa la optimización de la curva inflow.
Al tener un buen resultado en el tratamiento. A continuación se muestra en la
siguiente grafica la disminución del daño Skin:
Figura 2.12 Grafica de un Análisis Nodal, optimización de la curva Inflow
Fuente: Matrix Treatment Evaluation (Schlumberger)
2.8.4.1 Monitoreo de la evolución de Skin durante el tratamiento
Existen tres métodos para el cálculo de la evolución de Skin durante el tratamiento
que son:
¾ Mcleod and Coulter
¾ Paccaloni
¾ Provoust and Economides
Para un mejor cálculo del monitoreo de Skin el método Provoust y Economides es
elegido debido a sus valores que son más precisos comparados con los otros
métodos.
- Provoust and Economides
Curva Inflow
Curva Outflow
Producción pre
tratamiento
Producción post
tratamiento

65. 51
El método consiste en la simulación de la presión del reservorio en la inyección de
fluidos utilizando la secuencia de los caudales efectivamente medidas en la
ejecución del trabajo cada simulación es realizada con la constante Skin
En cualquier momento, la diferencia entre la presión del reservorio simulada en la
inyección de fluidos Psim (t,So) y el valor de presión medido Pmeas(t) es interpretada
como la diferencia entre el Skin actual y el valor usado para la simulación.
Por lo tanto la ecuación es
Ecu.2.21
Donde S (t) es el efecto del Skin en el tiempo t, q (t), (t) e (t) son la velocidad de
inyección, factor volumétrico y viscosidad en cada etapa de tiempo, este método
es calculado en tiempo real la presión del fondo de pozo es calculado en la
presión de cabeza y el daño en el tiempo.
- Método de Paccaloni
Es un segundo método presentado por Paccaloni (1979), usa presiones y
caudales de bombeo para computar el efecto del factor de daño a un tiempo dado
durante el tratamiento. Este método es basado una la siguiente ecuación:
Ecu. 2.22
Dónde:
= Presión de instantánea en fondo de pozo durante el tratamiento (psi)
= Presión del reservorio (psi)
= caudal de bombeo (BPM)
= factor volumétrico (Bbl/BF)
= Viscosidad (cp)
K= permeabilidad (md)
H= espesor del reservorio (ft)
= radio del reservorio (plg)

66. 52
= radio del fondo de pozo (plg)
S= factor de daño (Skin)
2.9 EVALUACIÓN ECONÓMICA PARTE CONCEPTUAL
2.9.1 Flujo de caja
El concepto de flujo de caja es que trata de dar una respuesta a la pregunta sobre
cuál es la capacidad que tiene una empresa (o un negocio) de generar liquidez a
través de diversas fuentes y para hacer frente a diversos pagos.
De esta definición surge una primera consecuencia: en la medida en que se trata
de cuantificarla capacidad de generar liquidez por diversas fuentes y para diversos
destinos, no existe un único concepto de cash flow sino varios, dependiendo de a
que orígenes nos refiramos y en que aplicaciones nos centremos.
Se define flujo de caja o cash flow como el resultante de sumas el Resultado Neto
después de los impuestos, el gasto de amortización, tanto de activos fijos
materiales como inmateriales. Y esto porque se considera que el gasto de
amortización o depreciación es el único que se devenga contablemente, pero que
no supone nunca un desembolso en términos monetarios. Naturalmente, si
durante el periodo de análisis la empresa hubiera devengado otros gastos
semejantes al de la amortización, en lo que se refiere a su no desembolso,
debería añadirse el Resultado Neto para obtener esta primera aproximación sobre
la capacidad de generar tesorería. Este término suele traducirse al castellano
como fondos Generados por las Operaciones (FGO).
2.9.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)
La Tasa Interna de Retorno (TIR) representa la rentabilidad que genera un
proyecto o negocio tomando como base de cálculo la inversión inicial del negocio.
Este indicador es expresado en forma porcentual es un criterio de rentabilidad y no
de ingreso monetario neto como el VAN, la Tasa Interna de Retorno corresponde
aquella tasa que hace el Valor Actual Neto (VAN) sea igual a cero, es por ello que
cuando el cosro de capital o tasa de descuento es igual a la TIR.

67. 53
La interpretación de este indicador es cuando la TIR es mayor a la tasa de
descuento, el VAN del proyecto es mayor que cero, ya que este está rentando
más que lo exigido por los inversionistas, por lo contrario si la TIR es inferior a la
tasa de descuento el VAN del proyecto es negativo ya que no alcanza a rentar lo
exigido por ellos.
2.9.3 Valor Actual Neto (VAN)
El Valor Actual Neto o VAN, representa el cambio en el nivel de riqueza que un
inversionista o empresa obtiene al realizar una determinada inversión. Su nombre
VAN proviene del efecto neto que se produce de la comparación entre el valor
presente de los resultados del proyecto y la inversión, un proyecto por lo general
presenta tres tipos de costos: costos de inversión, costos de operación y costo de
oportunidad.
Cuando un proyecto presenta VAN igual a cero, significa que no hay cambio en el
nivel de riqueza del inversionista o empresa pero si permite cubrir los costos de
operación, pagar la inversión y obtener al menos la rentabilidad exigida o costo de
oportunidad, si el VAN es mayor a cero, significa que no solo cubre los tres costos
anteriores sino que además se obtiene una ganancia adicional conocida como
incremento en el nivel de riqueza.
El Valor Actual Neto (VAN) se calcula mediante la siguiente ecuación:
Ecu. 2.23
Dónde:
= Flujos de caja en cada periodo t
= Valor de desembolso inicial de la inversión
= Numero de periodos considerado
2.9.4 Relación Beneficio Costo
La técnica de Análisis de Costo/Beneficio, tiene como objeto fundamental
proporcionar una medida de la rentabilidad de un proyecto, mediante la
comparación de los costos previstos con los beneficios esperados en la realización

68. 54
del mismo, el análisis Costo/Beneficio, permite definir la factibilidad de las
alternativas planteadas o de una proyecto a ser desarrollado.
La técnica de Análisis de Costo/Beneficio se calcula mediante la siguiente
ecuación:
Ecu. 2.24
Dónde:
= Relación Beneficio / Costo
= Ingresos
= Egresos
= Tasa de descuento
= Numero de periodos de interés
2.9.5 Costo de Oportunidad Capital (COK)
El Costo de Oportunidad Capital (COK) o tasa de descuento representa la tasa de
retorno exigida a la inversión que se pretende realizar para compensar el costo de
los recursos invertidos este indicador muestra la rentabilidad que se le debe exigir
a la inversión al renunciar a un uso alternativo es por ello que la determinación del
costo capital es fundamental para la evaluación de rentabilidad de los proyectos.
2.9.6 Costo variable
Es aquel que se modifica de acuerdo a variaciones del volumen de producción, se
trata tanto de bienes como de servicios. Es decir, si el nivel de actividad decrece,
estos costos decrecen, mientras que si el nivel de actividad aumenta también lo
hace esta clase de costos.
2.9.7 Costo fijo
Son aquellos costos que son sensibles a pequeños cambios en los niveles de
actividad de una empresa sinos que permanecen invariables ante estos cambios.
2.9.8 Impuestos

69. 55
El impuesto es una clase de tributo recogido por derecho público. Se caracterizó
por no requerir una contrapresión directa o determinada por parte de la
administración hacendaria.
Los impuestos en la mayoría de legislaciones surgen exclusivamente por la
potestad tributaria del estado con el objeto de financiar sus gastos. Los impuestos
son cargas tributarias que las personas y empresas tiene que pagar para financiar
al estado.
2.9.9 Calculo de la declinación de la producción mediante el método
exponencial
Existen tres métodos para el cálculo para la declinación de la producción durante
un tiempo determinado estos tres métodos son: método exponencial, hiperbólica y
harmónica.
La más utilizada es el método exponencial, estos métodos traen consigo las
siguientes ventajas que son:
¾ Para el cálculo de cualquier método los datos requeridos son fáciles de
obtener
¾ Es fácil graficar la curva
¾ Los resultados son mostrados a través del tiempo y dichos resultados son
fáciles de interpretar
La siguiente formula es aplicada para calcular la caída de producción durante el
tiempo de producción estimado.
Ecu. 2.25
Ecu. 2.26
Ecu. 2.27
Al determinar la declinación de la producción en el tiempo es posible calcular la
producción acumulada de petróleo durante el tiempo de terminado esta producción
acumulada es calculada por la siguiente ecuación:

70. 56
Ecu. 2.28
Dónde:
= Producción del pozo (BPD)
= Producción inicial del pozo (BPD)
= Declinación exponencial
D = declinación nominal exponencial (1/dia)
T= tiempo (días)
Np= Producción acumulada (BF)
Las reservas remanentes serán calculadas por la siguiente ecuación:
Ecu. 2.29
Dónde:
N = reservas iniciales (BbL)
Np= reservas acumuladas (Bbl)
= factor volumétrico (Bbl/BF)

71. CAPITULO 3 MARCO PRÁCTICO

72. 57
3 MARCO PRÁCTICO
3.1 Recopilación del historial de producción y el esquema del pozo
3.1.1 Descripción del pozo
El pozo PLM-C4 se halla en el campo Paloma, perteneciente a la operadora
Repsol YPF se halla localizado a 270 km (Norte), el pozo en el estudio es un pozo
con Arreglo Simple Selectivo con Tubería 2.7/8’’ 8rd con nueve Mandriles de Gas
Lift. Cuenta con una sección de Empaque de Grava habilitada a la formacion
Yantata y Petaca (LGP-UGP)
Profundidad Final: 3965 m MD-3502,7 mts TVD (según Perforación)
Cañería de producción: 5’’ 15#/ft, P110, 8RD, LTC @ 3960M, BL3636mts
Figura 3.1. Localización del pozo candidato
Fuente: Localización del pozo PLM - C4 (Repsol)

73. 58
3.1.2 Esquema del pozo PLM – C4
13.3/8’’ Csg. 68#,K-55,BTC @ 97.5 m-MD
9.5/8’’ Csg. 40#,K-55,BTC @ 2252 m-MD
Gas Lift Mandrel
Liner Top @ 3726 m.MD(RT)
SSD XD
3804-3805 m
SSD XO
3807 – 3808.5 m
“BXN” Landing Niple
3810 – 3815 m
3822 – 3828 m
3830 – 3833 m
3835 – 3839 m
3845 – 3848 m
3840 – 3843 m
Pck @ 3850.9 m(MD)
3899 – 3903.5 m
3859 – 3863 m
Pck @ 3876.74 m(MD)
Sump Pck @ 3908.73 m(MD)
CF 5”@3938 m-(MD)
5” Liner 15#/ft @ 3960 m-MD(RT)
Pck @ 3775.64 m(MD)
58
Fuente: Arreglo de producción del pozo PLM – C4 (REPSOL)

74. 59
Figura 3.2 Descripción del arreglo de producción del pozo PLM – C 4
Fuente: Descripción del arreglo de producción, Pozo PLM C4 (REPSOL)