Información de Pozo Propuesta técnica de recuperación mejorada con inyección de polímeros

1. UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEO
PROPUESTA TÉCNICA DE RECUPERACIÓN MEJORADA CON
INYECCIÓN DE POLÍMEROS PARA OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN EN EL
POZO SAL X12
Proyecto Final De Grado Para Optar Por El Titulo De Licenciatura En Ingeniería
En Gas Y Petróleo
MODALIDAD PROYECTO DE GRADO
POSTULANTE: GABRIEL FERNANDO RODRIGUEZ JALDIN
TUTOR: EDWIN ROJAS OROPEZA
COCHABAMBA – BOLIVIA
2024

2. INTRODUCCIÓN

3.  ANTECEDENTES
 Antecedentes Generales

4. Antecedentes Específicos.
A medida que pasaba los años de
producción se identificó la problemática
existente de la producción de agua según
el historial de producción desde el año
2011 con un caudal de gas de 2422 MMC,
de petróleo con un caudal de 62819 BPD Y
del agua con 3670 BPD evidenciando que
A medida que pasaban los años de
producción del pozo se identificó el
incremento paulatino del agua en el año
2021 con un caudal de 12647 BPD Y
bajando la producción del gas con 483
MMCFD Y del petróleo con un caudal de
300 BPD.

5. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Árbol De Problema
Disminución de la producción de hidrocarburos
en el pozo SAL-X12.
Conificación del agua en la arena
productora
Formación de canales tras el casing por
cementación
Caída de la presión de la
producción del yacimiento.
Pérdidas de producción del gas y
petróleo
Pérdidas económicas por parte de
la empresa operadora
Agotamiento de la energía natural
del yacimiento
Altos volúmenes de producción
de agua.

6. Formulación del Problema
¿Mediante la propuesta de técnica de recuperación mejorada empleando la inyección de
Polímeros, se logrará controlar la invasión del agua de formación y así poder mejorar la
producción de hidrocarburos en el pozo SAL- X12?
OBJETIVOS
Objetivo General
Proponer la recuperación mejorada empleando la inyección de polímeros para optimizar la
producción del pozo SALX-12.
Objetivos Específicos
• Describir la columna lito estratigráfica del campo San Alberto.
• Identificar las condiciones actuales de la producción del pozo SAL X12.
• Seleccionar el polímero adecuado para la inyección en el pozo SAL X12.
• Determinar los parámetros técnicos necesarios para la inyección de polímeros en
la formación productora del pozo SAL X12.
• Realizar la curva del IPR, después de la aplicación de la inyección de polímeros.
• Estimar los costos de inversión del proyecto.

7. ALCANCES
 Temático. La técnica para el tratamiento con bombeo de polímeros abarcara todas
las actividades mencionas en la tabla de acciones.
 Limitaciones.
El presente proyecto de la técnica para el tratamiento con bombeo de polímeros no
contempla la cementación, ni la terminación como también ningún uso de simuladores.
 JUSTIFICACIÓN
Entre las tecnologías existentes en el mundo se evidencio las que están relacionados
con la producción de agua debido a la conificación de agua proveniente del acuífero
activo de fondo de pozo SALX-12 en la cual se determinó los volúmenes de producción
elevados de agua.
Justificación Académica.
Justificación Técnica.
Justificación Económica.
 APORTE

8.  TECNICA DE RECUPERACION
MEJORADA

9.  Inyección de polímeros
 Clasificación de los polímeros
 Polímeros neutrales o biopolímeros.
 Polímeros semi-sinteticos
 Polímeros sintéticos o artificiales
 Propiedades químicas de los polímeros
utilizados en procesos de recuperación
mejorada.

10.  INDICE DE PRODUCTIVIDAD
Índice de productividad
Baja productividad J<0.5
Productividad media 0.5<J<1
Alta productividad 1<J<2
Excelente productividad J>2

11.  INFORMACION DEL POZO SAL X12
CAMPO SAN ALBERTO
Participación PETROBRAS BOLIVIA S.A.(operador
35%) YPFB andina S.A.50%
Total exploración producción Bolivia
15%
Cuenca
estructura
Subandino
Anticlinal San Antonio
Ubicación fisiografica Subandino sur
N de parcelas 7 parcelas
Periodo de concesion 30 años
Ubicación geográfica Departamento de Tarija. Provincia
gran chaco

12.  Estado De Los Pozos Del Campo San
Alberto
POZO ESTADO FORMACION PRODUCTORA
SALX9 Cerrado Huamampampa
SALX10 Productor Huamampampa e Icla
SALX11 Productor Huamampampa e Icla y Santa Rosa
SALX12 Productor Huamampampa e Icla y Santa Rosa
SAL13 Productor Huamampampa e Icla y Santa Rosa
SAL14 Productor Huamampampa
SAL15 Productor Huamampampa e Icla
SAL16 Productor Huamapampa e Icla
SAL17D Productor Huamampampa e Icla y Santa Rosa

13.  Columna Estratigráfica De Las Formaciones Productoras Del
Campo San Alberto
ERA PERIODO GRUPO FORMACION
CENOZOICO TERCIARIO
CHACO
EMBOROZU
GUANDACAY
TARIQUIA
YECUA
PETACA
MESOZOICO
CRETACICO
JURASICO TACURU
ICHOA
CASTELLON
JURASICO
TRIASICO
TAPECUA
BASALTO
ENTRE RIOS
CUEVO
SAN DIEGO
IPAGUAZU
PALEOZOICO
PERMICO
VITIACUA
CANGAPI
CARBONIFERO
MANDIYUTI
SAN TELMO
ESCARPMENT
MACHARETI
TAIGUATI
CHORRO
TARIJA
ITACUAMI
TUPAMBI
ITACUA
DEVONICO
IQUIRI
LOS MONOS
HUAMANPAMPA
ICLA
SANTA ROSA
SILURICO
TARABUCO
KIRUSILLAS

14.  Formaciones Productoras Del Pozo SALX 12
Formacion descripción litológica reservorio porosidad
Los reservorios de esta formación H1 4.64
están Formados por areniscas cuarzitias,
compactadas muy duras de grano fino, H2A 0.16
escaso medio de color gris blanquecino en
partes micáceas intercaladas con niveles H2B 4.34
de lutitas y limolitas,los niveles de arenisca
huamampampa poseen una permeabilidad pobre la misma H3 4.00
que se incrementa en forma secundaria debido
a la microfracturacion que presentan en las H4 4.25
crestas de los anticlinales.
Secuencia pelitica constituida por limolitas y I1 4.34
icla Lutitas gris oscuras a claras intercalan bancos
De areniscas gris claras a gris oliva muy duras I2 4.56
Porosidad pobre
esta unidad presenta arenas con delgadas SR1 3.90
Intercalaciones de limolitas,lutitas de color
Santa rosa Marron grisáceo,gris verdoso y gris oscuro SR2 3.70
Las areniscas varian de gris blanquecina
De tipo cuarzitico grano muy fino SR3 4.34
SR4 3,05

15.  Ubicación Del Tramo
Productor Con Problemas
De Agua

16.  Litología y Mineralogía de La Formación Productora Huamampamapa H2A Del Pozo SAL X12
 HISTORIAL DE LA PRODUCCION DEL POZO SALX12
 El campo San Alberto comenzó su producción a partir enero del 2011 del nivel productor
Huamampampa H2A, incrementándose la producción de acuerdo a los nuevos pozos perforados y
al plan de desarrollo programado, a inicios del 2014 se observa una codificación y producción del
agua en el pozo SAL X-12.

17.  Intervalo Del Tramo Localizado
Criterios de selección del agente químico para la inyección
Método API Viscosidad (CP) Permeabilidad (md) Temperatura °F Características del pozo
SAL X12
Inyección de
polímeros
> 31 < 20 >1 >150  Pozo con producción
excesiva de agua
(conificación de
agua)
 °API ,63.4°
 Temperatura 190 F
 Permeabilidad 2.81
Inyección de
surfactantes
25-40 < 15 < 500 < 150
Inyección de
soluciones alcalinas
15-35 < 150 < 1000 < 200

18. CONDICIONES QUE DEBE TENER EL
POZO PARA LA INYECCIÓN
CARACTERÍSTICAS DEL
POZO SAL X12 (
FORMACIÓN
PRODUCTORA
HUAMAMAMPAMPA )
POZO PETRÓLEO
Pozo con producción de
agua
Litología:(Areniscas,
Niveles de Lutitas y
Limolitas)
Profundidad >5000m
Permeabilidad >1md
Temperatura >150°F
Espesor >50ft
Porosidad >10%
°API: >31.1°
Viscosidad <20cp
 Pozo con producción excesiva
de agua (conificación de agua)
 °API ,63.4°
 Temperatura 190 °F
 Permeabilidad 2.81
 Profundidad 5648m
 Tamaño de los poros de la
formación 16.99%

19. POLIACRILAMIDA POLISACÁRIDOS POLÍMERO TIPO A
CARACTERÍSTICAS DEL POZO
SAL X12 (FORMACIÓN
PRODUCTORA
HUAMAMAMPAMPA)
 Alto peso molecular
 Moléculas flexibles y de un
diámetro muy pequeño las
cuales tienden a romperse por
esfuerzos cortantes y
mecánicos a medida que se
realiza el proceso de inyección
 Sensibles a la salinidad
 Resisten a degradación térmica
hasta temperatura de 248 °F
 Inmunes al ataque bacterial
 Alto peso molecular
 Resistentes a la degradación
cuando están en presencia
de esfuerzos mecánicos
durante el proceso de
inyección
 Resistentes a la salinidad
 Resisten a temperaturas de
200 °F
 Son susceptibles al ataque
bacterial en las regiones del
yacimiento de baja
temperatura
 Bajo peso molecular en
comparación de los anteriores
polímeros mencionados
 se aplica en formaciones con
composiciones de areniscas
limolitas y lutitas presentes
 Se utiliza en pozos con
producción de agua de
formación (carga de líquidos y
conificación de agua)
 pozos con profundidad mayor
a 3500m
 pozos con temperaturas
mayores a 100 °F a 220 °F
 100 porciento soluble en agua
 Estable incluso en presencia
de H2S Y CO2
 El tiempo de activación puede
ser controlando los aditivos
 La inyección se realiza
mediante un coiled tubing
 Pozo con Producción excesiva de
agua de formación por
conificación de agua en fondo de
pozo
 Profundidad 5648m
 Tamaño de los poros de la
formación 16.99%
 Temperatura 190 °F
 Formación productora formada
por areniscas y una escasa
presencia de limolitas y lutitas

20.  Datos técnicos del pozo SAL X-12 y la formación productora
Datos técnicos
Tipo de pozo Profundo
Formación productora Huamampampa
H2A
Profundidad del pozo D 5648.0 m
Presión del reservorio Pws 3250 psi
Presión de fondo fluyente Pwf 1890 psi
Temperatura Tº 150°F
Radio del pozo rw 0.355 pies
Radio de drenaje re 986 pies
Permeabilidad de la formación K 2.81 md
Permeabilidad de la Zona Dañada kx 0.6983 md
Espesor de la formación hf 571m
Espesor zona de interés (H2A) Hi 14,9pies
Porosidad de la formación en fracción molar 16,99%
Radio de la zona dañada rx 5.9731 pies

21.  Etapa 1: Estado Actual de Producción del Pozo SALX12
 Correlación de Standing
 𝐲𝐠 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟗𝟏 ∗ 𝐓 ℉ − 𝟎. 𝟎𝟏𝟐𝟓 ∗ °𝐀𝐏𝐈
 yg = 0.00091 ∗ 190℉ − 0.0125 ∗ 63.4°API
 yg = 0.93
 Se procederá a calcular a solubilidad en el petróleo.
 𝐑𝐬 = 𝛄𝐠 ∗ (
𝐏𝐰𝐬
𝟏𝟖𝐱𝟏𝟎𝐲𝐠)𝟏.𝟐𝟎𝟒
 Rs = 0.68 ∗ (
2600.37 psi
18x100.93 )1.204
 Rs = 20.56 pcn/BF
 Teniendo ya el resultado se reemplazará.

22.  Presión de punto de burbuja
 𝐏𝐛 = 𝟏𝟖 ∗ (
𝐑𝐬
𝛄𝐠
)𝟎.𝟖𝟑 ∗ 𝟏𝟎𝐲𝐠
 Pb = 18 ∗ (
20.56 pcn/BF
0.68
)0.83
∗ 100.93
 Pb = 2594.77 psi
 Se realizará la verificación en la siguiente tabla 3.11 del marco teórico como ser:
 Tabla 3.11: Parámetros para la presión punto de burbuja
PARÁMETROS RANGOS
Pb 130 – 7000 psi
Tº 100 – 258 ºF
API 16.5 – 63.8 ºAPI
𝛄𝐠 0.59 – 0.95
Rs 20 – 1425 pcn/BF

23.  Método de Vogel
 CASO # 2 Pwf ≤ Pb subsaturado
 Índice de productividad
 Se podrá calcula con la siguiente ecuación.
 𝐈𝐏 =
𝐪𝐨
𝐏𝐰𝐬−𝐏𝐛 +
𝐏𝐛
𝟏.𝟖
∗[𝟏−𝟎.𝟐∗
𝐏𝐰𝐟
𝐏𝐛
−𝟎.𝟖∗(
𝐏𝐰𝐟
𝐏𝐛
)𝟐]
 IP =
300 bpd
2600.37 psi−2594.77 psi +
2594.77 psi
1.8
∗[1−0.2∗ 0.65 psi −0.8∗(0.65 psi)2]
 IP = 0.64 bpd/psi
 Con el cálculo del índice de productividad se reemplazará.

24.  Caudal en el punto de burbujeo
 𝐪𝐨𝐛 = 𝐈𝐏 ∗ (𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐛)
 qob = 0.64 bpd/psi ∗ (2600.37 psi − 2594.77 psi)
 qob = 3.58 bpd
 Teniendo el resultado se reemplazará.
 Caudal máximo
 𝐪𝐦𝐚𝐱 = 𝐪𝐨𝐛 + [𝐈𝐏 ∗ (
𝐏𝐛
𝟏.𝟖
)]
 qmax = 3.58 bpd + [0.64 bpd/psi ∗ (
2594.77 psi
1.8
)]
 qmax = 926.16 bpd
 El resultado se reemplazar en el siguiente calculo.

25.  Caudal de producción
 𝐪𝐨 = 𝐪𝐨𝐛 + 𝐪𝐦𝐚𝐱 − 𝐪𝐨𝐛 ∗ [𝟏 − 𝟎. 𝟐 ∗
𝐏𝐰𝐟
𝐏𝐛
− 𝟎. 𝟖 ∗ (
𝐏𝐰𝐟
𝐏𝐛
)𝟐
]
 qo = 3.58 bpd + 926.16 − 3.58 bpd ∗ [1 − 0.2 ∗ 0.65 psi − 0.8 ∗ (0.65 psi)2]
 qo = 293.39 bpd
 Método de Fetkovich
 Caudal de producción
 Tabla 3.12: Datos para el cálculo del caudal máximo.
FORMACIÓN Pws (Psi) Pwf
(Psi)
EXPONENTE (n)
Huamampampa H2A 2600.37 2100 0.98

26. Tabla 3.13: Tipo de flujo
TURBULENTO LAMINAR
n = 0.5 ≤ n ≤ 1
Con los datos de la tabla se observó que el flujo es laminar porque
es ≤ 1:
𝐂 =
𝐪𝐨
(𝐏𝐰𝐬
𝟐
− 𝐏𝐰𝐟
𝟐
)𝐧
C =
293.39 bpd
(2600.37 psi2 − 2100 psi2)0.98
C = 0.0001 bpd/psi2
El flujo laminar se reemplazará en la fórmula del caudal.
𝐪𝐨 = 𝐂 ∗ (𝐏𝐰𝐬
𝟐
− 𝐏𝐰𝐟
𝟐
)𝐧
qo = 0.0001 bpd/psi2
∗ (2600.37 psi2
− 2100 psi2
)0.98
qo = 175.38 bpd

27.  Estimación del índice actual
 Se procederá a calcular el indicie de productividad actual.
 𝐈𝐏 =
𝐪𝐨
(𝐏𝐰𝐬− 𝐏𝐰𝐟)
 IP =
175.38 bpd
(2600.37 psi− 2100 psi)
 IP = 0.35 bpd/psi
Tabla 3.14: Valores para el índice de productividad
PARÁMETROS CATALOGO DE PRODUCCIÓN
J < 0.5 Baja producción
0.5 J ≤ 1.0 Productividad media|
1.0 J < 2 Buen productor
J ≥ 2 Excelente productor

28. Determinación del factor skin
 Pozos verticales:
𝐒 =
𝐤
𝐤𝐱
− 𝟏 ∗ 𝐋𝐧 ∗ (
𝐫𝐱
𝐫𝐰
)
Donde:
S = Daño a la formación.
k = Permeabilidad de la formación, md.
kx = Permeabilidad de la zona dañada, md.
rx = Radio de la zona dañada, pie.
rw = Radio de la zona del pozo, pie.
S =
k
kx
− 1 ∗ Ln ∗ (
rx
rw
)
S =
2.81 md
0.6983 md
− 1 ∗ Ln ∗ (
5.9731 pies
0.355 pies
)
S = 8.5366

29. Etapa 2: Fracturamiento de la Formación Productora
Cálculo de la gradiente de fractura
Donde:
Gf = Gradiente de fractura, psi/pie.
TVD = Profundidad del pozo, pie.
0.465 = Constante de agua salada, psi/pie 3.281
TVD= 5648 m * 3.281 pies = 18531.08 pies.
𝐆𝐟 = 𝟎. 𝟒𝟔𝟓 × (𝟏 −
𝐏𝐰𝐬
𝐓𝐕𝐃
) + 𝟎. 𝟒𝟔𝟓
Gf = 0.465 × (1 −
2600.37 psi
18531.08 pies
) + 0.465
Gf = 0.86 psi/pies

30. Cálculo de la presión de fractura
Donde:
𝐏𝐟 = 𝐆𝐟 ∗ 𝐃
Gf = Gradiente de fractura, psi/pie.
D = Profundidad del intervalo de interés, pies.
Pf = 0.86
psi
pies
∗ 13583.34 pies
Pf = 11681.67 psi
Etapa 3: Inyección del Polímero Seleccionado
Cálculo de la presión máxima de inyección en superficie
Tabla 3.16: Datos técnicos del polímero Tipo A.
Polímero Tipo A
Densidad del polímero (ῤ) 10,9 lb/galón
Viscosidad del polímero (µ) 0,65 cp

31.  𝐏𝐦𝐚𝐱𝐢 = 𝐏𝐟 − 𝟎. 𝟎𝟓𝟐 ∗ 𝛒𝐩𝐨𝐥𝐢 ∗ 𝐃
Donde:
Pmaxi = Presión máxima de inyección, psi.
ῤ𝐩𝐨𝐥𝐢 = Densidad, lb/galón.
Pmaxi = 11681.67 psi − 0.052 ∗ 10.9
lb
gal
∗ 13583.34 pies
Pmaxi = 3982.63 psi
 Cálculo del caudal de inyección máximo
 𝐐𝐢𝐦𝐚𝐱 =
𝟒.𝟗𝟏𝟕×𝟏𝟎−𝟔∗𝐊𝐟∗𝐇𝐢∗(𝐏𝐟𝐫𝐚𝐜𝐭𝐮𝐫𝐚−𝐏𝐰𝐬)
𝛍 𝐩ò𝐥𝐢𝐦𝐞𝐫𝐨∗𝐥𝐧∗(𝐫𝐞/𝐫𝐰)
 Donde:
 Qimax = Caudal máximo de inyección, bbl/min.
 µ𝐩𝐨𝐥𝐢 = Viscosidad del fluido de fracturamiento, cp.
 Hi = Espesor del intervalo de interés, pies.

32.  Re = Radio de drenaje, pies.
 Qimax =
4.917×10−6∗Kf∗Hi∗(Pfractura−Pws)
μ pòlimero∗ln∗(re/rw)
 Qimax =
4.917×10−6∗2.81 md∗14.9 pies∗(11681.67 psi− 2600.37psi)
0.65 cp∗ln∗(986 pies/0.355 pies)
 Qimax = 0.3627 bbl/min
 Cálculo de la potencia hidráulica de la bomba
 𝐇𝐇𝐏 = 𝐪𝐢𝐦𝐚𝐱
𝐦𝟑
𝐬
∗ 𝐏𝐦𝐚𝐱
𝐤𝐠
𝐦𝟐 ∗ 𝟎. 𝟎𝟏𝟑𝟏𝟓
 Donde:
 HHP = Potencia de la bomba, hp.
 Qimax = Caudal máximo de inyección, m3/s
 Pmax = Presión máxima de inyección, kg/m2.

33. 0.01315 = Valor de conversión a hp.
Qimax = 0.3627
bbl
min
∗
0.158987𝑚3
1𝑏𝑏𝑙
∗
1𝑚𝑖𝑛
60𝑠𝑒𝑔
= 9.6107𝑥10−4
𝑚3
/𝑠𝑒𝑔
Pmax = 3982.63 psi ∗
703.07kg
m2
1psi
= 2800067.647 kg/𝑚2
HHP = 9.6107𝑥10−4
m3
s
∗ 2800067.647
kg
m2
∗ 0.01315
HHP = 35.38 HP
Cálculo del volumen del polímero
Considerar lo siguiente:
Daño somero: penetración recomendada Lw: 5 pies.
Daño profundo: penetración recomendad Lw: 10 pies
𝐫𝐱 = 𝐥𝐰 + 𝐫𝐰
rx = 10 pies + 0.355 pies

34. rx = 10.355 pies
𝐕𝐩𝐨𝐥𝐢 =
𝟐𝟑. 𝟓 × ∅𝐟 × 𝐇𝐢 × 𝐫𝐱𝟐
− 𝐫𝐰𝟐
𝟓
Donde:
Vpoli = Volumen del polímero a inyectar, gal.
Ø𝐟 = Porosidad de la formación.
Vpoli =
23.5 ∗ 0.1699 × 14.9 pies × 10.355 𝑝𝑖𝑒𝑠2 − 0.355 𝑝𝑖𝑒𝑠2
5
Vpoli = 1274.28 gal ∗
0.031746 bbl
1 gal
Vpoli = 40.45 bbl

35.  Cálculo del tiempo de inyección de polímero
 𝐓𝐢𝐧𝐲𝐞 =
𝐕𝐩𝐨𝐥𝐢
𝟕∗𝐐𝐢𝐦𝐚𝐱
 Donde:
 Qimax = Caudal máximo de inyección, bbl/min.
 Tinye =
40.45 bbl
7∗0.3627 bbl/min
 Tinye = 15.93min

36. Cálculo del incremento de la productividad
𝐉𝐩𝐨𝐬𝐭 =
𝐉𝐃
𝟏
𝐥𝐧 ∗
𝐫𝐞
𝐫𝐰
− 𝟎. 𝟕𝟓 + 𝐒𝐟
Donde:
Jg = Incremento de la productividad, bpd/psi
Jd = Índice de productividad con daño, bpd/psi.
Kx = Incremento de la permeabilidad, md.
𝐉𝐩𝐨𝐬𝐭 =
0.35
1
ln ∗ (
986 pies
0.355 pies
) − 0.75 + 8.5366
Jpost = 5.50 bpd/psi

37.  Daño skin posterior a la fractura
 𝐒𝐩𝐨𝐬𝐭 =
𝐥𝐧 ∗ (
𝐫𝐞
𝐫𝐰
) − 𝟎.𝟕𝟓 + 𝐒𝐟 − 𝐉𝐩𝐨𝐬𝐭 ∗ [𝐥𝐧 ∗ (
𝐫𝐞
𝐫𝐰
) − 𝟎.𝟕𝟓]
𝐉𝐩𝐨𝐬𝐭
 Donde:
 Spost = Daño skin posterior a la fractura
 re = Radio de drenaje del pozo [Pie]
 rw = Radio del pozo [Pie]
 Sf = Daño de la formación actual
 Jpost = Variación en el índice de productividad
 Spost =
ln∗(
986 pies
0.355 pies
)− 0.75 + 8.5366 − 3.5118∗ [ln∗(
986 pies
0.355 pies
)− 0.75]
5.50
 Spost = −4.3218

38. Permeabilidad después de la fractura
𝐤𝐟𝐫𝐚𝐜 =
𝐤𝐟
𝟏
𝐥𝐧 ∗ (
𝐱𝐟𝐫𝐚𝐜𝐭
𝐫𝐰
) + 𝐒𝐩𝐨𝐬𝐭
Donde:
Kx = Incremento de la permeabilidad, md
kfrac =
2.81 md
1
ln ∗ (
986 pies
0.355 pies
) + (−4.3218)
kfrac = 10.1370

39. Método de Standing
Índice de productividad
Se toma el dato calculado:
𝐉𝐩𝐨𝐬𝐭 = 5.50
Nuevo caudal de producción
𝐪𝐨 =
𝐉𝐩𝐨𝐬𝐭 ∗ 𝐏𝐰𝐬
𝟏. 𝟖
∗ [𝟏 − 𝟎. 𝟐 ∗
𝐏𝐰𝐟
𝐏𝐰𝐬
− 𝟎. 𝟖 ∗ (
𝐏𝐰𝐟
𝐏𝐰𝐬
)𝟐
]]
qo =
5.50 ∗ 2600.37 psi
1.8
∗ [1 − 0.2 ∗
2100 psi
2600.37 psi
− 0.8 ∗ (
2100 psi
2600.37 psi
)2]
qo = 2516.67 bpd

40. Calculo de la eficiencia
 Tabla 3.17: Datos de la formación productora Huamampampa H2A
𝚫𝐏𝐬 = [
𝐪𝐨 ∗ 𝛍𝐟
𝟐 ∗ 𝛑 ∗ 𝐤𝐟 ∗ 𝐡𝐟
]
ΔPs = [
2516.67 bpd ∗ 3.59 cp
2 ∗ 3.1415 ∗ 2.81 md ∗ 95 pies
]
ΔPs = 5.38
Donde se calculará la eficiencia como ser:
𝐄𝐅 =
𝐉 (𝐑𝐞𝐚𝐥)
𝐉(𝐈𝐝𝐞𝐚𝐥)
µf Viscosidad de la formación 3.59 cp

41. Partiendo del índice de productividad:
𝐉 =
𝐪𝐨
𝐩𝐰𝐬 − 𝐩𝐰𝐟
= pws − pwf =
qo
J
𝐉` =
𝐪𝐨
𝐩𝐰𝐬 − 𝐩𝐰𝐟`
= pws − pwf − ΔPs =
qo
J`
Sustituyendo en la ecuación de eficiencia:
EF =
2600.37 psi − 2100 psi`
2600.37 psi − 2100 psi − 5.13
EF =
500.37 psi
494.99 psi
𝑬𝑭 =
𝒒𝒐
𝑱
𝒒𝒐
𝑱`
= 𝑬𝑭 =
𝑱 (𝑹𝒆𝒂𝒍)
𝑱(𝑰𝒅𝒆𝒂𝒍)
EF =
Pws − Pwf`
Pws − Pwf − ΔPs
𝑬𝑭 = 𝟏.𝟎𝟏

42. Tabla 3.18: Rangos para la eficiencia.
PARÁMETROS TIPOS DE POZO
Si Real > ideal = EF > 1 Pozo inyectado con polímeros
Si Real < ideal = EF < 1 Pozo existente con dañado
Si Real = < ideal = EF = 0 No existe daño en el pozo.
Nuevo caudal máximo
𝐪𝐦𝐚𝐱 =
𝐪𝐨
𝟏 − 𝟎. 𝟐 ∗
𝐏𝐰𝐟
𝐏𝐰𝐬
− 𝟎. 𝟖 ∗ (
𝐏𝐰𝐟
𝐏𝐰𝐬
)𝟐
qmax =
2516.67 bpd
1 − 0.2 ∗
2100 psi
2600.37 psi − 0.8 ∗ (
2100 psi
2600.37 psi)2
qmax = 7945.55 bpd

43. ETAPA 4: Desalojo de los líquidos
Cálculos para desalojar los líquidos en fondo de pozo:
Datos:
Se presentó una conificación, del tramo 4140 - 4190 de la formación Huamampampa H2, por lo
que se tienen que realizar trabajos para evitar esta conificación en la cual surgió la existencia de
la acumulación de líquidos, se debe disponer de cierta información técnica del aparejo de
producción, con información relativa a la capacidad del sistema de tuberías.
Como se mencionó anteriormente el reservorio Huamampampa nivel H2 tiene volúmenes de
producción de agua debido a la conificación de agua generando la carga de líquidos presentes
en dicho pozo, con una acumulación de carga de líquidos de 63,31 bbl.

44. Capacidad del volumen en la tubería de producción
𝐂𝟏 = 𝐃𝐟𝐢𝐧𝐚𝐥 – 𝐏𝐢𝐧𝐢𝐜𝐢𝐚𝐥
C1=4190m˗4140m
C1=50m
Donde:
C1 =capacidad del volumen, mt.
Dfinal = profundidad final del tramo acumulado, mt.
Pinicial = profundidad inicial del tramo acumulado, mt.

45. Volumen de líquidos en la tubería de producción
𝐕𝟏 = 𝐂𝟏 ∗ 𝟑. 𝟎𝟐 𝐥𝐭/𝐦
V1=50m×3.02
𝑙𝑡
𝑚
V1=151lt
V1=151lt×
0.00629𝑏𝑏𝑙
1𝑙𝑡
V1=0.94bbl
Donde:
V1 = volumen de líquidos acumulados, bbl.
3.02 lt/m = factor de conversión.

46. Volumen total a desplazar
𝐕𝐭 = 𝐂𝐚𝐫𝐠𝐚 𝐝𝐞 𝐥𝐢𝐪𝐮𝐢𝐝𝐨𝐬 + 𝐕𝟏
Vt=63.31bbl+0.94bbl
Vt = 64.25bbl
Donde:
Vt = volumen a desplazar, bbl.
Carga de líquidos = carga localizada en el pozo, bbl.

47. Cálculos para el proceso de inyección de 5 metros
después de la profundidad alojada de líquidos:
Reemplazar en capacidad del volumen en la tubería de producción
Reemplazar en volumen de líquidos en la tubería de producción
Donde
C2=4190m˗4145m V2=45m×3.02lt/m
C2=45m V2=135.9lt×0.00629bbl
V2=0.85bbl
C3=4190m˗4150m V3=40m×3.02lt/m
C3=40m V3=120.8lt×0.00629bbl
V3=0.75bbl
C4=4190𝑚˗4155m V4=35m×3.02lt/m
C4=35m V4=105.7lt×0.00629bbl
V4=0.66bbl
C5=4190m˗4160m V5=30m×3.02lt/m
C5=30m V5=90.6lt×0.00629bbl
V5=0.56bbl
 C6=4190m˗4165m V6=25m×3.02lt/m
 C6=25m V6= 75.5lt×0.00629bbl
 V6=0.47bbl

 C7=4190m˗4170m V7=20m×3.02lt/m
 C7=20m V7=60.4 lt×0.00629bbl
 V7=0.37bbl

 C8=4190m˗4175m V8=15m×3.02lt/m
 C8=15m V8=45.3lt×0.00629bbl
 V8=0.28bbl

 C9=4190m˗4180m V9=10m×3.02lt/m
 C9=10m V9=30.2lt×0.00629bbl
 V9=0.18bbl

 C10=4190m˗4185m V10=5m×3.02lt/m
 C10=5m V10=15.1lt×0.00629bbl
 V10=0.09bbl

 C11=4190m˗4190m V11=0bbl
 C11=0m

48. Volumen total para reducir la carga de líquidos:
𝐕𝐭 = 𝑽𝒑𝒐𝒍𝒊 ∗ 𝒏
Vt=8.05*11
Vt=88.55bbl
Donde:
Vpoli = (8.05)
Vt = volumen total para reducir la carga de líquidos, bbl
bbl. N = numero de ciclos para reducir la carga de
líquidos (11 ciclos)

49.  REPRESENTACIÓN GRAFICA DE LA CURVA IPR
 Tabla 3.21: Datos obtenidos para los caudales y presiones.
Pwf Pwf*/Pws Qo
2605 psi 1.00 0
2400 psi 0.92 1103,47 BPD
2100 psi 0.80 2606,14 BPD
1800 psi 0.69 3822,76 BPD
1500 psi 0.57 4974,54 BPD
1200 psi 0.46 5869,53 BPD
900 psi 0.34 6670,44 BPD
600 psi 0.23 5926.73 BPD
300 psi 0.10 7723.07 BPD
100 psi 0.02 7911.22 BPD
0 psi -0.01 7960.80 BPD

50. Figura 3.4: Curva IPR según los datos calculados.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
PWF
QMAX
Curva IPR

51.  ESTIMACION DE COSTOS
 Equipos de operación a usar
Equipos de operación Cantidad Empresa de servicios
Empacador 1 Halliburton
Tuberia capilar 1 Halliburton
Bomba texteam 1 Halliburton
Bomba para líquidos 2 Halliburton
Panel solar 1 Halliburton
Tablero electrónico 1 Halliburton

52.  Personal De Trabajo
Personal Descripción Cantidad
Supervisor Supervisar coordinar y programar las actividades de
cuadrillas de los trabajadores
2
Operadores Preparar maquinas, equipos e instalaciones de energía y
servicios auxiliares, realiza el control local en instalaciones
de energía
2
Ayudantes Ayuda a la instalación, desmonte y transporte de equipos y
de mantenimiento, manipular, clasificar y manipular
herramientas, tubería, cemento y otros materiales también,
mantener y limpiar áreas de equipamiento
4

53.  Materiales A Emplear
MATERIALES DESCRIPCION SUS USOS
Polimero tipo A
100 porciento soluble en agua
Estable en presencia de co2 y h2s
como agentes que puede reducir la
movilidad del agua .limita el movimiento del
agua
Base agua
wf˗120 base agua el fabricante es
shumberger y es optimo durante el
fracturamiento de las formaciones
productoras en fondo del pozo
Fractura formaciones productoras de pozos
con producción de gas y petróleo

54.  Tablas De Costos De Equipos De Operación
Equipos Alquiler Precio unidad
($)
Días de
trabajo
Total ($)
Empacador Si 70 2 140
Tuberia capilar Si 130 2 260
Bomba texteam Si 90 2 180
Bomba para
líquidos
Si 115 2 600
Panel solar Si 45 2 90
Tablero electrónico si 50 2 100
Costo total: 1370 $

55.  Tablas De Costos Del Personal De Trabajo
Personal Cantidad Días de
trabajo
Salario por
día $
Precio totaldel
salario $
Supervisor 2 2 450 1800
Operadores 2 2 250 1000
Ayudantes 4 2 150 1200
Costo total: 4000 $

56.  Tablas De Costos De Los Materiales Usados
 Costo Total: Material: Equipos De Operación, Personal
De Trabajo.
Materiales
2140 $u$
Equipos de
operacion
1370 $u$
Personal de
trabajo
4000 $u$
Costo total 7510 $u$
Material o fluido Tipo de
importación
Costo $ Cantidad Total $
Polímero Tipo A Extranjera 15$ por galón 100 1500
Base agua Interna 8$ por galón 80 640
Costo total: 2140 $

57.  CONCLUSIONES
 Se ha realizado el análisis y la descripción correspondiente de toda la columna estratigráfica que comprende el campo San Alberto, de igual manera la formación
productora perteneciente al pozo SAL -X12 mediante la recopilación de toda la información necesaria, el cual nos ayudó para identificar que formaciones productoras
pertenecían al pozo SAL-X12, para así poder describir la composición litológica y sedimentaria existente en la formación Huamampampa H2A como nivel productor de
estudio; como también en que era y periodo se encontraba dicha formación.
 Se identificó la condición actual de producción del pozo SAL-X12 en base al historial de producción que comprendía las 3 formaciones productoras, pero sobre todo la
Huamampampa H2A que era la formación de estudio, desde los primeros años de producción de hidrocarburos hasta la fecha se notó un incremento paulatino de la
producción de agua en el fondo de pozo junto a la producción de gas y petróleo, se presentó una conificación en el tramo 4140 - 4190 de la formación Huamampampa
H2A.
 Para la correcta selección del tratamiento con polímeros en la formación productora Huamampampa H2A se realizó una tabla de las características y condiciones para
poder analizar y seleccionar el polímero y tratamiento adecuado, seleccionando el polímero tipo A que cumple las condiciones que requiere el pozo SAL-X12.
 Los cálculos necesarios se realizaron con el polímero tipo A, los datos técnicos actuales del pozo y la formación productora, mediante la correlación de Standing, el uso
del método de Vogel, el método de Fetkovich, para después usar fórmulas para el fracturamiento de la roca correspondiente y emplear el volumen del polímero a inyectar
determinando el tiempo de inyección de bombeo.
 Como también el incremento del IPR y el caudal para así concluir con el caudal máximo y las presiones de fondo fluyente citados en una tabla para posteriormente
realizar la gráfica de la IPR.
 En la parte del análisis económico comprende los costos de los equipos, el personal de trabajo y los materiales a emplear y el tiempo del tratamiento.

58.  Recomendaciones
Establecidas las conclusiones se recomienda seguir
implementando la técnica de recuperación mejorada con
inyección de polímeros en los campos de operación petroleros
que sufren declinación en la etapa productiva del pozo por
problemas de producción de agua.