Estimulación com enzimas em poço

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PROYECTO DE GRADO 
“ESTIMULACIÓN CON ENZIMAS EN EL POZO LPS-X4D 
PARA INCREMENTAR LA PRODUCTIVIDAD Y MITIGAR 
LA CORROSIÓN” 
Autor: 
UNIV. KEVIN JHONATAN HERRERA COLQUE 
TUTOR: 
M.Sc. ING. CARLOS ALBERTO TORRICO BORJA 
LA PAZ, BOLIVIA – 2023 
 
UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS 
FACULTAD DE INGENIERIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
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DEDICATORIA 
 
Este proyecto está dedicado a: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A Dios por iluminar mi camino en todo 
momento y darme la fuerza para alcanzar 
todas las metas que me he propuesto 
durante el desarrollo de mi carrera. 
A mis queridos padres, por mostrarme el 
camino hacia la superación, ellos siempre 
estuvieron a mi lado durante toda está etapa 
universitaria, brindándome su apoyo 
incondicional y gracias por hacer de mí una 
mejor persona. 
A mi hermano que es lo más importante en 
mi vida, que siempre me motivo a seguir a 
adelante. 
A todas mis amistades por su confianza y 
apoyo incondicional. 
Los quiero mucho. 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
El autor expresa sus agradecimientos: 
 
A: Dios por haberme permitido llegar hasta este momento, por haberme dado las 
fuerzas necesarias para concluir mis estudios, gracias Dios por todas tus 
bendiciones. 
 
A: mi familia, mi madre Alcira, mi padre Hamilton y a mi hermano José Hamilton por 
ser parte fundamental de este logro, gracias por creer en mí. 
 
A: la Universidad Mayor de San Andres y en especial a la Carrera de Ingeniería 
Petrolera de la Facultad de Ingeniería, la cual me acogió a lo largo del periodo de 
mi formación profesional. 
 
A: mi tutor M.Sc. Ing. Carlos Alberto Torrico Borja e Ing. Rhuddy Rodrigo Galvez 
Terrazas quienes con su aprendizaje, conocimiento sin condición alguna, me 
orientaron en el desarrollo y conclusión del presente Proyecto de Grado. 
 
A: todos los docentes de la carrera de Ingeniería Petrolera por haberme brindado la 
oportunidad de adquirir conocimientos necesarios para mi pronta vida profesional. 
 
A: mis amigos (as) y compañeros (as), con quines compartimos momentos de 
alegría y tristeza, superando muchas pruebas en todo el trayecto de nuestra carrera 
universitaria. 
I 
 
ÍNDICE GENERAL 
CAPÍTULO I: GENERALIDADES ........................................................................... 1 
1.1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 1 
1.2 ANTECEDENTES ..................................................................................... 2 
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................... 4 
1.3.1 Árbol del problema ............................................................................. 5 
1.3.2 Identificación del problema ................................................................. 5 
1.3.3 Formulación del problema .................................................................. 5 
1.4 OBJETIVOS .............................................................................................. 5 
1.4.1 Objetivo general ................................................................................. 5 
1.4.2 Objetivos específicos .......................................................................... 6 
1.5 JUSTIFICACIÓN ....................................................................................... 7 
1.5.1 Justificación técnica ............................................................................ 7 
1.5.2 Justificación económica ...................................................................... 7 
1.5.3 Justificación social .............................................................................. 8 
1.5.4 Justificación ambiental ........................................................................ 8 
1.6 ALCANCES ............................................................................................... 8 
1.6.1 Alcance geográfico ............................................................................. 8 
1.6.2 Alcance temático ................................................................................ 9 
1.6.3 Alcance temporal ................................................................................ 9 
1.7 FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA ................................................................ 9 
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO ........................................................................ 12 
2.1 GEOLOGÍA DEL YACIMIENTO .............................................................. 12 
2.1.1 Pozo ................................................................................................. 13 
2.1.2 Estratigrafía ...................................................................................... 16 
II 
 
2.1.3 Formación ........................................................................................ 17 
2.1.4 Propiedades petrofísicas .................................................................. 18 
2.1.5 Producción ....................................................................................... 27 
2.1.6 Rendimiento de pozo de petróleo ..................................................... 32 
2.1.7 Representación de la producción antes y después de la estimulación
 41 
2.2 DAÑO DE FORMACIÓN ......................................................................... 44 
2.2.1 Mecanismo del daño......................................................................... 45 
2.2.2 Origen del daño de formación ........................................................... 59 
2.2.3 Causas principales del daño de la formación .................................... 65 
2.2.4 Factor de daño ................................................................................. 67 
2.3 FLUIDOS DE ESTIMULACIÓN ............................................................... 68 
2.3.1 Tipos de fluidos ácidos ..................................................................... 68 
2.3.2 Tipos de fluidos orgánicos ................................................................ 70 
2.3.3 Tipos de fluidos microbianos ............................................................ 72 
2.3.4 Aditivos ............................................................................................. 77 
2.3.5 Selección de fluido ........................................................................... 80 
2.3.6 Programa de estimulación por acidificación matricial ........................ 94 
2.4 ESTIMULACIÓN CON ENZIMAS ............................................................ 98 
2.4.1 Clasificación de enzimas ................................................................ 100 
2.4.2 Volumen remanente de pozo .......................................................... 100 
2.4.3 Factor de recobro ........................................................................... 103 
2.4.4 Diseño de estimulación con enzimas.............................................. 103 
2.4.5 Presión de fractura y caudales de inyección ................................... 115 
CAPÍTULO III: APLICACIÓN PRÁCTICA ........................................................... 117 
III 
 
3.1 CARACTERIZACIÓN DE LA GEOLOGÍA DEL CAMPO ....................... 117 
3.1.1 Descripción de la ubicación geográfica del pozo LPS-X4 ............... 117 
3.1.2 Detalle de la columna estratigráfica y secuencia de formaciones ... 119 
3.1.3 Análisis de las propiedades petrofísicas de la formación productora
 122 
3.1.4 Interpretación del historial del pozo LPS-X4 ................................... 125 
3.2 DETERMINACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN................................. 127 
3.2.1 Descripción del origen del daño de la formación productora Petaca 127 
3.2.2 Análisis del daño de la formación Petaca ....................................... 127 
3.2.3 Cálculo del daño de la formación .................................................... 128 
3.2.4 Comparación del grado de la intensidad del daño de la formación . 130 
3.3 SELECCIÓN DEL FLUIDO MICROBIANO PARA EL POZO LPS-X4 .... 130 
3.3.1 Identificación de los tipos de fluidos ................................................ 130 
3.3.2 Aplicación de la metodología de selección del fluido microbiano .... 132 
3.3.3 Elección del tipo de fluido microbiano apropiado en el pozo LPS-X4
 135 
3.4 DISEÑO DE LA TÉCNICA DE ESTIMULACIÓN CON ENZIMAS EN EL 
POZO LPS-X4 ................................................................................................ 137 
3.4.1 Cálculo del volumen de petróleo in situ del pozo LPS-X4 ............... 137 
3.4.2 Determinación del factor de recobro del pozo LPS-X4.................... 140 
3.4.3 Cálculo del volumen remanente del pozo LPS-X4 .......................... 141 
3.4.4 Cálculos de las presiones de fractura, caudales de inyección y/o tiempo 
de inyección ................................................................................................ 142 
3.4.5 Estimación del volumen de tratamiento por pie cuadrado usando core
 155 
3.4.6 Identificación del post daño después del tratamiento ...................... 156 
IV 
 
3.4.7 Cálculo de la producción del pozo ante y post estimulación ........... 158 
3.4.8 Comparación del índice de productividad antes y después del 
tratamiento .................................................................................................. 160 
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO ....................................... 163 
4.1 ANÁLISIS TÉCNICO ............................................................................. 163 
4.2 ANÁLISIS ECONÓMICO ....................................................................... 166 
4.2.1 Costo de los equipos ...................................................................... 166 
4.2.2 Costo del material ........................................................................... 166 
4.2.3 Costo del personal operativo .......................................................... 167 
4.2.4 Costo total de la estimulación con enzimas .................................... 168 
4.3 ANÁLISIS DE LA RELACIÓN BENEFICIO/COSTO .............................. 168 
CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................... 172 
5.1 CONCLUSIONES ................................................................................. 172 
5.2 RECOMENDACIONES ......................................................................... 173 
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................. 175 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
V 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
Figura 1.1: Árbol de problemas .............................................................................. 5 
Figura 1.2: Ubicación del campo Los Penocos....................................................... 9 
Figura 2.1: Clasificación geológica de los yacimientos: Estratigráfico y estructurales
............................................................................................................................. 12 
Figura 2.2: Clasificación geológica de los yacimientos: Combinados ................... 13 
Figura 2.3: Un boceto de un pozo de petróleo típico que fluye ............................. 14 
Figura 2.4: (a) Ilustración del concepto de estratigrafía, (b) Estratificación graduada
............................................................................................................................. 17 
Figura 2.5: Porosidad de la roca .......................................................................... 20 
Figura 2.6: Permeabilidad de la roca .................................................................... 23 
Figura 2.7: Saturación de la roca ......................................................................... 25 
Figura 2.8: Equilibrio de las fuerzas y ángulo de contacto .................................... 27 
Figura 2.9: Sistema típico de producción ............................................................. 29 
Figura 2.10: Proceso de producción ..................................................................... 30 
Figura 2.11: Índice de productividad durante los regímenes de flujo .................... 33 
Figura 2.12: Relación QO vs ∆P ........................................................................... 36 
Figura 2.13: IPR ................................................................................................... 37 
Figura 2.14: IPR por debajo de Pb ....................................................................... 38 
Figura 2.15: Efecto de la presión sobre 𝛽𝑜, μo y kro. ............................................. 39 
Figura 2.16: kro/μoβo en función de la presión ....................................................... 40 
Figura 2.17: Efecto de la presión del yacimiento sobre los IPR ............................ 40 
Figura 2.18: β vs K ............................................................................................... 43 
Figura 2.19: Formación arenosa dañada.............................................................. 44 
Figura 2.20: Formas de deposición de finos en el medio poroso .......................... 51 
Figura 2.21: Representación del daño de formación durante la perforación ......... 60 
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VI 
 
Figura 2.22: Representación del daño de formación durante la cementación ...... 61 
Figura 2.23: Daño por estimulación ...................................................................... 63 
Figura 2.24: Efecto de la presión sobre el tiempo de reacción del HCL- CaCO3 .. 71 
Figura 2.25: Estructura de los agentes quelantes comunmente usados en la 
industria petrolera ................................................................................................ 75 
Figura 2.26: Efecto del tratamiento a distintas concentraciones ........................... 97 
Figura 2.27: Diagrama de una reacción catalizada y no catalizada ...................... 99 
Figura 2.28: Penetración del ácido HCl en arena limpia ..................................... 110 
Figura 2.29: Efectos del caudal de inyección en la penetración del ácido HCl ... 111 
Figura 2.30: Efecto del contenido de silicatos .................................................... 112 
Figura 2.31: Volumen unitario del fluido de estimulación HCl ............................. 113 
Figura 3.1: Ubicación del campo Los Penocos................................................... 118 
Figura 3.2: Ubicación del bloque Los Penocos................................................... 118 
Figura 3.3: Columna estratigráfica área Los Penocos ........................................ 119 
Figura 3.4: Columna generalizada campo Los Penocos .................................... 120 
Figura 3.5: Análisis petrofísico del pozo LPS-X4 ................................................ 123 
Figura 3.6: Producción del pozo LPS-X4 ............................................................ 126 
Figura 3.7: Correlación estratigráfica ................................................................. 134 
Figura 3.8: Mineralogía de la formación Petaca ................................................. 135 
Figura 3.9: Cálculo de la penetración del ácido HCl en arena limpia .................. 147 
Figura 3.10: Cálculo de efectos del caudal de inyección en la penetración ........ 148 
Figura 3.11: Cálculo del efecto del contenido de silicatos .................................. 149 
Figura 3.12: Cálculo del volumen unitario del fluido de estimulación .................. 151 
Figura 3.13: Cáculo del efecto del tratamiento de estimulación .......................... 157 
 
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VII 
 
ÍNDICE DE TABLAS 
Tabla 1.1: Objetivos de investigación y acciones de investigación ......................... 6 
Tabla 1.2: Fundamentación teórica ...................................................................... 10 
Tabla 2.1: Rangos de porosidad .......................................................................... 21 
Tabla 2.2: Rangos de permeabilidad .................................................................... 24 
Tabla 2.3: Valores para determinar el daño a la formación .................................. 68 
Tabla 2.4: Fluidos usados en tratamientos matriciales ......................................... 81 
Tabla 2.5: Combinaciones más usuales de HCl y EDTA ...................................... 84 
Tabla 2.6: Concentraciones máximas por la temperatura del reservorio .............. 86 
Tabla 2.7: Concentraciones recomendadas por mineralogía................................ 87 
Tabla 2.8: Tratamientos recomendados en relación del porcentaje carbonatos ... 88 
Tabla 2.9: Concentración del ácido en relación a la solubilidad de la formación .. 89 
Tabla 2.10: Volúmenes de tratamiento por la permeabilidad ................................ 93 
Tabla 2.11: Volúmenes de tratamiento por contenido de carbonatos ................... 94 
Tabla 2.12: Clasificación de enzimas ................................................................. 100 
Tabla 3.1: Coordenadas UTM............................................................................ 117 
Tabla 3.2: Porosidad del pozo LPS-X4 .............................................................. 123 
Tabla 3.3: Permeabilidad del pozo LPS-X4 ........................................................ 124 
Tabla 3.4: Condiciones físicas del pozo LPS-X4 ................................................ 124 
Tabla 3.5: Estimulaciones del pozo LPS - X4 ..................................................... 126 
Tabla 3.6: Origen del daño en la formación Petaca ............................................ 127 
Tabla 3.7 : Análisis del daño de la formación ..................................................... 128 
Tabla 3.8: Longitud de penetración .................................................................... 129 
Tabla 3.9: Daño del pozo LPS-X4 ...................................................................... 130 
Tabla 3.10: Identificación de fluidos de estimulación .......................................... 131 
VIII 
 
Tabla 3.11: Elección de la concentración del fluido de tratamiento .................... 133 
Tabla 3.12: Fluido seleccionado para la estimulación ........................................ 136 
Tabla 3.13: Volumen remanente del pozo LPS - X4 ........................................... 142 
Tabla 3.14: Aditivos para el pre flujo .................................................................. 146 
Tabla 3.15: Aditivos para el tratamiento ............................................................. 152 
Tabla 3.16: Aditivos para el post flujo ................................................................. 154 
Tabla 3.17: Post daño del pozo LPS-X4............................................................. 158 
Tabla 3.18: Permeabilidad y daño antes y después de la estimulación. ............. 158 
Tabla 3.19: Incremento de la producción del pozo LPS-X4 ................................ 160 
Tabla 3.20: Rangos del IPR actual ..................................................................... 161 
Tabla 3.21: Rangos IPR después del tratamiento .............................................. 162 
Tabla 4.1: Equipos para la estimulación con enzimas ........................................ 163 
Tabla 4.2: Materiales y proveedores .................................................................. 165 
Tabla 4.3: Personal operativo ............................................................................ 165 
Tabla 4.4: Costo de los equipos para la estimulación con enzimas .................... 166 
Tabla 4.5: Costo del material para la estimulación con enzimas ........................ 167 
Tabla 4.6: Costo del personal operativo ............................................................. 167 
Tabla 4.7: Costo total de la estimulación con enzimas ....................................... 168 
Tabla 4.8: Datos del proyecto ............................................................................ 169 
Tabla 4.9: Horizonte de evaluación para 5 años ................................................ 170 
 
 
 
 
 
IX 
 
SIMBOLOGÍA 
Bpd : Barriles por día. 
MMBbl : Millones de barriles. 
MMpcd : Millones de pies cúbicos al día. 𝑷𝒄 : Presión capilar, [psi]. 𝑷𝒏𝒘 : Presión de la fase no humectante, [psi]. 𝑷𝒘 : Presión de la fase humectante, [psi]. 𝑸𝑶 : Caudal de petróleo, [STB/D]. 𝑱 : Índice de productividad, [STB/D/psi]. 𝑷𝒓 : Presión volumétrica promedio del área de drenaje (presión estática), [psi]. 𝑷𝒘𝒇 : Presión de flujo de fondo de pozo, [psi]. ∆𝑷 : Caída de presión, [psi]. 𝒉 : Espesor del reservorio, [ft]. 𝑩𝑶 : Factor volumétrico, [Bbl/STB]. 𝝁𝑶 : Viscosidad, [cp]. 𝑷𝒘𝒇 : Presión de fondo fluyente, [psi]. 
𝑷𝒓 : Presión del reservorio, [psi]. 𝑱𝒅 : Índice de productividad de un pozo dañado. 𝑱𝒐 : Índice de productividad de un pozo no dañado. 𝒌𝒔 : Permeabilidad reducida por daño, [mD]. 𝒌 : Permeabilidad de la formación, [mD]. 𝒓𝒆 : Radio de drene, [ft]. 
X 
 
𝒓𝒘 : Radio del pozo, [ft]. 𝒓𝒙 : Radio de daño (radio de zona alterada), [ft]. 𝑭𝑹𝑶 : Factor de recuperación, [%]. 𝑷𝑶𝑬𝑺 : Volumen de petróleo original en el lugar, [STB]. 𝑷𝑶𝑬𝑺𝒂 : Volumen de petróleo a la presión de abandono, [STB]. 𝑷𝑽 : Volumen de poro, [Bbl]. 𝑺𝒘𝒊 : Saturación inicial de agua promedio, [%]. 𝑩𝒐 : Factor Volumétrico del petróleo, [Bbl/STB]. 𝑹𝑺 : Solubilidad del gas en el petróleo, [scf/STB]. 𝜸𝒈 : Gravedad específica del gas en la solución, [Adimensional]. 𝜸𝒐 : Gravedad específica del petróleo en tanque de almacenamiento, [Adim]. 𝑻 : Temperatura, [ºR]. 𝑮𝒇 : Gradiente de fractura, [psi/ft]. 𝑫 : Profundidad del intervalo de interés, [ft]. 𝑷𝒇 : Presión de fractura, [psi]. 𝝆 : Densidad, [lb/gal]. 𝑫 : Profundidad del intervalo de interés, [ft]. 𝒒𝒊 𝒎𝒂𝒙 : Caudal máximo de inyección, [BPM]. 𝝁𝒇 : Viscosidad del fluido de tratamiento, [cp]. 
 
 
 
 
XI 
 
RESUMEN EJECUTIVO 
La baja producción de petróleo ha sido un problema con el que la industria petrolera 
ha tenido que enfrentarse fuertemente, y este es el caso que se presenta en el pozo 
LPS-X4D del campo Los Penocos, donde se sugiere aplicar la técnica de 
estimulación con enzimas, con la implementación de dicha técnica se espera poder 
remover el daño de la formación e incrementar su producción. 
El objetivo del presente trabajo, es incrementar la productividad y disminución de la 
corrosión en el pozo LPS-X4D mediante el uso de la técnica de estimulación con 
enzimas y mostrar las ventajas que está técnica muestra. 
Primero se realiza una caracterización de reservorio y daño de la formación donde 
se explica las características de realizar una estimulación en un reservorio 
Petrolifero, el origen y las causas principales para determinar el daño presente e la 
formación. 
Luego se hace énfasis en los aspectos y clasificación de los fluidos que se usaran 
en la estimulación, detallando los principales componentes y aditivos que se 
tomaran en cuenta en el diseño. Se toma en cuenta las etapas de Preflujo, Fluido 
Principal y Postflujo, además de una serie de parámetros a considerar durante la 
operación. 
Posteriormente la Ingeniería del Proyecto, llamada también aplicación práctica, 
define la selección de un pozo candidato tomando las consideraciones del capítulo 
anterior. Se analiza detalladamente la ubicación, el tipo de formación, la 
caracterización del daño, presiones, temperaturas, la zona de interés para realizar 
el diseño de la técnica y la selección del fluido adecuado para dicha técnica. 
La evaluación económica del Proyecto, tomando en cuenta la viabilidad técnica y 
económica que pueda tener el realizar la técnica de estimulación con enzimas 
considerado criterios para una evaluación efectiva como ser la relación beneficio – 
costo arrojando valores para determinar la rentabilidad del proyecto. 
1 
 
CAPÍTULO I: GENERALIDADES 
1.1 INTRODUCCIÓN 
La estimulación de reservorios es una de las principales actividades en la ingeniería 
de producción en la industria del petróleo. El objetivo principal de la estimulación es 
mejorar el valor de las propiedades de una recuperación rápida de petróleo y/o 
incremento del retorno económico (Economides, Nottle , & Schlumberger, 2010). 
El trabajo de estimulación involucra la reducción del factor de daño por la remoción 
del mismo, o el bypass; para crear una aplicación del área de contacto entre la 
formación y hueco (wellbore). 
El daño es la alteración negativa de las propiedades de los conductos porosos 
fracturados en la vecindad del pozo, los baleos y la perforación del reservorio. Este 
daño, que puede ser originado durante las operaciones realizadas en un pozo, 
desde la etapa deperforación hasta la etapa de recuperación secundaria, pasando 
por la terminación, la recuperación, la limpieza y toda operación inherente a su 
producción, puede variar desde una pequeña perdida de permeabilidad, hasta el 
bloqueo total de las zonas productoras, causando la reducción de la producción y 
de recuperación de hidrocarburos. 
Existen varios sistemas que se utilizan para la remoción del daño y mejorar la 
productividad de los reservorios a través de: estimulación química, inyección de 
solventes o fracturamiento hidráulico. Dependiendo de la severidad del daño 
causado en el reservorio de hidrocarburos, se deben revisar todas las operaciones 
realizadas durante la etapa de completación para determinar el mejor diseño de una 
propuesta técnica para poder lograr remover el daño y restaurar la producción de 
hidrocarburos de un reservorio. Por lo que el presente trabajo tiene la finalidad de 
proponer la técnica de estimulación con enzimas en el pozo LPS-X4 para 
incrementar la producción y mitigar la corrosión. La enzima actúa sobre la tensión 
interfacial agua-petróleo, sobre el ángulo de contacto y sobre la mojabilidad del 
sistema facilitando el flujo del petróleo y disminuyendo el daño. 
2 
 
1.2 ANTECEDENTES 
El método de estimulación de la productividad de un pozo aplicado se remonta al 
inicio de la explotación industrial de petróleo, aproximadamente en 1860. Este 
proceso fue ideado a través del uso de nitroglicerina que se hacía explotar. El 
método se llamó fracturamiento con explosivos y llego a ser popular en 1920. 
En 1894 el ácido clorhídrico (HCl) se aplicó en formaciones de caliza en Lima, Ohio, 
siendo patentado el proceso el 17 de marzo de 1896 (U.S. No. 556669), método 
abandonado o poco usado por la alta corrosión ocasionada en las instalaciones 
superficiales y subsuperficiales de los pozos. En 1920 se inyectó a la formación bajo 
presión en Kentucky (Islas Silva, 2000). 
Las enzimas biológicas se comenzaron a utilizar a principio de los 90’s en la 
industria petrolera. Inicialmente su uso era ayudar en la limpieza de lodos aceitosos 
en las instalaciones de superficie y los tanques de almacenamiento en Estados 
Unidos. A partir de 1999 se empezó a trabajar en un enfoque nuevo, dirigiéndose a 
la implementación de enzimas en proyectos de recuperación y estimulación de 
reservorios. Estos tratamientos dieron resultados exitosos, por lo que actualmente 
es una nueva técnica utilizada y recomendada para ciertos pozos petroleros (Lau, 
2008). 
El pozo Libwa 4 ubicado frente a la costa de la República Democrática del Congo 
(Anteriormente Zaire), fue estimulado en noviembre de 1999 mediante un proceso 
basado en enzimas que género ácido in situ. Los resultados fueron exitosos, se han 
registrado pruebas de pozo de hasta 759 BPD después del tratamiento en 
comparación con menos de 100 BPD antes del tratamiento (Harris, y otros, 2001). 
Mientras que en Venezuela desde hace varios años, Petróleos de Venezuela S.A. 
(PDVSA) realiza tareas de estimulación en los reservorios de Occidente con 
solución enzimática, se cuenta con la información de 32 pozos estimulados por 
PDVSA en Venezuela entre los años 2000 y 2007, 25 de ellos en el año 2000 y los 
7 restantes entre el 2004 y 2007 con un promedio de éxito positivo (Rosbaco & 
IAPG, 2017). 
3 
 
En el caso de Bolivia, considerando que es un país gasífero y por lo tanto no cuenta 
con la capacidad de producir hidrocarburos líquidos en la cantidad requerida, se 
genera una demanda interna insatisfecha que ocasiona que nuestro país destine 
grandes cantidades de dinero para importar diésel y venderlo a un precio 
subvencionado. 
El petróleo producido en el campo Los Penocos es de 34º API por lo que es uno de 
los petróleos de mayor peso de nuestro país, pero presenta un problema: no tiene 
una producción muy elevada, a pesar de eso es uno de los principales aportadores 
para la obtención de diversos derivados. 
El campo está ubicado aproximadamente a 190 km de la ciudad de Santa Cruz de 
la Sierra, en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz, en la parte más 
septentrional del área del Boomerang. 
El campo Los Penocos, tiene las mismas características estratigráficas y 
estructurales de aquellos que se ubican en la provincia geomorfológica del 
Boomerang. En este campo se han perforado 4 pozos; LPS – X1, LPS – X2, LPS – 
X3D y LPS –X4. 
Es un campo productor de petróleo crudo descubierto en noviembre de 1999 por la 
empresa petrolera Andina S.A., con un solo reservorio en la formación Petaca y 
cuyo mecanismo de empuje es combinación por gas en solución y por drenaje 
gravitacional leve. De acuerdo a los resultados del análisis PVT, la presión es casi 
similar a la presión de burbuja por lo que el reservorio es saturado y no existe 
casquete de gas inicial (YPFB, 2019). 
Andina perforo cuatro pozos e inicio la producción en noviembre de 1999, con los 
pozos LPS – X1 y LPS – X4 en producción y los demás cerrados, se alcanzo una 
producción de 446.439 bbls de petróleo y 216 MMpcs de gas1. 
La situación actual del campo Los Penocos, es la siguiente: los pozos LPS – X3D y 
el pozo de desarrollo LPS – X4 se encuentran en producción de la formación Petaca. 
 
1 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos; Informe Producción Anual de Petróleo 2019. 
4 
 
Los pozos LPS – X2 y LPS – X1, están cerrados, el primero por alto contenido de 
agua más arena y el segundo por taponamiento de arena. 
El pozo LPS – X3D produce asistido por bombeo mecánico y el pozo LPS – X4 
asistico con el sistema de gas lift. 
El campo Los Penocos, estructuralmete está alineado en el eje Patujusal – Los 
Penocos y Arroyo Negro, conformado por un anticlinal casi simétrico truncado en su 
flanco norte por una falla, la falla es de tipo normal y es la responsable de la 
formacion de roll over donde se encuentra el reservorio, bloque sur respecto a la 
falla. La dirección del eje de la estructura y de la falla es aproximadamente este – 
oeste. El cierre estructursl es de 30 m (YPFB, 2019). 
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
La declinación de la producción en el pozo LPS-X4, se debe a la corrosión en la 
tubería por la acumulación de incrustaciones debido a la formación de depósitos 
finos y agua, los cuales generan bajo caudal de producción en el pozo y en 
consecuencia, perdidas económicas debido a la declinación. 
La reducción de la permeabilidad natural del reservorio da igual al daño de la 
formación que es causada por el taponamiento de las gargantas porales debido a 
la migración de finos que son arrastrados con el mismo fluido, generando como 
efecto el desgaste de equipos de superficie y fondo de pozo, perdida de la vida útil 
de los equipos, que obligan a realizar intervenciones de pozos y en el peor de los 
casos el abandono del pozo causando una fuerte pérdida económica. 
Los cambios en la velocidad de flujo se deben a los cambios en los parámetros 
petrofísicos los cuales generan caídas de presión en el sistema de producción 
aguas arriba y aguas abajo, que repercute o puede ocasionar daños en los 
estranguladores. 
5 
 
1.3.1 Árbol del problema 
A continuación en la figura 1.1 se detalla el árbol de problemas. 
Fuente: Elaboración propia, 2022 
1.3.2 Identificación del problema 
La declinación de la producción y corrosión en el pozo LPS-X4 se debe al daño de 
formación, migración de finos y acumulación de incrustaciones. 
1.3.3 Formulación del problema 
¿Con la técnica de estimulación con enzimas se podrá incrementar la productividad, 
además de reducir la corrosión en el pozo LPS-X4? 
1.4 OBJETIVOS 
1.4.1 Objetivo general 
Evaluar la técnica de estimulación con enzimas en el pozo LPS-X4D, como técnica 
de incremento de productividad y mitigación de corrosión. 
Figura 1.1: Árbol de problemas 
6 
 
1.4.2 Objetivos específicos 
 Realizar un diagnósticodel campo Los Penocos y el pozo LPS-X4. 
 Establecer las bases teóricas de la estimulación con enzimas y control de 
corrosión. 
 Analizar el proceso de mitigación de corrosión y estimulación con fluido 
microbiano aplicable al pozo LPS-X4. 
 Realizar la evaluación técnica y económica del proyecto. 
En la Tabla 1.1, se muestra un resumen de las acciones de investigación basadas 
en los objetivos específicos. 
Tabla 1.1: Objetivos de investigación y acciones de investigación 
OBJETIVOS ESPECÍFICOS ACCIONES DE LA INVESTIGACIÓN 
Caracterizar la geología de campo. Describir la ubicación geográfica del 
pozo LPS-X4. 
Detallar la columna estratigráfica y 
secuencia de formaciones. 
Analizar las propiedades petrofísicas de 
la formación productora. 
Interpretar el historial del pozo LPS-X4. 
Determinar el daño de formación. Describir el origen del daño. 
Calcular el daño de la formación. 
Comparar el grado de la intensidad del 
daño de la formación. 
Seleccionar el fluido microbiano para el 
pozo LPS-X4. 
Identificar los tipos de fluidos 
microbianos. 
Aplicar la metodología de selección del 
fluido microbiano. 
Elegir el tipo de fluido microbiano 
apropiado en el pozo LPS-X4. 
7 
 
Diseñar la técnica de estimulación con 
enzimas en el pozo LPS-X4. 
Calcular el volumen remanente del 
pozo LPS-X4. 
Determinar el factor de recobro del pozo 
LPS-X4. 
Realizar el cálculo de las presiones de 
fractura, caudales de inyección y/o 
tiempo de inyección. 
Estimar el volumen de fluido a inyectar. 
Identificar el post daño después del 
tratamiento. 
Comparar el índice de productividad 
antes y después del tratamiento. 
Fuente: Elaboración propia, 2022 
1.5 JUSTIFICACIÓN 
1.5.1 Justificación técnica 
El presente proyecto propone una técnica de estimulación con enzimas para reducir 
el daño de la formación, esta técnica consiste en seleccionar fluidos en forma de 
microorganismos los cuales se inyectan a presiones inferiores a la de fractura con 
el fin de remover problemas causados por el daño de la formación en las gargantas 
porales y en todo el sistema de producción cuyo fin es incrementar la producción 
aumentando la permeabilidad natural del reservorio utilizando core. 
1.5.2 Justificación económica 
El proyecto pretende incrementar la producción eliminando el daño de la formación 
y la incrustación de sólidos en el tubing para controlar la corrosión con la finalidad 
de evitar la disminución de ingresos por concepto de comercialización afectando 
además la utilidad de la empresa, IDH, regalías y participación al TGN por la caída 
de producción de hidrocarburos y/o íncurrir a gastos innecesarios para la empresa, 
evitando rupturas en el sistema de producción en caso de una corrosión severa. 
8 
 
1.5.3 Justificación social 
El presente proyecto tendrá un impacto social positivo, evitara posibles paros de 
producción por efectos del daño de la formación y fallas a causa de la corrosión, 
que implicarían menores ingresos por concepto de IDH y regalías, resultantes de la 
comercialización de volúmenes de petróleo producido, para la empresa, YPFB, las 
regiones y el estado. 
1.5.4 Justificación ambiental 
El presente proyecto de estimulación con enzimas es la inyección de 
microorganismos que son relativamente compatibles con la formación los cuales no 
generaran problemas ambientales ya que la técnica es a presión inferior a la de 
fractura los cuales se pueden controlar a través de preventivas ambientales o 
mitigación ambiental, el microorganismo reaccionara dentro de la formación 
productora. 
1.6 ALCANCES 
1.6.1 Alcance geográfico 
El presente trabajo se centra en la técnica de estimulación con enzimas y control de 
corrosión en el pozo LPS-X4, que se encuentra ubicado en la provincia Sara, a 190 
Km. al Norte de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra como se puede mostrar en la 
figura 1.2. 
9 
 
Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos, 2017 
1.6.2 Alcance temático 
El presente proyecto está orientado específicamente a desarrollar el estudio de la 
técnica de estimulación del pozo LPS-X4 con el uso de enzimas, la secuencia de 
pasos del diseño de servicio para todas las operaciones involucradas en la 
estimulación con dicha técnica. 
Al respecto, cabe señalar que el proyecto no contara la simulación del diseño ni las 
pruebas de compatibilidad entre el fluido inyectado con la formación. 
1.6.3 Alcance temporal 
El estudio del presente proyecto da inicio en agosto del 2022 hasta una elaboración 
del informe final. 
1.7 FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA 
A continuación se muestra el resumen de la fundamentación teórica en base a los 
objetivos específicos y líneas de acción de la investigación ver Tabla 1.2. 
Figura 1.2: Ubicación del campo Los Penocos 
10 
 
Tabla 1.2: Fundamentación teórica 
OBJETIVOS 
ESPECÍFICOS 
ACCIONES DE LA 
INVESTIGACIÓN 
FUNDAMENTACIÓN 
TEÓRICA 
Caracterizar la geología 
de campo. 
Describir la ubicación 
geográfica del pozo LPS-X4. 
 Geología del 
yacimiento. 
 Pozo 
 Estratigrafía 
 Formación 
 Propiedades 
petrofísicas 
 Producción 
Detallar la columna 
estratigráfica y secuencia de 
formaciones. 
Analizar las propiedades 
petrofísicas de la formación 
productora. 
Interpretar el historial del 
pozo LPS-X4. 
Determinar el daño de 
formación. 
Describir el origen del daño.  Daño de formación 
 Origen del daño 
 
Calcular el daño de la 
formación. 
Comparar el grado de la 
intensidad del daño de la 
formación. 
Seleccionar el fluido 
microbiano para el pozo 
LPS-X4. 
Identificar los tipos de fluidos 
microbianos. 
 Fluido microbiano 
 Tipos de fluidos 
microbianos 
 
Aplicar la metodología de 
selección del fluido 
microbiano. 
Elegir el tipo de fluido 
microbiano apropiado en el 
pozo LPS-X4. 
Diseñar de la técnica 
estimulación con enzimas 
Calcular el volumen 
remanente del pozo LPS-X4. 
11 
 
en el pozo LPS-X4. 
 
Determinar el factor de 
recobro del pozo LPS-X4. 
 Estimulación con 
enzimas 
 Volumen 
remanente del 
pozo 
 Factor de recobro 
 Diseño de 
estimulación con 
enzimas 
 Índice de 
productividad 
Realizar el cálculo de las 
presiones de fractura, 
caudales de inyección y/o 
tiempo de inyección. 
Estimar el volumen de fluido 
a inyectar. 
Identificar el post daño 
después del tratamiento. 
Comparar el índice de 
productividad antes y 
después del tratamiento. 
Fuente: Elaboración propia, 2022 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
12 
 
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO 
2.1 GEOLOGÍA DEL YACIMIENTO 
Se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado, poroso y 
permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. Los cinco 
ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de 
hidrocarburos son: (1) fuente, (2) Camino migratorio, (3) Trampa, (4) 
Almacenaje/porosidad, (5) Transmisibilidad/Permeabilidad (Escobar Macualo, 
2012). 
Geológicamente, los yacimientos se clasifican en estratigráficos, estructurales y 
combinados. 
En la figura 2.1 y figura 2.2, se muestran la Clasificación Geológica de los 
Yacimientos: Estratigráfico y estructurales. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Freddy Escobar; Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos; 2012. 
Figura 2.1: Clasificación geológica de los yacimientos: Estratigráfico y 
estructurales 
13 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Freddy Escobar; Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos; 2012. 
2.1.1 Pozo 
El pozo es un agujero o espacio vacío de forma casi cilíndrica construido por un 
equipo especial de perforación según el tipo de pozo y la profundidad, con el objeto 
de producir los fluidos entrampados (Orta, 2012). 
Un pozo petrolero es una obra de ingeniería encaminada a poner en contacto un 
yacimiento de hidrocarburos con la superficie. Es una perforación efectuada en el 
subsuelo con barrenas de diferentes diámetrosy con revestimiento de tuberías, a 
diversas profundidades, para la prospección o explotación de yacimientos (PDVSA, 
1997). 
Los pozos de petróleo y gas se perforan como un telescopio al revés. 
La sección del pozo de gran diámetro se encuentra en la parte superior del pozo. 
Cada sección se encamisa hasta la superficie, o se coloca un liner en el pozo que 
se superpone al último encamisado del pozo. Cada casing o liner se cementa en el 
pozo (generalmente hasta por lo menos donde el cemento se superpone al trabajo 
de cementación anterior)2. 
 
2 PDVSA, CIED; Registros de Pozos Petroleros. Venezuela, 1997. 
Figura 2.2: Clasificación geológica de los yacimientos: Combinados 
14 
 
El último revestimiento del pozo es el casing de producción (o liner de producción). 
Una vez que el revestimiento de producción se ha cementado en el pozo, la tubería 
de producción se introduce en el pozo (tubing). Por lo general, se usa un empacador 
cerca de la parte inferior de la tubería para aislar el espacio anular entre el exterior 
de la tubería y el interior de la carcasa. Por lo tanto, los fluidos producidos se ven 
obligados a salir de la perforación hacia el fondo del pozo y luego hacia el interior 
de la tubería. 
Los empacadores pueden ser accionados por mecanismos mecánicos o hidráulicos. 
La tubería de producción a menudo (particularmente durante el flujo inicial del pozo) 
está provista de un estrangulador de fondo para controlar el flujo inicial del pozo (es 
decir, para restringir la sobreproducción y la pérdida de presión del yacimiento) 
(Guo, Lyons , & Ghalambor, 2007). 
En la figura 2.3, se muestra un pozo de petróleo típico que fluye. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Boyun Guo & William Lyons; Petroleum Production Engineering; 2007 
Figura 2.3: Un boceto de un pozo de petróleo típico que fluye 
15 
 
La figura 2.3, muestra un pozo de petróleo típico que fluye, definido como un pozo 
que produce únicamente debido a la presión natural del yacimiento. Se compone de 
revestimientos, tubería, empacadores, estranguladores de fondo de pozo 
(opcional), cabeza de pozo, árbol de Navidad y estranguladores de superficie. 
2.1.1.1 Tipos de pozos 
Existen los siguientes tipos de pozos: 
 Pozos Estratigráficos. 
 Pozos Exploratorios. 
 Pozos de Avanzada. 
 Pozos de desarrollo. 
 Pozos Inyectores. 
a) Pozos Estratigráficos 
Es un pozo de investigación que aclara la sucesión de los estratos en el subsuelo, 
permitiendo preparar la información que brinda la columna estratigráfica. 
b) Pozos Exploratorios 
Se ubican con datos de exploración en zonas potencialmente atractivas 
geológicamente hablando, pudiendo resultar productores o secos, rentables o no 
rentables. 
c) Pozos de Avanzada 
Una vez que un pozo exploratorio resulte positivo, se perforan alrededor de esté, 
pozos de avanzada para determinar el tamaño y potencial del campo, también 
delimitando el yacimiento y se encuentran alejados de los pozos de desarrollo. 
d) Pozos de Desarrollo 
Con la información obtenida de los pozos de avanzada se perforan pozos de 
desarrollo, que se ubican en forma de redes o mallas programadas por el 
departamento de reservorio para desarrollar el campo en forma eficiente. 
 
16 
 
e) Pozos Inyectores 
Son aquellos en los cuales el gas y agua son inyectados al reservorio con el fin de 
desplazar al petróleo hacia la superficie. 
2.1.1.2 Clasificación de pozos 
Los pozos se clasifican de la siguiente manera: 
 Clasificación de acuerdo a su trayectoria. 
 Clasificación de acuerdo a las profundidades alcanzadas. 
a) Clasificación de acuerdo a su trayectoria 
 Pozos verticales: Siguen la trayectoria vertical de superficie hasta el fondo y se 
encuentran siempre de un cono de tolerancia. También se denominan pozos 
derechos y su incremento angular puede variar de 0.5º - 1º/1000 ft. 
 Pozos dirigidos: Son pozos que al comienzo de la perforación tienen una 
trayectoria vertical y a partir de cierta profundidad son dirigidos hacia los 
objetivos (reservorio). 
 Pozos horizontales: Son aquellos que en su trayectoria horizontal ingresan al 
estrato productor. Para alcanzar esto se debe realizar un pozo dirigido con tramo 
de incremento angular. Es una técnica que incrementa la producción bajando los 
costos de explotación. 
b) Clasificación de acuerdo a las profundidades alcanzadas 
 Pozos someros: Son aquellos pozos perforados hasta los 2000 m de 
profundidad. 
 Pozos de profundidad media: Pozos perforados hasta una profundidad 
comprendida entre 2000 a 4000 m. 
 Pozos profundos: Pozos perforados de 4000 a 6000 m de profundidad. 
 Pozos extraprofundos: Aquellos comprendidos en profundidades mayores a los 
6000 m. 
2.1.2 Estratigrafía 
Es la propiedad que tienen las rocas sedimentarias de disponerse en capas o 
estratos, desde la más antigua a la más joven tomando en cuenta los diferentes 
17 
 
tamaños de grano de los sedimentos, que en la mayoría de los casos ocurren al 
desprenderse del agua. 
La composición de los estratos es esencialmente homogénea, limitada por 
superficies planas denominados planos de estratificación que representan cambios 
en las condiciones de sedimentación. Se denominan techo y base del estrato, los 
planos de estratificación superior e inferior, respectivamente. Frecuentemente en el 
interior de una capa sedimentaria ocurre un cambio granulométrico gradual 
(aumento o disminución de las partículas), desde la base hacia el techo del estrato, 
como se observa en la figura 2.4 (Paris de Ferrer, 2009). 
La estratigrafía también puede ser definida como una parte de la geología que 
estudia la secuencia de cronografía de la deposición de las rocas sedimentarias y 
de los fósiles contenidos en ellas (Emilianni, 1987). 
Fuente: Magdalena Paris; Fundamentos de Ingeniería de Yacimiento; 2009 
2.1.3 Formación 
El área perforada se conoce generalmente como formación. Se compone de 
depósitos sueltos de arena/arenisca, arcilla/arcillitas, esquisto o carbonatos como la 
piedra caliza y la dolomita. La transición entre formaciones sueltas y sólidas es 
gradual. A medida que se sepultan a mayor profundidad a lo largo de millones de 
años, los depósitos sueltos se vuelven más rígidos al cementarse y unirse sus 
Figura 2.4: (a) Ilustración del concepto de estratigrafía, (b) Estratificación graduada 
18 
 
granos: la arena se transforma en arenisca, la arcilla en esquisto y las capas de 
restos óseos de animales pequeños en piedra caliza, este proceso se conoce como 
consolidación. También es posible que existan capas de sal depositadas por 
evaporación de áreas neríticas (Rivera Mantilla , 2010). 
2.1.4 Propiedades petrofísicas 
El material del que puede estar compuesta una roca reservorio de petróleo puede 
variar desde arena muy suelta y no consolidada hasta arenisca, caliza o dolomita 
muy dura y densa. Los granos se pueden unir con varios materiales, los más 
comunes son sílice, calcita o arcilla. El conocimiento de las propiedades físicas de 
la roca y la interacción existente entre el sistema de hidrocarburos y la formación es 
esencial para comprender y evaluar el desempeño de un yacimiento determinado3. 
Las propiedades de las rocas se determinan mediante la realización de análisis de 
laboratorio en núcleos del yacimiento a evaluar. Los núcleos se extraen del entorno 
del yacimiento, con cambios posteriores en el volumen aparente del núcleo, el 
volumen de poro, las saturaciones de fluidos del yacimiento y, a veces, la 
humectabilidad de la formación. El efecto de estos cambios en las propiedades de 
la roca puede variar de insignificante a sustancial, según las características de la 
formación y la propiedad de interés, y debe evaluarse en el programa de prueba. 
Hay básicamente dos categorías principales de pruebas de análisis de núcleos que 
se realizan en muestras de núcleos con respectoa las propiedades físicas de las 
rocas del yacimiento (Tarek , 2019). Estos son: 
a) Pruebas de análisis de núcleo de rutina. 
 Porosidad. 
 Permeabilidad. 
 Saturación. 
b) Pruebas específicas. 
 Presión de sobrecarga. 
 Presión capilar. 
 
3 Ahmed Tarek; Reservoir Engineering Handbook. United States, 2019, Cambridge. 
19 
 
 Permeabilidad relativa. 
 Mojabilidad. 
 Tensión superficial e interfacial. 
2.1.4.1 Porosidad 
La porosidad de una roca es una medida de la capacidad de almacenamiento 
(volumen de poros) que es capaz de contener fluidos como se muestra en la figura 
2.5. Cuantitativamente, la porosidad es la relación entre el volumen de poro y el 
volumen total (volumen aparente). Esta importante propiedad de la roca está 
determinada matemáticamente por la siguiente relación generalizada: 
ф = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 = 𝑉𝑃𝑉𝑇 𝐸𝑐. 2.1 
Donde: ф: Porosidad, [Decimal]. 𝑉𝑃: Volumen de poros. 𝑉𝑇: Volumen aparente o volumen total de la roca. 
A medida que se depositaban los sedimentos y se formaban las rocas durante 
tiempos geológicos pasados, algunos espacios vacíos que se desarrollaron 
quedaron aislados de los otros espacios vacíos por una cementación excesiva. Así, 
muchos de los espacios vacíos están interconectados mientras que algunos de los 
espacios porosos están completamente aislados. Esto conduce a dos tipos distintos 
de porosidad, a saber: 
 Porosidad absoluta. 
 Porosidad efectiva. 
En la figura 2.5, se muestra la porosidad de la roca. 
 
 
20 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Weatheford; Manual “Sand Control”; 2022 
a) Porosidad absoluta 
La porosidad absoluta se define como la relación entre el espacio poroso total de la 
roca y el volumen aparente. Una roca puede tener una porosidad absoluta 
considerable y, sin embargo, no tener conductividad al fluido por falta de 
interconexión de poros. La porosidad absoluta generalmente se expresa 
matemáticamente mediante las siguientes relaciones: 
ф𝑎 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝐸𝑐. 2.2 
Donde: ф𝑎: Porosidad absoluta, [Decimal]. 
b) Porosidad efectiva 
La porosidad efectiva es el porcentaje de espacio poroso interconectado con 
respecto al volumen aparente: 
Figura 2.5: Porosidad de la roca 
21 
 
ф = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑜𝑛𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑜𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝐸𝑐. 2.3 
Donde: ф: Porosidad efectiva, [Decimal]. 
La porosidad efectiva es el valor que se utiliza en todos los cálculos de ingeniería 
de yacimientos porque representa el espacio poroso interconectado que contiene 
los fluidos de hidrocarburos recuperables. 
En la tabla 2.1, se muestra los rangos de porosidad. 
Tabla 2.1: Rangos de porosidad 
PORCENTAJE POROSIDAD 
0.5 % - 5 % Descartable 
5 % - 10 % Pobre 
10 % - 15 % Regular 
15 % - 20 % Buena 
20 % - 25 % Muy Buena 
Fuente: A.I. Lavorsen; Geología del Petróleo; Editorial Eudeba; 1987 
2.1.4.2 Permeabilidad 
La permeabilidad es una propiedad del medio poroso que mide la capacidad y 
habilidad de la formación para transmitir fluidos. La permeabilidad de la roca, k, es 
una propiedad de la roca muy importante porque controla el movimiento direccional 
y el caudal de los fluidos del yacimiento en la formación. Esta caracterización de la 
roca fue definida matemáticamente por primera vez por Henry Darcy en 1856. De 
hecho, la ecuación que define la permeabilidad en términos de cantidades medibles 
se denomina Ley de Darcy (Tarek , 2019). 
Darcy desarrolló una ecuación de flujo de fluidos que desde entonces se ha 
convertido en una de las herramientas matemáticas estándar del ingeniero 
petrolero. Si se establece un flujo lineal horizontal de un fluido incompresible a 
22 
 
través de una muestra de núcleo de longitud L y una sección transversal de área A, 
entonces la ecuación de flujo de fluido gobernante se define como: 
𝑣 = − 𝑘𝜇 𝑑𝑝𝑑𝐿 𝐸𝑐. 2.4 
Donde: 𝑣: Velocidad aparente de flujo, [cm/s]. 𝑘: Constante de proporcionalidad o permeabilidad, [Darcy]. 𝜇: Viscosidad del fluido que fluye, [cp]. 𝑑𝑝 𝑑𝐿⁄ : Caída de presión por unidad de longitud, [atm/cm]. 
La velocidad, ν, en la Ecuación 2.4 no es la velocidad real del fluido que fluye, sino 
la velocidad aparente que se determina dividiendo el caudal de flujo por el área de 
la sección transversal a través de la cual fluye el fluido. Sustituyendo la relación, 
q/A, en lugar de ν en la Ecuación 2.4 y resolviendo para q resulta en: 
𝑞 = − 𝑘𝐴𝜇 𝑑𝑝𝑑𝐿 𝐸𝑐. 2.5 
Donde: 𝑞: Caudal a través del medio poroso, [cm3/s]. 𝐴: Área transversal a través de la cual ocurre el flujo, [cm2]. 
La permeabilidad se mide pasando un fluido de viscosidad conocida µ a través de 
un tapón de núcleo de dimensiones medidas (A y L) y luego midiendo el caudal q y 
la caída de presión Δp. Resolviendo la Ecuación 2.5 para la permeabilidad, se 
obtiene: 
𝑘 = 𝑞𝜇𝐿𝐴∆𝑝 𝐸𝑐. 2.6 
Donde: 𝑘: Constante de proporcionalidad o permeabilidad, [Darcy]. 
23 
 
𝑞: Caudal a través del medio poroso, [cm3/s]. 𝐴: Área transversal a través de la cual ocurre el flujo, [cm2]. 𝜇: Viscosidad del fluido que fluye, [cp]. ∆𝑝: Caída de presión, [atm]. 𝐿: Longitud, [cm]. 
En la figura 2.6, se muestra la permeabilidad de la roca. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Weatherford; Manual “Sand Control”; 2022 
a) Tipos de Permeabilidad 
 Permeabilidad absoluta. Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido 
satura 100 % el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es aire o agua. 
 Permeabilidad efectiva. Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se 
encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La 
permeabilidad efectiva es función de la saturación de fluidos, siempre las 
permeabilidades efectivas son menores que la permeabilidad absoluta. 
 Permeabilidad relativa. Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y 
la permeabilidad absoluta. Esta medida es muy importante en ingeniería de 
yacimientos, ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en 
Figura 2.6: Permeabilidad de la roca 
24 
 
el medio poroso en presencia de otros fluidos. La sumatoria de las 
permeabilidades relativas es menor de 1.0 (Escobar Macualo, 2012). 
En la tabla 2.2, se muestran los rangos de la permeabilidad. 
Tabla 2.2: Rangos de permeabilidad 
PERMEABILIDAD MILIDARCYS 
Regular 1.0 – 10 
Buena 10 – 100 
Muy Buena 100 – 1000 
Fuente: A.I. Levorsen; Geología del Petróleo; Editorial Eudeba; 1987 
2.1.4.3 Saturación 
La saturación se define como la fracción, o porcentaje, del volumen de poro ocupado 
por un fluido en particular (petróleo, gas o agua). Esta propiedad se expresa 
matemáticamente mediante la siguiente relación: 
𝑆 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜 = 𝑉𝐹𝑉𝑃 𝐸𝑐. 2.7 
Donde: 𝑆: Saturación de un fluido en la roca, [Decimal]. 𝑉𝐹: Volumen de un fluido ocupado en la roca. 𝑉𝑃: Volumen poroso de la roca. 
En la figura 2.7, se muestra la saturación en la roca. 
25 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: PDVSA & CIED; Análisis de pruebas de presión; 1997 
Aplicando el concepto matemático anterior de saturación a cada fluido de yacimiento 
se obtiene. 
𝑆𝑜 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜 𝐸𝑐. 2.8 
𝑆𝑔 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜 𝐸𝑐. 2.9 
𝑆𝑤 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜 𝐸𝑐. 2.10 
Donde: 𝑆𝑜: Saturación de petróleo, [Decimal]. 𝑆𝑔: Saturación de gas, [Decimal]. 𝑆𝑤: Saturación de agua, [Decimal]. 
Por lo tanto, todos los valores de saturación se basan en el volumen de poro y no 
en el volumen bruto del yacimiento. 
La saturación de cada fase individual oscila entre cero y 100%. Por definición, la 
suma de las saturaciones es 100%, por lo tanto: 
Figura 2.7: Saturación de la roca 
26 
 
𝑆𝑜 + 𝑆𝑔 + 𝑆𝑤 = 1 𝐸𝑐. 2.11 
Donde: 𝑆𝑜: Saturación de petróleo, [Decimal]. 𝑆𝑔: Saturación de gas, [Decimal]. 𝑆𝑤: Saturación de agua, [Decimal]. 
2.1.4.4 Presión Capilar 
Las fuerzas capilares en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto 
combinado de las tensiones superficiales e interfaciales de la roca y los fluidos, el 
tamaño y la geometría de los poros y las características de humectación del sistema. 
Cualquier superficie curva entre dos fluidos inmiscibles tiene la tendencia a 
contraerse en el área más pequeña posible por unidad de volumen. Esto es cierto 
ya sea que los fluidos sean petróleo y agua, agua y gas (incluso aire) o petróleo y 
gas. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, existe una discontinuidad de 
presión entre los dos fluidos, que depende de la curvatura de la interfaz que separa 
los fluidos. A esta diferencia de presión la llamamos presión capilar y se denomina 
pc
4. 
El desplazamiento de un fluido por otro en los poros de un medio poroso es 
favorecido u opuesto por las fuerzas superficiales de la presión capilar. En 
consecuencia, para mantener un medio poroso parcialmente saturado con fluido no 
humectante y mientras el medio también está expuesto a fluido humectante, es 
necesario mantener la presión del fluido no humectante a un valor mayor que el del 
fluido humectante (Tarek , 2019). 
Denotando la presión en el fluido humectante por pw y la del fluido no humectante 
por pnw, la presión capilar se puede expresar como: 𝑃𝑐 = 𝑃𝑛𝑤 − 𝑃𝑤 𝐸𝑐. 2.12 
 
 
4 Ahmed Tarek; Reservoir Engineering Handbook. United States, 2019, Cambridge 
27 
 
Donde: 𝑃𝑐: Presión capilar, [psi]. 𝑃𝑛𝑤: Presión de la fase no humectante, [psi]. 𝑃𝑤: Presión de la fase humectante, [psi]. 
2.1.4.5 Mojabilidad 
La humectabilidad se define como la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse 
a una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles (Tarek , 2019). 
También se puede definir mojabilidad como la capacidad que posee un líquido para 
esparcirse sobre una superficie dada la mojabilidad es una función del tipo de fluido 
y de la superficie sólida5. 
Como se muestra en la figura 2.8, el ángulo θ se denomina ángulo de contacto. 
Cuando θ < 90°, el fluido moja al sólido y se llama fluido mojante. Cuando θ > 90°, 
el fluido se denomina fluido no mojante (Bidner, 2001). 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Susana Bidner; Propiedades de la roca y los fluidos en reservorio; 2001 
2.1.5 Producción 
La producción de un pozo de hidrocarburos se inicia desde el instante en que los 
fluidos comienzan a moverse desde el drenaje del yacimiento y termina cuando son 
recolectados en la estación de flujo. Los fluidos transportados pierden energía en el 
 
5 Mirtha Susana Bidner; Propiedades de la Roca y los Fluidos en Reservorios de Petróleo. 
Agentina, 2001, Buenos Aires. 
Figura 2.8: Equilibrio de las fuerzas y ángulo de contacto 
28 
 
yacimiento, en el pozo y en la línea de flujo que los lleva a la estación recolectora. 
Cuando la energía del yacimiento es suficiente para completar el proceso de 
producción, se dice que el pozo produce por flujo natural, y cuando es necesario 
utilizar alguna fuente externa de energía para el levantamiento de fluidos, desde el 
fondo de pozo hasta la estación, se dice que el pozo produce por levantamiento 
artificial. 
2.1.5.1 Cálculo de la producción 
El cálculo del caudal de producción del petróleo se lo realiza con la siguiente 
ecuación: 
q = K ∗ h ∗ (Pr − Pwf)141.2 ∗ BO ∗ μ [ln (rerw) + S] Ec. 2.13 
Donde: ℎ: Espesor del reservorio, [ft]. 
𝑘: Permeabilidad, [mD]. 
𝐵𝑂: Factor volumétrico, [Bbl/STB]. 
𝜇𝑂: Viscosidad, [cp]. 
𝑃𝑤𝑓: Presión de fondo fluyente, [psi]. 
𝑃𝑟: Presión del reservorio, [psi]. 
𝑟𝑤: Radio del pozo, [ft]. 
𝑟𝑒: Radio de drenaje, [ft]. 
2.1.5.2 Sistemas de producción 
El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo 
y las líneas de flujo en la superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo 
29 
 
del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la 
completación (perforaciones o cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es 
infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, 
tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos 
(Maggiolo, Gas Lift Básico, 2010). 
En la figura 2.9, se muestra un sistema típico de producción. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Ricardo Maggiolo; Gas Lift Básico; 2004 
2.1.5.3 Proceso de producción 
El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los 
fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de 
producción en la estación de flujo6. 
 
6 Ricardo Maggiolo; Optimización de la Producción Mediante Análisis Nodal. 2008. 
Figura 2.9: Sistema típico de producción 
30 
 
En la figura 2.10, se muestra el sistema completo con cuatro componentes 
claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo 
Superfical. 
Fuente: Ricardo Maggiolo; Optimización de la producción análisis nodal; 2010 
Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión 
estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del 
separador en la estación de flujo, Psep (Maggiolo, Gas Lift Básico, 2010). 
a) Recorrido de los fluidos en el sistema 
 Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienzan en el 
yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través 
del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde 
la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el 
medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la 
cercanías del hoyo (daño, S), y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µO). Mientras 
más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento 
y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de 
Figura 2.10: Proceso de producción 
31 
 
pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del 
pozo. 
 Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento 
atraviesan la completación que pueden ser un revestidor de producción 
cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o 
un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco 
consolidadas para el control de arenas. En el primer caso la perdida de energía 
se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor del túnel 
perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la 
perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la 
completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf. 
 Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la 
tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las 
paredes internas de la tubería. Llagando al cabezal del pozo con una presión 
Pwh. 
 Transporte en la línea de flujo