Implementación de Sistema Gelificante

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PROYECTO DE GRADO 
 
“IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA GELIFICANTE EN 
BASE A ALOE VERA PARA EL AISLAMIENTO DEL AGUA 
DE LAS ARENAS EN POZOS PRODUCTORES” 
 
 POSTULANTE: VALDA CASTRO CRISTHIAN ANIBAL 
 TUTOR: ING. HERMAS HERRERA CALLEJAS 
 
LA PAZ –BOLIVIA 
2019
 
UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS 
FACULTAD DE INGENIERIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
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ii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A mis padres por su 
incondicional apoyo para poder 
culminar satisfactoriamente mi 
formación profesional. 
 
iii 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
 
Primeramente, agradecer a Dios por haberme dado la constancia 
para llegar a este punto de mi formación profesional. 
A mis padres por el apoyo que me brindaron a lo largo de mi carrera 
universitaria. 
 
 
 
 
 
 
 
 
iv 
 
ÍNDICE GENERAL 
 
AGRADECIMIENTOS ................................................................................................................... iii 
INDICE DE TABLAS ................................................................................................................... viii 
INDICE DE FIGURAS..................................................................................................................... x 
SIMBOLOGIA ................................................................................................................................ xii 
RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................. xiv 
CAPITULO 1 ....................................................................................................................................1 
CONSIDERACIONES GENERALES ...........................................................................................1 
1.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................1 
1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .........................................................................3 
1.2.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA ...................................................................3 
1.2.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ......................................................................4 
1.3. OBJETIVO ........................................................................................................................5 
1.3.1. OBJETIVO GENERAL ...........................................................................................5 
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ..................................................................................5 
1.4. JUSTIFICACIÓN .............................................................................................................5 
1.4.1. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA ...................................................................................5 
1.4.2. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA ............................................................................6 
1.4.3. JUSTIFICACIÓN SOCIAL......................................................................................6 
1.4.4. JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL .............................................................................6 
1.5. ALCANCE ........................................................................................................................6 
1.5.1. ALCANCE TEMÁTICO ...........................................................................................6 
1.5.2. ALCANCE GEOGRÁFICO ....................................................................................7 
CAPITULO 2 ....................................................................................................................................8 
CAUSAS Y CONSECUENCIAS DE LA PRODUCCION DE AGUA .......................................8 
2.1. AGUA DE FORMACION ....................................................................................................8 
2.2. CAUSAS DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA ...................................................................9 
2.2.1. FUGA EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN .........................................................10 
2.2.3. CONTACTO AGUA/PETRÓLEO (CAP) DESPLAZADO EN SENTIDO 
ASCENDENTE. .....................................................................................................................12 
2.2.4. CAPA DE ALTA PERMEABILIDAD SIN FLUJO TRANSVERSA. ....................12 
2.2.5. FISURAS ENTRE EL POZO INYECTOR Y EL POZO PRODUCTOR...............13 
 
v 
 
2.2.6. FISURAS O FRACTURAS Y UNA CAPA DE AGUA SUBYACENTE 
(CONIFICACIÓN 2D). ...........................................................................................................14 
2.2.7. CONIFICACIÓN O FORMACIÓN DE CÚSPIDE. ..................................................14 
2.2.8. BARRIDO AREAL POBRE. .....................................................................................15 
2.2.9. CAPA SEGREGADA POR GRAVEDAD. ...............................................................16 
2.2.10. CAPA DE ALTA PERMEABILIDAD CON FLUJO TRANSVERSAL. ..............17 
2.3. CONSECUENCIAS DE LA ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA....................................18 
2.3.1. DISMINUCIÓN DE LA TASA DE PETRÓLEO. .....................................................18 
2.3.2. ACORTAMIENTO DE LA VIDA ÚTIL DEL POZO ................................................18 
2.3.3. INCREMENTOS EN LOS COSTOS OPERACIONALES .....................................18 
2.3.4. PROBLEMAS AMBIENTALES. ...............................................................................19 
CAPITULO 3 ..................................................................................................................................20 
TECNICAS Y PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE LA PRODUCCION DE AGUA .....20 
3.1. CONTROL DE AGUA .......................................................................................................20 
3.2. SOLUCIONES PARA EL CONTROL DEL AGUA. ......................................................20 
3.2.1. SOLUCIONES QUÍMICAS. .......................................................................................21 
3.2.1.1. SELLANTES ............................................................................................................21 
3.2.1.2. NO SELLANTES O MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD. .....................23 
3.2.2. SOLUCIONES MECÁNICAS. ..................................................................................24 
3.2.2.1. TAPÓN PUENTE Y EMPACADURAS.................................................................24 
3.2.3. OTRAS SOLUCIONES. ............................................................................................24 
3.2.3.1. POZOS HORIZONTALES .....................................................................................24 
3.2.3.2. ABANDONO TEMPORAL DE POZOS ...............................................................253.2.3.3. GELES DE ALOE VERA .......................................................................................25 
3.2.4. GEL POLIMERICO DE REDUCCION DE PERMEABILIDAD.............................25 
3.2.5. SISTEMA GELIFICANTE EN BASE A ALOE VERA ...........................................27 
3.2.5.1. COMPOSICIÓN QUÍMICA DE LA PLANTA DE ALOE VERA .......................30 
CAPITULO 4 ..................................................................................................................................33 
APLICACIÓN PRÁCTICA AL CAMPO CARRASCO..............................................................33 
4.1. ANTECEDENTES Y CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO ......................................33 
4.1.1. PLANTA CARRASCO ..........................................................................................33 
4.1.2. GENERALIDADES DE LOS CAMPOS PRODUCTORES ..............................34 
4.1.2.1. CAMPO CARRASCO .......................................................................................34 
 
vi 
 
4.1.2.2. CAMPO CARRASCO FOOTWALL ................................................................38 
4.1.2.3. CAMPO BULO BULO .......................................................................................39 
4.1.2.4. CAMPO KANATA .............................................................................................43 
4.1.3. INSTALACIONES..................................................................................................45 
4.1.4. EMPRESAS DE SERVICIOS...............................................................................47 
4.2. DESARROLLO DEL CAMPO .........................................................................................47 
4.2.1. CAMPO CARRASCO ................................................................................................47 
4.2.2. CAMPO CARRASCO FOOTWALL .........................................................................52 
4.3. CARACTERIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN EL CAMPO CARRASCO ..........53 
4.3.1. PRODUCTOS .............................................................................................................53 
4.3.1.1. PROCESO PRODUCTIVO DEL GAS ..................................................................53 
4.3.1.2. PROCESO PRODUCTIVO DE CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL ...53 
4.3.1.3. PROCESO DE CARGUÍO DE GLP ......................................................................54 
4.3.1.4. PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIÓN ......................54 
4.4. SISTEMA GELIFICANTE EN BASE A ALOE VERA ..................................................55 
4.4.1. CULTIVO DEL ALOE VERA ....................................................................................56 
4.4.2. PROCESAMIENTO DEL GEL DE ALOE VERA ...................................................57 
4.4.3. CANTIDAD REQUERIDA DEL GEL DE ALOE VERA .........................................62 
4.4.4. PRODUCCION DE ALOE VERA .............................................................................64 
4.4.5. PROCESO DE INYECCION DEL GEL DE ALOE VERA .....................................65 
4.5. APLICACIÓN PRÁCTICA ................................................................................................67 
4.5.1. CAMPO CARRASCO 7 (CRC-7) .............................................................................67 
4.5.1.1. CONFIGURACION MECANICA DEL POZO ......................................................68 
4.5.1.2. SURVEY DEL POZO ..............................................................................................69 
4.5.1.3. CALCULO DE LA GRAVEDAD ESPECIFICA ...................................................70 
4.5.1.4. MODELO ACTUAL DEL POZO ...........................................................................71 
4.5.1.5. EVALUACION DE LA PRODUCCION DE AGUA .............................................72 
4.5.1.6. EVALUACION DEL DAÑO....................................................................................76 
4.6. OBTENCIÓN DEL ALOE VERA .....................................................................................83 
4.6.1. PROCESO DE OBTENCION DE ALOE VERA .....................................................83 
4.6.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DEL GEL DE ALOE VERA ............85 
4.6.3. CALIDAD REQUERIDA PARA EL TRATAMIENTO DEL ALOE VERA ...........86 
4.7. MEDIDAS AMBIENTALES ..............................................................................................89 
 
vii 
 
CAPITULO 5 ..................................................................................................................................91 
ANALISIS ECONOMICO .............................................................................................................91 
5.1. EVALUACIÓN ECONÓMICA ..........................................................................................91 
5.1.1. ANÁLISIS DE COSTOS DE ALOE VERA .............................................................91 
5.1.2. ANÁLISIS DE COSTO DE PRODUCTOS TRATADOS Y PRODUCIDOS .......93 
5.1.3. COSTOS DE PRODUCCION DE ALOE VERA .....................................................95 
5.1.4. ANÁLISIS COMPARATIVO......................................................................................97 
5.2. CUANTIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN FINANCIERA...........................................97 
5.3. FLUJO DE CAJA ..............................................................................................................99 
CAPITULO 6 ................................................................................................................................101 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..........................................................................101 
6.1. CONCLUSIONES ............................................................................................................101 
6.2. RECOMENDACIONES ...................................................................................................102 
BIBLIOGRAFIA ...........................................................................................................................103 
GLOSARIO DE TERMINOS ......................................................................................................106 
ANEXOS .......................................................................................................................................109 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
viii 
 
 
INDICE DE TABLAS 
 
Tabla 3.1 Escala cualitativa para la inyeccion de geles ........................................ 26 
Tabla 3.2 Escala cualitativa de la consistencia de los geles ................................. 29 
Tabla 3.3 Formulación del espaciador empleado ................................................. 30 
Tabla 3.4 Componentes del Aloe Vera ................................................................. 31 
Tabla 4.1 Producción media del Campo Carrasco ............................................... 36 
Tabla 4.2 Composición del gas del campo CRC-7 ............................................... 37 
Tabla 4.3 Pozos del Campo Bulo Bulo ................................................................. 41 
Tabla 4.4 Reservas de gas del campo Bulo Bulo …………………………….……..42 
Tabla 4.5 Reservas de condensado del campo Bulo Bulo……………………….…42 
Tabla 4.6 Producción media del campo Bulo Bulo ............................................... 43 
Tabla 4.7 Producción media del Campo Kanata .................................................. 45 
Tabla 4.8 Reservorios productores ...................................................................... 48 
Tabla 4.9 Reservas RYDER SCOTT CO. ............................................................ 48 
Tabla 4.10 Reservas RYDER SCOTT CO. Campo Carrasco Footwall ................. 52 
Tabla 4.11 Producción promedio de la Planta Carrasco ....................................... 54 
Tabla 4.12 Condicionespromedio de la producción de Aloe Vera ....................... 62 
Tabla 4.13 Producción del campo Carrasco 7 ……………………………………….67 
Tabla 4.14 Survey del pozo ……………………………………………………………69 
Tabla 4.15 Determinación de la gravedad especifica ……………………………….70 
Tabla 4.16 Resultados de la producción del campo……………….…..…………….80 
Tabla 4.17 Resultados del daño generado …………………………………………..81 
Tabla 4.18 Obtención de Aloe Vera …………………………………………………..83 
Tabla 4.19 Cultivo de Aloe Vera ……………………………………………………….84 
Tabla 4.20 Ventajas del uso de Aloe Vera …………………………………………...85 
Tabla 4.21 Desventajas del uso de Aloe Vera ……………………………………….85 
Tabla 4.22 Estándares de composición química para el gel de Aloe Vera………..88 
Tabla 4.23 Estándares de certificación ……………………………………………….89 
 
ix 
 
Tabla 4.24 Identificación de Impactos Ambientales …………………………………90 
Tabla 5.1 Costo de tratamiento o venta de hidrocarburos ………………………….93 
Tabla 5.2 Composición cromatográfica del gas CRC-7 …………………………….94 
Tabla 5.3 Calculo para la determinación del valor del gas en BTU ……………….95 
Tabla 5.4 Costos de producción de Aloe Vera ………………………………………96 
Tabla 5.5 Cuantificación de ahorro ……………………………………………………97 
Tabla 5.6 Tabla comparativa de ganancias con el uso del Gel ……………………97 
Tabla 5.7 Tabla comparativa de ganancias con el uso del Gel ……………………99 
Tabla 5.8 Tabla comparativa de ganancias con el uso del Gel …………………..100 
Tabla 5.9 Calculo del TIR y VAN …………………………………………………….100 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
x 
 
INDICE DE FIGURAS 
 
 
Figura 2.1 Yacimientos de hidrocarburos ............................................................... 9 
Figura 2.2 Causas de la producción de agua ....................................................... 10 
Figura 2.3 Fuga en la tubería de producción ........................................................ 11 
Figura 2.4 Flujo detrás de la tubería de revestimiento .......................................... 11 
Figura 2.5 Contacto agua/ petróleo desplazado en sentido ascendente .............. 12 
Figura 2.6 Capa de alta permeabilidad sin flujo transversal ................................. 13 
Figura 2.7 Fisuras entre el pozo inyector y el pozo productor .............................. 13 
Figura 2.8 fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente ............................. 14 
Figura 2.9 Conificación o formación de cúspide ................................................... 15 
Figura 2.10 Barrido areal pobre ........................................................................... 16 
Figura 2.11 Capa segregada por gravedad .......................................................... 17 
Figura 2.12 Capa de alta permeabilidad con flujo transversal .............................. 17 
Figura 3.1 Estructura de una hoja de Aloe Vera ................................................... 30 
Figura 3.2 Compuestos generales del Aloe Vera …………………………………...32 
Figura 4.1 Ubicación de la Planta Carrasco ......................................................... 33 
Figura 4.2 Planta Carrasco .................................................................................. 34 
Figura 4.3 Área de explotación del Campo Carrasco ........................................... 35 
Figura 4.4 Árbol de Producción ............................................................................ 36 
Figura 4.5 Campo Carrasco ................................................................................. 37 
Figura 4.6 Campo Kanata .................................................................................... 44 
Figura 4.7 Bloque Chimore .................................................................................. 45 
Figura 4.8 Instalaciones de la Planta Carrasco .................................................... 46 
Figura 4.9 Campo Carrasco, mapa estructural referido al tope petaca ................. 49 
Figura 4.10 Campo Carrasco, sísmica 3D CRC-X1-LINEA 210(4) ....................... 50 
Figura 4.11 Campo Carrasco-Kanata, sísmica 3D KNT-CRC TWT tope Yantata . 51 
Figura 4.12 Planta de Aloe Vera .......................................................................... 55 
Figura 4.13 Diagrama de flujo para la producción común de Gel de Aloe Vera .... 59 
Figura 4.14 Mecanismo de aplicación .................................................................. 66 
 
xi 
 
Figura 4.15 Simulador wellflo 2012…………………………………………………….67 
Figura 4.16 Configuración Mecánica del pozo………………………………….…....68 
Figura 4.17 Datos PVT del pozo…………………………………………………..…...69 
Figura 4.18 Modelo actual del pozo wellflo 2009………………………………….…71 
Figura 4.19 Modelo actual del pozo wellflo 2012……………………………….……71 
Figura 4.20 Evaluación de la producción de agua wellflo 2009…………………….72 
Figura 4.21 Evaluación de la producción de agua en prosper…………………..….73 
Figura 4.22 Evaluación de la producción de agua en wellflo 2012………………...73 
Figura 4.23 Evaluación de la producción de agua del Aloe Vera en wellflo 2009..74 
Figura 4.24 Evaluación de la producción de agua del Aloe Vera en prosper……..75 
Figura 4.25 Evaluación de la producción de agua del Aloe Vera en wellflo 2012..75 
Figura 4.26 Evaluación del daño en wellflo 2009……………………………….……76 
Figura 4.27 Evaluación del daño en prosper………………………………………....77 
Figura 4.28. Evaluación del daño en wellflo 2012……………………………...…….77 
Figura 4.29 Evaluación del daño de Aloe Vera en wellflo 2009…………………….78 
Figura 4.30 Evaluación del daño de Aloe Vera en prosper…………………...…….78 
Figura 4.31 Evaluación del daño de Aloe Vera en wellflo 2012……………..……..79 
Figura 4.32 Resultados del análisis del corte de agua ……..…………………..…..80 
Figura 4.33 Resultados del análisis del daño …………...……………..…………….82 
 
 
 
 
 
 
 
xii 
 
SIMBOLOGIA 
 
 
CRC-X1 Pozo exploratorio Carrasco 1. 
CRC FW-1 Pozo Carrasco Footwall 1. 
SE Sud Este. 
BBL-9 Pozo Bulo Bulo 9. 
DCS Distributed Control System. 
KNT-X1 Pozo exploratorio Kanata 1. 
BPD Barriles por día. 
MMPCD Millones de pies cúbicos día. 
MCD Metros cúbicos dia. 
GLP Gas licuado de petróleo. 
MC Metros cuadrados. 
CIS Catering International & Services. 
mD mili Darcy. 
pH Potencial de hidrogeno o hidrogeniones. 
RPM Revoluciones por minuto. 
API American Petroleum Institute. 
Cp Centi poises. 
HTST High Temperature short time. 
LPG Libras por galón. 
Ks Permeabilidad dañada. 
 
xiii 
 
STB/DAY Barril de tanque de almacenamiento por dia. 
MMscf/DAY Millon standard cubic feet day. 
IASC Comité de normas internacionales de contabilidad. 
VAN Valor actual neto. 
TIR Taza de interés o rentabilidad. 
Qg Caudal de gas. 
Qc Caudal de condensado. 
Qw Caudal de agua. 
BTU Unidad de medida del calor en el sistema británico. 
WGR Water gas relation. 
CGR Condensate gas relation. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xiv 
 
RESUMEN EJECUTIVO 
 
 
El presente proyecto está enfocado en el control del agua de formación, este se 
encuentra distribuido de la siguiente manera: 
Capítulo I: Se da a conocer el objetivo del proyecto el cual es utilizar una nueva 
tecnología para poder controlar la producción excesiva de agua de formación que 
se presenta en el Campo Carrasco, por lo que se plantea usar un sistema gelificante 
en base a Aloe Vera, a su vez se analiza el posible daño que este podría generar 
en la formación. 
Capitulo II: Se explica cuáles son las causas y las consecuencias de producir agua 
de formación, abarcando los 10 principales problemas que generan el agua de 
formación y presentando así 4 consecuencias a las que conlleva su producción. 
Capitulo III: Se observa algunas técnicas y procedimientos que se pueden utilizar 
para controlar el agua de formación, estas están enfocadas a los dos métodos con 
los que se realizara una comparación en el capítulo IV, el método de gel polimérico 
de reducción de permeabilidad y el Aloe Vera. 
Capitulo IV: En este capítulo se hace uso de distintossoftwares como el wellflo 
2009, wellflo 2012 y prosper 7.5 para demostrar que el gel de Aloe Vera presenta 
una mayor eficiencia para controlar el agua de formación en comparación con otros 
métodos ya utilizados como el gel polimérico de reducción de la permeabilidad, 
también se analiza el daño que ambos métodos podrían generan en la formación. 
Después de realizar el análisis de resultados se puede verificar que el gel de Aloe 
Vera tiene una mayor eficiencia en el campo de estudio (CRC-7) reduciendo de esta 
forma la producción de agua en un 94.3% a su vez incrementando la producción de 
gas en un 31% y la producción de petróleo en un 19.5%. En cuanto al daño que se 
genera a la formación, se demuestra que como el Aloe Vera es un polímero 
 
xv 
 
biodegradable, este no genera un daño mayor al 5% en el pozo por lo que en un 
futuro se podría llegar a utilizar sin ningún problema un método de recuperación. 
Como el Aloe Vera es un nuevo método para el control del agua de formación aun 
no se cuenta con pruebas realizadas en pozos petroleros, de acuerdo a análisis de 
laboratorio se sabe que este llegaría a ser factible para el control del agua de 
formación, considerando eso y los datos obtenidos con los softwares se demuestra 
que este llegaría a tener un gran impacto dentro de la industria petrolera debido a 
la reducción de costos que se tendría y por sobre todo a que como se usa un 
polímero biodegradable (Aloe Vera) este no llega a generar un impacto al medio 
ambiente. 
Capítulo V: Se realiza la evaluación económica observando así que la utilización de 
esta nueva tecnología no solamente reduce los costos, también genera un menor 
impacto en la formación. 
Finalmente, el presente proyecto concluye con que el Aloe Vera presenta un menor 
costo en su aplicación y una mayor eficiencia de control de la producción de agua, 
a su vez sugiere que se realice el estudio en campo para corroborar los datos 
obtenidos con los softwares. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
CAPITULO 1 
 CONSIDERACIONES GENERALES 
 
 
1.1. INTRODUCCIÓN 
La construcción de pozos en la industria petrolera está comprendida por la 
planificación y ejecución de procesos operacionales, que se desarrollan por etapas, 
representando la perforación de hoyos una de las más complejas y riesgosas en 
donde se incluye la cementación de revestidores. La cementación tiene como 
objetivo evitar la producción de fluidos indeseables, mantener la integridad del pozo 
además del aislamiento y abandono de zonas, por lo que es de vital importancia 
que se realice adecuadamente atendiendo aspectos técnicos y operacionales 
previamente establecidos. Hoy en día, las compañías petroleras producen un 
promedio de tres barriles de agua por cada barril de petróleo en yacimientos 
agotados, se gastan más de 40000 millones de dólares por año para hacer frente a 
los problemas de agua indeseada. En muchos casos, las tecnologías innovadoras 
para el control de agua pueden significar una reducción de los costos y un aumento 
en la producción de hidrocarburos.1 
La excesiva producción de agua es un problema común encontrado en pozos 
productores de petróleo y puede ser causada por fuga en los revestidores, 
comunicación por detrás del revestidor, flujo preferencial a través de zonas de alta 
permeabilidad en el yacimiento, adedamiento o conificación. De acuerdo a lo 
descrito, las fallas durante la cementación pueden conllevar a la comunicación de 
 
1 Rubén Vega. Formulación de sistemas gelificantes. Revista tecnológica ESPOL-
RTE. 2015. Vol. 28. 
 
 
2 
 
zonas de agua con zonas de hidrocarburos, provocando una producción con alto 
corte de agua, disminuyendo la rentabilidad y vida productiva de los pozos. 
Asimismo, los acuíferos traen como consecuencia la disminución de la producción 
de petróleo, daños por deposición de sólidos, problemas operacionales, incremento 
de los costos operacionales, y problemas ambientales. Durante mucho tiempo la 
industria petrolera ha creado sistemas que ayudan a los pozos perforados a 
controlar los cortes de agua, provenientes de acuíferos cercanos o por algún método 
de recuperación que se le haya aplicado al yacimiento y de esta forma, mejorar la 
tasa de producción de hidrocarburo. 
Dentro de los métodos actualmente empleados para reducir la producción de agua 
en yacimientos petroleros se tienen los métodos mecánicos y los métodos químicos 
entre los que destaca la utilización de polímeros entrecruzados o reticulados o 
sistemas gelificantes, esto con el fin de impedir la irrupción de agua y así lograr 
mejorar la calidad de la cementación primaria, evitando problemas de poca 
adherencia del cemento, que pudiesen producir problemas de agua debido a fugas 
por detrás del revestidor. Dichos sistemas usualmente están formados por 
polímeros solubles en agua, que al reaccionar con agentes entrecruzantes forman 
una red tridimensional, con agua en su interior. El tratamiento consiste en inyectar 
la mezcla de polímero y entrecruzante antes de que ocurra la reacción, de tal forma 
que cuando esta mezcla llegue a la zona deseada comience a formarse el gel. 
Existen geles poliméricos sintéticos y naturales como el gel de sábila. Él es el 
producto principal que se desea extraer de las hojas de la planta de Aloe Vera; este 
se encuentra en la zona interior, protegida por una gruesa y robusta piel. Envuelto 
por el mucílago, contiene de 0,3 - 4% de sólidos totales consistentes de 
aproximadamente 75 compuestos, y 96 – 99,7 % de agua. El gel está constituido, 
en su mayor parte por polisacáridos mucilaginosos, que suelen contener diferentes 
proporciones de manosa, glucosa y galactosa. Los polisacáridos son compuestos 
que consisten en un gran número de monosacáridos (moléculas de azúcares 
simples) enlazados glucosídicamente. En las plantas pueden presentarse diversos 
tipos de polisacáridos, como la celulosa, el almidón, las pectinas, las gomas, los 
 
3 
 
mucílagos y las hemicelulosas. Dentro de estos, las hemicelulosas constituyen el 
segundo compuesto más abundante en la naturaleza, después de la celulosa, y 
junto con ésta constituyen las paredes celulares de los vegetales. 
La sábila o Aloe vera tiene amplios usos en la industria alimentaria, farmacéutica y 
cosmética; así mismo, la parte que más se usa de esta planta es el gel, debido a 
sus propiedades funcionales, antioxidantes y terapéuticas. No obstante, no existen 
antecedentes del uso de gel para evitar producción de agua en pozo de petróleo, 
pero, de acuerdo a su características de ser un gel polimérico natural se decidió 
formular a nivel de laboratorio un sistema gelificante a base de sábila (Aloe 
barbadensis) capaz de controlar las tasas de producción de agua, tomando en 
cuenta que la base de este sistema está constituido por polímeros naturales 
biodegradables, que en el caso de permanecer en la formación posiblemente no 
ocasionaría contaminación o daños a las zonas productoras. 
1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
1.2.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA 
La producción excesiva de agua es uno de los principales problemas que causa la 
disminución de la vida productiva de los pozos productores de petróleo. En muchos 
casos el influjo de agua irrumpe en la temprana vida productiva de los pozos, 
dejando un volumen de petróleo remanente significativo en el yacimiento. Los 
problemas de excesiva producción de agua se pueden dividir en problemas 
asociados a los pozos y/o a los yacimientos. Para ello es necesario aplicar métodos 
de detección y control de entrada de agua para mejorar la producción de petróleo y 
controlar, disminuir o eliminar el influjo de agua a los pozos. En el presente Trabajo 
Especial de Grado se realiza una recopilación de las herramientas de diagnóstico y 
las tecnologías aplicadas para controlar, disminuir o eliminar la producción de agua 
indeseada. La clave del éxito para solucionar los problemas de producciónde agua 
es el diagnóstico acertado de la fuente de entrada agua. Para ello se utilizan 
diferentes Registros o Perfiles de Pozos, Curvas de Diagnóstico, Historia de 
Producción y toda la información disponible de desempeño de los pozos y 
 
4 
 
yacimientos para realizar un Estudio Integrado de Yacimiento. La industria petrolera 
ha desarrollado a través de los años diferentes tecnologías desde las más sencillas 
a las complejas, para afrontar los problemas específicos de entrada de agua en 
pozos productores de petróleo. Las tecnologías para controlar la entrada de agua 
se pueden clasificar en mecánicas, químicas y microbiológica. Esta última aún en 
estado de investigación, no presenta una documentación significativa en la industria 
petrolera que permita realizar un estudio profundo. Las tecnologías químicas se 
dividen en métodos sellantes y no-sellantes. La técnica más utilizada es la inyección 
de gel. 
El Trabajo Especial de Grado identifica los parámetros de pozo y yacimiento claves 
para obtener resultados exitosos al aplicar cada una de las diferentes tecnologías 
de detección y control de entrada de agua en pozos productores de petróleo. 
Diferentes compañías de la industria petrolera han invertido recursos en el 
desarrollo de novedosos productos tecnológicos enfocados a lograr controlar 
eficientemente la excesiva producción de agua, tales como: Maraseal, Marcit, 
Unogel y Multigel. 
1.2.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 
Una alternativa que se ha comenzado a explorar es la utilización de un sistema 
gelificante en base a Aloe Vera. Estudios recientes de laboratorio han encontrado 
gran potencialidad de este biopolímero capaz de controlar las tasas de producción 
de agua. 
Si la aplicación del Aloe Vera en la industria petrolera posee factibilidad técnica, 
aunque aún no ha sido aplicada a la parte de producción de pozos en el caso de 
permanecer en la formación posiblemente no ocasionaría contaminación o daños a 
las zonas productoras por ser un polímero natural biodegradable. 
 
5 
 
1.3. OBJETIVO 
1.3.1. OBJETIVO GENERAL 
➢ Implementar un sistema gelificante en base a Aloe Vera en el campo 
Carrasco (CRC-7) para reducir la producción de agua y evitar futuros daños 
a la formación. 
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
➢ Comprobar que el sistema gelificante presenta un buen potencial para reducir 
la producción de agua. 
➢ Comparar los métodos actualmente utilizados para el control de producción 
de agua con el sistema gelificante con el fin de determinar al más eficiente. 
➢ Evaluar el comportamiento y la eficiencia del sistema gelificante en base a 
Aloe Vera. 
➢ Brindar oportunidades de combinar la agroindustria con la industria petrolera. 
➢ Generar menores impactos ambientales utilizando una tecnología verde. 
➢ Crear un sistema autosuficiente el cual con el tiempo puede generar su propia 
materia prima. 
1.4. JUSTIFICACIÓN 
1.4.1. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA 
Hoy en día, las compañías petroleras producen un promedio de tres barriles de agua 
por cada barril de petróleo en yacimientos agotados, se gastan más de 40000 
millones de dólares por año para hacer frente a los problemas de agua indeseada. 
Recientemente se realizó las líneas de investigación enfocadas hacia la búsqueda 
de tecnologías con menos o ningún impacto sobre el ambiente, entre las cuales 
destaca la del Aloe Vera, la cual propone a los componentes de esta planta como 
posible solución a diversos problemas en la industria de hidrocarburos. 
 
6 
 
En este ámbito, se evaluará la factibilidad técnica del empleo de fracciones de Aloe 
Vera para reducir la producción de agua, a su vez se analizará el daño que este 
podría generar en la formación. Para ello se realizarán análisis tanto del daño a la 
formación como de la producción de agua con el uso de los simuladores Wellflo 
2009, Wellflo 2012 y prosper. 
1.4.2. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA 
La aplicación del Aloe Vera en la industria petrolera podría generar menores costos 
de aplicación en comparación con los métodos utilizados actualmente para el control 
de la producción de agua, a su vez el mismo podría producirse en el país generando 
de esta manera un mercado confiable. 
1.4.3. JUSTIFICACIÓN SOCIAL 
Utilizando el Aloe Vera para reducir la producción de agua en pozos petroleros se 
obtendría un incremento en la economía del país ya que se combinaría la 
agroindustria con la industria de los hidrocarburos. 
1.4.4. JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL 
Con el presente proyecto se utilizará al Aloe Vera como una tecnología amigable 
para el ambiente ya que este está constituido por polímeros naturales 
biodegradables y no ocasionarían daños a las zonas productoras. 
1.5. ALCANCE 
1.5.1. ALCANCE TEMÁTICO 
El presente proyecto incluye la simulación de la aplicación de esta nueva tecnología 
para reducir la producción de agua dentro del pozo con el uso de softwares (Wellflo 
2009, Wellflo 2012 y Prosper) como también la aplicación y comprobación de 
factibilidad del Aloe Vera en este proceso, para lo cual se realizará una comparación 
entre la aplicación del método de gel polimérico de reducción de permeabilidad y el 
gel de Aloe Vera. 
 
7 
 
1.5.2. ALCANCE GEOGRÁFICO 
El desarrollo del proyecto tendrá lugar en el campo Carrasco que se encuentra en 
la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba, ubicado a 160 Km. al 
Noreste de la ciudad de Santa Cruz y a 174 Km. al este de la ciudad de 
Cochabamba, fue descubierto en 1991 con la perforación del pozo Carrasco-X1. 
Fisiográficamente corresponde a la llanura chaco-beniana entre los ríos Ichilo e 
Isarsama. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
CAPITULO 2 
 CAUSAS Y CONSECUENCIAS DE LA PRODUCCION DE 
AGUA 
 
 
2.1. AGUA DE FORMACION 
Las operaciones petroleras de perforación pueden crear grandes cantidades de 
agua contaminada, conocido como “agua producida”, o el agua que se produce en 
el pozo. La mayoría de los yacimientos subterráneos de petróleo tienen una capa 
de agua cruda, llamada “agua de formación”, que yace debajo de los hidrocarburos. 
Mientras un pozo envejece y el petróleo llega a ser difícil de eliminar, agua o vapor 
se inyecta en los embalses para ayudar a impulsar el petróleo a la superficie. Tanta 
agua de formación como agua inyectada eventualmente se dirigen a la parte 
superior y son producidos en la boca del pozo junto con los hidrocarburos. 
El agua de formación es uno de los tres fluidos presentes en el reservorio. Esta agua 
siempre es producida con el petróleo y con el gas. Este fluido es muy tóxico debido a 
su alto contenido de sodio. Estas aguas de formación emergen en las formaciones 
geológicas durante las perforaciones petroleras y las que se obtienen como 
subproductos durante la producción de un pozo petrolero. 
Se caracteriza por: 
• Usualmente son calientes. 
• Alto contenido de las sales. 
• Pueden contener metales pesados. 
• Fracciones de crudo en emulsión o disolución. 
• Pueden ser radioactivas. 
• Debe ser re- inyectada al pozo o tratada apropiadamente para evitar daños en 
el ambiente. 
• Puede contaminar el agua subterránea de consumo humano. 
 
9 
 
En el proceso de corrosión está presente el intercambio de electrones. 
Cuando la temperatura del agua aumenta, la solubilidad Ca(OH)2, Mg(OH)2 y CaCO3 
decrece. Por consiguiente, estas sustancias precipitarán formando depósitos de 
sarro. 
Figura 2.1 Yacimientos de hidrocarburos 
 
Fuente: Atom. Yacimientos de hidrocarburos. Clasificación [internet]. 2019. 
 
2.2. CAUSAS DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA 
El control de la producción de agua constituye un importante desafío para los 
ingenieros de yacimiento y de reacondicionamiento de pozos. Para reducir el corte 
de agua e incrementar la vida útil del pozo, se utilizan diversas técnicas. 
La clave para encontrar una solución satisfactoria consiste en definir el origen del 
agua y evaluar su contribución en la producciónde petróleo. El agua producida se 
puede considerar beneficiosa o perjudicial. 
El agua beneficiosa barre un volumen de petróleo y arrastra con ella una cantidad 
substancial de crudo. El volumen de agua beneficiosa está determinado por el costo 
de su eliminación. Por el contrario, el agua perjudicial inhibe la producción de 
petróleo, si bien por lo general, se la puede reducir si se logra identificarla. En 
algunos casos se realizan interpretaciones erróneas, y se diagnostica la elevación 
del contacto agua–petróleo, lo cual puede provocar el abandono prematuro del 
yacimiento. 
 
10 
 
El origen del agua perjudicial puede estar dado por ciertas condiciones en el 
yacimiento, o en las cercanías del pozo. Las condiciones típicas, que se ilustran en 
la figura adjunta, incluyen conificación, fisuras y capas de alta permeabilidad, lo cual 
hace que el agua llegue al pozo sin barrer un volumen adecuado de petróleo. 
Ahora bien, no todas las capas de alta permeabilidad son perjudiciales. Algunas 
pueden contribuir a barrer otras capas adyacentes, en especial cuando el contraste 
de permeabilidad es moderado. La presencia de pozos inyectores de agua crea más 
fuentes potenciales de agua perjudicial, como se puede observar en la figura. 
Figura 2.2 Causas de la producción de agua 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
 
2.2.1. FUGA EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 
Los registros de producción, tales como los registros de temperatura e inyectividad, 
pueden ser suficientes para diagnosticar estos problemas. Las soluciones 
habitualmente incluyen inyección forzada de fluidos de aislamiento y el aislamiento 
mecánico. 
http://4.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_jPiw8tXI/AAAAAAAAACM/I2vU0TmGZqs/s1600-h/Seis_condiciones_t%C3%ADpicas_de_yacimiento_que_conducen_a_la_producci%C3%B3n_de_agua_perjudicial.png
 
11 
 
Figura 2.3 Fuga en la tubería de producción 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
 
2.2.2. FLUJO DETRÁS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 
Las fallas en la cementación primaria o la creación de un espacio intersticial debido 
a la producción de arena pueden hacer que el agua fluya detrás de la tubería de 
revestimiento en el espacio anular. Los registros de temperatura o de activación de 
oxígeno permiten detectar el flujo de agua detrás de la tubería de revestimiento. Los 
fluidos de aislamiento pueden proporcionar una solución. 
Figura 2.4 Flujo detrás de la tubería de revestimiento 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
 
12 
 
2.2.3. CONTACTO AGUA/PETRÓLEO (CAP) DESPLAZADO EN SENTIDO 
ASCENDENTE. 
Habitualmente, este fenómeno está asociado con la presencia de permeabilidad 
vertical limitada, generalmente inferior a 1 mD, con permeabilidades verticales más 
altas, el fenómeno de conificación (7) es más probable. En los pozos verticales, el 
problema puede resolverse mediante el aislamiento mecánico de la parte inferior 
del pozo. En los pozos horizontales, no existe ninguna solución en la zona vecina al 
pozo y es probable que se requiera un pozo de entrada. 
Figura 2.5 Contacto agua/ petróleo desplazado en sentido ascendente 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
 
2.2.4. CAPA DE ALTA PERMEABILIDAD SIN FLUJO TRANSVERSA. 
La presencia de una barrera de lutitas por encima y por debajo de la capa productora 
suele ser la causa de esta condición. La ausencia de flujo transversal facilita la 
resolución de este problema mediante la aplicación de fluidos de aislamiento rígidos 
o de aislamiento mecánico ya sea en el pozo inyector o en el pozo productor. 
 
 
13 
 
Figura 2.6 Capa de alta permeabilidad sin flujo transversal 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
 
2.2.5. FISURAS ENTRE EL POZO INYECTOR Y EL POZO PRODUCTOR. 
En formaciones fisuradas naturalmente, el agua puede incursionar rápidamente en 
los pozos de producción. El problema puede ser confirmado a través de pruebas de 
presiones transitorias y trazadores entre pozos. La aplicación de un fluido de ais-
lamiento en el pozo inyector de agua puede ser efectiva sin afectar adversamente 
las fisuras que contribuyen a la producción de petróleo. 
Figura 2.7 Fisuras entre el pozo inyector y el pozo productor 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
 
 
14 
 
2.2.6. FISURAS O FRACTURAS Y UNA CAPA DE AGUA SUBYACENTE 
(CONIFICACIÓN 2D). 
Se produce agua desde una zona de agua subyacente a través de fisuras naturales. 
Un problema similar ocurre cuando las fracturas hidráulicas penetran verticalmente 
en una capa de agua. La aplicación de fluidos de aislamiento puede resultar efectiva 
para este problema. 
Figura 2.8 fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
 
2.2.7. CONIFICACIÓN O FORMACIÓN DE CÚSPIDE. 
La producción acarrea agua hacia arriba, en dirección al pozo. Una capa de gel 
colocada por encima del cono puede resultar efectiva en lo que respecta a retardar 
el proceso de conificación. No obstante, para lograr efectividad, se requiere 
habitualmente un radio de colocación del gel de 15 m [50 pies] como mínimo, lo que 
a menudo limita la viabilidad económica del tratamiento. Como alternativa con 
respecto a la colocación de gel, se puede perforar un nuevo pozo lateral cerca del 
tope de la formación, aumentando la distancia desde el contacto agua/petróleo y 
reduciendo la caída de presión, elementos ambos que reducen el efecto de 
 
15 
 
conificación. La aplicación de una técnica de producción de drenaje dual también 
puede ser un tratamiento efectivo. 
Figura 2.9 Conificación o formación de cúspide 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
 
2.2.8. BARRIDO AREAL POBRE. 
Este problema suele estar asociado con la heterogeneidad de la permeabilidad areal 
pobre o con la anisotropía; resulta particularmente severo en ambientes con canales 
de arena. Una solución es desviar el agua inyectada fuera del espacio poral ya 
barrido. Otra forma de acceder al petróleo no barrido es agregando tramos laterales 
de drenaje a los pozos existentes o mediante la perforación de pozos de relleno.2 
 
2 La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
Disponible en: http://www.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/problemas-y-
soluciones-en-relacin-la.html. 
 
http://www.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/problemas-y-soluciones-en-relacin-la.html
http://www.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/problemas-y-soluciones-en-relacin-la.html
 
16 
 
Figura 2.10 Barrido areal pobre 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008. 
 
2.2.9. CAPA SEGREGADA POR GRAVEDAD. 
En capas prospectivas potentes, con buena permeabilidad vertical, el agua, 
proveniente de un acuífero o bien de un proyecto de inyección de agua, es 
segregada por gravedad y barre solamente la parte inferior de la formación. El 
aislamiento de los disparos inferiores en los pozos de inyección o producción a 
menudo sólo tiene efectos marginales; en última instancia predomina la segregación 
por gravedad. Si se produce esta situación, los pozos de producción experimentarán 
conificación. Es improbable que los tratamientos con gel proporcionen resultados 
duraderos. Para acceder al petróleo no barrido puede resultar efectiva la perforación 
de pozos de drenaje laterales adicionales. Los fluidos de inundación viscosa 
energizada, la inyección de gas o la utilización alternada de ambas técnicas también 
puede mejorar la eficiencia de barrido vertical. 
 
 
17 
 
Figura 2.11 Capa segregada por gravedad 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008 
 
2.2.10. CAPA DE ALTA PERMEABILIDADCON FLUJO TRANSVERSAL. 
A diferencia del caso sin flujo transversal (4), la presencia de flujo transversal impide 
la implementación de soluciones que modifican los perfiles de producción o de 
inyección sólo en la zona vecina al pozo. La utilización de gel de penetración 
profunda puede proporcionar una solución parcial. 
Figura 2.12 Capa de alta permeabilidad con flujo transversal 
 
Fuente: La comunidad petrolera. Control de producción de agua [internet]. 2008 
 
 
18 
 
2.3. CONSECUENCIAS DE LA ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA 
2.3.1. DISMINUCIÓN DE LA TASA DE PETRÓLEO. 
El alto corte de agua en un pozo implica la disminución porcentual de la producción 
de crudo. Cuando la irrupción ocurre, la producción de petróleo disminuye de 
acuerdo a la tasa de producción de agua, en otras palabras, si el porcentaje de agua 
producida es alto, la capacidad de recuperación de crudo se ve afectado por altas 
tasas de agua. Hay que tomar en cuenta que existen casos de pozos sometidos a 
un empuje por capa de gas, en donde el agua afecta significativamente la 
producción de crudo ya que disminuye la relación gas-líquido dentro de la tubería 
de producción, lo cual hace que la capacidad de levantamiento sea ineficiente, 
obteniéndose como resultado que los pozos fluyan irregularmente o dejen de 
producir. 
2.3.2. ACORTAMIENTO DE LA VIDA ÚTIL DEL POZO 
Cuando ocurre la ruptura de agua en un pozo petrolero, se hace más difícil tratar de 
recuperar el petróleo en sitio. Muchas veces los métodos que utilizan para controlar 
el agua pueden ocasionar daños permanentes en las arenas productoras. También 
cabe destacar que a medida que el pozo incrementa su corte de agua, este se hace 
menos rentable ya que hay que aumentar los costos para reciclaje o tratamiento del 
agua. Esto se traduce en pérdidas, ya que la producción de crudo disminuye y a la 
larga conduce al cierre o abandono del pozo o yacimiento. 
2.3.3. INCREMENTOS EN LOS COSTOS OPERACIONALES 
A medida que el pozo aumenta el corte o producción de agua, los costos 
operacionales también aumentan, se tiene que destinar más recursos para plantas 
de tratamientos de las aguas de formación producidas o muchas veces movilizar 
grandes tanques para su almacenamiento. Otro problema que ocasiona el influjo 
excesivo de agua y repercute en el incremento de los costos, es el que se deba 
destinar más recursos al mantenimiento y recuperación de los equipos de superficie 
o de subsuelo debido a que estos van a estar más expuestos a la corrosión y al 
 
19 
 
desgaste, es decir, la vida útil de los equipos será más corta. También en los pozos 
con alta producción de agua el consumo de energía es mayor esto se debe a que 
se tiene que hacer un mayor esfuerzo en las maquinarias para hacer posible la 
recuperación de crudo, la energía empleada también va aumentar en el mismo 
momento que se necesiten más equipos para el tratamiento del agua de formación 
y para el mantenimiento o reemplazo de cualquiera de los mismos. 
2.3.4. PROBLEMAS AMBIENTALES. 
El agua de formación puede ser dañina para los suelos hasta el punto que los hace 
infértiles para la agricultura. Estos suelos en presencia y en contacto con una 
cantidad apreciable de agua se degradan o pierden su equilibrio debido a la 
presencia de sales u otros compuestos. En el lago, los desechos de las aguas de 
formación pueden variar el pH, lo que influye directamente en la fauna marina. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
20 
 
CAPITULO 3 
 TECNICAS Y PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE LA 
PRODUCCION DE AGUA 
 
 
3.1. CONTROL DE AGUA 
El control de agua es la aplicación de procesos al yacimiento y pozos que permiten 
reducir la producción de agua, mejorar la eficiencia de recobro y satisfacer las 
normativas ambientales. Aun cuando el uso de los procesos de control de agua 
puede no resultar en un incremento de la producción, consiguen frecuentemente 
mejorar la rentabilidad operacional y como resultado generar los siguientes 
beneficios: 
 
• Alargar la vida productiva del pozo. 
• Reducir los costos de levantamiento y mantenimiento del pozo. 
• Minimizar el manejo, tratamiento y disposición del agua. 
• En general aminorar los problemas ambientales. 
 
3.2. SOLUCIONES PARA EL CONTROL DEL AGUA. 
Cada tipo de problema tiene distintas opciones de solución que varían desde las 
simples soluciones mecánicas y químicas, que son relativamente de bajo costo, 
hasta las más complejas y costosas soluciones de completaciones re-trabajadas. 
Es habitual la existencia de diversos problemas de control del agua y, a menudo, se 
hace necesario adoptar una combinación de varias soluciones. Hoy en día, además 
de las soluciones tradicionales descritas anteriormente, existen métodos nuevos, 
innovadores y convenientes desde el punto de vista económico para los problemas 
de control del agua. 
 
21 
 
3.2.1. SOLUCIONES QUÍMICAS. 
Sustancias externas que se inyectan en el pozo / yacimiento. 
3.2.1.1. SELLANTES 
Sistemas que bloquean el paso de gas, crudo y agua. 
• Cemento. Este método consiste en forzar la mezcla de cemento a alta 
presión hacia la formación en puntos determinados para corregir 
ciertas anomalías, a través de orificios que por cañoneo son abiertos 
en los revestidores. El cemento se inyecta en casos como: la falta de 
cemento en cierto tramo de la tubería; aislamiento de un intervalo 
gasífero y/o acuífero de una zona productiva, con miras a eliminar la 
producción de gas y/o agua; corrección de fugas de fluidos a través 
del revestidor debido a desperfectos; abandono de zonas productivas 
agotadas, otros. 
• Arena. El método de aislamiento con el uso de arena es uno de los 
más usados y económicos que existen. Este se basa en el aislamiento 
de zonas con alta producción de fluidos indeseables a través de la 
colocación de un tapón de arena en la tubería de producción. 
 
El método es muy apropiado para asilar zonas inferiores. Generalmente, se hace 
una mezcla de dos tipos de arena con una solución polimérica de baja viscosidad, 
usándose un polímero especial de bajo peso molecular. 
 
• Emulsiones. Estudios de laboratorio y campo han demostrado que 
las emulsiones agua-petróleo pueden ser usadas para taponar 
canales preferenciales de agua en las cercanías del pozo. Con esto 
se logra una mayor eficiencia de barrido y es posible aumentar 
substancialmente el recobro de crudo. 
 
22 
 
Las emulsiones agua petróleo pueden ser obtenidas por dos métodos: 
➢ Por adición de surfactantes al crudo pesado. 
➢ Añadiendo álcali para activar los surfactantes naturales en algunos crudos. 
 
• Geles o Resinas. Un sistema gelificante está compuesto básicamente 
por un polímero soluble en agua y un entrecruzador; ambos 
compuestos son capaces de reaccionar bajo condiciones específicas. 
El tiempo de gelificación del sistema es función de la naturaleza y 
concentración de los reactivos, de la temperatura y pH. El control de 
la velocidad de reticulación es de vital importancia a la hora de realizar 
una aplicación en campo; tiempos de gelificación muy cortos generan 
dificultades operacionales, y tiempos de gelificación muy prolongados 
no son deseables.3 
 
La aplicación de geles en yacimientos muy profundos debe ser tratada con mucho 
cuidado. Mientras mayor sea la temperatura, menor es el tiempo de gelificación y 
mayores son los riesgos de entrecruzamiento prematuro. 
 
• Sales. Precipitación de sales inducida por alcoholes: El método de 
precipitación de sales inducida por alcoholes se basa en la 
precipitación por efecto salting-out. Si a una solución saturada se le 
añade una sustancia liquida adecuada, se reducirá la solución del 
soluto en el solvente. 
 
 
3 Augusto Zubillaga; Control de agua, aplicación de nuevas tecnologías y productos; 
2004. 
 
 
23 
 
Los experimentos en arenas no compactadas permiten observar el grado de 
reducción de permeabilidad cuando se aplica dosis desalmuera-alcohol para inducir 
la precipitación de sal, bien sea el método de dosis sencilla o el de dosis alternada. 
El proceso de precipitación inducida y su efecto dentro de un medio poroso con 
crudo puede resumirse en las siguientes etapas: 
Los fluidos tienden a pasar a través de las áreas de mayor permeabilidad, evitando 
el contacto con el crudo remanente de las regiones menos permeables. 
Una vez que se inyecta alcohol en el medio poroso cuando este ya ha sido saturado 
con salmuera concentrada, la sal precipitara en las zonas en las que contactaron 
ambos fluidos, es decir, en los canales de mayor permeabilidad. De esta forma la 
sal precipitada bloquea totalmente los canales altamente permeables. 
Con los canales de fácil transito bloqueados, se obliga a los fluidos, posteriormente 
inyectados, a pasar por un camino alternativo y a barrer nuevas porciones de crudo. 
Los parámetros que permiten evaluar la efectividad del tratamiento salino aplicado 
son permeabilidad, porcentaje de taponamiento e índice de inyectividad relativa. 
 
3.2.1.2. NO SELLANTES O MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD. 
Sistemas que reducen significativamente la permeabilidad al agua, con muy poco 
efecto en la permeabilidad al crudo. 
 
Geles no Sellantes. 
Es la tecnología de geles desarrollada para el control de la producción excesiva de 
agua, aplicable a pozos inyectores y productores. Este producto reduce 
significativamente la permeabilidad al agua, con muy poco efecto en la 
permeabilidad al crudo. Puede ser usado para tratar: comunicación detrás del 
revestidor, canalizaciones provenientes de acuíferos, comunicación a través de 
 
24 
 
barreras lutíticas, canalización por zonas de alta permeabilidad o fracturas en pozos 
inyectores, otros. 
3.2.2. SOLUCIONES MECÁNICAS. 
Herramientas que se colocan en la completación del pozo. 
3.2.2.1. TAPÓN PUENTE Y EMPACADURAS 
Se utilizan para sellar definitivamente ciertos intervalos y abandonar una zona 
productora indeseable. 
3.2.3. OTRAS SOLUCIONES. 
3.2.3.1. POZOS HORIZONTALES 
En yacimientos con acuífero activos los pozos horizontales han sido usados para 
minimizar los problemas de conificación y mejorar la producción de petróleo.4 
Recientemente, el interés hacia los pozos horizontales se ha venido acelerando, 
debido a los avances en la tecnología de perforación y completación. Esto ha 
conducido a un incremento económicamente eficiente del recobro de crudo. Las 
ventajas de los pozos horizontales se pueden resumir de la siguiente manera: 
 
• Incremento de la productividad o inyectividad. 
• Incremento de la eficiencia de barrido. 
• Incremento del área de drenaje. 
• Reducción de la conificación y/o interdigitizacion viscosa. 
 
 
4 PEMEX; Ingeniería de producción de pozos y productividad de pozos; 2012 
 
 
25 
 
3.2.3.2. ABANDONO TEMPORAL DE POZOS 
Se hace generalmente cuando existe una conificación de agua severa. En estos 
casos se recomienda tener el pozo cerrado por un período de tiempo, hasta que el 
cono se revierta. 
3.2.3.3. GELES DE ALOE VERA 
Este es un nuevo método que aún no se ha incursionado en su totalidad en la 
industria petrolera, actualmente solo se tienen pruebas de laboratorio, las cuales 
denotan que el aloe vera presenta características favorables para tratar el problema 
de producción del agua deformación reduciendo así la producción de la misma hasta 
en un 95%, a su vez no genera daños a la formación debido a que es biodegradable. 
3.2.4. GEL POLIMERICO DE REDUCCION DE PERMEABILIDAD 
El uso de geles poliméricos de reducción de permeabilidad para el control del agua 
son la aplicación de procesos a los reservorios en el fondo del pozo para reducir la 
producción de agua, incrementar la recuperación final de crudo o satisfacer un 
amplio rango de manejo de reservorios y objetos ambientales. Aunque el uso de 
procesos de control de agua quizá no resulte en el incremento de la producción, 
tales procesos pueden a menudo mejorar una rentabilidad operacional como 
resultado de los siguientes beneficios: 
• Alargar la vida del pozo productivo. 
• Reducir costos. 
• Disminuir preocupaciones y costos ambientales. 
• Minimizar los procesos de tratamiento y eliminación de agua. 
• Reducir costos de mantenimiento del pozo. 
El polímero que tiene la finalidad de reducir la permeabilidad relativa tiene como 
producto base a un vinil-amina ter-polímero hidrofílico, aniónico de moderado peso 
molecular, el cual en contacto con el agua forma parcialmente micro geles, los que 
restringen el paso de agua a través de la matriz de la formación. 
 
26 
 
La aplicación del polímero es una buena alternativa para controlar la producción de 
agua, en pozos con altos cortes de agua tomando en cuenta los siguientes 
aspectos: 
• La aplicación de los RPM’s tiene que ser en pozos no dañados, es decir con 
Skin=0. 
• El éxito de los tratamientos con RPM depende de la selección de los 
candidatos, la preparación del sistema en locación y la limpieza de la tubería 
y equipos de superficie a ser usados. 
• Los tratamientos con los Modificadores de Permeabilidad Relativa no son 
permanentes sino más bien temporales. Estadísticamente tienen una 
durabilidad entre 6 y 24 meses, y una reducción en la producción de agua, 
en promedio de más o menos 30-50%. 
• En pozos con crudo liviano, la concentración del polímero tiende a ser menor, 
para tener una mayor penetración. 
• En ninguno de los casos, cualquier fluido a ser inyectado luego de haber 
bombeado el RPM, debe tener un pH menor a 3, ya que el polímero tendería 
a debilitarse, y por consiguiente la durabilidad del tratamiento seria mucho 
menor. 
A continuación, en la tabla se presenta el tratamiento para un proceso de inyección 
de geles. 
Tabla 3.1 Escala cualitativa para la inyección de geles. 
PROPIEDAD RANGO DE VIABILIDAD 
Gravedad API > 18°API 
Viscosidad del crudo < 200 cP 
Saturación de aceite > 10% de aceite movil 
Permeabilidad > 20 mD 
Profundidad < 8000 ft 
Temperatura < 220°F 
Tipo de formación Arenisca/Carbonato 
Fuente: PDVSA-Intervep. Polímeros en solución y aplicación de los polímeros en 
la industria petrolera.1999. 
 
27 
 
Como se observa en la tabla, las propiedades que se consideran importantes para 
verificar la posible aplicación de un proceso de inyección de geles son: la gravedad 
API y la viscosidad del crudo, determinantes al permitir establecer la relación de 
movilidades que causa ineficiencias en la inyección de agua y demás procesos de 
desplazamiento. La permeabilidad, tipo de formación, temperatura y profundidad, 
están directamente relacionadas con la facilidad de inyección de productos 
químicos, su estabilidad y buen funcionamiento. Finalmente, el mas importante de 
todos, la saturación de petróleo actual, esta es la base del establecimiento de la 
viabilidad técnico-económico que se desarrollara en el reservorio, ya que debe 
existir la garantía de una cantidad considerable de fluidos producibles. 
El gel polimérico posee las siguientes características: 
• Aplicable tanto en pozos inyectores como productores. 
• Aplicable a tratamientos en matriz o en fracturas. 
• Compatible con todos los minerales y litologías de los yacimientos 
evaluados. 
• Aplicable a un ancho rango de problemas. 
• Proveen un ancho rango de esfuerzos de gel. 
• Proveen un ancho rango de tiempos de gelificación controlables y 
predecibles sobre un alto rango de temperaturas. 
• Aplicable sobre un rango de temperaturas entre 40°F y 300°F. 
• La experiencia de campo sugiere que la gran mayoría de los tratamientos 
han sido aplicados en yacimientos carbonaticos. 
• La gran mayoría de los tratamientos con éxito se han efectuado en 
yacimientos con moderada viscosidad. 
 
3.2.5. SISTEMA GELIFICANTE EN BASE A ALOE VERA 
En la actualidad se realizaron pruebas en el laboratorio de perforación de la 
Universidad de Oriente, Núcleo de Monagas. De la sábila (Aloebarbadensis), 
mediante un proceso de centrifugado se obtuvieron cuatro componentes: Mucílago, 
 
28 
 
Cristal, Fase sólida y Fase líquida. A cada uno de estos geles se les realizó una 
prueba de viscosidad a diferentes temperaturas (80 ° F, 120 ° F, 150 ° F y 180 ° F), 
para reflejar la degradación de los geles naturales con respecto a la adición de calor. 
La selección de la temperatura estuvo basada en la hoja de calidad de un producto 
de la empresa Halliburton, dicho producto se caracteriza por ser un sellador que 
proporciona adecuados tiempos de bombeo para inyección de pozos a temperatura 
(Bhit) en intervalos de 120 ° a 180 ° F. Posteriormente, se empleó la prueba de 
Friedman que corresponde a un análisis de varianza para el caso de medida ordinal, 
en el cual los grupos están relacionados entre sí., con la finalidad de conocer si 
existían diferencias significativas en el comportamiento de los geles debido a 
variación de la temperatura.5 
Para la formulación de los geles se prepararon dos soluciones, la primera contuvo 
el polímero hidratado (geles en estudio) en agua más silicato y la segunda solución 
compuesta por una salmuera que representó el agente entrecruzante. La mezcla de 
las dos soluciones constituyó el sistema. Preparadas las muestras de cada uno de 
los sistemas se vaciaron en envases de vidrio y se les colocó una canica a cada 
uno, se llevaron a baño de María a la temperatura establecida (180 °F), para así 
determinar la consistencia de los geles a través de la prueba de la botella, la cual 
es una técnica económica y directa que se utilizan para obtener la siguiente 
información: a) Una medida cualitativa de la fuerza de gel y de la formación de 
precipitados; b) Una medida semi-cuantitativa de la velocidad de gelificación c) Una 
manera conveniente para evaluar la estabilidad en el tiempo de los geles a una 
temperatura de prueba determinada. 
 
 
 
 
5Revista tecnológica ESPOL-RTE; Formulación de sistemas gelificantes en base a 
Aloe barbadensis; 2015. 
 
29 
 
La consistencia de un gel (Tabla 3-2) se puede observar mediante una escala 
cualitativa propuesta por PDVSA –INTEVEP. 
Tabla 3.2 Escala cualitativa de la consistencia de los geles 
Letra Consistencia 
A Sin cambio a la vista (sin gel) 
B Solución viscosa 
C Gel muy suave altamente móvil 
D Gel muy suave móvil 
E Gel muy suave moderadamente móvil 
F Gel suave móvil 
G Gel suave moderadamente móvil 
H Gel suave poco móvil 
I Gel no móvil altamente deformable 
J Gel no móvil moderadamente deformable 
K Gel no móvil poco deformable 
L Gel rígido 
F Gel suave móvil 
Fuente: Rubén Vega. Formulación de sistemas gelificantes. Revista tecnológica 
ESPOL-RTE. 2015. Vol. 28. 
 
Posteriormente se determinaron los tiempos iniciales y finales del proceso de 
gelificación los cuales se compararon con un sistema gelificante comercial 
denominado en el estudio como IJ. Finalmente se procedió a contaminar los 
sistemas gelificantes base sábila seleccionados con menor cantidad de sólidos, con 
un agente espaciador, un fluido de perforación base agua lignosulfonato y agua 
sintética de formación (todos juntos). Las características del espaciador se observan 
en la Tabla. 
 
 
 
30 
 
Tabla 3.3 Formulación del espaciador empleado 
Fase acuosa 
(ml) 
Goma 
Xantica (g) 
Oxido de 
Magnesio (g) 
Biocida 
(gotas) 
CaCO3 
(g) 
340 2 0,45 2 52,5 
Fuente: Rubén Vega. Formulación de sistemas gelificantes. Revista tecnológica 
ESPOL-RTE. 2015. Vol. 28. 
 
3.2.5.1. COMPOSICIÓN QUÍMICA DE LA PLANTA DE ALOE VERA 
Se estima que contiene unas 200 moléculas biológicamente activas. Muchas de 
estas moléculas se han podido identificar, pero los investigadores continúan 
estudiando la planta e intentando develar el secreto de sus propiedades curativas. 
Es importante destacar que la composición presentada varía según la especie de 
Aloe Vera, lugar de cultivo y época del año. 
Figura 3.1 Estructura de una hoja de Aloe Vera 
 
Fuente: Angel Guimera. Productos naturales y de Herbolario [internet]. 2014. 
 
En la siguiente tabla, se presenta los elementos encontrados en cantidades 
significativas en la planta de Aloe Vera. 
 
 
31 
 
Tabla 3.4 Componentes del Aloe Vera 
VITAMINAS 
Betacaroteno Vitamina B1 Vitamina B2 Ácido Fólico Vitamina C 
Vitamina B3 Vitamina B6 Vitamina E Golina 
MINERALES 
Calcio Magnesio Sodio Cobre Hierro 
Manganeso Potasio Zinc Cromo Cloro 
AMINOACIDOS 
*Lisina *Treonina *Valina *Metionina *Leucina 
*Isoleucina *Fenilalanina *Triptofano Histidina Arginina 
Hidroxyprolina Acido aspártico Serina Acido glutámico Prolina 
Glicina Alanita Cistina Tirosina 
ANTRAQUINONAS 
Aloína Isobarbaloína Barbaloína Acido cinámico Emodina 
Emodina de Aloe Estero de ácido 
cinámico 
Antracena Antranol Acido 
aloético 
Aceites etéreos Resistanoles Ácido aristofánico 
MONO Y POLISACARIDOS 
Celulosa Glucosa Manosa Galatosa Aldonentosa 
L-ranosa Ácido urónico Xilosa Ácido glucurónico Arabinosa 
ENZIMAS 
Oxidasa Amilasa Catalasa Lipasa Analisa 
Fuente: Angel Guimera. Productos naturales y de Herbolario [internet]. 2014 
 
 
32 
 
Las fracciones con mayor uso industrial provenientes de la sábila son el acíbar y el 
gel. El acíbar contiene principalmente aloína que es un compuesto de tipo catártico, 
es decir, representa una sustancia fuertemente irritante del aparato digestivo por lo 
que no se recomienda usarlo e ingerirlo de manera directa sino a través de las 
adecuadas formulaciones que utiliza la industria farmacéutica que es su principal 
mercado. 
Entre los componentes mayoritarios de las especies del género Aloe Vera, además 
de las antraquinonas se encuentran los polisacáridos, los cuales representan cerca 
del 20 % del total de los sólidos totales del parénquima mucilaginoso (gel) de las 
hojas o pencas. 
Entre las aplicaciones del Aloe Vera se encuentran: analgésicos, antiinflamatorios, 
antitóxico, antibiótico, digestivo, excretora, hemolítica, cicatrizante e hidratante. 
En forma genérica la composición del Aloe Vera se puede resumir básicamente en 
el esquema de la siguiente figura, donde se incluye la corteza que es una fracción 
de posible uso potencial en la industria de pinturas y recubrimientos.6 
Figura 3.2 Compuestos generales del Aloe Vera 
 
Fuente: Ramirez R., Nelkys B.; 2001. 
 
 
6Castillo M., Garcia P., Jose A. y Viloria V., Dario A.; Estado del arte y caracterización 
del Aloe Vera y sus fracciones; Caracas Venezuela; 2007. 
 
33 
 
CAPITULO 4 
APLICACIÓN PRÁCTICA AL CAMPO CARRASCO 
 
 
4.1. ANTECEDENTES Y CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO 
4.1.1. PLANTA CARRASCO 
La Planta Procesadora de Gas Carrasco se encuentra ubicada en la Provincia del 
mismo nombre del departamento de Cochabamba, en la región tropical del 
departamento (conocida como el “Chapare”), a 174 Km. al Este de la ciudad de 
Cochabamba y a 160 Km. al Noreste de la ciudad de Santa Cruz. 
Figura 4.1 Ubicación de la Planta Carrasco 
 
Fuente: Google maps.com [sede web]. 
La parte central del campo se encuentra aproximadamente a una altura de 320 
metros sobre el nivel del mar y a una presión atmosférica de 14.05 psi. 
La Planta se encuentra a 7 Km. Del pueblo de Entre Ríos por donde pasa la 
carretera asfaltada. El acceso a la Planta está habilitado todo el año, mediante un 
 
34 
 
camino ripiado que se desprende de la carretera asfaltada que une el departamento 
de Santa Cruz con el departamento de Cochabamba. 
Por otro lado, el campamento también se encuentra ubicado dentro de la misma 
planta, pero distribuido adecuadamente para el descanso de los operadores y 
trabajadores, este cuenta con los servicios básicos y también con sectores para 
recreación. 
Figura 4.2 Planta Carrasco 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Dr. Escalera. Plantas de Bolivia. La Razón sábado 31 de enero de 2004. 
 
4.1.2. GENERALIDADES DE LOS CAMPOS PRODUCTORES 
4.1.2.1. CAMPO CARRASCO 
El campoCarrasco se encuentra en la provincia Carrasco del departamento de 
Cochabamba siendo productor de gas-condensado. Fisiográficamente, 
corresponde a la llanura chaco-beniana, entre los ríos Ichilo e Isarsama, donde la 
altura promedio del terreno es alrededor de 320 m sobre el nivel del mar. 
YPFB investigó la provincia geológica del Pie de Monte Norte, como parte de los 
trabajos exploratorios en el Subandino Centro, obteniéndose como resultado el 
descubrimiento de los campos hidrocarburíferos de Carrasco, Katari y Bulo-Bulo. 
 
35 
 
Años recientes se realizaron trabajo de sísmica 3D en las áreas de Carrasco y 
Kanata. 
Figura 4.3 Área de explotación del Campo Carrasco 
 
Fuente: YPFB Chaco S. A., 2014 
. 
El campo Carrasco fue descubierto en 1991, mediante la perforación del pozo 
exploratorio CRC-X1, que alcanzo la profundidad de 4770 m. Habiéndose 
comprobado la existencia de formaciones que contienen importantes volúmenes de 
gas y condensado, en las formaciones Devónico, se perforaron nuevos pozos. 
Inicialmente se explotó por agotamiento natural. A partir del 2.002 se inyecta gas a 
la formación. Se perforaron 12 pozos, 11 productores de petróleo y uno como 
Inyector de Agua de formación, muchos de ellos se ahogaron por elevado corte de 
agua de formación y actualmente se encuentran cerrados o intervenidos. La 
profundidad media es 4750 m. 
Formaciones productoras: Roboré I y II, Petaca y Yantata. 
 
36 
 
Actualmente producen el CRC-7 y CRC-11. También se tiene el campo Carrasco 
Foot Wall, en este campo se tienen los siguientes pozos: CRC FW-1, CRC FW-2 y 
CRC FW-3 los cuales presentan daño a la formación debido a varias operaciones 
de reacondicionamiento (Perforación Terminación); Inyector de agua: CRC-2 y 
CRC-12W. La producción media actual es: 
Tabla 4.1 Producción media del Campo Carrasco 
PRODUCCION MEDIA DEL CAMPO 
CARRASCO 
Petróleo (BPD) 418 
Gas (MMPCD) 12.9 
Agua (BPD) 647 
GLP (MCD) 98 
Gasolina (BPD) 45 
Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos; 2016. 
En la era de Y.P.F.B. se perforaron 10 pozos; de los cuales al pasar a manos de 
Chaco después de la Capitalización se encontraban 3 cerrados y 7 en producción 
de las formaciones Devónico, arenisca Robore I, Robore II y Yantata. 
Figura 4.4 Árbol de Producción 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Dr. Escalera. Plantas de Bolivia. La Razón sábado 31 de enero de 2004. 
 
 
37 
 
Figura 4.5 Campo Carrasco 
 
Fuente: Dr. Escalera. Plantas de Bolivia. La Razón sábado 31 de enero de 2004. 
Tabla 4.2 Composición del gas del campo CRC-7 
Componentes Fracción 
molar 
C1 74,0336 
C2 14,0297 
C3 7,1759 
iC4 0,7113 
nC4 1,8280 
iC5 0,3104 
nC5 0,3687 
C6 0,1627 
C7+ 0,0724 
N2 1,1388 
CO2 0,1685 
TOTAL 100,0000 
Fuente: Elaboración propia en base a datos de YPFB Corporación. 
 
38 
 
CONSIDERACIONES ESTRATIGRÁFICAS 
La estratigrafía atravesada por los diferentes pozos de desarrollo del campo, 
corresponde a rocas del grupo Chaco: formaciones Yecua y Petaca del Terciario, 
Yantata e Ichoa del Cretácico, más Limoncito y Roboré del Devónico. Dentro de la 
formación Roboré se pueden diferenciar los siguientes niveles: arenisca Roboré-I, 
arenisca Roboré-II y arenisca Roboré-III. En el campo Carrasco el principal 
reservorio de hidrocarburos es la arenisca Roboré-I. También fueron descubiertas 
reservas menores de hidrocarburos en areniscas de las formaciones Petaca, 
Yantata e Ichoa. 
CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES 
El mapa estructural referido al tope Petaca de la Figura 4.9, muestra una estructura 
anticlinal de forma irregular con dirección de su eje axial NW-SE y que no está 
afectado por fallas. Basados en el perfil sísmico 3D, se han definido a las de 
vergencia Noroeste de poco rechazo y que originan láminas independientes entre 
los campos KNT, CARRASCO Y KANATA NORTE. 
4.1.2.2. CAMPO CARRASCO FOOTWALL 
El pozo Carrasco Footwall-1 (CRCFW-1), fue propuesto como un pozo exploratorio 
de extensión del campo Kanata hacia el sur, y tenía como objetivo investigar el 
potencial hidrocarburífero de las Formaciones Yantata y Petaca en la estructura 
anticlinal homónima. 
Como resultado de dicha investigación se ha comprobado la existencia de una 
acumulación de volúmenes comerciales de hidrocarburos en la Formación Yantata. 
Estos volúmenes están desvinculados a los descubiertos en Kanata, ya que se ha 
verificado que el contacto agua-gas en la estructura de Carrasco Footwall, se 
encuentra 14 metros más alto con relación al contacto de la estructura de Kanata. 
 CONSIDERACIONES ESTRATIGRÁFICAS 
La secuencia atravesada por el pozo comprende unidades formacionales de los 
sistemas Terciario y Cretácico. 
 
39 
 
Los principales reservorios en el área están relacionados genéticamente a 
ambientes depositacionales fluviales (Petaca) y fluvio-eólicos (Yantata), de probada 
productividad en el área (campos Carrasco, Kanata Sur, Kanata Norte, Surubí y 
Paloma) y de amplio desarrollo real, ya que ambas formaciones son fácilmente 
identificables y correlacionables con perfiles de pozo a lo largo de las estructuras de 
Bulo Bulo y Katari al Sur Este, Carrasco-Kanata en el Centro y finalmente los 
campos Paloma y Surubí ubicados al norte del campo en consideración. 
La Formación Yantata está conformada por areniscas que se recuperan como 
granos sueltos de cuarzo hialino, en menor cantidad amarillento, fino a medio, 
esporádico grueso, sub- redondeado, sub-angular, regular selección; hacia el tope 
se presentan granos sueltos de cuarzo hialino, ámbar, escaso amarillento, fino a 
medio, sub-angular, sub-redondeado con buena selección. 
CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES 
La estructura de Carrasco Footwall está limitada y controlada en su flanco SE por 
la Falla Carrasco, principal elemento estructural del área. Ésta falla tiene un 
buzamiento al SE, y presenta en superficie un suave escarpe de falla que marca el 
límite entre el Bloque Alto (Hanging wall) y el Bloque Bajo (Footwall). En 
profundidad, la Falla Carrasco presenta un importante rechazo entre ambos bloques 
(aprox. 200 m). 
La trayectoria del pozo CRC FW-1, interceptó a dicha falla en una secuencia de 
areniscas friables y limo-arcillitas del Chaco, manifestándose por pérdidas de fluido 
de perforación en volúmenes no significativos. 
La Falla Carrasco no compromete a los reservorios Petaca y Yantata en el Bloque 
Bajo, y por el contrario, representa un elemento muy importante al constituir un 
cierre estructural en dirección SE. 
4.1.2.3. CAMPO BULO BULO 
El campo Bulo Bulo es considerado uno de los reservorios estratégicos. El 
desarrollo de este campo se inicio exitosamente durante el segundo semestre de 
1998 con la perforación del pozo direccional BBL-9, que alcanzo una profundidad 
 
40 
 
de 5650 metros. Este pozo, en sus dos etapas de desarrollo y de exploración, 
completo la delineación de los reservorios Robore I y Robore II, extendiéndose al 
reservorio Robore III.7 
En mayo del 2000 se inició la producción en el pozo Bulo Bulo 3, el mismo que 
comenzó aportando un volumen superior a los 600 barriles diarios de líquidos y 15 
millones de pies cúbicos día de gas natural. A principios del 2001 el campo Bulo 
Bulo entro en pleno, funcionando con una producción aproximada de 1800 barriles 
y 40 millones de pies cúbicos de gas natural, con lo que se elevó el procesamiento 
de gas en la planta Criogénica de Carrasco hasta su capacidad máxima, es decir 
70 millones de pies cúbicos por día. 
El campo Bulo Bulo se explota por agotamiento natural; este campo se encuentra a 
unos 45 Km. De la Planta Carrasco, de donde el pozo a mayor distancia es el pozo 
BBL-8; que está situado a 47 Km. de la Planta Procesadora de Gas. Toda la 
producción del campo converge al Manifold; este no es más que un colector de 
pozos donde se encuentra el Separador V-100; en el cual se realizan las pruebas 
de producción respectivas; para luego ser transportado