PG-8453

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS 
 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
 
CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA 
 
 
 
 
 
 
 
PROYECTO DE GRADO 
COMPLETACIÓN DE DUMP FLOODING EN LA RECUPERACIÓN 
SECUNDARIA DEL POZO SURUBI “D” DEL BLOQUE MAMORE 
 
POSTULANTE: UNIV. ADRIAN ALEJANDRO ONTIVEROS DAZA 
TUTOR: M.SC. ING. PEDRO REYNALDO MARIN DOMINGUEZ 
 
LA PAZ - BOLIVIA 
2023 
 
UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS 
FACULTAD DE INGENIERIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
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i 
 
ÍNDICE DE CONTENIDO 
DEDICATORIA ....................................................................................................viii 
AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... ix 
RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................ x 
CAPITULO I .......................................................................................................... 1 
GENERALIDADES ................................................................................................ 1 
1.1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 1 
1.2. ANTECEDENTES ..................................................................................... 3 
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................... 3 
1.3.1. Identificación del Problema ................................................................. 3 
1.3.2. Formulación del problema .................................................................. 4 
1.4. OBJETIVOS .............................................................................................. 4 
1.4.1. Objetivo General ................................................................................. 4 
1.4.2. Objetivos Específicos ......................................................................... 4 
1.5. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .......................................................... 5 
1.5.1. Justificación Técnica........................................................................... 5 
1.5.2. Justificación Económica ..................................................................... 5 
1.5.3. Justificación Ambiental ....................................................................... 5 
1.6. ALCANCE ................................................................................................. 6 
1.6.1. Alcance Temático ............................................................................... 6 
1.6.2. Alcance geográfico ............................................................................. 7 
1.6.3. Alcance temporal ................................................................................ 7 
 
ii 
 
CAPITULO II ......................................................................................................... 8 
MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL ....................................................................... 8 
2.1. RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO ...................................... 8 
2.2. RECUPERACIÓN SECUNDARIA ............................................................. 8 
2.2.1. Inyección externa de gas .................................................................. 11 
2.3. CONDICIONES PETROFÍSICAS ............................................................ 12 
2.3.1. Porosidad ......................................................................................... 12 
2.3.2. Permeabilidad................................................................................... 13 
2.3.2.1. Permeabilidad absoluta .............................................................. 14 
2.3.2.2. Permeabilidad efectiva ............................................................... 14 
2.3.2.3. Permeabilidad relativa ................................................................ 14 
2.3.3. Saturación ........................................................................................ 15 
2.4. DUMP FLOODING .................................................................................. 15 
2.4.1. Aplicaciones ..................................................................................... 17 
2.4.2. Ventajas ........................................................................................... 17 
2.4.3. Desventajas ...................................................................................... 17 
2.4.4. Parámetros necesarios para la selección de fuente de agua ............ 18 
CAPITULO III....................................................................................................... 19 
MARCO PRÁCTICO ............................................................................................ 19 
3.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 19 
3.2. ANTECEDENTES ................................................................................... 21 
3.3. CONSIDERACIONES DE PLANCHADA A TENER EN CUENTA EN EL 
POZO SURUBÍ “D” ........................................................................................... 26 
3.3.1. Sistema de compresión del campo surubí “D” .................................. 26 
iii 
 
3.3.1.1 Depuradores .............................................................................. 27 
3.3.1.2 Cilindros de succión y descarga ................................................. 28 
3.3.1.3 Compresores de etapa ............................................................... 28 
3.3.1.4 Aeroenfriador. ............................................................................ 30 
3.3.2. Cálculos para las características del gas y petróleo en el campo Surubí 
“D” 31 
3.3.2.1. Características del gas en SRB “D” ............................................ 31 
3.3.2.2. Características del petróleo en SRB “D” ..................................... 34 
3.3.2.3. Cálculo del caudal de gas de salida del separador de grupo que 
proveerá de gas al compresor. ................................................................... 40 
3.3.2.4. Parámetros de entrada para determinar la curva outflow ........... 44 
3.3.3. Área de inundación estimada ........................................................... 45 
3.3.4. TDAS de la completación Dump flooding – campo Surubí D ............ 46 
3.3.4.1. Paker set (Lower String) ............................................................. 47 
3.3.4.2. Upper String .............................................................................. 51 
3.3.4.3. Inner String ................................................................................ 53 
3.3.5. SPAN ROCK – Arena inferior del pozo Surubí D .............................. 54 
3.3.6. Programa propuesto para ejecución ................................................. 56 
3.3.7. Programa de monitoreo y seguimiento ............................................. 58 
3.4. RESULTADOS ........................................................................................ 58 
3.4.1. Análisistécnico ................................................................................. 58 
3.4.1.1. Evaluación petrofísica del pozo Surubí D ................................... 59 
3.4.2. Estado de cementación .................................................................... 63 
3.4.2.1. Detalle de zona de inyección de agua arena inferior .................. 63 
3.4.2.2. Detalle de zona de inyección de agua hollín inferior ................... 64 
3.4.3. Producción de petróleo mediante la tecnología Dump Flooding ....... 66 
iv 
 
CAPITULO IV ...................................................................................................... 68 
ANÁLISIS ECONÓMICO ..................................................................................... 68 
4.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 68 
4.2. EVALUACIÓN COSTO BENEFICIO ....................................................... 68 
4.2.1. Precios de productos tratados y producidos ..................................... 69 
4.3. FLUJO DE CAJA..................................................................................... 72 
CAPITULO V ....................................................................................................... 75 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 75 
5.1. CONCLUSIONES ................................................................................... 75 
5.2. RECOMENDACIONES ........................................................................... 77 
Bibliografía ......................................................................................................... 78 
ANEXOS ........................................................................................................... 80 
 
v 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
FIGURA 2.1. DESPLAZAMIENTO DE PETRÓLEO POR GAS EN MEDIO POROSO
 ........................................................................................................................ 9 
FIGURA 2.2. INYECCIÓN DE GAS INTERNA ..................................................... 11 
FIGURA 2.3. INYECCIÓN DE AGUA CONVENCIONAL VS DUMP FLOODING . 16 
FIGURA 3.1. UBICACIÓN DEL CAMPO DE SURUBÍ “D” .................................... 19 
FIGURA 3.2. FACILIDADES DEL CAMPO SURUBÍ “D” Y SUS CARACTERÍSTICAS
 ...................................................................................................................... 23 
FIGURA 3.3. COMPRESOR DE SURUBÍ “D” ...................................................... 30 
FIGURA 3.4. MOTOR DEL COMPRESOR SURUBÍ “D” ...................................... 29 
FIGURA 3.5. AEROENFRIADOR SURUBÍ “D” .................................................... 30 
FIGURA 3.6. ECUACIÓN DE LA DENSIDAD API ................................................ 35 
FIGURA 3.7. IMAGEN ESQUEMÁTICA DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO 36 
FIGURA 3.8 IMAGEN TERMO DENSÍMETRO .................................................... 37 
FIGURA 3.9 IMAGEN UNIÓN CON PLACA DE ORIFICIO .................................. 41 
FIGURA 3.10. INPUT DE PARÁMETROS REQUERIDOS PARA EL ANÁLISIS 
NODAL .......................................................................................................... 44 
FIGURA 3.11. SE CONSIDERAN LOS PRINCIPALES PARÁMETROS INPUT DEL 
SOFTWARE TDAS PARA EL POZO SURUBÍ D ........................................... 47 
FIGURA 3.12. RESULTADOS TDAS SARTA INFERIOR (LOWER STRING – 
PAKER SET) ................................................................................................. 48 
FIGURA 3.13. RESULTADOS DE MOVIMIENTOS EN LA SARTA INFERIOR .... 50 
FIGURA 3.14. ESQUEMATIZACI{ON DE TRABAJOS OPERATIVOS 7”X 4” 
QUANTUM PACKER ..................................................................................... 50 
FIGURA 3.15. RESULTADOS TDAS SARTA SUPERIOR (UPPER STRING) POZO 
SURUBI D ..................................................................................................... 51 
FIGURA 3.16. RESUULTADOS TDAS SARTA DE INYECCIÓN (INNER STRING) 
PARA EL POZO SURUBI D .......................................................................... 53 
FIGURA 3.17. PROGRAMA PROPUESTO PARA EJECUCIÓN DE DUMP 
FLOODING – POZO SURUBÍ D .................................................................... 57 
FIGURA 3.18. EVALUACIÓN PETROFÍSICA SURUBÍ D .................................... 60 
vi 
 
FIGURA 3.19. REGISTROS ELÉCTRICOS CORRELACIÓN ESTRUCTURAL 
YACIMIENTO ................................................................................................ 62 
FIGURA 3.20. REGISTROS ELÉCTRICOS CORRELACIÓN ESTRUCTURAL 
INFERIOR HOLLIN ....................................................................................... 62 
FIGURA 3.21. REGISTRO CEMENTO ARENA INFERIOR ................................. 64 
FIGURA 3.22. REGISTRO CEMENTO – HOLLIN INFERIOR .............................. 65 
FIGURA 3.23. PRODUCCIÓN DE HIDROCARBURO POR RECUPERACIÓN 
PRIMARIA VS SECUNDARIA ....................................................................... 66 
FIGURA 3.24. ESQUEMA SUBSUPERFICIAL DE SISTEMA DUMP FLOODING.
 ...................................................................................................................... 67 
 
 
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vii 
 
ÍNDICE DE TABLAS 
TABLA 3.1. ESTADO ACTUAL DE POZOS DEL CAMPO SURUBÍ "D" A JULIO 
2020 .............................................................................................................. 20 
TABLA 3.2. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO, AGUA Y GAS EN EL CAMPO SURUBÍ 
"D" ................................................................................................................. 21 
TABLA 3.3. ESTADO DE POZOS DEL CAMPO SRB D A JULIO 2021 ............... 22 
TABLA 3.4. CARACTERÍSTICAS DEL DEPURADOR DE SURUBÍ "D" ............... 27 
TABLA 3.5. CARACTERÍSTICAS DE LOS CILINDROS DE SURUBÍ "D" ............ 28 
TABLA 3.6. CARACTERÍSTICAS DEL COMPRESOR DE SURUBÍ "D" .............. 29 
TABLA 3.7. COMPOSICIÓN DEL GAS DE INYECCIÓN A JULIO 2021 .............. 31 
TABLA 3.8. CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR APARENTE ........................... 33 
TABLA 3.9. CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO POR SU DENSIDAD ................. 35 
TABLA 3.10. GRAVEDAD API DE LOS POZOS SRB D2, D3, D4, D5 ................. 37 
TABLA 3.11. CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO EN SRB D2, D3, D4, D5 ... 40 
TABLA 3.12. PARÁMETROS SPAN ROCK DE FORMACIÓN Y COMPLETACIÓN 
DE POZO SURUBÍ D .................................................................................... 55 
TABLA 3.13. BASED MODEL (SISTEMA DE CAÑONEO)................................... 55 
TABLA 3.14. SISTEMA DE PERFORADOS PARA UNA PRESIÓN FLUYENTE DE 
4000 PSI........................................................................................................ 56 
TABLA 3.15. TIPO DE ROCA R35 ....................................................................... 61 
TABLA 3.16. RESULTADOS PETROFÍSICOS .................................................... 63 
TABLA 4.1. COSTOS DE TRATAMIENTO O VENTA DE FLUIDOS .................... 69 
TABLA 4.2. COMPOSICIÓN DEL GAS DE INYECCIÓN A JULIO 2021 .............. 70 
TABLA 4.3. CÁLCULOS PARA DETERMINAR EL VALOR DEL GAS EN BTU ... 70 
TABLA 4.4 COMPARACIÓN DE INGRESOS DE BBL DE PETRÓLEO DE SURUBÍ 
"D" ................................................................................................................. 72 
TABLA 22 FLUJO DE CAJA ................................................................................ 73 
 
 
viii 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA 
Le dedico este Proyecto a toda mi familia. Principalmente,a mis padres que me 
apoyaron incondicionalmente, impulsándome siempre en la realización y 
culminación del mismo, pese a los altibajos y dificultades que se me presentaron en 
toda la etapa de mi carrera y en general en todas las circunstancias de mi vida ellos 
siempre estuvieron brindándome su amor, su apoyo moral y económico sin pedir 
nada a cambio. 
También, quiero dedicarle este Proyecto a mi hijito Adrian Fernando. Por 
circunstancias de la vida no puedo verlo con frecuencia ya que él vive con su mamá, 
pero siempre pienso en él y es mi motivación y mi impulso para crecer 
profesionalmente y como persona para poder darle un buen ejemplo a mi querido 
hijito. 
 
 
 
 
ix 
 
AGRADECIMIENTOS 
En primer lugar, agradezco a Dios por ser mi guía y sostén en la realización de mis 
proyectos y metas, por ser quien me da la sabiduría y capacidad para poder 
desarrollarme como profesional y como persona. Y por haberme permitido llegar 
hasta este punto y darme la salud para lograr mis objetivos, además de su infinita 
bondad y amor. 
También, agradezco a mis Padres que con su cariño me han impulsado siempre a 
perseguir mis metas y nunca abandonarlas frente a las adversidades. También son 
los que me han brindado el soporte material y económico para poder concentrarme 
en los estudios y nunca abandonarlos. 
También, agradezco a mi novia por la ayuda que me ha brindado ha sido importante, 
estuvo a mi lado inclusive en los momentos y situaciones más tormentosas, siempre 
ayudándome. Siempre fue muy motivadora y esperanzadora y me decía que podía 
lograrlo. Así mismo, agradezco a toda su familia que me trataron como a un 
integrante más de la misma y con su cariño y aliento me impulsaron a seguir 
adelante. 
De igual forma, agradezco a mi tutor por sus palabras y correcciones precisas que 
me ayudaron a poder lograr llegar a esta instancia tan anhelada. 
Así mismo, quiero agradecer a todos mis docentes por transmitirme los 
conocimientos necesarios para hoy poder estar aquí. 
Por último agradecer a esta prestigiosa universidad que me ha exigido tanto, pero 
al mismo tiempo me ha permitido obtener mi tan ansiado título. 
 
 
 
x 
 
RESUMEN EJECUTIVO 
A través del presente proyecto se busca determinar la factibilidad de la 
implementación de la tecnología Dump Flooding en el pozo Surubi D para 
recuperación secundaria de hidrocarburos. 
Al realizar el estudio del proyecto de inyección de agua se seleccionó el pozo que 
corresponde al bloque Mamoré donde se cuentan con pozos productores de gas y 
petróleo que se encuentran en estado de depletación motivo por el cual radica la 
necesidad de realizar el diseño de operación e ingeniería para la intervención del 
pozo y conversión a Dump flooding y se analizó la compatibilidad entre la arena 
productora de agua y la arena receptora de agua reduciendo el impacto ambiental 
debido a que el agua producida de la arena de alta presión que será inyectada 
directamente hacia la arena de baja presión del mismo pozo. 
Se realizó también un análisis de factibilidad económica para ver si el proyecto 
presenta factibilidad económica respecto a la implementación de la tecnología 
Dump Flooding a través del detalle de resultados de los indicadores financieros 
como lo son el VAN y la TIR, con el objetivo de proyectar resultados a 5 años en 
ejecución del proyecto Dump Flooding para el campo Surubí D del bloque Mamoré. 
Se lograron establecer contusiones en base a los resultados obtenidos de la 
ejecución del proyecto Dump Flooding de manera segura y eficaz para el Pozo. 
 
1 
 
CAPITULO I 
GENERALIDADES 
1.1. INTRODUCCIÓN 
El modelo Dump Flooding es considerado un método de recuperación secundario 
del petróleo y ha sido calificado como un método alternativo a la inyección de agua 
convencional, es estudiada desde comienzos de 1970, y es llamada también 
inyección de agua por gravedad. 
En este proceso se permite que el agua desde un acuífero de alta presión presente 
en el yacimiento fluya hacia un yacimiento productor de petróleo de baja presión. 
Al generar flujo cruzado se genera un diferencial de presión natural o artificial entre 
la formación productora y un acuífero presente en un mismo pozo, esto 
aprovechando la fuente que presente mejor compatibilidad. 
En este proceso el agua puede estar por encima o por debajo de la zona de interés, 
con mayor o menor presión, el reto del proceso consiste en mantener la rata de 
inyección contaste. (Aceinternacional, 2019) 
Sus aplicaciones: 
• Procedimiento de recuperación secundaria. 
• Revitalización de campos maduros. 
• Fracturamiento hidráulico. 
• Inyección de agua alta temperatura para mejorar recuperación de crudo extra 
pesado. 
Ventajas: 
• Es un método económicamente atractivo debido a la ausencia de 
instalaciones de inyección en superficie. 
• Ahorra gastos iniciales de capital y gastos en una rutina de operaciones, 
• Ahorro en gastos asociados a los procedimientos de tratamiento de agua. 
2 
 
• Tiene varias aplicaciones: Procedimiento de recuperación secundario, 
revitalización de campos maduros, fracturamiento hidráulico. 
• Respeta el medio ambiente. 
• Conserva la integridad mecánica del pozo. 
• El agua subterránea se encuentra por lo general en mayor cantidad y mejor 
calidad que las fuentes en superficie. 
• Menos problemas de corrosión por tratarse de un sistema cerrado sin entrada 
de oxígeno. 
Para la selección de fuente de agua se debe tener en cuenta que cumpla con 
los siguientes parámetros: 
• Formación estructuralmente más alta que la del reservorio objetivo para 
aprovechar efectos gravitacionales y el diferencial de presión adicional 
generado por la columna de fluidos. 
• Mayor presión de yacimientos que formación objetivo. 
• Preferiblemente un yacimiento de agua infinito y sin caída de presión 
representativa. 
• Alto índice de productividad. 
• Compatibilidad de fluidos. 
Esta alternativa puede incluir opciones para que la inyección sea controlada o 
asistida, por lo que se pueden utilizar un diseño de completamiento que incluya un 
sistema de bombeo en fondo para suministrar mayores volúmenes. 
(Aceinternacional, 2019) 
En general la configuración del bombeo Electrosumergible permite confinar la zona 
de interés a inyectar mediante empaques ubicados en la parte superior e inferior 
con comunicación en punto medio de los perforados que permite el influjo de fluidos 
provenientes del fondo. (Aceinternacional, 2019) 
 
 
3 
 
1.2. ANTECEDENTES 
La inyección de agua es un proceso complejo que inicia con un análisis de 
factibilidad para determinar la estrategia de inyección; planificar, ubicar, perforar 
y completar los pozos inyectores de manera eficiente; buscar fuentes de captación 
del agua que se usaría para la inyección; armar una compleja estructura para el 
manejo, tratamiento y adecuación del agua a inyectar; y finalmente brindar la 
energía suficiente para la inyección hacia los pozos inyectores. Todo este proceso 
genera un costo asociado elevado tanto en la planificación como en la ejecución 
del proceso de recuperación secundaria. 
Con el precio fluctuante del crudo y presupuestos de inversión limitados, se 
requieren optimizar todos los recursos asociados, por lo que se plantea la 
implementación de una completación Dump flooding en los proyectos de 
recuperación secundaria (Tayo, 2018). 
La configuración de la tecnología Dump looding permite cumplir con la necesidad 
de producir crudo e inyectar agua simultáneamente en un mismo pozo; instalar o 
desinstalar la completación del pozo de manera sencilla al ser un sistema compacto 
y versátil; minimizar las facilidades de superficie para manejo de agua; monitorear 
los volúmenes de agua de inyección en superficie en cualquier momento; efectuar 
trabajos de estimulación o limpieza en modo Rigless; y, finalmente reducir el 
impacto ambientalya que el agua producida será inyectada directamente hacia 
la arena de baja presión. 
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
1.3.1. Identificación del Problema 
La metodología analítica aplicada al proyecto piloto de inyección (análisis 
estratigráfico, litológico y geológico) facilita la identificación del candidato a pozo 
inyector con óptimas propiedades petrofísicas; descartando intervalos de 
producción de petróleo en prospectos adicionales en el futuro; de esta manera, se 
4 
 
garantiza el éxito de la implementación de la tecnología de la completación Dump 
flooding. 
Actualmente en Bolivia se cuenta con varios pozos maduros productores de 
cantidades someras de petróleo que son asistidas por métodos de recuperación 
convencionales, en por lo expuesto que el método de completación Dump Flooding 
se constituye en una alternativa en la recuperación secundaria con lo que se 
pretende maximizar el recobro de hidrocarburo. 
1.3.2. Formulación del problema 
La industria del petróleo y del gas ha estado experimentando en forma continua con 
el uso de la tecnología de recuperación mejorada para reducir los costos de y 
mejorar los resultados de producción. 
Por tanto surge la siguiente pregunta de investigación: 
¿Será la implementación de la tecnología Dump Flooding en el pozo Surubi D, la 
mejor opción de recuperación secundaria que generará mejores resultados 
económicos? 
1.4. OBJETIVOS 
1.4.1. Objetivo General 
Realizar un estudio para la completación de dump flooding en la recuperación 
secundaria del campo Surubi D del bloque Mamoré con el fin de maximizar el factor 
de recobro. 
1.4.2. Objetivos Específicos 
• Realizar una descripción del bloque Mamoré y las características de los 
pozos que se encuentran en el campo. 
• Aplicar la recuperación secundaria en el campo Surubí D del bloque Mamoré 
a través de la tecnología de completación Dump Flooding. 
5 
 
• Determinar el comportamiento del yacimiento en Surubí D para la aplicación 
del modelo Dump Flooding para la recuperación de hidrocarburo. 
• Realizar un análisis económico para determinar la factibilidad del proyecto. 
1.5. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO 
1.5.1. Justificación Técnica 
Debido al problema que se tiene es necesario realizar un análisis del campo y de 
los yacimientos donde se va aplicar el proyecto de flujo de fondo cruzado para poder 
restablecer la energía y la presión para un buen barrido y recuperación del petróleo, 
ya que la baja producción de petróleo en el campo Surubi D, no es la que se estimó 
por la falta de presión en las arenas productoras. 
De acuerdo con el proyecto permite la extracción de crudo mediante la trasferencia 
de energía y presión al yacimiento y específicamente al petróleo, lo que permitirá 
la movilidad del fluido y facilita la extracción del mismo mejorando la producción del 
campo Surubi D. 
1.5.2. Justificación Económica 
A través del presente proyecto se pretende maximizar el recobro de hidrocarburo a 
través del modelo Dump Flooding que presenta las siguientes ventajas económicas: 
• Es un método económicamente atractivo debido a la ausencia de 
instalaciones de inyección en superficie. 
• Ahorra gastos iniciales de capital y gastos en una rutina de operaciones, 
• Ahorro en gastos asociados a los procedimientos de tratamiento de agua. 
1.5.3. Justificación Ambiental 
El impacto ambiental es uno de los problemas principales al realizar actividades 
hidrocarburíferas, teniendo en cuenta que este aspecto cada día se vuelve más 
importante, la tecnología del modelo de completación Dump Flooding brinda la 
oportunidad de reducir al mínimo los residuos y brinda mejores resultados en el 
6 
 
impacto ambiental. El uso de la tecnología Dump Flooding en la mayor parte de los 
casos reduce área de asentamiento del equipo, potencia requerida, consumo de 
combustible, entre otros. 
El método de completación Dump Flooding conserva la integridad mecánica del 
pozo así como también preserva la calidad de las aguas subterráneas por lo que el 
uso de esta tecnología es ecológicamente amigable para el ambiente preservando 
más áreas verdes y causando menos daños de lo que se haría con la tecnología 
convencional. 
1.6. ALCANCE 
1.6.1. Alcance Temático 
La aplicación de este proyecto está dirigido hacia el área de perforación, donde se 
podrá demostrar las ventajas que presenta el uso de la tecnología Coiled Tubing, y 
se podrá verificar las posibles soluciones globales mediante la utilización de esta 
tecnología en comparación con la perforación convencional. 
Durante la perforación del pozo SRB D5 se ha observado que los costos de la 
perforación con tecnología convencional fueron altos y se plantea el uso de la 
tecnología Coiled Tubing para comparar las ventajas de la aplicación de esta 
tecnología viendo la disminución tanto de costos, personal, equipos y daños 
ambientales. 
Actualmente la producción de hidrocarburos se enfoca en los campos maduros por 
la poca cantidad de hallazgos petrolíferos. En este trabajo se propone la viabilidad 
de aplicar la tecnología Coiled Tubing. El propósito de este trabajo es ver la 
aplicabilidad para incrementar las reservas a un bajo costo de explotación y un 
periodo de tiempo menor de operación comparado con la perforación convencional 
en Bolivia, teniendo en cuenta la preparación adecuada y cumplimiento de los 
requerimientos técnicos que implica la tecnología para garantizar un programa de 
campo seguro y eficiente, teniendo en cuenta sus grandes ventajas técnicas, 
económicas y ambientales. 
7 
 
En primer lugar se describe la tecnología de perforación Coiled Tubing, posterior a 
esto se realiza un estudio comparativo en los aspectos técnico, económico y 
ambiental respecto a la tecnología de perforación convencional. 
Finalmente se analizan los aspectos técnico, ambiental y económico para la 
viabilidad de aplicación. 
1.6.2. Alcance geográfico 
La presente investigación será respecto al campo Surubí D, se encuentra situado a 
175 km al noroeste de Santa Cruz, y 3 km al Oeste del campo Paloma, dentro del 
bloque Mamoré. 
En el Bloque Mamoré, la fase de perforación exploratoria se inicia en marzo del año 
1992, con la perforación del pozo Surubí-X1, (SRB-X1) el cual descubre petróleo en 
los reservorios de las formaciones Petaca Bajo y Yantata. 
1.6.3. Alcance temporal 
La presente investigación, se desarrollará desde el mes de mayo del 2022 hasta el 
mes de marzo de 2023, se realizará la recolección de información para su posterior 
análisis, evaluación y propuesta. 
8 
 
CAPITULO II 
MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL 
2.1. RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO 
La recuperación mejorada es la segunda etapa de producción de hidrocarburos 
durante la cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el yacimiento a 
través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de 
fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es 
mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. 
Las técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas y la 
inundación con agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el 
agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo del yacimiento. 
Durante la etapa de recuperación primaria, puede comenzar un programa de 
mantenimiento de la presión, pero es una forma de recuperación mejorada. 
La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado 
(agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la 
producción deja de ser económica. El uso sucesivo de la recuperación primaria y la 
recuperación secundaria en un yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% 
al 40% del petróleo original existente en el lugar. (Schlumberger, 2022) 
2.2. RECUPERACIÓN SECUNDARIA 
La recuperación secundaria resulta del aumentode la energía natural, al inyectar 
agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. El objetivo 
principal de la inyección de gas es mantener la presión a cierto valor o suplementar 
la energía natural del yacimiento. El gas, al ser más liviano que el petróleo, tiende a 
formar una capa artificial de gas bien definida, aun en formaciones de poco 
buzamiento. Si la producción se extrae por la parte más baja de la capa, dará como 
resultado una forma de conservación de energía y la posibilidad de mantener las 
tasa de producción relativamente elevada, produciendo en un menor tiempo lo que 
9 
 
por medio natural requeriría un período más largo. Además el gas disuelto en el 
petróleo disminuye su viscosidad y mantiene la presión alta, y en consecuencia, los 
pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado 
durante la vida del campo. (Jiménez, 2012) 
Figura 2.1. Desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso 
 
Fuente: 
https://www.google.com/search?q=desplazamiento+de+petroleo+por+gas+en+un+medio+po
roso 
A diferencia de la inyección de agua donde solamente ocurre un desplazamiento 
inmiscible, en el proceso de inyección de gas puede darse, tanto un desplazamiento 
inmiscible como un desplazamiento miscible. En este proyecto solo trataremos la 
inyección inmiscible. El gas que se inyecta es, generalmente, un hidrocarburo. 
Inyectar aire conlleva los siguientes inconvenientes: corrosión de pozos, oxidación 
de petróleo y riesgo de explosión. También se inyecta N2 en lugar de gas natural 
por resultar más económico, aun siendo éste menos eficiente. La inyección de gas 
en un yacimiento de petróleo se realiza bien dentro de la capa de gas si ésta existe 
o, directamente, dentro de la zona de petróleo. Cuando originalmente existe una 
capa de gas en el yacimiento, o cuando se ha ido formando una capa por 
segregación durante la etapa de producción primaria, el gas inyectado ayuda a 
mantener la presión del yacimiento y hace que el gas de la capa entre en la zona 
10 
 
de petróleo y lo empuje hacia los pozos productores. Si la inyección se realiza en 
un yacimiento sin capa de gas, el gas inyectado fluye radialmente desde los pozos 
inyectores y empuja el petróleo hacia los pozos productores. Las operaciones de 
inyección de gas se clasifican en dos tipos: Inyección de gas interna: el gas es 
inyectado dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general en yacimiento con 
empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a 
desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado, emerge junto con el 
petróleo al poco tiempo de ser inyectado. (Jiménez, 2012) 
Características: 
• Para yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y delgados. 
• Se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de 
inyección se colocan con cierto arreglo para distribuir el gas inyectado a 
través de la zona productiva. 
• La permeabilidad efectiva del gas debe ser preferiblemente baja. (Jiménez, 
2012) 
Ventajas: 
• Es posible orientar el gas hacia zonas más apropiadas. 
• La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la 
producción e inyección de gas. (Jiménez, 2012) 
Desventajas: 
• La eficiencia de la recuperación mejora muy poco como consecuencia de la 
posición estructural o drenaje por gravedad. 
• La eficiencia de barrido del área es menor que el de inyección externa. 
• Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo hacen que la 
eficiencia de la recuperación sea menor que la de inyección externa. 
• La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costes de 
operación y producción. (Jiménez, 2012) 
11 
 
2.2.1. Inyección externa de gas 
El gas es inyectado en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, 
bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde 
ocurre la segregación debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. (Jiménez, 
2012) 
Figura 2.2. Inyección de gas interna 
 
Fuente: https://www.google.com/search?q=inyecci%C3%B3n+externa+de+gas 
Características: 
• Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa 
de gas desplace el petróleo. 
• Se usa en yacimientos con altas permeabilidades verticales, mayor a 200 
mD. (Jiménez, 2012) 
 Ventajas: 
• La eficiencia de barrido del área es mayor. 
• Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores. 
• La eficiencia de barrido vertical es mayor. (Jiménez, 2012) 
Desventajas: 
• Requiere buena permeabilidad del yacimiento. 
12 
 
• Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo. 
• Las intercalaciones de lutitas son inconvenientes. (Jiménez, 2012) 
La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo de 
petróleo debido a los siguientes mecanismos: 
• Reducción de la viscosidad: el gas inyectado se disuelve en el petróleo crudo 
y reduce su viscosidad, y por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo de 
inyección también se reduce. De esta manera, se forma un banco de petróleo 
de menor viscosidad alrededor del pozo. (Jiménez, 2012) 
• Aumento de la energía del yacimiento: el gas inyectado aumenta la energía 
del yacimiento, efecto transitorio que dura un corto tiempo, lo cual puede ser 
el principal efecto cuando los periodos de inyección de gas son cortos. 
(Jiménez, 2012) 
• Eliminación de depósitos sólidos: la tasa de flujo de petróleo aumentará al 
eliminar, del pozo inyector o de las zonas adyacentes del yacimiento, los 
depósitos solidos de hidrocarburos como asfáltenos. Sin embargo, el flujo de 
petróleo se reducirá como consecuencia del aumento de la saturación de 
gas. (Jiménez, 2012) 
• Vaporización: una porción del petróleo contactado por el gas seco inyectado 
se vaporiza y se mueve hacia los pozos productores en fase de vapor. 
(Jiménez, 2012) 
2.3. CONDICIONES PETROFÍSICAS 
2.3.1. Porosidad 
El porcentaje de volumen de poros o espacio poroso, o el volumen de roca que 
puede contener fluidos. La porosidad puede ser un relicto de la depositación 
(porosidad primaria, tal como el espacio existente entre los granos que no fueron 
completamente compactados) o puede desarrollarse a través de la alteración de las 
rocas (porosidad secundaria, tal como sucede cuando los granos de feldespato o 
los fósiles se disuelven preferentemente a partir de las areniscas). La porosidad 
puede generarse a través del desarrollo de fracturas, en cuyo caso se denomina 
13 
 
porosidad de fractura. La porosidad efectiva es el volumen de poros 
interconectados, presentes en una roca, que contribuye al flujo de fluidos en un 
yacimiento. Excluye los poros aislados. La porosidad total es el espacio poroso total 
presente en la roca, sin importar si contribuye o no al flujo de fluidos. Por 
consiguiente, la porosidad efectiva normalmente es menor que la porosidad total. 
Los yacimientos de gas de lutita tienden a exhibir una porosidad relativamente alta, 
pero la alineación de los granos laminares, tales como las arcillas, hace que su 
permeabilidad sea muy baja. (Schlumberger , 2021) 
2.3.2. Permeabilidad 
La capacidad, o medición de la capacidad de una roca, para transmitir fluidos, 
medida normalmente en darcies o milidarcies. El término fue definido básicamente 
por Henry Darcy, quien demostró que la matemática común de la transferencia del 
calor podía ser modificada para describir correctamente el flujo de fluidos en medios 
porosos. Las formaciones que transmiten los fluidos fácilmente, tales como las 
areniscas, se describen como permeables y tienden a tener muchos poros grandes 
y bien conectados. Las formaciones impermeables, tales como las lutitas y las 
limolitas, tienden a tener granos más finos o un tamaño de grano mixto, con poros 
más pequeños, más escasos o menos interconectados. La permeabilidad absolutaes la medición de la permeabilidad obtenida cuando sólo existe un fluido, o fase, 
presente en la roca. La permeabilidad efectiva es la capacidad de flujo preferencial 
o de transmisión de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles 
presentes en el yacimiento (por ejemplo, la permeabilidad efectiva del gas en un 
yacimiento de gas-agua). Las saturaciones relativas de los fluidos, como así 
también la naturaleza del yacimiento, afectan la permeabilidad efectiva. La 
permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido 
determinado, con una saturación determinada, y la permeabilidad absoluta de ese 
fluido con un grado de saturación total. Si existe un solo fluido presente en la roca, 
su permeabilidad relativa es 1,0. El cálculo de la permeabilidad relativa permite la 
comparación de las capacidades de flujo de los fluidos en presencia de otros fluidos, 
14 
 
ya que la presencia de más de un fluido generalmente inhibe el flujo. (Schlumberger 
, 2021) 
2.3.2.1. Permeabilidad absoluta 
Por definición, la permeabilidad absoluta de un material poroso dado es la 
habilidad que tiene un fluido de pasar a través de poros interconectados o de 
redes de fracturas cuyo fluido que satura la roca ocupa el 100% de la porosidad 
efectiva. 
2.3.2.2. Permeabilidad efectiva 
Permeabilidad que la roca ofrece al paso de un fluido cuando la roca está saturada 
parcialmente con ese fluido. 
2.3.2.3. Permeabilidad relativa 
Es la relación de la permeabilidad efectiva con respecto a algún valor base, 
generalmente se utilizan tres tipos de permeabilidad base: La permeabilidad 
absoluta al aire, la permeabilidad absoluta al agua y la permeabilidad al aceite a 
la saturación de agua congénita del yacimiento. Las características de 
permeabilidad relativa son una medida directa de la capacidad de un sistema 
poroso para conducir un fluido en presencia de otros inmiscibles. La 
permeabilidad relativa es el factor más importante en lo que respecta al 
movimiento de las fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) dentro del medio poroso 
y depende de variables tales como: 
• Geometría del sistema poroso 
• Mineralogía de la roca 
• Permeabilidad absoluta y porosidad 
• Preferencia de mojabilidad de la roca 
• Viscosidad de los fluidos 
• Tensión interfacial 
15 
 
• Tasas de desplazamiento 
• Presión del reservorio 
• Presencia de fases inmóviles o atrapadas 
En la siguiente tabla podremos observar la calidad del reservorio por su 
permeabilidad 
2.3.3. Saturación 
Es la razón del volumen que un fluido ocupa con respecto al volumen poroso. 
Explicándolo de otra manera, consideremos un volumen representativo del 
reservorio, con los poros llenos de petróleo, agua y gas, 
La saturación puede ser expresada como una fracción o porcentaje, la saturación 
de todos los fluidos presentes en un medio poroso debe sumar 1 o 100%. 
Los factores que afectan a la saturación son: 
• Tamaño de poros 
• Permeabilidad 
• Área superficial 
2.4. DUMP FLOODING 
El modelo Dump Flooding es considerado un método de recuperación secundario 
del petróleo y ha sido calificado como un método alternativo a la inyección de agua 
convencional, es estudiada desde comienzos de 1970, y es llamada también 
inyección de agua por gravedad. (aceinternacional, 2021) 
En este proceso se permite que el agua desde un acuífero de alta presión presente 
en el yacimiento fluya hacia un yacimiento productor de petróleo de baja presión. 
(aceinternacional, 2021) 
Al generar flujo cruzado se genera un diferencial de presión natural o artificial entre 
la formación productora y un acuífero presente en un mismo pozo, esto 
16 
 
aprovechando la fuente que presente mejor compatibilidad. (aceinternacional, 
2021) 
En este proceso el agua puede estar por encima o por debajo de la zona de interés, 
con mayor o menor presión, el reto del proceso consiste en mantener la rata de 
inyección contaste. (aceinternacional, 2021) 
Figura 2.3. Inyección de agua convencional vs Dump flooding 
 
 
Fuente: (Meneses, 2018) 
 
17 
 
2.4.1. Aplicaciones 
• Procedimiento de recuperación secundaria. 
• Revitalización de campos maduros. 
• Fracturamiento hidráulico. 
• Inyección de agua alta temperatura para mejorar recuperación de crudo extra 
pesado. (aceinternacional, 2021) 
2.4.2. Ventajas 
• Es un método económicamente atractivo debido a la ausencia de 
instalaciones de inyección en superficie. 
• Ahorra gastos iniciales de capital y gastos en una rutina de operaciones, 
• Ahorro en gastos asociados a los procedimientos de tratamiento de agua. 
• Tiene varias aplicaciones: Procedimiento de recuperación secundario, 
revitalización de campos maduros, fracturamiento hidráulico. 
• Respeta el medio ambiente. 
• Conserva la integridad mecánica del pozo. 
• El agua subterránea se encuentra por lo general en mayor cantidad y mejor 
calidad que las fuentes en superficie. 
• Menos problemas de corrosión por tratarse de un sistema cerrado sin entrada 
de oxígeno. (aceinternacional, 2021) 
2.4.3. Desventajas 
• Problemas que se presentan al medir la cantidad de fluidos que ingresan a 
la formación de interés, identificación del perfil de inyección y calcular la 
eficiencia de barrido. 
• No se puede controlar el flujo. 
• Las intervenciones son más costosas por tener 2 zonas abiertas. 
• Puede presentarse migración de finos. (aceinternacional, 2021) 
 
18 
 
2.4.4. Parámetros necesarios para la selección de fuente de agua 
• Formación estructuralmente más alta que la del reservorio objetivo para 
aprovechar efectos gravitacionales y el diferencial de presión adicional 
generado por la columna de fluidos. 
• Mayor presión de yacimientos que formación objetivo. 
• Preferiblemente un yacimiento de agua infinito y sin caída de presión 
representativa. 
• Alto índice de productividad. 
• Compatibilidad de fluidos. (aceinternacional, 2021) 
Esta alternativa puede incluir opciones para que la inyección sea controlada o 
asistida, por lo que se pueden utilizar un diseño de completamiento que incluya un 
sistema de bombeo en fondo para suministrar mayores volúmenes. 
(aceinternacional, 2021) 
En general la configuración del bombeo Electrosumergible permite confinar la zona 
de interés a inyectar mediante empaques ubicados en la parte superior e inferior 
con comunicación en punto medio de los perforados que permite el influjo de fluidos 
provenientes del fondo. (aceinternacional, 2021) 
 
 
19 
 
CAPITULO III 
MARCO PRÁCTICO 
3.1. INTRODUCCIÓN 
Dentro del bloque Mamoré tomando como centro de operaciones a SURUBI A, se 
encuentra el campo de producción SURUBI “D” que está ubicada a 
aproximadamente 2 kilómetros de Surubí A siguiendo el camino ripiado hacia el 
norte. 
Figura 3.1. Ubicación del campo de Surubí “D” 
 
Fuente. Guía del operador CAMPO SURUBI 
La separación de la producción ocurre en tres etapas a una presión de operación 
de 45-50 Psig para los pozos de petróleo producidos en surubí D. 
El petróleo que es enviado de surubí B se almacena, fiscaliza y bombea hacia el 
centro de recoleccion o acopio en Surubí “A”. 
20 
 
El petróleo obtenido en los separadores por parte de los pozos de la bateria, se 
dirige hacia los tanques de almacenamiento respectivos para posteriormente ser 
bombeado al pozo Surubí A, donde se realiza la medición fiscal para el cambio de 
custodia a YPFB TRANSPORTES. 
Por su parte la producción de gas que es obtenido en el separador de producción 
de los pozos de surubí D son enviados a los compresores que elevan la presion del 
gas hasta 1150-1250 psi, para acoplarse al gasoducto proveniente de Surubí “B” el 
gasoducto lleva el gas hacia las instalaciones de la bateria de acopio de Surubí “A” 
donde será utilizada en parte para el sistema de gas lift y gas combustible, el resto 
alimenta el proceso criogénico para la recuperación de GLP y GasolinaNatural. 
(Repsol, Manual De Operaciones SRB D, 2010) 
El campo Surubí “D” maneja la producción de 5 pozos, los cuales dependiendo de 
su estado pueden clasificarse de la siguiente manera: 
Tabla 3.1. Estado actual de pozos del campo Surubí "D" a julio 2020 
POZO ESTADO 
SRB D-1 Iny. Agua 
SRB D-2 Producción 
SRB D-3 Producción 
SRB D-4 Producción 
SRB D-5 Producción 
Fuente: “Reporte diario de producción, Surubí D Julio de 2021” 
A continuacion se muestra una tabla que refleja la produccion promedio de petróleo 
y gas de la bateria a Julio de 2021. 
 
 
21 
 
Tabla 3.2. Producción de petróleo, agua y gas en el campo Surubí "D" 
 Petróleo Agua Gas producido Gas lift 
 (BPD) (BPD) (MPCD) (MPCD) 
Surubí D-2 169 114 159 930 
Surubí D-3 34 44 25 700 
Surubí D-4 25 18 9 680 
Surubí D-5 222 0 196 333 
Depurador 20 4 71 
Totales 470 180 460 2643 
Fuente: “Reporte diario de producción, Surubí D Julio de 2021” 
3.2. ANTECEDENTES 
El presente proyecto está destinado a ser una guía para mejorar la eficiencia de 
plantas o estaciones de compresión de gas tomando en cuenta las estrategias 
requeridas para un efectivo control, protección y supervisión. En este sentido se 
eligió el campo Surubi D del bloque Mamoré que contaba con todo lo esencial 
referente a equipos, tanques, líneas y pozos. 
El campo Surubí “D” cuenta con una estación de compresión de gas la cual opera 
con turbo-compresores, ubicada en el campo Mamoré del departamento de 
Cochabamba. El campo Surubí D no solamente cuenta con todas las facilidades 
estudiadas en el proyecto, sino que también se presentan una serie de 
inconvenientes respecto a l recuperación de hidrocarburos. 
 
22 
 
Tabla 3.3. Estado de pozos del campo SRB D a julio 2021 
 
Fuente: Repsol, 2021
Pozo Estado
Presión 
de 
cabeza 
(psia)
Presión 
de 
casing 
(psia)
Choke
Graveda
d API
Petróleo 
(BPD)
Agua 
(BPD)
Gas 
producid
o (Mscfd)
Gas 
inyectad
o (Mscfd)
Relación 
gas 
petroleo
Corte de 
agua (%)
SRB-D1 Inyector
SRB-D2 Producción 70 900 128 43.1 169 114 159 930 941 40 1
SRB-D3 Producción 67 600 128 41.1 34 44 25 700 735 55.77 2
SRB-D4 Producción 53 495 128 42.3 25 18 9 680 360 41.38 1
SRB-D5 Producción 55 464 64 43.1 222 0 196 333 883 0 1
DEPURA
DOR DE 
ENRADA
Producción 81.3 20 4 71 16.67 3
23 
 
Figura 3.2. Facilidades del campo Surubí “D” y sus características 
Dispositivo o maquinaria Características Imagen 
Sistema de recolección 
Capacidad para 5 pozos, con salidas a línea de 6 y 4 
pulgadas (producción y prueba). 
 
Separador de producción 
y de prueba 
Marca Western Fabricator Inc. longitud de 16´ diámetro 54”, 
material acero al carbono, MAWP 275 psi (200°F). MDMT de 
-20°F (275 psi). MPO 413 psi. Presiones y temperaturas 
recomendadas 30psig y 75°F 
 
Compresor 
Capacidad 4MMscf, variables de operación actuales, presión 
de succión 25 -30psi, presión de descarga 75-80 psi, RPM 
1700 
 
 
Sistema de inyección 
 
Línea matriz de 6” con distribución a los pozos a través de 
una línea de 2”, además de una línea de 2” para el gas 
combustible. 
 
24 
 
 
Tanques de 
almacenamiento de 3000 
bbls (2 unidades) 
 
Material acero al carbón galvanizado, longitud 25´, diámetro 
externo 31´4”. Capacidad operativa 85% 
 
 
Tanques de 
almacenamiento de 1500 
bbls (2 unidades) 
 
Material acero al carbón galvanizado, longitud 25´, diámetro 
externo 22 ´ 6”. Capacidad operativa 85% 
 
 
Pileta API 
 
Piscina de cemento con capacidad de 20bbls con conexión a 
todas los drenajes de los dispositivos en el campo 
 
Sistema de Venteo 
Sistema de alivio con conexión a todos los dispositivos que 
trabajan con fluidos, además con una línea de alimentación a 
la llama piloto desde el gas combustible por una línea de 2” 
 
25 
 
Sistema de red contra 
incendios 
Tanque de 2000bbls de agua conectada a un pozo de agua, 
además cuenta con una bomba de gran potencia y 4 
hidrantes distribuidos a lo largo del campo. 
 
Bombas de transferencia 
o de envío. 
2 juegos de bombas de marcas PEERLES y GOULDS, de 
potencia de 70 y 40 HP respectivamente, y caudal de envío 
de 140 y 40 bbls/hr respectivamente. 
 
 
 
Generadores de 
electricidad 
 
 
Motor Caterpillar modelo 3306 SINA con potencia de 350 
KW a 1900 RPM, con 780 volt y un amperaje de 180 Amp a 
100 Hz. 
 
Fuente: Elaboración propia, 2023
 
 
26 
 
3.3. CONSIDERACIONES DE PLANCHADA A TENER EN CUENTA EN EL 
POZO SURUBÍ “D” 
Siempre es recomendable tener en consideración todas las condiciones de trabajo 
y limitaciones presentes en el pozo Surubí “D”. 
Se cuenta con compresores de gas que ayudan a elevar la presión del gas de 
separación para llevarla a las plantas de tratamiento, acopio o al gasoducto de 
venta. 
Surubí “D” no es la excepción, su capacidad máxima de compresión es de 8MMscf 
con un rango de seguridad de 400Mscf (probados en fábrica a 8.5MMscf) teniendo 
en cuenta compresión por etapas, además se deben tener en cuenta los paros (o 
rangos de seguridad) con los que el separador se encuentra operando en la 
actualidad, ya que la presión mínima de succión del compresor es de 50Psi. 
3.3.1. Sistema de compresión del campo surubí “D” 
El sistema de compresión tiene el objetivo de comprimir el gas obtenido en el sistema 
de separación del propio campo brindándole la presión requerida para su transporte 
a las instalaciones de Surubí A donde la recepción lo hace el Knock out Drum que 
extrae el líquido acumulado y lleva el gas a los compresores de mayor potencia que 
elevan el gas en el campo de 50 Psi a 1250Psi, presión requerida para el retorno a 
Surubí “D” con una presión promedio de 1130. 
El compresor que se tiene actualmente es un compresor de tres etapas que eleva la 
presión de 50 psi a 1250 psi. 
Las características más importantes del compresor se muestran a continuación. 
(Repsol, Reportes de Producción Bloque Mamoré, 2021) 
 
 
 
27 
 
3.3.1.1 Depuradores 
Tabla 3.4. Características del depurador de Surubí "D" 
Depurador Depurador de 
Succión 
Depurador de 2da 
etapa 
Depurador de 3ra 
etapa 
Diámetro externo 24” 24” 18” 
Longitud 6’ 0” 6’ 0” 6’ 0” 
Material Acero al carbón Acero al carbón Acero al carbón 
MAWP 250psig @150ºF 300psig @150ºF 600psig @150ºF 
HEAD THK 0.375 WT = 0.375 WT = 0.500 
SHELL THK 0.375 
Fuente: Elaboración propia en base a datos de Repsol, 2023 
Los depuradores son útiles para la retención de líquido en los compresores en cada 
etapa, estos deben ser monitoreados cada cierto tiempo para purgarlos en caso de 
exceso de líquido ya que un elevado nivel de líquido podría causar que este se vaya 
a la succión del gas de la respectiva etapa. 
Además tener un nivel de líquido mínimo en cada depurador para evitar que este se 
vacié y lleve consigo trazas de gas que podrían despresurizar la línea. 
 
 
 
 
 
 
 
28 
 
3.3.1.2 Cilindros de succión y descarga 
Tabla 3.5. Características de los cilindros de Surubí "D" 
Cilindro 1ra 
etapa 
1ra etapa 2da 
etapa 
2da 
etapa 
3ra 
etapa 
3ra 
etapa 
Tipo Succión Descarga Succión Descarga Succión Descarga 
Diámetro 
externo 
24” 24” 24” 18” 12.75” 12.75” 
Longitud 2’ 3” 2’ 3” 1’ 10” 1’ 6” 1’ 11” 1’ 11” 
Material Acero al 
carbón 
Acero al 
carbón 
Acero al 
carbón 
Acero al 
carbón 
Acero al 
carbón 
Acero al 
carbón 
MAWP 250psig 
@ 150ºF 
375psig 
@ 150ºF 
325psig 
@ 150ºF 
600psig 
@ 300ºF 
600psig 
@ 150ºF 
1315psig 
@ 300ºF 
WT 0.375 0.375 0.500 0.500 0.500 0.844 
Fuente: Elaboración propia en base a datos de Repsol, 2023 
Existen dos tipos de cilindros que están ubicados en la parte superior y la parte 
inferior de cada etapa de compresión. 
La función del cilindro superior es la de garantizar la entrada de gas al compresor 
de ocho cilindros, entonces sirve como un pulmón para cada etapa. La función de 
los cilindros inferiores es la de recibir el gas a alta presión que sale dela etapa de 
compresión, entonces son receptores de la compresión. 
3.3.1.3 Compresores de etapa 
El compresor Booster D-CB 4020, es un compresor a tornillo Sullair Modelo 
PDR32X con una capacidad para manejar 8 MMPCD es un sistema de compresores 
 
 
29 
 
que comprimen el gas en tres etapas cada una con un compresor con 
características resumidas a continuación. 
Tabla 3.6. Características del compresor de Surubí "D" 
Compresor C-100 C-110 C-120 
Tipo 1ra etapa 2da etapa 3ra etapa 
Capacidad 417 CC 411 CC 423 CC 
Stroke 5” 5” 5” 
Bore 15 ½ “ 10 ½” 6 ½” 
MAWP 358 psig 660 psig 1650 psig 
Fuente: Elaboración propia en base a datos de Repsol, 2023 
 
Figura 3.4. Motor del Compresor Surubí “D” 
 
Fuente: Whaukesha industry 
 
 
 
 
 
30 
 
Figura 3.3. Compresor de Surubí “D” 
 
 
Fuente: Recopilación propia, 2023 
El compresor cuenta con un motor Waukesha modelo L36GL con una potencia de 
675 Hp a 1500 RPM. 
3.3.1.4 Aeroenfriador. 
Figura 3.5. Aeroenfriador Surubí “D” 
 
Fuente: Recopilación propia, 2023 
Cilindro de descarga 
Cilindro de succion 
Compresor de etapa 
Depurador de succion o 
scrubber 
Entrada de Succión 
 
 
31 
 
El aeroenfriador es un dispositivo encargado de bajar a temperatura a la línea de 
gas que está siendo comprimido, esto después de cada etapa de compresión, esto 
quiere decir que después de cada descarga de gas en cada etapa, la línea pasa por 
el aeroenfriador para que entre a la succión de la siguiente etapa con la temperatura 
más adecuada 
3.3.2. Cálculos para las características del gas y petróleo en el campo Surubí 
“D” 
3.3.2.1. Características del gas en SRB “D” 
Es importante hacer notar que el gas natural Boliviano está exento de sulfuro de 
hidrogeno y otros elementos ácidos, pero la presencia de grandes cantidades de 
dióxido de carbono 𝐶𝑂2 es muy ofensivo en otras áreas de consumo por lo que su 
remoción es importante a través de métodos de tamices moleculares y algunos 
absorbentes basados en aminas. 
Tomando como base la cromatografía del gas en SRB “D” podemos realizar cálculos 
para determinar las características del gas que se trata en el campo. 
La tabla a continuación nos muestra la composición del gas de inyección que se 
extrae en el campo. 
Tabla 3.7. Composición del gas de inyección a Julio 2021 
Componentes Fracción 
molar 
C1 74,0336 
C2 14,0297 
C3 7,1759 
iC4 0,7113 
nC4 1,8280 
iC5 0,3104 
nC5 0,3687 
 
 
32 
 
C6 0,1627 
C7+ 0,0724 
N2 1,1388 
CO2 0,1685 
TOTAL 100,0000 
Fuente: Repsol, “Reporte de producción Julio 2021” 
Realizamos los cálculos necesarios para hallar la gravedad específica de la mezcla 
gaseosa ha 60℉ y 14.7𝑝𝑐𝑖𝑎 y la gravedad del aire 28.97 lb/lbmol, para lo cual 
partimos de la siguiente ecuación: 
A partir de este punto las ecuaciones utilizadas para los cálculos son extraidas de 
(schlumberger, 2023) 
𝑀𝑎 = ∑ 𝑌𝑖𝑛
𝑖=1 𝑀𝑖 3.1 
𝛾𝐺 = ( 𝜌𝑔𝜌𝐺𝐴)𝑃,𝑇 3.2 
Dónde: 𝑀𝑎 = Peso molecular aparente. 𝑌𝑖 = Fracción molar. 𝑀𝑖 = Peso molecular del gas. 𝐺𝐴 = Peso molecular del aire. 𝛾𝐺 = Gravedad específica. 
Para tal efecto utilizamos la cromatografía del gas que se muestra en la tabla 
anterior y utilizando una hoja de cálculo en Excel calculamos el peso molecular 
aparente de la mezcla gaseosa con la ayuda de la ecuación 3.1. 
 
 
33 
 
Tabla 3.8. Cálculo del peso molecular aparente 
Componentes 𝑴𝒊 (lb/lbmol) 𝒀𝒊 𝒀𝒊 x 𝑴𝒊 
C1 16,043 0,740336 11,87721045 
C2 30,08 0,140297 4,22013376 
C3 44,097 0,071759 3,164356623 
iC4 58,123 0,007113 0,413428899 
nC4 58,123 0,01828 1,06248844 
iC5 72,15 0,003104 0,2239536 
nC5 72,15 0,003687 0,26601705 
C6 86,177 0,001627 0,140209979 
C7+ 100,204 0,000724 0,072547696 
N2 28,03 0,11388 3,1920564 
CO2 44,01 0,001685 0,07415685 
TOTAL 1 24,70655975 
Fuente: Elaboración Propia, 2023 
 
Por lo tanto: 𝑀𝑎 = 24.7066 𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙 
Con la ecuación 3.2: 𝛾𝐺 = ( 𝜌𝑔𝜌𝐺𝐴) = (24.706528.97 ) 
Finalmente: 𝛾𝐺 = 0.76 
 
El siguiente parámetro que se va a hallar es el de riqueza del gas natural el cual es 
de importancia para su comercialización. 
𝑅𝑖𝑞𝑢𝑒𝑧𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝐺𝑁 = (654.393 ∗ (%𝐶3) + 777.578 ∗ (%𝑖𝐶4) + 750.379 ∗ (%𝑛𝐶4 )100 ) 3.3 
 
 
34 
 
 
Reemplazamos datos de la tabla de composición del gas de inyección en la 
ecuación 3.3 y obtenemos: 
𝑅𝑖𝑞𝑢𝑒𝑧𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝐺𝑁 = (654.393 ∗ (7.1759) + 777.578 ∗ (0.7113) + 750.379 ∗ (1.8280)100 ) 
Por lo tanto: 
𝑅𝑖𝑞𝑢𝑒𝑧𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝐺𝑁 = 66.2064 𝐵𝑏𝑙𝑀𝑀𝑃𝐶 ; 𝐺𝑃𝑀 = 2.7807 𝐺𝑎𝑙𝑀𝑃𝐶 
Una vez realizados los cálculos y tomando en cuenta los resultados encontrados 
concluimos que en el campo SRB “D” se tiene un Gas Rico o Gas Húmedo en el 
cuál se puede obtener una riqueza líquida de hasta 3 GPM (galones por mil pies 
cúbicos), en este tipo de yacimiento existe mayor porcentaje de componentes 
intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco, la mezcla de 
hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento pero al salir a la 
superficie cae en región de dos fases formándose hidrocarburo líquido, el parámetro 
llamado riqueza es de gran importancia para la comercialización de gas natural ya 
que los líquidos producidos son de importancia para la comercialización. 
3.3.2.2. Características del petróleo en SRB “D” 
En el caso del petróleo es importante tener en cuenta su Gravedad API, la cual es 
una de sus características más importantes y que indica de qué clase de petróleo 
se trata. 
La siguiente imagen nos muestra la ecuación para el cálculo de la Gravedad API y 
la relación inversamente proporcional que tiene con la densidad del agua. 
 
 
35 
 
Figura 3.6. Ecuación de la densidad API 
 
Fuente: Apuntes Refinación del Petróleo UMSA 
A continuación se ve una gráfica que nos muestra su clasificación según su 
densidad y su gravedad. 
Tabla 3.9. Clasificación del petróleo por su densidad 
PETROLEO 
DENSIDAD (𝒈/𝒄𝒎𝟑) 
GRAVEDAD API 
Extra Pesado >1,0 10 
Pesado 1,0 - 0,92 10,0 - 22,3 
Mediano 0,92 - 0,87 22,3 - 31,1 
Ligero 0,87 - 0,83 31,1 - 39 
Súper Ligero <0,83 >39 
Fuente: Apuntes Refinación del Petróleo UMSA 
Para la determinación de la densidad del petróleo se usa un densímetro que es un 
instrumento de precisión que determina la densidad de la muestra en campo, para 
este efecto se tiene el siguiente procedimiento: 
CON TOMA MUESTRAS DE NIVEL 
a) Se deben tomar tres muestras de los niveles medios de cada tercio del 
tanque (ver figura) 
 
 
36 
 
b) Introducir el toma muestras hasta el medio de cada tercio y jalar la línea que 
conecta al sello del equipo, para permitir llenar el toma muestras. 
c) Trasegar las tres muestras a un recipiente con tapa hermética de 2 litros 
aproximadamente ½ Galón), con lo que se llenara hasta un75% de su capacidad y 
refrigerar la muestra entre 0° y 10°C. Si fuera gasolina natural refrigerar entre 0° y 
1.5°C. 
Figura 3.7. Imagen esquemática del tanque de almacenamiento 
 
Fuente: REPSOL 
MEDICION DE LA DENSIDAD. 
a) Sacar el densímetro con sumo cuidado de su funda, si fuese necesario 
limpiarlo con chorros de gasolina para una lectura correcta. 
b) Una vez sacada la muestra de petróleo (independiente del método utilizado), 
dejar caer el densímetro en el centro del recipiente con un giro de manera 
que este se estabilice por su cuenta y dejar que se detenga. 
c) Una vez estático leer el número de grados API que este señala, así como la 
temperatura de muestreo del termómetro. 
 
 
37 
 
Figura 3.8. Imagen Termodensímetro 
 
Fuente: Internet 
d) Para motivos de registro tener en cuenta que la temperatura del tanque es 
ligeramente 2ºC superior a la lectura en el termómetro. 
Teniendo en cuenta los datos obtenidos en campo y registrados en el reporte de 
producción para los pozos (SRB D2, D3, D4, D5), efectuamos los cálculos para 
determinar el tipo de petróleo que se produce en el campo.Tabla 3.10. Gravedad API de los Pozos SRB D2, D3, D4, D5 
POZO GRAVEDAD API 
SRB D-2 43,2 
SRB D-3 41,1 
SRB D-4 41,4 
SRB D-5 43,4 
Fuente: Reporte de producción Repsol 
Para tal efecto utilizamos la ecuación: 
𝐴𝑃𝐼 = (141.5𝑆𝑃𝐺𝑅) − 131.5 3.4 
De donde: 
𝑆𝑃𝐺𝑅 = 𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜𝜌𝐴𝑔𝑢𝑎 = 𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜8.33 𝑙𝑏𝐺𝑎𝑙 3.5 
 
 
38 
 
De la ecuación 3.4 despejamos 𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 
𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = ( 141.5131.5 + 𝐴𝑃𝐼) ∗ 8.33 3.6 
Reemplazamos para cada pozo en la ecuación 3.6 y 3.5 para hallar el valor de la 
densidad del petróleo y su gravedad específica. 
Para SRB D2 
De la ecuación 3.6 
𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = ( 141.5131.5 + 43.2) ∗ 8.33 
 
𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = 6.7469 𝑙𝑏𝐺𝑎𝑙 
Reemplazando en la ecuación 3.5 
𝑆𝑃𝐺𝑅 = 6.74698.33 
𝑆𝑃𝐺𝑅 = 0.81 
Para SRB D3 
De la ecuación 3.6 
𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = ( 141.5131.5 + 41.1) ∗ 8.33 
 
𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = 6.8290 𝑙𝑏𝐺𝑎𝑙 
 
 
39 
 
Reemplazando en la ecuación 3.5 
𝑆𝑃𝐺𝑅 = 6.82908.33 
𝑆𝑃𝐺𝑅 = 0.82 
Para SRB D4 
De la ecuación 3.6 
𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = ( 141.5131.5 + 41.4) ∗ 8.33 
 
𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = 68172 𝑙𝑏𝐺𝑎𝑙 
Reemplazando en la ecuación 3.5 
𝑆𝑃𝐺𝑅 = 6.81728.33 
𝑆𝑃𝐺𝑅 = 0.82 
Para SRB D5 
De la ecuación 3.6 
𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = ( 141.5131.5 + 43.4) ∗ 8.33 
 
𝜌𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = 6.7392 𝑙𝑏𝐺𝑎𝑙 
 
 
 
40 
 
Reemplazando en la ecuación 3.5 
𝑆𝑃𝐺𝑅 = 6.73928.33 
𝑆𝑃𝐺𝑅 = 0.81 
Teniendo en cuanta los datos hallados respecto de cada pozo llegamos a la 
siguiente tabla: 
Tabla 3.11. Características del Petróleo en SRB D2, D3, D4, D5 
POZO GRAVEDAD API 
GRAVEDAD 
ESPECIFICA 
DENSIDAD 
(lb/Gal) 
SRB D-2 43,2 0,81 6,7469 
SRB D-3 41,1 0,82 6,829 
SRB D-4 41,4 0,82 6,8172 
SRB D-5 43,4 0,81 6,7392 
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de Repsol, 2022 
Es evidente que el petróleo presente en estos pozos presenta una gravedad API 
que es >39, y su gravedad específica es <0.83, por tanto se trata de un petróleo 
“súper ligero” el cuál hace referencia a uno de los más buscados y rentables por sus 
propiedades esto refleja la importancia de aumentar la eficiencia y el rendimiento de 
los campos de producción de nuestro país y en el caso particular del bloque Mamoré 
y el campo SRB. 
3.3.2.3. Cálculo del caudal de gas de salida del separador de grupo que 
proveerá de gas al compresor. 
Para este fin es importante tener en cuenta un factor muy importante y que se usa 
comúnmente en plantas de compresión como lo es el de la placa de orificio los 
cuales son dispositivos de medición más antiguos, fue diseñado para usarse en 
gases, no obstante se ha aplicado ampliamente y con gran éxito para medir el gasto 
de agua en tuberías. 
 
 
41 
 
La ventaja de las placas de orificio, a la hora de medir caudales, es su bajo coste, 
el uso de la placa de orificio en este caso es para crear una pérdida de carga 
adicional en la red. 
Figura 3.9. Imagen Unión con Placa de orificio 
 
Fuente: Internet 
Para el cálculo de la placa de orificio se va a utilizar, la norma ISO 5167, que 
determina la geometría y el método de empleo, es decir, las condiciones de 
funcionamiento e instalación de las placas de orificio, cuando se instala en una 
tubería en carga. Además, esta norma específica la información previa para calcular 
el caudal, siendo aplicable junto con los requisitos dados en la norma ISO 5167-1. 
Constantes predeterminadas 
Temperatura ambiente =20 ºC 
Viscosidad cinemática del agua 
 
 
42 
 
𝑣 = 1.1 ∗ 10−6 𝑚2𝑠 3.7 
 
Relación de diámetros 
Se define como la relación entre el diámetro del orificio de la placa y el diámetro 
interno de la tubería 
𝛽 = 𝑑𝐷 3.8 
Conforme a lo indicado en el apartado 5.1.8.1 de la norma ISO 5167-2(2003), para 
que el cálculo sea correcto se deben cumplir las siguientes condiciones: 
𝑑 =≥ 12.5𝑚𝑚 0.10 ≤ 𝛽 ≤ 0.75 
Descripción del método de cálculo 
Según se describe en el apartado 4 de la norma ISO 5167-2 (2003), el cálculo del 
caudal se basa en que la presencia de una placa de orificio, en el interior de una 
tubería por la que circula un fluido, origina una diferencia de presión estática entre 
los dos lados de la placa. 
El caudal a través de un orificio se determina mediante la ecuación: 
𝑞 = 𝐶𝑑 ∗ 𝐴√2𝑔∆𝑃 3.9 
 
 
 
43 
 
Dónde: 
q: es el caudal (m3/s) 𝐶𝑑 : es el coeficiente de descarga (adimensional) 
g : es la gravedad (m/s2) ∆𝑃 : es la caída de presión en el orificio (m) 
A: es la superficie del orificio (m2) 
De la ecuación 4.9 obtenemos: 
𝑞 = √(𝑝𝑒𝑠𝑡 + 14.7) ∗ ∆𝑃 ∗ 𝐶𝑑1000 3.10 
Para el cálculo de 𝐶𝑑 para la optimización de la placa orificio utilizamos la siguiente 
relación con datos de campo (Ver Anexos) 𝐶𝑑 = (𝐶 ∗ 𝐹𝑡𝑓 ∗ 𝐹𝑔 ∗ 𝐹𝑝𝑣) ∗ 24 3.11 
Dónde: 
C: Constante de orificio 𝐹𝑡𝑓 : Flujo promedio 𝐹𝑔 : Densidad promedio 
Reemplazamos datos en la ecuación 3.11 𝐶𝑑 = (549.70 ∗ 0.9877 ∗ 1.1316 ∗ 1.0049) ∗ 24 
Por lo tanto 𝐶𝑑 = 14817.6 
 
 
44 
 
Con ayuda de los datos obtenidos en campo reemplazamos datos en la ecuación 
3.10. 
𝑞 = √(42 + 14.3) ∗ 72 ∗ 14817.61000 
𝑞 = 943 𝑀𝑆𝐶𝐹𝐷 
Por lo tanto este será el caudal con el que el gas sale del separador de grupo el cual 
posteriormente entrará succionado por el compresor. 
3.3.2.4. Parámetros de entrada para determinar la curva outflow 
Figura 3.10. Input de parámetros requeridos para el análisis nodal 
 
Fuente: Repsol, “Reporte de producción Julio 2021” 
 
 
 
45 
 
Se puede evidenciar la inyectividad en la arenisca inferior entre 200 y 250 BADP 
(Barriles de agua por día), Sin embargo el caudal de inyección será de 100 y 150 
BADP que es lo recomendable para Surubí D dadas las características del pozo, 
Debido a la completación que se bajará en el pozo y las necesidades de inyección 
de agua como proyecto. 
3.3.3. Área de inundación estimada 
Se asume para el proyecto que el pozo inyectará durante 10 años un caudal 
promedio de 150 BADP y se aplican las siguientes ecuaciones: 𝑊𝑖 = 𝐼𝑤 ∗ 𝑡 (3.11) 𝑊𝑖 = 𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (𝐵𝑙𝑠) 𝐼𝑤 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑑í𝑎 (𝐵𝑃𝐷) 𝑡 = 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (𝐷í𝑎𝑠) 
𝑊𝑖 = 150 𝑏𝑙𝑠𝑑í𝑎 ∗ (10 𝑎ñ𝑜𝑠 ∗ 365 𝑑í𝑎𝑎ñ𝑜𝑠) 
𝑊𝑖 = 547.500 𝑏𝑙𝑠 
𝑊𝑖 = 15,62 ∗ 𝐴 ∗ 𝐻 ∗ 𝑆𝑤 ∗ ∅ (3.12) 
𝐴 = Á𝑟𝑒𝑎 (𝑓𝑡2) 𝐻 = 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 (𝑓𝑡) ∅ = 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝐹𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛) 𝑆𝑤 = 𝑆𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 (𝐹𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛) 
El área será expresada en términos de radio (r) 𝐴 = 𝜋𝑟2 (3.13) 
 
 
46 
 
Reemplazando la ecuación 3.13 en la ecuación (3.12) y despejando el radio (r) 
dentro de la ecuación (3.12) el radio de inundación. 
𝑅 = √ 𝑊𝑖 ∗ 5,62𝐻 ∗ 𝑆𝑤 ∗ ∅ ∗ 𝜋 
Para el radio de inundación calculado es: 
𝑅 = √ 547.500 ∗ 5,6223 ∗ 0,1 ∗ 0,17 ∗ 𝜋 
𝑅 = 1.582, 70 𝑓𝑡 
Reemplazando el radio en la ecuación (3.13), se tiene: 𝐴 = 𝜋(1582,70𝑓𝑡)2 𝐴 = 7869437,34 𝑓𝑡2 
3.3.4. TDAS de la completación Dump flooding – campo Surubí D 
Tubular Desing Analysis System (TDAS) es un software de simulación de los 
movimientos de la tubería con el objetivo de determinar los diferentes esfuerzos que 
sufre la tubería con efectos de la presión y temperatura a condiciones reales de 
pozo, evitando fuertes pandeos en la sarta de completación, conecciones dañadas 
y posibles fugas. Manteniendo la integridad de la completación, determinando fallas 
en tubería y herramientas de completación (packers). 
Principales parámetros de input TDAS: 
• Presión de formación (psi) 
• Temperatura de formación (ºF) 
• Survey 
• Intervalos de las arenas 
 
 
47 
 
Figura 3.11. Se consideran los principales parámetros input del software TDAS para el pozo 
Surubí D 
 
Fuente: Elaboración propia en SLB en base a datos de Repsol – Completions, 2023 
3.3.4.1. Paker set (Lower String) 
Los resultados obtenidospor simulación en el software TDAS para los movimientos 
de la sarta inferior y la configuración del paker con los diferentes imput (datos de 
entrada) tabulados para cada caso, visualizando los diferentes movimientos a 
determinadas profundidades de la completación es decir desplazamientos hacia 
arriba (valores negativos -in) y desplazamientos hacia abajo (valores positivos +in) 
como se puede ver en la figura a continuación: 
 
 
48 
 
Figura 3.12. Resultados TDAS sarta inferior (lower string – paker set) 
 
 
 
 
49 
 
 
Fuente: (SLB – Completions, 2023) 
Se pueden apreciar resultados TDAS de la sarta inferior a diferentes presiones 
respecto a las herramientas de completación. 
 
 
 
50 
 
Figura 3.13. Resultados de movimientos en la sarta inferior 
 
Fuente: (SLB – Completions, 2023) 
Figura 3.14. Esquematización de trabajos operativos 7”x 4” Quantum packer 
 
Fuente: (SLB – Completions, 2023) 
• 7” x 4” Quantum packer 
Los parámetros evaluados en el 7” x 4” Quantum packer que es expuesto a 
esfuerzos de compresión y tensión para la variación de presión, se verifica que los 
resultados de la empacadura son satisfactorios, es decir, no se encuentran fuera o 
en los límites de los parámetros de trabajo operacionales. 
 
 
51 
 
3.3.4.2. Upper String 
Figura 3.15. Resultados TDAS sarta superior (Upper string) pozo Surubi D 
 
 
 
52 
 
 
Fuente: (SLB – Completions, 2023) 
Para el caso de la sarta inferior (Upper String), se analiza el sistema con el equipo 
BES encendido a una presión interna de 2500 Psi con un fluido de producción de 
8.33 ppg y la estimulación por inyección de fluido de estimulación de 8.9 ppg. 
Observando valores críticos de cambios de longitud a 9976.64 ft (MD): Presión areal 
13.66 in, buckling -0.97 in, balloon -17,42, Temperatura 18.73 in. 
Consecuentemente, la sumatoria total refleja una restauración de longitud de la 
sarta -14.01 in (-1.17 ft) para mantener el equipo BES (Sistema de bombeo 
Electrosumergible) en esfuerzos de tensión evitando tener problemas en la 
 
 
53 
 
funcionalidad del equipo BES (Sistema de bombeo Electrosumergible), 
garantizando su efectividad en la producción de fluido (agua). 
3.3.4.3. Inner String 
En la sarta de inyección (Inner string) se realiza el análisis del sistema con el equipo 
BES encendido, con una presión interna de 2500 psi (inyección) con fluido de 
estimulación de 8.9 ppg y una presión externa de 2500 psi (producción) con un fluido 
en el anular de 8.33 ppg. 
Figura 3.16. Resultados TDAS sarta de inyección (Inner String) para el pozo Surubi D 
 
 
 
54 
 
 
Fuente: (SLB – Completions, 2023) 
Obteniendo un movimiento total de la sarta de inyección de -10,78 plg (-0.89 ft); es 
decir, levantar la sarta posicionando 10.78 plg hacia arriba, para evitar esfuerzos de 
comprensión en el equipo BES (Sistema de bombeo Electrosumergible). 
3.3.5. SPAN ROCK – Arena inferior del pozo Surubí D 
SPAN ROCK es un software para analizar los perforados de la arena de interés 
determinando la predicción de penetración de la formación en este estudio, para la 
producción de agua de la arena Hollín Inferior en el intervalo a ser disparado: 11,030' 
- 11,100' (70 ft). 
 
 
55 
 
Las arenas productoras de este pozo son de Petaca y Yantata, para efectos de este 
proyecto se los denomina como arena inferior y hollín inferior respectivamente. 
Tabla 3.12. Parámetros SPAN ROCK de formación y completación de pozo Surubí D 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Reporte de producción Repsol 
Tabla 3.13. Based model (sistema de cañoneo) 
GUN 
API 
Penetration 
(In) 
Total Penetretation average 
(in) 
Formation Penetration average 
(in) 
1 57,4 19,72 18,56 
2 65,2 16,24 15,09 
3 57,4 19,72 18,56 
4 65,2 16,24 15,09 
Fuente: Reporte de producción Repsol 
Los diferentes sistemas de cañoneo a ser evaluados en la arena inferior son: 
1. WL PURE, PowerJet Nova 4505 @ 5SPF 
2. WL PURE, PowerJet Omega 4505 @ 5SPF 
3. WL Convencional, PowerJet Nova 4505 @ 5SPF 
4. WL Convencional, PowerJet Omega 4505 @ 5SPF 
Con una Pwf = 4000 psi, se determina un sistema de perforados según la tabla a 
continuación. 
 
 
56 
 
Tabla 3.14. Sistema de perforados para una presión fluyente de 4000 psi 
Perf # Perf Skin Productivity Radio 
1 -0,40 1,07 
2 0,00 1,00 
3 3,37 0,65 
4 5,58 0,53 
Fuente: Reporte de producción Repsol 
En consecuencia, a los análisis de resultados SPAN ROCK se determina la 
aplicación de sistema de cañoneo convencional PowerJet Nova, debido a su mayor 
alcance de penetración de la formación (19.72 in) y una relación de productividad 
de 0.65 (Productividad media) respecto a los parámetros del pozo Surubí D y a los 
5 shots per foot (SPF) en una zona de daño de 10 in en la arena Inferior. 
3.3.6. Programa propuesto para ejecución 
La figura a continuación detalla el programa de reacondicionamiento para la 
implementación de la tecnología Dump Flooding al pozo Surubí D. 
 
 
57 
 
Figura 3.17. Programa propuesto para ejecución de Dump Flooding – Pozo Surubí D 
• Movilizar y posicionar equipo de workover en el pozo Surubí D, verificar presión tubing y 
anular, desfogar pozo y verificar 0 PSI. 
• Recuperar bomba Jet por circulación inversa, desfogar, monitorear, controlar pozo, 
asegurar pozo estático.
• Quitar sección C del cabezal armar y probar BOP 
• Sacar TBG 3 ½ EUE (1x1) Desarmar BHA 
• Viaje de molienda y profundización hasta 11,160`
• Viaje de calibración, limpieza de tubería.
• Disparo de arena HI con Wireline intervalo 11,030 ft – 11000 ft a 5 DPP + PURE
• Bajar BHA de prueba, SRT en UI Estimulación en UI Sacar BHA 
• Sacar SCAB LINER STRING (QUANTUM 9 5/8") / DUMP FLOODING sacar drill pipe (1x1)
• Bajar UPPER STRING (Flowx-over+Ytool+BES NS4000) / DUMP FLOODING CON 5 ½ 
• Quitar BOP. Armar dual Spool (Sección C) Armar BOP
• Bajar INNER STRING / DUMP FLOODING con 2 7/8" en sección C (Dual Spool) del cabezal
• Retirar BOP, Instalar Sección D (Christmas tree) y probar 
• Realizar instalaciones de superficie, Bayoneta, alineación de facilidades
• Prueba del equipo BES. Bajar torre y retirar sub estructura 
• Prueba de funcionamiento del equipo BES S4000N, Prueba de inyección a la arena inferior 
 
Fuente: Elaboración propia en base a datos de Repsol, 2023 
 
 
58 
 
3.3.7. Programa de monitoreo y seguimiento 
El programa de monitoreo y seguimiento de parámetros operativos es fundamental 
en toda la trayectoria del proyecto, es parte de la operación diaria lo correspondiente 
a la medición, registro y seguimiento permanente del proyecto de inyección de agua. 
Se monitorearán y analizarán los siguientes parámetros: 
• Presión de inyección en boca de pozo (psi) 
• Caudal de inyección (BAPD) 
• Volumen de agua inyectado acumulado (Mbbl) 
• Calidad de agua de inyección (análisis físico-químico incluyendo dureza total, 
cloruros y ppm de sólidos) 
• Mapa de saturación 
• Mapa isobárico 
• Verificación de integridad de la instalación selectiva de inyección 
• Fill up y movilidad del banco de agua, arena receptora U inferior 
• Registros de temperatura 
• Gráficos de Chan para diagnosticar canalizaciones de agua o conificaciones 
• Seguimiento de análisis de agua pre y post irrupción 
• Gráficos de log WOR vs Np para pronósticos 
• Gráficos de eficiencia volumétrica vs Np 
• Seguimiento y ajuste con modelo matemático 
• Mantenimiento rutinario de pozo 
3.4. RESULTADOS 
3.4.1. Análisis técnico 
Para llevar a cabo la viabilidad técnica del proyecto (Dump flooding), se enfatizará 
en conjunto el proyecto piloto de inyección de agua en el Pozo. Una vez 
seleccionado y justificado técnicamente el pozo candidato Surubí D por su 
 
 
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particularidad de la inyección de agua periférica, para la ejecución del trabajo de 
reacondicionamiento del pozo como alternativa innovadora en un proyecto de 
recuperación secundaria. 
3.4.1.1.