UNIVERSIDAD AUTÓNOMA JUAN MISAEL SARACHO
FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL
"Diseño Integral de Estrategias de Estimulación para Optimización
Productiva en el Campo 'Cerro Azul', Cuenca Subandina de
Bolivia"
Por:
GRICELIA JUDITH CORDOVA ALI
REMY IRAHOLA ZUÑIGA
ERICKA CACHARI
Junio 2026
VILLA MONTES – TARIJA – BOLIVIA
SESIÓN 1 – Diagnóstico, Caracterización y Selección de Estrategia
Análisis de datos petrofísicos, PVT y de producción para clasificar el daño por pozo
Matriz
de
clasificación
de
daño
(Somero/Medio/Profundo,
orgánico/Inorgánico/mecánico)
Datos base del campo Cerro Azul (Cuenca Subandina – Bolivia)

API: 28–34° (crudo liviano-mediano)

Formación: Devónico-Carbonífero (areniscas cuarzosas + lutitas + calizas
intercaladas)

Permeabilidad intrínseca: <5 mD en pozos críticos (CA-04, CA-07, CA-09)

Producción: 12 pozos, 8 con declinación acelerada y factor de daño S > +6

Daños identificados en núcleos y registros:

Bloqueo por finos arcillosos (migración de partículas)

Precipitación de asfaltenos

Emulsiones agua–crudo cerca del pozo
1.1.Metodología de análisis (por pozo)
Petrofísica:

Rayos gamma → arcillosidad.

Resistividad → saturación de agua e hidrocarburos.

Neutrón–densidad → porosidad, posible invasión de filtrado.

Registros de imagen → daño mecánico por finos o precipitados.
PVT:

Relación gas–petróleo (RGP), gravedad API, viscosidad.

Presión de burbuja, presión de yacimiento.

Inestabilidad de asfaltenos (parámetro de coloides).

Producción:

Curvas de declinación (hiperbólica/exponencial).

Pruebas de presión (build-up, fall-off) → S y radio de daño (rs).
Con base en la información proporcionada en el caso “Cerro Azul” y asumiendo
valores típicos de la Cuenca Subandina para formaciones Devónico-Carboníferas
(areniscas cuarzosas con lutitas y calizas), se han consolidado los siguientes
criterios para clasificar el daño por pozo:
Parámetro
Factor de daño S
Evidencia técnica
S>+6S>+6 en 8 pozos
Interpretación
Daño
significativo
(severidad alta)
Daño mecánico +
posible daño profundo
Indica daño progresivo
(no solo somero)
Permeabilidad
intrínseca
Producción
declinante
acelerada
Mineralogía
<5 mD<5mD en CA-04,
CA-07, CA-09
Historial de caudales
Arcillas (finos móviles),
asfaltenos, calizas
Daño mixto: inorgánico
+ orgánico
Fluidos
presentes
Emulsiones agua-crudo
Daño por bloqueo de
fase (somero/medio)
Matriz de clasificación de daño por pozo (12 pozos total, 8 con daño severo S>+6)
Pozo
CA-01
Profundidad
del daño
Medio (rs~1.5
m)
Tipo
principal
Orgánico
(asfaltenos)
Secundario
Evidencia clave
Mecánico
(finos)
Caída
de
permeabilidad
relativa al oil;
sólidos
en
filtraciones.
CA-02
Somero–
Inorgánico
Medio (rs~1 (arcillas)
m)
CA-03
Somero
Leve – no
crítico
CA-04
Profundo
(rs>3 m)
Inorgánico
+ Mecánico
CA-05
Medio
Orgánico
(asfaltenos)
CA-06
Medio–
Profundo
CA-07
Profundo
Mecánico
(finos
migratorios)
Inorgánico
+ Orgánico
CA-08
Medio
Emulsión
(agua–
crudo)
CA-09
Profundo
Mecánico +
Inorgánico
CA-10
Somero
CA-11
Medio
Leve (daño
por filtrado
de lodo)
Orgánico
Emulsión
(asfaltenos)
CA-12
Somero–
Medio
Inorgánico
(arcillas
hidratables)
Emulsión agua– Alto
GR,
crudo
sensitividad al agua
fresca, emulsiones
en muestras.
–
Producción estable,
S dentro de lo
esperado.
Asfaltenos
Baja
permeabilidad,
finos y calcita
precipitada;
fracturamiento
candidato.
–
RGP alto, presión
por debajo de Pb,
asfaltenos
en
núcleos.
Inorgánico
Pérdida
de
(arcillas)
circulación
en
terminación.
Mecánico
k<5
mD,
emulsiones
estables,
daño
mixto severo.
Orgánico
Alto Sw cerca del
pozo, pruebas de
presión
indican
daño radial.
–
Fracturamiento
hidráulico
necesario.
–
Producción normal.
–
Disminución
brusca
de
IP
después de parada.
Sensibilidad al agua
de formación
1.2.Calcular skin factor y radio de penetración requerido
DATOS CA-01
k
18
kd (30% de k) 5,4
k/kd
3,333
Diam
7
Pi
3800
Pb
2950
Pcierre
2400
T
195
h
39,35
q
180
µ
4,2
rw
0,2917
Área
1742,400
re
744,7
API
30
Yg
0,75
md
md
pulg
psi
psi
psi
F
ft
BPD
cp
ft
ft^2
ft
0,583 ft
655
𝛾𝑜 =
R
141,5
135,5 + 𝐴𝑃𝐼
𝛾𝑜 =
141,5
135,5 + 30
𝛾𝑜 = 0,876
𝑅𝑠 = 𝛾𝑔(
𝑃𝑏
)1,2048
18,2 + 1,4 ∗ 10−3 ∗ 𝐴𝑃𝐼 ∗ 𝑇
𝑅𝑠 = 0,75 ∗ (
2950
)1,2048
18,2 + 1,4 ∗ 10−3 ∗ 30 ∗ 195
𝑅𝑠 = 198,4
𝐵𝑜 = 0,9757 + 0,00012(𝑅𝑠(
𝛾𝑔 0,5
) ∗ 1,25𝑇)1,2
𝛾𝑜
𝐵𝑜 = 0,9757 + 0,00012 ∗ (198,4 ∗ (
0,75 0,5
) ∗ 1,25 ∗ 195)1,2
0,876
𝐵𝑜 = 1,138
𝑆=
𝑆=
2𝜋𝑘ℎ∆𝑃𝑠
𝑟𝑒
− ln ( ) + 0,75
𝑞𝜇𝐵𝑜
𝑟𝑤
2𝜋 ∗ 18 ∗ 39,36 ∗ (2950 − 2400)
0,2917
− ln (
) + 0,75
180 ∗ 4,2 ∗ 1,138
0,2917
𝑆=8
𝑆=(
𝑘
𝑟𝑖𝑛𝑣
− 1)ln⁡(
𝑘𝑑
𝑟𝑤
𝑆
𝑘
𝑅𝑖𝑛𝑣 = 𝑒 𝑘𝑑−1 ∗ 𝑟𝑤
8
𝑅𝑖𝑛𝑣 = 𝑒 3,333−1 ∗ 0,2917
𝑅𝑖𝑛𝑣 = 8,993
Pozo
CA-01
CA-02
CA-03
CA-04
CA-05
CA-06
CA-07
CA-08
CA-09
CA-10
CA-11
CA-12
k (mD)
18
22
15
4,5
20
17
3,8
25
4,2
19
21
16
kd (mD)
5,4
6,6
4,5
1,35
6
5,1
1,14
7,5
1,26
5,7
6,3
4,8
k/kd
3,333
3,333
3,333
3,333
3,333
3,333
3,333
3,333
3,333
3,333
3,333
3,333
S
7,900
6,8
7,5
9,1
6,5
7,8
10,2
6,2
11,5
8,3
7
7,2
rw (ft)
0,2917
0,2917
0,2917
0,2917
0,2917
0,2917
0,2917
0,2917
0,2917
0,2917
0,2917
0,2917
rinv (ft)
8,616
5,377
7,258
14,409
4,728
8,254
23,087
4,158
40,303
10,227
5,858
6,383
1.3 Selección de Estrategia por Pozo (Diagrama de Decisión)
Para seleccionar la estrategia óptima, el equipo ha diseñado el siguiente árbol de
decisión basado en criterios técnicos, económicos y operativos:
1. Criterio 1: Permeabilidad Intrínseca (kk)
o
¿Es k<5k<5 mD?

SÍ → FRACTURA HIDRÁULICA. (La EMR no puede crear
conductos de alta conductividad suficientes; se requiere bypass
del daño y la matriz).

NO → Ir a Criterio 2.
2. Criterio 2: Severidad del Daño (SS)
o
¿Es S>+6S>+6?

SÍ → ESTIMULACIÓN MATRICIAL (EMR + EMNR). (El
daño es severo y requiere remoción química).

NO → LIMPIEZA BÁSICA / MONITOREO. (No aplica en este
campo, todos los pozos de k≥5k≥5 tienen S>6S>6).
3. Criterio 3: Naturaleza del Daño (PVT y Mineralogía)
o
¿Hay asfaltenos (1.8%) y emulsiones?

o
SÍ → Requiere Pre-flujo EMNR (Solventes + Surfactantes).
¿Hay carbonatos (10-25%) y finos arcillosos?

*SÍ → Requiere Tratamiento Principal EMR (HCl / Ácido Mud).
1.4 Restricciones Normativas y Logísticas Bolivianas
Como equipo experto, hemos analizado el marco legal boliviano y las limitaciones
operativas del bloque "Cerro Azul" para garantizar el cumplimiento (Compliance) y la
viabilidad del proyecto.
1. Ley 1333 (Ley del Medio Ambiente) y DS 23851:
o
Exigencia: Prohibición de vertido de efluentes líquidos tóxicos en
suelos o cuerpos de agua.
o
Impacto en el Proyecto: Los retornos de la estimulación (que
contendrán HCl, HF, asfaltenos disueltos, metales pesados y agua de
formación con 120,000 ppm de salinidad) son Residuos Peligrosos.
o
Acción: No se permitirán piscinas de lodo abiertas (earthen pits). Se
exige el uso de tanques cerrados de acero (tipo frack) y geomembranas
de doble capa en las áreas de trabajo.
2. Resolución ANH/CM-012/2021 (Regulación de Hidrocarburos):
o Exigencia: Aprobación de los programas de estimulación y reporte de la
composición química de los fluidos.
o Impacto: Todos los aditivos (surfactantes, ácidos, solventes) deben contar
con sus Hojas de Datos de Seguridad (MSDS) y ser aprobados por la ANH
antes de su importación o uso.
o Acción: Presentar el "Plan de Manejo de Fluidos de Estimulación" como
anexo al programa de trabajo.
3. Ley 3058 de Hidrocarburos y Regalías:
o Exigencia: Pago de Regalías (18%) e IDH (32%) sobre la producción
incrementada.
o Impacto: El modelo económico (Sesión 3) debe calcular el flujo de caja neto
después de impuestos y regalías, no solo el incremento bruto.
1.4.2. Gestión de Restricciones Logísticas y de Agua
El Problema Crítico: La disponibilidad de agua dulce tratada es de solo 500 bbl/día, y
el acceso al campo es limitado (18 km desde la planta, vías de difícil tránsito).
Análisis de Demanda vs. Oferta:

Un tratamiento estándar de EMR + EMNR requiere aprox. 300 - 400 bbl de
fluidos (Preflush + Main Treatment + Overflush).

Conflicto: Con 500 bbl/día, solo se puede estimular 1 pozo por día como
máximo, lo que haría el cronograma de 12 pozos inviable (tardaríamos 12 días
solo en bombeo, sin contar movilización).
SESIÓN 2: Diseño Técnico-Operativo de los Tratamientos
2.1. DISEÑO DE VOLÚMENES Y SECUENCIA QUÍMICA
Esquema operativo para estimulación matricial mixta (EMNR + EMR) - Pozo
CA-01
Datos:
D = 3170m ≡ 10400ft
Ø = 16% ≡ 0,16
h = 12m ≡ 39,35ft
ρf = 1,0g/cc
k = 18mD
µf = 0,72cp
Pws = 3800psi
Pf = 5200psi
rx = 2ft
re = 744,7ft
rw = 0,2917ft

Cálculos realizados
Gradiente de fractura
𝐺𝑓 =
𝑃𝑓
𝑇𝑉𝐷
5200
10400
𝑝𝑠𝑖
𝐺𝑓 = 0,5
𝑓𝑡
𝐺𝑓 =
Presión máxima en superficie
𝑃𝑠𝑚𝑎𝑥 < 𝑃𝑓 − (0,433 ∗ 𝐷 ∗ 𝜌𝑓)
𝑃𝑠𝑚𝑎𝑥 < 5200 − (0,433 ∗ 10400 ∗ 1,0)
𝑃𝑠𝑚𝑎𝑥 < 696,8⁡𝑝𝑠𝑖
Gasto máximo de inyección
4,917 ∗ 10−6 ∗ 𝑘 ∗ ℎ ∗ (𝑃𝑓 − 𝑃𝑤𝑠)
𝑄𝑖𝑚𝑎𝑥 =
𝑟𝑒
𝜇 ∗ ln (𝑟𝑤 )
𝑄𝑖𝑚𝑎𝑥 =
4,917 ∗ 10−6 ∗ 18 ∗ 39,35 ∗ (5200 − 3800)
744,7
0,72 ∗ ln (0,2917)
𝑄𝑖𝑚𝑎𝑥 = 0,873𝐵𝑃𝑀
Volumen de Pre-flujo
𝑉𝑝𝑟𝑒 = 23,5 ∗ Ø ∗ ℎ ∗ (𝑟𝑥2 − 𝑟𝑤2 )
𝑉𝑝𝑟𝑒 = 23,5 ∗ 0,16 ∗ 39,35 ∗ (32 − 0,29172 )
𝑉𝑝𝑟𝑒 = 1319⁡𝑔𝑎𝑙. ≡ 31,39⁡𝑏𝑏𝑙
Tiempo de inyección
𝑡=
0,023805 ∗ 𝑉𝑝𝑟𝑒
𝑄𝑖𝑚𝑎𝑥
𝑡=
0,023805 ∗ 1319
0,873
𝑡 = 36⁡𝑚𝑖𝑛
Volumen de Pre-flujo HCl
𝑉𝐻𝐶𝐿 = 23,5 ∗ Ø ∗ ℎ ∗ (𝑟𝑥2 − 𝑟𝑤2 )
𝑉𝐻𝐶𝐿 = 23,5 ∗ 0,16 ∗ 39,35 ∗ (32 − 0,08512 )
𝑉𝐻𝐶𝐿 = 1319,8⁡𝑔𝑎𝑙 ≡ 31,4⁡𝑏𝑏𝑙
Volumen de Tratamiento Principal (HCl-HF)
Método: Correlación de penetración para ácido HF
Penetración en arena limpia (Pa)
Temperatura: 195°F
Concentración HF: 3%
Pa = 0.9 in ≡ 0.075 ft
Corrección por gasto de inyección (Cq)
𝑞𝑖
0.5
=
ℎ 39.35
𝑞𝑖
= 0,0127𝐵𝑃𝑀/𝑓𝑡
ℎ
Cq=1.4
𝑃𝑎𝑞 = 𝐶𝑞 × 𝑃𝑎
𝑃𝑎𝑞 = 1,4 × 1,26
𝑃𝑎𝑞 = 1,26𝑖𝑛 ≡ 0,105𝑓𝑡
Corrección por contenido de arcillas (Cs)
Contenido de arcillas: 12%
Cs=1.6
𝑃𝑎𝑞𝑠 = 𝑃𝑎 × 𝐶𝑠
𝑃𝑎𝑞𝑠 = 1,26 × 1,6
𝑃𝑎𝑞 = 2,016⁡𝑖𝑛 ≡ ⁡0.168⁡𝑓𝑡
Volumen total de tratamiento, Ajuste por regla práctica: Mínimo 125 gal/pie
𝑉𝑚𝑎𝑖𝑛 = 𝑉𝑎 ∗ ℎ
𝑉𝑚𝑎𝑖𝑛 = 125 ∗ 39,35
𝑉𝑚𝑎𝑖𝑛 = 5918,75𝑔𝑎𝑙 ≡ 117,17𝑏𝑏𝑙
Volumen de Overflush
𝑉𝑜𝑣𝑒𝑟 = 23,5 ∗ Ø ∗ ℎ ∗ (𝑟𝑥2 − 𝑟𝑤2 )
𝑉𝑜𝑣𝑒𝑟 = 23,5 ∗ 0,16 ∗ 39,35 ∗ (42 − 0,08512 )
𝑉𝑜𝑣𝑒𝑟 = 2355𝑔𝑎𝑙 ≡ 56,1𝑏𝑏𝑙
Volumen de Sobredesplazamiento (Tubería)
𝑉𝑡𝑢𝑏 = 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝚤𝑎 × 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑
Capacidad de tubería de 2-7/8": 0.00579 bbl/ft
𝑉𝑡𝑢𝑏 = 0,00579 ∗ 10400
𝑉𝑡𝑢𝑏 = 60,2⁡𝑏𝑏𝑙
Pozo
Estrategia
Vpre
VHCl (gal)
Vmain (gal)
(gal)
CA-01
EMNR +
Vover
TOTAL
(gal)
(bbl)
1,319
1,319,8
5,918
2,355
306.5
EMR
CA-02
EMR
-
1,107
4,786
2,279
195.7
CA-04
EMR
-
787
3,500
1,680
142.1
CA-05
EMNR +
1,640
1,098
4,100
1,950
266.4
EMR
CA-06
EMR
-
1,043
4,250
2,050
181.5
CA-07
EMNR +
1,574
1,044
3,935
1,874
250.5
EMR
CA-08
EMNR
1,640
-
2,500
2,050
197.5
CA-09
EMR
-
899
4,000
1,920
162.4
CA-11
EMNR +
1,775
1,188
4,438
2,125
279.9
EMR
2.2. VALIDACION DE COMPATIBILIDAD
Para prevenir daño secundario (que el tratamiento sea peor que la enfermedad), el
equipo ha definido las siguientes validaciones termodinámicas y químicas:
1. Riesgo: Precipitación de Sílice (Face Plugging).
o
Causa: A 195°F, el HF reacciona instantáneamente con la illita,
liberando sílice que gelifica y tapa los poros.
o
Solución Validada: El uso de 3% Ácido Acético mantiene el pH del
sistema por debajo de 2.0 durante el tiempo de contacto, retardando la
cinética de reacción del HF y manteniendo la sílice en solución.
2. Riesgo: Emulsión Agua-Crudo Viscosa.
o
Causa: La alta salinidad (120,000 ppm) y los finos arcillosos actúan
como agentes emulsificantes naturales.
o
Solución Validada: El pre-flujo con Alcohol Isopropílico (68%) actúa
como co-solvente, modificando la tensión interfacial y haciendo
termodinámicamente imposible la formación de emulsiones rígidas.
3. Riesgo: Corrosión Catastrófica del Tubing (N-80).
o
Causa: El HCl al 10% a 195°F corroe el acero a tasas superiores a 0.5
lb/ft², pudiendo causar fugas o explosiones.
o
Solución Validada: Inhibidor de corrosión a base de Quinoleína con
yoduro de potasio al 2%. (Validado bajo norma NACE RP0723 para
temperaturas hasta 250°F).
4. Riesgo: Precipitación de Sulfato de Bario (BaSO4BaSO4).
o
Causa: El agua de formación es rica en Bario; al mezclar con fluidos
de retorno ricos en sulfatos, escala irreversiblemente.
o
Solución Validada: Adición de Inhibidor de Incrustaciones
(Fosfonato) a 1 gal/1000 bbl en el Overflush para quelar los iones
metálicos.
2.3. DISEÑO DE FRACTURA HIDRÁULICA (POZO CA-04)
El pozo CA-04 presenta una permeabilidad absoluta de 4.5 mD y un Skin de +2.56.
Al tener un daño relativamente bajo, pero una matriz extremadamente apretada (Tight
Gas/Light Oil Sandstone), el flujo está restringido por la capacidad de conducción de
la roca, no por el daño near-wellbore. La única forma de incrementar el índice de
productividad (PI) es crear un conducto de alta conductividad que bypassé la matriz,
es decir, una Fractura Hidráulica.
Parámetro
Profundidad del intervalo
Valor
10,400
Espesor neto (hh)
Presión de Reservorio
(PrPr)
Presión de Fractura
(PfracPfrac)
Temperatura de fondo
(BHT)
Permeabilidad (kk)
Módulo de Young (EE)
39.37
2,400
Unidad Justificación / Origen
ft
~3,170 m (Promedio del intervalo
3,150-3,190 m).
ft
12 metros (Dato del PDF).
psi
Presión de cierre actual.
5,200
psi
195
°F
4.5
3.5 x
10⁶
0.22
mD
psi
Relación de Poisson (νν)
Adim.
Límite de ruptura de la roca (Dato del
PDF).
Condición crítica para selección de
fluidos.
Matriz de baja permeabilidad.
Estimado para areniscas del Devónico
compactadas.
Típico para areniscas cuarzosas
profundas.
Diseño de Geometría y Fluidos (Modelo PKN)
Utilizando un modelo analítico pseudo-3D (Perkins-Kern-Nordgren - PKN) adaptado
a las condiciones de alta temperatura y esfuerzo de cierre del Bloque Cerro Azul.
Cálculo de Presión Neta y Ancho de Fractura
Para evitar el crecimiento vertical de la fractura (height growth) y comunicar zonas de
agua o gas no deseadas, limitaremos la Presión Neta Máxima (ΔPnet) a 1,200 psi.

Presión de Tratamiento Máxima (Ptreat_maxPtreat_max):
Pr+ΔPnet=2400+1200=3600Pr psi (Muy por debajo del límite de 5,200 psi,
garantizando contención vertical). Nota: En la práctica, la presión de ISIP
será mayor debido a los esfuerzos geostáticos, pero el diseño de presión neta
se mantiene para controlar la geometría.

ongitud media de fractura objetivo (Xf): 250 ft.

Ancho promedio de fractura (wavg):
wavg=E2*hf*(1−ν2)*ΔPnet=3.5×1062⋅39.37⋅(1−0.222)
⋅1200=0.0256 ft=0.307 pulgadas
Selección de Sistema de Fluido y Apuntalante (Proppant)

Fluido de Fractura: A 195°F, los geles lineales se degradan. Se requiere un
Gel Entrecruzado con Zirconio (Zirconium Crosslinked Guar). El zirconio es
termoestable hasta 250°F y no precipita en presencia de la alta salinidad
(120,000 ppm) a diferencia del borato.

Rompedores (Breakers): Sistema de liberación controlada de persulfato
encapsulado (encapsulated oxidizer) para romper el gel a 195°F después del
cierre de la fractura, asegurando el retorno de la conductividad.

Apuntalante (Proppant): Debido al esfuerzo de cierre a 10,400 ft, la arena de
sílice normal se trituraría (crushing), perdiendo conductividad. Se selecciona
Proppant de Resistencia Intermedia (ISP - Intermediate Strength Proppant)
20/40 mesh (Bauxita sinterizada de baja densidad).

Aditivo Crítico: Agente de Control de Reflujo (FRC - Flowback Control
Agent). Se aplicará al 1 gal/1000 lbs en la última etapa (Tail) para recubrir el
proppant cerca del pozo y evitar que la arena retorne a la superficie durante el
flowback, protegiendo el tubing y los equipos de superficie.
Programa de Bombeo (Pump Schedule)
El diseño total de fluido es de 12,000 bbl. El programa está diseñado para maximizar
la concentración de proppant (proppant loading) al final para asegurar alta
conductividad cerca del pozo.
Etapa
Tipo de
Fluido
Volumen
(bbl)
1.
Pad
Gel
Entrecruzad
o Zr
2.
Slurry
1
3.
Slurry
2
4.
Slurry
3
5.
Slurry
4
6.
Slurry
5
7. Tail
8.
Flush
TOTA
L
3,600
(30%)
Tasa
(bpm
)
40 50
Conc.
Proppan
t (ppa)
0
Función Técnica
2.0
Aditivos Clave
(Concentració
n)
Rompedor
encapsulado
(5 lb/1000
gal), Control
de pH.
FRC Agent (1
gal/1000 lb),
Surfactante
(previene
emulsión).
Igual anterior.
Gel
Entrecruzad
o Zr
1,800
(15%)
40 50
1.0
Gel
Entrecruzad
o Zr
Gel
Entrecruzad
o Zr
Gel
Entrecruzad
o Zr
Gel
Entrecruzad
o Zr
Gel
Entrecruzad
o Zr
Agua de
Producción
(Tratada)
1,800
(15%)
40 50
1,800
(15%)
40 50
3.0
Igual anterior.
Etapa principal
de transporte.
1,200
(10%)
40 50
4.0
Igual anterior.
Construcción de
conductividad.
1,200
(10%)
40 50
6.0
Igual anterior.
600 (5%)
40 50
8.0
FRC Agent (2
gal/1000 lb).
Alta
conductividad
near-wellbore.
Prevención de
reflujo de arena.
1,500
40 (Restante 50
)
0
Biocida (si
aplica).
13,500
Prom:
2.6 ppa
Masa Total de
Proppant: ~
148,000 lbs
Crear el ancho de
la fractura y
enfriar la
formación.
Iniciar transporte
de arena.
Condicionamient
o.
Transición de
concentración.
Desplazar el
proppant hasta
la cara de la
fractura.
2.4 EQUIPOS, LOGÍSTICA Y CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN
EJECUCIÓN DE FRACTURA HIDRÁULICA (POZO CA-04)
1. Gestión del Cuello de Botella: El Agua
Una fractura requiere ~13,500 bbl de agua. La restricción de 500 bbl/día haría
imposible la operación si se dependiera del suministro diario.

Solución de Ingeniería (Pre-estiba Masiva): Se debe iniciar la movilización de
agua 20 días antes de la fractura. Se utilizarán 50 tanques de fraccionamiento
(frac tanks) de 200 bbl c/u (Total: 10,000 bbl en superficie) y se bombeará el
remanente directamente a piscinas de lodo cerradas (lined pits con doble
geomembrana, cumpliendo Ley 1333).

Fuente de Agua: Agua de producción de otros pozos del campo, tratada con
filtro de cartucho (5 micras) para eliminar sólidos suspendidos y bacterias
(SRB) que puedan degradar el gel de zirconio.
2. Equipos y Movilización (Frac Spread)
Dado que la vía de 18 km es de difícil tránsito, se requiere un plan de movimiento de
carga pesada:

Equipo de Fractura (Frac Spread): 5 bombas de 2,500 HHP (Total 12,500
HHP), 1 Blender central, 1 Unidad Química (Chemical Unit), 1 Unidad de
Generación de Energía (5 generadores de 2,000 kW).

Logística de Apuntalante (Sand Kings): 4 tolvas de almacenamiento de arena
(Sand Kings) con capacidad de 300,000 lbs c/u. Se requieren aprox. 25
camiones volcadas para traer el ISP desde el almacén central.

Servicios de Wireline: Unidad de Tubería Continua (Coiled Tubing) o
Wireline tractor para realizar la técnica de Plug and Perf (Taponeo y
Perforación) si se decidiera fracturar en múltiples etapas, aunque para 39 ft de
espesor neto, una etapa simple (Single Stage) es suficiente y más económica.

Adecuación Vial: 3 días previos de mantenimiento de la vía de 18 km con
motoniveladora para soportar el peso de los camiones cisterna y Sand Kings.
Día
D-20 a
D-2
Fase
Pre-estiba
D-2 a
D-1
Movilización
D-1
Rig Up (RU)
D-Day
(06:00)
Preparación
D-Day
(10:00)
D-Day
(11:00)
Perforación
D-Day
(20:00)
D+1
Cierre
D+2 a
D+4
Rig Down
(RD)
BOMBEO
Flowback
Actividad Principal
Transporte continuo de agua
tratada (500 bbl/día) y
almacenamiento en
tanques/piscinas.
Ingreso de Frac Spread, Sand
Kings, generadores
y_wireline_.
Conexión de líneas de alta
presión (Iron), pruebas de
presión (N2 a 10,000 psi),
calibración de químicos.
Run in hole (RIH) con
Wireline, localizar
profundidad, cargar
explosivos.
Disparar (Perf) intervalos.
POOH Wireline.
Ejecución del Pump Schedule
(13,500 bbl). Monitoreo de
ISIP y micro-sísmica (si
aplica).
Cierre de pozo. Medición de
Fall-off pressure (ISIP).
Inicio de producción
controlada con choke
múltiple. Separador trifásico.
Despresurización, lavado de
líneas, desmovilización de
equipos.
Responsables
Logística /
Ops
HSE / Normativa
Control de derrames,
geomembranas
intactas.
Logística
Plan de tráfico,
escoltas, límite de
velocidad 20 km/h.
Stop Work Authority
(SWA) en pruebas de
presión.
Supervisor
Frac
Wireline /
HSE
Zona de exclusión de
50m por uso de
explosivos.
Wireline
Verificación de
radiación/cargas.
Monitoreo de THP.
Protocolo de abortado
si >5,200 psi.
Ing. de
Fractura
Ing. de Yac.
Producción
Logística
Control de accesos a
cabeza de pozo.
CRÍTICO: Manejo de
retornos (120k ppm).
Tanques cerrados.
Limpieza de área,
disposición de residu
EJECUCIÓN DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL (POZO CA-01)
1. Gestión de Restricciones (Agua y Químicos)
A diferencia de la fractura, el CA-01 requiere un volumen total de solo 500 bbl de
fluidos.

Solución: Este volumen encaja exactamente en la restricción de 500 bbl/día.
No se requiere pre-estiba masiva. El agua se tratará en la planta (Ósmosis
Inversa para eliminar dureza) y se transportará en 5 tanques cisterna de 100
bbl el día D-1.

Mezcla de Químicos: Se utilizará una unidad de mezcla continua (Continuous
Mixing Unit) o tanques de 100 bbl para preparar las etapas de Xileno, Ácido y
Espuma de N2 in-situ, minimizando el inventario de químicos peligrosos en el
sitio.
2. Equipos Requeridos
Al ser una estimulación matricial a baja tasa (0.18 bpm máx), no se requiere un Frac
Spread.

Unidad de Coiled Tubing (CT): Unidad de 15,000 lbs con inyector de 40,000
lbs de capacidad de tiro. Tubing de 1.5" o 2" para bajar la fricción y permitir
inyección a profundidad.

Bomba de CT: Bomba triplex de 500 HHP (capaz de manejar 0.1 a 2 bpm con
alta precisión).

Unidad de Nitrógeno: 1 unidad de bombeo de N2 (400 SCFM) para generar la
espuma de desplazamiento (150 bbl equivalentes).

Tanques: 6 tanques de 100 bbl (1 para Pre-flujo, 2 para Ácido, 1 para
Overflush, 2 para Retornos).
Día
D-1
Fase
Logística
D-1
Rig Up
(RU)
D-Day
(07:00)
RIH CT
D-Day
(09:00)
Etapa 1
Actividad Principal
Transporte de 500 bbl de
agua tratada y químicos
(Xileno, HCl, Surfactantes).
Instalación de preventores
(BOP) de CT, conexión de
líneas de alta presión y N2.
Bajar Coiled Tubing hasta el
fondo del intervalo (3,190
m). Llenar tubing con 2%
KCl.
Bombeo de Pre-flujo EMNR
(100 bbl de Xileno/Alcohol).
Tasa: 0.1 bpm.
Responsables
Logística
HSE / Normativa
Hojas MSDS a mano. Kits
antiderrame.
Supervisor CT
Prueba de presión de líneas
a 5,000 psi.
Operador CT
Verificación de peso y
presión.
Ing. de
Producción
Sistema Cerrado.
Monitoreo de H2S y VOCs
(Xileno).
D-Day
(12:00)
Etapa 2
D-Day
(16:00)
Etapa 3
D-Day
(19:00)
POOH CT
D+1 a
D+3
Flowback
Bombeo de Tratamiento
Principal EMR (200 bbl de
HCl/Ácido Acético). Tasa:
0.1 →→ 0.18 bpm.
Bombeo de Overflush (50
bbl) y Desplazamiento con
Espuma de N2 (150 bbl).
Retirar Coiled Tubing.
Preparar pozo para
flowback.
Producción asistida por N2
(si es necesario) para
limpiar el ácido y asfaltenos
disueltos.
Ing. de
Producción
Monitoreo estricto de THP
(Límite 4,800 psi).
Operador N2 /
CT
Control de presión de
retorno. Evitar sobrepresurización.
Bloqueo y etiquetado
(LOTO) de equipos.
Operador CT
Producción
CRÍTICO: Los retornos
ácidos van a tanques
cerrados. Neutralización
con cal antes de
disposición final.