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INFORME DE ACTIVIDADES  
 
OBJETO: REALIZAR SOPORTE TÉCNICO Y EXPERIMENTAL E N LOS PRO YECTOS 
DE ANÁLISIS ESTADISTICO Y PRUEBAS DE LABORATORIO RELACIONADAS CON 
LA INTERACCION ROCA FLUIDO, EJECUTADOS POR LA ESCU ELA DEINGENIER ÍA 
DEPETRÓLEOS PARA PROYECTOS VIGENT ES 
 
OPS N .: 2023000341  
 
Elaborado por:  
 
 
MIGUEL AUGUSTO MEDINA GOMEZ  
C.C. No. 1.100.966.815 de San Gil, Santander  
 
Periodo de informe: 20 de febrero  de 2023  al 19 de marzo de 2023  
 
 
 
ORDENADOR DEL GASTO: EMILIANO A RIZA LEON  
                                             
                                                           
  
SUPERVISOR DEL CONTRATO:  DIEGO ARMANDO VARGAS SILVA  

 
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 TABLA DE CONTENIDO  
1. OBJETIVOS ................................ ................................ ................................ .....................  4 
1.1 Objetivo general  ................................ ................................ ................................ ....... 4 
1.2 Objetivos específicos  ................................ ................................ ...............................  4 
2. ACTIVIDADES DESARROLLADAS  ................................ ................................ ...............  4 
2.1 LATAM ENERGY SOLUTIONS – EVALUACION EN MEDIO POROSO DE UN 
MEJORADOR DE FLUJO  ................................ ................................ ................................ .. 4 
2.1.1  Propiedades petrofísicas del tapón de núcleo  ................................ .................  6 
2.1.2  Desplazamiento de agua de formación ................................ ............................  7 
2.1.3  Desplazam iento de crudo  ................................ ................................ .................  7 
2.1.4  . Desplazamiento de sa lmuera de inyección  ................................ ...................  8 
2.1.5  . Desplazamiento de crudo / daño por asfaltenos  ................................ ...........  9 
2.1.6  Desplazamiento de agua de inyección para det erminar línea base 
pretratamiento  ................................ ................................ ................................ .................  9 
2.1.7  Desplazamiento de agua de inyección + mejorad or de flujo  ...........................  9 
2.1.8  Resumen del desplazam iento  ................................ ................................ ........  10 
3. CONCLUSIONES  ................................ ................................ ................................ ..........  14 
4. REFERENCIAS  ................................ ................................ ................................ .............  14 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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 TABLA DE ILUST RACIONES  
 
Ilustración 1 Variación de la permeabilidad promedio / fase inicial ................................ ..... 11 
Ilustración 2 Variación de la permeabilidad promedio / fase final  ................................ ....... 11 
Ilustración 3 Resumen gráfico del desplazamiento.  ................................ ............................  13 
 
LISTA DE TABLAS  
 
Tabla 1 Protocolo de desplazamiento  ................................ ................................ ....................  6 
Tabla 2 Propiedades petrofísicos ................................ ................................ ...........................  6 
Tabla 3 Resumen del desplazamiento de agua de formación.  ................................ .............  7 
Tabla 4 Resumen del desplazamiento de crudo  ................................ ................................ ... 8 
Tabla 5 Resumen del desplazamiento de agua de inyección  ................................ ...............  8 
Tabla 6 Resumen de la inyección de agua de inyección formulada  ................................ ... 10 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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 1. OBJETIVOS  
 
1.1 Objetivo general  
 
Realizar soporte técnico y experimental en los proyectos d e análisis estadístico  y pruebas 
de laboratorio relac ionadas con la interacción  roca fluido, ejecutados por la escuela de  
Ingeniería de  Petróleos para proyectos vigentes . 
1.2 Obje tivos e specíficos  
 
- Realizar pruebas de laboratorio para evaluar un fluido de esti mulación   
- Realizar el análisis de las pruebas de labo ratorio.  
- Realizar informes y presentaciones requeridas para el  proyecto  
- Emplear buenas prácticas profes ionales y aplicar los lineamientos del sistema de 
calidad implementados en el laboratorio bajo la no rma ISO/IEC 17025  
2. ACTIVIDADES DESARROLLADAS  
 
A partir  de análisis de ensayos de laboratorio y análisis e interpretación de resultados, 
empleando buenas prác ticas profesionales y aplicando los lineamientos del sistema de 
calidad implementados en el laborato rio bajo la norma ISO/IEC 17025, se brindó apoyo a 
las siguientes act ividades:  
2.1 LATAM ENERGY SOLUTIONS  – EVALUACION EN MEDIO POROSO  DE 
UN MEJOR ADOR DE  FLUJO  
 
Dentro del proyec to desarrollado para la empresa Latam Energy Solutions, cuyo objetivo 
principal  es la evaluación de un mejorador de flujo para remediar  el daño ocasionado por 
elementos  orgánicos e inorgánicos, se propuso la eval uación e n medio poroso de este 
producto, simulando las condiciones de yacimientos.  
Como a ctividades pr eliminares se filtró y deshidrató el crudo recibid o, siguie ndo el 
procedimie nto descrito anteriormente . 
 
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 Luego de múltiples discu siones con el campo al cu al se ap licaría e l producto en caso de 
ser exitos o el resultado final, se propuso un protocolo de desplazamiento que cumple co n 
los requerimientos del cliente.  
 
PROTOCOLO DE DESP LAZAMIENTO  
# Descripción  Duración  
(Días)  Resultado 
Esperado  
1 Saturación de muestra  al vacío y 
montaje en el equipo de  
Desplazamiento  1 Porosidad 
efectiva  
 
2 Desplazamiento de salmuera de 
formación has ta obtener 20 VP 
estables  a tasa de inyección mínima  
Q=0.1 cc/min  
  
2  
K absoluta al 
agua (K w) 
3 Desplazamiento de crudo  hasta 20 VP 
a tasa de inyección mínima Q=0.1 
cc/min  2 K efectiva al 
crudo K (o) 
 
 
4 Desplaz amiento de salmuera de 
inyección hasta 20 VP a tasa de 
inyección mínima Q=0.1 cc/min   
2 
 K efec tiva a 
salmuera de 
inyección (K iny) 
5 Desplazamiento de crudo  hasta 20 VP 
a tasa de inyección mínima Q=0.1 
cc/min  2 K efectiva al 
crudo   K (o) 
 
6 Desplazamiento de crudo mezclado 
previamente con n -hepta no para 
generar la precipitación de asfaltenos. 
El desplazamiento se realizará a una 
tasa de 0,1 cc/min  llevando control del 
dP. 2 
  
 
7 Desplazamiento de crudo  hasta 20 VP 
a tasa de inyección mínima Q=0.1 
cc/min para verificar que se haya 2 K efectiva al 
crudo K (o-d) post 
daño  para 
 
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 efectuado el dañ o 
 verificación  
8 Desplazamiento de salmuera de 
inyección  hasta 20  VP a una tasa 
mínima de 0 1 cm/min.  2 K efectiva al 
agua de 
inyección post 
daño . (Kiny -d). 
9 Desplazamiento de salmuera de 
inyección  formulada c on el mejorador 
de flujo hasta 20  VP a una tasa 
mínima de 01 cm/min.  2  
10 Desplazamiento de salmuera de 
inyección  hasta 20  VP a una tas a 
mínima de 01 cm/min.  2 K agua de 
inyección post 
tratamiento . 
(Kiny -t). 
11 Desplazamiento de crudo  hasta 20 VP 
a tasa  de inyección mínima Q=0.1 cc/  2 K efectiva al 
crudo  K(o-t) post 
tratamiento  
Tabla 1 Protocolo de despl azamiento  
2.1.1  Propiedades petrofísicas del tapón de núcleo  
 
Previo al desplazamiento  se midieron algunos parámetros petrofísicos nec esarios para el 
análisis final de los resultados. Es tos de muestra n en la Tabla 2. 
Número  de la  Muestra  Muestra  
Identificación  Yariguí 503  
Profundidad (ft)  8520.5  
Porosidad  Boyle*  24.79% 
Permeabilidad*  14 mD (al gas) 
Diámetro  3,794 cm 
Longitud  6,641 cm 
Tabla 2 Propiedades petrofísicos  
 
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 2.1.2  Desplazamiento de agua de formación  
 
Se inicia la inyección  de agua  de formación  a una tasa de 0.5 mililitros por minutos  y se 
aumenta pro gresivamente la tasa de inyecci ón hasta tomar tres diferenciales de presión 
diferentes. De est a manera , se obtien e una permeabilidad efectiva al agua de formació n 
de 37 .58 m D (ver Tabla 3). 
Proyecto Presión Confinam. 1200 psi Fluido:AGUA DE  
FORMACION
Fecha Presion backpres 500 psi Tipo sensor Smart
Operario Temperatura 120 °F Equipo Desplazamiento CORE PET
Temp Viscosidad Rate Presión Permeabilidad
(°C) (cP) (ml/min) (psi) (mD)
Sin corregir Kw Corregida, mD
ratekorr.: 1.00
Muestra ID: PLUG SINT 50 0.590 1.000 2.20 38.5812 38.2049
Longitud (cm) 6.641 50 0.590 1.250 2.75 38.5812 38.2796
Diametro: 3.794 50 0.590 1.500 3.31 38.4646 38.2145
Kw, mD 38.2366 #¡DIV/0! 0.0000
K promedio, mD 38.2330LATAM E NE RGY SOLUTIONS
Febrero, 2022
 
Tabla 3 Resumen del desplazamiento de agua de  formación . 
2.1.3  Desplazamiento de crudo 
 
Para este despl azamiento se requiere obtener una línea base de permeabilidad  para el 
crudo de l yacim iento. Esta se  obtiene inyec tando crudo luego de inyectar agua de 
formación sobre la muestra para simular las condicion es de yacimiento.  La permeabili dad 
efectiva al crudo  en presencia de agua de formación fue de 8.30 mD, obtenid a con un 
diferencial de pre sión de 575.3 psi.  
 
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Proyecto Presión Confinam. 1200 psi Fluido: CRUDO
Fecha Presion backpres 500 psi Tipo sensor Smart
Operario Temperatura 120 °F Equipo Desplazamiento CORE PET
Temp Viscosidad Rate Presión Permeabilidad
(°C) (cP) (ml/min) (psi) (mD)
Sin corregir Kw Corregida, mD
ratekorr.: 1.00
Muestra ID: PLUG SINT 50 166.000 0.200 575.30 8.3021
Longitud (cm) 6.641
Diametro: 3.794
Keo, mD 8.3021
K promedio, mD 8.3021LATAM E NE RGY SOLUTIONS
Febrero, 2022 
Tabla 4 Resumen del desplazamiento de  crudo  
2.1.4  . Desplazamiento de salmuera de inyección  
 
Al tratarse de un pozo de inyección, se  simularon las condiciones de saturación de 
hidrocarburo para luego desplazarlo con a gua de inyección suministrada por el cliente y 
calcular una permeabilidad efectiva al agua de inyección en presencia de crudo y agua de 
formación en condiciones  irreducibl es. Los resultados se observan a cont inuación : 
Proyecto Presión Confinam. 1200 psi Fluido:SALMUE RA DE  
INYE CCION
Fecha Presion backpres 500 psi Tipo sensor Validyne
Operario Temperatura 120 °F Equipo Desplazamiento VINCI
Temp Viscosidad Rate Presión Permeabilidad
(°C) (cP) (ml/min) (psi) (mD)
Sin corregir Kw Corregida, mD
ratekorr.: 1.00
Muestra ID: 50 0.597 0.500 64.45 0.4405 1.0373
Longitud (cm) 4.390 50 0.597 1.000 93.45 0.6075 1.0072
Diametro: 3.794 50 0.597 1.500 120.00 0.7097 1.0271
Kw, mD 1.0221
K promedio, mD 1.0239Febrero, 2022LATAM E NE RGY SOLUTIONS
 
Tabla 5 Resu men del desplazamiento de agua de inyección  
Como resultado se obtuvo una permeabilidad efectiva al agua de inyección de  1.02 mD 
obtenida a part ir de 3 diferenciales de pre sión a tasas de flujo de 0.5 ml/min, 1.0 ml/min y 
 
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 1.5 ml/min.  El aum ento en los difer enciales de presión fue corres pondiente al a umento en 
las tasas de flujo . 
2.1.5  . Desplazamiento de crudo / daño por asfaltenos  
 
Desde el inicio  se consideró como principal meca nismo de daño aquel relacionado con la 
preci pitación d e asfalt enos en el medio poroso . Sin embargo,  los resu ltados de las 
pruebas  de e stabilidad de emulsiones probaron la hipótesis de que la formaci ón de 
emulsiones tendría una mayor importancia como mecani smo de daño de ntro de l 
yacimiento. E sta hipótesis fue igualmente probada durante la e valuación en medio poroso, 
pues al momento de inyectar  agua de inyección  la permeabilidad fue decayendo hasta 
acerca rse a valores muy ce rcanos a cero. De e sta manera al tr atar de inyectar cru do para 
causar el daño por asfaltenos, este no lo gró fluir a trav és del medio poroso. Por este 
motivo, se concluyó que el daño ya había sido efectuado y se procedió a las fases de 
remed iación .  
2.1.6  Desplazamiento de agua de inyección para d eterminar línea  base 
pretratamiento  
 
Con el fin de contar con una línea base de compa ración para el agua de inyección luego  
del daño, se inyectó agua de inyección a una ta sa de 0.01 ml/min y se calculó  una 
permeabilidad  efectiv a, obteniendo un resultado de  0.006 mD a partir de un  diferencial de 
presión de 94 psi. Como se observa, el valor  de permeabilidad es tan cercano a cero que 
se puede decir que el medio alcanzó un nivel de ta ponamiento completo.  
 
2.1.7  Desplazamiento de agua de inyección + mejorador de fluj o 
 
De acuerdo con  la configuración original del proyecto, se había propuesto remediar  el 
daño causado por precipitación de asfaltenos  usando un químico que se enca rgara de 
diluir los a sfaltenos en el sistema . Sin embargo,  basados en l os resultados obtenido s 
durante  las pruebas est áticas y la evaluación  en medio poroso, se optó por un qu ímico 
cuyo objetivo fuese  la disminución de la tensión interfa cial para evitar la formación  de 
emulsiones  dentro del siste ma y romper las emulsiones existentes . Este producto  se 
inyectó a una concentración de 40 ppm a tasas variables , partiendo de una tasa mí nima 
 
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 de 0.01 ml /min y aumentando el flujo a medida que el medio poroso reaccionó a l 
tratamiento. De esta manera se alcanzó una estabilización del diferencial de p resión a una 
tasa de 1.0 m l/min, razón por la cual se calcu ló una permeabilidad a partir de es ta tasa, 
teniendo como resultado una permeabilida d efectiva al agua de inyección  + mejorador de 
flujo de 2.44 mD.  
Proyecto Presión Confinam. 1200 psi Fluido:INYE CCION+WATE R 
CONTROL
Fecha Presion backpres 500 psi Tipo sensor Validyne
Operario Temperatura 120 °F Equipo Desplazamiento VINCI
Temp Viscosidad Rate Presión Permeabilidad
(°C) (cP) (ml/min) (psi) (mD)
Sin corregir Kw Corregida, mD
ratekorr.: 1.00
Muestra ID: 50 0.597 0.010 12.40 0.0458 0.0423
Longitud (cm) 4.390 50 0.597 0.050 60.50 0.0469 0.0461
Diametro: 3.794 50 0.597 0.100 91.13 0.0623 0.0616
50 0.597 0.150 91.80 0.0928 0.0917
50 0.597 0.200 80.42 0.1412 0.1394
50 0.597 0.500 111.25 0.2552 0.2528
50 0.597 0.800 108.70 0.4178 0.4139
50 0.597 1.000 21.80 2.6043 2.4865
50 0.597 1.250 28.70 2.4727 2.3868
Kw, mD 2.4474 50 0.597 1.50 33.40 2.5497 2.4732
K promedio, mD 2.4488LATAM E NE RGY SOLUTIONS
Febrero, 2022
 
Tabla 6 Resumen de la inyección  de agua de inyección formulada  
 
2.1.8  Resumen del desplazamiento  
 
El comportamiento inicia l de la prueba se ve reflejado en la Ilustración 1 e Ilustración 2, 
donde se aprecia  como la capacidad de inyectividad de la muestra (con el agua de 
inyección) se ve claramente disminuida. Esto como conse cuencia de la incompatibilidad 
de los fluidos del sistema (al generarse distintos fenómenos interfaciales causantes de 
daños a la formació n de manera natural). En tal sent ido, la permeabilidad al agua de 
inyección prácticamente se reduce a cero (0.006 mD).  
 
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Ilustración 1 Variación de la perm eabilidad promedio  / fase inicial 
  
Ilustración 2 Variación de la perm eabilidad promedio  / fase final  

 
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Identificados de manera inic ial los fenómenos interfaciales que originaron este resultado 
de perdida de inyectividad a condiciones diná micas (incremento de la tensión, 
desequilibrio en el pH, formaci ón de precipitados suspendidos, alteración en la 
mojabilidad y la detergencia, formac ión de emulsiones estabilizadas de manera interfacial 
con sólidos, etc.) se procedió a colocar el producto WaterControl ™ para evaluar su 
capacidad de remediar/evitar la ge neración de estos fenómenos interfaciales adversos al 
flujo del agua de inyección den tro del medio poroso a condiciones dinámicas.  
Los resultados  se muestran en la Ilustración 2, donde el producto WaterControl ™ 
colocado en el agua  de inyección, remedió el taponamiento existente en el sistema de 
flujo del plug, y p aulatinamente fue incrementado la capacidad de inyección del agua 
hasta alcanzar más de 40 % de incremento en la permeabilidad (pasó de 0.006 mD a 2.44 
mD).  
 
 
 
 
 
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Ilustra ción 3 Resumen gráfico del desplazamie nto. 
 
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3. CON CLUSIONE S 
 
Se evaluó por medio de un conjunto de ensayos a escala de laboratorio la efectividad y 
compatibilidad de productos químicos propuestos por la empresa  Latam Energy Solut ions, 
que actuarían como mejoradores de flujo en procesos de inyección de agua, para ser 
eventualmente aplicados en el campo Yarigui.  
En la etapa I, de compatibilidad y evaluación de la interacción fluido - fluido / roca -fluido se 
evidenci ó que existen inco mpatibilidades marcadas entre los fluidos de yacimiento y el 
mejorador de flujo propu esto inicialmente (evidencias de formación de emulsiones, 
alteración en la mojabilidad y mala detergencia); lo cual complejiza la sinergia de los 
fenómen os evaluados en el  sistema.  
En la etapa II, de evaluación dinámica en medio poroso se evidencio que al entrar en 
contacto los fluidos de yacimiento con el agua de inyección, se produce una restricción 
total del flujo (máximo daño posible, reflejando permea bilidades de 0.0 m D al crudo y de 
0.006 mD al agua de inyección). Esto provocado por el conjunto de pse udodaños 
observados en la etapa inicial de las pruebas.  
En vista de lo acontecido durante la realización de la prueba dinámica (taponamiento total 
del pl ug), se decidió in yectar otro producto (WaterControl ™) con propiedades diferentes, 
que pudiera remediar /evitar dichas alteraciones interfaciales en el medio poroso, 
causantes del taponamiento de este. Mostrando durante su desempeño una restauración 
y aumen to de la inyectivi dad en el plug, del agua de inyección con evidentes señales de 
remoción (barrido) de crudo (mostrado en la salida de efluentes).  
4. REFERENCIAS  
 
Garaicochea, F. Apuntes de Estimulación de Pozos. Facultad de Ingeniera,  UNAM, 
México, 1985. pp. 4.  
http://www.ton atiuh.geofisica.unam.mx: Mineralogía de Arcillas (Propiedades).  
Alma  N, Capacidad De  Intercambio Catiónico, Tesis. Universidad Nacional Autónoma de 
México UNAM, México, 2011.  
ANSI/API RECOMMEN DED PRACTICE 13B -1FOUR TH EDITION, MARCH 2009ERRATA 
1, AUGUST 201 4. ISO 10414 -1:2008 (Identical), Petroleum and natural gas industrie s—
Field testing of drilling fluids —Part1: Water -based fluids  
Recommended Practice for Field Testing Water -based Drilling Flu ids 