Revista Ciencia y Cultura Cruceña #5 by UPSA Santa Cruz-Bolivia

Revista de la ANCB-SC | Año 5 | Nº 5

#05

Revista de la ANCB-SC | Año 5 | Nº 5

EDITOR:

Gastón Mejía Brown

Santa Cruz de la Sierra - Bolivia, 2024

Revista de la ANCB-SC | Año 5 | Nº 5

#05 Revista editada en el marco del programa UPSA - ANCB-SC. Edición financiada por la Fundación Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra - UPSA.

EDITOR

Gastón Mejía Brown

DIAGRAMACIÓN

Yoshimi Iwanaga M.

CONSEJO EDITORIAL

Gastón Mejía Brown Roberto Antelo Scott

© Febrero 2024 ACADEMIA NACIONAL DE CIENCIAS DE BOLIVIA-DEPARTAMENTAL SANTA CRUZ (ANCB-SC) Av. Paraguá y 4to. Anillo Tel.: +591 (03) 346 4000 | Fax: +591 (03) 346 5757 Casilla 2944 Santa Cruz de la Sierra, Bolivia DERECHOS DEL AUTOR Prohibido la reproducción total o parcial de la presente obra por cualquier medio sin citar expresamente la fuente. Los artículos publicadas son de entera responsabilidad de los autores y no representan la posición de la Academia Nacional de Ciencias de Bolivia-Departamental Santa Cruz (ANCB-SC).

AUTORIDADES ACADÉMICAS PRESIDENTE Acad. Gastón Mejía Brown VICE PRESIDENTE CIENCIAS DE LA CULTURA Acad. Victor Hugo Limpias Ortiz SECRETARIO GENERAL Acad. Ricardo Marcelo Michel Villazón TESORERO Acad. Marion K. Schulmeyer Dávalos VOCALES Acad. Carmen Rosa Serrano Nurnberg Acad. Herland Vaca Diez Busch

ACADÉMICOS CONSEJEROS Acad. Alcides Parejas Moreno Acad. Mario Suárez Riglos ACADÉMICOS DE NÚMERO Acad. Juan Manuel Navarro Ameller Acad. Francisco García Gutiérrez (†) Acad. Ramón Harald Schulczewski (†) Acad. Guillermo Carlos Rivera Arroyo Acad. Ramiro Suárez Soruco Acad. Marisol Toledo Acad. Wendy R. Townsend (†) ACADÉMICO DE HONOR Acad. Lauren Müller de Pacheco

ÍNDICE 7

PRÓLOGO

ARTÍCULOS

DEL ESTADO DE CONSERVACIÓN DEL 11 EVALUACIÓN OSO ANDINO EN LOS MUNICIPIOS DE MAIRANA Y SAMAIPATA

Viviana Albarracín Dávalos

DAR DESCUENTOS CONTROLANDO EL 21 ¿CÓMO MARGEN? Carlos Hugo Barbery Alpire

DEL EMPRENDIMIENTO E INNOVACIÓN DE 25 ELLOSPERFIL ESTUDIANTES Y GRADUADOS DE LA UPSA Karem Infantas Soto y María Montaño

IN VITRO DE LA ALMENDRA CHIQUITANA 55 CULTIVO (DIPTERYX ALATA VOGEL) Ingrid Morales-Benavent, Margarita López y Fabián Quispe

THE DELIVERABILITY POTENTIAL IN 63 ESTIMATING NATURALLY FRACTURED RESERVOIRS: A CASE STUDY Andrés Orellana Adrián y Pedro Marcelo Adrián Herbas

IMPACTO DE MÉTODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA EN EL RECOBRO FINAL DE UN RESERVORIO NATURALMENTE FRACTURADO STRESS SENSITIVE DE LA ZONA BOOMERANG/PIE DE MONTE Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas

PRÓLOGO La Generación de Energía Eléctrica en Bolivia El Plan de Desarrollo Económico Social de Bolivia (PDES), periodo 2021-2025, busca cambiar la matriz energética, pasando de una generación termoeléctrica mayoritaria hacia una basada en el aprovechamiento de energías renovables, visualizando a la generación eléctrica excedente como un producto de exportación; todo ello, enmarcado en un contexto normativo de planes nacionales como el Plan de Desarrollo Económico y Social en el que se enmarcan el Plan Eléctrico 2025 y el Plan de Desarrollo de Energías Alternativas 2025 y los decretos supremos DS 2048 del 2014 (remuneración de energía eléctrica generada a partir de energías alternativas), DS 2399 del 2015 (uso integral de la energía eléctrica determinando incentivos tributarios y financieros), DS 4477 del 2021 (regulación de la generación distribuida en Bolivia) y DS 4539 del 2021 (norma las actividades de la industria eléctrica) y la ley departamental 177 de Santa Cruz (derecho a generar energía eléctrica para autoconsumo). El PDES habla de energías renovables que, a los fines de este artículo, se definen como aquellas que se obtienen de fuentes prácticamente inagotables como la radiación solar, el movimiento del aire, la caída y el movimiento de grandes caudales de agua, la producción de vapor de agua al interior de la superficie terrestre, la producción agrícola y forestal y los residuos orgánicos. En este contexto de fuentes primarias de energía, se establece la capacidad de generación de energía eléctrica en Bolivia, que alcanza a 4.086 MW (año 2022) distribuidos (según fuente primaria de generación de energía eléctrica) en 735 MW (hidro), 2.855 (termo, de los cuales, 2.000 MW son generados con gas), 193 MW (biomasa), 127 MW (eólica), 171

MW (solar) y 5 MW (geotérmica). En conclusión, se establece que un 70 % de la generación eléctrica en Bolivia se realiza quemando gas. En el PDES se considera, por otra parte, la exportación de la energía eléctrica generada excedente que en Bolivia, al 2023, con un consumo de energía eléctrica de 1.700 MW, es de más de 2.000 MW disponibles, pero, para exportar se requiere que exista demanda en el mercado energético en los países vecinos a Bolivia y se cuente en el país con sistemas de transmisión interconectados con dichos países; condición que al presente, está constituida por sólo una línea de transmisión al norte Argentino, exportando 60 MW a partir de marzo 2023. Si vemos el contexto de los países contiguos, en cuanto a generación eléctrica instalada se refiere, se establece que Argentina cuenta con 50.000 MW (básicamente, Hidro y Termo energías eléctricas), Brasil con 42.300 MW (mayoritariamente Hidro y, en parte menor, Bio y Eolo energías eléctricas), Chile con 32.2000 MW ( en grado alto termo y, en menor grado, solar e hidro energías eléctricas), Perú con 7.500 MW (Termo e Hidro energías eléctricas) y Paraguay con 17.400 MW (totalmente Hidro energía eléctrica) lo que lleva a analizar qué factores en dichos países se podrían considerar como positivos para la exportación boliviana de energía eléctrica a los mismos; entre ellos, podría ser el grado de cobertura de sus sistemas eléctricos interconectados o si su capacidad de generación eléctrica no es suficiente para cubrir las necesidades de energía eléctrica en regiones alejadas de sus centros de generación, entre ellas, las cercanas a la frontera con Bolivia, como el oeste de Brasil, el norte de Chile, el suroeste de Perú o el norte de Argentina. Revista de la ANCB-SC | #05

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Volviendo al tema de la exportación de energía eléctrica, es evidente que Bolivia cuenta actualmente con un excedente en su generación eléctrica, que lo indique inicialmente, pero, enfrenta el problema de que la misma es básicamente termoeléctrica, es decir, quemando gas, este último elemento, en franca disminución en su producción en Bolivia por agotamiento de reservas; lo cual lleva a considerar que Bolivia a corto plazo, no contará con suficiente energía eléctrica generada en plantas termoeléctricas. Por lo tanto, este hecho lleva a considerar que Bolivia enfrenta un problema crítico energético a mediano plazo y para solucionarlo, debe dirigir su política energética que al presente es dependiente de la provisión de gas, hacia asegurar la demanda interna de energía eléctrica a mediano y a largo plazo,

fundamentalmente, con proyectos de inversión en la construcción de plantas hidroeléctricas de diversas potencias que ENDE ya lo viene realizando en parte, acción a ser dinamizada con los construcción de los proyectos El Bala y Rositas y complementariamente, en la construcción de plantas de generación eléctrica a partir de biomasa y de las energías solar y eólica (áreas en las que no hay nuevos proyectos de gran escala en potencia a corto plazo), manteniendo las plantas termoeléctricas actuales en reserva para cubrir necesidades de energía eléctrica imprevistas; segundo, si hay excedentes, considerar el venderlos o si hay déficit energético tomar la decisión de comprar energía eléctrica a los países vecinos, lo que exige contar con redes de interconexión eléctrica con los mismos, realidad que se constituye en factor vital para la seguridad energética de Bolivia.

Acad. Gastón Mejía Brown Presidente ANCB-SC

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ARTÍCULOS Los artículos publicadas son de entera responsabilidad de los autores y no representan la posición de la Academia Nacional de Ciencias de Bolivia-Departamental Santa Cruz (ANCB-SC).

Evaluación del Estado de Conservación del Oso Andino en los Municipios de Mairana y Samaipata

Evaluación del Estado de Conservación del Oso Andino en los Municipios de Mairana y Samaipata1 Viviana Albarracín Dávalos2

RESUMEN

Se realizaron evaluaciones in situ, entrevistas y revisión bibliográfica con el objetivo de identificar las áreas con registros del Oso Andino Tremarctos ornatus en los Municipios de Mairana y Samaipata, específicamente, La Yunga y Cueva de cuya presencia en estas áreas, se tiene informes, incluyendo el Área Protegida Municipal Micro Cuenca El Chape y el Parque Nacional y Área Natural de Manejo Integrado Amboró. En estas zonas, el oso se desplaza entre los 1.200 y los 2.200 metros sobre el nivel del mar, abarcando los Yungas y el Bosque Tucumano Boliviano. El bloque importante para el oso, en tamaño y variedad de recursos, está conformado por el bosque de Yungas, que le brinda una probabilidad de alimento mayor y es un área relativamente en buen estado de conservación. Actualmente, algunas actividades antropogénicas como la tala de bosques para agricultura y ganadería, la extracción de madera, minerales, petróleo y gas, asfaltado de la carretera, entre otros, impactan directamente en los bosques

Programa UPSA - ANCB-SC.

Programa JUKUMARI conservando al Oso Andino boliviano.

que ocupa el oso, reduciendo la disponibilidad de los componentes importantes de su hábitat (alimento, refugio y corredores) para el mantenimiento de sus poblaciones. Palabras claves: áreas naturales protegidas, oso andino, problemática ambiental.

INTRODUCCIÓN

El Oso Andino (Tremarctos ornatus) es la única especie de la familia Ursidae presente en Sudamérica. Actualmente es catalogado como vulnerable a la extinción (VU) en el Libro Rojo de Especies Amenazadas de la UICN y se encuentra listado en el Apéndice I de la Convención Internacional de Tráfico de Especies (CITES), según el cual está prohibida cualquier tipo de comercialización de individuos o sus partes. En Bolivia, es considerado como una especie en peligro de extinción bajo el criterio de vulnerable (Albarracín 2013; MMAYA 2009). Su distribución está situada sobre la cordillera de los Andes, de donde toma su nombre, desde los 200 metros de elevación hasta los 4.500 metros de elevación (Wallace et al 2014; Wallace et al. 2010). Aunque esta especie fue descrita desde el siglo XVIII, el trabajo orientado a su investigación y conservación se inició hace 40 años con las Revista de la ANCB-SC | #05

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investigaciones de Bernard Peyton en Perú. En Bolivia, las investigaciones comenzaron hace 30 años, tiempo en el cual la actividad humana intensa, la cacería y los efectos del cambio climático sobre su hábitat, han reducido, aislado e incluso han llevado a la extinción de poblaciones de Oso Andino en áreas de su rango de distribución (MMAYA 2020). Dada la importancia del Oso Andino, para los fines de su conservación en los Andes tropicales y ante la falta de información sistematizada sobre su distribución y ecología, es imprescindible recopilar y analizar colectivamente los datos existentes de esta especie para el departamento de Santa Cruz. El último estudio publicado en la zona data de hace 28 años y fue realizado en inmediaciones del Parque Nacional y Área de Manejo Integrado Amboró (Eulert 1995). Esta especie está asociada a un hábitat (bosque nublado) importante para la regulación del clima y el agua a nivel regional y es por eso que se considera como un indicador adecuado del estado de salud de estos bosques (Wallace et al 2010). Durante la última década. el interés y la preocupación de un número creciente de personas y organizaciones por esta especie ha conducido a la creación de distintos frentes de trabajo que hoy desembocan en el desarrollo concertado de una estrategia para la implementación del Plan de Acción para la Conservación del Oso Andino (2020 -2025).

OBJETIVOS Estos son.

Objetivo General • Evaluar el estado de conservación del Oso Andino en el Departamento de Santa Cruz, Provincia Florida, municipios de Mairana y Samaipata.

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Objetivos Específicos • Evaluar la percepción de las comunidades indígenas locales relacionadas con el Oso Andino (T. ornatus) respecto al desarrollo cultural, ecológia e interacciones. • Determinar la presencia del Oso Andino, mediante rastros directos e indirectos • Examinar como la influencia humana influye en la ocurrencia del Oso Andino. • Identificar los hábitos alimenticios del Oso Andino en la zona. Área de estudio y metodología Se describe primero las áreas de estudio: a. Area de estudio Esta investigación se realiza en el Departamento de Santa Cruz, en los municipios de Mairana y Samaipata, que se encuentran dentro de los límites de las Unidades de Conservación del Oso Andino (UCO), propuestas para Bolivia y Perú (Wallace et al 2014). El Oso Andino se encuentra en los bosques nublados, que corresponden a los bosques de las laderas orientales de los Andes medios. Estos bosques de Yungas, comienzan aproximadamente en el codo que los Andes medios forman en Santa Cruz y comprende desde la llanura hasta las secciones inferiores de los Valles. Su límite superior sube hasta los 2.000 metros de elevación, altura en la cual, en lugares sombreados, son todavía comunes los helechos arbóreos. - Delimitación del área de estudio Se muestran las estaciones donde fueron colocadas las cámaras trampa en el Municipio de Mairana, comunidad La Yunga en cuya cercanía se realizaron los transectos.

Evaluación del Estado de Conservación del Oso Andino en los Municipios de Mairana y Samaipata Figura 1. Ubicación de las cámaras trampa, La Yunga

Se muestran las Estaciones donde fueron colocadas las cámaras trampa en el Municipio de Samaipata en cuya cercanía se realizaron los transectos. Figura 2. Ubicación de las cámaras trampa, Samaipata y Cueva

b. Metodología La planificación metodológica para el desarrollo del trabajo, contempla dos componentes: - Recopilación de Información, que incluye la búsqueda de información secundaria sobre el

Oso Andino y la realización de entrevistas con las comunidades (Albarracín 2010). - Trabajo en Campo, muestreo con cámaras trampa y transectos para la presencia del Oso Andino. Se analiza la metodología en el caso primero: Revista de la ANCB-SC | #05

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- Recopilación de información. A pesar de que en la zona no se realizaron estudios desde hace 28 años y existen vacíos de información, en cuanto a estudios del Oso, la información secundaria fue fuertemente respaldada con las entrevistas. Se presenta la metodología en el caso segundo. - Entrevistas con las comunidades. La investigación se inició, visitando las comunidades indígenas locales que se encuentran cercanas al camino y, una vez en ellas, se recurrió a las autoridades de cada comunidad indígena (autoridades municipales, autoridades indígenas) para que autoricen a realizar las entrevistas para, posteriormente, informarles de los objetivos y actividades del estudio (Albarracín 2010). Una vez autorizado, se entrevistó a la población indígena y rural sobre la presencia del Oso Andino en su territorio; con GPS y mapas cartográficos, se visitaron los lugares donde los miembros de la comunidad reportaron la presencia de osos y se verificaron otros datos relevantes. Se realizaron encuestas semiestructuradas (15 preguntas) con residentes mayores de 18 años, tanto hombres como mujeres. La encuesta tomó entre 15 minutos y 20 minutos por persona y se centró en recopilar información sobre: - La distribución actual e histórica de la especie. Conocer la fecha última en que la especie fue vista en la zona. - Impacto o conflictos del oso con las actividades humanas (ganadería y cultivos). Determinar si el Oso Andino afecta a la fauna doméstica y / o a sus cultivos. Se establecerán Puntos GPS una vez que la persona entrevistada indique el lugar. - Se considera una especie nociva o útil. Determinar la percepción de la gente de las comunidades sobre la utilidad o el perjuicio que la especie representa. - Causa más común de mortalidad de la especie. Registrar indirectamente la presión de cacería y otro tipo de mortalidad del Oso Andino. - Mitos, leyendas, historias del Oso Andino. Realizar estos registros con el fin de evaluar el impacto y la influencia del Oso en la cultura del departamento de Santa Cruz y de Bolivia. Se describen transectos, cámaras trampa y sistema de información geográfica aplicados y utilizados. Transectos. Este método consiste en la ubicación aleatoria de líneas de muestreo. Al ser un animal

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grande, se establecieron transectos de 100 metros de longitud, evitando abrir senderos anchos y reduciendo al mínimo el corte de la vegetación. No se cortó lianas y sólo la vegetación en el camino recorrido. Se georreferenció cada transecto con la ayuda de un GPS, registrando el punto de inicio, el punto final y el recorrido (track) de cada transecto. Cámaras trampa. Se colocó cámaras en estaciones de muestreo preseleccionadas, ajustándolas a la base de árboles. Se buscó transectos o senderos que utilizan los animales (Silver et al., 2004), para maximizar las capturas fotográficas. Sistema de información Geográfico. La caracterización de las áreas se realizó con QGis 3.16 y Google Earth. También se consultó la plataforma Global Forest Watch para determinar el grado de deforestación en los últimos 20 años.

RESULTADOS Se presenta:

Percepción de las comunidades sobre el Oso Andino Se obtuvo información mediante entrevistas: - Entrevistas. Se buscó obtener registros históricos y actuales del Oso Andino, conocer las actividades humanas que influyen en su hábitat y los motivos de su cacería. Se realizaron entrevistas personales, las que fueron aplicadas principalmente a agricultores y ganaderos en las comunidades de la Yunga (n = 10), población de Mairana (n = 14), población de Samaipata (n = 12), Comunidad de Cuevas (n = 8) y Bermejo (n = 7), en total, 51 entrevistas. En relación a la presencia del Oso Andino en la zona, (n = 30) del total de los pobladores aseguraron no haberlo visto hace más de 10 años, (n = 10) indicaron verlo por lo menos una vez al año, generalmente, en la época de cosecha y (n = 11) aseguraron verlo, pero no recuerdan hace cuánto tiempo. Adicionalmente, los pobladores comentaron que el Oso Andino busca estar oculto y que, por tanto, no es fácil verlo. Los entrevistados afirmaron que con frecuencia mayor ven a grupos de dos osos a tres osos (madre con sus crías) y a osos solitarios, respectivamente. Al margen de las entrevistas, (n = 11) de los pobladores indicó que nunca vio un Oso Andino. Los entrevistados, (n = 20) afirmaron que existe un conflicto en la coexistencia con el Oso Andino

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debido a la incidencia de pérdidas producidas por la depredación de animales domésticos (ganado bovino) Aun así, su percepción no es tan negativa e indican que si lo ven ya no le harían daño. Además que, su ganado ya no es tan significativo como antes y que cada año va disminuyendo.

Figura 3. Rastros de Oso Andino encontrados Encames

Restos alimenticios

Rasguños

Mairana

Samaipata

Área

Huellas

Pelos

Senderos

Los pobladores aseguraron que el Jucumari, nombre local del Oso Andino, cumple el rol ecológico de proteger al ser humano y el ambiente que lo rodea. Sin embargo, un porcentaje alto de cada comunidad, ignora cual es la importancia ecológica real de esta especie.

Entre las ventajas del fototrampeo , en relación a otros métodos para el estudio del Oso Andino, se destaca la obtención de datos que se consigue con una perturbación mínima del medio, sin necesidad de capturar a los animales ni influir en su ciclo de vida. Con el fototrampeo se obtuvo información precisa sobre la fauna silvestre de Mairana y Samaipata.

El (n = 49) del total de la población entrevistada aseguró que el Oso Andino no tiene significado alguno en la cultura de las comunidades, mientras que el (n = 2) restante afirmo que si hay una historia mítica sobre el Oso Andino.

En el Municipio de Mairana, durante los meses de agosto y septiembre se captaron las especies de fauna silvestre siguientes:

Presencia del oso andino, mediante rastros directos e indirectos

Se realizaron caminatas en grupos de dos personas, a una velocidad aproximada de 1,5 kilómetros/hora, entre las 07:00 am y las 05:00 pm, en busca de registros directos (observación) e indirectos (huellas, encames, heces, restos alimenticios, rasguños por trepar árboles o marcaje de territorio, pelos, senderos y restos óseos). Se colectaron muestras de los restos alimenticios y de los árboles que fueron trepados para su posterior identificación. Las heces fueron caracterizadas in situ. La abundancia relativa (AR) se calculó sobre la base del número de registros censados por cada kilómetro de transecto recorrido (Figueroa 2004). Se encontraron 15 rastros ubicados entre los 1.513 metros de elevación y 2.328 metros de elevación; sin embargo, en las entrevistas, seis pobladores informaron que lo habían observado ocasionalmente a una elevación menor . La mayoría de los registros se concentraron en el bosque de Yungas, entre 1.979 metros de elevación y 2.328 de elevación, en donde el oso se alimenta principalmente de Arecaceae; Geonoma sp. En este bosque, también se encontró un encame en el suelo. El bosque Tucumano Boliviano sólo presentó restos alimenticios. En ambos bosques, se encontraron dos plataformas de encame, una en un árbol y otra en el suelo.

Restos óseos

Figura 4. Fauna silvestre registrada en las Cámaras Trampa en el Municipio de Mairana Orden/Familia/ Especie

Número de registros (CAM4-5)

CINGULATA Dasypodidae Dasypus novemcinctus CARNIVORA Canidae Cerdocyon thous Felidae Leopardus wiedii Mustelidae Eira barbara Galictis vittata Procyonidae Nasua nasua Procyon cancrivorous RODENTIA Sciuridae Sciurus sp. Cuniculidae Cuniculus paca Dasyproctidae Dasyprocta variegata -------------------

(CAM7)

(CAM8)

(CAM9)

(CAM10)

1 2

13 8 1 4

(CAM6)

En el Municipio de Samaipata, durante los meses de septiembre a diciembre se captó las especies de fauna silvestre siguientes:

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Viviana Albarracín Dávalos Figura 5. Fauna silvestre registrada en las Cámaras Trampa en el Municipio de Samaipata Número de registros

Orden/Familia/ Especie

(CAM1)

(CAM2)

CINGULATA Dasypodidae Dasypus novemcinctus

CARNIVORA Canidae Cerdocyon thous Felidae Leopardus wiedii Mustelidae Eira barbara Galictis vittata Procyonidae Nasua nasua Procyon cancrivorous RODENTIA Sciuridae Sciurus sp. Cuniculidae Cuniculus paca Dasyproctidae Dasyprocta variegata -------------------

(CAM3)

(CAM5)

(CAM6-7)

2 1

5 1

10 1

3 4

4 1

1 2

(CAM4)

Perturbación Humana Se analiza:

a. Pérdida y fragmentación del hábitat En los Municipios de Mairana y Samaipata, los Osos Andinos viven en hábitats amenazados y frágiles. Su distribución y hábitat están aislados por caminos y completamente rodeados por áreas de intensa actividad humana (Figura 6). Esta fragmentación es más limitante en las laderas interandinas con la mayoría de los parches demasiado pequeños para albergar poblaciones viables (Kattan et al., 2004). Las imágenes satelitales revelan que la fragmentación aún no es tan severa en el área de distribución del Oso Andino en Santa Cruz aunque, el aumento de actividades humanas, está provocando transformaciones en el paisaje a medida que se construyen y mejoran los caminos y se incorporan áreas a la producción agrícola lo que ha puesto en peligro el hábitat de esta especie y. como resultado, también se ha incrementado su fragmentación.

Figura 6. Fragmentación de habitar del oso andino en los Municipios Mairana y Samaipata

b. Conflicto con la gente Una amenaza principal para la conservación del Oso Andino es la invasión del hábitat del oso por parte de asentamientos humanos, particularmente, en áreas donde la agricultura es la principal actividad económica (Albarracín 2018). Los conflictos entre el oso y el ganado son otra causa de represalias por parte de los humanos. Las pérdidas de ganado a menudo se

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atribuyen a los osos sin mucha evidencia. Hay algunos casos confirmados de este tipo de ataques, donde se muerde el cuello y se evidencian marcas de garras en la piel (Castellanos 2002; Torres 2006). La gente describe a los osos como capaces de arrear el ganado hacia los acantilados para que los individuos caigan al precipicio, lo que les permite comer los cadáveres sin atacar directamente al ganado (Peyton, 1980;

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Figueroa, 2008). Esta percepción negativa muchas veces lleva a las personas a cazar al Oso Andino y ser indiferentes a su conservación (Albarracín 2010; Albarracín 2018). c. Caza La caza del Oso Andino ha sido reportada en toda su área de distribución y se considera una amenaza tan importante como la destrucción del hábitat (Peyton, 1999). A menudo, estos asesinatos son en represalia por saqueos de cultivos, pérdidas de ganado o para prevenir “ataques a humanos”. Las entrevistas informales con los lugareños indicaron que mataron osos al menos 10 veces durante los últimos diez años. Hábitos alimenticios del Oso Andino en la zona. El Oso Andino es un omnívoro que depende, en gran medida, de materia vegetal fibrosa y dura. Se considera que el Oso Andino es principalmente vegetariano y come cantidades grandes de frutas y de plantas, en particular, los núcleos y las bases de las hojas de las bromelias, los tejidos meristáticos, los tallos suculentos, la savia y la corteza. Se presenta una lista de las plantas que se encontraron en el área de estudio y son consumidas por los osos andinos (Tabla 1). Sin embargo, su dieta omnívora también incluye insectos, aves y pequeños mamíferos (Eulert, 1995; Rivadeneira, 2001; Paisley, 2001), así como carroña (Peyton, 1999; Paisley, 2001). Se han registrado posibles ataques al ganado (Goldstein et al., 2006) pero, estos informes son eventos aislados y pueden ser observaciones erróneas cuando se observa que los osos comen cadáveres de animales muertos por otras causas. Tabla 1. Plantas consumidas por el Oso Andino Familia

Especie

Cyatheaceae

Cyatheaceae 1

Dicksoniaceae

Dicksonia sellowiana 1 Arecaceae 1

Arecaceae

Dictyocaryum lamarckianum 1 Geonoma sp. 4 Iriartea deltoidea 1 Bromelia sp. 1

Bromeliaceae

Puya sp. 1 – 3 – 5 – 6 Tillandsia sp. 1 – 5

Cyclanthaceae

Carludovica palmata 1

Ebenaceae

Diospyros sp. 1

Moraceae

Ficus sp. 1

Chusquea sp. 1

Poaceae

Zea mays 1 – 3 – 7

Podocarpaceae

Prumnopitys 1

Fuente: 1Rumiz et al, 3Albarracín, 2010; 4Eulert, 1995; 5 Paisley, 2001; 6Rivadeneira, 2001; 7Morales 2003.

Educación ambiental

Los esfuerzos de educación ambiental sobre esta especie son pocos en Bolivia. Por este motivo, aprovechando nuestra presencia en los Municipios de Mairana y Samaipata, se realizó actividades de difusión con el objetivo de mejorar el conocimiento sobre la biología, la ecología y la conservación del oso, en las comunidades y en las escuelas.

CONCLUSIONES

Entre los años 2001 a 2021, Santa Cruz perdió 4, 59 Mha de cobertura arbórea, lo que equivale a una disminución del 15% de la cobertura arbórea desde el año 2000, y contribuyó con el 1,91 Gt de las emisiones de CO₂. Sin embargo, el área de estudio no perdió mucha cobertura boscosa. Si bien, se ve fragmentada, las especies aún cuentan con bosques vírgenes para poder vivir. Se logró identificar 15 rastros de presencia de Oso Andino en cinco meses. Si bien, no se pudo visualizar directamente a la especie, los rastros dan la certeza de que el Oso Andino recorre los Municipios de Mairana y Samaipata. Se debe tener en cuenta que el área de estudio se encuentra cerca del Parque Nacional y Área Natural de Manejo Integrado Amboró por lo que la especie tiene un área protegida con alimento y hábitat resguardado. La percepción de la población no es negativa a la especie; sin embargo, hay una historia de cacería por retaliación de pérdida de ganado que no es significativa, dado que las poblaciones de los municipios que podrían hacerlo son adultas y los jóvenes migraron a la ciudad en busca de mejores oportunidades de vida. Si bien, no se pudo fotografiar al Oso Andino con las cámaras trampa, el área de estudio presenta una diversidad de mamíferos terrestres de los Yungas, confirmando la presencia de una especie rara, G. vittata. En el caso de la evaluación de la actividad, se recomienda realizarla en un número mayor de registros, que estén acordes a la historia natural de las especies, a pesar de que estos patrones de actividad suelen cambiar en presencia de presión antrópica.

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Viviana Albarracín Dávalos

Es importante realizar difusión ambiental para la conservación, no sólo del Oso Andino sino, también, de la fauna que coexiste en los Municipios de Mairana y Samaipata.

AGRADECIEMIENTOS

A la Academia Nacional de Ciencias de Bolivia, Departamento de Santa Cruz y a la Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra por facilitar el financiamiento para la investigación. A los Municipios de Mairana y Samaipata. A Franco Echenique y a Nicol Avalos por el apoyo al desarrollo de la investigación. A los guías de campo Bárbara Vallejo (Mairana) Carmelo Ávila (Samaipata). A los que proporcionaron vehículos para poder llegar al área de estudio, Heber Soto (Mairana) y Ciro Arancibia (Samaipata).

REFERENCIAS

Albarracín, V.( 2010). Percepción Actual de los Pobladores Locales del Cantón Lambate sobre el Jucumari (Tremarctos ornatus). La Paz- Bolivia. Universidad Tecnológica Boliviana. Tesis de grado Albarracín, V., S. Paisley, E. Aliaga-Rossel, X. Vélez Liendo (2013). State of the Andean bear (Tremarctos ornatus) in Bolivia. En Ruiz-Garcia, M. & J.M. Shostell (ed). Molecular Population genetics, Phylogenetics, Evolutionary Biology and Conservation of the Neotropical Carnivores. Nova publishers. Albarracín, V. & Aliaga- Rossel E. (2018). Bearly Guilty: Understanding Human–Andean Bear Conflict Regarding Crop Losses. Ethnobiology Letters 9(2): pp 323–332. DOI 10.14237/ ebl.9.2.2018.1300. Castellanos, A. ( 2002). Ataques del Oso Andino a ganado vacuno en la cuenca del rio Cosaga, Ecuador. Boletín Internacional sobre la Conservación del Oso Andino 4: pp 2 – 4. MMAYA (2009). Libro Rojo de la Fauna Silvestre de Vertebrados de Bolivia, La Paz, Bolivia: Ministerio de Medio Ambiente y Agua. Eulert, C. (1995). Evaluación del estado actual del jucumari (Tremarctos ornatus) en el Parque Nacional Amboró, Santa Cruz, Bolivia. Santa Cruz de la Sierra, Bolivia: Universidad Autónoma "Gabriel René Moreno". Tesis de grado para optar el Titulo de Biólogo. Figueroa, J. (2004). Mamíferos. en Perú: Megantoni (Vriensedorp, C., L. Rivera, y D. Moskovits, eds.). Rapid Biological Inventories Nº15. The Field Museum. Chicago, EE.UU. pp. 110–118, 288–293

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Evaluación del Estado de Conservación del Oso Andino en los Municipios de Mairana y Samaipata

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Viviana Albarracín Dávalos

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¿Cómo dar descuentos controlando el margen?

¿Cómo dar descuentos controlando el margen?1 Carlos Hugo Barbery Alpire2

PREÁMBULO

En principio le parecerá un absurdo, pues evidentemente el cliente no conoce los márgenes de los productos, pero, no es esa la idea; lo que debe ocurrir es que ofrezca al público los descuentos sobre ventas, pero, previamente controle con su equipo de trabajo dichos descuentos sobre el margen, partiendo de una hipótesis previa, que es tener el producto adecuado para el público adecuado pues, si esto no se cumple, claramente este análisis pasa a un plano posterior en el tiempo. El presente aporte sugiere dar una herramienta para permitir calcular el máximo descuento en ventas posible para cumplir con un mínimo de margen esperado.

Planteamiento 1

Para entrar en materia, se parte planteando el modelo inédito amplio:

donde: ∆p = descuento a otorgar %mg0 = margen inicial ∆mg0 = reducción del margen inicial Pero también, podría expresarse de modo más directo y simple, con el modelo inédito resumido:

donde: ∆p & %mg0 = Ídem anterior %mg1 = Margen final Demostración práctica 1 Un ejemplo práctico sería: Si se tiene un producto cuyo margen es de 35% y la intención es reducirlo un 30%, es decir, hasta 24,5% ¿Qué descuento sobre ventas se debe otorgar? Reemplazando los datos en el modelo inédito amplio planteado, la respuesta es:

Esta propuesta se encuentra registrada en SENAPI bajo el expediente No. DA-S-200189-2023.

Gerente de Planificación y Precios de ROHO Homecenter Retail Bolivia, Miembro del Consejo de Investigaciones de la Academia de Ciencias de Bolivia-Departamental Santa Cruz. Revista de la ANCB-SC | #05

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Carlos Hugo Barbery Alpire

Reemplazando los mismos datos en el modelo inédito resumido se tiene:

Sin embargo, esta manera directa suele ser útil para un análisis específico de un sólo determinado producto o servicio, pero, habitualmente, para estructurar de manera consistente matrices de descuento en función al margen de una gama amplia de productos o servicios, tanto complementarios como sustitutos, la figura es más compleja y por ende la figura del primer modelo es la adecuada. Por consiguiente, el descuento resultante es de -13,91% y para demostrarlo se genera un ejemplo que se muestra en la tabla 1: Tabla 1. Cálculo de Margen Detalle

Inicial

Ajustado

□%

□Q

Precio de venta

114,94

98,96

-13,91%

-15,99

(-) IVA

14,94

12,86

-13,91%

-2,08

Precio neto

100,00

86,09

-13,91%

-13,91

(-) Costo variable

65,00

0,00%

0,00

(=) Contribución

35,00

21,09

-39,74%

-13,91

% Margen

35,00%

24,50%

-30,00%

-10,50%

Como se aprecia, para un descuento de -13,91% se cumple que el margen se reduce un 30% pasando de un margen inicial de 35% al margen ajustado de 24,5%. Siguiendo con el análisis, es preciso corroborar la elasticidad de este ajuste y para ello se utiliza el margen de equilibrio clásico para identificar el volumen necesario para ello:

Este importe indica que, para mantener en equilibrio el margen, en términos monetarios, el volumen de ventas debe crecer en 65, 94% y, para comprobarlo, se parte del supuesto que en el escenario inicial se venden 100,00 unidades.

Tabla 2. Determinación del margen monetario Detalle

Inicial

Ajustado

□%

□Q

Contribución Unitaria

35,00

21,09

-39,74%

-13,91

Unidades

100,00

165,94

65,94%

65,94

Margen monetario

3.500

0,00%

Por lo tanto, se cumple que mínimamente, para que el margen monetario esté en equilibrio, las unidades vendidas incrementales deben estar en el orden de 65,94%. Sin embargo, es preciso realizar otra comprobación referida a que no se deteriore la rentabilidad del inventario con este incremento del 65,94%. Para ello, debe darse que, al menos, el cambio en el GMROI (por sus siglas en inglés) sea cero o positivo. Para ello, recordar que uno de los caminos para determinar el GMROI es el producto entre la rotación y el margen.

Por lo tanto, se comprueba el cambio en el GMROI, partiendo de un supuesto inicial de una rotación de cuatro veces, permite un GMROI=1,40.

Para determinar el cambio en la rotación, se tiene que establecer el cambio en el ingreso monetario por las ventas efectuadas asumiendo un inventario promedio sin cambio

Entonces, el nuevo GMROI es

Por tanto, se demuestra que el cambio en el GMROI es cero, pues ambos alcanzan el valor de 1,40 en base al análisis realizado. A manera de aclaración, mencionar que en el ejemplo utilizado, los supuestos de 100 unidades inicialmente vendidas y una rotación inicial de cuatro, tienen ambos el mismo periodo de tiempo de medición y, por tanto, la variación del inventario promedio es cero. Ahora se incorpora otra variable interesante al análisis, ¿Qué pasa si nuestro proveedor otorga un

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¿Cómo dar descuentos controlando el margen?

descuento en compras para ser más agresivos en precios?. Lo que corresponde hacer es incorporar esta variable a los dos modelos antes desarrollados quedando definidos como sigue

Planteamiento 2 Se considera:

Modelo N° 1 Se tiene el Modelo inédito amplio v2:

Modelo N° 2 Se tiene el Modelo inédito resumido v2:

Siguiendo el análisis con los mismos datos iniciales, se presenta el cálculo del margen Tabla 3. Calculo del margen Detalle

Inicial

Precio de venta

114,94

(-) IVA

14,94

Precio neto

100,00

(-) Costo variable

65,00

Ajustado

□%

□Q

96,98

-15,63%

-17,97

12,61

-15,63%

-2,34

84,37

-15,63%

-15,63

63,70

-2,00%

-1,30

(=) Contribución

35,00

20,67

-40,94%

-14,33

% Margen

35,00%

24,50%

-30,00%

-10,50%

Considerando que se ha dado un beneficio al proveedor mediante un descuento en compras, el cual ha sido trasladado completamente al cliente final mediante un descuento mayor de 13,91% a 1,.63% , es preciso validar los otros indicadores. Para ello, se precisa ver el nuevo punto de equilibrio de la contribución en función a las unidades vendidas, que se verifica con la razón:

donde: Para ambos modelos, la nomenclatura inicial es idéntica. ∆c = descuento en compras otorgado por el proveedor.

Reemplazando datos, se tiene

Demostración práctica 2

Se asumen los mismos datos iniciales y la variante de un descuento en compras de 2% otorgado por el proveedor. Reemplazando los datos en ambos modelos, se tiene: Modelo N° 1. Modelo inédito amplio v2

Modelo N° 2. Modelo inédito resumido v2

Este importe indica que, para mantener en equilibrio el margen en términos monetarios, el volumen de ventas debe crecer en 69,34% y, para comprobarlo, se parte del mismo supuesto del escenario inicial de 100,00 unidades vendidas. Tabla 4. Determinación del margen monetario Detalle

Inicial

Ajustado

□%

□Q

Contribución Unitaria

35,00

20,67

-39,74%

-14,33

Unidades

100,00

169,34

69,34%

69,34

Margen monetario

3.500

0,00%

Se pasa a corroborar que la rotación crece al 42,87% para que el GMROI se mantenga en 1,40:

Quedando demostrado.

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Carlos Hugo Barbery Alpire

CONCLUSIONES

Esta propuesta puede ser utilizada para estructurar descuentos por volumen, sea al usuario final o a los diferentes eslabones de su cadena de distribución, como así también se puede utilizar para estructurar escalas de descuentos para diferentes niveles de autorización considerando los niveles jerárquicos que desee y es también aplicable para estructurar las comisiones a la fuerza de ventas, descuentos para paquetes de productos y otros por analogía conceptual. Con este enfoque se puede segmentar de manera estructurada matrices de descuentos, pero, siempre cuidando el margen monetario y validando la conveniencia con los otros indicadores. En este caso, sólo se usó a manera de ejemplo la elasticidad del margen y la rentabilidad del inventario, pero, aquello es sólo enunciativo y no limitativo.

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El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA1 Karem Infantas Soto2 y María Montaño3

INTRODUCCIÓN

El ecosistema de innovación boliviano, es entendido por varios autores como un sistema “constituido por una red de instituciones, de los sectores públicos y privados, cuyas actividades establecen, importan, modifican, divulgan nuevas tecnologías y desarrollan la innovación”, dado que en nuestro contexto, existe una falta de apoyo de los gobiernos a nivel local, regional y del estado plurinacional, es mejor entenderlo como el “conjunto de agentes (actores), instituciones y prácticas interrelacionadas que constituyen, ejecutan y participan de los procesos de innovación” (OCDE). A pesar de las falencias en políticas e incentivos al emprendimiento, este surge de individuos con capacidad de arriesgarse, proponer, tomar decisiones, entre otras características que contiene el perfil emprendedor, que no es sólo fruto de la formación personal, sino que, además, debe ir ligado al proceso de educación formal. Por tal razón, las instituciones educativas juegan un papel fundamental, ya que, sobre ellas, recae la responsabilidad de la preparación de profesionales capaces de proponer y desarrollar

Programa UPSA - ANCB-SC.

Docente UPSA y Miembro del Consejo de Investigaciones de la ANCB-SC.

Docente UPSA.

proyectos emprendedores enfrentando el mercado laboral de una manera diferente y competitiva. Para lograr la tercera misión de las universidades: la transferencia del conocimiento, dentro de la relación universidad-empresa-sociedad, el emprendimiento juega un rol esencial, por lo que es necesario establecer una aproximación conceptual consensuada entre los actores del ecosistema como pieza clave para generar sinergias y trabajar competencias específicas. En este proyecto de investigación, se analiza el perfil del emprendedor tomando como caso de estudio la Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra (UPSA), el mismo que es abordado desde un enfoque cuali-cuantitativo por lo que se puede considerar un enfoque mixto del objeto de estudio.

JUSTIFICACIÓN

Esta investigación se justifica porque permite conocer cualitativamente y cuantitativamente los perfiles de estudiantes y de graduados de la UPSA en lo que se refiere al emprendimiento y la innovación como características del objeto de estudio. Este es un primer paso de análisis, dado que, desde un enfoque de sistemas, se debe tomar en cuenta tanto aspectos micros como macros, en un país de escaso incentivo, para que los emprendedores sigan Revista de la ANCB-SC | #05

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Karem Infantas Soto y María Montaño

generando desarrollo, oportunidades y rentabilidad, así como generar un ecosistema de emprendimiento e innovación que ofrezca apoyo a los mismos en sus diferentes ciclos evolutivos continuos: Ideación, Lanzamiento, Crecimiento y Reingeniería. Por lo tanto, esta investigación sienta las bases para generar propuestas de políticas institucionales en la universidad.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Se considera la pregunta siguiente como planteamiento del problema: ¿Cuáles son las características del emprendedor de estudiantes y graduados de la UPSA?

OBJETIVO GENERAL

Caracterizar el perfil emprendedor-innovador de estudiantes y graduados de la UPSA.

METODOLOGÍA

La presente investigación es de tipo descriptiva de corte transversal que, por su enfoque, es mixta. Se enmarca dentro del pragmatismo y el paradigma socio-critico.

POBLACIÓN

La ejecución del presente trabajo de investigación se ha realizado teniendo en cuenta la población objeto de estudio, constituido por los estudiantes de las Facultades de Ingeniería y Ciencias Empresariales de la Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra - UPSA. Sin embargo, debido a la existencia de los multigrupos, y la distribución dispar entre los semestres se decidió considerar las materias distribuidas por niveles inicial, intermedio y final de la carrera.

Estudiantes

La población estudiantil es de 3.980 personas (año 1918), 1.215 de ellas en Ciencias Empresariales y 775 en Ingeniería. Se presenta la lista de carreras académicas en Ciencias Empresariales y en Ingeniería que ofrece la UPSA (2018).

Tabla 1. Carreras Académicas UPSA CARRERA DE CIENCIAS EMPRESARIALES ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS AUDITORÍA Y FINANZAS COMERCIO INTERNACIONAL INGENIERÍA COMERCIAL INGENIERÍA ECONÓMICA INGENIERÍA FINANCIERA MARKETING Y PUBLICIDAD CARRERA DE INGENIERIA INGENIERÍA CIVIL INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL INGENIERÍA DE REDES Y TELECOMUNICACIONES INGENIERÍA DE SISTEMAS INGENIERÍA ELECTRÓNICA INGENIERÍA INDUSTRIAL EN MADERA INGENIERÍA INDUSTRIAL Y DE SISTEMAS INGENIERÍA INFORMÁTICA ADMINISTRATIVA Fuente: Base de datos UPSA Semestre I/2018. Muestra: 374 encuestas.

a. Criterio de Inclusión Registrados en el primer semestre 2018, materias de los tres niveles, con estudiantes de carreras de Ciencias Empresariales e Ingeniería. Tienen un primer emprendimiento de menos de tres años. b. Criterio de Exclusión Muestreo no probabilístico a criterio de experto, considerando una población homogénea por niveles. Selección de la muestra: Base de datos de la UPSA.

Graduados

Población: 7.844 profesionales de 21 carreras (upsa.edu.bo, 2016). Muestra: 72 graduados. a. Criterio de Inclusión Registrado por la Universidad, y responde a los instrumentos seleccionados. Tienen un emprendimiento de menos de tres años y por lo menos un año de antigüedad. b. Criterio de Exclusión El emprendimiento no tiene formalización, ni patente o registro alguno. No es fundador del mismo.

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El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

Muestreo no probabilístico a criterio de experto y bola de nieve. Selección de la muestra: En base a base de datos de la UPSA.

Etapa II. Diagnóstico Participativo Las acciones son: - Presentación de antecedentes, conceptual.

marco

Análisis de la situación actual con el comisión consultiva (Decanos de la Facultad de Ciencias Empresariales y Facultad de Ingeniería).

• Encuesta. Se realizaron encuestas a estudiantes de acuerdo a los criterios seleccionados para la población. Los formularios se anexan al final del informe.

Reformulación de la Estratégica metodológica (Los niveles tienen difícil revisión dado que los estudiantes pueden estar en diferentes semestres, por lo que se decidió considerar materias de diferentes niveles).

• Encuesta en línea. Se realiza una encuesta en línea utilizando un muestreo no probabilístico a graduados, utilizando el formulario de Google form, enviado directamente por los funcionarios de la UPSA.

Etapa III. Levantamiento y Análisis de la información Las acciones son: - Presentación de los resultados a la comisión consultiva y la comunidad.

TÉCNICAS E INSTRUMENTOS Se aplican:

• Entrevista abierta en profundidad. La entrevista abierta en profundidad, también denominada entrevista no estructurada (Ander-Egg), consiste en preguntas abiertas que son respondidas, en una conversación, con mayor libertad, de forma exhaustiva y en términos propios de la persona interrogada. • Los casos de estudio. Una investigación de estudio de caso, dice Yin, estudia un fenómeno y trata con una situación que presenta muchas más variables de interés que sólo datos observables. Se basa en múltiples fuentes de evidencia y, como resultado, se beneficia del desarrollo previo de proposiciones teóricas que guían la recolección y el análisis de datos (Castro, 2010: 36). Se seleccionan emprendedores en distintas carreras y programas que tengan empresas de más de dos años.

PROCESO

Considera:

Etapa I. Determinación del planteamiento del problema Las acciones son: - Revisión de la bibliografía y trabajos actuales relacionados sobre el tema de investigación. -

Delimitación de las características fundamentales de la investigación.

Constitución del grupo de trabajo, denominada “comisión consultiva” con actores en el campo de acción.

Etapa IV. Conclusiones y Recomendaciones Las acciones son: - Elaboración Participativa de Conclusiones y Recomendaciones. Las variables consideradas para la presente investigación han sido definidas de acuerdo a la concepción holística.

MARCO CONCEPTUAL

El emprendimiento se ha constituido en un área del saber, la cual ha tomado un profundo interés en el campo del desarrollo empresarial en países de economías emergentes, puesto que se percibe como una oportunidad para apalancar el desarrollo económico y social de las comunidades. Por otro lado, este término ha sido utilizado para resaltar a aquellas personas que tienen iniciativa para crear una nueva empresa o proyecto, término que después fue aplicado a empresarios que fueron innovadores o agregaban valor a un producto o proceso ya existente, esto último con el fin de alcanzar mayores logros en desarrollo de estas empresas que comienzan a incursionar en el mercado según Elsa Emilia Petit Torres (2007). El emprendimiento como concepto no ha logrado unanimidad en la comunidad de expertos y académicos, pero, en general, se relaciona con la creación de algo nuevo y de manera específica a la creación de nuevas empresas, pero, también, se relaciona con la capacidad de detectar oportunidades de negocio, acceder a ella y explotarla (Calderón, Revista de la ANCB-SC | #05

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Karem Infantas Soto y María Montaño

Álvarez, Naranjo, Gómez Núñez, Restrepo, Negrete, 2012). De acuerdo a Sánchez (2011), el emprendimiento ha sido abordado desde la economía, la sociología y la psicología como disciplinas que influyen en el individuo en el momento de optar por el emprendimiento como alternativa que le permita desenvolver sus capacidades en el entorno sociocultural con el fin de crear empresa. Diversos estudios indican que individuos emprendedores son altamente éticos y socialmente responsables, comparados a la población en general. El emprendedor como “gran persona” es descrito como un individuo que tiene una fuerte tendencia a la independencia y al éxito, con niveles altos de vigor, de persistencia y de auto-estima y una excepcional creencia en sí mismo y en sus habilidades, además de poseer una buena presencia según Cunninghan, J. B. y Lischeron, J. (1991).

En resumen, lo que parece claro, es que el emprendedor se caracteriza por una actitud positiva, manifestada a través de la creación de un nuevo negocio o del auto-empleo, o por la toma de decisiones frente a oportunidades previamente identificadas por él, o, incluso, por el comportamiento en la (re)organización y utilización eficaz de los recursos disponibles. Evidentemente, también se puede encontrar la conjunción de todas ellas. Por tanto, es indiscutible que el fenómeno del emprendedurismo, ya sea visto desde un enfoque económico, psicológico, socialcultural o gerencial, se deba a las características personales, atributos y habilidades del emprendedor.

a. El monitor global de emprendimiento (GEM) Es una de las organizaciones que realiza el seguimiento de la actividad emprendedora en los países. Se presenta el contexto social, cultural y político en el que se genera el GEM

Figura 1. Marco Teórico del GEM REQUISITOS BÁSICOS

Otras fuentes de información (GCR)

Contexto social, cultural y político

- Instituciones - Infraestructura - Estabilidad macroeconómica - Salud y educación primaria PROMOTORES DE EFICIENCIA - Educación superior y formación - Eficiencia del mercado de bienes - Eficiencia del mercado laboral - Sofisticación del mercado financiero - Adaptación tecnológica - Tamaño del mercado

INNOVACIÓN Y EMPRENDIMIENTO

Encuesta GEM a expertos (NES)

- Acceso a fuentes de financiación - Políticas gubernamentales - Programas públicos - Educación emprendedora - Transferencia de I+D - Infraestructura comercial y legal - Apertura del mercado interno - Infraestructura física - Normas sociales y culturales

Fuente: GEM (2011).

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EMPRESAS CONSOLIDADAS Nuevas ramas, crecimiento de empresas

EMPRENDIMIENTO INDEPENDIENTE

EMPRENDIMIENTO CORPORATIVO

CRECIMIENTO ECONÓMICO (Creación de empleo, innovación tecnológica) Otras fuentes de información

Actitudes - Oportunidades percibidas - Capacidades percibidas Actividad - Incipiente (early stage) - Persistencia - Salida Aspiraciones - Crecimiento - Innovación - Creación de valor social

Encuesta GEM a la población adulta (APS)

El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

Se presentan factores endógenos y exógenos que el Monitor considera. a.1 Factores endógenos Estos son: - Motivación -

Perfil psico demográfico

Fuentes de financiamiento.

Tecnología empleada por el empresario.

Adicionales: - Conocimiento sobre emprendimiento -

Grado de innovación (incremental, radical, disruptiva)

a.2 Factores exógenos Estos son: - Normas culturales y sociales. -

Educación y capacitación.

Financiación.

Infraestructura física.

Infraestructura comercial y legal.

Apertura del mercado.

Transferencia de I+D.

Políticas gubernamentales.

Programas gubernamentales.

EL EMPRENDIMIENTO

El término “Emprender” se deriva del vocablo francés entrepreneur, presentado por primera vez en el siglo XVIII por el economista francés Richard Cantillon.

Tabla 2. Conceptos de Emprendimiento EMPRENDEDOR Richard Cantillon (1756)

“Individuo que asume riesgos en condiciones de incertidumbre presentes en el mercado”

Kirchner (1997)

“Aquel sujeto que descubre en el mundo de conocimiento imperfecto una oportunidad que otros no han percibido”

Varela (2001)

“Es identificar nuevas ideas y ponerlas en marcha. Es la persona que lidera y es fuente de inspiración en el desarrollo de una nueva empresa”

Comisión de las Comunidades Europeas (2003)

“Crear y desarrollar una actividad económica, combinando la toma de riesgos, la creatividad y/o la innovación con una gestión sólida”

Comisión Europea (2004)

“Propensión a inducir cambios en uno mismo, la capacidad de aceptar y apoyar la innovación provocada por factores externos, de dar la bienvenida al cambio, de asumir la responsabilidad por la propias acciones (sean positivas o negativas), de terminar lo que se empieza, de saber en qué dirección se está yendo, de establecer objetivos y cumplirlos, y de tener la motivación necesaria para el éxito”

OCDE (2009)

“Aquellas personas que buscan generar valor, a través de la creación o expansión de actividad económica, identificando y explotando nuevos productos, procesos o mercados”

Fuente: Elaboración propia en base a diferentes autores

El perfil del emprendedor Existen diferentes teorías con respecto al perfil del emprendedor. Se presentan las que se consideran en el presente trabajo.

Según la Real Academia Española, se define como(rae.es, s/f): Adj. Que emprende con resolución acciones o empresas innovadoras. Adj. Propio de la persona emprendedora. Carácter emprendedor. Para efectos de la presente investigación se toman en cuenta las definiciones siguientes:

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Karem Infantas Soto y María Montaño Tabla 3. Características del perfil emprendedor Variable Características

Dimensiones Personales

Definición Conceptual Hacen referencia al conjunto de cualidades que forman el carácter y la personalidad de un emprendedor, y que le permiten movilizar y mantener su gestión empresarial (Gartner, 1989).

(Varela,2011) citado por tesis Manizales

Indicadores Autonomía

Toma de decisiones Responsabilidad Creatividad Resilencia Sociales

Van encaminadas a la búsqueda del bien común, impulsando el crecimiento sostenible en la región que se desarrolla el emprendimiento. (Gartner, 1989; Congreso de la Republica de Colombia Ley 1014, 2006).

El liderazgo

El Trabajo en Equipo Pertenencia Psicológicas

Las características psicológicas están dadas por la influencia de valores culturales y sociales (Liñán, 2004), factores socioeconómicos que recaen sobre el que finalmente recibe el mismo individuo y la formación.

Sociodemográficas

Refiere a los conceptos sociales de las funciones, comportamientos, actividades y atributos que cada sociedad considera apropiados para los hombres y las mujeres (OMS, 2014).

Necesidad de Logro

Minimizar el Riesgo Género

Edad Estrado socioeconómico Zona/Lugar Datos Generales

Datos generales como identificación de estudiante o graduado con respecto a los criterios de inclusión y exclusión.

Estado Civil

Fuente: Elaboración propia en base a varios autores.

A nivel del Monitor Global de Emprendimiento, se considera las dimensiones relacionados al perfil del emprendedor. • Educación y capacitación (para el emprendimiento) • Transferencia de investigación y desarrollo • Programas de gobierno

Comportamientos emprendedores Se considera una investigación paralela realizada por estudiantes de la UPSA del área de Psicología, en base a los estudios de McClelland, que logró determinar que existen 30 comportamientos comunes que son claves en el éxito emprendedor.

• Apertura del mercado interno

Se agrupan en 10 Pautas de Comportamiento Emprendedor.

• Normas sociales y culturales

• Búsqueda de oportunidades e iniciativa.

• Políticas de gobierno

• Persistencia.

• Apoyo financiero

• Cumplimiento.

• Infraestructura comercial y profesional

• Exigir eficiencia y calidad.

• Acceso a la infraestructura física

• Correr riesgos calculados. • Fijar metas y visión de futuro. • Búsqueda de información.

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El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

• Planificación sistemática y seguimiento. • Persuasión y redes de apoyo. • Auto confianza y control interno

LA INNOVACIÓN

El término “Innovar” proviene del latín Innovo, que significa acto o efecto de innovar, tornarse nuevo o renovar, introducir al medio mercado o entorno una novedad.

Según la Real Academia Española, innovación es renovar o mejorar algo a tal punto que parece nuevo / hacer de nuevo. Se presentan conceptos de Innovación Tabla 4. Conceptos de Innovación CONCEPTOS DE INNOVACIÓN UK Department Trade and Industry.

“Innovación es la explotación exitosa de las ideas”.

1001 Ways to Take Initiative, Bob Nelson

“Innovación es la transformación de CONOCIMIENTO en nuevos productos y servicios. No es un evento aislado sino la respuesta continua a circunstancias cambiantes”.

Joseph Alois Schumpeter (El teórico más reconocido en tratar el tópico)

“Se denomina innovación al fenómeno mediante el cual un determinado cambio técnico logra cambios significativos tanto en el área económica como social.

3a. Edición del Manual de Oslo

la innovación como la introducción de un nuevo o significativamente mejorado producto (bien o servicio), de un proceso, de un nuevo método de comercialización, o de un nuevo método organizativo en las prácticas internas de la empresa, la organización del lugar de trabajo o de las relaciones exteriores. El objeto de la innovación debe ser nuevo o significativamente mejorado para la empresa y el resultado debe haberse introducido al mercado.

OCDE (2004)

La innovación incluye los procesos de innovación en todas las actividades de las organizaciones relacionadas con la introducción de determinado bien o servicio tecnológicamente nuevo o substancialmente modificado. De igual forma, el uso de algún proceso tecnológicamente nuevo o básicamente alterado, un nuevo método de marketing o un método organizacional en las prácticas de los negocios también es considerado Innovación.

EL EMPRENDIMIENTO Y LA INNOVACIÓN Para la presente investigación, se analiza en forma conjunta el emprendimiento y la innovación, considerando a los autores: a. Joseph Alois Schumpeter (1934) Los emprendedores son innovadores que buscan destruir el statu-quo de los productos y servicios existentes para crear nuevos productos y servicios. b. Peter Drucker (1964) Define al entrepreneur como el empresario innovador y al entrepreneurship como el empresariado innovador, y aclara la confusión de creer que cualquier negocio pequeño y nuevo es un emprendimiento, y que quien lo lleva a cabo un emprendedor. El concepto de entrepreneur no debe estar limitado a la esfera económica ya que está relacionado con todas las actividades humanas. c. Stevenson (1975) Se refiere al emprendimiento como un fenómeno relacionado con el comportamiento y analiza las diferencias entre emprendedores exitosos y ejecutivos exitosos, estableciendo como diferencia principal que los emprendedores exitosos poseen una cultura emprendedora, mientras que los ejecutivos exitosos una cultura administrativa. d. Pinchot Utilizó el termino intrapreneurship para referirse al “espíritu empresarial” y hacer referencia a los emprendedores dentro de las grandes empresas. Según él, este espíritu es el que hace que existan iniciativas de proyectos y negocios en las mismas. A partir de estos autores se han logrado las inferencias: Primera inferencia No existe un consenso en la definición del término emprender debido a su carácter multidisciplinar. No obstante, a grandes rasgos se pueden identificar dos enfoques: a. Enfoque empresarial, en términos de impacto directo. Autores que relacionan el emprendimiento con la creación de empresas, de negocios y/o proyectos e innovación b. Enfoque amplio, en términos de impacto indirecto. El emprendimiento no está exclusivamente relacionado con la creación de nuevas empresas o Revista de la ANCB-SC | #05

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negocios. Es una competencia transversal y clave para los seres humanos. Útil en los ámbitos de la vida, tanto personal, social como profesional. Segunda inferencia No cualquier variación tecnológica es innovación, sino, solamente aquella que de una mejor solución a las necesidades del espectro social que las previamente vigentes (no es un evento aislado). a. Transformación de conocimientos en nuevos productos y servicios. b. Respuesta continua a circunstancias cambiantes. c. Cambios significativos tanto en el área económica como social nuevos métodos para introducir al medio y al mercado una novedad. Tercera inferencia Al revisar una serie de acepciones de los términos emprender e innovar, se infiere que: a. El emprendedor y la innovación están relacionados directa o indirectamente en la mayoría de las aproximaciones conceptuales. b. Existe una fuerza impulsora detrás de cada aproximación que se puede interpretar como una fuerza social y cultural del emprendedor innovador que da respuestas a las circunstancias cada vez más cambiantes.

CONCEPTO

A efectos de la presente investigación y considerando que la misma tiene por meta construir marcos de trabajo para el emprendimiento y la innovación, se consideran emprendedores a aquellas personas con menos de tres años en su último emprendimiento, y que tengan formalizado el mismo.

EL CONTEXTO Se analizan:

a. Contexto internacional Según el Índice Mundial de Innovación 2017, publicado conjuntamente por OMPI (2017), Universidad Cornell, INSEAD y socios especializados como la Confederation of Indian Industry, PwC's Strategy, la Confederación Nacional de Industria (CNI) y el Servicio brasileño de apoyo a las micro y pequeñas empresas (Sebrae), presenta a Suiza, Suecia, Países Bajos, Estados Unidos de América (EE. UU.) y Reino Unido como los países más innovadores del mundo, mientras que un grupo de naciones,

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incluida India, Kenya y Vietnam aventajan a otras naciones que tienen el mismo grado de desarrollo. En la décima edición del Índice Mundial de Innovación, se señala que sigue habiendo un desfase en la capacidad innovadora entre países desarrollados y países en desarrollo y se observa que es mediocre el índice de progresión en actividades de investigación y desarrollo, tanto a nivel estatal como empresarial. Según el mencionado estudio, las principales economías de América Latina y el Caribe (Chile, México, Brasil y Argentina) presentan resultados particularmente importantes en lo que respecta a instituciones, infraestructura y desarrollo empresarial. Chile, México, Brasil y Argentina presentan, asimismo, buenos resultados en cuestiones relativas a capital humano e investigación como la calidad de las universidades, el número de estudiantes que siguen estudios superiores y la existencia de empresas internacionales de I+D‑ y también al acceso y uso de las tecnologías de la información y las comunicaciones, gracias a la calidad de los servicios estatales por Internet, que atraen a un número alto de usuarios. En los últimos años, las clasificaciones del Índice Mundial de Innovación en la región no han mejorado significativamente con respecto a otras regiones y, actualmente, ningún país de América Latina y el Caribe presenta resultados mejores en innovación con respecto a sus niveles de desarrollo. Según Robson Andrade, presidente de la Confederación Nacional de Industria, y Leloisa Menezes, Directora Técnica de Sebrae, se considera que América Latina y, en particular, el Brasil, está volviendo a obtener índices de crecimiento positivos y, por lo tanto, es fundamental sentar las bases del desarrollo centrado en la innovación, que es el objetivo principal de la “Movilización empresarial para la innovación” (MEI). Por otro lado, Bolivia ocupa el puesto 106 de un total de 127 con una puntuación de 25,64 sobre 100 (OMPI,2017), el último en aparecer de América Latina, lo que de alguna manera guarda correlación al último Índice de Competitividad publicado por el Foro Económico Mundial en 2016, donde Bolivia se encuentra rezagada en el puesto 121 entre 138 países, un hecho que, según el experto, guarda relación directa con la falta de incentivos a la innovación. (García, 2017) .

El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

Es también importante considerar que aparte de las definiciones académicas, el MIT Technology Review premia anualmente a la innovación, considerando las categorías. Tabla 5. Clasificación de Innovadores Categorías

Descripción

Inventores

Construyen dispositivos del futuro. Robots, sensores y alimentos que combaten la obesidad y el cambio climático, entre otros.

Emprendedores

Transforman las innovaciones en negocios disruptivos

Visionarios

Jóvenes que ven el mundo bajo un prisma distinto al del resto de la gente lo que les permite descubrir nuevos y potentes usos para las tecnologías

Humanitarios

Soluciones tecnológicas que mejoran e incluso salvan la vida de la gente

Pioneros

Descubren soluciones diferentes e inesperadas para sectores como la alimentación, la fabricación y la salud

una matriz basada en intermediación comercial sin valor agregado, apoyada por una matriz productiva de carácter extractivo respecto a recursos naturales, lo cual limita el desarrollo de emprendimientos innovadores, por lo que la necesidad de identificar, formular, y acelerar estrategias de sensibilización, identificación y puesta en marcha son una prioridad critica del EEB (Viceministerio de Ciencia y Tecnología, 2015). Las conclusiones principales del estudio son: -

Falta de especialización en las intervenciones para apoyar a los emprendedores, lo que diluye los procesos de promoción empresarial.

Los que apoyan el EEB no tuvieron planes formulados o indicadores predefinidos respecto al impacto de sus intervenciones en dicho eslabón, segmento o tiempo. Como consecuencia, un crítico 83% de los impulsores no definieron indicadores de intervención, o presentan indicadores no pertinentes con los resultados o impacto respecto a sus intervenciones. Las instituciones impulsoras carecen de procesos de gestión estratégica.

El 44% de estos indicadores representan iniciativas de Sensibilización de la cultura emprendedora.

Fuente: elaboración propia. Datos: Innovadores de menos de 35 años del MIT Technology Review.

b. Contexto en Bolivia La historia del emprendimiento está ligada a la innovación, con la cual guarda estrecha relación, y se presenta en el estudio del Ecosistema Emprendedor Boliviano (EBB), publicado a inicios del 2015. En el mencionado diagnóstico se indica, que desde mayo del 2013, se realizan acciones para el desarrollo del Ecosistema Emprendedor Boliviano (EEB) con la visión de generar procesos de articulación hacia la creación de valor. Este trabajo coordinado con el Viceministerio de Ciencia y Tecnología, las redes de investigación científica y otras redes privadas de apoyo al emprendimiento, concluyen que el mismo “es muy débil y está en un proceso de crecimiento y transformación “(Viceministerio de Ciencia y Tecnología, 2015), aclarando en el mismo estudio que a pesar que Bolivia se encuentra entre los países más emprendedores de la región los mismos son “emprendimientos estáticos”, es decir, no generan valor agregado y es una expresión de autoempleo. Según el mencionado estudio, el Global Entrepreneurship Monitor (GEM) considera que el EEB está caracterizado por más de un 80% de nivel de informalidad de su población ocupada, lo cual se expresa en “emprendimientos estáticos” basados en la necesidad más que en la oportunidad, lo que se representa en autoempleo, informalidad y en

PERFIL DEL EMPRENDEDOR EN BOLIVIA

El estudio del GEM en Bolivia muestra los resultados siguientes: “De cada 100 bolivianos, entre 18 años y 64 años de edad, 39 de ellos están empezando un emprendimiento, a los cuales se suman los de 18 años que ya tienne un emprendimiento establecido, por lo cual más de la mitad de la población boliviana posee un emprendimiento”. El estudio señala que el 75,8% de los bolivianos considera que tiene las capacidades requeridas para emprender; el 53,2% percibe oportunidades para emprender; sólo el 28,4% tiene temor al fracaso y el 54,5% tiene intenciones de emprender. Las mujeres tienen mejores percepciones para el emprendimiento que los hombres. a. El perfil emprendedor en los departamentos de Cochabamba, La Paz y Santa Cruz El perfil emprendedor en Santa Cruz es alto, superando a Cochabamba y La Paz en actitud y actividad emprendedora de su población. La Paz destaca por tener una mayor proporción de emprendimientos en el sector de transformación (manufactura) y posee además la población con mayor educación para el emprendimiento. Cochabamba muestra una mayor inclinación a los Revista de la ANCB-SC | #05

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mercados internacionales y posee la menor tasa de discontinuación de emprendimientos.

Figura 2. Estudiantes encuestados por carrera académica

Se tiene como retos: • Lograr que los emprendimientos sean dinámicos y escalables. • Innovar e Incrementar el sector Productivo. b. Perfil del emprendimiento y la innovación en la UPSA Se analiza: b.1 Perfil de emprendimiento e innovación del estudiante Se presentan los resultados del Cuestionario del perfil del emprendedor a estudiantes matriculados en la gestión primer semestre /2018 de la UPSA. (Anexo A: Cuestionarios). b.1.1 Datos Generales Se presenta la distribución de los 374 estudiantes encuestados matriculados en la gestión primer semestre /2018, por carreras: Tabla 6. Estudiantes por carrera académica en la UPSA CARRERA

Se presenta la distribución por sexo: Tabla 7. Distribución por sexo Sexo

Número

Femenino

172

46,0

Masculino

175

46,8

7,2

Total

374

100,0

Nota: 46% pertenecen al sexo femenino y 46%, al sexo masculino.

Se presenta la distribución por edad de los encuestados:

Número

Comercio Internacional

Comunicación Corporativa y Estratégica

Años

Número

Diseño Grafico

16 A 19

123

32,9

Ing. Civil

20 A 22

215

57,5

Ing. Comercial

23 A 25

7,5

Ing. Económica

Más de 26

2,1

Ing. Electrónica

Total

374

100,0

Ing. Financiera

Ing. Industrial y de Sistemas

Ing. Informática Administrativa

Ing. Petrolera y Gas Natural

Ing. Redes y Telecomunicaciones

Ing. Sistemas

Ingeniería Electrónica

Ingeniería Informática Administrativa

Marketing y Publicidad

374

Tabla 8. Distribución por edad

Nota: el 32,9% tiene entre 16 años-19 años de edad, el 57,5% tiene entre 20 años -22 años de edad, el 7,5% tiene entre 23 años-25 años de edad y el 2,1%, más de 26 años de edad.

Se presenta el número de emprendimientos por sexo: Tabla 9. Emprendimientos por sexo Sexo

Tiene emprendimiento: Proyecto o Empresa Si

Femenino

26%

74%

Masculino

29%

71%

Nota: el 26% que pertenece al género femenino SI tiene emprendimiento y 74% NO lo tiene. El 29% del género masculino SI tiene emprendimiento y el 71% NO lo tiene.

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El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

Se presenta los emprendimientos por edad:

Figura 4. Motivos para generar emprendimientos

Tabla 10. Emprendimientos por edad Años

Tiene emprendimiento: Proyecto o Empresa

16 a 19

26%

74%

20 a 22

27%

73%

23 a 25

18%

82%

Más de 26

50%

Nota: El 26% de 16 años a 19 años SI tiene, el 27% de 20 años a 22 años SI tiene, el 18% de 23 años a 25 años SI tiene y el 50% de más de 26años Si tiene.

Se presenta un gráfico de emprendimientos por sexo y por edad: Figura 3. Distribución de emprendimientos por Edad y por Sexo

Se presenta un análisis de motivos para iniciar el emprendimiento: Tabla 11. ¿De dónde nació la motivación para emprender? Motivo

Total

Porque no conozco empleados ricos

La posibilidad de ayudar a otros

Del gusto por hacer algo agradable

Mediante charlas con amigos y compartir sus aspiraciones

De las clases y otras actividades de la Universidad

Por la actividad de la familia

Capacidad para innovar

11%

Por motivación de la familia

17%

Por necesidad de hacer algo por mi mismo

18%

Por querer tener ingresos propios

26%

Se presenta los motivos según sexo de los emprendedores: Tabla 12. Motivos según sexo de los emprendedores Femenino

Masculino

Por la actividad de la familia

10%

Por necesidad de hacer algo por mi mismo

16%

20%

Capacidad para innovar

10%

13%

Mediante charlas con amigos y compartir sus aspiraciones

La posibilidad de ayudar a otros

De las clases y otras actividades de la Universidad

10%

Del gusto por hacer algo agradable

Por querer tener ingresos propios

16%

35%

Por motivación de la familia

20%

17%

Porque no conozco empleados ricos

2% 100%

100%

Se presenta una gráfica de emprendimientos según sexo de los emprendedores: Figura 5. Emprendimientos según sexo de los emprendedores

Se presenta en forma gráfica los motivos para generar emprendimientos:

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Se presenta una comparativa entre dimensiones: Tabla 13. Comparativa entre dimensiones ¿De dónde nació la motivación para emprender?

Género

Por la actividad de la familia

Por necesidad de hacer algo por mí mismo

Femenino

10%

16%

10%

Masculino

20%

13%

Edad del entrevistado

Capacidad para innovar

Mediante charlas con amigos y compartir sus aspiraciones

La posibilidad de ayudar a otros

De las clases y otras actividades de la Universidad

Del gusto por hacer algo agradable

Por querer tener ingresos propios

Por motivación de la familia

16%

20%

35%

17%

25%

11%

14%

23%

26%

20 a 22

20%

30%

11%

17%

33%

25%

18%

11%

Más de 26 Total

50% 25% 6%

25%

26%

17%

Se presenta un historial de emprendimientos, según sexo y según edad:

Se presenta la recepción de financiamiento en función a sexo y a edad:

Tabla 14. ¿Tienes o has tenido otros emprendimientos?

Tabla 15. ¿Has recibido Financiamiento?

17%

83%

Masculino

18%

82%

Masculino

24%

76%

11%

89%

67%

33%

Femenino Sexo

Edad (años)

Femenino Sexo

44%

56%

16 a 19

19%

81%

16 a 19

40%

60%

20 a 22

16%

84%

20 a 22

33%

67%

23 a 25

14%

86%

Más de 26

25%

75%

17%

83%

Total

Se presenta una gráfica con los datos anteriores: Figura 6. ¿Tienes o has tenido otros emprendimientos?

Edad (años)

Total

23 a 25

17%

83%

Más de 26

25%

75%

35%

65%

Se presenta una gráfica con la recepción de financiamiento por sexo y por edad: Figura 7. ¿Has recibido Financiamiento?

25%

16 a 19

23 a 25

Porque no conozco empleados ricos

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El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

Se presenta información sobre la etapa en que se encuentra el emprendimiento:

Figura 8. Etapa en la que se encuentra el emprendimiento

Tabla 16. Etapa en la que se encuentra su emprendimiento Idea

Lanzamiento

Crecimiento

Expansión Internacional

48%

20%

31%

Se presenta una gráfica con etapas en que se encuentran los emprendimientos:

Tabla 17. Comparativa con otras dimensiones

Sexo

Edad (años)

Idea

Lanzamiento

Crecimiento

Expansión Internacional

Femenino

48%

21%

29%

Masculino

49%

16%

34%

33%

50%

17%

16 a 19

62%

10%

29%

20 a 22

40%

26%

32%

23 a 25

40%

20%

Más de 26

50%

Se presenta una gráfica de la comparativa con otras dimensiones:

Se presenta una gráfica de sectores con últimos emprendimientos:

Figura 9. Comparativa con otras dimensiones

Figura 10. ¿De qué sector es tu último emprendimiento?

Se presenta información sobre los sectores cubiertos por los emprendimientos: Tabla 18. ¿De qué sector es tu último emprendimiento? Sector Artes

Agrícola

Turismo

Otro

13%

Tecnologías

18%

Servicio

23%

Comercio

37%

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Karem Infantas Soto y María Montaño Tabla 19. Comparativa con otras dimensiones

Sexo

Artes

Turismo

Servicio

Comercio

30%

32%

17%

44%

17%

Femenino Masculino ND

Edad (años)

17%

16 a 19

19%

36%

20 a 22

27%

37%

23 a 25

20%

Más de 26 Total

23%

Se presenta ¡información sobre el nivel de estudios universitarios de los emprendedores: Tabla 20. ¿Has recibido formación para emprender?

Sexo

Edad (años)

Femenino

77%

23%

Masculino

64%

36%

63%

37%

16 a 19

59%

41%

20 a 22

76%

24%

23 a 25

79%

21%

Más de 26

63%

38%

70%

30%

Total

Se presenta una gráfica con datos de formación universitaria en función de sexo y de edad de los emprendedores: Figura 11. ¿Has recibido formación para emprender?

Agrícola 3%

Tecnologías

Otro

13%

19%

14%

50% 21%

12%

13%

20%

40%

20%

75%

25%

37%

Se presenta o departamento emprendimientos:

18%

información sobre de la UPSA para

13%

unidad apoyar

Tabla 21. ¿Conoces si la universidad tiene una unidad o departamento para apoyar emprendimientos? Si Sexo

Edad (años )

Femenino

49%

51%

Masculino

47%

53%

48%

52%

16 A 19

33%

67%

20 A 22

55%

45%

23 A 25

61%

39%

Mas de 26 Total

75%

25%

48%

52%

Se presenta una gráfica con las respuestas a la pregunta si la Universidad tiene una unidad o departamento para apoyar emprendimientos: Figura 12. ¿Conoces si la universidad tiene una unidad o departamento para apoyar emprendimientos?

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El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

Se presenta los resultados de la pregunta sobre formación específica:

Se presenta una gráfica con la información anterior:

Tabla 22. ¿Crees que es necesaria una formación específica para emprender?

Figura 14. ¿Has participado en ferias o eventos relacionados a emprendimientos?

Sexo

Edad (años)

Femenino

69%

31%

Masculino

64%

36%

56%

44%

16 a 19

71%

29%

20 a 22

66%

34%

23 a 25

50%

Más de 26

25%

75%

66%

34%

Total

Se presenta una gráfica con la información anterior: Figura 13. ¿Crees que es necesaria una formación específica para emprender?

Se presenta información sobre el conocimiento de los encuestados sobre los programas que brinda la UPSA: Tabla 24. Conocimiento de los programas que brinda la Universidad % NR

UPSA Fashion Day

16%

Incubadora de Empresas

21%

TecnoUPSA

29%

Feria de Innovación y Emprendimiento

30%

Se presenta una gráfica con a información anterior: Se presenta información sobre presencia de los encuestados en eventos en materia de emprendimientos:

Figura 15. Conocimiento de los programas que brinda la Universidad

Tabla 23. ¿Has participado en ferias o eventos relacionados a emprendimientos?

Sexo

Edad (años)

Femenino

45%

55%

Masculino

35%

65%

33%

67%

16 a 19

20%

80%

20 a 22

49%

51%

23 a 25

54%

46%

Más de 26 Total

50%

40%

60%

Se presenta una comparativa de la información anterior:

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Karem Infantas Soto y María Montaño Tabla 25. Comparativa con otras dimensiones

Sexo

Edad (añnos)

TecnoUPSA

Feria de Innovación y Emprendimiento

UPSA Fashion Day

Incubadora de Empresas

Femenino

25%

32%

20%

19%

Masculino

33%

29%

11%

23%

37%

23%

14%

19%

16 a 19

30%

25%

16%

14%

20 a 22

29%

31%

15%

23%

23 a 25

25%

35%

16%

23%

Más de 26

44%

25%

19%

13%

29%

30%

16%

21%

Total

Se presenta información sobre el grado de apoyo de la UPSA al emprendimiento e Innovación, tanto en tabla cuanto en gráfica: Tabla 26. ¿Cuál es el grado de apoyo al emprendimiento e innovación que brinda la universidad? % NR

Muy Poco

Poco

21%

Bastante

21%

Regular

44%

Se presenta un resumen de la información antes considerada:

Tabla 27. Comparativa con otras dimensiones

Sexo

Edad (años)

Muy Poco

Poco

Regular

Bastante

Femenino

15%

47%

26%

Masculino

26%

40%

19%

15%

22%

44%

11%

16 a 19

17%

37%

28%

15%

20 a 22

10%

21%

46%

20%

23 a 25

32%

57%

Más de 26

25%

38%

13%

21%

44%

21%

Total

c. Perfil psicológico del emprendedor Se presenta los resultados de la encuesta y el análisis realizado por Claudia Fuentes, psicopedagoga y estudiantes de Psicología de la UPSA (Anna Ameller), en base a encuestas entregadas en forma paralela a las encuestas de la presente investigación, encusta opcional, con un total de 156 cuestionarios. c.1 Datos Generales Se presenta datos sobre el sexo de los participantes en esta segunda encuesta:

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Figura 16. Sexo

El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA Figura 17. Nivel socioeconómico

Figura 21. Estudiantes encuestados según semestre de estudios en que se encuentran

Figura 18. Facultad UPSA a la que pertenecen Figura 22. Edad (años)

Figura 19. Estudiantes encuestados en Carreras de la Facultad de Ciencias Empresariales-UPSA

Figura 23. Nivel de motivación de estudiantes UPSA

Figura 20. Estudiantes encuestados en Carreras de la Facultad de Ingeniería-UPSA Figura 24. Nivel de motivación en el sexo de los encuestados

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Karem Infantas Soto y María Montaño Figura 25. Nivel de motivación en el sexo de los encuestados

Figura 29. Nivel de motivación de encuestados según carreras

Figura 30. Nivel de motivación de encuestados según carreras Figura 26. Nivel de motivación de encuestados según carreras

Figura 31. Nivel de motivación de encuestados según carreras Figura 27. Nivel de motivación de encuestados según carreras

Figura 32. Nivel de motivación de encuestados según carreras Figura 28. Nivel de motivación de encuestados según carreras

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El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

CASOS ESTUDIO DE ESTUDIANTES EMPRENDEDORES UPSA Se seleccionaron casos de estudio de acuerdo a los criterios de la docente Ana María Montaño.

a. Mariano Aguilera (Estudiante de la materia de Filosofía y Ética) Desde que tengo uso de razón me encantan los autos, y mi sueño desde niño siempre fue ser un corredor de autos. Estuve dos años intentando convencer a mis padres de que me dejaran entrar a este gran deporte hasta que cumplí 18 años, y decidieron apoyarme, pero, este apoyo fue momentáneo. Con mucho esfuerzo y sacrificio, pude abrir mi propio taller mecánico y, con esto, solventar mis gastos y gracias a los buenos resultados, encontré empresas que apoyan a deportistas, y esto me permite que, aparte de ser un hobby como lo empecé, convierta mis sueños en hechos reales, ya que hasta la fecha he logrado no sólo ser campeón en Santa Cruz, sino que también pude salir a representar a Bolivia, corriendo en Paraguay y Brasil en los campeonatos Sudamericanos. A pesar de que mucha gente desde que comencé a emprender el camino hacia mi sueño, me decía que lo deje, que no iba a conseguir nada de esto, nunca los escuché y seguí en el camino que yo elegí correctamente para lograr mis sueños. He tenido caídas pero no me rendí. Me levanté con más fuerzas, creo que esa es una característica importante de las personas emprendedoras. Algo importante también de resaltar es que todo esto lo puedo lograr gracias al trabajo de todo un equipo de mecánicos. Y esta es otra característica de una persona emprendedora; saber trabajar en equipo para lograr objetivos planteados. En conclusión, puedo decir que ser emprendedor no significa que tengamos éxito en todo lo que hagamos, sino que, si fallamos, tengamos las fuerzas para volver a intentarlo y no rendirnos en lograr lo que soñamos, pero, sí tenemos éxito también es importante que compartamos con los demás lo logrado, ya que un emprendedor al ser líder trabaja en favor de la sociedad y no sólo de él mismo. Un verdadero emprendedor trabaja en equipo y saca lo mejor de cada integrante para poder lograr sus objetivos y tiene en claro de que lo más importante es cambiar su país, las naciones para bien y no para mal. b. María Natalia Parada Melgar (Estudiante de la materia Filosofía y Ética) Me considero una persona emprendedora. Me gusta y me satisface lograr una meta. Cuando tenía 10

años mi mamá me enseñó a hacer galletas y la verdad que me salían bastante bien. Cuando me di cuenta de la habilidad que tenía decidí, sacar provecho de esto y allí fue cuando comencé a vender galletas navideñas, en un principio. Eran bastante simples sin ningún tipo de decoración pero de buen sabor. Para mí, eso no era suficiente, no sólo quería mejorar el producto, quería hacer crecer mi negocio para que cuando llegue a la temporada navideña sean mis galletas las primeras que deseen. Pasaron los años y el producto mejoraba, los clientes aumentaban y había cada vez más trabajo. Contaba con la ayuda de mi mamá y de mis hermanas; pase de utilizar el horno de la cocina a comprarme uno industrial. Ahora tengo mi empresa llamada “Delicookies” que no sólo es buscada en la temporada navideña, sino también para eventos especiales; cumpleaños, baby showers, bautizos. Al formar esta empresa, he aprendido durante todos estos años que lograrlo no ha sido fácil, dado que tenía sólo 14 años. Tenía que dedicar horas a preparar las galletita, es decir, se necesitan horas de esfuerzo para lograr lo que uno quiere, exige sacrificio y perseverancia. En el proceso, se presentan obstáculos, pero, eso no dejó que me rindiera y sé que al sacar adelante este proyecto he adquirido experiencia con la que puedo aportar a otros que lo están intentando o lo quieren intentar. En conclusión, considero que es importante tener claro que significa realmente ser emprendedor, no basta tener buenas ideas, sino que éstas sean llevadas a la realidad. Así mismo, un emprendedor no debe tener miedo a cometer errores ni tener miedo al fracaso que puede suscitarse al recorrer el camino. Un emprendedor es una persona que se levanta sin importar cuántas veces haya caído y se mantiene positivo ante situaciones adversas. Por otra parte, es una persona dinámica, alegre, responsable y, a la vez, es líder. Se sabe que un negocio se puede montar, pero, para que funciones se necesita un equipo y en el equipo liderar con el ejemplo. c. María Reneé Gutiérrez Haensel (Estudiante de la materia Filosofía y Ética) El primer emprendimiento que tuve fue en colegio, y la actividad que realizaba era la venta de chocolates; fue un buen negocio, ya que el dinero recaudado de las ventas era una entrada líquida. Al ser mi mamá la auspiciadora de la primera producción, con las ganancias obtenidas, reinvertí el dinero en la compra de más ingredientes y, poco a poco, me fui haciendo conocer, hasta llegar al punto en el que me hacían pedidos para actos festivos como ser el día de Revista de la ANCB-SC | #05

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la madre, del maestro, del padre, entre otros. Esta experiencia fue de gran importancia para mi vida ya que aprendí la cultura del ahorro y de la inversión. En conclusión, una persona emprendedora es aquella que intenta llevar sus sueño a una realidad, una persona que a pesar de que otros le digan que no puede o que está mal, sigue adelante, luchando por sus sueños, venciendo cada obstáculo que se le ponga y sobre todo ayudando a otros en el camino del éxito. Ser emprendedor no significa que siempre saldremos victoriosos ante alguna situación difícil, pero, significa que a pesar de que todo luzca mal lucharemos hasta el final. Significa que también asumiremos los riesgos y las consecuencias de nuestros actos tanto al fallar como al triunfar. d. Thais Mustafá (Estudiante de la materia Filosofía y Ética) Desde pequeña siempre buscaba hacer cosas para vender, entre ellas, limonada, manillas, manualidades y otras cosas; esto me sirvió para ganar experiencia. Siempre tuve esa iniciativa de buscar nuevas cosas, tengo muchos planes y sueños. Soy una joven emprendedora ya que como joven tengo dos negocios en los cuales me ha ido bien. El primer emprendimiento haciendo bijouteria, lanzándome a una feria sin tener apoyo de nadie, ya que en ese momento mis padres no me podían ayudar, pero, determiné estar en esa feria sin pensarlo mucho, porque era una oportunidad que no la podía desaprovechar. Lucí mis collares con el nombre de “Shadia Accesorios” (por mi primer nombre), ganando con esfuerzo mil dólares en un mes. Hasta hoy, sigo sacando nuevas colecciones siempre innovando y estando pendiente de la moda que se viene. Nunca me rendí a los obstáculos que se presentaron, siempre le he puesto muchas ganas en lo que hago y creo en mi misma. Mi segundo emprendimiento son los postres, empecé haciendo uno de maracuyá para algunas cenas de mi madre y luego un nuevo restaurante “Chicken Style” me solicitó postres personales. Al comienzo me dio un poco de miedo, pero, me dije a mi misma, sino lo intento no voy a saber lo que pasa, entonces decidí prepararlos y tomar el riesgo. Desde entonces, entrego cerca de 40 postres semanales. Me va muy bien, se venden rápido y tengo buenos comentarios en la página del Facebook sobre mis postres. Además de colocarlos en este restaurante, conseguí introducirlos en la cafetería de la Caja Nacional de Salud. Las personas también lo están reconociendo en ese mercado. Las ventas allí no son rápidas pero soy optimista y creo que si fracaso en

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algunos lugares no significa que voy a fracasar en otros, y seguiré intentando otros lugares. También estoy probando probar otros postres para aumentar la variedad y poder introducirlos en otros restaurantes. En conclusión, he aprendido que para ser emprendedor ningún obstáculo que se presente tiene que ser una traba para conseguir un sueño, hay que esforzarse y continuar hasta donde se pueda por más que se fracase, no hay que rendirse, hay que mantenerse con muchas ganas y creer en uno mismo que se puede lograr. He demostrado mucha lealtad, responsabilidad a mi trabajo porque le pongo pasión.

PERFIL EMPRENDEDOR E INNOVADOR DEL GRADUADO

Se presenta los resultados de la encuesta Cuestionario del perfil del emprendedor e innovación graduados de la Facultad Ciencias Empresariales. Se utilizó una encuesta en línea enviada por el departamento de Graduados de la UPSA, respondiendo 72 graduados de las Facultades de Ingeniería y Empresariales. a. Datos Generales Se considera aspectos diversos relacionados con los estudiantes participantes en la encuesta. Figura 33. Año de Graduación

El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA Figura 34. Graduados por Carrera

b.1 Contar con emprendimiento Figura 37. Tiene emprendimiento o empresa

Figura 35. Edad

b.2 Datos del emprendimiento Figura 38. ¿De dónde nació la motivación para emprender?

Figura 36. Sexo

b. Definición como emprendedor Se considera varios aspectos.

Figura 39. ¿Tienes o has tenido otros emprendimientos?

Figura 40. Tiempo de vida del último emprendimiento (en meses)

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Karem Infantas Soto y María Montaño Figura 41. Problemas principales en los emprendimientos anteriores o paralelos

Figura 44. ¿Has recibido financiamiento?

Figura 45. ¿De quiénes? Figura 42. Tus emprendimientos han recibido premios o reconocimientos

Figura 46. ¿En qué nivel se encuentra tu último emprendimiento? Figura 43. ¿Consideras a tus emprendimientos cómo innovador?

Figura 47. ¿De qué sector es tu último emprendimiento?

Tabla 28. ¿Por qué?

Porque es un Negocio único

Porque tiene un enfoque digital

Porque la Innovación radica en productos, servicios y atención al cliente

Porque No, es totalmente innovador solamente ofrecemos productos únicos o mejorados

Porque No, es innovador ya que sólo vendemos productos de consumo masivo

Porque son negocios comunes que en su momento fueron rentables

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El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

c. Apoyo al emprendimiento Se presenta los datos emergentes de la encuesta.

Figura 52. ¿Crees que es necesaria una formación específica para emprender?

Figura 48. ¿Has recibido formación para emprender en la Universidad?

Figura 53. Indicar la razón:

Figura 49. ¿En qué materia(s) o unidad?

Figura 54. ¿Crees que necesitas ayuda para poner en marcha tu emprendimiento? Figura 50. ¿Conoces si la Universidad tiene una unidad o departamento para apoyar emprendimientos?

Figura 55. Si tu respuesta es sí, ¿indicar en qué temas consideras importante la ayuda?

Figura 51. Si tu respuesta es Sí indicar en ¿Cuáles?

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Karem Infantas Soto y María Montaño Figura 56. En tu tiempo en la Universidad ¿Has participado en ferias o eventos relacionados a emprendimientos?

Figura 57. Si es así, por favor dinos cuales y si fue voluntario o fue obligatorio:

Figura 60. ¿Cuál es el grado de apoyo al emprendimiento e innovación que brinda la universidad?

d. Información Complementaria Se presenta información adicional: Figura 61. ¿Conoces innovadores relacionados a la comunidad universitaria: docentes, estudiantes, graduados que consideres relevante incluir en este estudio? Docente

Estudiante

Gaby Lourdes Negrete

Fabio Paniagua

Ernesto Roca

Nicole Cárdenas

Karem Infantas

Rodrigo Sat Cristian Velasco Jessica Bowles Fernando Chávez

Figura 58. Voluntario u obligatorio

Willy Eguez MAdelen Godoy Si, la dueña de los chocolates "Manjar de Oro" Glassatti Figura 62. ¿Qué desafíos y que recomendaciones realizarías para impulsar la innovación en la Universidad?

Figura 59. ¿Conoces los siguientes eventos, programas o unidades?

GRUPO FOCAL DE GRADUADOS UPSA

Se realizó un grupo focal en graduados UPSA, cuyo número de asistentes no fue significativo, y la información se consignó mediante la encuesta.

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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Estas son:

a. Conclusiones El perfil del emprendimiento e innovación del estudiante, considerando que el 23% de encuestados son de ingeniería industrial y de sistemas, el 22% de Ingeniería Comercial, en un porcentaje equitativo de género femenino y masculino (46% aproximadamente) y, principalmente, se encuentran en el rango de menores a 22 años en edad universitaria, considera: • Más del 70% de los entrevistados admiten no tener emprendimientos, no existe una diferencia significativa entre géneros. • Entre 23 a 25 años, la diferencia se incrementa al 82% entre los que indican no tener emprendimiento frente a un 18% que indica tener emprendimiento. Sin embargo, en los encuestados de más de 26 años esta proporción aumenta a un 50%. a.1 A nivel de emprendimientos Se considera:

los

que

indican

tener

• La motivación para emprender principal para un 26% de los encuestados, se relaciona a tener ingresos propios, en un 18% en la necesidad de hacer algo por sí mismos, en un 17% por motivación de la familia y en un 11% por su capacidad de innovar. • La motivación para emprender varía según sexo del encuestado, indicando en el sexo femenino que el 20% lo hace por motivación de la familia, mientras que en el sexo masculino, se indica en un 35% que su mayor motivación es para tener ingresos propios. • Para la edad entre 23 a 26 años, la capacidad para innovar presenta un 33% para edades de 23 a 25 años y aquellos con más de 26 años, esta capacidad alcanza al 25%, lo cual es interesante de analizar para los programas de postgrados. • Los encuestados que se consideran emprendedores en un 83%, indican no haber tenido otro emprendimiento, siendo aquellos con edades mayores a 26 años los que tiene el porcentaje más alto en el rango etáreo con un 25%. El sexo femenino indica en un 44% haber tenido más de un emprendimiento, frente al 24% del sexo masculino.

• El 48% de los emprendedores considera estar en la etapa de idea y 20% en lanzamiento, sólo el 13% en crecimiento y el 1% en expansión internacional. No existe una diferencia significativa en cuanto a sexo en la etapa de idea pero este porcentaje aumenta en la etapa de crecimiento. • Según los encuestados, el rango de edad de 20 a 25 años tiene un porcentaje mayor de emprendimiento en la etapa de crecimiento. • El sector comercial es el sector de preferencia de los emprendedores con un 37%, el de servicio con el 23% siguiendo el 18% en el área de tecnologías. • El 77% de la muestra de sexo femenino indica recibir formación para emprender, y 64% del sexo masculino. En promedio, el 70% considera que si se recibe formación. • El 51% del sexo femenino y el 53% del sexo masculino, indica no conocer unidades o departamentos para apoyar emprendimientos. Los menos informados son aquellos estudiantes menores 19 años y, los más informados, son aquellos con más de 23 años, en un 65%. • Ambos sexos coinciden en que existe una necesidad específica para formarse en emprender, en más de 64%, lo cual es similar en lo que refiere a edad; sin embargo, los mayores a 23 años, en un 60%, consideran que no es necesario. • La participación en ferias o eventos no es generalizada considerando que un 60% indica no haber participado, no existiendo una diferencia significativa entre sexos. • Los eventos más nombrados son primeramente la Feria de Innovación y Emprendimiento y en segundo lugar la TecnoUPSA. • El 21% de los encuestados cita a la Incubadora de empresas, lo cual es un dato importante para el desarrollo del ecosistema de emprendimiento e innovación de la UPSA. • Los encuestados en un 44 %, consideran como regular el apoyo de la Universidad. a.2 Perfil psicológico del emprendedor (según Mc Clelland) De acuerdo a la psicopedagoga Claudia Fuentes (Facultad de Ciencias Empresariales e Ingeniería): • El nivel de motivación de los estudiantes de la UPSA está orientado al logro, sin mayores distinciones entre sexos ni carrera profesionales.

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• En el ámbito de la ingeniería, el logro, la afiliación y el poder aumentan en la carrera de Ingeniería de Sistemas. a.3 Casos de estudiantes emprendedores (Facultad de Ciencias Empresariales e Ingeniería) Entre los estudiantes de pregrado seleccionados por Ana María Montaño, docente de Empresariales, se tiene:

4% indica que en aspectos relacionados a la tecnología.

• El 96,6% de los emprendedores indica no haber recibido premios, ni reconocimientos. • El 55,2% no emprendimiento, comunes.

considera innovador su dado que son negocios

• El 69% indica no haber recibido financiamiento

• El emprendimiento no sólo es tradicional sino que se puede desarrollar en el logro de diferentes actividades.

• De los que si recibieron financiamiento, el 44% indica ser de la familia, el 22% por igual de la familia y Bancos y el 11% de una empresa.

• La percepción del fracaso es parte del proceso al éxito y tiene una clara percepción de su éxito en base al logro.

• El 10,3% está en Idea, el 24,1% en Lanzamiento, el 65,5% en Crecimiento, ninguna en expansión internacional.

• La autoconfianza también ha sido fundamental y se inicia desde muy jóvenes.

• El 31% es del sector comercio, el 24,1% de servicio, el 10,3% de tecnología.

A nivel de graduados (Facultades de Ciencias Empresariales e Ingeniería), se tiene: • Los graduados que más respondieron a la encuesta en línea son los que se graduaron en el 2017, carreras de Ingeniería Comercial y Administración de Empresas, entre 26 y 28 años con un 26%, sin diferencia significativa entre sexos. • El 59,7% indica no tener emprendimiento. • De los que sí tienen emprendimiento, indican en un 50% que su principal motivación es tener un negocio propio y la independencia, un 29% indica por oportunidad y el 18% por motivación familiar. • El 65,5% indica emprendimientos.

haber

tenido

otros

• Los tiempos de vida de su último emprendimiento indican, en un 18%, que es mayor a 24 meses (tiempo habitual de los startups). • Entre las dificultades principales para los emprendimientos anteriores o paralelos se cita:

• El 66,2% de los graduados responden que si recibieron formación para emprender, mencionando a las materias de Creatividad, Innovación y Emprendimiento (32%), en todas las materias (29%), Elaboración y Evaluación de Proyectos (21%); en menor porcentaje, Marketing Estratégico (8%), Teoría de la Organización y Finanzas, Postítulo Gestión del Emprendimiento, Investigación de Mercados, Costos y Administracion (3%). Es necesario indicar que ciertas materias sólo se dan en determinadas carreras y en general se considera que están relacionadas al ámbito empresarial. • El 56,9% respondió que si conocen que la universidad tiene unidades de apoyo, en particular, reconocen con un 78% a la Incubadora UPSA, 12% no recuerda el nombre, 7% CENACE y 2% Feria de Emprendimiento • El 80,6% considera importante recibir formación en emprendimiento, en particular, el perfil para emprender (48%), temas de procesos legales (11%), minimizar riesgos (10%), acompañamiento y desarrollo del espíritu emprendedor (8%), ampliar el panorama (7%), pasar de la idea a la realización (5%) y contar con experiencia (3%).

35% falta de conocimiento de administración, mercado, recursos y tiempo.

19% en trámites legales, impuestos y licencia de funcionamiento.

15% en competencia en el mercado de otros negocios.

12% desaceleración económica.

• En un 84,5% considera importante la ayuda para poner en marcha su emprendimiento sobre todo en el área financiera y procesos legales (51%).

8% por igual en dificultades en las ventas y problemas con los proveedores, socios e inversionistas.

• El 76,4% indicó haber participado en ferias y eventos, principalmente, en la Feria de Emprendimiento e Innovación (69%) y TecnoUPSA

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(20%). Se debe tomar en cuenta que la mayoría de los encuestados son del área empresarial, el 37% indico haber participado en forma obligatoria, el 31% en forma voluntaria, el resto no contestó o no tiene emprendimiento. a.4 En General • Se confirma que la Feria de Innovación y Emprendimiento así como la TecnoUPSA son los más reconocidos, la Incubadora UPSA aún debe trabajar en su identificación. • Se considera regular el grado de apoyo que se brinda al emprendimiento e innovación en la Universidad. • Los estudiantes y graduados tienen como referencia a docentes, pero, el número es demasiado ínfimo con respecto al plantel docente. • Los estudiantes y graduados tienen como modelos de referencia a estudiantes y graduados de la UPSA. b. Recomendaciones Estas son: • Actualizar la currícula de las carreras indicadas. • Fortalecer la formación de docentes emprendedores que sean modelos de referencia. • Desarrollar competencias en los docentes. • Impulsar la investigación y la promoción de un ecosistema de emprendimiento e innovación de la UPSA. • Aprovechar la vinculación con la empresa privada para conectar a los emprendedores al mercado.

REFERENCIAS

Sánchez, J. C. (2011). Entrepreneurship as a legitimate field of knowledge. Citado por: Bonilla Ricardo, Fabián R. y otros. Psicothema, 23. Nº 3. Torres P. Emilia E. (2007). La gerencia emprendedora innovadora como catalizador del emprendimiento económico. Revista de ciencias sociales. Nº 3. Universidad Católica Boliviana “San Pablo”. Global Entrepreneursship monitor (2008). Reporte nacional de Bolivia. Primera Edición. La Paz. Bolivia. UAM. Caracterización del perfil emprendedor en graduados de la maestría en Administración de Negocios: Un análisis empírico en la ciudad de Manizales. Manizales, Colombia; Universidad Autonoma de Manizales. UAM. Informe Final de la Maestría en Administración de Negocios. Facultad de administración. Manizales, Colombia: Universidad Autónoma de Manizales. Vicens, L. y Grullón, S. (2011). V Foro de Competitividad de las Américas. Innovación y emprendimiento: Un modelo basado en el desarrollo del emprendedor. Santo Domingo - República Dominicana: <https:MIT.//competecaribbean.org/wpcontent/ uploads/2013/06/Vicens_and_Grullon_final_ Innovation-and-Entrepreneurship-A-Modelbased-on-Entrepreneur-Development-spanish. pdf> (Consultado: 25/10/2018). Vicens, L. y Grullón, S.(2011) V Foro de Competitividad de las Américas. Innovación y emprendimiento: Un modelo basado en el desarrollo del emprendedor. Santo Domingo - República Dominicana: <https://competecaribbean.org/wpcontent/ uploads/2013/06/Vicens_and_Grullon_fial_ Innovation-and-Entrepreneurship-A-Modelbased-on-Entrepreneur-Development-spanish. pdf> (Consultado: 25/10/2018).

Calderón, G. Álvarez, C. Naranjo, J. y Otros. (2012). Reporte GEM Colombia Manizales 2011-2012. Manizales: Ediciones Uninorte. Bogotá- Colombia. [<http://funluker.azurewebsites.net/wp-content/ uploads/2016/02/GEM Manizales-2012.pdf> (Consultado: 04/10/2018). Cunningham, J. Lischeron, J. (1991). Defining entrepreneurship. Journal of Small Business Management. MIT. Revista de Tecnología del Massachusetts Institute of Technology. Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE). (2009). Clusters, Innovation and Entrepreneurship. Local Economic and Employment Development, OECD Publishing. Revista de la ANCB-SC | #05

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ANEXOS Anexo A. Cuestionario CUESTIONARIO PERFIL EMPRENDEDOR INNOVADOR Estudiantes/Graduados Se realiza la presente investigación para definir el perfil del emprendedor/innovador del estudiante/graduado de la UPSA, todos los aportes son valorados, y apreciamos la honestidad al responder las preguntas. Con objeto de recolectar la información necesaria, por favor le solicitamos responder muy concretamente el siguiente cuestionario. Si los espacios destinados a las respuestas son insuficientes, por favor, anexar las hojas que considere necesarias.

I. DATOS GENERALES Semestre:

Tiene Emprendimiento: Proyecto o Empresa

Carrera :

Tiempo de vida del Último Emprendimiento

Materia:

Edad:

Si □ No □

Continuar Continuar en el punto III (meses)

Género: Femenino □ Masculino □

II. DATOS DEL EMPRENDIMIENTO 1. ¿De dónde nació la motivación para emprender? ................................................................................................................................................................................... ................................................................................................................................................................................... ................................................................................................................................................................................... 2. ¿Tienes/ o has tenido otros emprendimientos? □ Si

□ No

Por favor de manera concreta explicar los problemas principales en los emprendimientos anteriores o paralelos: ................................................................................................................................................................................... ................................................................................................................................................................................... ................................................................................................................................................................................... 3. Tus emprendimientos han recibido premios o reconocimientos □ Si

□ No

¿Cuáles?: ................................................................................................................................................................... 4. Tus emprendimientos son innovadores □ Si

□ No

¿Por qué?: .................................................................................................................................................................

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El perfil del emprendimiento e innovación de los estudiantes y graduados de la UPSA

5. Has recibido financiamiento □ Si

□ No

¿De quiénes?: ............................................................................................................................................................ 6. ¿En qué nivel se encuentra tu último emprendimiento? a) Idea b) Lanzamiento c) Crecimiento d) Expansión Internacional 7. ¿En qué sector has emprendido en tu último emprendimiento? a) Artes b) Turismo c) Servicio d) Comercio e) Agrícola f) Tecnologías g) Otro: ......................................................................

III. APOYO AL EMPRENDIMIENTO 8. ¿Has recibido formación para emprender en la Universidad? □ Si

□ No

¿En qué materia (as)?: ............................................................................................................................................... 9. En tu opinión, ¿Crees que es necesaria una formación específica para emprender? □ Si

□ No

Indicar la razón: ......................................................................................................................................................... ................................................................................................................................................................................... ................................................................................................................................................................................... 10. En tu opinión, ¿Crees que necesitas ayuda para poner en marcha tu emprendimiento? □ Si

□ No

Si su respuesta es Sí, indicar en que temas consideras importante la ayuda: ........................................................... ................................................................................................................................................................................... ................................................................................................................................................................................... 11. ¿Has participado en ferias o eventos relacionados a emprendimientos? □ Si

□ No

Si es así, por favor dinos cuáles y si fue voluntario o involuntario: ........................................................................... ................................................................................................................................................................................... ................................................................................................................................................................................... Revista de la ANCB-SC | #05

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12. ¿Cuál es el grado de apoyo al emprendimiento e innovación que te brinda la universidad? Bastante

Muy poco

IV. INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA

13. ¿Conoces innovadores relacionados a la comunidad universitaria: docentes, estudiantes, graduados que consideres relevante incluir en este estudio? NOMBRE

DOCENTE/ESTUDIANTE

E-MAIL

CELULAR

1 2 3

14. ¿Qué desafíos y que recomendaciones realizarías para impulsar la innovación en la Universidad? DESAFÍOS/DEBILIDADES

RECOMENDACIONES/OPORTUNIDADES

Por favor consignar toda la información que considere necesaria y que no esté contemplada en el siguiente cuestionario. GRACIAS POR SU COLABORACIÓN.

Anexo B. Número de Estudiantes I/2018 Tabla B.1. Número de Estudiantes por Facultad

CIENCIAS EMPRESARIALES

1.215

Administración de Empresas

349

Auditoría y Finanzas

Comercio Internacional

141

Ingeniería Comercial

339

Ingeniería Economica

Ingeniería Financiera

140

Marketing y Publicidad

131

INGENIERÍA

775

Ingeniería Civil

204

Ingeniería de Petróleo y Gas Natural

Ingeniería de Redes y Telecomunicaciones

Ingeniería de Sistemas

Ingeniería Electrónica

Ingeniería Industrial en Madera

Ingeniería Industrial y de Sistemas

310

Ingeniería Informática Administrativa

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Cultivo in vitro de la almendra chiquitana (Dipteryx alata Vogel)

Cultivo in vitro de la almendra chiquitana (Dipteryx alata Vogel)1 Ingrid Morales-Benavent2, Margarita López3 y Fabián Quispe3

INTRODUCCIÓN

La almendra chiquitana (Dipteryx alata Vogel) es una especie vegetal importante, porque produce frutos y semillas que son comercializados por comunidades indígenas chiquitanas generando una opción económica. El agradable sabor de la pulpa del fruto, que es consumida por el ser humano, animales domésticos y silvestres y el valor nutricional alto de sus semillas (26% de proteína y niveles altos de fibra, Magnesio, Potasio y Calcio), han convertido a esta especie en componente fundamental en la dieta, siendo una especie relevante para estrategias de seguridad alimentaria (Coimbra 2014, 2016). Además, la almendra puede ser una aliada en la reducción de la vulnerabilidad ante el cambio climático, no sólo por su importancia ambiental sino, también, porque puede mejorar la nutrición humana, apoyar el manejo sostenible de la ganadería y la economía rural (Coimbra 2016, Delgado et al. 2018, IICA 2018). Sin embargo, la acelerada deforestación en su área de distribución, con fines ganaderos o agrícolas, ha conllevado a la inclusión de esta especie en la Lista

Programa UPSA - ANCB-SC.

Miembro Consejo de Investigaciones ANCB-SC, Laboratorio BIOFAN, Carrera de Biología, Facultad de Ciencias Agrícolas - UAGRM.

Laboratorio BIOFAN, Carrera de Biología, Facultad de Ciencias Agrícolas - UAGRM.

Roja de especies amenazadas de acuerdo a la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza (IUCN por sus siglas en inglés) clasificándola en la categoría de Vulnerable (World Conservation Monitoring Centre 1998). La propagación in vitro de plantas es una técnica de la Biotecnología utilizada en la conservación de especies vegetales de importancia económica y, sobre todo, aquellas especies que son amenazadas por diversos factores que afectan su densidad y distribución. Por otro lado, el cultivo in vitro permite la disponibilidad de un número grande de plantas en un tiempo relativamente reducido (López et al. 2010). Es por ello que, resulta ser una opción útil para reproducir especies cuya producción y/o situación actual de conservación sean temas de interés actual, permitiendo así, tener una producción homogénea de plantines para los sistemas agrícolas-forestales (Ibisch 2003, Morales-Benavent 2011). Los trabajos in vitro incluyen generalmente diferentes etapas, siendo las principales: a) la selección de los plantines madres de donde se obtienen explantes o material para su introducción in vitro, que deben ser de calidad genética; b) la introducción in vitro de este material en los medios de cultivo; c) la propagación masiva o multiplicación in vitro de las vitroplantas, con la finalidad de conseguir el número deseado de plantas; d) el enraizamiento de Revista de la ANCB-SC | #05

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Ingrid Morales-Benavent, Margarita López y Fabián Quispe

las vitroplantas para que estén preparadas a crecer en condiciones ex vitro o fuera del laboratorio y e) la aclimatación de las vitroplantas a las condiciones externas en un invernadero, para su adaptación antes de ser llevadas al campo (Morales-Benavent 2021). El laboratorio BIOFAN, dependiente de la Carrera de Biología - UAGRM, desarrolla trabajos de investigación relacionados a la conservación de los recursos fitogenéticos y la producción masiva de plantas in vitro desde 2005. En el año 2018 inició trabajos para la propagación masiva de la almendra chiquitana, con financiamiento de la GIZ- Alemania, logrando la desinfección y la introducción de la especie, faltando completar la fase de multiplicación y enraizamiento in vitro de D. alata.

OBJETIVOS Estos son:

Objetivo general

Establecer un protocolo para la propagación in-vitro, mediante brotes apicales (explantes) provenientes de semillas, de la almendra chiquitana (Dipteryx alata Vogel: Fabaceae) para contribuir al mejoramiento de la producción y a la conservación de esta importante especie forestal no maderable.

Objetivos específicos

Desinfección de semillas de almendra chiquitana Para la obtención de los explantes en el laboratorio se sembraron semillas de almendra chiquitana utilizando los brotes apicales como esquejes para su introducción in vitro. Antes de ser sembradas, las semillas fueron sometidas a desinfección consistente en: -

Introducirla en agua con jabón durante 10 minutos y luego realizar tres enjuagues con agua de grifo.

Sumergirla durante 25 minutos en lavandina al 2% seguido de un enjuague con agua destilada estéril.

Hidratarla en agua destilada estéril por 24 horas.

• Evaluar el efecto de los medios MS y WPM con diferentes concentraciones de KIN (Kinetina), AG₃ (Ácido Giberélico) y BAP (6-Bencilaminopurina), en la etapa de multiplicación in vitro de la almendra chiquitana.

Después de pasar por el proceso de desinfección e hidratación, las semillas de almendra chiquitana fueron sembradas en arena, previamente esterilizadas en autoclave durante 15 minutos a 15 libras de presión.

• Comparar los medios MS y WPM con diferentes concentraciones de ANA (Ácido naftalenacético) e IBA (Ácido indol-3-butirico), en la etapa de enraizamiento in vitro de la almendra chiquitana.

Explantes a medio de multiplicación in vitro

MATERIALES Y MÉTODOS

La presente investigación fue realizada en el Laboratorio de Biotecnología BIOFAN-UAGRM, ubicado en el kilómetro 8,5 al norte de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, Bolivia (17° 41’54.63’’ S; 63°08’49.67’’ W). El material vegetal fue obtenido de semillas de árboles seleccionados en el municipio de Concepción, Santa Cruz, Bolivia, entregadas por personal de la GIZ-Bolivia y germinadas en el laboratorio BIOFAN. La almendra chiquitana es un árbol de porte mediano a grande, perteneciente a la familia Fabaceae, que florece entre noviembre a diciembre y fructifica

entre agosto a octubre. Esta planta crece en campos abiertos o rupestres, serranías, sabanas, aunque a veces se lo puede encontrar en barbechos, bosques en ribera y orillera de bosques, principalmente, en suelos arcillo-arenosos, con topografía ondulada y bien drenados (Vásquez & Coimbra 2002). Se encuentra distribuida en la región del Cerrado en Brasil y en el este de Bolivia; específicamente, en las provincias Andrés Ibáñez, Velasco, Ñuflo de Chávez y Chiquitos del departamento de Santa Cruz (Coimbra 2014, Mostacedo et al. 2015, Pérez-Cruz & Villaroel 2020).

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Los explantes obtenidos de las semillas germinadas fueron introducidos en medios de multiplicación para su desarrollo y crecimiento. Antes de su introducción, se procedió a la desinfección de los mismos, para evitar la contaminación, usando alcohol al 80% durante cinco segundos, hipoclorito de sodio al 2% durante 20 minutos y tres enjuagues consecutivos con agua estéril. Los tratamientos evaluados en esta etapa están basados en MS (Murashige & Skoog 1962) y WPM (Woody Plant Medium, Lloyd and McCown 1981) con fitorreguladores de crecimiento que inducen la elongación de las plantas y la formación de nudos, entrenudos y brotes adventicios, principalmente AG₃ (Ácido Giberélico) y KIN (Kinetina), con 30 gramos/ litro de azúcar común y ajustando a un pH de 5,6 (Tabla 1).

Cultivo in vitro de la almendra chiquitana (Dipteryx alata Vogel) Tabla 1. Medios de multiplicación con diferentes concentraciones de fitorreguladores de crecimiento utilizados para las vitroplantas de almendra chiquitana AG3 mg/l

BAP mg/l

KIN mg/l

Ácido ascórbico Mg/l

Agar g/l

0,1

0,5

0,1

1,0

WPM

0,1

WPM

0,1

0,5

WPM

0,1

1,0

200

T10

0,5

200

T11

0,5

200

T12

0,5

200

Tratamientos

WPM

T3 T4

Nota: Métodos aplicados (MS. Murashige y Skoog, 1962. WPM. Woody Plant Medium, Lloyd and McCown 1981).

Etapa de enraizamiento

Una vez que las plantas se desarrollan, se hace el traspaso a medio de enraizamiento, para lograr la formación de raíces, que permita en lo posterior hacer una aclimatación en vivero y el consiguiente paso al campo. Se han evaluado dos medios de

cultivo generales basados en MS (Murashige & Skoog 1962) y WPM (Woody Plant Medium, Lloyd and McCown 1981, (Araruna, 2015), con la adición de fitorreguladores de crecimiento que inducen el enraizamiento como es IBA (Acido indol-3-butirico) y ANA (Ácido naftalenacético). Se evaluaron 30 tratamientos con 10 repeticiones para la fase de enraizamiento in vitro, utilizando como medio base MS al 100%, a 50% y 75% y el medio WPM al 100% de concentración de sales. Se agregaron diferentes concentraciones de IBA (Acido indol-3-butirico), AG₃ (ácido Giberélico), ANA (ácido naftalenacético), BAP (6-bencylaminopurina). Se evaluó también el uso de caseína hidrolizada con fuente de aminoácidos y ácido ascórbico y carbón activado para evitar la oxidación de los tejidos en estudio. Se realizaron tratamientos semisólidos con la adición de 7 g/l de agar y medio líquido sin la aplicación de este solidificante. En todos los tratamientos los medios de cultivo fueron llevados a un pH de 5,6. Una vez sellados y etiquetados los tubos de ensayos fueron llevados a la sala de crecimiento con una temperatura de 24 °C para su evaluación semanal, por un periodo de 20 semanas cada tratamiento (Tabla 2).

Tabla 2. Medios de cultivo para la etapa de enraizamiento in vitro de la almendra chiquitana con diferentes reguladores de crecimiento AG3 mg/l

ANA mg/l

BAP mg/l

Agar g/l

Sacarosa gr/l

Caseína hidrolizada mg/l

Ácido ascórbico mg/l

Carbón activado g/l

0,1

0,5

0,3

0,5

100%

0,1

0,5

100%

0,3

0,5

100%

0,5

100%

T10

100%

0,1

Trat

MS ½

50%

WPM

IBA mg/l

T11

100%

0,5

T12

100%

T13

100%

1,5

T14

100%

T15

100%

2,5

T16

100%

T17

100%

100

200

T18

100%

0,5

100

200

T19

100%

0,5

100

200

T20

100%

0,5

100

200

T21

100%

0,5

100

200

T22

75%

0,5

0,1

200

T23

75%

0,1

200

T24

100%

0,1

100

T25

100%

0,1

100

T26

MS½

T27

MS½

0,1

T28

MS½

0,1

T29

MS½

0,1

1,5

T30

100%

0,5

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Ingrid Morales-Benavent, Margarita López y Fabián Quispe

RESULTADOS Y DISCUSIÓN Son los siguientes:

Germinación de semillas de almendra chiquitana en arena

Figura 2. a) Explantes de Dipteryx alata provenientes de semillas introducidos en medio de multiplicación in vitro. b) Tubos de ensayos con diferentes tratamientos evaluados. c y d) Desarrollo de los explantes introducidos

Se sembró un total de 195 semillas con la finalidad de contar con una cantidad de explantes mayor para la evaluación de multiplicación y enraizamiento in vitro de la almendra chiquitana. Las semillas, previamente desinfectadas y sembradas en arena, respondieron favorablemente en un 70%, teniendo un crecimiento de 10 centímetros al cabo de seis semanas en cada cultivo, realizándose tres germinaciones de semillas durante la investigación . Figura 1. a) Siembra de semillas de almendra chiquitana en arena para la toma de esquejes b) Plantines germinados de almendra chiquitana despues de 6 semanas de la siembra

Fuente: Fotos de Margarita López (a, b) e Ingrid Morales-Benavent (c, d).

Enraizamiento in vitro

Fuente: Fotos de Fabian Quispe e Ingrid Morales-Benavent.

Multiplicación in vitro

Los brotes apicales de entre un centimetro a 1,5 centimetros, utilizados como explantes, una vez desinfectados, se introdujeron a los medios de cultivo de multiplicación para su desarrollo en la cámara de flujo laminar, con materiales y medios de cultivo esterilizados. Se comprobó que el medio MS (Murashige & Skoog 1962) al 100% obtuvo el mejor desarrollo de los explantes, con la adición de 0,1 miligramos/litro de AG₃ y 0,5 miligramos /litro de BAP, observándose elongación y entrenudos con un tamaño entre cinco centimetros a siete centimetros al cabo de seis semanas, obteniendo un promedio de cuatro esquejes por planta (Figura 2). Sin embargo, Araruna (2015) menciona que, en la multiplicación, concentraciones mayores a cuatro miligramos/litro de BAP no fueron adecuadas para la multiplicación in vitro de almendra chiquitana, en un estudio realizado en Dipteryx alata.

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Los resultados obtenidos en el enraizamiento in vitro demuestran que los medios sólidos presentaron mayor desarrollo de callo, un tejido desorganizado y que, generalmente, si se presentan, las raíces no son funcionales ya que no están bien conectadas con el tejido caulinar (Tabla 3). Sin embargo, se observó la presencia de raíces iniciales en los tratamientos T10 y T13, medio semisólido MS al 100% de nutrientes con la adición de un miligramo/litro de BAP y 0,1 miligramos/litro de ANA en el T10 y 1,5 miligramos/ litro de ANA en el T13, siendo el fitorregulador que induce la formación de raíces (Figura 3). En cambio, los medios líquidos no han favorecido la formación de raíces ni callos. Araruna (2015), indica de igual manera que MS al 100% y concentraciones menores de tres miligramos/litro de ANA, son adecuados para el enraizamiento in vitro de esta especie. Por otro lado, Silva et al. (2016), indican que la aplicación de tres gramos/litro de carbón activado favorece el establecimiento in vitro de la almendra chiquitana.

Cultivo in vitro de la almendra chiquitana (Dipteryx alata Vogel) Tabla 3. Medios de cultivo para la etapa de enraizamiento in vitro de almendra chiquitana, con resultados en cada tratamiento Tratamiento

Medio liquido o semisólido (agar)

Resultado de enraizamiento

Semisólido

Formación de callos

semisólido

Formación de callos

semisólido

Formación de callos

semisólido

Formación de callos

semisólido

Formación de callos

semisólido

Formación de callos

semisólido

Formación de callos

semisólido

Formación de callos

semisólido

Sin desarrollo de raíces

T10

semisólido

Formación de raíces iniciales

T11

semisólido

Sin desarrollo de raíces

T12

semisólido

Sin desarrollo de raíces

T13

semisólido

Formación de raíces iniciales

T14

semisólido

Sin desarrollo de raíces

T15

semisólido

Sin desarrollo de raíces

T16

Semisólido

Sin desarrollo de raíces

T17

Líquido

Sin desarrollo de raíces

T18

Liquido

Sin desarrollo de raíces

T19

Liquido

Sin desarrollo de raíces

T20

Liquido

Sin desarrollo de raíces

T21

Liquido

Sin desarrollo de raíces

T22

Liquido

Sin desarrollo de raíces

T23

Liquido

Sin desarrollo de raíces

T24

Liquido

Sin desarrollo de raíces

T25

Liquido

Sin desarrollo de raíces

T26

semisólido

Sin desarrollo de raíces

T27

semisólido

Sin desarrollo de raíces

T28

semisólido

Sin desarrollo de raíces

T29

semisólido

Sin desarrollo de raíces

T30

semisólido

Sin desarrollo de raíces

Nota: métodos (Murashige y Skoog, 1962. Woody Plant Medium, Lloyd and McCown, 1981).

Figura 3. a) Plantines de almendra chiquitana en medio de enraizamiento in vitro. b) Formación inicial de raíces en los tratamientos T10 y T13 c) Formación de callos en medios de cultivo de enraizamiento con IBA y AG₃ d) Vitroplantas en medio de cultivo líquido para enraizamiento in vitro

Fuente: Fotos de Margarita López y Fabián Quispe.

CONCLUSIONES

Los resultados obtenidos en el estudio sobre tratamientos para el cultivo in vitro de la almendra chiquitana en el laboratorio BIOFAN permiten formular las conclusiones siguientes: • La germinación de las semillas de almendra chiquitana en arena fue eficiente, realizando la desinfección con hipoclorito de sodio al 2%, enjuagues con agua estéril e hidratación de las mismas por 24 horas, antes de su siembra. • Los brotes utilizados como explantes para el desarrollo de las vitroplantas deben tener un tamaño entre 1,0 centimetro y 1,5 centimetro y deben ser esterilizados con alcohol 80% durante cinco segundos, luego con hipoclorito de sodio al 2% durante 20 minutos y tres enjuagues con agua estéril antes de su introducción in vitro. • Los medios de cultivo utilizados para la etapa de multiplicación han provocado la elongación de las vitroplantas, permitiendo obtener un promedio Revista de la ANCB-SC | #05

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de cuatro esquejes por planta. El tratamiento adecuado para la formación de nudos y de brotes adventicios fue el MS al 100% con la adicion de 0,1 miligramos/litro de AG₃ y 0,5 miligramos/litro de BAP. • De los 30 tratamientos evaluados para la formación de raíces, se mostró la presencia inicial de raíces a las cuatro semanas de subcultivo en T10 y T13. En varios tratamientos se ha observado la formación de callos, que es un crecimiento desorganizado de las células, que impiden la formación de raíces funcionales, siendo esto importante para que la planta tome alimento directamente de los medios y luego pueda adaptarse a las condiciones ex vitro de aclimatación y su posterior traslado a campo. Los medios líquidos no favorecieron la formación de raíces. Medios MS al 100%, semisólidos con adición entre 0,1 de ANA y 1,5 de ANA y un miligramo/litro BAP, favorecieron levemente la formación radicular. Se recomienda continuar con nuevos tratamientos basados en auxinas para lograr el enraizamiento efectivo de las vitroplantas y su posterior aclimatación ex vitro. • Finalmente, en Bolivia no se cuenta con referencias o resultados respecto a estudios con cultivo in vitro de Dipteryx alata, siendo esta investigación la primera en establecer un protocolo de producción in vitro de esta importante especie maderable.

AGRADECIMIENTOS

Al programa UPSA - Academia Nacional de Ciencias de Bolivia-Departamental Santa Cruz (ANCB-SC) por el financiamiento para ejecutar la investigación y a la Dra. Marisol Toledo, por la revisión al presente documento.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Estimating The Deliverability Potential in Naturally Fractured Reservoirs: A Case Study

Estimating The Deliverability Potential in Naturally Fractured Reservoirs: A Case Study Andrés Orellana Adrián1 y Pedro Marcelo Adrián Herbas2

ABSTRACT

It is generally agreed today that absolute open flow (AOF) potential it is an important common productivity indicator for individual gas wells and a critical issue in the gas reservoir dynamic description. Different inflow performance relationship (IPR) models have been developed over the years, each of them for specific conditions such as a fluid type, petrophysical characteristics, lithology, etc. On the other hand, naturally fractured reservoirs (NFR) usually contain an additional porous medium, which makes them exhibit a very complex and heterogeneous behavior. Classical IPR methods have been useful for oil and gas companies due to the necessity of production planning through the years. Nevertheless, the presence of two different porous media might cause an overestimation in gas well deliverability, with a direct impact on the project economic feasibility. This paper aims to evaluate the impact of misuse of traditional IPR models developed for homogeneous reservoirs on a naturally fractured gas reservoir. The AOF potential calculated for four homogeneous methods and compared with a heterogeneous

Ingeniero de Petroleo y Gas Natural, UPSA.

Presidente del Consejo de Investigaciones de la ANCB-SC.

method (Qasem, Gharbi & Baroon) to quantify the percentage of error. The reservoir fluid properties corresponded to a dry gas fluid where some bottom hole flowing pressures (BHP) presented wellbore dynamics effect which needed to be corrected. As a result, Rawlins & Schellhardt presented the higher relative error (42.5%), followed by PseudoPressure and Jones, Blount & Glaze methods with 20,1% and 10,2% respectively. The Brar and Aziz method presented the best approximation to the heterogeneous method with a 4,2% and the Ganesha RD et al. model undervalue the AOF eventhough it is considered for NFR. Therefore, we should be careful in using homogeneous methods to determine wellbore deliverability in NFR.

INTRODUCTION

ell deliverability tests are an important tool at the early development stage of the gas reservoirs. Conventional deliverability equations were widely used for calculating the productivity of conventional gas reservoir through the years. However, these gas deliverability studies are single porosity models and are not suitable for dual-porosity reservoirs (Li et al. 2021). For some gas reservoirs, complex natural fractures intensify the formation heterogeneity and this characteristic make it difficult to describe a representative gas flow of NFR. It is clear that for a gas field to be put into production the main focus is Revista de la ANCB-SC | #05

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Andrés Orellana Adrián y Pedro Marcelo Adrián Herbas

the stable production over the whole field and how many wells should be drilled to meet production plan so this leads us to certify a stable gas supply to the downstream markets (Zhuang et al. 2020). Therefore, correctly calculating the deliverability potential in NFR is essential during the exploration stage and inadequate use of these engineering tools could have a negative impact in the future. Various authors developed theoretical and empirical gas flow equations used to analyze gas well deliverability test. Rawlins & Schellhardt (1935) generated an empirical method that is used regularly in gas well deliverability test analysis and is subject by several assumptions. They observed that a log-log plot of the difference between the squares of the average reservoir pressure and the BHP against gas flow rate can be represented by a straight line. In contrast, this model is not theoretically rigorous, it is still used in the industry and has worked well over the years, especially when the tests rates approach the AOF potential of the well and the extrapolation is minimal. Houpeurt (1959) developed the theoretical equation for pseudosteady-state flow that are exact solutions to the generalized radial-flow diffusivity equation. Jones et al. (1976) presented a method for predicting gas well performance which study completion and fracture efficiency. They developed a technique that forecast the AOF potential a function of a new completion length. The procedure uses production tests to determine whether turbulence is a main factor in reducing a well´s flow capacity. Brar & Aziz (1978) proposed a method to predict the stabilized deliverability potential of gas wells using isochronal data from a modified isochronal test and also provides values of permeability-thickness, skin factor and inertial-turbulent flow factor. They pointed a practical technique to predict the AOF using different drainage radius with limited data. Smith et al. (1992) made a review from the generalized equation for stabilized flow in gas reservoirs in terms of gas pesudopressure. They clarify the assumption within the viscositycompressibility factor product is constant, implicit in the squared pressure approach, is not needed with the pseudopressure analysis.

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Ganesha RD et al. (2011) developed a dimensionless IPR in a naturally fractured reef limestone reservoir using a single point test without pseudo pressure function. They built a dual porosity reservoir model using shape factors of Gilman and Kazemi, as well as, Warren and Root, enriched with reservoir characteristics. Qasem et al. (2014) presented a new method in to model IPR curves in naturally fractured reservoirs gas condensate from the initial reservoir pressure and fractured parameters as well as fracture storativity (ω) and inter porosity flow parameter (λ). Constants such a, b and c are a function of the fracture storativity and inter porosity flow. Therefore, based on regression analysis of the simulated data, they developed additional correlation to predict future maximum gas and oil rates. Li et al. (2021) proposed a new dual-porosity binomial deliverability model which consider the effects of non-Darcy and stress sensitivity in a tight carbonate gas reservoir evaluation. They suggested that conventional deliverability equation is not suitable for dual-porosity reservoirs such as carbonate gas reservoirs. Cheng et al. (2022) established a mathematical model to calculate gas well deliverability in the abnormally pressured carbonate gas reservoir with developed natural fractures considering a variable permeability modulus. They investigated trough fifty cores samples that assuming a fixed permeability modulus would lead to an overestimation of the real stress sensitivity and thus underestimating of the AOF of the gas well. This paper presents an estimate of deliverability potential in a naturally fractured reservoir applied to a real case study of a dry gas well. A comparative analysis is provided to quantify the influence degree between traditional IPR models and IPR methods for NFR’s. A correction of the BHP was performed based on the Rawlins & Schellhardt log-log plot and then this data was used to apply different IPR methods (homogeneous and heterogeneous).

EVALUATED METHODS

In this section, the following methods will be evaluated for the case study application. A formula of flow rate and pressure differential is put forward according to practical experience based on many observations by Rawlins & Schellhardt shown in Eq. 1.

Estimating The Deliverability Potential in Naturally Fractured Reservoirs: A Case Study

(1)

Ganesha RD et al. dimensionless IPR equation is given by Eq. 11.

The pseudopressure is regarded at the most proper pressure expression in describing the gas flow process (Zhuang et al. 2020) as shown in Eq. 2.

(11)

(2) The equation that analyzes the turbulence effects and completion efficiency proposed by Jones et al. are illustrated in Eq. 3 and Eq. 4. (3)

Qasem et al. method for modelling IPR curves in NFR gas condensate from initial stage reservoir to limiting reservoir condition and predicting future performance relationship is given by Eq. 12 and Eq. 13. (12)

(4)

(13)

Brar & Aziz equation for obtaining a deliverability potential without a stabilized test is shown in Eq. 5. (5) Where calculation of At and B are applied by the least-squeares method: (6)

(7) The skin factor, the turbulence coefficient and the permeability from the Brar & Aziz model can also be described below: (8)

(9)

Case Study Application

Well (LMS-X12 ST) test data from the Monos field was used to apply the models previously described to estimate the AOF potential. According to the studies carried out and the geological proposal presented, the Icla reservoir was a gas supplier in many wells (CAI-X11, CAI-1001D, CAI-1002D, CAI-12D ST and CAI-13D ST) on the Caigua anticline. The Icla dry gas reservoir is of devonian system and it is considered heterogeneous formation based on fullbore formation micro imager (FMI) interpretation that allowed us to identify conductive fractures occurrence. Reservoir and fluid properties information and well testing results are presented (Table 1). In the well were made four drill stem tests (DST), two in open hole and other two in casing line. Interval selection for the DST in open hole was defined by gamma ray log (LWD), lithologic description and gas detection during the drilling period. The DST data for the Icla reservoir is presented (Table 2). The maximum gas rate measured was of 9.11 MMscf/D with a wellhead pressure of 2.500 psi for choke size of 0,375 in.

(10)

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the liquid loading level. The liquid loading presence (mud, water, condensate) accumulates slowly in the sensor that measures pressure increase. One should note here that what sensor register does not represents real reservoir behavior, it shows only with certain choke sizes. From these facts, the BHP values of the last two choke sizes shows this abnormal effect, a correction of the BHP was performed based on the log-log plot, then this data was used to apply different IPR methods (Figure 2). This correction it could be made if the variation of the height and density of the liquid loading were known, in contrast, this information is regularly not available. Without adjustment BHP causes n = 1,16 > 1. Also note in Eq. 13 through using the graphical method and assuming the first two BHP values are correct, it is possible to estimate BHP for the last two production periods by solving for the bottom hole flowing pressure (Pwf).

Table 1. General data for the application LMS-X12 ST Reservoir data h [ft]

Sw [fraction]

0,504

Rw [ft]

0,35417

ϕ [fraction]

0,0367

TR [ºF]

146,93

Gas compressibility [psia-1]

2,66E-04

GOR [scf/STB]

>100.000

Fluid properties Mmix [lb/lb mol]

17,7714

Specific gravity, γg

0,61450

Compressibility factor

0,86204

μ [cp]

0,02022

ρg [lb/ft3]

10,2857

Cg [psi-1]

2,66E-04

Bg [ft3/scf]

0,004560

(14)

DST interpretation results PR [psi]

3.224,5

Inter porosity flow, λ

3,42E-07

Storativity fracture, ω

0,02

For the Qg = 6,49 MMscf/D: (15)

Table 2. DST data Icla reservoir. Well, LMS-X12 ST

Period [hr]

Choke diameter [in]

BHP [psi]

Well Head Temp. [°F]

GAS [MMscf/D]

OIL [STB/D]

Water [STB/D]

(16)

08:30

0,1875

3.191,88

104

2.50 DST data Icla reservoir. Well, LMS-X12 ST

06:00

0,25

3.161,96

104

4,28

06:00

0,3125

3.137,53

107

6,49

18,93

06:00

0,375

3.115,92

113

9,11

25,76

All reservoir and fluid properties were estimated with correlations. BHP versus time during flowafter-flow test is presented in which could be seen four production periods and the restitution stage measured by the sensor.

Correction of Bottom Hole Flowing Pressures On the other hand, BHP presents wellbore dynamics behavior for the last chokes of the flowafter-flow test (Figure 1). These problems are induced by an inadequate arrangement in data acquisition which causes n > 1 in the classical method. Zhuang et al. (2020) argumented that certainly flowing pressures have not yet been stabilized at different rates due to bottom hole water accumulates in the wellbore or the pressure gauges cannot be set below

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Solving Eq. 14 becomes:

Likewise, for the Qg = 9,11 MMscf/D: (17)

(18) Figure 1. BHP affected by wellbore dynamics behavior during the flow-after-flow test LMS-X12 ST

Estimating The Deliverability Potential in Naturally Fractured Reservoirs: A Case Study Figure 2. Adjusted BHP using the classical method log-log plot

RESULTS

A comparison of method is presented based on models previously mentioned. Table 3 list the values of AOF calculated by selected methods and an average relative percentage error respect the Qasem et al. method. The Qasem et al. equation was selected as the reference due to the considerations it presents. The IPR curves comparison of the Qasem et al. model and existing traditional IPR models from literature is presented (Table 3). Furthermore, an economic analysis for the well is presented (Figure 4), which considers the deviations resulting from the application of equations using different models.

Table 3. Comparison of selected IPR models Models Gas Production DST

AOF [psi]

Average Relative [MMscfd]

BHP [MMscfd]

Percentage Error

Rawlins & Schellhardt (1966)

106

42,523

3.191,83

2,50

Pseudopressure Analysis for Deliverability Gas testing (Smith et al. 1992)

86,69

20,146

3.161,95

4,28

Jones, Blount & Glaze (1976)

79.50

10,176

3.129

6,49

Brar & Aziz (1978)

69,11

4,227

3.088**

9,11

Qasem, Gharbi & Baroon

72, 16

Ganesha RD, Sukarno & Yasutra

32,42

This value was corrected using the log-log plot for the third flow period. ** This value was corrected using the same method previously for the last flow period.

Figure 3. Exposed IPR models comparison for the well LMS-X12 ST

Figure 4. Gas sales revenue for each IPR model, LMS-X12 ST

DISCUSSION

It is true that all equations for the pseudopressure analysis (Smith et al. 1992) for deliverability gas testing, Jones Blount & Glaze and Brar & Aziz methods have a rigorous theoretical basis that is derived from the general equation of diffusivity for radial gas flow through a porous medium, and are not empirical like the classical method. Based on all calculations formerly, it is noticeable that the over estimation degree of the AOF from traditional models, except for the Brar & Aziz method which Revista de la ANCB-SC | #05

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presents the lowest percentage error. Regardless, this method is very useful for reservoirs do not attain pressure stabilization or presents a certain distortion in the anaylisis results of the deliverability test using only the extended flow. Ganesha RD et al. model presents the lowest AOF in reference to other. Despite being a dual porosity model, it presents inconsistent AOF results across different BHP of production data (DST). It is important to highlight that the Rawlins & Schellhardt method was only used to correct BHP values for the las two chokes in the flow-after-flow test which were then used as input for all other models. The result shown in Fig. 4 demonstrates an excessive optimism in sales income during the early stage of reservoir depletion by using traditional IPR models. The Qasem et al. model shows a more linear decline curve behavior as depletion continues. The last example highlights the fact that the interporosity flow coefficient (λ) and fractured storativity (ω) have an important influence on the shape of the IPR.

CONCLUSIONS

The arguments we have presented suggest that:

• Commonly used industry models, such as Rawlins & Schellhardt model, overestimate AOF by 42% for NFR’s, otherwise, if a homogeneous model were to be used, the Brar & Aziz model has an error of 4,2%. • It is revealed that Ganesha RD et al. model underestimate AOF for the well LMS-X12ST. • The importance of analyzing deliverability potential in naturally fractured reservoirs with heterogeneous methods to avoid overestimation of gas well deliverability.

ACKNOWLEDGEMENT

The authors would like to thank CNIH (YPFB Corporación), the provider of the well data for the analysis of the methods proposed and M.Sc. Pedro Adrian for this guidance and support in this work.

NOMENCLATURE

A AOF At B BHP c̅ C D

= Laminar flow coefficient, psi2/MMscf/D = Absolute open flow potential, MMscf/D = Transient laminar flow coefficient, psi2/D = Turbulent flow coefficient, psi2/(MMscf/D)2 = Bottom hole pressure, psi = Average compressibility, psi-1 = Stabilized performance coefficient, MMscf-D/psi = Inertial-turbulence flow factor, MMscf/D-1

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D1 = Turbulence multiplier before completion D2 = Turbulence multiplier after completion h = Pay thickness, ft hp1 = Old completion length hp2 = New completion length k = Effective permeability, md m = Slope of semi log straight line n = Inverse slope (exponent) p̅ = Average reservoir pressure, psi pwf = Bottom hole flowing pressure, psi pws = Shut-in BHP, psi pp (p ̅) = Average reservoir pseudopressure, psi2/cp pp (pwf ) = Flowing sandface pseudopressure, psi2/cp prf = Future reservoir pressure, psi prp = Present reservoir pressure, psi pr = Reservoir pressure, psi q = Total well stream Flow rate, MMscf/D qg = Gas flow rate, MMscf/D qg max,f = Gas future maximum flow rate, MMscf/D qg max,p = Gas present maximum flow rate, MMscf/D qmax = Maximum flow rate, MMscfd/D rw = Well radius, ft s = Skin factor T = Reservoir temperature, °R

Greek Symbols

γg ϕ ω λ μg μ̅ ρg

= Specific gas gravity = Gas filled porosity, fraction = Storativity fracture = Inter porosity flow = Gas viscosity, cp = Average viscosity, cp = Gas density, lbm/ft3

REFERENCES

Brar, G. S., & Aziz, K. (1978). Analysis of Modified Isochronal Tests To Predict The Stabilized Deliverability Potential of Gas Wells Without Using Stabilized Flow Data. SPE-6134-PA. Paper presented at the SPE 51st Annual Meeting, New Orleans, Oct, 3-6. doi:https://doi. org/10.2118/6134-PA Cheng, Y., Guo, C., Tan, C., Chen, P., Shi, H., & Xing, Y. (2022). Experimental analysis and deliverability calculation of abnormally pressured carbonate gas reservoir considering stress sensitivity. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 3105-3115. Houpert, A. (1959). On the Flow Gases in Porous Media. Revue de L' Institute de Français du Pétrole, 1468-1684. Jones, L. G., Blount, E. M., & Glaze, O. H. (1976). Use of Short Term Multiple Rate Flow Tests To

Estimating The Deliverability Potential in Naturally Fractured Reservoirs: A Case Study

Predict Perfomance of Wells Having Turbulence. SPE 6133. Paper presented at the SPE Annual Fall Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, October 1976. doi:https://doi. org/10.2118/6133-MS Li, J., Chen, X., Gao, P., & Zhou, J. (2021). Tight carbonate gas well deliverability evaluation and reasonable production proration analysis. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2999-3009. Qasem, F., Gharbi, R., & Baroon, B. (2014). IPR in Naturally Fractured Gas Condensate Reservoirs. SPE-169286-MS. Paper presented at the SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Maracaibo, Venezuela, May 2014. doi:https://doi.org/10.2118/169286-MS Rawlins, E. L., & Schellhardt, M. A. (1935). Back Pressure Data on Natural Gas Wells and Their Application to Production Practices. Washington, DC: Baltimore, MD. RD, G., Sukarno, P., & Yasutra, A. (2011). Dimensionless IPR Development For Naturally Fractured Gas Well: A Field Study. Proceeding, Indonesian Petroleum Association. IPA, 2011 - 34th Annual Convention Proceedings, 2010. Retrieved from https://archives.datapages.com/data/ipa_ pdf/081/081001/pdfs/IPA10-E-110_Po.htm Smith, C., Tracy, G. W., & Farrar, R. L. (1992). Applied Reservoir Engineering (Vol. 1). Tulsa, Oklahoma: OGCI Publications. Zhuang, H., Han, Y., Sun , H., & Liu, X. (2020). Dynamic Well Testing in Petroleum Exploration and Development. India: ELSEVIER.

SI Metric Conversion Factors Scf/d ft lbf/in2. (psi) lbm/ft3 cp

× × × × ×

2,863640 3,048 6,894757 1,601846 1,0

E-02 = m3/d E-01 = m E+00 = kPa E+01 = kg/m3 E-03 = Pa∙s

All conversion factors are highly accurate.

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Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte

Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte1 Thalía Alejandra Simsovic Castellanos2, Víctor Luis Casal Vacaflor3 y Pedro Marcelo Adrián Herbas4

INTRODUCCIÓN

El desarrollo de campos maduros es actualmente un foco de interés en aumento dada la dificultad de encontrar campos nuevos en territorio nacional. Sin embargo, la complejidad de aplicar mecanismos precisos para incrementar el recobro final de los fluidos de reservorio depende de las características propias de cada reservorio y se ve incrementada para los reservorios naturalmente fracturados, tomando especial relevancia para aquellos yacimientos que sufren cambios en la producción debido a la sensibilidad a los cambios de esfuerzos. La aplicación de métodos de recuperación mejorada ha evolucionado con el transcurrir del tiempo permitiendo optar actualmente con una diversidad de los mismos. Particularmente, en reservorios

ProgramaUPSA - ANCB-SC.

Miembro Consejo de Investigaciones ANCB-SC.

Ingeniero de Petróleo y Gas Natural - UPSA.

Docente UPSA y Miembro Consejo de Investigaciones ANCB-SC.

de gas condensado, los métodos de recuperación mejorada para aumentar la producción y la eficiencia de recuperación se enfocan en la represurización del reservorio, mejorar la interconectividad del sistema poroso o reducir la viscosidad de la fase condensada. La inyección de gases miscibles se presenta como la opción más empleada. Gases inertes como CO2 y N2, metano, solventes o el propio gas de reservorio reinyectado (gas de ciclaje) son inyectados en el reservorio con la finalidad de re-presurizar el reservorio, realizar un desplazamiento del gas de reservorio hacia los pozos productores y evitar la retrocesión del condensado hacia la fase gaseosa, lo que mejora la producción El fracturamiento hidráulico introducido por Dow Chemical Company en 1940, inicialmente, para reservorios convencionales, es un método de recuperación mejorada enfocado en mejorar la conectividad de los reservorios. Empleado ampliamente en reservorios que presentan un decremento de producción debido a la reducción de los canales de fuljo (fracturas), en especial, Revista de la ANCB-SC | #05

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en reservorios sensibles a los esfuerzos, consiste en la inyección de fluidos a presión elevada para generar fracturas en la formación rocosa mejorando la interconectividad y permitiendo que el gas y el condensado fluyan fácilmente hacia los pozos de producción. La inyección de polímeros aumenta eficiencia de barrido y producción de gas condensado incrementando la viscosidad del agua inyectada, lo que disminuye la movilidad del gas y ayuda a mantener un frente de avance del condensado efectivo, aumentando la recuperación final del mismo. La inyección de agentes espumantes permite que la espuma generada ayude a reducir la movilidad del fluido desplazante (gas) al aumentar su viscosidad aparente y resistencia al flujo, reduciendo la tensión interfacial entre los fluidos presentes. Esto evita que el fluido desplazante avance demasiado rápido lo que, a su vez, facilita el desplazamiento de condensado hacia los pozos de producción. La técnica "Huff and Puff" realiza la inyección cíclica de gases miscible. En especial, CO2 y N2 son inyectados en el reservorio con el objetivo de reducir la viscosidad del fluido de reservorio. A diferencia de la inyección continua de gases miscibles, previo a la etapa de producción, se suele emplear un tiempo de remojo o “soaking time” cuyo objetivo es que el calor y la presión actúen para reducir aún más la viscosidad del condensado y mejorar su movilidad. Posterior a este proceso, la etapa de producción es iniciada por los mismos pozos en los que se realizó la inyección.

OBJETIVO DEL ESTUDIO

El trabajo propuesto tiene por objetivo evaluar alternativas de recuperación mejorada para un reservorio naturalmente fracturado sensible a los esfuerzos.

Objetivos específicos

La presente propuesta tiene como objetivos específicos: 1. Realizar una revisión bibliográfica referente a reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos y técnicas de recuperación mejorada aplicadas a los mismos. 2. Construir el modelo de simulación estático y dinámico contemplando el modelado geomecánico para el reservorio bajo estudio.

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3. Evaluar el impacto de estrategias de recuperación mejorada para el reservorio bajo estudio.

JUSTIFICACIÓN

Los reservorios de edad devónica en Bolivia se caracterizan generalmente por ser areniscas siliciclásticas con presencia de fracturas naturales causadas por los efectos de compresión. Algunos reservorios con estas características presentan intercalaciones de esquisto lo que se traduce en una heterogeneidad alta de las propiedades petrofísicas. Este tipo de yacimientos presentan una dependencia alta a los cambios de esfuerzos como los efectos de colapso y cierre de las fracturas naturales lo que conlleva a una rápida declinación de la producción y porcentajes reducidos de recuperación de los hidrocarburos. El reservorio bajo estudio fue descubierto en el año 1993 presentando una sensibilidad alta a la compresibilidad de la formación y sobrepresurización con una presión inicial de reservorio de 10.457 libras por pulgada cuadrada. Actualmente, el reservorio cuenta con seis pozos perforados y terminados de los cuales, uno se encuentra en producción, uno fue abandonado y cuatro fueron cerrados debido a problemas mecánicos y problemas con la producción de agua. En cuanto al histórico de producción del reservorio, este evidencia una producción promedio de 10 millones de pies cúbicos de gas y 100 barriles por día de condensado. El factor de recobro actual para este reservorio es aproximadamente del 37%, debido a que a partir del año 2008, las fracturas naturales sufrieron un proceso de cierre a una presión estimada de 6.800 libras por pulgada cuadrada, causada por el incremento del esfuerzo efectivo en la formación resultando en una declinación de la producción y una alteración de la calidad del reservorio con una perdida considerable de la conductividad del mismo, producto de una disminución de la permeabilidad (0,001 md- 0,01 md). Considerando que la industria hidro carbonífera contribuye con una parte considerable de los ingresos económicos de Bolivia y, actualmente, los campos maduros son de gran interés siendo estos reservorios naturalmente fracturados y presentar un porcentaje de recuperación bajo y un cierre temprano de las fracturas naturales debido a un incremento del esfuerzo efectivo, convierten al reservorio bajo estudio en un candidato ideal para la evaluación de procesos de recuperación mejorada, tales como la

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inyección de gases, el fracturamiento hidráulico, inyección cíclica de fluidos u otros con el objetivo de incrementar la eficiencia de recuperación y mejorar la permeabilidad de las fracturas.

METODOLOGÍA

La presente investigación es de tipo cuantitativo exploratorio-explicativo, debido a su carácter secuencial y probatorio (Hernández, Fernández, y Baptista, 2014). Tiene como objetivo evaluar distintos casos de estudio de recuperación mejorada para un reservorio naturalmente fracturado sensible a los esfuerzos. La investigación tiene base en un proceso de revisión bibliográfica de proyectos en los cuales se considera el impacto del modelado geomecánico basado en los esfuerzos efectivos de roca, la orientación de las fracturas naturales en la eficiencia de la recuperación de hidrocarburos y posibles métodos de recuperación mejorada para este tipo de reservorios. Seguidamente, se emplea el simulador comercial CMG (Computer Modelling Group) para la construcción y la evaluación del modelo de simulación y las opciones de recuperación mejorada. Los modelos estático y dinámico del reservorio en estudio se construirán mediante la herramienta BUILDER que considera las propiedades petrofísicas y su distribución para la integración de datos. El fluido de reservorio se trabaja mediante la herramienta WINPROP que permite modelar las propiedades de equilibrio multifásico mediante la ecuación de estado. Debido a las características del fluido de este reservorio, se emplea el módulo de simulación composicional GEM para la realización del proceso de ajuste histórico y la evaluación de las opciones de recuperación mejorada. Los resultados obtenidos se verifican mediante la generación de casos base para cada uno de los escenarios de recuperación mejorada, evaluándose en la herramienta de análisis e interfaz gráfica RESULTS.

Reservorios naturalmente fracturados

Son reservorios que contienen fracturas creadas por la naturaleza, con un efecto positivo o negativo en el flujo de los fluidos. La presencia de fracturas separa la roca en varios bloques llamados matrices las que proveen canales mayores de permeabilidad alta para la movilización del flujo (Aguilera, 1985).

Estos reservorios han sido clasificados por varios autores más, sin embargo, dentro de las clasificaciones empeladas por la industria se encuentran las propuestas formuladas por Nelson (2001) y Aguilera (2010). Nelson (2001) propone una clasificación numérica ( figura 1), basada en los efectos que el sistema de fracturas provee al sistema, siendo esta una expansión de la clasificación propuesta por Hubbert y Willis (1955) constituida de la manera siguiente: Tipo 1. Las fracturas proveen tanto permeabilidad como la porosidad al sistema.

Tipo 2. Las fracturas proveen solamente la permeabilidad al sistema. Tipo 3. Las fracturas proveen permeabilidad a un sistema donde la matriz ya se encuentra en producción. Tipo 4. Las fracturas no proveen porosidad ni permeabilidad al sistema, pero, crean una anisotropía significante al reservorio. Figura 1. Clasificación numérica de reservorios NFR propuesta por Nelson

Fuente: Nelson, 2001, p. 1.

Por otro lado, Aguilera (2010) presenta una clasificación equivalente a la de Nelson llamada ABC basada en un criterio de almacenaje de los hidrocarburos en el sistema Matriz-Fractura (figura 2) constituida por: Tipo A. Se caracteriza por una capacidad mayor de almacenamiento en la matriz porosa en comparación con las fracturas debido consecuentemente a que sólo un porcentaje pequeño de la porosidad total está constituido por fracturas. Esta clasificación generalmente es equivalente a los reservorios de tipo 3 propuestos por Nelson. (Aguilera, 2010, p.1).

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Tipo B. Se caracteriza por una capacidad de almacenamiento similar tanto en la matriz de fractura como en los espacios porosos o fracturas. Esta clasificación generalmente es equivalente a los reservorios de tipo 2 propuestos por Nelson. (Aguilera, 2010, p.1).

papel importante en la producción de hidrocarburos (Van Golf Ratch, 1982).

Tipo C. En este tipo de reservorios, la matriz porosa es inexistente y la capacidad de almacenamiento se encuentra únicamente en las fracturas. Esta clasificación generalmente es equivalente a los reservorios de tipo 1 propuestos por Nelson. (Aguilera, 2010, p.1).

a. Basadas en un criterio descriptivo

Figura 2. Clasificación ABC de reservorios NFR propuesta por Aguilera

Fuente: Aguilera, 2010, p. 1.

En cuanto a la representación de este tipo de reservorios, varios autores han estudiado el comportamiento de los mismos. Pirson (1953) fue uno de los primeros autores en describir a los reservorios naturalmente fracturados de manera cualitativa como una estructura de porosidad doble. Barenblatt (1960) propone una formulación que permite solucionar el movimiento de los fluidos en este tipo de yacimientos introduciendo el concepto de dos medios para cada punto en el espacio refiriéndose a la matriz y a la fractura. A partir del concepto propuesto por Barenblatt (1960), distintos autores han creado modelos de representación para este tipo de yacimientos basándose en las condiciones que describen el flujo interporoso entre el sistema matriz-fractura, dividiéndose en modelos que representan un estado de flujo Pseudo estable (Warren y Root (1963); Odeh (1965); Mavor y Cinco Ley (1979); Da Prat (1982); Blassingame (1986)) y también en modelos que representan un estado de flujo transiente (Kazemi (1969); De Swaan (1976); Najurieta (1980); Cinco Ley y Samaniego (1982); Serra et al. (1983)). De acuerdo a la importancia de las fracturas en este tipo de yacimientos, se define a las fracturas como fisuras o grietas presentes en las formaciones geológicas subterráneas que actúan como conductos adicionales para el flujo de fluidos, desempeñando un

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Van Golf Ratch (1982) presenta una clasificación de acuerdo a un criterio descriptivo y un criterio geológico.

Estas son:

a.1 Fracturas Naturales e Inducidas Las fracturas naturales se refieren a las discontinuidades geológicas existentes en las rocas del reservorio de forma natural. Estas fracturas pueden ser el resultado de procesos geológicos diversos, como la deformación tectónica, la contracción y expansión térmica, la disolución química o la actividad volcánica. Estas fracturas presentan de diferentes tamaños y orientaciones, y su presencia puede influir en la permeabilidad y la capacidad de flujo del reservorio. Las fracturas inducidas son aquellas que se generan como resultado de la actividad humana, específicamente, durante la exploración y la producción de hidrocarburos. Estas fracturas pueden ser creadas mediante técnicas de estimulación, como la fracturación hidráulica, que implica la inyección de fluidos a presión alta en el reservorio para abrir y ampliar las fracturas existentes, permitiendo así un mejor flujo de los hidrocarburos hacia los pozos de producción. a.2 Fracturas Medibles y No Medibles Las fracturas medibles en reservorios naturalmente fracturados son aquellas que pueden ser detectadas y cuantificadas mediante técnicas de adquisición de datos convencionales y las fracturas no medibles son aquellas que tienen dimensiones microscópicas y su detección directa es difícil. Sin embargo, se reconoce que tanto las fracturas medibles como las no medibles pueden tener un impacto significativo en la productividad del reservorio y su comprensión es fundamental para la exploración y la producción de hidrocarburos. a.3 Microfracturas y Macrofracturas Las microfracturas son fracturas de tamaño reducido que generalmente no son visibles a simple vista y son difíciles de detectar mediante técnicas convencionales de adquisición de datos, como imágenes de pozo o análisis de núcleos, debido a su escala reducida. Sin embargo, las mismas tienen un papel crucial en el comportamiento de los reservorios fracturados, ya que pueden influir en la

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permeabilidad, la porosidad efectiva y la conectividad de la red de fracturas. Las macrofracturas son fracturas de mayor tamaño que son visibles a simple vista o que pueden ser detectadas mediante técnicas convencionales de adquisición de datos y pueden ser evaluadas mediante registros geofísicos, imágenes de pozo, pruebas de presión y análisis de núcleos. Las macrofracturas suelen presentarn una apertura mayor y pueden tener un impacto significativo en la permeabilidad y la productividad del reservorio. Estas fracturas son cruciales para el flujo de fluidos y pueden actuar como conductos preferenciales para la migración y producción de hidrocarburos. a.4 Fracturas Abiertas y Cerradas El estado de apertura de las fracturas puede ser dinámico y estar influenciado por factores como la presión de los fluidos, las tensiones presentes en la roca y las características geomecánicas del reservorio. Las fracturas que, inicialmente, pueden estar abiertas, pueden cerrarse debido a la compresión de la roca o a la deformación geológica mientras que, las fracturas que inicialmente están cerradas pueden abrirse debido a la inyección de fluidos o a la disminución de las tensiones. Las fracturas abiertas permiten el flujo de fluidos a lo largo de la fractura y aumentan la permeabilidad del reservorio mientras que, las fracturas cerradas restringen el flujo de fluidos y pueden disminuir la permeabilidad

b. Basadas en un criterio Geológico Estas son:

b.1 Fracturas Asociadas con plegamiento Son fracturas generadas como resultado de la deformación tectónica y la formación de pliegues. Estas fracturas presentan orientaciones diferentes y geometría compleja, y pueden influir en la permeabilidad y el flujo de fluidos en el reservorio. La presencia de pliegues puede tener implicaciones en la distribución y geometría de las fracturas en el reservorio, afectando la estrategia de desarrollo y producción. b.2 Fracturas y estado de esfuerzos Las fracturas pueden estar asociadas al estado de esfuerzos presentes en la roca, es decir, a fuerzas y tensiones que actúan en la roca y pueden influir en la formación y orientación de las fracturas. Existen tres tipos principales de esfuerzos que actúan en una roca: los esfuerzos de compresión, los esfuerzos de tensión y los esfuerzos de corte. Estos esfuerzos

pueden variar en magnitud y dirección según las características geológicas y estructurales de la zona en la que se encuentra el reservorio. b.2.1 Fracturas de tensión o conductivas Estas fracturas se forman cuando los esfuerzos de tensión superan la resistencia de la roca. Las fracturas de extensión se abren en dirección perpendicular a los esfuerzos principales de tensión y pueden estar relacionadas con fallas normales. Este tipo de fracturas se asocian a las de tipo conductivas que son aquellas que presentan una permeabilidad alta y actúan como vías preferenciales para el flujo de fluidos en el reservorio. b.2.2 Fracturas de compresión o resistivas Estas fracturas se forman cuando los esfuerzos de compresión superan la resistencia de la roca. Las fracturas de compresión suelen estar relacionadas con fallas inversas. Estas fracturas pueden afectar la permeabilidad del reservorio al comprimir las fracturas y reducir su apertura. Estas fracturas están asociadas a las fracturas resistivas que son aquellas que tienen una permeabilidad baja o están cerradas, lo que restringe el flujo de fluidos en el reservorio. Estas fracturas pueden tener una orientación y geometría que dificultan el movimiento de los fluidos. b.2.3. Fracturas de corte Estas fracturas se forman cuando los esfuerzos de corte superan la resistencia de la roca. Las fracturas de corte tienen una orientación oblicua a los esfuerzos principales y están asociadas con fallas de deslizamiento. Estas fracturas pueden tener una apertura variable y pueden actuar como zonas de debilidad en el reservorio. b.3 Fracturas asociadas a estratigrafía Las fracturas pueden estar asociadas a la estratigrafía. Las fracturas estratigráficas, fracturas de deslizamiento en capas y fracturas de diaclasas son ejemplos de fracturas que son influenciadas por la disposición y la relación de las capas de roca en el reservorio. Estas fracturas pueden tener una orientación paralela, subparalela u oblicua a la estratificación y afectar la permeabilidad y la productividad del reservorio. La presencia de fracturas en este tipo de yacimientos hace que los reservorios naturalmente fracturados tengan tendencia a ser sensibles a los esfuerzos lo que implica que son formaciones geológicas complejas que contienen una red de fracturas naturales y se caracterizan por su Revista de la ANCB-SC | #05

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sensibilidad a los cambios inducidos por la caída de presión y las operaciones de inyección/producción.

Geo mecánica

Terzaghi en 1936 propuso el concepto de esfuerzos efectivos, responsables de controlar la resistencia al corte y los cambios de volumen en los suelos (Terzaghi K. et al, 1996, p. 83). Según este principio, Terzaghi consideró que tanto las partículas sólidas como el agua son incompresibles, y se puede despreciar el área de contacto entre dos partículas. La ecuación de los esfuerzos efectivos para suelos saturados se expresa de la siguiente manera: σ1 = σ - u

Ecu. 1

Donde: σ1 = Esfuerzo efectivo [Psia]

Barton N., Bandis S. y Bakhtar, K. (1985) establecieron un modelo de acople geomecánico basado en la deformación de las discontinuidades o fracturas y los efectos en su conductividad. El modelo estable que, en un modelo de doble permeabilidad, los esfuerzos normales se incrementan en las fracturas a medida que la presión del sistema incrementa. Dado que las fracturas no se pueden cerrar por completo, eventualmente, el esfuerzo incremental sobrepasa la envolvente de falla de la roca y las fracturas cerradas comienzan a abrirse y permitir el flujo de fluidos. Por el contrario, si la presión del sistema disminuye y, por ende, de igual forma, los esfuerzos normales, las fracturas tienden a cerrarse (figura 3). Figura 3. Proceso de apertura-cierre de fracturas propuesto por Barton-Bandis

σ = Esfuerzo total aplicado al suelo (suma de los esfuerzos debidos al peso propio y las cargas externas) [Psia] u = Presión intersticial del agua en el suelo [Psia] Paralelamente, Arthur Casagrande, en 1936, desarrolló en el MIT uno de los primeros equipos para la realización de pruebas de cizallamiento triaxial que permiten la medición de la deformación y la resistencia al corte de la muestra en diversos niveles de carga axial. Esto permite obtener datos como la cohesión no drenada, la fricción interna y los parámetros de resistencia al corte incluidas las componentes de los esfuerzos vertical, esfuerzo horizontal máximo y esfuerzo horizontal mínimo (Boudia A. et al, 2021, p. 68.). Posteriormente, Biot (1939) propuso una formulación de segundo orden no lineal de elasticidad y un caso linealizado para un cuerpo bajo un esfuerzo inicial. Posteriormente, en 1941, extendió su teoría considerando un proceso de consolidación tridimensional y, en 1955, propuso los fundamentos para dicho proceso, pero, para un medio anisotrópico. Expresó que los cambios de presión de los fluidos alojados en los espacios porosos de la roca pueden afectar la deformación y la resistencia mecánica del material. Biot estableció, a partir de aquello, que la propagación de las ondas sísmicas en medios porosos se puede modelar como la propagación de ondas elásticas en un medio sólido con propiedades elásticas efectivas, que son una combinación de las propiedades del sólido y del fluido. Estas propiedades efectivas dependen de la porosidad, la permeabilidad y la compresibilidad del medio poroso.

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Fuente: Barton et Al., 1985, p. 10.

Donde: Frs: Esfuerzo de apertura de fractura Khf: Permeabilidad de fractura hidráulica Kccf: Permeabilidad de cierre de fractura Krcf: Valor residual del cierre de fractura Khalili-Naghadeh N. y Valliappan S. (1991) presentaron un modelo numérico implícito de acople geomecánico para doble porosidad para simular el comportamiento de la deformación del medio poroso fracturado. Mediante la aplicación de su modelo establecieron que la deformación del medio poroso tiene un impacto significativo en tiempos de producción tardíos y no asi en etapas tempranas de producción. Chen H., y Teufel L. (1997) desarrollaron un modelo de acople de modulo geomecánico a una malla de flujo de fluidos para un reservorio naturalmente fracturado. El modelo presentado se basó en el concepto de "overlapping continuum" de Barenblatt et al (1960) que implica que los fluidos pueden fluir

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tanto a través de la matriz de permeabilidad reducida como a lo largo de las fracturas de permeabilidad alta con el modelamiento geomecánico extendido a partir de la teoría poro elástica linear isotérmica de Biot. Duan Y. et al. (1998) condujeron un estudio de simulación numérica de un reservorio naturalmente fracturado acoplando un módulo geomecánico, desarrollando un método de evaluación de un reservorio naturalmente fracturado de porosidad doble a la sensibilidad a los esfuerzos. Lorenz (1999) sostiene, como parte de sus estudios de caracterización de reservorios naturalmente fracturados, que la sensibilidad a los esfuerzos está estrechamente relacionada con la apertura o el cierre de las fracturas naturales y los cambios en la productividad de un reservorio. Esto se da por la variación del esfuerzo normal a través de las fracturas, compuesto por esfuerzo tectónico, esfuerzo de sobrecarga y la presión de poro enfatizando que, a medida que esta última disminuye, el esfuerzo diferencial y el esfuerzo efectivo del sistema aumentan, provocando un cierre de fracturas. Bagheri M. y Settari A. (2008) propusieron un modelado de acople geomecánico basado en la teoría de juntas mecánicas considerando para el acople tanto porosidad como permeabilidad. Su principal foco de estudio fue la deformación de permeabilidad, entendiendo que esta mostraba un efecto considerable en la producción o en la inyección en el reservorio y en la anisotropía de los tensores de permeabilidad desarrollada luego del proceso de deformación. Jalali M., y Dusseault M. (2008) presentan un resumen de los tipos de acoples geomecánicos en reservorios naturalmente fracturados. Dentro de los diversos niveles de acoplamiento entre el flujo de fluidos y la geomecánica que se pueden emplear, destacan: -

El acoplamiento explícito que es la técnica más sencilla y rápida, ya que implica una relación unidireccional entre el simulador de flujo de fluidos y el simulador de geomecánica.

El acoplamiento iterativo que es un método bidireccional en el que se intercambia información entre los simuladores de flujo de fluidos y geomecánica hasta alcanzar la convergencia.

El acoplamiento completo es el enfoque más riguroso en el cual, las ecuaciones de flujo de fluidos

y geomecánica, se resuelven simultáneamente. Este método es el más confiable y estable en comparación con otras técnicas. Wang Y. (2017) desarrolló un modelo numérico de acople geomecánico para reservorios de porosidad doble empleando una extensión del modelo de elementos finitos de Galerkin. Se calcula los esfuerzos alrededor de la superficie de las fracturas, así como el desplazamiento de estas.

Parámetros geo mecánicos Estos son:

Esfuerzos y sus componentes Esfuerzo puede entenderse, según Malvern (1969), como la distribución de fuerzas internas que actúan dentro de un medio geológico, debido a cargas aplicadas externamente. Estas fuerzas son causadas por la gravedad, la presión de fluidos, la carga de estructuras o cualquier otro factor que ejerza una influencia sobre el medio geológico. Cuando el tensor de esfuerzo es conocido en un punto, siempre es posible encontrar un conjunto de planos en los cuales los vectores de esfuerzo son normales a ellos. En estos planos, los esfuerzos de corte son cero. Estos son llamados planos principales, y la dirección de sus vectores normales son llamadas direcciones o ejes principales de esfuerzo. Si las principales direcciones son utilizadas como ejes de referencia, el tensor de esfuerzo se define como:

Donde se asume que σ1 > σ2 > σ3, los tensores σ1 y σ3 son el máximo y mínimo esfuerzo principal respectivamente. En geomecánica de reservorios, estos son, en el mismo orden, el esfuerzo horizontal máximo (σH) y el esfuerzo horizontal mínimo (σh). Ambos son perpendiculares a los planos de esfuerzos principales y de igual forma perpendiculares entre ellos. Sin embargo, en un análisis completo de tres dimensiones, debe considerarse el esfuerzo vertical (σV) que está relacionado con la carga vertical ejercida por el peso de las capas superiores del suelo o de estructuras cercanas (figura 4). Revista de la ANCB-SC | #05

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Ángulo de fricción y ángulo de dilatación

Figura 4. Esfuerzos principales

Budhu (2011) expresa que el ángulo de fricción de Mohr-Coloumb (Φ) es el ángulo entre la resultante de aplicar una fuerza a un cuerpo y el peso de ese cuerpo (figura 5). En términos de esfuerzo, está definida por la expresión: Φ' = tan-1 μ

Ecu. 4

Siendo: Ecu.5 Fuente: Elaboración propia.

Módulo de Young Callister (2008) define el módulo de Young como la relación entre el esfuerzo aplicado (fuerza por unidad de área) y la deformación resultante (cambio relativo en longitud) en la dirección longitudinal , es decir, representa una medida de la rigidez del material o su capacidad para resistir la deformación elástica. Ecu. 2 Donde: E = Módulo de elasticidad (módulo de elasticidad longitudinal o módulo de Young) [GPa o Psi]

Donde: Φ = Ángulo de fricción interno [grados] µ = Coeficiente de fricción estática y deslizamiento [adimensional] τf = Esfuerzo cortante cuando se inicia el deslizamiento [GPa o Psi] (σn')f = Esfuerzo efectivo normal en el plano en el cual se inicia el deslizamiento [Gpa o Psi] Figura 5. Ángulo de fricción interno

σ = Tensión ejercida sobre el área de la sección transversal del cuerpo [Gpa o psi] ε = Deformación unitaria (relación entre el cambio de longitud con respecto a la longitud inicial) [adimensional]

Ratio de Poisson

Callister W. (2008) define el ratio de Poisson como la relación entre la deformación lateral y axial cuando se le aplica una fuerza o carga a un cuerpo. Está definida por la expresión: Ecu. 3 Donde: ν = Ratio de Poisson [adimensional] ϵX= deformación en la dirección X [adimensional]

Fuente: Budhu M., 2011, p. 270.

De igual forma, Budhu (2011) define ángulo de dilatación (α) como una medida del cambio en la deformación volumétrica con respecto al cambio en la deformación por corte o cizallamiento. Postula también que un α positivo pertenece a suelos que se expanden durante el corte, mientras que los valores negativos son propios de suelos que se contraen durante el corte. El ángulo de dilatación se define a partir del círculo de Mohr de esfuerzo (figura 6) como:

ϵY = deformación en la dirección Y [adimensional]

Ecu. 6

ϵZ = deformación en la dirección Z [adimensional] El signo negativo es incluido para que el ratio de Poisson sea siempre positivo dado que las deformaciones en X y Z típicamente son opuestas en signo.

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Donde: θ = ángulo de dilatación [grados]

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∆ε1 = deformación unitaria en 1 [adimensional] ∆ε1 = deformación unitaria en 3 [adimensional] ∆γzx = deformación unitaria máxima del esfuerzo de cizalla entre Z y X [adimensional] Figura 6. Ángulo de dilatación

Fuente: Budhu M., 2011, p. 273.

Coeficiente de Biot

Biot (1941) relacionó las compresibilidades del grano de roca y la compresibilidad del volumen bruto de roca en su totalidad. Esta relación recibió el nombre de coeficiente de Biot, cuyo valor varía de 0 a 1. El coeficiente de Biot está definido por la expresión matemática: Ecu. 7

Donde: α = Coeficiente de Biot [adimensional] Cr = Compresibilidad del grano de roca [1/psi] Cb = Compresibilidad del volumen bruto de roca [1/ psi]

Reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos Los reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos, a diferencia de los reservorios naturalmente fracturados, contienen fracturas naturales que actúan como conductos de fluido preexistente y son formaciones que experimentan cambios en la permeabilidad en respuesta a los esfuerzos aplicados a la roca. A lo largo de los años, varios autores han evaluado mediante estudios experimentales o simulaciones, la influencia de los esfuerzos en el flujo de los fluidos.

Bai et. al (1997) fueron de los primeros autores en estudiar la deformación del medio permeable debido a la influencia de los esfuerzos geomecánicos mediante modelado numérico. Consideraron el análisis para un medio fracturado, un medio intacto (medio sin fracturas) y un medio poroso fracturado sujeto a cargas externas. Concluyeron que las propiedades físicas del medio poroso, incluida la permeabilidad, son significativamente alteradas por efectos mecánicos, dándose particularmente en los medios naturalmente fracturados. Jolly et al. (2000) presentan una metodología de incorporación de los esfuerzos in situ y los cambios de los esfuerzos debido a la producción/inyección en un modelamiento de fracturas discretas. Ellos afirman que la fractura se puede establecer considerando la orientación de la fractura en relación con el régimen del esfuerzo in situ y el fluido presión dentro de la fractura. Una vez que la tensión efectiva que actúa sobre una fractura ha encontrado la permeabilidad correspondiente, puede asignarse dentro de un modelo de red de fractura discreta (DFN). Así mismo, cuando se considera el régimen de esfuerzo puede existir una compartimentalización del reservorio. Smart et al. (2000) afirman que los reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos deben abordarse como una estructura construida a partir de bloques de roca o matriz, limitada por discontinuidades o fracturas mecánicas del flujo de fluidos. A medida que se agota un yacimiento fracturado, sufre cambios en el estrés efectivo, induciendo a su vez, estrés y cambios dependientes de la ruta de deformación en las permeabilidades de la roca intacta y las fracturas. Estos cambios pueden ser efectivamente computados en la simulación numérica realizando un acople entre mallas geomecánicas y mallas de flujo de fluidos. Benavides (2005) presenta un estudio de simulación composicional con acople geomecánico para un reservorio naturalmente fracturado sensible a los esfuerzos. El reservorio estudiado presenta una caída de presión pronunciada al inicio de la vida productiva y se observa la presencia de un banco de condensado a una presión de rocío. Así mismo presentan un análisis del efecto de las propiedades geomecánicas concluyendo que la velocidad de agotamiento del yacimiento responde a una diferencia entre la compresibilidad a la presión de confinamiento y la compresibilidad de la roca.

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Archer R. (2008) realizó un análisis de la ecuación de flujo monofásico para un fluido ligeramente compresible en un reservorio sensible a los esfuerzos de simple porosidad donde expresa que el agotamiento en un reservorio sensible a los esfuerzos es mayor al de un reservorio convencional. Así mismo afirma que la recuperación final y la volumetría del yacimiento no se ven afectadas por la sensibilidad a los esfuerzos; sin embargo, la permeabilidad se reduce en función al esfuerzo aplicado al sistema. Moinfar A. et al. (2013) presentan un estudio de simulación donde realizan un acople de malla geomecánica y un modelo de fracturas discretas donde describen modelos que relacionan la deformación de las fracturas frente a los cambios del esfuerzo efectivo concluyendo que considerar un comportamiento dinámico de las fracturas puede influenciar la depleción de la presión de manera significativa. Así mismo, estos efectos afectan de manera directa la producción y dependen de parámetros que controlan la deformación. Tian Y. (2014) realizaron estudios de laboratorio en muestras de reservorios de gas basados en el concepto de índice de sensibilidad al esfuerzo y correlaciones de permeabilidad dependientes al esfuerzo concluyendo que el coeficiente de Biot o la porosidad de fractura afecta el valor del índice de sensibilidad. Así mismo, la fractura es sensible a la presión de confinamiento, pero, sólo débilmente sensible a la presión de reservorio, recomendando procesos de mantenimiento temprano de la presión con procesos de recuperación artificial. Ju W. et al. (2019) presentan una investigación de la sensibilidad a la tensión de la roca en reservorios naturalmente fracturados con base en el modelado geomecánico usando un estudio de caso de la Formación Xiagou (China). Los resultados indican que las fracturas naturales influyen en la sensibilidad al esfuerzo de la roca. El grado de relleno y el tipo de minerales rellenos dentro de las fracturas naturales tienen un efecto importante sobre la tasa de daño por permeabilidad.

Link entre reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos y reservorios no convencionales Aguilera (2021) realizó un estudio a profundidad discutiendo la relación existente entre los reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos y los reservorios no convencionales enfatizando algunas similitudes y diferencias:

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a. Similitudes Estas son: -

Permeabilidad baja. Ambos tipos de reservorios presentan una permeabilidad inherentemente baja, lo que dificulta el flujo de hidrocarburos.

Presión Capilar alta. Tanto los reservorios naturalmente fracturados como los reservorios de tight y shale exhiben presiones capilares altas debido a la pequeña escala de los poros y la presencia de capas impermeables, lo que dificulta la movilidad de los fluidos.

Estructuras porales complejas. Ambos tipos de reservorios tienen estructuras porosas complejas debido a la presencia de microfracturas, porosidad de matriz y porosidad asociada con las arcillas. Estas características influyen en la migración de fluidos y en la capacidad de almacenamiento de hidrocarburos.

b. Diferencias Estas son: -

Origen y mecanismos de fracturamiento. Los reservorios naturalmente fracturados forman las fracturas debido a eventos téctonicos, como fallas y fracturamiento natural como resultado de movimientos de la tierra, mientras que los reservorios tight y shale son el resultado de procesos de sedimentación y compactación.

Tamaño y continuidad de las fracturas. En los reservorios naturalmente fracturados, las fracturas pueden tener dimensiones variables y pueden extenderse a lo largo de distancias significativas, permitiendo una conectividad de poros y una permeabilidad mayores. En los reservorios de tight y shale, las fracturas suelen ser más pequeñas y dispersas, lo que limita la conectividad y la permeabilidad.

Mecanismos de producción. La producción en reservorios naturalmente fracturados se ve influenciada principalmente por el flujo a través de las fracturas, mientras que en los reservorios c, la producción está dominada por el flujo a través de la matriz y la desorción de hidrocarburos de las superficies de arcilla.

Comportamiento de producción. Los reservorios naturalmente fracturados pueden mostrar una respuesta de producción inicial más alta debido a la conectividad de las fracturas, pero, pueden experimentar una disminución rápida en la tasa de producción. Por otro lado, los reservorios de

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reservorios naturalmente fracturados tienden a tener una producción sostenida, pero, a tasas iniciales menores. Concluyendo, existe vasta información y marcado aprendizaje de los reservorios naturalmente fracturados que se han colectado durante décadas y pueden ser consideradas válidos para manejar reservorios tight y shale si hablamos de una maximización en el rendimiento de este tipo de reservorios. De esta manera, se puede asociar técnicas de recuperación mejorada aplicadas a reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos y reservorios shale y tight que podrían ser válidas en ambos casos.

Técnicas de recuperación mejorada en reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos

Las técnicas de recuperación mejorada se enmarcan dentro de la tercera etapa de las operaciones de recuperación y se aplican cuando el reservorio se encuentra ingresando o está en una etapa de declinación avanzada. Se refiere a la utilización de diversos métodos de recuperación artificial, como los térmicos, químicos o la inyección de gases, que no se encuentran presentes en el yacimiento original (Escobar, 2012, pp. 188). En reservorios naturalmente fracturados, la presencia de fracturas deriva en una rápida declinación de la producción debido a la disminución de la presión, el cierre parcial de las fracturas y la redistribución de los fluidos dentro del reservorio, además de daños causados por líquidos, formación de hidratos y la acumulación de líquidos en el pozo. Por ello, el diseño de estrategias de recuperación mejorada en este tipo de reservorios requiere conocimiento profundo de la geología, la mecánica de rocas y los flujos multifásicos. Así mismo, de acuerdo a los estudios realizados por Aguilera (2021), las técnicas de recuperación mejoradas aplicadas en reservorios no convencionales pueden resultar efectivas en reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos. De acuerdo a la revisión bibliográfica existen métodos que, si bien no son enmarcados dentro de una etapa de recuperación mejorada o terciaria, podrían ayudar a mejorar y maximizar la recuperación de hidrocarburos en reservorios naturalmente fracturados, sensibles a los esfuerzos. Uno de los métodos validos es la producción cíclica de gas que se basa en el principio de mantener pozos cerrados

durante un periodo determinado de tiempo con el objetivo de permitir una represurización del reservorio mejorando la energía natural y los diferenciales de presión para mejorar la recuperación de hidrocarburos. Los periodos de tiempo en que los pozos deben permanecer cerrados o abiertos varían dependiendo de las características como presión, propiedades del fluido y comportamiento de la formación (Towler, 2002). Al Mutairi (2008) realizó un estudio de simulación numérica con análisis de sensibilidad para poder identificar el potencial de la producción cíclica en reservorios maduros. Concluye y demuestra la eficiencia de este método como una solución estratégica y económica para desarrollar escenarios que requieran mejorar el manejo del reservorio para incrementar la producción. Carpenter (2013) presenta un estudio integrado de simulación numérica con el objetivo de evaluar un esquema de producción periódica, que se refiere a mantener los pozos productores cerrados por un tiempo determinado para poder represurizar los pozos y poder mantener o recuperar energía en el mismo. El autor evalúa un esquema de mantener el pozo abierto por ocho meses seguido de cuatro meses de cierre. Como resultado, se observa que existe una mejora en la recuperación de condensado debido a los efectos gravitacionales. Por otro lado, como método de recuperación terciaria o mejorada se encuentra enmarcada la inyección de gases Subero (2009) llevó a cabo un estudio de simulación que aborda la inyección de nitrógeno en un yacimiento de gas condensado. Según su investigación, iniciar la inyección cerca del comienzo de la producción puede disminuir la cantidad de condensado recuperado. También presenta recomendaciones sobre la ubicación óptima de los pozos inyectores, resaltando que deben estar lo más alejados posible de los pozos productores. En el estudio realizado por Gachuz-Muro (2011), se llevaron a cabo experimentos de laboratorio para evaluar la eficacia de gases miscibles (C1, N2 y CO2) en el desplazamiento del condensado en un yacimiento naturalmente fracturado considerando condiciones de temperatura y presión altas. Según los resultados obtenidos, en función a la mayor recuperación obtenida, el gas con mejor resultado fue el C1, seguido por el CO2 y, finalmente, N2. Esto puede Revista de la ANCB-SC | #05

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deberse a la capacidad del metano para evaporar más condensado que el N2 o CO2. Recomendaron de igual forma extender la investigación incrementando la cantidad de datos y simulaciones para determinar la efectividad real de estos gases.

de condensado en el yacimiento aumenta por encima de la presión de punto de rocío. Finalmente, exponen que el tiempo de remojo no debe ser prolongado para reservorios no convencionales, o preferentemente no emplear tiempo de remojo.

Maleki et al. (2012), al igual que Gachuz-Muro (2011), investigaron la eficacia del C1, N2 y CO2. Asumiendo un desplazamiento miscible a primer contacto, donde todo el gas inyectado se mezcla en todas las proporciones con el condensado, concluyen que el N2 proporciona el mejor resultado en términos de mantenimiento de la presión, pero, el metano presentaba el mejor factor de recuperación, seguido por el CO2. Recomiendan de igual forma el uso de una curva de permeabilidad relativa no lineal para el sistema de fracturas.

Sharma S. y Sheng J. (2017) emplearon un enfoque de simulación composicional para comparar la inyección de gas y solvente en un yacimiento de gas condensado de lutitas utilizando la técnica "Huffn-Puff". Emplearon para la inyección C1. C2, metanol e isopropanol. Concluyeron que todos los gases empleados permiten una recuperación adicional de condensado, sin embargo, tanto C1 como C2 se presentan como las opciones con recuperación mayor mejorando hasta en un 7% a los solventes. También destacan que es preferible el C2 sobre el C1 dado que este permite una recuperación adicional de 3% de gas.

Hashemi et al. (2016) compararon varios escenarios para la inyección de gases miscibles en un yacimiento naturalmente fracturado, evaluando el uso de CO2, N2 y C1 y el gas de ciclaje. Determinaron que el CO2 ofrece el porcentaje mayor de recuperación, lo que se traduce en una presión de miscibilidad más baja. Al igual que sus predecesores, confirmaron que el N2 es el gas adecuado para la re-presurización del yacimiento a lo largo del tiempo debido a que es capaz de ocupar un mayor volumen poroso. Concluyen indicando de igual forma que el C1 resulta en una recuperación mayor de gas y de condensado, seguido por N2, CO2 y gas de ciclaje en ese orden.

Técnica huff and puff

Reservorio en estudio

Meng X. y Sheng J. (2016) presentaron un estudio de optimización de la técnica Huff and Puff empleado solventes mediante simulación numérica para reservorios shale de gas condensado. Concluyeron que la inyección de gas Huff-n-Puff es efectiva y rentable cuando se inicia en un momento posterior. De igual forma, consideran que la selección del tiempo de inyección optimizado permite que, durante el empleo de la técnica, la presión de la región principal

Las areniscas que componen el reservorio bajo estudio corresponden a areniscas gris medio a gris blanquecino, cuarcítica, grano fino muy fino, subredondeado de buena selección, cemento silíceo, con microfracturas rellenas de calcita en parte interlaminadas con delgados niveles de micas y calcita.

Sheng J. et al. (2016) realizaron un estudio de simulación comparativo de inyección Huff and Puff empleando solvente y de tratamiento químico en un reservorio no convencional naturalmente fracturado de gas condensado con el objetivo de alterar las permeabilidades relativas y mitigar el bloqueo de condensado cerca del pozo. Concluyen puntualizando que tanto la inyección Huff and Puff como el proceso de tratamiento químico eran efectivos; sin embargo, la técnica Huff and Puff alcanza una recuperación mayor de condensado.

Carpenter (2019) presenta un estudio comparativo de simulación sobre la eficiencia de la técnica Huff and Puff en reservorios de gas condensado empleando un modelado de fracturas discretas acoplado. Concluye que la inyección de gas de ciclaje mediante la técnica Huff and Puff produce una recuperación mayor de condensado en reservorios de condensado en comparación con reservorios de petróleo volátil. De igual forma, menciona que se puede alcanzar entre un 15% a 20% más de recuperación de condensado después de 10 ciclos de inyección.

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El reservorio pertenece a una formación de areniscas depositadas en un ambiente de mar somero perteneciente a la edad devónica que se divide en tres paquetes, dos de los cuales son productores de gas-condensado, siendo el reservorio bajo estudio el de profundidad mayor. De acuerdo a la capacidad de almacenaje, propiedades petrofísicas y registros eléctricos, este reservorio se enmarca como un reservorio naturalmente fracturado de tipo B, según la clasificación propuesta por Roberto Aguilera (1995), donde el hidrocarburo almacenado se encuentra en volúmenes iguales en la porosidad de matriz y en las fracturas.

Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Tabla 1. Columna Estratigráfica Generalizada

Se han definido ocho fallas a lo largo de la sucesión que forman dos sets dominantes: ONO-ESE (285º - 105º), azimut N y NE-SO (35º-215º), azimut SE, que afectan sólo de forma local a la disposición de las capas. Los ángulos de inclinación varían entre 50º-80º. Se presentan el rumbo y azimut (figura 8). Figura 8. Rosetas rumbo y azimut de las fallas

Fuente: YPFB, 2019, p. 22. Fuente: YPFB,2019

En el reservorio en estudio, se han identificado 368 fracturas naturales conductivas y tres fracturas naturales resistivas. Las fracturas conductivas predominan en orientación NE-SO con un rumbo promedio 35º - 215º en los intervalos 4.170 m – 4.223 m y 4.120 m - 4.133 m. con una dispersión moderada. Así mismo, existen tres sets subordinados en dirección ONO – SSE (340º - 160º) y presente, ocasionalmente, NNO-SSE (340º-160º) y NNE-SSO (10º-190º) (figura 7).

El reservorio bajo estudio cuenta con seis pozos perforados hidráulicamente conectados de los cuales cuatro entraron en producción. Actualmente, un pozo productor se encuentra produciendo y los demás fueron cerrados debido a problemas mecánicos y de corte de agua. Se presenta un estado actual de los pozos perforados.

El azimut general de dichas fracturas posee una componente SE marcada y dispersión de ángulos de inclinación importante, manifestándose entre 30º 70º con una moda entre 40º - 50º. En cuanto a las fracturas resistivas, han sido definidas en la misma capa y poseen un rumbo ONO – ESE (280º - 100º) con un ángulo de inclinación de 50º.

En el año 2010, la operadora de campo realizó una estimulación matricial de fracturamiento hidráulico en el pozo 10 para inducir fracturas y bombear material propelente para evitar el cierre total de las fracturas naturales por el efecto del incremento en el esfuerzo efectivo en la roca. Sin embargo, durante la operación no se llegó a inyectar el agente propelente por no poder inducir fracturas. Es posible que se haya estimulado el pozo localmente comprobándose con el hecho de que el pozo 10 es el más productivo del reservorio. Se presenta el resumen del estado actual de los pozos (tabla 2).

Figura 7. Rosetas rumbo y azimut de las fracturas

Tabla 2. Estado Actual de los pozos

Fuente: YPFB, 2019, p. 22.

POZO

ESTADO ACTUAL

Cerrado

Sistema de compresión. Inyección de surfactantes por tubo capilar.

Productor

Producción Primaria. Sensibilidad Geomecánica.

Cerrado

Problemas mecánicos en completación.

9D ST4

Abandonado

Abandonado. Pozo completado en formación superior.

Cerrado

Cerrado por alto corte de agua.

Cerrado

Cerrado por alto corte de agua.

DESCRIPCIÓN

Fuente: YPFB,2019.

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Para el cálculo del volumen de hidrocarburos se considera el volumen de la matriz y de las fracturas siendo el volumen de roca de 3.399MMm3 determinado de acuerdo a la última sísmica 3D realizada. En este campo, no se tiene un contacto

agua-gas definido, por tanto, el cálculo considera aquel volumen por encima de la base del nivel más bajo conocido de gas (LKG) entre los pozos 9D ST4 (Lado Sur) -4.080 MMm3 y ocho (Lado Norte) -4.240MMm3 .

Se presenta el mapa estructural del reservorio (figura 9). Figura 9. Mapa estructural del reservorio

Fuente: YPFB, 2019, p. 20.

Se presentan las propiedades petrofísicas promedio obtenidas por registros eléctricos para los pozos en los cuales se realizaron distintas pruebas de producción: La porosidad promedio de la matriz es

5,4% definido por registros eléctricos y la porosidad secundaria por fracturas naturales es 0,6%, siendo un total de 6% para el cálculo volumétrico. La saturación de agua promedio es 59% (tabla 3).

Tabla 3. Petrofísica promedio por pozo POZO

TOPE (m) MD

BASE (M) MD

GROSS (m)

NET (m)

PAY/GROSS (Ratio)

Porosidad media (decimal)

Saturación de Agua (decimal)

4266,7

4384,5

117,8

22,5

0,191

0,06

0,61

4011,8

4313

119,2

13,8

0,116

0,05

0,56

1206,89

1289

82,11

15,84

0,193

0,06

0,67

PD ST4

4762,9

4877

114,1

14,9

0,131

0,06

0,52

0,16

0,06

0,59

Valores Promedio Fuente: YPFB,2019.

Los datos de permeabilidades reportadas para el reservorio bajo estudio se presentan para el estudio de coronas (tabla 4) y mediante well testing (tabla 5). Tabla 4. Permeabilidades reportadas en estudio de coronas

0,0018

Fisurada

Muestra 4-5-5

0,0003

Fisurada

Muestra 4-6-6

<0,001

Fisurada

Muestra 4-7-7

0,0376

Permeabilidad al gas

Muestra 4-2-1

Muestra 4-3-2

0,0168

Muestra 4-3-3

<0,0001

Fisurada

Muestra 4-7-8

0,0002

Muestra 4-3-3b

0,0058

Fisurada

Muestra 4-7-9

<0,0001

Muestra 4-4-4

0,0141

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Observación

Muestra 4-4-4b

Muestra

Fisurada

ciencia y cultura cruceña

Fuente: YPFB, 2019, p. 24.

Fisurada

Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Tabla 5. Permeabilidades reportadas en estudio de Well Testing Pozo

Fecha

Permeabilidad

01/10/1993

01/04/1996

04/11/2002

01/03/2005

01/09/2005

07/08/2007

La mayoría de los pozos fueron perforados en esta formación con un diámetro de trepano de 8,5 pulgadas y revestidos por un liner de 7 pulgadasde diámetro (YPFB, 2019). Se considera que la cementación puede no ser la mejor. De acuerdo a la prueba de restitución de presión y flujo tras flujo para el pozo 17 se obtuvieron valores promedio para la relación de coeficiente de almacenamiento y para el parámetro de flujo Interporoso (YPFB).

04/09/2007

08/02/2008

ω = 0,7

28/03/2008

28/11/2008

λ = 2,3 e ^ (-7)

21/01/2009

-3,2

10/02/2009

16/02/2009

En el año 1995, se realizó el estudio de PVT para el campo obteniéndose las propiedades de fluido (tabla 6) y el análisis cromatográfico (tabla 7).

04/03/2009

08/06/2010

Tabla 6. Propiedades de fluido de reservorio

28/09/2010

Presión de Reservorio

10401

psia @3986 m

Temperatura

270

°F

30/09/2010

>0,75

Presión del Rocio (Pd)

3150

psia

10/12/2010

08/04/2011

SGg del separador

0,634

Presión de surgencia

7650

psig

08/04/2011

13/04/2011

GOR

72767

SCF/STB

Yield de Condensado

13,74

bbl/MMscf

21/04/2011

28/09/2011

Gravedad API @SC

58,1

°API

820

°F

STB/d

03/02/2013

Presión de separador de 1era

05/02/2013

Temperatura separador de 1era

24/01/2015

0,54

12/01/2016

0,71

15/02/2017

11/03/2017

Fuente: Schlumberger,1995.

Fuente: YPFB, 2019, p. 24.

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Tabla 7. Análisis cromatográfico del reservorio ESTUDIO PVT (1995)

CONSULTORÍA RECOMBINACIÓN (1999)

COMPONENTE

COMPOSICIÓN

STOCK TANK OIL

SEPARATOR GAS MOLE %

SEPATOR OIL

COMPOSICIÓN RECOMBINADA

NITRÓGENO

0,005

0,01

METANO

3,379

0,2

90,74

22,03

89,71

DIOXIDO DE CARBONO

90,74

0,07

3,38

2,13

3,36

ETANO

3,771

0,26

3,77

4,17

3,78

PROPANO

1,154

0,74

1,15

3,5

1,19

I-BUTANO

0,185

0,45

0,19

1,1

0,2

N-NUTANO

0,273

1,18

0,27

2,21

0,3

I-PENTANO

0,122

1,54

0,12

1,95

0,15

N-PENTANO

0,087

1,94

0,09

1,82

0,11

HEXANO

0,183

8,62

0,18

7,91

0,3

HEPTANO+

0,101

C7-C9

40,92

0,09

24,59

0,46

C10-C15

36,34

0,01

23,61

0,36

7,74

4,97

0,07

100

C16+ 100 Fuente: Schlumberger,1995; BP Amoco (1999).

A partir este análisis se evidencia que los valores reportados en el estudio PVT corresponden a un separador de primera con una presión de separador de 820 libras por pulgada cuadrada , una temperatura de separador de 80 °F y RGP de 72.767 pies cúbicos /barril. Se concluye que la composición se refiere únicamente a la correspondiente a la fase de gas puesto que se debería registrar una presión de separador de segunda que brinde la composición para la fase de petróleo y una composición recombinada que vendría a ser la composición del fluido de reservorio. Debido a esto, en el año 1999, BP Amoco realizó una consultoría proporcionando un estudio de recombinación estimada mediante simulación numérica obteniéndose una composición recombinada (tabla 7) para el campo bajo estudio. Como parte del estudio de PVT realizado en 1995, se llevan a cabo pruebas de laboratorio como la prueba de expansión a masa constante CCE y la prueba de depleción a volumen constante. Se presentan los valores reportados para las pruebas CVD (tabla 8) y CCE (tabla 9).

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Tabla 8. Prueba CVD N°

Presión (psia)

Prod. acumulada de gas

Saturación de líquido (%)

Factor Z de Gas

2 Fases Factor Z

Peso

3150

2800

12,34

2,59

2400

23,29

3,13

2000

35,69

3,13

1500

51,49

3,38

1000

68,15

3,46

500

84,28

3,88

300

90,15

3,6

180

100

14,7

Fuente: YPFB, 2019, 26.

Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Tabla 9. Prueba CCE N°

Presión (psia)

Exp. ROV

5000

0,6803

Volumen de líquido (% de CV)

Viscocidad del Oil (op.)

Viscocidad del Gas (cp)

Factor Z Gas

Factor Z Oil

Densidad del Oil (lbm/ft3)

Compresibilidad de OPil (1/psia)

4000

0,8034

1,53E-06

3500

0,8994

2,13E-06

3300

0,9461

2,47E-06

3200

0,9753

3,00E-06

3180

0,9872

6,06-e

3160

0,9977

5,29E-06

3150

2,26E-06

3100

1,0041

1,0577

8,14E-06

3000

1,0378

1,0916

3,25E-06

2500

1,2307

1,3231

3,14E-06

2000

1,5312

1,5722

3,92E-06

Fuente: YPFB, 2019, 27.

El volumen in-situ estimado por balance de materia para este campo es de 181 BCF, de los cuales 50% se encuentra almacenado en la matriz y 50% en las fracturas naturales. Para diciembre del 2020 se cuenta con un volumen acumulado de gas de 7,.6 BCF y 825 Mbbl de condensado representando un factor de recuperación de 39,62% de gas y 38,79% de condensado, respectivamente.

Este reservorio presenta un comportamiento particular con una gradiente de presión de 0,81 libras por pulgada cuadrada/pie y una presión inicial de 10.457 libras por pulgada cuadrada a una profundidad de 4.176 metros TVD, características de un reservorio sobre presurizado con sensibilidad alta a la compresibilidad de la formación.

Figura 10. Histórico de producción de gas y condensado

Fuente: YPFB, 2019, p 28. Figura 11. Histórico de presión vs CGR

Fuente: YPFB, 2019, p 29.

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas

Adicionalmente, el comportamiento observado en los históricos de producción (figura 10) y presión (figura 11) presentan indicios de procesos de apertura y cierre de fracturas debido al incremento del esfuerzo efectivo de roca sobre la formación infiriéndose una sensibilidad alta a las alteraciones y/o cambios de los esfuerzos normales de roca.

Evaluación de las propiedades de fluido pvt De acuerdo a lo mencionado en la evaluación del campo bajo estudio, el reservorio presenta dos estudios PVT realizados bajo metodologías distintas. Con el objetivo de evaluar la representatividad de dichos PVT´s y el comportamiento del fluido, se optó por realizar una primera caracterización empleando el PVT de 1995 dado que es el único que presenta pruebas de laboratorio CVD y CCE. El análisis del fluido se realizó en el software WINPROP con el fin de evaluar la calidad de los datos comparando dichas pruebas con los datos simulados empleando una caracterización mediante la ecuación de estado propuesta por Peng Robinson (1976).

Se presenta la metodología empleada para la caracterización de la EOS. a. Composición del fluido La composición del fluido de reservorio se expresa en fracción molar. Para el modelo se observa una composición inicial desde C1 a C7+, incluyendo impurezas como N2 y CO2. Tabla 10. Composición Inicial

COMPONENTES

% Mol

NITRÓGENO

0,005

DIÓXIDO DE CARBONO

3,379

METANO

90,74

ETANO

3,771

PROPANO

1,154

ISO-BUTANO

0,185

NORMAL-BUTANO

0,273

ISO-PENTANO

0,122

NORMAL-PENTANO

0,087

HEXANO

0,183

HEPTANO+

0,101

TOTAL

100

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b. Fraccionamiento de los componentes pesados El fraccionamiento de los componentes pesados implica dividir el componente + en grupos de hidrocarburos con diferentes números de carbono (C7, C8, y otros) siguiendo el esquema de Whitson (1983), utilizando una distribución gamma. Por lo general, se dividen en tres fracciones a cinco fracciones con el fin de obtener un ajuste óptimo en la ecuación de estado. Para determinar las propiedades fisicoquímicas se deben introducir parámetros como las propiedades fisicoquímicas determinadas por laboratorio para el componente C7+. El reservorio bajo estudio no cuenta con el dato de gravedad específica para dicho componente y, por la tanto, se realiza el cálculo mediante la correlación propuesta por El Sharkawy (2002). Se presenta los valores empleados y la composición fraccionada (tabla 11). SGC12+ = 0,798 [Adimensional] MWC12+ = 104,458 [gr/mol] Tabla 11. Composición fraccionada COMPONENTE

COMPOSICIÓN

NITRÓGENO

4,50E-05

DIÓXIDO DE CARBONO

0,0304

METANO

0,8165

ETANO

0,0339

PROPANO

0,01038

I-BUTANO

0,0016

N-BUTANO

0,0026

I-PENTANO

0,001

N-PENTANO

0,0007

HEXANO

0,0016

C7 - C8

0,0858

C9+

0,0151 1,0000

c. Regresión de la Ecuación de estado. Se lleva a cabo un proceso de ajuste de la ecuación de estado mediante una regresión, utilizando pruebas de laboratorio PVT como las pruebas CVD y CCE disponibles para el campo bajo estudio. Estas pruebas se utilizan para ajustar la ecuación de estado mediante un conjunto de parámetros de ajuste, que se agrupan según propiedades críticas específicas, y también mediante coeficientes de interacción binaria, que describen la interacción entre las moléculas.

Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte

d. Ajuste de la EOS. El procedimiento de ajuste de la EOS es un proceso iterativo con el esquema: Primero, se fraccionan los componentes pesados en un número óptimo de componentes y se actualiza la composición en consecuencia. Segundo, se realiza la regresión utilizando el exponente del coeficiente de interacción binaria HC, los valores de Tc y Pc de los componentes pesados, y los factores de desplazamiento de volumen para los componentes pesados. En caso de que haya presencia de CO2 en la mezcla, también se incluye el coeficiente de interacción entre el CO2 y los componentes pesados. Además, se incorporan pruebas experimentales PVT, como CVD y CCE en la regresión. Tercero, se ejecuta la regresión y se evalúa el ajuste obtenido. Si el ajuste es satisfactorio,

se adopta ese valor. En caso contrario, se realizan modificaciones en los coeficientes de interacción hasta lograr un ajuste adecuado. Este procedimiento iterativo permite afinar la EOS y obtener un modelo que se ajuste de manera precisa las propiedades a los datos obtenidos en laboratorio. e. Resultados del Ajuste de la EOS. Se presentan los resultados obtenidos en el proceso de ajuste de la EOS. Se observa que el ajuste obtenido no es aceptable debido a que los puntos experimentales de las pruebas CVD y CCE no se ajustan ni siguen la tendencia para ningunas de las dos pruebas respecto de los valores simulados con regresión e iniciales exceptuando el volumen relativo para la prueba CCE (figuras 12 a 16).

Figura 12. Volumen relativo vs Presión (Prueba CCE)

Figura 13. Volumen de líquido vs Presión (Prueba CCE)

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Figura 14. Factor de compresibilidad de gas (Z) vs Presión (Prueba CCE)

Figura 15. Volumen de líquido y gas producido vs Presión (Prueba CVD)

Figura 16. Factor de compresibilidad de gas (Z) vs Presión (Prueba CVD)

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Dado los resultados anteriores para PVT original, en los cuales, ajustar los coeficientes de interacción binaria y las propiedades críticas no conllevaría a una convergencia óptima entre los datos de laboratorio y la simulación debido a la diferencia de ambos resultados y que no existe la posibilidad de realizar el mismo análisis para el PVT realizado en consultoría ya que no contiene las pruebas CVD y CCE, se procede a la construcción de un modelo de caja para un mejor análisis del fluido de reservorio.

Tabla 12. Propiedades petrofísicas Propiedades Petrofísicas Propiedad

Valor

Unidad

Porosidad de la Matriz

0,054

Obenido de Informe de Campo.

Porosidad de la Fractura

0,006

Obenido de Informe de Camp.

Permeabilidad de Matriz I, J, K

0,0001

Obtenido de promedio ponderado de los reportes de estudios de coronas.

Permeabilidad de Fractura I, J, K

1,4

Obtenido de promedio ponderado de los reportes de estudios de coronas.

Modelos de simulación sintéticos

Se desarrollaron a partir del modelo pseudoestable de doble porosidad propuesto por Warren y Root (1963), el cual fue adaptado para reflejar las propiedades de roca y fluido del reservorio en estudio. Se eligió este modelo debido a que durante una prueba de presión se observó un comportamiento similar. La creación del modelo sintético tiene por objetivo inicial evaluar los PVT´s disponibles para el campo bajo estudio comparando con los históricos de producción del campo. a. Grilla de Simulación El modelo de simulación sintético A (figura 17), se construyó empleando una grilla cartesiana de 192.000 (160x60x20) celdas. Con un tope de grilla de 13.000 pies y un espesor de 80 pies por celda en la dirección k.

Observaciones

Espaciamiento de Fractura I, J, K

Obtenido de formulación del factor de forma propuesto por WyR de acuerdo a parámetros λ y ω.

Compresibilidad de la Matriz

5,17E06

1/psi

Obtenido de promedio ponderado de los reportes de estudios de coronas.

1/psi

Obtenido de formulación de factor de forma propuesto por WyR de acuerdo a la Cm.

psi

Obtenido de pesión promedio de la a la cual se obtiene a compresibilidad de la matriz.

Compresibilidad de la Fractura

Presión de referencia de la compresibilidad

1,31E04

7540

Figura 17. Modelo sintético A-Grilla de simulación

c. Condiciones Iniciales La configuración inicial del modelo (A) mediante la especificación de la profundidad del contacto agua – gas (13.800 pies), fue definida a partir de una presión de 10.401 libras por pulgada cuadrada, una profundidad de 13.400 pies y una profundidad crítica de 13.400 pies de referencia. El modelo evalúa el proceso en el periodo temporal desde abril 2001 hasta enero 2022.

b. Propiedades Petrofísicas Se presentan las propiedades petrofísicas empleadas en el modelo de caja (tabla 12).

d. Pozos Para este modelo, se crearon los pozos existentes en el reservorio bajo estudio tomando como referencia al arreglo estructural real del reservorio (figura 18). Como constantes operacionales se cargaron los históricos de producción para cada uno de los pozos.

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Figura 18. Modelo sintético A-Pozos perforados

Caso de Simulación Inicial PVT (1995)

Dada la construcción del modelo sintético, se cargó la composición original realizada en el año 1995, y se realizó una corrida inicial con el objetivo de comparar el comportamiento de las producciones de gas, condensado, agua y la relación gas- condensado

(CGR). Se observa un ajuste parcial de la producción de gas, una sobreproducción de la producción del condensado y de aguay, como consecuencia de la sobreproducción de condensado, un desajuste del CGR (figuras 19 a 22).

Figura 19. Modelo sintético A-CGR (Composición inicial)

Figura 20. Modelo sintético A-Producción de condensado (Composición inicial)

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Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Figura 21. Modelo sintético A-Producción de gas (Composición inicial)

Figura 22. Modelo sintético A-Producción de agua (Composición inicial)

Segundo Caso de Simulación PVT (1999)

Utilizando la misma metodología, se introdujo la composición correspondiente al año 1999 y se realizó la simulación. Se establece una producción baja de

gas, un exceso en la producción de condensado y agua, y como resultado de esta sobreproducción de condensado, se produjo un desajuste en la relación gas-condensado (CGR) (figuras 23 a 26).

Figura 23. Modelo sintético A-CGR (Composición 1999)

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Figura 24. Modelo sintético A-Producción de gas (Composición 1999)

Figura 25. Modelo sintético A-Producción de condensado (Composición 1999)

Figura 26. Modelo sintético A-Producción de agua (Composición 1999)

Problematíca y algoritmo propuesto

Al no existir un PVT representativo según lo expuesto en los resultados anteriores y al emplear una metodología convencional como la propuesta por Tarek (2007, p. 440), no llevaría a la convergencia de los componentes que permita ajustar la producción del campo como se evidencia en el acápite ajuste de la EOS.

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Después de realizar una revisión bibliográfica referente a metodologías de análisis, no se halló alguna que se adecue al proceso requerido para un recálculo de la composición. A partir de dicha revisión, se optó por generar composiciones, partiendo desde la composición original y enfocándose en la revisión de componentes clave luego de simular las mismas.

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La metodología implica utilizar el modelo sintético con una composición base y revisar si la relación gascondensado (CGR) y las producciones se ajustan de acuerdo al histórico de producción del reservorio. Si el modelo sintético se ajusta correctamente, se procede

a construir el modelo real. Sin embargo, si el ajuste no es satisfactorio, se realiza una modificación en la composición del modelo, ya sea mediante la adición o eliminación de componentes livianos o pesados, según sea necesario, para lograr un mejor ajuste.

Figura 27. Algoritmo de ajuste de composición propuesto

Se presenta el ajuste a partir del algoritmo presentado de las composiciones empleadas en el modelo sintético (tabla 13). Se evidencia que los PVT´s, exceptuando el PVT 1999, presentan un ajuste aceptable en cuanto a producciones de gas. En cuanto a la producción de condensado, se observa que el

PVT 5 es el que tiene mejor relación con el histórico de producción. Por lo tanto, partiendo del PVT 5, se genera una nueva composición con variaciones menores con el objetivo de hallar un mejor ajuste (figuras 28 a 30).

Tabla 13. Modelo sintético A-Composiciones empleadas

PVT ORIGINAL 1995

PVT 1999

PVT 1

PVT 2

PVT 3

PVT 4

PV 5

PV 6

0,005

0,0045

0,005

0,0022

CO2

3,379

3,36

3,0408

3,379

3,2004

CH4

90,74

89,71

90,74

87,355

C2H16

3,771

3,78

3,3936

3,771

3,5868

C3H8

1,154

1,19

1,0385

1,154

1,1142

IC4

0,185

0,2

0,1665

0,2

0,1832

NC4

0,273

0,3

0,2457

0,3

0,2728

IC5

0,122

0,15

0,1098

0,175

0,1299

0,0951

1.0951

0,4617

NC5

0,0877

0,11

0,0783

0,1

0,0941

0,0951

1.0951

0,4617

FC6

0,183

0,3

0,1647

0,1

0,2323

0,0951

1.0951

0,4617

C7+

0,101

0,89

6,7577

0,8

3,8239

2,9

100

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Figura 28. Modelo sintético A-Producción de gas (Composiciones de la tabla 13)

Figura 29. Modelo sintético A-Producción de condensado (Composiciones de la tabla 13)

Figura 30. Modelo sintético A-Producción de agua (Composiciones de la tabla 13)

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De acuerdo a los resultados del PVT 6, esta composición es el modelo que ajusta de manera correcta tanto la producción de gas como la de

condensado además de conseguir un valor promedio cercano al CGR inicial (13 pies cubicos/barril) (figuras 31, 32 y 33).

Figura 31. Modelo sintético A-Producción de gas (PVT 6)

Figura 32. Modelo sintético A-Producción de condensado (PVT 6)

Figura 33. Modelo sintético A-CGR (PVT 6)

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas

Construcción del modelo de simulación dinámico

Figura 34. Modelo dinámico-Grilla de simulación

El modelo de simulación dinámico se construyó en base a un modelo estático del reservorio bajo estudio donde se incluyen históricos de producción, curvas de permeabilidad relativa, propiedades PVT y parámetros geomecánicos con el objetivo de representar adecuadamente las condiciones pasadas mediante un ajuste histórico global y local de reservorio. a. Condiciones de Inicialización del modelo Se asumió una inicialización con un modelo pseudoestable de doble porosidad y un cálculo del factor de forma propuesto por Warren y Root (1963) y se construyó una grilla de 251.379 (159 x 31 x 51) celdas que representan de manera inicial el perfil de producción de los fluidos (figura 34).

Se toman en cuenta los valores de presión y temperatura iniciales a condiciones de reservorio y un valor aproximado para el contacto agua-gas, debido a que el mismo es ajustado en el proceso de ajuste histórico Se visualizan .los parámetros de inicialización (tabla 14). Tabla 14. Modelo dinámico-Parámetros de inicialización PARÁMETROS DE INICIALIZACIÓN Presión de referencia

psi

Profundidad de referencia

12800

Contacto Agua-gas

14000

16000

Profundidad crítica

COMPONENTES

COMPOSICIÓN

0,0022

CO2

3,2004

CH4

87,355

C2H6

3,5868

C3H8

1,1142

IC4

0,18332

NC4

0,2728

IC5

0,4617

NC5

0,4617

FC6

0,4617

C7+

2,9

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c. Acople Geomecánico Para el acople, se construyó una malla geomecánica cartesiana con una grilla de 136 x 24 x 20 bloques con un ancho en dirección I (136*337.415), J (24*1093.48) y K (20*237.504) (figura 35. El acople debe tener una comunicación entre la malla de flujo de fluidos y la malla de deformación geomecánica donde la porosidad es una función de la presión, la temperatura y los esfuerzos. Figura 35. Modelo dinámico-Malla geomecánica

10401

Temperatura

b. Propiedades de fluido y permeabilidades relativas En cuanto a las propiedades de fluido, se emplea la composición hallada mediante la metodología realizada en este estudio ya que fue la composición que mejor ajuste obtuvo en el modelo. Las permeabilidades relativas fueron ajustadas en la sección de ajuste histórico.

Se presenta una primera aproximación incluida en el modelo de los parámetros geomecánicos (tabla 15).

Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Tabla 15. Modelo dinámico-Parámetros geomecánicos iniciales PARÁMETROS GEOMECÁNICOS Roca 1 Acople Módulo de Young Ratio de Poisson

Roca 2

4,40E+06

8,00E+06

0,45

0,21

psi

Esfuerzos Esfuerzo Horizontal Máximo

15000

psi

Esfuerzo Vertical

13124

psi

Esfuerzo Horizontal Mínimo

7500

psi

d. Pozos Los valores de las perforaciones e históricos de producción reales para el campo bajo estudio fueron empleados con el objetivo de ajustarlos en el proceso de ajuste histórico (figura 36). Cada uno de los pozos ingresaron en producción de acuerdo al histórico en distintas fechas de la vida productiva del reservorio.

Ajuste histórico

Carlson (2003) explica el proceso de validación de un modelo de simulación mediante un ajuste del campo donde se deben observar variables como caudales de producción, presión de reservorio e hidrocarburo In-situ. El proceso se refiere a un proceso iterativo donde se deben variar propiedades de impacto hasta poder representar el comportamiento del reservorio. Se presentan los resultados para una primera simulación de una malla de fluidos con acople geomecánico empleando los datos disponibles del reservorio. Como se evidencia, el ajuste para una primera simulación fue óptimo para algunas variables como la producción de gas, la producción de condensado y el CGR y se evidencia un desajuste en la presión de reservorio ya que ambos parámetros se ven afectados por la incidencia de los esfuerzos y se requerirá un ajuste adicional posterior al acople de la malla geomecánica (figuras 37 a 41).

Figura 36. Modelo dinámico-Ubicación de pozos

Figura 37. Modelo dinámico-Comparativa primera simulación vs histórico (Presión)

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Figura 38. Modelo dinámico-Comparativa primera simulación vs histórico (CGR)

Figura 39. Modelo dinámico-Comparativa primera simulación vs histórico (Producción de Condensado)

Figura 40. Modelo dinámico-Comparativa primera simulación vs histórico (Producción de gas)

100

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Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Figura 41. Modelo dinámico-Comparativa primera simulación vs histórico (Producción de agua)

Ajuste Global

El recorte de la grilla permitió ajusta el Volumen In-situ del reservorio a un valor cercano al reportado en los antecedentes del campo 176 BCF.

Se considera:

a. Ajuste del Volumen In-situ y la presión de reservorio El volumen In-situ y la presión de reservorio se ajustaron mediante un corte del volumen de roca exterior respecto de las fallas sellantes, se incluyó una tabla de profundidad vs presión overburden para un recálculo de las porosidades a una presión dada en función de la compresibilidad y la porosidad inicial de roca y se trabajaron análisis de sensibilidad a los parámetros geomecánicos.

La inclusión de la tabla de profundidad vs Overburden y el análisis de sensibilidad a los parámetros geomecánicos actualizados (tablas 16 y 17) permitieron ajustar la presión a un valor promedio a los reportados en campo (figura 42), Sin embargo, aún no se alcanzaron los valores esperados. Es por ello, por lo que al modelo se realizó un cortado en tres regiones (figura 43), cada una, con un contacto agua-gas de 14.000 pies, 13.075 pies y 13.325 pies, respectivamente.

Figura 42. Modelo dinámico-Comparativa Presión del reservorio

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Tabla 16. Modelo dinámico-Parámetros geomecánicos finales PARÁMETROS GEOMECÁNICOS Roca 1

Roca 2

Acople

Módulo de Young

2,47E+06

2 1,16E+07 psi

Ratio de Poisson

0,12

Cohesión para materiales Mohr-Coloumb y Drucker-Prager

0,2

14,5 psi

Ángulo interno de fricción

Coeficiente de Biot

0,5

Ángulo de dilatación

grados grados

Esfuerzos Esfuerzo Horizontal Máximo

15000

psi

Esfuerzo Vertical

13124

psi

Esfuerzo Horizontal Mínimo

7500

psi

Parámetros de Barton-Bandis Apertura inicial de fractura

7,50E-05 ft

Rigidez normal inicial de la fractura

4,00E+06 psi/ft

Esfuerzo de apertura de fractura

-110

Permeabilidad hidráulica de fractura

120

Permeabilidad de cierre de fractura

Valor residual de cierre de fractura

psi

Tabla 17. Modelo dinámico- Análisis de sensibilidad de parámetros geomecánicos Roca 1

Parámetro

Roca 2

Aumenta

Disminuye

Aumenta

Disminuye

Elasto Mod

Mayor caida de presión Mismas producciones

Menor caida de presión Mismas producciones

Mayor caida de presión Mismas producciones

No hay cambio en los resultados

Ratio de Poisson

Mayor caida de presión Mismas producciones

Menor caida de presión Mismas producciones

Mayor caida de presión Mismas producciones

Menor caida de presión Mismas producciones

Cohesion for Mohr Coloumb

No Aplica

Valor único

Ángulo de Fricción interna

Caida mínima de presión Mismas producciones

Subida mínima de presión Mismas producciones

Caida mínima de presión Mismas producciones

Coeficiente de Biot

Caida mínima de presión Mismas producciones

Subida mínima de presión Mismas producciones

Caida mínima de presión Mismas producciones

Ángulo de Dilatación

Caida mínima de presión Mismas producciones

Subida mínima de presión Mismas producciones

Caida mínima de presión Mismas producciones

Figura 43. Modelo dinámico-Sectorización

Al realizar está sectorización del reservorio, se logró ajustar la presión de una manera óptima por sectores confirmando que este reservorio es un reservorio compartimentalizado.

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Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Figura 44. Modelo dinámico-Comparativa de ajuste de Presión (Sector 1)

Figura 45. Modelo dinámico-Comparativa de ajuste de Presión (Sector 2)

Figura 46. Modelo dinámico-Comparativa de ajuste de Presión (Sector 3)

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b. Ajuste de Producciones La producción de condensado fue ajustada mediante el algoritmo propuesto en la sección de ajuste PVT y la producción de gas es la constante

operacional principal para el modelo por lo tanto ambos parámetros llegaron a un ajuste confiable (figuras 47 y 48).

Figura 47. Modelo dinámico-Comparativa de ajuste de Condensado

Figura 48. Modelo dinámico-Comparativa de ajuste de Gas

La producción de Agua fue ajustada mediante la sectorización del modelo con los contactos agua-gas descritos anteriormente ( figura 49) Figura 49. Modelo dinámico-Comparativa de ajuste de Agua

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Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte

Pronóstico, selección y aplicación de técnicas de recuperación mejorada (egr) a. Selección de técnicas a aplicar Para la selección de las técnicas de recuperación mejoradas a ser consideradas y aplicadas en el estudio, se optó por el empleo de un árbol de decisión estocástico. Se consideraron cinco técnicas de recuperación mejoradas para lo cual se tomó en cuenta un criterio inicial de aplicabilidad de la técnica en el reservorio bajo estudio. A partir de aquello, los criterios de selección en el modelo de decisión estocástico son: porcentaje de recuperación máximo esperado para cada técnica y la aplicabilidad o no de la técnica en el simulador empleado (figura 50). Se consideró un porcentaje mínimo mayor a 15% de recuperación mediante el empleo de la técnica para considerar la aplicabilidad de la misma en el simulador.

A partir de lo expuesto y basados en el árbol de decisión estocástico, se establece que, de las cinco técnicas de recuperación mejorada, tres cumplen el requisito de porcentaje mínimo de recuperación esperado: Inyección de gases miscibles, Fracturamiento hidráulico y Huff and Puff (Inyección de gases miscibles de forma periódica). Sin embargo, aunque la técnica de Fracturamiento Hidráulico presenta el máximo porcentaje de recuperación esperado, fue descartada debido a la incompatibilidad del simulador del modelamiento de una malla geomecánica precisa y su aplicabilidad sin el diseño de una red de fracturas discreta. Las técnicas de inyección de gases miscibles (continua y periódica) sí son consideradas en el estudio. Adicionalmente, se considera la producción periódica sin ningún tipo de inyección.

Figura 50. Árbol de decisión estocástico-Métodos de recuperación mejorada

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b. Condiciones de pronóstico Se consideró para la etapa de pronóstico las condiciones: • Para los escenarios de métodos de recuperación mejorada, se corrió un caso base específico para comparación de los factores de recuperación. • Se compararon los factores de recuperación de gas y condensado. • En caso de canalización en los métodos de inyección de gases miscibles, se procedió a comparar adicionalmente las producciones acumuladas de gas y/o condensado si la gráfica de factor de recuperación presenta inconsistencias. • Se consideró como etapa de pronóstico el espacio temporal comprendido entre enero de 2022 y mayo de 2032. • Se consideró la habilitación del pozo 3 para la inyección en la técnica de inyección continua de gases miscibles. • Para la técnica Huff and Puff, los pozos seleccionados en los escenarios planteados fungen como productores/inyectores. Los pozos en etapa de pronóstico fueron puestos a producción por BHP o por Draw-Down verificando su estado. Los pozos que presentan un Draw-Down alto

mantendrán un control por presión de fondo fluyente a diferencia de los pozos que presentan un DrawnDown bajo, en su mayoría, menor a cinco libras por pulgada cuadrada que requieren un control por DrawDown para evitar que la presión de bloque alcance de manera rápida la presión de pozo generando una caída en la producción. c. Escenario de depleción natural Inicialmente se evaluó un escenario de depleción natural con las condiciones actuales del reservorio a partir de enero del año 2022 hasta mayo del año 2032. Para dichas condiciones únicamente el pozo 10 continúa abierto y en producción mediante una presión de Draw-Down de 4,2 mientras que los pozos 9, 11 y 17 se encuentran cerrados debido a los problemas descritos en la sección de presentación de las características del campo. Se identifica una transición suave entre el histórico de producción y el pronóstico, así como un incremento mínimo progresivo de los factores de recuperación para el periodo temporal considerado de pronóstico tanto para gas como para condensado lo que indica que sigue existiendo a partir de ambas fases.(figuras 51 y 52). Los factores de recuperación finales para el escenario de depleción natural se encuentran en 41,16% para el gas y 40,28% para el condensado.

Figura 51. Pronóstico-Escenario de depleción natural (Presión y Factor de recuperación de gas)

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Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Figura 52. Pronóstico-Escenario de depleción natural (Presión y Factor de recuperación de condensado)

Producción periódica

Se evaluaron seis modelos de producción periódica. En todos los modelos evaluados, los pozos 9, 10, 11 y 17 ingresaron en producción periódica luego de tres años de su puesta en producción inicial. Los primeros cinco con una relación 1/1 en el tiempo de cierre/producción siendo los intervalos seleccionados 4, 6, 8, 10 y 12 meses. De igual forma se evaluó el impacto de una producción periódica de nueve meses de producción y tres meses de cierre.

Los factores de recuperación de gas son menores que en el caso base para todos los modelos evaluados: 46,15% para el gas en el caso base, entre 35,9% y 36,1% para los casos de intervalos temporales iguales y 41,3% para el intervalo de nueve meses abierto-tres meses cerrado (figuras 53 y 54). De manera similar, se presenta el factor de recuperación del condensado: 45,3% para el caso base, entre 35,3% y 35,5% para los casos de intervalo temporal igual y 40,5% para el caso nueve meses abierto-tres meses cerrado (figuras 55 y 56).

Figura 53. Pronóstico-Escenario de producción periódica 1/1 (Factor de recuperación de gas)

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Figura 54. Pronóstico-Escenario de producción periódica 9/3 (Factor de recuperación de gas)

Figura 55. Pronóstico-Escenario de producción periódica 1/1 (Factor de recuperación de condensado)

Figura 56. Pronóstico-Escenario de producción periódica 9/3 (Factor de recuperación de condensado)

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Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte

Inyección continua

Para la inyección de gases miscibles se consideran tres escenarios de inyección: • Un escenario de inyección previo al proceso de cierre de fracturas evaluando la inyección a partir de mayo de 2006. • Un escenario de inyección posterior al proceso de cierre de fracturas evaluando la inyección a partir de enero de 2012. • Un escenario de inyección de pronóstico a partir de enero de 2022. Para la selección del pozo inyector se emplea el criterio de distanciamiento de pozos, que implica que entre mayor distancia existe entre inyectores y productores, mayor eficiencia de barrido se logra. Por ello, se seleccionó el pozo 3 como inyector, pozo

perforado durante el descubrimiento del reservorio y posteriormente abandonado. Adicionalmente se emplearon como gases miscibles de inyección para cada escenario propuesto nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y gas de ciclaje o gas de reservorio reinyectado. Finalmente, para los escenarios planteados, se inyectó el gas correspondiente con un caudal de tres MMSCFD. a. 2006 Se consideran los pozos 9 y 11 como productores y el pozo 3 como inyector. Se establece que, para los escenarios de inyección de gases miscibles evaluados, no se evidencia mejora en el recobro final del gas en ninguno de ellos (figura 57) siendo el factor de recuperación del caso base de 24,50%, de los gases de 20,38% para el dióxido de carbono, 23,58% para el metano, 23,74% para el gas de ciclaje y 24,25% para el nitrógeno.

Figura 57. Pronóstico-Escenario de inyección de gases miscibles 2006 (Factor de recuperación de gas)

De forma opuesta, en los gases empleados, se observa una mejora en la recuperación de condensado (figura 58). El factor de recuperación del caso base es de 23,87%, observándose un incremento adicional de

5,22% para el metano, 5,6% para el nitrógeno, 6,25% para el dióxido de carbono y 7,46% para el gas de ciclaje.

Figura 58. Pronóstico-Escenario de inyección de gases miscibles 2006 (Factor de recuperación de condensado)

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b. 2012 Para el escenario 2012, los pozos 9, 10 y 11 son productores y el 3 inyector. Se observa que ninguno de los gases seleccionados logra un factor de recobro mayor que el caso base (64,17%). En orden

decreciente, los factores de recuperación de los gases empleados son: 5,.05% para el metano, 55,14% para el nitrógeno, 54,08% para el dióxido de carbono y 42,28% para el gas de ciclaje (figura 59)

Figura 59. Pronóstico-Escenario de inyección de gases miscibles 2012 (Factor de recuperación de gas)

De forma similar tampoco existe una mejora del factor de recuperación del condensado (figura 60), el cual es de 63.54% siguiendo en orden el metano

(54,06%), dióxido de carbono (52,89%), nitrógeno (52,39%) y gas de ciclaje (51,94%), respectivamente.

Figura 60. Pronóstico-Escenario de inyección de gases miscibles 2012 (Factor de recuperación de condensado)

c. 2022 Para el escenario 2022, los pozos 9, 10, 11 y 17 son productores y el pozo 3 es inyector. No existe mejora para el factor de recuperación del gas para los gases evaluados respecto del caso base (41,16%), el gas de ciclaje presenta un factor de recuperación de 40,26% y de 34,77% para metano, dióxido de carbono y nitrógeno (figura 61).

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Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Figura 61. Pronóstico-Escenario de inyección de gases miscibles 2022 (Factor de recuperación de gas)

Dado que una disminución de factor de recuperación carece de sentido matemático, se optó por comparar adicionalmente el acumulado para las producciones de gas para este caso en particular como se mencionó en las condiciones de pronóstico. Se observa que las producciones acumuladas de gas (figura 62) son: 7,2650E10 pies3 para nitrógeno, 7,2649E10 pies3 para metano, 7,2639E10 pies3 para

dióxido de carbono, 7,2620E10 pies3 para gas de ciclaje y 7,2604E10 pies3 para el caso base. Esto se traduce como un factor de recuperación de gas de 41,19% para el N2 y una diferencia positiva respecto de los otros casos escenarios en términos de producción acumulada de 0,00014% (CH4), 0,0151% (CO2), 0,0413% (gas de ciclaje) y 0,0634% (caso base).

Figura 62. Pronóstico-Escenario de inyección de gases miscibles 2022 (Producción acumulada de gas)

Para el condensado, los escenarios evaluados de gases miscibles y el caso base se encuentran en un rango de 0,04% de factor de recuperación (figura 63): 40,28% para el caso base, 40,29% para el gas de ciclaje, 40,31% para el dióxido de carbono y 40,32% para metano y nitrógeno.

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Figura 63. Pronóstico-Escenario de inyección de gases miscibles 2022 (Factor de recuperación de condensado)

Huff and Puff

Se trabajó de manera similar a la inyección continua, evaluando los escenarios de inyección a partir del momento previo al cierre de fracturas (2006), el momento posterior al cierre de fracturas (2012) y el estado actual del reservorio (2022). Se evaluó la inyección de nitrógeno (N2) como gas miscible de inyección dado que es el segundo gas que mejores resultados presentó en la inyección continua (gas de ciclaje no es aplicable en huff and puff por el periodo de cierre de los pozos). Se evaluaron los escenarios: • Inyección de tres semanas con un caudal de inyección de tres millones de pies3 y producción de tres meses sin tiempo de remojo (soaking time). • Inyección de tres semanas con un caudal de inyección de tres millones de pies3 y producción de tres meses con tiempo de remojo (soaking time) de 15 días. • Inyección de tres semanas con un caudal de inyección de tres millones de pies3 y producción de tres meses con tiempo de remojo (soaking time) de 30 días. • Inyección de dos semanas con un caudal de inyección de tres millones de pies3 y producción de tres meses sin tiempo de remojo (soaking time). • Inyección de dos semanas con un caudal de inyección de 1,5 millones de pies3 y producción de tres meses sin tiempo de remojo (soaking time).

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Adicionalmente, en la aplicación de la técnica Huff and Puff, la inyección se realiza a partir de los pozos productores por lo que los pozos considerados en cada escenario sirven tanto como productores como inyectores. a. Caso 2006 Para el escenario propuesto, los pozos 9 y 11 son considerados como productores/inyectores. Se observa que los casos evaluados de inyección (figura 64) no mejoran el factor de recuperación del caso base. Los porcentajes de recuperación son de mayor a menor: 24,0% para el caso base, 23,78% para la inyección de un caudal de 1,5 MMpies3 y un periodo de inyección de dos semanas, 23,22% para un periodo de inyección de dos semanas con caudal de inyección de tres MMpies3, 2,.01% para un periodo de inyección de tres semanas con tiempo de remojo de 30 días, 22,89% para un periodo de inyección de tres semanas con tiempo de remojo de 15 días y 22,82% para un periodo de inyección de tres semanas sin tiempo de remojo.

Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Figura 64. Pronóstico-Escenario de inyección Huff and Puff 2006 (Factor de recuperación de gas)

Se cumple la misma tendencia para el factor de recuperación de condensado: 23,87% para el caso base, 23,38% para inyección de dos semanas caudal de 1,5 MMpies3, 23,14% para inyección de dos semanas con caudal de tres MMpies3, 23,09%

inyección de tres semanas tiempo de remojo de 30 días, 23,04 % tiempo de inyección de tres semanas tiempo de remojo de 15 días y 22,96% tiempo de inyección de tres semanas sin tiempo de remojo.

Figura 65. Pronóstico-Escenario de inyección Huff and Puff 2006 (Factor de recuperación de condensado)

b. Caso 2012 Para este escenario, son dispuestos a producción los pozos 11, 9 y 10. Se evidencia (figura 66), ningún escenario evaluado mejora el factor de recuperación del gas del caso base (64,08%). Los escenarios de inyección Huff and Puff presentan de menor a mayor eficiencia los factores de recuperación: 51,74% para el escenario de tres semanas de inyección y 30 días

de remojo, 53,74% para el escenario de tres semanas de inyección y 15 días de remojo, 55,9% para el escenario de tres semanas de inyección sin tiempo de remojo, 58,65% para el escenario de dos semanas de inyección con caudal de tres millones de pies3 y sin tiempo de remojo y 60,34% para el escenario de dos semanas de inyección con caudal de 1,5 millones de pies3 y sin tiempo de remojo.

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas Figura 66. Pronóstico-Escenario de inyección Huff and Puff 2012 (Factor de recuperación de gas)

De forma similar, en la producción de condensado (figura 67), el mejor factor de recuperación lo presenta el caso base con 63,38%. El orden de menor a mayor factor de recuperación de los escenarios evaluados

es el mismo que para el gas siendo los factores de recuperación de 49,84%, 51,94%, 54,03%, 56,87% y 5895%, respectivamente.

Figura 67. Pronóstico-Escenario de inyección Huff and Puff 2012 (Factor de recuperación de condensado)

c. Caso 2022 Para este escenario, los pozos son productores, sin embargo, únicamente el 10 es considerado como inyector a partir de 2022. Para el factor de recuperación del gas (figura 68), la variación entre el caso de pronóstico base y los escenarios evaluados es mínima siendo el primero el de mayor factor de recuperación (41,17%) y le siguen 40,43% del escenario de dos semanas de inyección y 1,5 millones

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de pies3 sin soaking time, 39,93% del escenario de dos semanas de inyección y tres millones de pies3 sin soaking time, 39,61% para el escenario de tres semanas de inyección y 30 días de soaking time, 39,58% para el escenario de tres semanas de inyección y 15 días de soaking time y 39,52% para el escenario de tres semanas de inyección sin soaking time.

Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte Figura 68. Pronóstico-Escenario de inyección Huff and Puff 2022 (Factor de recuperación de gas)

Para el factor de recuperación del condensado (figura 69), el orden de mayor a menor factor de recuperación de los escenarios planteados es el

mismo que para el gas siendo los factores de recobro: 40,26%, 39,46%, 39,20%, 39,12%, 39,11% y 39,09%, respectivamente.

Figura 69. Pronóstico-Escenario de inyección Huff and Puff 2022 (Factor de recuperación de condensado)

DISCUSIÓN DE RESULTADOS

Bajo las condiciones actuales de producción, en un escenario de depleción natural, la producción de gas y condensado se incrementó ligeramente debido al tiempo de producción comprendido entre enero 2022 y mayo 2032, aumentando sus factores de recuperación en 1,3% y 1,23%, respectivamente, para la fase de pronóstico.

La implantación de la técnica de producción periódica presentó una pérdida general de producción de gas y condensado para los casos evaluados. Para el esquema de cierre-apertura 1/1 se tuvo una reducción de aproximadamente 10% tanto para gas como para condensado para los escenarios evaluados. Para la relación 3/1 apertura-cierre se obtuvo una pérdida menor de 5% aproximadamente para los factores de recuperación tanto de gas como de condensado. Revista de la ANCB-SC | #05

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Thalia Alejandra Simsovic Castellanos, Víctor Luis Casal Vacaflor y Pedro Marcelo Adrián Herbas

Para la inyección continua se obtuvo mejora en condensado, en el escenario 2006 para los gases evaluados que varía entre un mínimo de 5,22% y un máximo de 7,46% siendo el gas más efectivo, el gas de ciclaje. Para el gas, sin embargo, se obtuvo un efecto contrario de pérdida de producción entre 0,25% y 4,12%. Para el escenario 2012, no se obtiene mejora respecto del caso base para ningún gas evaluado tanto para la producción de gas como de condensado, con reducciones de los factores de recuperación que abarcan desde 6,12% hasta 18,89% en el caso del gas y entre 9,48% y 11, 6% para el condensado. Para el escenario 2022, se observó un ligero incremento en la recuperación tanto de gas como de condensado para los gases evaluados. La inyección de nitrógeno representó un incremento de 0,02% y 0,04% en los factores de gas y condesado, respectivamente. La eficiencia de barrido de los gases evaluados es variable tanto para la fase evaluada como para los escenarios propuestos. Para el escenario de inyección previo al evento de cierre de fracturas (2006), el gas de ciclaje obtiene los resultados mayores en relación con la recuperación de condensado y en condensado la perdida de gas es menor. Sin embargo, para los escenarios posteriores al evento de cierre de fracturas (2012 y 2022), los gases que presentan mejoras o menores pérdidas son nitrógeno y metano. En la aplicación de la técnica Huff and Puff, no se obtuvo mejoras en ninguno de los escenarios evaluados tanto para gas como para condensado. En el escenario 2006, se presentó una reducción de los factores de recuperación entre 0,72% y 1,62% para el gas y entre 0,48% y 0,91% para el condensado. Para el escenario 2012, las pérdidas se sitúan entre 3,83% y 12,43% para el gas y entre 4.,9% y 13,7% para el condensado. Finalmente, para el escenario 2022, las reducciones del factor de recuperación de gas oscilan entre 0,74% y 1,65% respecto del caso base y entre 0,82% y 1,19% para el condensado. Lasreducciones menores de los factores de recuperación tanto para gas como para condensado, se presentan para el caso donde se evalúa el menor tiempo de inyección y el menor caudal de inyección sin tiempo de remojo (dos semanas de inyección y un caudal de 1,5 millones de pies3). Para los escenarios 2006 y 2022, la adición de un tiempo de remojo posterior a la inyección presenta una pérdida menor tanto para la recuperación de gas como de condensado comparados con una inyección sin tiempo de remojo. Dicho tiempo de remojo aumenta hasta en un 0,13% la recuperación de gas y condensado comparados a la

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no aplicación de este. Sin embargo, para el escenario 2012, ocurre lo opuesto, donde la adición de un tiempo de remojo incrementa la pérdida tanto de gas como de condensado hasta en un 0,15% para ambos casos.

CONCLUSIONES

A partir de la revisión bibliográfica realizada, se puede comprender que los reservorios naturalmente fracturados presentan un grado alto de dependencia a los cambios de los esfuerzos geomecánicos. De igual forma, se entiende que el agotamiento de un reservorio sensible a los esfuerzos es mayor que el de un reservorio convencional. Adicionalmente, la representación adecuada del sistema de fracturas y un acople de una malla geomecánica para este tipo de reservorios juega un papel importante, siendo para el primero, el modelado de fracturas discretas el de mayor precisión y en el caso de la malla geomecánica interviniendo de manera crucial en el proceso de transferencia fluido entre matriz-fractura. Por otro lado, Aguilera (2021), estableció la existencia de una relación entre naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos y reservorios no convencionales (shale y tight) concluyendo que se pueden asociar y aplicar técnicas de recuperación mejoradas en ambos sentidos. Se destacan como técnicas de recuperación mejorada aplicables a reservorios naturalmente fracturados sensibles a los esfuerzos: producción periódica, inyección de gases miscibles, inyección de gases miscibles de forma periódica o técnica Huff and Puff y Fracturamiento Hidráulico. Se realizó una primera evaluación de la representatividad de las propiedades de fluido PVT del reservorio bajo estudio empleando el software Winprop de CMG, evaluando las pruebas CVD y CCE. Dada la imposibilidad de matching siguiendo el método de ajuste de coeficientes binarios empleado por Winprop y al no encontrarse alternativa posterior a una revisión bibliográfica, se realizó la construcción de un modelo sintético que se empleó para una segunda caracterización del PVT y las cromatografías del reservorio. Se concluye que la caracterización del fluido carecía de fiabilidad y confianza. El modelo sintético se empleó junto con un algoritmo de ajuste y error propuesto para los componentes de la cromatografía del gas, obteniéndose una caracterización del comportamiento del fluido de reservorio aceptable respecto de los registros históricos representado en las producciones de gas, condensado y CGR.

Impacto de métodos de recuperación mejorada en el recobro final de un reservorio naturalmente fracturado Stress Sensitive de la Zona Boomerang/Pie de Monte

La construcción del modelo de simulación estático y dinámico alcanzó un grado alto de representatividad del reservorio bajo estudio. La misma contempló inicialmente la creación de la grilla de simulación, un ajuste de producciones de gas y condensado y CGR donde se incluyó las curvas de permeabilidad relativa, las propiedades PVT extraídas del modelo sintético y los históricos de producción y posteriormente el ajuste del volumen In-Situ, la presión del reservorio y la producción de agua ajustadas a partir del recorte de grilla, la compartimentalización del reservorio en tres secciones con contactos agua-gas distintos (14.000 pies, 13.075 pies y 13.325 pies) y el acople de una malla geomecánica que incluye parámetros geomecánicos obtenidos mediante un proceso de sensibilidad, los valores de esfuerzos vertical, horizontal máximo y horizontal mínimo y una tabla de profundidad vs Overbunden. A partir de la construcción de un árbol de decisión estocástico, se seleccionó los métodos de recuperación mejorada para gas a considerarse en el estudio bajo los criterios de aplicabilidad al caso bajo estudio, aplicabilidad en el simulador y porcentaje de recuperación mayor a 15%. De seis técnicas propuestas, tres fueron preseleccionadas para su aplicación: Inyección de gases miscibles, técnica de inyección periódica (Huff and Puff) y Fracturamiento hidráulico. Se consideró para la primera técnica, la inyección de N2, CO2, CH4 y gas de ciclaje; para la segunda, el gas con mayor eficiencia de barrido en la inyección continua y para la tercera no fue posible aplicar debido a incompatibilidad entre su modelamiento dado que requiere una representación de fracturas discretas y el de la malla geomecánica. Adicionalmente, se consideró como método de recuperación mejorada la producción periódica sin inyección. Se plantearon 34 escenarios de pronóstico. Un escenario de depleción natural y 33 aplicando técnicas de recuperación mejoradas dividas en: seis escenarios comprendidos en la producción periódica del reservorio (apertura-cierre de pozos), siendo cinco de ellos regímenes temporales iguales de apertura y cierre para cuatro meses, seis meses, ocho meses 10 meses y 12 meses y un escenario de régimen de nueve meses abierto-tres meses cerrado; 12 son referentes a inyección de gases miscibles donde se aplicó la inyección de cuatro gases distintos (N2, CO2, CH4 y gas de ciclaje) en tres escenarios distintos: pre cierre de fracturas (2006), post cierre de fracturas (2012) y condiciones actuales de reservorio (2022); y 15 escenarios de la técnica Huff and Puff, inyección de

nitrógeno con periodos de tiempo de tres semanas y tiempo de remojo de 15 días, 30 días y sin tiempo de remojo, tiempo de inyección de dos semanas y tiempo de inyección de dos semanas con reducción de caudal de inyección. Ocho escenarios presentan mejoras en el recobro final, cuatro de ellos tanto para gas como para condensado con aumentos de 0,02% y 0,04%, respectivamente (inyección de gases miscibles para los gases en 2022) y cuatro de ellos para el condensado (inyección de gases miscibles para los gases en 2006) con mejoras en la producción entre 5,22% y 7,46% con recuperación mayor. Los escenarios restantes, no presentaron mejoras en la recuperación final respecto de su caso base.

RECOMENDACIONES

Construir y emplear un modelo sintético que permita la evaluación de la representatividad de las propiedades de fluido y PVT del reservorio previo a la construcción del modelo estático y dinámico. Considerar la implantación de una red de fracturas discretas que permita una representación más precisa del sistema de fracturas y, adicionalmente, un acople geomecánico y la aplicación de fracturamiento hidráulico en simultaneo para una evaluación de la técnica de recuperación mejorada en un escenario posterior al cierre de fracturas. Considerar tiempos menores de inyección para la técnica Huff and Puff asi como caudales menores de inyección tanto para dicha técnica como para la inyección de gases miscibles recomendando el uso como tope de 10% del caudal de producción de gas.

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