REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA

NÚCLEO GUÁRICO - EXTENSIÓN EL SOCORROCARRERA: INGENIERÍA EN GAS SECCIÓN: ING-G-6S-D-O1

COMPORTAMIENTO DE LAS FASES GAS-PETRÓLEO

PROFESOR:Ing. José Correa

AUTOR(ES):Elvis CadenasCarlos PadrinoOscar VásquezAna Zambrano

C.I 24.976.190C.I 24.791.003C.I 23.786.902C.I 21.314.582

Mayo 2013

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INDICE

Introducción 03

Comportamiento de las fases Gas-Petróleo 04

Propiedades PVT de los fluidos 10

Ecuación de balance de materiales (EBM) 11

Calculo de influjo de agua a partir de balance de materiales 17

Conclusión 21

Bibliografía 22

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INTRODUCCION

El comportamiento de las fases de los fluidos es de gran importancia

en la descripción y determinación de las propiedades de los fluidos, en la

fase que es la parte homogénea a estudiar, el punto de burbujeo; es el punto

donde existe una fase liquida con una parte muy pequeña de gas, el punto

de roció; es el punto donde existe una fase gaseosa con una parte muy

pequeña de líquido, la presión cricondenbárica; es la presión donde

coexisten la fase liquida y la fase gaseosa, la temperatura cricondentérmica;

por su parte es la temperatura donde coexisten la fase liquida y la fase

gaseosa, la condensación retrógrada; es la condensación del líquido durante

el calentamiento del gas y el punto crítico; que es donde se encuentran las

curvas de rocío y burbujeo.

Las propiedades físicas de un fluido en el yacimiento. Estos pueden

ser petróleo, agua o gas, se determinan en el laboratorio, esta análisis

relaciona presión, volumen y temperatura.

La Ecuación de Balance de Materiales denominada ecuación shillthuis

desarrollada en el año 1941 consiste simplemente en un balance

volumétrico.

En la aplicación de balance de materiales, se sugiere un

procedimiento para detectar y cuantificar la presencia de un acuífero activo

asociado a un yacimiento aunque no necesariamente haya producido agua,

el cual se basa en suponer que no existe influjo de agua (We=0) y calcular el

volumen de petróleo original en sitio (N), empleando un cálculo repetitivo que

utiliza la historia de presión/producción.

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COMPORTAMIENTO DE LAS FASES GAS - PETRÓLEO

Durante el proceso de extracción de los fluidos de un yacimiento, la

reducción en la presión causa reajuste entre los volúmenes de gas y de

petróleo que se encuentran en equilibrio termodinámico. En mezclas de

hidrocarburos relativamente libres de componentes pesados, es posible

determinar la composición total y, basándose en las propiedades de los

componentes individuales, calcular las condiciones de equilibrio entre la fase

gaseosa y la fase liquida de cada componente, para luego determinar los

volúmenes de cada fase a presión y temperatura en cuestión.

Cuando el contenido de componentes más pesados que el hexano es

considerable, este método no es aplicable y el procedimiento común es de

medir experimentalmente los volúmenes de líquido y de gas en equilibrio. En

la mayoría de los yacimientos petrolíferos, el líquido está compuesto

inicialmente de aproximadamente un 40% de componentes más pesados

que el hexano, por lo que es necesario medir las condiciones de equilibrio

experimentalmente. Ahora el propósito principal es de presentar el

comportamiento volumétrico para explicar su utilización en la ecuación de

balance de materiales.

En la industria petrolera, el estudio del comportamiento de fases de

fluidos es importante a la hora de la descripción y determinación de las

propiedades de los mismos. Pero antes de sumergirse completamente en

temas como tipos de pruebas realizadas para estudiar dichos

comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos básicos.

Fase: cualquier parte homogénea y diferente físicamente del sistema

en estudio, por ejemplo en el caso de tener un cubo de hielo, agua líquida en

cualquier proporción y vapor de agua se estaría hablando de un sistema de

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tres fases o trifásico. A continuación se presenta un diagrama de fases para

hidrocarburos con el fin de reflejar un poco mejor la información a mencionar.

Puntos de burbujeo: puntos en los cuales existe fase líquida con una

parte infinitesimal de gas.

Puntos de roció: puntos en los cuales existe fase gaseosa con una

parte infinitesimal de líquido.

Presión cricondenbárica: máxima presión en la cual coexisten

equilibradamente la fase líquida y la fase gaseosa.

Temperatura cricondentérmica: máxima temperatura en la cual

coexisten equilibradamente la fase líquida y la gaseosa.

Condensación retrógrada: puede ser expresada desde dos ópticas, la

condensación de líquido durante expansión de gas a temperatura constante

o bien la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión

constante.

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Punto crítico: punto en el cual convergen las curvas de rocío y

burbujeo.

Como se puede notar en el diagrama de fases presentado

anteriormente existen diversos tipos de yacimientos reflejados en el gráfico,

se explicarán a continuación cada uno de ellos con el fin de poder

diferenciarlos con mayor facilidad.

a) Yacimientos de Gas:

Yacimientos de gas seco: son aquellos reservorios en los cuales la

mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en

superficie, generalmente la composición del hidrocarburo presente en este

tipo de yacimientos posee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la

temperatura en yacimiento excede la temperatura cricondentérmica. En este

tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.

Yacimientos de gas húmedo: son todos aquellos reservorios en los

cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento

pero en superficie entra en la zona bifásica. En este tipo de yacimientos la

temperatura presente es superior a la temperatura cricondentérmica, la

relación gas-petróleo de producción está entre 60 y 100 MPCN/BN (Millones

de Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido es

incoloro (observado en superficie) y presenta una gravedad API mayor a 60°.

Yacimientos de gas condensado: son reservorios en donde la mezcla

de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones

iníciales de yacimientos pero luego al entrar en la región bifásica presenta

condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura

constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a

descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra

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entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica, relación gas-

petróleo de producción se encuentra entre 5000 y 10000 PCN/BN (Pies

Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido puede ser

incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API entre 40° y

60°.

b) Yacimientos de Petróleo:

Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad o "Cuasi-Crítico": son

reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra

inicialmente cerca del punto crítico en estado líquido, la reducción de la

presión a temperatura constante origina considerables cambios en la relación

gas-petróleo de solución y cuando la presión de yacimiento cae por debajo

de la presión de burbuja se produce un agotamiento acelerado del crudo. La

temperatura en yacimiento es ligeramente menor a la temperatura crítica, la

relación gas petróleo de producción está entre 2000 y 5000 PCN/BN (Pies

Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de

formación de petróleo (Bo.) es mayor a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento

sobre Barriles Normales) y el crudo posee una gravedad API mayor a 40°.

Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad o "Petróleo Negro": son

reservorios en los cuales la temperatura de yacimiento es mucho menor a la

temperatura crítica, existe una proporción considerable (alrededor de 40%)

de heptano (C7), la reducción de la presión a temperatura constante no

produce grandes cambios en cuando a la relación gas-petróleo de solución,

la relación gas-petróleo de producción es inferior a 2000 PCN/BN (Pies

Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de

formación de petróleo es inferior a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento sobre

Barriles Normales), el color del líquido producido es negro o verde oscuro y

la gravedad API que presenta es menor a 40°.

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Los petróleos que se encuentran termodinámicamente cercanos a las

condiciones críticas son llamados crudos volátiles. Sin embargo, esta

denominación no es precisamente la más apropiada, debido a que

virtualmente todos los fluidos de yacimiento son volátiles. Lo que realmente

quiere decir, es que el fluido dentro del yacimiento se encuentra a presiones

y temperaturas cercanas al punto crítico.

Estas propiedades incluyen un alto encogimiento inmediatamente

después de que la presión cae por debajo de la presión de burbujeo. En

casos extremos, este encogimiento puede ser de más del 45% del

hidrocarburo ocupado en el espacio poroso, tan solo al caer la presión 10

Lpc por debajo de la presión de burbuja. La relación gas petróleo

generalmente se encuentra en un rango de 2.000 a 3.000 PCN/BN, la

gravedad del petróleo es usualmente de 40° API o mayor. Los petróleos

volátiles tienen un factor volumétrico (Bo) de 2 BY/BN o mayor y una

composición que generalmente se caracteriza por tener de 12,5 a 20 % mol

de heptano plus, 35% o más de metanos por hexanos, y el remanente de

etanos.

Los fluidos provenientes de yacimientos de petróleo volátil fueron

primeramente estudiados por Reudelhuber y Hinds y por Jacoby y Berry.

Estos fluidos deben ser estudiados de forma distinta en el laboratorio y por el

ingeniero de yacimiento para obtener una predicción precisa del

comportamiento del mismo dentro del yacimiento.

Para entender esto, es necesario considerar que los petróleos volátiles

se encuentran cercanos a la línea divisoria con los gases condensados ricos

en el diagrama de fases.

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Existe una frontera entre el petróleo volátil y los condensados desde el

punto de vista composicional. Los fluidos de yacimiento que contienen

heptanos y más pesados en una concentración en más de 12,5% mol, se

encuentran casi siempre en fase líquida dentro del yacimiento. En cambio,

cuando es menor a esta concentración, el fluido del yacimiento casi siempre

se encuentra en fase gaseosa. Los petróleos volátiles han sido observados

en concentraciones de C7+ tan bajas como el 10% y en condensados tan

altas como el 15,5%. Estos casos son raros, sin embargo, generalmente

presentan una alta gravedad API en el tanque. Como se ha mencionado, los

petróleos volátiles sufren un alto encogimiento como cae la presión del

yacimiento por debajo de la presión de burbuja. Este alto encogimiento crea

una alta saturación dentro del espacio poroso y se observa una alta

movilidad del gas casi inmediatamente después de caer la presión por

debajo del punto de burbuja. Este hecho es importante debido a que el gas

libre es rico en condensados. La técnica de balance de materiales

convencional para petróleo negro no toma en consideración este gas móvil

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como un gas condensado retrógrado. En cambio, los procedimientos de

cálculo traen este gas que fluye dentro del yacimiento hasta superficie como

gas libre y este es añadido al gas en solución. Un estudio de fluido de

yacimiento correctamente realizado permitirá obtener al ingeniero de

yacimiento los datos necesarios que le permitirán realizar de manera

apropiada un balance de materiales composicional. De esta manera podrá

simular la producción de condensado retrógrado, así como también del

petróleo proveniente del yacimiento. Reudelhuber y Hinds reportaron en sus

estudios realizados que el recobro de líquidos usando la técnica de balance

de materiales composicional puede ser hasta 4 veces mayor que utilizando la

técnica de balance de materiales convencional. Jacoby y Berry reportaron

que su incremento de este parámetro fue de 2,5 veces en el yacimiento que

los mismos estudiaron. El estudio de Jacoby y Berry fue realizado en un

yacimiento al norte de Luisiana, el cual fue descubierto a finales de 1953. Por

la técnica de balance de materiales convencional predijeron que la

producción del yacimiento iba a ser de 880.000 BN de petróleo, mientras que

utilizando la técnica de balance de materiales composicional, el recobro

último iba a ser de aproximadamente unos 2,2 MMBN de petróleo. En 1965,

este yacimiento fue completamente depletado. Posteriormente Cordell y

Ebert presentado un caso histórico de este yacimiento, demostrando que el

recobro del yacimiento fue de 2,4 MMBN de petróleo. Este post mortem

confirma que la técnica de balance de materiales composicional es una muy

buena aproximación para predecir el comportamiento de estos yacimientos.

PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS

Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades

físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan

presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT,

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consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimiento que

esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo. A éste respecto

existen normas muy detalladas y compañías especializadas para tomarlas de

acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear.

Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos

viejos que no poseen ésta información o muy nuevos que todavía no han

sido evaluados. Por éstas razones se han desarrollado una serie de

ecuaciones o correlaciones empíricas que permitan determinar las

propiedades de los fluidos del yacimiento. En general, el PVT se refiere al

conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura

determinada. Estas propiedades son factor volumétrico de formación del

petróleo, que es función de la presión del yacimiento, del factor volumétrico y

de la compresibilidad del crudo, factores volumétricos del gas y el agua., gas

disuelto en crudo que es función de la gravedad del crudo, temperatura,

presión y gravedad del gas. La viscosidad del crudo es función de la

Temperatura, presión y gas disuelto. El factor volumétrico bifásico,

β t = β o + (Rsi − Rs ) β g . La compresibilidad del crudo es función de P, API,

T y γ La compresibilidad del agua es función del gas disuelto en agua y la

concentración de cloruro de sodio dado en parte por millón, ppm.

ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES

La ecuación de balance de materiales (EBM) se deriva como el

balance volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos,

expresada como un vaciamiento, y la expansión de los fluidos como

resultado de una caída de presión en el yacimiento.

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Se basa en la ley de conservación de la materia, que establece que la

masa de un sistema cerrado permanece siempre constante

La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por

Schilthuis en 1941.

La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos

iniciales en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el

yacimiento es igual a la cantidad de fluidos producidos.

Para la aplicación del balance de materiales se toman en cuenta

algunas consideraciones importantes, tales como:

Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia.

El PVT es representativo del yacimiento.

Proceso isotérmico.

Cw y Cf son despreciables.

Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a

presión y temperatura de yacimiento.

Dimensión cero.

Entre las aplicaciones principales de este método:

Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento.

Evaluar We conociendo N o G.

Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos

especialmente los que producen por gas en solución o depleción y Evaluar

factores de recobro.

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Método de la línea recta.

La EBM expresada como una línea recta fue propuesta por Van

Everginden (1953) y Havlena-Odeh (1963. El método de Havlena-Odeh

consiste en agrupar ciertos términos en la EBM y graficar un conjunto de

variables con respecto a otro. Para ello se definen los siguientes términos:

F = Np [Bo + (Rp − Rs)Bg] +WpBw

Eo = Bo − Boi + (Rsi − Rs)Bg

Eg = Bo(Bg/Bgi – 1)

Efw = Boi((CwSwi + Cr)/(1−Swi))Δp

Et = Eo + mEg + (1 + m)Efw

Donde F, Eo, Eg y Efw corresponden al vaciamiento, la expansión del

petróleo, gas y de la formación respectivamente.

Quedando la ecuación de la siguiente forma:

F = NEt +We

Si se escribe la ecuación de la siguiente forma:

F − We = NEt

Entonces esta es una ecuación lineal con pendiente igual a N

(petróleo original en sitio) y debe pasar por el punto (0,0).

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De acuerdo a las características del yacimiento la ecuación se puede

simplificarse, entre estos casos se tienen:

a.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas en solución y

compactación del volumen poroso (m=0, We=0):

F = N[Eo + Efw]

b.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas disuelto y capa de gas

presente:

Se divide toda la ecuación entre Eo, resultando:

F/Eo = N + NmEg/Eo

Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de mN.

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c.- Empuje por Agua, gas disuelto y compactación del volumen

poroso:

F – We = N[Eo + Efw]

Al graficar se obtiene que la pendiente es N

d.- Empuje por Agua, gas disuelto y capa de gas presente:

(F – We)/Eo = N + NmEg/Eo

Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el

producto de mN.

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e.- Empuje por agua y gas disuelto:

F/Eo = N + We/Eo

Al graficar se obtiene que el punto de corte con la vertical es N y la pendiente

es igual a 1.

Índices de producción

Los índices de producción de un yacimiento corresponden a la

contribución fraccionaria o porcentual de cada uno de los mecanismos de

producción presentes en el reservorio para un determinado paso de presión y

a unas determinadas condiciones. De aquí que la EBM se puede modificar

para determinar cuál es la contribución de cada mecanismo de producción

natural a la producción del pozo, por lo que están clasificados en:

Contribución por expansión del petróleo y su gas disuelto:

Contribución por expansión del Gas en la capa de gas

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Contribución por Influjo de Agua.

CÁLCULO DE INFLUJO DE AGUA A PARTIR DE BALANCE DE MATERIALES

Un acuífero se define como estrato o formación geológica que

almacena y transmite agua (permite la circulación de agua a través de sus

poros o grietas) permitiendo que pueda ser explotado en cantidades

económicamente apreciables.

Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser

acuíferos confinados o cerrados que no tiene contacto con fuente externa

alguna, o pueden tener un extenso afloramiento que permite que fuentes

externas de agua mantengan inalterable su capacidad de aporte de energía

expulsiva.

Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están

asociados a éstos cuerpos de agua (acuífero) y de cualquier manera, estos

constituyen una fuente de energía natural para los yacimientos.

En general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero

asociado como contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la

roca/yacimiento y las densidades agua/petróleo pueden generar la existencia

de amplias zonas de transición entre ambos fluidos, como resultado del

balance entre las fuerzas capilares y las fuerzas gravitacionales. Se definen

como yacimientos volumétricos aquellos que no tienen entrada natural de

fluidos. Generalmente, al hablar de influjo natural de fluidos se piensa

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inmediatamente en agua ya que comúnmente este fluido es el que entra en

el volumen control del yacimiento (volumen bruto), que inicialmente está

ocupado por la acumulación de hidrocarburos con su agua connata. Sin

embargo, hay casos en los cuales una acumulación inicialmente volumétrica

puede recibir fluidos de otra acumulación, de manera accidental o no

deliberada en este caso se pueden dar mediante la inyección planificada de

fluidos.

La presencia de un acuífero asociado a un yacimiento puede ser

detectada de las siguientes maneras:

Por perfilaje.

Por producción de agua.

Por balance de materiales.

Np = Petróleo producido

N= Petróleo original in-situ

Bt=Factor de volumen total de formación.

Bti=Factor de volumen total de formación para un momento i.

Bgi= Factor de volumen de gas de formación para un momento i.

m=Relación entre el volumen inicial de gas libre en el yacimiento y el

volumen inicial de petróleo en el yacimiento.

Bg=Factor de volumen de gas de formación.

Wp=Agua acumulada producida.

Bw=Factor de volumen del agua de formación.

Bo = Factor volumétrico de formación del petróleo

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We=Influjo acumulado de agua (Intrusión).

Rp=Relación gas-petróleo acumulada.

Rsi=Relación gas-petróleo en solución para un momento i.

Rs=Relación gas-petróleo.

Sw = Saturación de agua, fracción.

Cw, Co, Cg=Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas.

Cf=Compresibilidad del volumen poroso

P=Presión estática del yacimiento

ΔP=Pi - P

i=inicial

En la aplicación de balance de materiales, se sugiere un

procedimiento para detectar y cuantificar la presencia de un acuífero activo

asociado a un yacimiento aunque no necesariamente haya producido agua,

el cual se basa en suponer que no existe influjo de agua (We=0) y calcular el

volumen de petróleo original en sitio (N), empleando un cálculo repetitivo que

utiliza la historia de presión/producción. Si con esta historia se obtiene un

valor relativamente constante de N, se puede afirmar que en efecto el

yacimiento no está asociado a un acuífero activo; y si de lo contrario los

valores de N son cada vez mayores a medida que avanza en producción, se

puede afirmar que el yacimiento está asociado a un acuífero activo. Si el

valor de N es confiable, se puede utilizar la EBM para calcular los valores de

agua de intrusión (We) a medida que ha pasado el tiempo, partiendo de la

historia de presión/producción.

El estudio de la presencia de influjo de agua en un yacimiento puede

efectuarse relacionándolo con otros dos parámetros, el estado de

agotamiento y el tiempo:

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Influjo de agua vs. estado de agotamiento: el concepto de balance de

materiales descrito por su ecuación (EBM) contempla la posible entrada

progresiva de agua (We) al volumen de control, de manera natural, para esto

es necesario que se cumplan dos condiciones:

Que la acumulación de hidrocarburos esté en contacto directo con el

acuífero.

La existencia de un diferencial importante de presión entre el cuerpo

de agua y la acumulación de hidrocarburos. Se requiere que a nivel del

contacto agua/petróleo se reduzca la presión estática (Pe) de la zona de

hidrocarburos para que sólo luego el cuerpo de agua cualquiera que este

sea, reaccione con su entorno para esta caída de presión.

El acuífero aporta a la acumulación un volumen de agua (We) que se

puede relacionar con cuatro factores:

El tamaño del acuífero y/o sus características para rellenarse.

La caída de presión estática en el contacto agua/petróleo (Pi-Pe).

Las propiedades de la roca, particularmente en el acuífero.

El tiempo durante el cual se ha aplicado o sostenido la caída de

presión en el contacto agua/petróleo.

Influjo de agua vs. tiempo: el influjo de agua (We) depende del tiempo

que ha estado activo en el contacto agua/petróleo cada paso o caída de

presión. Sin embargo, en la EBM el influjo acumulado de agua a una presión

dada (Pe) sólo representa un volumen que se traduce a masa, sin importar

como ni cuánto tiempo se ha requerido para alcanzarlo, de esta manera We

se expresará en términos de balance de materiales como función de Pe

promedio del yacimiento al cual entra y del cual se produce Wp. Para

convertir We vs. Pe a We vs. t, solo se requerirá disponer de Pe vs. t.

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CONCLUSIÓN

En la industria petrolera el comportamiento de las fases de los fluidos

es importante a la hora de la descripción y determinación de las propiedades

de los mismos, tomando en cuenta la fase, los puntos de burbujeo, crítico y

roció, la presión cricondenbárica, la temperatura cricondertérmica y la

condensación retrograda.

Cabe destacar que las propiedades PVT de los fluidos, consisten en

determinar en el laboratorio las propiedades físicas de los fluidos en

yacimiento (gas, petróleo y agua), relacionando presión P, volumen V y

temperatura T.

La ecuación de balance de materiales EBM, viene dada por el balance

volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como

un vaciamiento y la expansión de los fluidos como resultado de una caída de

presión en el yacimiento. En los índices de producción de un yacimiento la

EBM se puede modificar para determinar cuál es la contribución de cada

mecanismo de producción natural a la producción del pozo.

Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están

asociados a cuerpos de agua (acuífero) y de cualquier manera, estos

constituyen una fuente de energía natural para los yacimientos. En general,

se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero asociado como

contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la roca/yacimiento y

las densidades agua/petróleo pueden generar la existencia de amplias zonas

de transición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las

fuerzas capilares y las fuerzas gravitacionales.

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BIBLIOGRAFÍA

Yacimientos de Hidrocarburos (Tomos II y III) de Efraín Barberii y

Martín Essenfeld.

http://3.bp.blogspot.com/_NhpCQx11Cjc/SbSXMPsK1I/

AAAAAAAAAG0/06n3eZssu34/s400/Fases.PNG

http://www.buenastareas.com/ensayos/Comportamiento-De-Fases-De-

Gas-y/4028528.html

http://yacimientos-depetroleo.lacomunidadpetrolera.com/2008/01/

anlisis-pvt.html

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