Post on 02-Dec-2015
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
1
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
2
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.
3
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
4
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.
5
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
6
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°.
7
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.
8
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
9
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,
10
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.
11
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.
12
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).
13
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.
14
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.
15
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
16
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
17
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
18
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:
19
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.
20
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.
21
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
22