INVESTIGACION
Productividad de pozos Ing. Fernando Ojeda Flores
UNIDAD 5: Registros de producción
Objetivo
Los principales objetivos de esta investigación son las siguientes: •
• •
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Proporcionar información acerca de los registros de producción, sus tipos y especificaciones de cada uno. prender a diferenciar el uso de cada registro en la industria petrolera. !onocer el procedimiento de cada uno y "ue tipos de datos abarca.
Introducción:
#egistro de una o m$s mediciones en sitio "ue describe la naturaleza y el comportamiento de los fluidos en el pozo o alrededor de el mismo durante la producción o la inyección. Los registros de producción se efect%an con el fin de analizar el desempe&o din$mico del pozo y la productividad o inyectividad de diferentes zonas, diagnosticar pozos con problemas o monitorear los resultados de una estimulación o una terminación. 'l t(rmino se e)tiende a veces para incluir 2
ad"uisiciones de registros para medir la condición f*sica del pozo, por ejemplo, registros de ad+esión del cemento y de corrosión. Los primeros registros de producción constaban de registros de temperatura d(cada de -/01 y medidores de flujo d(cada de -201 a los cuales se a&adieron pronto registros de densidad de fluido y de capacitancia d(cada de -301. Las mediciones de tasa de flujo se mejoraron gradualmente por el desarrollo de registros de trazadores y el mejoramiento del medidor de flujo de molinete b$sico. 'stas t(cnicas eran adecuadas para pozos casi verticales con flujo simple o bif$sico, pero pod*an ser enga&osas en pozos desviados, especialmente en pozos +orizontales. principios de la d(cada de -40 se desarrollaron nuevas t(cnicas. 'stas t(cnicas se enfocaban en probetas locales para medir la retención en diferentes puntos del pozo, t(cnicas nucleares para analizar la retención total de las tres fases y registros de velocidad de fase para el an$lisis de fluidos individuales. l mismo tiempo, se +an estudiado m$s e)+austivamente estructuras y reg*menes de flujo complejos utilizando circuitos cerrados de flujo. 'n esta investigación se +ablar$ sobre todos los tipos de registros de producción, as* como de sus caracter*sticas de cada uno y sus aplicaciones para la industria. dem$s, este tema se centralizar$ en los registros de uso m$s com%n y sus usos comunes "ue no caer$n en tanta redundancia para "ue de esta manera se amas entendible el tema.
5.1 Registros de presión
Las pruebas de pozo son una función t(cnica clave en la industria petrolera y del gas. menudo se usa una prueba de pozo como la tecnolog*a principal para monitorear el desempe&o de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del an$lisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones. Las pruebas de pozo proveen información para establecer las caracter*sticas del reservorio, prediciendo el desempe&o del mismo y diagnosticando el da&o de formación. 'l an$lisis de prueba de presión es un procedimiento para realizar pruebas en la 3
formación a trav(s de la tuber*a de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar par$metros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. 5ambi(n se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades6 dic+a información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el da&o ocasionado por el fluido de perforación a pozos e)ploratorios o de avanzada, aun"ue tambi(n pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.
La prueba de presión es fundamental para determinar los siguientes par$metros: Obtener propiedades y caracter*sticas del yacimiento como: permeabilidad y presión est$tica del yacimiento. Predecir par$metros de flujo como: • • •
L*mites del yacimiento. 7a&o de formación. !omunicación entre pozos.
5ipos de pruebas de presión: •
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Pruebas de restauración de presión “Build up tests”: 8e realizan en pozos productores y consiste en +acer producir el pozo para luego cerrarlo y registrar la presión de fondo medido en función del tiempo.
l cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la P9f presión de fondo fluyente1 +asta "ue luego de un tiempo considerado de cierre t, la presión registrada de fondo alcanza el valor est$tico Pe presión est$tica1. 'l registro de presión de fondo, representa una presión est$tica en proceso de restauración Pt1, la cual no necesariamente alcanza el valor est$tico de Pe. PΔt ≤ Pe
7epender$ del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. medida "ue el tiempo de cierre se incrementa Pt se apro)imar$ a Pe. Podemos determinar a trav(s de esta prueba: • • • •
'stimar la permeabilidad del yacimiento. 7eterminar la presencia de da&o. 'stimar la presión est$tica del yacimiento. ;eometr*a del yacimiento.
Pruebas de arrastre <7ra9do9n tests=. Pruebas a tasa de flujo m%ltiple. Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores
3.> #egistros de temperatura: #egistro del gradiente de temperatura en un pozo. 'l registro de temperatura se interpreta observando las anomal*as o desviaciones con respecto al gradiente de 5
referencia. 'sta referencia podr*a ser el gradiente geot(rmico, un registro grabado antes de "ue comenzara la producción o un registro grabado con el cierre del pozo. La mayor parte de las anomal*as est$n relacionadas con el ingreso de fluidos al pozo o la salida de fluidos +acia la formación. !omo la temperatura se ve afectada por el material del e)terior de la tuber*a de revestimiento, un registro de temperatura es sensible no solamente al pozo, sino tambi(n a la formación y al espacio anular entre la tuber*a de revestimiento y la formación. Los registros de temperatura tienen muc+as aplicaciones y las m$s comunes son identificar zonas de producción o de toma de fluidos, evaluar un tratamiento con cemento o de fractura +idr$ulica y localizar zonas de p(rdidas de circulación y fugas de la tuber*a de revestimiento. !omo la temperatura demora un tiempo en disiparse, un registro de temperatura tiende a reflejar el comportamiento de un pozo durante un tiempo mayor "ue otras mediciones. La temperatura desempe&a un rol importante en diversos procesos de fondo de pozo, y sus mediciones se utilizan +ace muc+o tiempo para monitorear el desempe&o de los pozos de producción. 7e +ec+o, desde la d(cada de -/0, los ingenieros +an utilizado los datos de temperatura de pozos para el c$lculo de las contribuciones del flujo, la evaluación de los perfiles de inyección de agua, el diagnóstico de la efectividad de las operaciones de fracturamiento, la detección de tapones de cemento detr$s del revestimiento y la detección de flujo cruzado entre zonas. 7urante muc+os a&os, la popularidad de esta medición muy b$sica fue eclipsada en gran medida por otras mediciones m$s e)óticas obtenidas a trav(s de conjuntos sofisticados de +erramientas de ad"uisición de registros, por lo "ue estos registros tienen muy poca importancia en la actualidad. ?o obstante, el desarrollo de la tecnolog*a de fibra óptica ayudó a "ue resurgiera el inter(s en las mediciones de temperatura.
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5.3 Registros de gasto a condiciones de pozo
@ajo las condiciones a las cuales los registros de producción son realizados en pozos productores, la presencia de m$s de una fase es altamente probable. 'n pozos productores de aceite, la producción de agua es com%n, y si la presión de fondo est$ por debajo del punto burbuja, e)istir$ tambi(n gas en el pozo. An pozo de gas pudiera tener agua o condensado, aun cuando no se tenga producción l*"uida en superficie. s*, pr$cticamente en cual"uier pozo productor, la posibilidad de tener flujo multif$sico debe ser considerada al momento de planear cual"uier trabajo de ad"uisición e interpretación de P.L. Las t(cnicas de registro en flujo multif$sico por lo general son muc+o m$s complicadas "ue en flujo monof$sico, ya "ue los sistemas de flujo son m$s 7
complicados. 'l objetivo de las mediciones en flujo monof$sico es determinar las tasas de producción en los diferentes intervalos del pozo, sin embargo, en flujo multif$sico otro objetivo es determinar el tipo de fluido producido y la tasa de producción de cada uno. Para definir el perfil de flujo de m$s de una fase, se deben correr una serie de registros "ue permitan identificar la cantidad presente de cada fase. Las +erramientas de temperatura, densidad, capacitancia, molinetes y trazadores son empleadas para tal fin. Barias de ellas +an sido e)plicadas en el cap*tulo anterior, por lo "ue a"u* no se retomar$n sus principios operativos b$sicos, sino sólo a"uellos necesarios para entender su comportamiento en flujo multif$sico, adem$s de los m(todos interpretativos. 8on cuatro las principales mediciones "ue se realizan en un pozo productor para determinar el perfil de flujo: velocidad de fluido, densidad de fluido, fracción de agua y temperatura. La velocidad se mide con diferentes tipos de molinetes y +erramientas trazadoras. Los registros de densidad de fluido se basan en la absorción de rayos gamma y en mediciones de diferenciales de presión. La fracción de agua es medida determinando la capacitancia de la mezcla multif$sica en cuestión.
5. !o"binación de registros
#';I85#O8 7' !O##'L!IC? Los registros de correlación no constituyen propiamente registros de producción, no obstante, se corren pr$cticamente en todos los estudios de producción de pozos. Los registros de correlación, como su nombre lo indica, nos permiten correlacionar o confirmar profundidades de los registros "ue se tienen previamente, con el "ue se correr$, o bien, correlacionar intervalos disparados, 8
cone)ión de tuber*as u otras zonas de inter(s con el registro de producción "ue se planea correr Los dos principales registros empleados para correlacionar son: i.
ii.
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Localizador de coples, !!L
HERRAMIENTA PLT 10
lgunas +erramientas de producción "ue operan bajo condiciones similares dentro del pozo pueden ser combinadas y correrse dentro de un mismo registro, con la finalidad de reducir el tiempo de la operación y por ende, el costo de ella. 'n el mercado, se dispone de una sonda cl$sica "ue por sus caracter*sticas de dise&o permite efectuar registros simult$neos de varios par$metros durante la producción, se le conoce con el nombre de Eerramienta !ombinada de Producción, o PL5 por sus siglas en ingl(s
ii. iii. iv. v. vi. vii.
5ermómetro de alta resolución Danómetro !alibrador o !aliper di$metro del pozo1 ;radiomanómetro Dolinete 7etector de rayos gamma Localizador de coples
's importante mencionar "ue la +erramienta PL5 no constituye todos los registros de producción, "ue como se +a visto a lo largo de este trabajo, son muy variados, de diversos funcionamientos y aplicaciones.
5.5 Ap#icaciones pr$cticas con so%t&are co"ercia#
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Atención: la investigación de este tea est! basad" en un traba#" de una tesis $ puede %acer re&erencias &uera del c"nte't" del tea sin perder su signi&icad"() La necesidad de los registros de producción se incrementa a medida "ue m$s campos petroleros pasan a recuperación secundaria y terciaria. 'n estas etapas avanzadas de la producción, la eficiencia de barrido del yacimiento es a menudo cr*tica y los registros de producción son uno de los pocos medios disponibles para determinar la distribución vertical de los fluidos inyectados o producidos Dcinley, -4>1. simismo, la perforación y el adecuado completamiento del pozo es vital para el desempe&o eficiente del reservorio y, una vez m$s, el registro de producción es el principal m(todo de evaluación del pozo. Los registros de producción, como la mayor*a de pruebas de pozo, se basan en medidas indirectas para obtener los resultados deseados. 'stos consisten en ad"uirir los datos medidos por un conjunto de +erramientas de registro dentro del pozo, para luego, mediante un proceso de interpretación de los datos, evaluar el caudal de flujo dentro del pozo o, en algunos casos, el completamiento del pozo Eill, -01. 'l proyecto desarrollado se orientó a la implementación de un soft9are para la interpretación de Pruebas de #egistros de Producción PL51 bajo la interfaz de Bisual @asic.?et, versión ')press >004, el cual brinda al int(rprete de registro un conjunto de +erramientas visuales, m(todos num(ricos, cartas de calibración, correlaciones para flujo multif$sico y propiedades PB5, "ue permite obtener resultados cuantitativos satisfactorios en el c$lculo de las tasas de flujo. 'l desarrollo del proyecto comentado en este art*culo fue posible gracias a un convenio establecido entre la Aniversidad 8urcolombiana, el Instituto !olombiano del Petróleo I!P y 'copetrol 8.. 'l elevado costo de la licencia de un soft9are para interpretación de registros de producción, llegando incluso a los >0.000 G por la licencia perpetua, como es el caso de 'meraude, soft9are de la l*nea appa especializado para la interpretación de registros de producción, adem$s de ser el soft9are mas representativo en el mercado para este propósito6 el uso masivo de registros de producción en las diferentes etapas de vida de un pozo y el acceso a lenguaje de programación con entornos visuales +acen factible desarrollar un soft9are "ue cuente con los %ltimos est$ndares de la industria petrolera para registros PL5, agrupando una serie de funciones espec*ficas para trabajar de forma integral en la interpretación de registros, sin necesidad de acudir a otra aplicación particular. 'l soft9are desarrollado bajo lenguaje de programación Bisual @asic.?'5 proporciona una interfaz gr$fica muy vers$til, pues adem$s de la interacción con el usuario ofrece la facilidad para identificar los diferentes registros. La interfaz permite visualizar todos los datos de registro cargados, las cartas o 12
gr$ficas de calibración para las +erramientas, la interpretación de los registros y la distribución de caudal en las diferentes zonas del pozo. Para reforzar la idea anterior a continuación se muestran los resultados "ue arroja el soft9are, tomando como ejemplo los datos de registro de un pozo de producción del cual se tienen los siguientes datos: 'l pozo produce H- @FP7 con un corte de agua de 0.- para una producción de J4/ @OP7 de /J.>J PI y /J @KP7, la producción de gas fue de 4.H2 8!F7 para un ;O# de ->4J 8!F@@L. La presión en cabeza y la temperatura fueron respectivamente //3 Psi y --3 MF. 8e corrieron pases a >0, 20, J0 y 0 ftmin, subiendo y bajando, entre -00>0N y -0-40N a trav(s del revestimiento de 3=. 'l pozo tiene los siguientes intervalos ca&oneados: -00H3N -004/N, -004HN -0-00N, -0-->N -0-/0N. La Figura H muestra los datos de registro graficados por el soft9are y los intervalos de perforación y calibración "ue representan nuestras zonas de trabajo.
7espu(s de realizar la calibración del caudalimetro se realizan las interpretaciones para los registros de 5emperatura, Presión, !apacitancia para detección de agua !KE1 y el c$lculo de la velocidad aparente del fluido6 como se visualiza en la figura 4.
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Para calcular el caudal se utilizó la correlación de Eagedorn and @ro9n Eagedorn and @ro9n, -JH1, en las zonas ubicadas / ft por encima de los perforados y / ft por debajo del perforado m$s profundo, como se observa en la figura , donde aparecen dos gr$ficas zonal, la del e)tremo derec+o se encuentra ampliada para poder observar las contribuciones de las zonas inferiores.
La Figura -0 muestra las contribuciones zonales de caudal, a condiciones de fondo, calculadas por el soft9are.
Finalmente, la Figura -- muestra las gr$ficas de +oldup obtenidas a partir de la respuesta de la +erramienta de arreglo de capacitancias.
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8e desarrolló un soft9are para interpretar datos de registro de producción o inyección, corridos a diferentes velocidades y en función de la profundidad del pozo, "ue cuenta con una interfaz gr$fica interactiva y ofrece un ambiente de trabajo amigable al usuario. Para el c$lculo de los caudales en fondo se usaron correlaciones de flujo vertical con modelo L*"uidoQ;as, usadas en tesis de pregrado de ingenier*a de petróleos orientadas a calcular la Presión de Fondo Fluyente 'scobar y rciniegas, -4J1. 'stas correlaciones fueron adaptadas a los m(todos de c$lculo de los caudales zonales, presentando un e)celente desempe&o para fluido multif$sico. 'l uso del conjunto de componentes "ue ofrece 7O.?'5, para el acceso a datos, contribuyo a obtener una aplicación robusta, escalable y con muy buen rendimiento. Las funcionalidades con las "ue cuenta 7O.?'5 permitieron programar de manera r$pida, ordenada, correlacionada y restringida la gran cantidad de datos con instrucciones cortas. Los dispositivos de muestreo est$ndar centralizados no pueden cuantificar con precisión la distribución y velocidad de un fluido, debido a la ubicación de la +erramienta en el pozo, el sensor puede no encontrar fluido en la zona "ue lo produce. 'sto +ace "ue el uso de +erramientas de arreglo de sensores como la !5 sea tan importante en los trabajos de registro, pues la respuesta de cada sensor permitió identificar los fluidos y obtener el porcentaje de ocupación de cada fase en la sección transversal del pozo de manera muy precisa. La programación de las propiedades PB5 bajo un entorno visual e interactivo, permite al usuario comprender f$cilmente el comportamiento de las mismas y determinar las variables cr*ticas "ue afectan a los fluidos a par$metros establecidos. !onc#usión: 15
La industria petrolera d*a con d*a se vuelve m$s demandante, re"uiriendo "ue los profesionales involucrados posean conocimientos de todas las $reas, si bien la especialización resulta por dem$s importante, la incursión en los diferentes procesos de e)ploración y e)plotación de +idrocarburos resulta vital durante la integración de la información dentro de e"uipos interdisciplinarios "ue tendr$n por objeto, el desarrollo óptimo de un campo petrolero. Partiendo de esta idea, un ;eof*sico deber*a tener conocimientos sobre Ingenier*a Petrolera e igualmente a la inversa. An concepto muc+o m$s completo de lo "ue son los registros de producción nos lleva a la siguiente definición:
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Los trazadores radioactivos son empleados para monitorear el flujo dentro del pozo, mediante la detección de materiales radioactivos trazadores1 "ue son liberados por la +erramienta dentro del flujo del pozo. 'videntemente, para interpretar y analizar adecuadamente estos registros, se deben realizar ciertas suposiciones "ue nos permitan tratar al pozo como monof$sico, ya "ue bajo las condiciones a las cuales los registros de producción son realizados, la presencia de m$s de una fase es altamente probable. 'n ciertos pozos, ser$ imposible asumir como monof$sico el flujo producido, por lo "ue se re"uieren +erramientas y t(cnicas interpretativas "ue den trato multif$sico al flujo en el pozo, estas suelen ser muc+o m$s complejas, pero nos permiten determinar el tipo de fluido producido y la tasa de producción de cada uno. Tunto a las +erramientas de temperatura, trazadores y molinetes cl$sicos6 en flujo multif$sico aparecen las +erramientas "ue responden a la densidad de los fluidos, a la capacitancia, a la impedancia el(ctrica y al *ndice de refracción y "ue sirven para identificar el tipo de fluido producido6 adem$s, se tienen los molinetes m%ltiples empleados para pozos altamente desviados. Las +erramientas de neutrón pulsado empleadas +istóricamente para evaluación de la formación, +an ad"uirido suma importancia dentro de los registros en pozo entubado, y en particular como dispositivos de identificación de fluidos
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'ib#iogra%(a:
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+ttp:999.glossary.oilfield.slb.comes5ermsttemperatureUlog.asp) +ttps:registrosdepozosumsa.files.9ordpress.com>0----registrosQdeQ temperaturaQyQm9dUinforme.pdf 999.ptolomeo.unam.m):4040)mluibitstream+andle-/>.>24.3>...5esis.pd fS... +ttp:oilproduction.netfilessoft9areQparaQinterpr.pdf
UNIDAD ): An$#isis integra# de# pozo
Objetivo: 19
!onocer el sistema integral de un pozo. prender la importancia de la caracterización de un fluido y saber "ue efecto tiene la temperatura. 7efinir los tipos de flujo "ue e)isten en el sistema integral. #ealizar y definir el an$lisis nodal. !onocer las soluciones del an$lisis nodal.
Introducción: 20
La Ingenier*a de Producción es una rama de la Ingenier*a Petrolera "ue tiene por objetivo optimizar los sistemas de producción de +idrocarburos para incrementar la rentabilidad de las empresas petroleras. An 8istema Integral de Producción de +idrocarburos es un conjunto de componentes "ue +acen posible "ue el +idrocarburo li"uidoQgas1 viaje desde la frontera e)terna del yacimiento +asta el separador en superficie. 'l objetivo de cual"uier operación de producción del +idrocarburo es mover (ste desde un punto en el yacimiento +asta la l*nea de ventas. !on el fin de lograr esto, el mismo debe pasar por muc+as $reas "ue provocan ca*das de presión. 'n esta investigación se pretende dar a conocer una de los m$s importantes temas de la ingenier*a petrolera lo cual es muy importante saberlo. 'n esta, se tocan los temas de an$lisis nodal para resolver las ca*das de presión "ue surgen en el sistema integral de un pozo y todas las correlaciones en los diversos e"uipos o
).1 *# siste"a integra# de# pozo
'l 8istema Integral de Producción 8IP1 21
's el conjunto de elementos "ue transporta a los fluidos del yacimiento +asta la superficie, los separa en aceite, gas y agua y los env*a a instalaciones para su almacenamiento y comercialización. Para tener pleno conocimiento del funcionamiento de un 8istema Integral de producción, se debe contar con el concepto de cada uno de los componentes "ue lo conforman: *aciient" de %idr"carbur"s: se entiende por yacimiento la porción de una trampa ;eológica "ue contiene +idrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado +idr$ulicamente. Los fluidos del yacimiento ocupan los poros o +uecos de la roca almac(n, est$n a alta presión y temperatura, debido a la profundidad a "ue se encuentra el yacimiento.
P"+": es un agujero o conducto "ue se +ace a trav(s de la roca, desde la superficie +asta llegar al yacimiento, en el cual se instalan sistemas de tuber*as y otros elementos con el fin de establecer un flujo de fluidos controlados entre la formación productora yacimiento1 +asta la superficie.
,rb"l de v!lvulas: es un arreglo conjunto1 de v$lvulas "ue permiten controlar el flujo de los +idrocarburos del pozo y de los fluidos "ue se inyectan al mismo.
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Tuber-a de descarga: las tuber*as son estructuras de acero, cuya finalidad es transportar el gas, aceite y en algunos casos agua desde la cabeza del pozo +asta el tan"ue de almacenamiento. Los costos espec*ficos en el transporte tanto del aceite como del gas disminuyen cuando la capacidad de manejo aumenta6 esto se logra si el aceite, gas y agua se transportan en tuber*as de di$metro óptimo, para su capacidad dada.
Estrangulad"r: es un aditamento "ue se instala en los pozos productores son el fin de establecer una restricción al flujo de fluidos. 's decir, permite tener un gasto deseado, adem$s de prevenir la confinación de agua, producción de arena y sobre todo, ofrecer seguridad a las instalaciones superficiales.
.eparad"res: son e"uipos utilizados para separar la mezcla de aceite y gas, y en algunos casos aceite, gas y agua "ue proviene directamente de los pozos. Los separadores se clasifican por la geometr*a en +orizontales, verticales y esf(ricos, y 23
por su finalidad, separar dos fases gas y l*"uido1 o tres fases gas, l*"uido y agua1.
Tan/ues de alacenaient": son recipientes met$licos de gran capacidad la producción de fluidos de uno o varios pozos. Los tan"ues de almacenamiento pueden ser estructuras cil*ndricas de almacenamiento en tierra firme, o bien un bu"ueQtan"ue, usualmente utilizados en pozos costa afuera. 'n la industria petrolera, los tan"ues pueden tener una capacidad de almacenamiento "ue va desde los -00,000 +asta 300,000 barriles. 'n D()ico se cuentan con tan"ues de almacenamiento de 300,000 barriles.
).+ I"portancia de #a caracterización de# %#uido , e# e%ecto de #a te"peratura
?VLI8I8 PB5 Los n$lisis PB5 de los +idrocarburos del yacimiento, consisten en una serie de pruebas de laboratorio, las cuales se dise&an para obtener propiedades f*sicas re"ueridas dentro de un estudio de caracterización de yacimientos. Por lo general, los c$lculos de balance de materia son muy utilizados en el estudio de yacimientos ?VLI8I8 7' L@O#5O#IO PB5 n$lisis de Laboratorio PB5 Presión de burbujeo pb1. Factor de volumen del aceite @o1 y gas @g1. 24
#elación de gas disuelto en el aceite #s1. Factor de volumen total @t1. !ompresibilidad isot(rmica del aceite !o1 y del gas !g1. Biscosidad del aceite mo1 y gas mg1. Factor de compresibilidad z1. IDPO#5?!I 7' L !#!5'#IW!IC? 7'L FLAI7O X 'L 'F'!5O 7' L 5'DP'#5A# Obtener una muestra representativa de yacimiento es importante para realizar un estudio de fluidos e)acto y %til para el desarrollo y e)plotación de los yacimientos e aceite y gas. Las muestras usadas para estos estudios deben tener las mismas propiedades de los fluidos de yacimiento en las actuales condiciones de yacimiento. ).3 -#ujo en e# ,aci"iento
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## $;##K-%##K '#K #$#K!#%KN #K # !%+# % !$K!%+#$-3 4#N $-#6%!!#-N %###E#)#% +%#"6)#%####N ##!#K-# %+;!N %"-## %#!-N !%"- '-$$!-&-!-)-$ #-%###+%!$N K
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