Yacimientos Volumétricos de Gas: Clasificación, Comportamiento y Estudio PVT

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A.
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Curso Gasotecnia
Unidad VII
Dr. Fernando Pino Morales
Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS

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Programa de la Unidad
UNIDAD VII: Definición de Yacimientos Volumétricos de Gas. Calculo de las
Reservas de un Pozo de Gas. Concepto y Aplicación de Volumen Unitario,
Permeabilidad, Saturación de Agua, Saturación de Gas y Saturación Total.
Presión de Abandono. Determinación del GOES y Factores que influyen en su
cuantificación. Utilización del Concepto de Balance de Materiales y Balance
Energético aplicados a yacimientos de gas. Factor Volumétrico de Gas, y factores
que influyen en su determinación. Factor Volumétrico Total. Manejo y Principios de
los Yacimientos de Gas Condensado. Condensación Retrógrada. Uso del Balance
de Materiales y Balance Energético aplicados a los Yacimientos de Gas
Condensado. Correlaciones utilizadas para la determinación de la Presión de
Burbujeo, Relación Gas- Petróleo, Factor Volumétrico de Gas, Gravedad
Específica y Peso Molecular del Fluido.

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INDICE PÁGINA
Portada 01
Programa Unidad 02
Índice 03
Unidad VII: Yacimientos Volumétricos de Gas 07
Definición de Yacimiento 07
Desarrollo del Estudio de Yacimientos 07
Clasificación de Yacimientos de Gas y Condensados 07
Veracidad de las Pruebas PVT 07
Estudio Composicional de la mezcla 08
Configuración Cromatográfica 08
Características de las Configuraciones Simples 08
Características de las Configuraciones Complejas 08
Selección de un Tipo de Configuración 09
Muestreo de Gases 09
a.- Limpieza de los botellones de muestreo 09
b.- La contaminación con aire 09
c.- Presencia de Líquidos Hidrocarbonados 09
d.- Temperatura de rocío superior a la de muestreo 09
e.- Temperatura de rocío inferior a la de muestreo 10
f.- Presencia de componentes no reportados en el informe de laboratorio 10
Comportamiento volumétrico a composición constante 10
Comportamiento volumétrico a composicional y volumen 10
Constante de reservorio y presión decreciente 11
Estudio de Parámetros Fundamentales de los Yacimientos 11
La presión de rocío 11
La Presión de Rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio 11
La presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio 11
La presión de rocío resulte igual a la presión estática del yacimiento 12
Clasificación de Yacimientos 12
La Relación Gas- petróleo (RGP) 13
La Gravedad API 13
Yacimientos de Petróleo y/o Gas 14
Campo o Yacimiento de Gas 15
Capa de Gas 15
Punto Crítico 15
Punto Cricondentérmico 15
Punto Criconderbárico 15
Clasificación de los Yacimientos sobre la base de los
hidrocarburos que contienen 15
Yacimientos de Petróleo 16
1.-Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad 16
2.-Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad 16
El Petróleo Crudo 16
Bitúmen 16
Los Asfaltos 17

4
INDICE PÁGINA
Destilación 17
Yacimientos de Gas 18
a.- Yacimientos de Gas Seco 18
b.-Yacimientos de Gas Húmedo 18
c.- Yacimientos de Gas Condensado 19
Los Estudios PVT 22
Definición de Depletación o Depleción 23
Empuje por depleción 23
a.- Liberación Diferencial 23
Definición de Separación Flash 23
b.- Liberación Instantánea 24
Liberación de Gas en el Yacimiento y Superficie 24
Liberación de Gas en la Superficie 25
Saturación de Gas (SG) 25
Solubilidad del Gas 25
La Presión de Saturación (PS) 25
Definición de Acuífero 25
Compresibilidad de Fluidos del Yacimiento por Encima del Punto de Burbujeo 26
Factor Volumétrico de Gas (BG) en el Yacimiento 26
Existencia de Agua en las Zonas de Gas 27
Agua Irreductible 27
Definición de Capilaridad 27
La Mojabilidad 28
La humectabilidad 28
El factor volumétrico de petróleo (B0) 28
Factor Volumétrico de Gas (BG) 28
Determinación del Factor Volumétrico de Gas 28
Determinación del Gas en el Yacimiento por el Método Volumétrico 31
Definición de Porosidad 32
Factores que Influyen en el Método Volumétrico 33
a.- Métodos para medir porosidad 33
b.- Métodos para medir el agua connata 33
Factores que Influyen en el Volumen de Agua de Formación 34
Definición de Permeabilidad 34
Permeabilidad Relativa 34
Reservorios Gasiferos 34
Métodos para determinar la presión promedio 35
Calculo de Recuperación Unitaria de Yacimientos Volumétricos de Gas 35
La presión de abandono (PA) 36
Recuperación Unitaria de Gas (RU) 37
Recuperación Unitaria de Yacimientos de gas con Empuje Hidrostático 37
Definición de Empuje Hidrostático 38
Definición de Empuje Hidrostático de Fondo 39
Empuje hidrostático marginal 39
Balance Molar en Yacimientos de Gas 39

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INDICE PÁGINA
Método de Declinación de Presión con Producción 42
Factor de Recobro 43
Balance de Energía Mecánica 46
La Energía Potencial 47
Energía Cinética 47
Energía de Presión 47
Energía de Fricción o Rozamiento 47
Yacimiento de Gas Condensado 47
Clasificación de un Yacimiento de Condensado de Gas 47
Uso Industrial del Término Condensado 48
Un valor elevado de la gravedad específica 48
Si la gravedad específica del fluido tiene un valor igual o mayor que 1,0 48
Si se observara únicamente el valor de RGP 48
Uso de los Diagramas de Fases 48
Relación Gas- Petróleo (RGP) 48
a.-La relación Gas Disuelto- Petróleo(RGDP) 49
b.- Relación Gas - Petróleo en Solución (RGS) 50
c.- Relación Gas- Petróleo Instantánea 50
d.- Relación Gas- Petróleo Neta Instantánea 50
e.- Relación Gas- Petróleo Acumulada 50
Cálculo de Petróleo Y gas Iniciales en Yacimiento de Condensado de Gas 50
Comportamiento de Yacimientos Volumétricos de Condensado
Retrógrado de Gas 53
Efecto Dañino de la Condensación Retrógrada 53
Estudio de los Yacimientos Retrógrados 54
Contenido Líquido de los Yacimientos Condensados 54
Balance de Materiales en yacimiento de Condensado Retrógrado 54
Precisión y Exactitud de los Resultados 55
Composición de la muestra de fluido del yacimiento 55
Expansión o composición constante 55
Liberación diferencial isotérmica 56
Separación instantánea 56
Variación de viscosidad de los fluidos con presión 56
Correlaciones para Estimar Propiedades PVT 56
Presión de Burbujeo 56

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INDICE de FIGURAS Página
Figura 1 Diagrama de Fases P-T para un Crudo 17
Figura 2 Diagrama de Fases P-T Para un Yacimiento de Gas Seco 19
Figura 3 Diagrama de Fases P-T para un Yacimiento de gas Húmedo 20
Figura 4 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento de Gas Condensado 21
Figura 5 Producción cumulativa contra la relación P/Z 41
Figura 6 Curva de (P/Z) en función de la Producción Acumulada del Gas 42
INDICE de Cuadros Página
Cuadro 1. Parámetros que definen un yacimiento 13
Cuadro 2 Composición típica de mezclas proveniente de yacimientos 22
Cuadro 3 Resultados del Factor Volumétrico 31
Cuadro 4 Valores de las constantes 57

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Unidad VII: Yacimientos Volumétricos de Gas
Definición de Yacimiento Se entiende por yacimiento al área de superficie bajo la
cual existe uno o más reservorios que estén produciendo o que se haya probado
que son capaces de producir hidrocarburos. También en la literatura se encuentra
la siguiente definición: Campo o Yacimiento. Área que consiste de un solo
reservorio o múltiples reservorios, todos agrupados alrededor de o vinculados a la
misma característica geológica estructural individual y/o condición estratigráfica.
Puede haber dos o más reservorios en un campo que están separados
verticalmente por estratos herméticos intermedios, o lateralmente por barreras
geológicas locales o por ambos:
Desarrollo del Estudio de Yacimientos Para realizar un adecuado desarrollo de
un yacimiento es necesario, identificar el tipo de fluido que se encuentra en el
reservorio y determinar el comportamiento termodinámico del fluido. En vista, que
la clasificación teórica requiera del conocimiento del comportamiento
termodinámico del fluido, como también de los diagramas de fases, tanto de
presión- temperatura (P-T), como presión volumen (P-V), se requiere también
conocer las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie. Los
yacimientos suelen clasificarse en función de propiedades observables durante la
operación. Para la clasificación de la naturaleza del reservorio, se utilizan criterios
que incluyen la relación gas petróleo (RGP) y densidad del líquido de tanque.
Además de las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie de
los yacimientos suelen usualmente clasificarse en función de propiedades
observables durante la operación Sin embargo, para determinar el
comportamiento termodinámico real, se debe realizar un estudio PVT sobre una
muestra representativa del fluido de reservorio
Clasificación de Yacimientos de Gas y Condensados El estudio de las pruebas
PVT permite, por ejemplo identificar los reservorios de Gas y Condensados. La
identificación que se realiza por la observación del fenómeno de condensación
retrógrada Para realizar las clasificaciones, se consideran yacimientos de gas y
condensado a aquellos que al comienzo de su explotación poseen una Relación
Gas- petróleo (RGP) entre 19421 y 953370 (PCN/PCY) y una densidad de líquido
de tanque entre 40 y 60 API .Pero, para determinar el comportamiento
termodinámico real de un pozo de gas, se debe realizar un estudio PVT sobre una
muestra representativa del fluido de reservorio. En los yacimientos de gas y
condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie bajo ciertas
condiciones recomendadas para garantizar su representatividad. El estudio PVT
subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la
observación del fenómeno de condensación retrógrada, este proceso hay que
estudiarlo con mucho detenimiento, ya que es de gas importancia.
Veracidad de las Pruebas PVT Siempre es conveniente verificar la veracidad de
las pruebas PVT, las cuales, para los yacimientos de gas y condensados se
sustenta en mediciones de laboratorio, en donde el estudio PVT para estos fluidos
esta dividido en tres partes:

8
a.-Estudio Composicional de la mezcla La composición de una muestra de
gases es, probablemente, el parámetro más importante de la misma. Esta
característica es el resultado de la facilidad con que pueden estimarse las distintas
propiedades de un gas a partir de su composición, ya sea mediante correlaciones,
ecuaciones de estado o cálculo de propiedades aditivas. Cuando se conoce la
composición una mezcla de gases es posible obtener los siguientes parámetros
con razonable exactitud (Densidad; Viscosidad.; Poder Calorífico; Presión de
Rocío. etc.). Por esta razón es muy importante que los sistemas de análisis de
gases estén adecuadamente calibrados. En general la herramienta estándar para
determinar la composición de una mezcla gaseosa es la cromatografía de gases.
Configuración Cromatográfica: Existen diferentes configuraciones
cromatográficas adecuadas para el análisis de muestras gaseosa. Los sistemas
más simples tienen las siguientes características:
a.- Inyección con jeringa de gases o válvulas de muestreo.
b.- Una sola columna empacada (con material de relleno).
c.- Horno a temperatura constante (sistema isotérmico).
d.- Detector de Conductividad Térmica (DCT)
e.- Válvula para agrupar los componentes pesados sin discriminar componentes
con más de 6 átomos de carbono En cambio, los sistemas más complejos suelen
trabajar con Válvulas de inyección automáticas y calefaccionadas
f.- Varias columnas (empacadas y capilares) y juego de válvulas para división de
flujos y resolución de componentes con mayor detalle que en los sistemas
simples. Detectores de Conductividad (DCT) y de Ionización de Llama (IDL) en
funcionamiento alternativo o simultáneo.
g.- Temperatura programable, para permitir la determinación de componentes con
10 y más átomos de carbono.
Existen numerosas configuraciones alternativas, pero los dos grandes grupos
(configuraciones simples y complejas) tienen las siguientes características
globales.
a.- Características de las Configuraciones Simples: En general se trata de
sistemas robustos, poco sensibles a los cambios de condiciones de trabajo, con
factores de respuesta (calibración) poco variables en el tiempo, y presentan poca
sensibilidad para los componentes minoritarios. Son configuraciones aptas para
determinaciones rutinarias donde el objetivo principal es la determinación de las
propiedades medias del gas.
b.- Características de las Configuraciones Complejas: En este caso los

9
sistemas son más delicados y resultan muy sensibles a los cambios de
condiciones de trabajo. Los factores de respuesta (calibración) suelen variar en el
tiempo, en la medida que las columnas sufren agotamiento o las válvulas alteran
ligeramente la proporción de las distintas corrientes de flujo. Son configuraciones
aptas para cuantificar componentes minoritarios.
Selección de un Tipo de Configuración: La selección de un tipo de
configuración o el otro depende del uso final del dato cromatográfico y de las
condiciones operativas En todos los casos se recomienda calentar el botellón de
muestreo (y agitarlo para homogeneizar su contenido) unos 20 C por encima de la
temperatura de la corriente de gases muestreada. Esta práctica garantiza que no
queden componentes condensables retenidos en el botellón durante la etapa de
análisis. También deben calefaccionarse todas las partes del sistema de medición
que sean contactadas por el gas a analizar
Muestreo de Gases. En general el muestreo de gases es muy simple. Sin
embargo es conveniente tener en cuenta los siguientes factores.
a.- Limpieza de los botellones de muestreo: Hay dos tipos de impurezas que
pueden afectar notoriamente la calidad de una muestra de gases: que son el aire y
los Líquidos hidrocarbonados. El aire suele manifestarse como impureza por una
purga ineficiente de los botellones. Una vía normal de eliminación de una posible
contaminación con aire es la de purgar repetidamente el botellón luego de llenarlo
con el mismo gas a muestrear.
b.- La contaminación con aire es un problema de importancia cuando los
sistemas de análisis no discriminan entre Nitrógeno y Oxígeno. Como los gases
asociados a las mezclas naturales de hidrocarburos no contienen oxígeno libre, en
la cromatografía estándar se asume que la señal generada por el oxígeno es parte
de la señal correspondiente al nitrógeno. Como resultado la presencia de aire en
una muestra puede acarrear una sobre-estimación del tenor de Nitrógeno en la
misma. Cuando se analizan por separado el oxígeno y el nitrógeno (mediante el
empleo de tamices moleculares) es posible corregir la composición global
sabiendo que en el aire la proporción de 2
0 a 2
N guarda la relación 20:80.
c.- Presencia de Líquidos Hidrocarbonados. Si el botellón de muestreo contiene
líquidos hidrocarbonados (en general como resultado de muestreos previos y
limpieza inadecuada) suelen presentarse dos problemas diferentes. Disolución de
los componentes pesados del gas en el líquido retenido en el botellón. En este
caso se observa una menor proporción de dichos componentes en el análisis de la
muestra.
d.- Temperatura de rocío superior a la de muestreo. En este caso debe
suponerse que, por alguna razón, en el botellón existe una fracción líquida que
incrementa la proporción de componentes pesados durante el calentamiento. La
corrección de este inconveniente requiere un análisis detallado de la secuencia de

10
muestreo y análisis, de tal forma que se pueda realizar sin inconveniente ninguna
la corrección por este parámetro
e.- Temperatura de rocío inferior a la de muestreo. Si el gas estaba en contacto
con líquido a la temperatura de muestreo (caso típico de separadores gas-líquido)
esta situación es anómala. En general indica una mala técnica de análisis
(sistemas mal calibrados, no calentamiento de los botellones o líneas de
conducción, etc.).
f.- Presencia de componentes no reportados en el informe de laboratorio. Es
el caso habitual con el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y otros posibles contaminantes.
En estos casos se debe recurrir a laboratorios que realicen los análisis
correspondientes. Muchas veces se deben emplear otros detectores o técnicas
complementarias. El contenido de agua más representativo suele obtenerse por
cálculo a partir de la medición de la temperatura de rocío de agua en el punto de
muestreo. El contenido de agua en condiciones de reservorio conviene obtenerlo
mediante cálculos de equilibrio termodinámico.
Comportamiento volumétrico a composición constante El cromatograma de
una mezcla de gases proporciona la composición individual de todos los
componentes mayoritarios de la mezcla. Las propiedades de los gases son
básicamente aditivas. En otras palabras, las propiedades de la mezcla son
calculables a partir de las propiedades de los componentes individuales En el caso
de mezclas líquidas de hidrocarburos, las dos condiciones mencionadas no se
cumplen o sólo lo hacen parcialmente. Lo que significa, que no siempre los
resultados obtenidos son lo que se espera encontrar, según lo indican los
estimados, determinados por diversas metodologías, y que en algunos casos son
de gran importancia.
El sistema cromatográfico convencional retiene componentes "pesados" tales
como parafinas de elevado peso molecular, resinas, asfaltenos, etc. Estos
componentes, presentes en todos los Petróleos Negros, suelen representar una
fracción particularmente importante en los petróleos con menos de 40 API Muchas
de las propiedades de las mezclas líquidas (y en especial la viscosidad) no son
propiedades aditivas. Es necesario hacer resaltar que los resultados del análisis
cromatográfico se expresan como porcentaje molar y no como fracción en peso,
que es la forma en que se recoge la información cromatográfica con el detector de
llama (DLL) La fracción 20
C denominada (Eicosanos y Superiores)incluye
componentes que no fueron analizados cromatográficamente.
Siempre se debe de tener en cuenta que el análisis cromatográfico arroja valores
proporcionales a la masa de los componentes que integran la muestra. De este
modo, al finalizar la cromatografía, la información básica disponible es una tabla
con cerca de 500 valores correspondientes a otros tantos componentes
individuales con su contribución a la mezcla bajo la forma de fracción o porcentaje
en masa del total analizado.

11
Comportamiento volumétrico y composicional a volumen Constante de
reservorio y presión decreciente.
Los puntos (b y c) no son extrapolables al reservorio, pues son valores que se
registran en un proceso de depletación sin producción. Su uso principal es el de
permitir el ajuste de las ecuaciones de estado que permitan simular el
comportamiento del sistema en condiciones diferentes a las medidas
experimentalmente El estudio a Volumen Constante representa el comportamiento
esperable para el fluido en estudio durante la depletación asociada a la producción
del reservorio. En este caso el proceso es adecuadamente representativo pues, al
igual que lo que se espera que ocurra en el reservorio, el líquido retrógrado no es
producido, sino que permanece en la celda PVT.
Estudio de Parámetros Fundamentales de los Yacimientos En el estudio a
composición constante se registran tres parámetros fundamentales del sistema
que son Presión de rocío; La relación entre las variables termodinámicas Presión y
Volumen a temperatura de reservorio. Y La curva de líquido retrógrado
acumulado, en función de la presión
a.-La presión de rocío. Este parámetro permite establecer, fundamentalmente, la
representatividad de la muestra. En la práctica, durante la determinación de la
presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:
1.- La Presión de Rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio.
En esta condición y habiéndose seguido un adecuado procedimiento de muestreo,
se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se
encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede
obtener una caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de
reservorio a través de la realización de un ensayo de Depletación a Volumen
Constante (DVC) y a temperatura de reservorio.
2.- La presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio. Esto
suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la
vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras
son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas
fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturación de cada fase
sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas.
3.- La presión de rocío resulte igual a la presión estática del yacimiento. Esta
condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra
es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de
saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado). Esta es la alternativa,
más viable; debido a que, es la situación más frecuente. Aunque, también es
posible, que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y líquido),
pero que el líquido esté en una cantidad igual o inferior a la mínima saturación
móvil. Esta interpretación toma mayor relevancia en los casos en que existe
evidencia de la presencia de un halo de petróleo. Este halo de petróleo estaría

12
confirmando la presencia de líquido en el reservorio como resultado de tres
posibles orígenes, los cuales en su conjunto indican o no la presencia de fluidos
petroleros.
- El petróleo se acumuló inicialmente en la trampa y el gas lo desplazó de la
misma en una migración posterior
- El petróleo es el resultado de una condensación de líquido a escala de
reservorio.
-El petróleo corresponde a una migración posterior a la del gas y por lo tanto
nunca ocupó completamente la trampa.
En los dos primeros casos (desplazamiento del petróleo con gas o escurrimiento
del petróleo hasta formar una fase móvil) es de esperar la presencia de líquido
disperso en todo el medio poroso. En el tercer caso sólo se espera petróleo
disperso como resultado de la zona de transición capilar y por lo tanto su efecto
sobre la acumulación de gas depende de las características del reservorio.
Una alternativa de explicación al punto en el cual la presión de rocío resulte igual a
la presión estática del yacimiento, es que probablemente coincida con la situación
más frecuente, es que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y
líquido), pero que el líquido esté en una cantidad igual o inferior a la mínima
saturación móvil. En estas condiciones (líquido inmóvil disperso en el medio
poroso) no es posible obtener una muestra representativa del fluido mediante el
procedimiento habitual de muestreo pues al pozo sólo fluye una de las dos fases
hidrocarbonadas presentes en el reservorio. Esta interpretación toma mayor
relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo de
petróleo.
En términos generales se puede concluir, que para predecir el comportamiento de
los fluidos de producción es necesario realizar una integración de datos entre la
composición y cantidad de líquido residual y el estudio PVT. Cuando se dispone
de historia de producción y de estudios de las pruebas (PVT) realizados al inicio
de la explotación, pueden realizarse una integración adecuada de la información.
Clasificación de Yacimientos Los yacimientos sé pueden clasificar sobre la base
de la mezcla de hidrocarburos que contienen. Los parámetros físicos -químicos de
utilidad para la clasificación pertenecen a dos grupos: Los parámetros que se
miden en el campo y los que se miden en los laboratorios. En el cuadro 1 se
presenta los principales parámetros que definen un yacimiento.
a.-Los parámetros que se miden en el campo durante las pruebas de producción
fundamentalmente son: (Presión, Temperatura; Relación Gas- Petróleo, Gravedad
API, Color del Líquido del Tanque) Cada parámetro tiene su precisión y exactitud

13
Cuadro 1. Parámetros que definen un yacimiento
Parámetro Gas Seco Gas Cond Petróleo Vol Petróleo Neg
RGL(PCN) >100000 5000-10000 2000-5000 <2000
API LDT - 40-60 >40 40
Color del Líq - incoloro Amarillo Negro
Color del LDT - Amarrillo claro oscuro Verde oscuro
BO(BY/BN) - - >1,5 <1,5
Composición
del flujo
original
C1>90%
C5
+
<1%
C7
+
<12,5%
C1>60%
C7
+
>12,5%
C1 60%
C7
+
40%
C1<50%
Tem del yac Tcdt 200-400F
TC<T<Tcdt
T TC T<TC
establecida.
En el cuadro 1 se presentan algunas propiedades y rasgo que caracterizan los
diferentes yacimientos de hidrocarburos. producida en un instante de tiempo, es
una cantidad que constantemente esta cambiando. Razón Gas- Petróleo Neta o
Razón Gas- Petróleo de Producción Neta, corresponde al gas producido por
unidad volumétrica de petróleo producido. Razón Gas- Petróleo Acumulado (RP).
Corresponde al resultado de dividir la cantidad de gas producida acumulada por la
cantidad de petróleo producido acumulada, ambas a un mismo tiempo.
La Relación Gas- petróleo (RGP) Este parámetro resulta de dividir una cantidad
de gas en condicione normales por una determinada cantidad de petróleo, también
en condiciones normales (PCN/BN). Existen varias forma de Relación Gas-
Petróleo; Razón Gas- Petróleo en Solución (RGSP) o también (RS). Es el gas en
solución a condiciones normales en (PCN), por unidad volumétrica de Petróleo en
(BN). Razón Gas- Petróleo Instantánea (R) o Razón de Gas producido- Petróleo
como también Razón Gas- petróleo de Polución, todo esto corresponde a la RGP
La Gravedad API , es una forma de expresar el peso específico o densidad
relativa, que es una medida relativa de la densidad. En vista que la presión tiene
un mínimo efecto sobre la densidad de los compuestos en estado líquido, lo que
provoca que sea la temperatura la única variable que se debe de tener en cuenta,
al sentar las bases para el peso específico. La densidad relativa de un líquido es la
relación de la densidad a cierta temperatura, con respecto a la densidad del agua
a una temperatura normalizada La sigla API, pertenece al American Petroleum
Institute , la cual es una asociación estadounidense de la industria petrolera , que
patrocina una división de la producción petrolera en la Ciudad de Dallas. El
instituto fue fundado en 1920 y se constituyo en la sociedad de mayor importancia
en la normativa de los equipos de producción y perforación petrolera. Publica
códigos que se aplican en distintas áreas petroleras y, elabora indicadores,
como el caso del peso específico o gravedad específica de los crudos, que
tienen por nombre gravedad API

14
El grado API se fija mediante una escala adoptada, por el American Petroleum
Institute, para medir la densidad de los petróleos brutos .La escala varía, por lo
General en valores de 10 ( equivalente a una densidad de 1,0000 y 100), lo que
representa una densidad de 0,6112 g/cm3
), con relación al agua a 4 C de
temperatura
El término petróleo se aplica a una mezcla en proporciones variables de
hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos que se encuentran en los yacimientos
Bajo presiones y temperatura más o menos elevados. Los petróleos crudos
pueden ser de base parafínica, asfáltica o mixta
La gravedad específica de un líquido es entonces la relación de la densidad del
líquido ( L) y la densidad del agua ( A), según lo siguiente:
o= L del líquido a cierta temperatura/ A del agua a 60F (1)
Para determinar la densidad relativa de un líquido se utiliza un hidrómetro, para el
Hidrómetro normalmente se utilizan dos escalas:
a.- La escala API, que se utiliza para productos de petróleo, lo que da la siguiente
ecuación para productos de petróleo:
o(60 F )=
)
5
,
131
(
5
,
141
API
(2)
b.- La escala Baumé, que a su vez sé divide en dos tipos, uno para líquidos más
pesados que el agua, lo cual da la siguiente ecuación;
o(60 F )=
)
145
(
145
é
GradosBaum
(3)
La escala para líquidos más livianos que el agua, da la ecuación:
o(60 F )=
)
130
(
140
é
GradosBaum
(4)
b.- Los parámetros que se obtienen en un laboratorio usando muestras
representativas y simulando el comportamiento de los fluidos durante el lapso de
agotamiento isotérmico de la presión. Dependiendo del estado en que se
encuentran las mezclas de hidrocarburos en los yacimientos, se clasifican en
forma general como yacimientos de gas y yacimientos de petróleo.
Yacimientos de Petróleo y/o Gas. Se refiere a una formación geológica
continúa de roca porosa y permeable, por la que pueden circular los
hidrocarburos, agua y gases. Un mismo depósito puede estar constituido por

15
diversas clases de roca, y son predominantes las areniscas y calizas. Los
yacimientos son acumulaciones comerciales de petróleo o gas, que ocupan un
reservorio independiente, que hayan sido sometidos a un único sistema de
presión, existen también yacimientos mixtos con diversas relaciones de gas-
petróleo (RGP)
Campo o Yacimiento de Gas: Esto esta conformado por un grupo de reservorios
de hidrocarburos asociados con una estructura geológica común, donde el GOR
(Es la proporción de petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo
condiciones de presión y temperatura dada) es alta y la producción es
comercialmente viable. La dimensión del campo de gas esta dada por el volumen
de sus reservas recuperables.
Capa de Gas. Es el gas natural atrapado en la parte superior de un reservorio y
permanece separado del crudo, agua salada u otro líquido en el pozo El término
reservorio se aplica a la formación subterránea porosa y permeable que contiene
una acumulación natural de petróleo o gas producible, que se encuentra confinado
por rocas impermeables o por barreras de agua y que esta solo y separado de
otros reservorios. También se dice que un reservorio es el estrato o estratos bajo
la superficie y que forman parte de un yacimiento, que estén bajo Alta producción
o que se haya probado que sean capaces de producir hidrocarburos y que tienen
un sistema común de presión en toda su extensión. El manejo de reservorio, se
refiere a la acción de maximizar el valor económico de un reservorio para
optimizar la recuperación de hidrocarburos, mientras se minimiza la inversión de
capital y gastos operativos.
Punto Crítico, este es un punto al cual, en términos de presión y temperatura
indican, donde un fluido no puede ser distinguido si es gas o líquido. Se podría
afirmar, que es el punto en el cual las propiedades físicas de un líquido y un gas
son idénticas. La temperatura crítica (TC), temperatura necesaria para alcanzar el
punto crítico, mientras que la presión crítica (PC) es la presión necesaria para
alcanzar el punto crítico
Punto Cricondentérmico. Este punto se define, como el punto de máxima
temperatura, donde pueden coexistir en equilibrio las fases Líquido- Vapor a una
presión dada. También se puede, decir que es el punto, en donde una curva
envolvente de la región de dos fases, obtenida en un diagrama de fases de
presión- temperatura del fluido de yacimientos, indique, que las fases líquido-
vapor pueden coexistir en equilibrio. La temperatura cricondertérmica (Tcdt), es la
temperatura a la que se alcanza el punto cricondertérmico.
Punto Criconderbárico. Es el punto de máxima presión en la curva envolvente de
la región de dos fases en el diagrama de presión- temperatura, en donde un fluido
bifásico de líquido- vapor puede coexistir en equilibrio
Clasificación de los Yacimientos sobre la base de los hidrocarburos que
contienen. Según esta: clasificación, se tiene

16
Yacimientos de Petróleo. Este fluido se divide en:
1.-Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad (cuasicrítico). Estos
yacimientos tienen las siguientes Características: En un diagrama de fase presión-
temperatura, la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en estado
líquido y se encuentra cerca del punto crítico. La temperatura del yacimiento (TY)
es ligeramente menor que la temperatura crítica (TC) de la mezcla. El equilibrio de
fases (líquido- vapor) de estos yacimientos es de poca estabilidad y se produce un
alto escogimiento del crudo, cuando la presión cae ligeramente por debajo de la
presión de burbujeo. La relación gas- petróleo de estos yacimientos tiene valores
que oscilan entre 2000 –5000 (PCN/BN). El petróleo del tanque tiene un color
amarillo oscuro a negro y una gravedad API mayor de 40. El factor volumétrico
(Bo) del crudo es regularmente mayor de 1,5 BY/BN
2.-Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad (petróleo negro). Estos
yacimientos tienen las siguientes características es un diagrama de fases Presión-
Temperatura. El crudo es de baja volatilidad, y se caracteriza por tener un alto
contenido de heptanos y compuestos más pesados (C7
+
>40%). La temperatura del
yacimiento es bastante menor que la crítica, luego es un fluido líquido. La relación
gas- petróleo tiene un valor (RGP<2000 (PCN/BN). El petróleo del tanque tiene
una gravedad API < 40 grados y un color negro o verde oscuro. El factor
volumétrico es (Bo< 1,5 BY/BN). N los yacimientos de crudo con capa de gas se
pueden tener tres (3) diagramas de fases, los cuales corresponden a. Crudos de la
zona de petróleo, Gas de la capa de gas y Mezcla de gas- crudo. La clasificación
oficial para los petróleos negros es la siguiente:
Crudos Livianos 30<API 40
Crudos Mediano 20<API 30
Crudos Pesados 10 API 21,9
Crudos Extrapesados (Bitumenes) API<10
El Petróleo Crudo es una mezcla líquida de variadas sustancias, principalmente
compuesta con la presencia de hidrógeno (H2 y Oxígeno (02). El petróleo crudo
varía en apariencia desde incoloro hasta completamente negro. Este fluido tiene
una capacidad calorífica entre 18.300 a 19.500 (BTU/lb). En la figura 1 se presenta
Un Diagrama de Fases (P-T), típico de un yacimiento de crudo
En la figura 1 se puede señalar, que la temperatura del yacimiento es menor a la
temperatura crítica. A medida que el pozo produce, la presión irá disminuyendo y
la cantidad de será cada vez mayor.
Bitúmen: Es un nombre genérico dado a una variedad de hidrocarburos que son
oscuros y pesados, con gravedades API de 1,00 a 1,10, y de alta viscosidad.
También estos compuestos son conocidos como asfaltos. Estas son sustancias de
color muy oscuro, consiste casi en su totalidad de Carbono (C) e Hidrógeno (H)
con muy poco Oxígeno (0), Nitrógeno (N) o Azufre (S). Los bitúmenes se

17
Figura 1 Diagrama de Fases P-T para un Crudo
encuentran de manera natural y también pueden ser obtenidos por
descomposición química, dando con ello origen a unos componentes que tienen
propiedades y características definidas
Los Asfaltos son hidrocarburos sólidos, semisólidos o viscosos y de color variable
entre pardo y negro. Es un derivado del petróleo, que se obtiene por destilación al
vacío de los residuos de la destilación atmosférica. El asfalto tiene propiedades
adhesivas y aislantes, y se le utiliza en la construcción de carreteras.
Destilación es la operación que separa a los hidrocarburos en varias fracciones
por vaporización seguida de la condensación. El calentamiento de los productos a
tratar se realiza, por lo general; en hornos tubulares y separadores en columnas.
Según la naturaleza de los productos finales se efectúa una destilación a presión
atmosférica o destilación al vacío. La destilación al vacío se realiza en una torre de
fraccionamiento a presión inferior a la presión atmosférica. El crudo reducido por
la destilación atmosférica es el que se somete a la destilación al vacío. La
destilación atmosférica, es la primera destilación del petróleo o crudo con el fin de
obtener naftas; queroseno, gasoil y los productos más pesados. El proceso se
realiza siempre a la presión atmosférica.
La destilación es un proceso que consiste en la separación de los componentes de
una solución. Es un proceso que depende de la distribución de dichos

18
componentes en las fases líquida y gaseosa. Cualquiera de estas dos fases es
creada por condensación o por vaporización. A diferencia de otros procedimientos
de separación, las fases líquidas y gaseosas provienen de una misma solución
original, mientras que en otros casos (absorción, lixiviación, extracción líquido-
líquido) se agrega una nueva solución para crear otra fase. En general en la
destilación, el vapor liberado se recupera mediante condensación; los
constituyentes más volátiles de la mezcla líquida se obtienen en el vapor a una
concentración mayor que la que tenían en el líquido original, y los componentes
menos volátiles se recuperan en el líquido con una concentración mayor. La
cantidad de separación efectuada se gobierna por las propiedades de los
componentes involucrados en la separación, y por el arreglo físico utilizado en la
destilación.
Yacimientos de Gas. Estos, a su vez se clasifican en:
a.- Yacimientos de Gas Seco En estos yacimientos la mezcla de hidrocarburos
permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie. Sin
embargo, en algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de
hidrocarburos líquidos, la cual nunca es superior a diez barriles normales de
petróleo sobre un millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). En el
gas seco, por lo general el gas esta compuesto Principalmente por metano, cuya
composición porcentual alcanza valores mayores al noventa por ciento en la
relación volumen- volumen (C1 >90%), el gas por lo general, tiene pequeñas
cantidades de pentano (C5) y más pesados(C+
5<1%).
En estos yacimientos de gas seco la obtención de líquidos del gas producido solo
se alcanza a temperaturas criogénicas. Hay que dejar bien claro, que un gas seco
no es aquel, que se le haya eliminado el agua. Hay investigadores que definen al
gas seco, como Gas Pobre. Es decir que contiene poco o nada de hidrocarburos
comercialmente recuperables como productos líquidos. Una definición válida, para
el gas seco es aquella, que indica, es aquel gas, que en el reservorio contiene
altas proporciones de metano ( 4
CH y etano 6
2 H
C los cuales se acostumbra a
simbolizar simplemente como (C1y C2). Este gas no esta asociado con petróleo. y
se puede definir simplemente, como gas natural que no contiene gas licuado de
petróleo y cuyo contenido básico es metano (C1). En la figura 2 se presenta un
Diagrama de fases P-T, para un típico yacimiento de gas seco
En la figura 2 se puede señalar que la temperatura del yacimiento es bastante
menor que la temperatura crítica y no ocurre condensación de hidrocarburos. La
temperatura del yacimiento disminuye en el proceso de separación Gas- Petróleo,
debido al efecto de Joule- Thompson. En la figura se observan también algunas
condiciones iniciales, además de la temperatura del separador, punto crítico
b.-Yacimientos de Gas Húmedo: En estos yacimientos la mezcla de
hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la
superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de compuestos

19
Figura 2 Diagrama de Fases P-T Para un Yacimiento de Gas Seco
de hidrocarburos líquidos del orden de 10 a 20 BN/ MM PCN. El líquido producido
es incoloro con gravedad API>60 Los gases húmedos tienen un mayor porcentaje
de componentes intermedios y pesados que los gases secos. La temperatura de
estos yacimientos es mayor que la cricondentérmica del gas húmedo. En la figura
3 se presenta un diagrama de fases Presión- Temperatura para un yacimiento de
Gas Húmedo.
En la figura 3 se puede observar que la temperatura del yacimiento es menor que
la temperatura crítica, pero en el proceso de separación Gas- Petróleo, la
temperatura del fluido alcanza la región bifásica, luego es muy posible que parte
de los hidrocarburos del gas se condensen a la fase líquida.
c.- Yacimientos de Gas Condensado .La definición de condensado indica que
son hidrocarburos, que se encuentran en estado gaseoso en el reservorio, pero
que se separan en forma líquida a partir del gas natural. En términos generales un
condensado esta constituidos por proporciones variadas de (C3;C4 ;C5 y C5
+
) los
cuales tienen nada o muy poco de C1 y C2). El reservorio de Gas Condensado, se
refiere al reservorio donde existe gas y condensado, pero en una sola fase
homogénea, por lo general en fase gaseosa. Cuando el fluido sale del reservorio y
la presión se reduce por debajo de su nivel crítico, entonces aparece la fase
líquida. Los reservorios que producen condensados en esta forma son
cuidadosamente controlados para reciclar algo de gas después, que el
condensado haya sido separado, porque de otro modo puede ocurrir

20
Figura 3 Diagrama de Fases P-T para un Yacimiento de gas Húmedo
condensación retrógrada en el reservorio y el condensado remanente puede
perderse, ya que no puede ser recuperado. Estos tipos de yacimientos en La
República Bolivariana de Venezuela, y sobretodo en la Zona Nororiental son de
mucha importancia, y en los últimos años están siendo explotados en forma bien
planificada.
En conclusión el gas condensado se define como un gas con líquido disuelto. El
contenido de metano es mayor al 60% (C1 >60%, mientras que el contenido de
heptano y fracciones más pesadas son menores al 12,5%(C+
7<12,5%). En estos
yacimientos la mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y
temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío, entendiendo
como punto de rocío el punto donde se forma la primera gota líquida La
temperatura del yacimiento tiene un valor entre la temperatura crítica y la
cricondentérmica de la mezcla. Él gas presenta condensación retrógrada durante
el agotamiento isotérmico de presión. En su camino hacia el tanque de
almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción de presión y
temperatura penetrando rápidamente en la región de 2 fases. En la figura 4 se
presenta un diagrama de fases presión- temperatura (P-T), para un yacimiento de
Gas Condensado.
En la figura 4 se puede observar, que para los yacimientos de Gas Condensado,
la temperatura del yacimiento esta entre la temperatura crítica del Sistema (En el
punto crítico no es posible diferenciar las fases. Además se puede indicar que la
constante de equilibrio de lasfases líquido- vapor es igual a 1)) y la temperatura en

21
Figura 4 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento de Gas Condensado
El punto criocondetérmica. Esto indica que las condiciones bifásica son las
existentes a los largo de la vida del yacimiento La composición típica de mezclas
provenientes de yacimientos de hidrocarburos, que son fundamentales para definir
el tipo de yacimiento se muestra en el cuadro 2
Cuadro 2 Composición típica de mezclas proveniente de yacimientos
Hidrocarb Gas seco % Gas húm % Gas cond% Petróleo vol Petróleo n
C1 96,0 90,0 75,0 60,0 48,8
C2 2,0 3,0 7,0 8,0 2,8
C3 1,0 2,0 4,5 4,0 1,6
nC4- iC4 0,5 2,0 3,0 4,0 1,6
nC5- iC5 0,5 1,0 2,0 3,0 1,2
C6 - 0,5 2,5 4,0 1,6
C7
+
- 1,5 6,0 17,0 42,2
M(C7
+
) - 115 125 180 225
RGL(PCN/BN) - 26000 7000 2000 625

22
Yacimientos de Gas. Las pruebas de laboratorio usadas para obtener el
comportamiento PVT, deben ser capaces de simular los tipos de liberación gas –
petróleo, que ocurren durante el flujo del crudo desde el yacimiento hasta los
Separadores en superficie. Si el crudo es pesado, en los cuales el gas en solución
esta compuesto fundamentalmente por (C1 y C2). En este caso la forma de
liberación del gas no tiene mayor importancia. Pero, si el crudo es liviano con
gases pesados (C4 y C4
+
) en solución. Aquí la forma de liberación del gas tiene
una gran importancia para la caracterización de las propiedades de los fluidos del
yacimiento
Los Estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los
fluidos del reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos.
La verdad es que, algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden
reproducirse, con cierto grado de representatividad, a escala de laboratorio, pero
otros procesos sólo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En
consecuencia, resulta muy importante comprender la representatividad de los
estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes
reservorios. En las pruebas PVT suele hacerse una separación adicional del
petróleo y gas sobre la muestra original. Esta separación se realiza, solo con el
objetivo composicional. En este caso se realiza la siguiente secuencia de procesos
de laboratorio:
1.- Se presuriza la muestra por encima de la presión de burbujeo del sistema
2.-Se homogeniza la mezcla a temperatura ambiente (o la mínima temperatura a
la que pueda realizarse el proceso.
3.-Se extrae una alícuota del fluido, manteniendo la presión de la muestra. En esta
etapa se recomienda tomar una cierta cantidad de líquido entre unos 50 a 100
cm3
, y también una cantidad de gas a presión y temperatura ambiente
4.- Se caracterizan la composición cada fluido, se determina también la densidad y
peso molecular del líquido
En el estudio a composición constante se registran tres parámetros fundamentales
del sistema, como son:
1.- La presión de rocío. Esta presión permite establecer la representatividad de la
muestra.
2.- La relación entre las variables termodinámicas a presión, volumen y a
temperatura del reservorio
3.- La curva de líquido retrógrado acumulado, en función de la presión.
Estos dos últimos puntos no son escalables al reservorio, en vista que son valores
que se registran en un proceso de depletación sin producción. Su uso principal es

23
el de permitir el ajuste de las ecuaciones de estado, de tal forma que permitan
simular el comportamiento del sistema en condiciones diferentes a las medidas en
forma experimental. El estudio a volumen constante representa el comportamiento
esperado para el fluido en estudio durante la depletación asociada a la producción
del reservorio. En este caso el proceso es adecuadamente representativo, ya que,
al igual que lo que se espera que ocurra en el reservorio, el líquido retrógrado no
es producido, sino que permanece en la celda PVT
Definición de Depletación o Depleción: El término depletación o depleción, se
refiere a la reducción del contenido de un pozo, reservorio o campo. Cuando los
hidrocarburos se han agotado, se dice que la depleción es física, cuando los
costos de extracción superan el valor de lo producido, la depleción es económica.
La depleción natural resulta si el mecanismo de empuje natural no es reforzado o
complementado. También se dice que la depleción es la condición de menor
presión a la que llega un reservorio debido a su producción.
Empuje por depleción, se refiere al empuje por gas en solución o gas disuelto.
Esta técnica hace uso de la expulsión gradual del gas a partir del petróleo
saturado como consecuencia de la reducción en la presión a medida que el
petróleo es producido. El método es efectivo cuando esta ausente el empuje por
agua, aun cuando exista agua presente Fundamentalmente existen 2 tipos de
liberación de gas.
a.- Liberación Diferencial: Este parámetro se define como el proceso por el cual
el gas se separa de un petróleo de yacimiento por reducción de la presión, en tal
forma que a medida que el gas se desprende del líquido se remueve del sistema,
es decir del contacto con el petróleo. En condiciones de laboratorio, la disminución
de la presión se hace por pasos, como un sustituto de la remoción continua de gas
en un proceso verdaderamente diferencial. La liberación diferencial se realiza a
condiciones de yacimiento y el volumen de petróleo final se denomina petróleo
residual. En términos generales, se puede señalar que la Liberación diferencial, es
aquella, en la cual la composición total del sistema (gas + líquido) varía durante el
agotamiento de presión. En este caso el gas liberado durante una reducción de
presión es removido en forma total o parcial del contacto con el petróleo.
En términos generales, se puede señalar que la Liberación Diferencial se aplica a
la separación continua del gas liberado a partir de un líquido presurizado durante
la despresurización del sistema a temperatura de reservorio. En teoría incluye
infinitas etapas de separación flash (cada una a una presión ligeramente inferior a
la anterior), pero en la práctica se realiza mediante una serie escalonada de 5 a 10
etapas flash.
Definición de Separación Flash: El término Separación Flash. se aplica a la
separación de las corrientes de gas y de líquido, luego de alcanzar el equilibrio en
condiciones fijas de presión y temperatura. El gas y el líquido alcanzan el equilibrio
composicional antes de separarse por lo que el gas se encuentra en su punto de
rocío y el líquido en su punto de burbujeo, este parámetro tiene gran importancia

24
en la determinación de la constante de equilibrio líquido- Vapor.
b.- Liberación Instantánea: En algunos, casos a este parámetro se le denomina
Liberación en Equilibrio, y se define como el proceso por el cual un petróleo crudo
de un yacimiento se expande a temperatura constante y el gas desprendido
permanece en contacto con el petróleo durante todo el tiempo de la expansión. La
composición de las fases del sistema Gas- Líquido, cambia con la disminución de
la presión. En este tipo de liberación todo el gas permanece en contacto con el
líquido, lo que significa que la composición total del sistema permanece constante
durante el agotamiento de presión
Liberación de Gas en el Yacimiento y Superficie. La liberación de gas en el
yacimiento depende de que la saturación de gas libre (SG) en la zona de petróleo
sea menor o igual que la saturación crítica (SGC)
.
Cuando SG SGC kG =0 el gas no se mueve (5)
En el caso, que la presión del petróleo sea un poco menor que la presión de
burbujeo. La cantidad de gas liberado es poca y la saturación de gas no alcanza la
saturación crítica necesaria para que se inicie el movimiento a través de los
canales porosos. Luego, en este caso el gas liberado permanece en contacto con
el crudo sin que ocurran cambios en la composición total del sistema en un
volumen de control dado. En este caso la liberación sería de tipo instantánea. En
un yacimiento se tienen saturaciones de gas menores que la crítica al comienzo
de su vida productiva o cuando se tiene asociado un acuífero muy activo que se
que se mantiene la presión, y se cumple que:
SG > SCG) kG >0 El gas libre se mueve (6)
Por la alta movilidad del gas se cumple que :(kG / G ) (7)
Lo, que indica, que por al alta movilidad del gas trae como consecuencia, que
tenga un bajo valor de viscosidad. Esto provoca que la fase gaseosa se mueva
hacia el pozo a una tasa de flujo mayor que la fase líquida, luego cambia la forma
composicional total del sistema en un volumen de control dado. En estas
condiciones la liberación del gas corresponde a la liberación diferencial. Además,
es lógico pensar que en yacimiento hay liberación diferencial cuando la presión del
crudo cae por debajo de la presión de burbujeo. La liberación de gas en el
yacimiento se considera intermedia entre la liberación diferencial y la liberación
Instantánea, pero con un valor un poco más cercana a la liberación diferencial,
motivado a que existe una elevada caída de presión en las zonas adyacentes a los
pozos.
Liberación de Gas en la Superficie: La liberación de gas en la superficie, debido
a las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores de fase gas- líquido
se mantiene en contacto, sin cambios apreciables de la composición total del

25
sistema y en agitación permanente lo cual permite el equilibrio de fases. Bajo
estas condiciones, la liberación es de tipo Instantánea. Cuando la separación gas -
petróleo se hace en varias etapas, en cada separador ocurre liberación
instantánea, pero cuando hay muchas etapas en el proceso de separación, la
liberación es de tipo Diferencial.
Saturación de Gas (SG): La saturación de gas se refiere a la fracción del espacio
poroso en el yacimiento ocupada por el gas libre. La saturación crítica del gas
(SCG), se le conoce también como saturación de gas en equilibrio, y se define
como la saturación de máxima de gas alcanzada en el yacimiento, al disminuir la
presión por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa al
gas tenga un valor definido. Es decir, antes de que el gas libre del yacimiento
comience a fluir a través de los canales de la roca. La saturación residual del gas
(SRG) es la saturación de gas en el yacimiento en el momento de abandonar el
yacimiento.
Solubilidad del Gas: La solubilidad de gas, se refiere a la cantidad de gas que se
encuentra en solución en un petróleo crudo a determinadas condiciones de
presión y temperatura. Por lo general este parámetro se expresa como los pies
cúbicos de gas a condiciones normales (PCN) disueltos en un barril de petróleo,
también en condiciones normales (BPN), y se simboliza como (RS=PCN/BPN).
La Presión de Saturación (PS) Es la presión a la cual el petróleo y el vapor se
encuentran en equilibrio. En algunos casos la presión de saturación, se utiliza
como sinónimo de la presión de burbujeo presión de rocío La presión de rocío en
la presión en el punto de rocío. Se entiende por punto de rocío, al estado de
equilibrio líquido- vapor, en el cual el vapor ocupa prácticamente todo el sistema,
excepto en una cantidad infinitesimal de líquido. Mientras que la presión de
burbujeo es la presión necesaria para alcanzar el punto de burbujeo. El punto de
burbujeo, es el punto donde se alcanza un equilibrio líquido- vapor, pero
prácticamente el líquido ocupa todo el sistema, menos una cantidad infinitesimal
de vapor.
Definición de Acuífero El término Acuífero, se refiere a la roca permeable
saturada con agua a presión. En su estado natural un acuífero puede ser la zona
de agua de un reservorio de petróleo o gas, proporcionando el empuje para hacer
llegar el petróleo al pozo La permeabilidad Absoluta es la medida de la facilidad de
un fluido, para fluir a través de una formación, cuando la formación esta totalmente
saturada con este fluido. La permeabilidad medida de una roca saturada con un
solo fluido es diferente de la permeabilidad medida a la misma roca saturada con
dos o más fluidos. La permeabilidad efectiva, se refiere a la medida de la habilidad
de un solo fluido para fluir a través de una roca cuando otro fluido esta presente en
el espacio poroso. El término Formación se refiere al estrato rocoso homogéneo
de cualquier tipo, usados particularmente para describir zonas de roca penetradas
durante la perforación, en donde la operación consiste en perforar el subsuelo con
la ayuda de herramientas apropiadas para buscar hidrocarburos.

26
Yacimientos de Gas, previamente se ha señalado que los yacimientos de gas
pueden ser yacimientos de gas no asociado y yacimientos de gas asociado con el
petróleo. Bajo las condiciones iniciales del yacimiento, los hidrocarburos se
encuentran en estado mono o bifásico. En este caso puede ser líquido, en donde
todo el gas presente esta disuelto en el petróleo. Luego, habrá que calcular las
reservas de gas disuelto y del petróleo. Y, si el yacimiento es gaseoso. En este
caso el Yacimiento puede ser de: Condensado de gas (hay hidrocarburos
vaporizados y recuperables como líquido) en la superficie del yacimiento, y habrá
que calcular las reservas de líquido destilado y las del gas
Compresibilidad de Fluidos del Yacimiento por Encima del Punto de
Burbujeo. Los fluidos del yacimiento por encima del punto de burbujeo tienen todo
el gas existente en solución. Cuando se aplica presión a tal sistema en exceso
más arriba de la presión de burbujeo, ocurre una disminución no lineal en el
volumen, que depende de al temperatura y composición del fluido. La variación en
el volumen de un fluido de yacimiento relativo al volumen a la presión del punto de
burbujeo se denominan Factores Volumétricos Relativos (FVR), los cuales pueden
convertirse a Factores Volumétricos del Fluido de la Formación (FVF) si se conoce
el Factor Volumétrico a la presión del punto de burbujeo.
Factor Volumétrico de Gas (BG) en el Yacimiento Este es un factor
adimensional que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presión y
temperatura, al volumen de la misma masa de gas en superficie a una presión de
14,7 lpca y temperatura de 60F. Por lo general este factor viene expresado en pies
cúbicos del yacimiento a pies cúbicos en condiciones normales (PCY/PCN), como
también se puede expresar en barriles del yacimiento a pies cúbicos normales
(BY/PCN). En vista a la gran expansibilidad de un gas, un volumen dado de gas
libre en el yacimiento incrementa en forma significativa su volumen a condiciones
de superficie y por lo tanto el factor volumétrico de gas (BG), toma valores muy
pequeños.
Los primeros investigadores en ingeniería de yacimientos de petróleo o gas,
concluyeron que para determinar el factor volumétrico en el sitio. Era necesario
conocer la variación de la presión, en función de las propiedades físicas y
químicas de los fluidos del yacimiento. Uno de los primeros investigadores sobre
este tema fue Schilthuis, quien elaboro un sacamuestras de fluidos y un método
para cuantificar las propiedades del fluido extraído. Un segundo adelanto de
importancia fue el reconocimiento y medición del agua connata. Esta agua de
saturación es inherente a la formación y queda formando parte del espacio poroso,
después de la acumulación del petróleo o gas. La medición de la saturación de
agua sirvió para determinar que había que corregir el volumen poroso al espacio
poroso disponible para hidrocarburos.
Existencia de Agua en las Zonas de Gas El agua existente en las zonas
gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por encima de la zona de transición se
denomina agua innata, connata o intersticial. El agua innata es importante sobre
todo porque reduce el volumen del espacio poroso disponible para la acumulación

27
de gas y petróleo y también afecta su recuperación. El agua connata, por lo
general no se encuentra distribuida en forma uniforme en el yacimiento, sino que
varía con la litología y permeabilidad, también varía con al altura por encima del
nivel freático o superficie hidrostática. Uno de los pocos métodos directos para
cuantificar la saturación del agua connata, consiste en obtener núcleos de la
formación productora con lodos de perforación basándose en petróleo, y se
determinó que hay una correlación entre la permeabilidad absoluta y la saturación
de agua connata.
El volumen ocupado por los hidrocarburos permanece constante durante la
explotación del yacimiento. Esto indica que no hay acuíferos asociados. El
volumen poroso estará ocupado por partes de gas y agua (inicial o connata). Esta
agua intersticial o agua connata es el agua retenida en el espacio poral o
intersticios de una formación. También existe lo que se denomina Saturación de
Agua Irreductible (SWIRR) Técnicamente es la máxima saturación de agua que
permanece como fase discontinua dentro del medio poroso. La discontinuidad
(regiones con agua separadas por zonas sin agua) es la condición necesaria para
que el agua no pueda fluir por el sistema cuando se aplican diferencias de presión.
Agua Irreductible Erróneamente a veces se asimila El Agua Irreductible (SWRR) a
la saturación mínima de agua obtenida por algún mecanismo específico, en el que
no llegan a generarse presiones capilares suficientes como para desplazar el agua
de los capilares más pequeños. Este tipo de empleo puede generar confusión,
porque mientras que el valor de (SWIRR) debe ser único (una vez fijada la
mojabilidad e historia de saturaciones) cada mecanismo de desplazamiento puede
conducir a valores diferentes de Agua no desplazable. A modo de ejemplo, en
reservorios de muy baja permeabilidad (0.01 mD o inferior) suele hablarse de
Swirr de hasta un 80 ó 90 % del volumen poroso Valores de ese orden implicarían,
entre otras cosas, que la red poral debe ser lo suficientemente compleja para
almacenar una saturación de agua como la mencionada en forma de fase
discontinua.
Definición de Capilaridad: Capilaridad Se entiende por Capilaridad al ascenso
espontáneo de un líquido por el interior de un tubo delgado denominado capilar.
La capilaridad depende de las atracciones existentes entre sus moléculas y las
interacciones entre las moléculas y las paredes del tubo capilar. La presión capilar
es la diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que
se forma entre los fluidos cuando ponen en contacto en un medio poroso
La Mojabilidad La mojabilidad se presenta como una especie de propiedad”
Intangible”, no hay ecuaciones en ingeniería de reservorio que introduzca un valor
de mojabilidad. Desde el punto de vista práctico. El término tiene una serie de
características, que tienen una marcada influencia sobre los sistemas de flujo en
un medio poroso. Por ejemplo se puede señalar que si un medio poroso es
mojable a una determinada fase (fase mojante), esta condición se traduce en que.
La fase mojante ingresa al medio poroso en forma espontánea, y por lo tanto, es
necesario entregar energía para sacarla del medio poroso, también la fase

28
mojante tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la red
poral, y en consecuencia la fase mojante es difícil de movilizarla a través del
medio poroso.
La humectabilidad Otro término que se utiliza para explicar el proceso es la
humectabilidad, y se define como la tendencia de un fluido a adherirse sobre una
superficie sólida e presencia de otros fluidos inmiscible. La importancia de la
humectabilidad es que determina la localización y distribución de los fluidos en un
yacimiento. La permeabilidad relativa y la eficiencia de desplazamiento dependen
del parámetro humectabilidad. Ahora, se tiene que un fluido humectante es un
fluido con mayor tendencia a adherirse a la roca, mientras que un fluido no
humectante es un fluido que no se adhiere a al roca o que lo hace parcialmente.
El factor volumétrico de petróleo (B0). Este factor viene dado por el volumen en
barriles a (P y T) del yacimiento ocupado por un barril normal a 14,7 lpca y 60F
más el gas en solución, y se representa por la siguiente fórmula:
Barriles de crudo saturado con gas a P y T
B0= -------------------------------------------------------------- (8)
Barril de crudo a 14,7 lpca y 60F
Él (B0) tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y el gas en solución
sobre el volumen del crudo. Por lo general B0>1, solo B0<1 cuando el crudo tiene
muy poco gas en solución y esta sometido a altas presiones y temperatura..
Mientras que el (BG)
Factor Volumétrico de Gas (BG) Este factor representa la cantidad de gas del
yacimiento en relación al gas en condiciones normales, se puede concluir que este
factor es fundamentalmente un factor de conversión, que permite expresar el
volumen que ocuparía el gas a condiciones de presión y temperatura diferentes en
cierto volumen del gas. Cuando se trabaja con gas, es común definir un juego de
condiciones estándares, para poder convertir todas a las condiciones del gas, a
las condiciones estándares definidas El factor volumétrico del gas esta dado por la
siguiente ecuación
CO
CO
CO
CO
CO
CO
CO
CE
CE
CE
CE
CO
CO
CO
CE
CO
G
P
xT
Z
x
xP
R
x
lbmol
x
lpca
x
xT
lbmol
x
Z
xR
xP
xT
xn
Z
xR
xP
xT
xn
Z
V
V
B 0283
,
0
)
(
520
)
(
1
1
)
(
7
,
14
)
(
1
(9)
Donde:(BG) factor volumétrico de gas en pies cúbicos del yacimiento por pies
cúbicos normales o estándar (PCY/PCN); (VCO) volumen en condiciones de
operación en (PC); (VCE) volumen en condiciones estándar o normales en (PCN) ;
(ZCO) Factor de compresibilidad en condiciones de operación; (ZCe)=factor de
compresibilidad en condiciones normales o estándar, que se asumen igual a uno
(ZCE=1); (R)=constante universal de los gases en el Sistema Británico de Unidades
tiene un valor de (10,73 PC x lpca / lbmol xR); (PCE)= presión en condiciones
normales o estándar, en Sistema Británico de unidades tiene un valor de 14,7

29
(lpca); (PCO)= presión en condiciones de operación; (nCO)= número de moles en
condiciones de operación, se asume que no hay pérdidas, luego es igual al
número de moles en condiciones normales o estándar (nCE=nCO =1 lbmol).
La mayor dificultad en la aplicación de la ecuación (9) es la determinación del
Factor de Compresibilidad (Z), si se disponen de modelos de simulación se reduce
la complicación, ya que se pueden utilizar incluso ecuaciones de estado, para
determinar el factor, con lo cual se obtiene valores, con un cierto grado de
precisión y exactitud. Aunque si se dispone de datos suficiente, como por ejemplo
datos de operación y en condiciones normales se puede utilizar la Ecuación
Combinada de los Gases, con lo cual se puede determinar el Factor de
Compresibilidad en condiciones de operación, la ecuación es:
CO
CO
CO
CO
CN
CN
CN
CN
xT
Z
xV
P
xT
Z
xV
P
(10)
Donde (CN) representan las condiciones normales o estándar y (CO) representan
las condiciones operacionales. El factor de compresibilidad debe de ser
determinado para cada gas por separado, a las condiciones de presión y
temperatura de operación
Determinación del factor volumétrico de gas :
CO
CO
CO
CO
CO
CO
G
P
xT
Z
PCN
Bl
P
xT
Z
PCY
Bl
x
PCN
PCY
B 00504
,
0
615
,
5
1
0283
,
0 (11)
En algunos casos se utiliza el inverso de (BG )
CO
CO
CO
CO
CO
CO
G
G
xT
Z
P
x
PCY
PCN
xT
Z
P
x
B
B 3357
,
35
0283
,
0
1
1
(12)
CO
CO
CO
CO
CO
CO
G
G
xT
Z
P
x
Bl
PCN
xT
Z
P
x
B
B 4127
,
198
00504
,
0
1
1
(13)
Se ha comprobado experimentalmente que para una gran cantidad de mezclas de
gas natural la variación de inverso de factor volumétrico (B'G ) con respecto a la
relación del Factor de Compresibilidad y presión (Z/P) o del Factor Volumétrico
(BG) con respecto a la relación presión factor de compresibilidad (P/Z) es lineal a
presiones no muy elevadas (3000 - 4000 lpca), de tal manera que se pueden
ajustar a través de un polinomio de segundo grado en P usando mínimos
cuadrados.
B'G = a+bP- cP2
(14)

30
Para la solución de la ecuación (14) se deben de resolver lo siguiente:
n
1
1
B'Gi =n a +b
n
1
1
Pi +c
n
1
1
P2
i (15)
n
1
1
Pi B'Gi =a
n
1
1
Pi +b
n
1
1
P2
i +c
n
1
1
P3
i (16)
n
1
1
P2
i B'Gi =a
n
1
1
P2
i +b
n
1
1
P3
i +c
n
1
1
P4
i (17)
Colocando las ecuaciones (15,16 y 17) en forma matricial queda la ecuación (18):
Donde : (n) = número de valores del factor volumétrico y presión utilizadas en la
operación ;(Pi)= presión del punto (i) en lpca; (BG
’
)=factor volumétrico del gas a la
presión (Pi) en (PCN/PCY) (a; b y c) son constantes y que pueden ser obtenidas a
través de la ecuación (17), y para ello se utiliza algunos de los métodos numéricos
directos de solución de sistemas lineales de ecuaciones simultáneas. También
existe el factor volumétrico total o bifásico (BT)(BY/BN), el cual esta representado
por la siguiente ecuación:
Volumen de crudo saturado + volumen de gas libre a P y T
BT =-------------------------------------------------------------------------------- (19)
Volumen de crudo a 14,7 lpca y 60
Las cifras numéricas de (BG) están relacionadas con los valores que tengan las
constantes en los diferentes sistemas de unidades:
Ejemplo Una celda utilizada para el estudio de pruebas PVT es sumergida en un
baño a la temperatura constante de 160F. La celda se llena con 1,60 pies de

31
cúbicos de gas determinados a la presión de 14,7 lpca y temperatura de 60F. El
volumen de la celda disminuye a medida que aumenta la presión:
P(lpca) 300 750 1500 2500 4000 5000 6000
V 3
pie 0,0893 0,0341 0,0161 0,0094 0,0064 0,0055 0,0050
Determinar e Factor Volumétrico para cada una de las presiones .Los resultados
se mostrarán en el Cuadro 3.Utilizando la Ecuación 10 para determinar el Factor
(Z) y la ecuación 9 para determina el Factor volumétrico queda
9613
,
0
)
(
620
)
(
59
,
1
)
(
7
,
14
)
(
0893
,
0
)
(
300
)
(
520
1
R
x
PC
x
lpca
PC
x
lpca
x
R
x
xT
xV
P
xV
xP
xT
Z
Z
CO
CN
CN
CO
CO
CN
CN
CO
PCN
PCY
x
P
xT
Z
B
PC
CO
CO
G 0562
,
0
300
620
9613
,
0
0283
,
0
0283
,
0
Cuadro 3 Resultados del Factor Volumétrico
P(lpca) V(PC) Z BG(PCY/PCN)
300 0,0893 0,9613 0,0562
750 0,0341 0,9177 0,0215
1500 0,0161 0,8666 0,0101
2500 0,0094 0,8433 0,0059
4000 0,0064 0,9186 0,0040
5000 0,0055 0,9868 0,0035
6000 0,0050 1,0765 0,0031
Determinación del Gas en el Yacimiento por el Método Volumétrico. El
volumen normal de gas en un yacimiento, en pies cúbicos normales o estándares
(PCN), con un volumen poroso disponible para gas igual a (VG) pies cúbicos no es
otra cosa que la relación: (BG x VG), en donde (BG) se expresa en (PCN/PCY).
Pero, en vista que (BG) varía con la presión, bajo condiciones isotérmicas, luego el
gas en el yacimiento también cambia a medida que la presión disminuye, y
seguramente el volumen poroso disponible para gas (VG), también pueda cambiar,
el cambio sería fundamentalmente, debido a la intrusión del agua en el yacimiento
(esta es el agua que entra a la zona de petróleo de un yacimiento, proveniente de
formaciones que rodean el yacimiento denominadas acuíferos) la intrusión de
agua. También se debe hacer notar que (VG), se relaciona con el volumen total o
bruto (VB) del yacimiento por la porosidad promedio ( ) y la saturación promedio
de agua connata (SW). El volumen total o bruto del yacimiento ( VB )se expresa en
(acres- pies), y el volumen del gas original en sitio (GOES) se calcula mediante las
siguientes ecuaciones:
GOES =43560 xVB x(1- SW )x BG (20)

32
En donde: (GOES)= volumen del gas original en el sitio en 3
pie ;(VB)= volumen
total del yacimiento en (acre-pie); ( )= porosidad promedio en (%) ;(SW)=
saturación promedio del agua connata en (%) y (BG)= factor volumétrico del gas en
(PCN/PCY), el hecho que este factor sea determinado a la presión de 14,7 lpca y
60 F de temperatura, trae como consecuencia que el GOES, quede expresado en
estas mismos valores de presión y temperatura.
Definición de Porosidad: La Porosidad El término porosidad se define como el
porcentaje del volumen total de una roca constituido por espacios vacíos. Es
necesario que el estudiante de petróleo tenga bien claro este concepto. La
porosidad efectiva es el volumen total de los espacios porosos interconectados de
manera que permitan el paso del fluido a través de ellos. En los yacimientos
volumétricos de gas, el volumen ocupado por los hidrocarburos permanecen
constante durante la explotación del yacimiento, es decir no hay acuíferos
asociados. El volumen poroso estará ocupado por partes de gas y agua connata,
según lo siguiente:
VP= VPG + VPW (21)
En donde: (VP)= volumen de poros del yacimiento; (VPG)= volumen de poros del
gas y (VPW)=volumen de poros del agua connata. Si la ecuación (20) se divide por
(VP), queda :
P
PW
P
PG
V
V
V
V
1 (22)
Pero: G
P
PG
S
V
V
(23)
Y W
P
PW
S
V
V
(24)
Luego la ecuación (22) queda: 1=SG + SW (25)
SW es constante, luego: SG =1-SW (26)
Gi
P
B
V
GOES (27)
Resolviendo para (VG) y (BG) queda:
Gi
W
B
Gi
G
B
Gi
G
B
S
x
x
xV
B
xS
x
pie
acre
xV
B
V
GOES
)
1
(
43560
)
(
43560
(28)

33
En este caso el GOES queda expresado en (PCN)
Factores que Infuye en el Método Volumétrico El método volumétrico de gas
fundamenta sus apreciaciones en mapas de subsuelo e isópacos, construidos con
información obtenida de registros eléctricos, pruebas de núcleos, y pruebas de
formación y producción. El ingeniero de yacimiento emplea todo estos datos, con
el objetivo de determinar el volumen productor total del yacimiento. Cuando la
formación es uniforme y se logra información adecuada de los pozos, el error
cometido en el cálculo del volumen neto del yacimiento no debe exceder en más
de unas pocas unidades. En caso contrario el error puede ser alto, y desde luego
traería errores en el cálculo del GOES y otros parámetros de importancia para los
yacimientos volumétricos de gas. Luego el error cometido en la determinación del
GOES se relaciona fundamentalmente con:
a.- Métodos para medir porosidad. Los métodos de laboratorio utilizados para
determinar porosidad incluyen la Ley de Boyle, saturación con agua, saturación
con líquidos orgánicos, análisis de núcleos, registros eléctricos y de neutrón. La
verdad es que en la determinación de este parámetro juega un gran papel el
laboratorio que realice las determinaciones. La precisión y exactitud del valor de
porosidad determinado por el método de análisis de núcleos, por ejemplo depende
de la calidad, cantidad y uniformidad de los datos tomados. Los métodos eléctricos
tienen la ventaja que promedian volúmenes grandes de rocas. Pero, hay que
tomar en cuenta que para evitar problemas en la utilización del dato de porosidad
es preferible utilizar su valor promedio, tomado de la misma forma como se
determina la presión promedio.
En realidad, la medición de la porosidad, tal como, involucra principios físicos muy
simples, no debería, entonces haber conflictos, en su determinación, y si los
laboratorios utilizan los mismos principios, se espera, luego que no se presenten
grandes diferencias en la obtención de los valores de la porosidad. Los mayores
conflictos, en los datos obtenidos, se relacionan con muestras no consolidas, y
cuando se trata de trasladar el valor medido por un laboratorio al reservorio.
b.- Métodos para medir el agua connata. El agua existente en las zonas
gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por encima de la zona de transición se
denomina agua innata o connata o intersticial. Esta agua es de gran importancia,
en vista que reduce el volumen del especio poroso disponible para la acumulación
de hidrocarburos, además, también afecta la capacidad de recuperación de los
yacimientos. El agua connata no se encuentra distribuida en forma uniforme a
través del yacimiento, sino que varía con la litología y permeabilidad. El método de
Schilthuis que mide directamente la saturación de agua connata a través de la
obtención de núcleos, que se forman por la formación productora con lodo de
perforación basándose en petróleo, y la posterior obtención del agua de saturación
connata por la correlación con la permeabilidad absoluta, su precisión y exactitud
depende también de la calidad y cantidad de los datos tomados.
Factores que Influyen en el Volumen de Agua de Formación: El volumen de

34
las aguas de formación es afectado por la temperatura, la presión y la cantidad de
gas en solución. La compresibilidad del agua de formación o agua innata, también
contribuye en un alto porcentaje en algunos casos a la producción de yacimientos
volumétricos por encima del punto de burbujeo, además contribuye en gran parte
a la intrusión de agua en yacimientos de empuje hidrostático
Definición de Permeabilidad: La permeabilidad es la conductividad de un cuerpo
poroso a los fluidos o capacidad de los fluidos para desplazarse entre los espacios
que conectan los poros de una masa porosa. En términos generales, se puede
señalar que la permeabilidad implica la determinación de la capacidad de
conducción de un determinado fluido. Aunque estrictamente hablando lo único que
puede en un caso real es la capacidad de inyección o de producción de un
determinado fluido. Sin, embargo la Ley de Darcy establece, que los procesos de
inyección, conducción y producción, son propiedades que si es posible determinar
uno de ellos, luego las otras se puede medir en función de la propiedad medida.
Luego, lo hay duda que la permeabilidad es la medida de la capacidad de conducir
fluidos. Nadie piensa que la permeabilidad de un sistema depende de su
capacidad de admitir o expulsar fluidos.
Permeabilidad Relativa: La permeabilidad relativa es un parámetro, que por lo
general se determina en condiciones de laboratorio, y en ese caso expresa la
relación funcional entre la saturación de fases y la capacidad de un medio poroso
para conducir dichas fases, cuando las fuerzas dominantes del proceso son las
fuerzas viscosas. Bajo, de estas fuerzas las fases tienden a moverse
preferentemente por los canales porales de mayor diámetro, y esta saturación se
presenta en zonas de alto caudal, donde el gradiente de presión dinámicas
superan ampliamente las presiones capilares del sistema. También se tiene la
Permeabilidad Efectiva, y se define como la medida de la habilidad de un solo
fluido para fluir a través de una roca cuando otro fluido esta presente en el espacio
poroso. Es la medida de la habilidad de un solo fluido para fluir a través de una
roca cuando otro fluido está presente en el espacio poroso. Es así, por ejemplo
como existen reservorios de gas de baja permeabilidad.
Reservorios Gasiferos Los reservorios gasíferos de muy baja permeabilidad
presentan un conjunto de características propias que los diferencias de los que
suelen llamarse "reservorios convencionales" (pese a todas las precauciones con
que debe emplearse este término). Como consecuencia, tanto de la etapa de
muestreo y recolección de datos, como la de traslado de mediciones de laboratorio
a escala de reservorio deben hacerse dejando de lado algunos conceptos
"tradicionales". Algunas de las propiedades que suelen presentarse, y hacen
diferentes a estos reservorios, son las siguientes:(Muy baja porosidad; Sistemas
de doble porosidad; Dificultad en la evaluación de la saturación de agua en la
matriz arenosa.; Permeabilidades relativas dominadas por fuerzas capilares.;
Frecuente sobre -presurización. Dificultad de evaluación de las reservas. Y
Caudales de producción cercanos al límite económico de las explotaciones. Todo
esto provoca que haya que realizar estudios de laboratorio y después comprobarlo
en condiciones de campo, para determinar su aplicabilidad.

35
c.- Métodos para determinar la presión promedio. Uno de los grandes
problemas, que se tiene en el método volumétrico, es como obtener la presión
promedio con una alta precisión y exactitud. Es por ello, que siempre es necesario
realizar o utilizar varios métodos, que permitan determina la presión promedio, con
cierto grado de precisión y exactitud, de la forma que el Método Volumétrico, tenga
una utilidad práctica, bien definida. , ya que la presión promedio de un yacimiento,
puede determinarse, como una presión promedio por pozo, presión promedio por
unidad de superficie o una presión promedio por unidad volumétrica Esto da
origen a las siguientes ecuaciones:
n
i
i
P
n
P
P
1
(29)
n
i
i
n
i
i
i
P
A
xA
P
P
1
1
(30)
n
i
i
i
n
i
i
i
i
P
xh
A
xh
xA
P
P
1
1
(31)
Donde (PP)= presión promedio. La ecuación (29) es la presión promedio por pozo,
en este caso (n) representa el número de pozos. La ecuación (30) representa a la
presión promedio por unidad de superficie en este caso (n) representa el número
de unidades de yacimientos involucrados en el cálculo. La ecuación (31) se refiere
a la presión promedio por unidad volumétrica. En este caso (n) también representa
el número de unidades involucradas en la determinación. Para el caso de
encontrar hidrocarburos. La ecuación de mayor importancia es la ecuación (31).
Aunque, cuando los gradientes de presión son pequeños las ecuaciones (29 y 30)
se acercan bastante a la ecuación (31)
Calculo de Recuperación Unitaria de Yacimientos Volumétricos de Gas.
Existen yacimientos de gas, en donde en su etapa de desarrollo es imposible
conocer el volumen total. Es por ello que se realizan los cálculos del yacimiento en
base unitaria. Por, lo general el volumen que se utiliza es (1 acre-pie del volumen
total de roca reservorio. Utilizando los factores de conversión se sabe que:1 acre-
pie equivale a 43560 pies cúbicos (1 acre-pie =43560 3
pie ). También se debe de
saber que en 1 acre- pie de volumen total de roca de yacimiento contiene:
Volumen de agua connata(PC) = 43560 SW (32)
Espacio poroso disponible para el gas (PC)= 43560 (1- SW ) (33)
Espacio poroso del yacimiento (PC)= 43560 (34)

36
Luego el número inicial de PCN de gas en el yacimiento en la unidad será:
Ginicial=43500x (1-SW)xBG (35)
Donde (Ginicial) es el gas inicial en el yacimiento en la unidad volumétrica en (PCN /
acre –pie); (BG) es el factor volumétrico del gas en (PCN/PCY); ( ) es la porosidad,
que se expresa en una fracción del volumen total y SW es la saturación de agua
connata, que viene a ser una fracción del volumen poroso. En yacimientos
volumétricos se considera que (SW) permanece constante, de tal manera que el
volumen de gas en el yacimiento permanece también constante. Cuando se
alcanza la presión de abandono, y se obtiene que el factor volumétrico a la presión
de abandono es (BGA). Luego el volumen residual de gas en las condiciones de
abandono será:
GA= 43560x x(1-SW)x BGA) (36)
La presión de abandono (PA) es la presión promedio del reservorio la cual no
permite una operación económica continua. También se considera que es la
presión a la cual no es rentable seguir produciendo un yacimiento. Además se
sabe que por lo general, las tasas de producción de un yacimiento de gas
disminuye en forma apreciable, cuando la presión del yacimiento se aproxima a la
presión atmosférica. Es por ello, que se necesita fijar una presión de abandono del
Yacimiento, la cual toma en cuenta consideraciones de tipo técnico y económico.
Por, lo general las presiones de abandono están comprendidas en el rango de 50
a 500 lpca, aunque este último valor puede ser apreciablemente mayor cuando se
trata de yacimientos de gas muy profundo. . Como conclusión, se puede señalar
que la presión de abandono depende de factores térmicos y económicos, tales
como.
a.- Precio de venta del gas
b.- Índice de productividad del Pozo
c.- Presión de fondo fluyente necesaria para que el gas fluya hasta las estaciones
de compresión.
d.- Producción de agua
Algunas compañías productoras de gas fijan la presión de abandono en 100 lpca /
1000 PC de profundidad. También una regla empírica indica que:
PA=0,1Prof (DATUM) (37)
DATUM = profundidad de referencia de un yacimiento volumétrico
Recuperación Unitaria de Gas (RU) Un parámetro de importancia de manejar en

37
yacimientos volumétricos es la recuperación unitaria (RU), que viene a ser la
diferencia entre el gas inicial en el yacimiento en una unidad de volumen total de la
roca y el gas remanente en el yacimiento en la misma unidad de roca al tiempo de
abandono. Lo que significa que es el gas producido a la presión de abandono, y
viene a ser:
RU=43560 x x(1- SW )x(BGi -BGA) (38)
Aquí: La recuperación unitaria (RU) se expresa en (PCN/acre-pie) y (BGA) es el
factor volumétrico del gas a la presión de abandono en (PCN/PCY).La (RU) se
denomina, también reserva inicial unitaria (RIU), y, por lo general es inferior al gas
inicial por unidad en el yacimiento. La (RU) en cualquier etapa de agotamiento es
la diferencia entre la reserva inicial unitaria (RIU) y la producción unitaria hasta esa
etapa de agotamiento La recuperación fraccional o factor de recuperación (FR)
expresado en porcentaje de gas inicial en sitio es:
Gi
A
Gi
inicial
A
inicial
B
x
B
B
G
x
G
G
FR
100
100
(39)
Donde: (Ginicial) es el gas inicial en el yacimiento en la unidad en (PCN/acre -pie) ;(
GA) es el gas a las condiciones de abandono en (PCN/acre-pie). El (FR) en Los
yacimientos volumétricos por lo general andan por el orden de los 80-90%.
Recuperación Unitaria de Yacimientos de gas con Empuje Hidrostático. En
este caso a las condiciones iniciales, tal como se indico antes (1 acre-pie) del
volumen total de la roca de yacimiento debe de contener en pies cúbicos. El
volumen de agua connata, ya se indico que se determina por la ecuación (31),
mientras que el volumen disponible para gas se obtiene a través de la ecuación
(32), mientras que el volumen de gas en condiciones estándares se determina por
al ecuación (34).
En muchos yacimientos con empuje hidrostático, después de una disminución
inicial de presión, el agua entra al yacimiento a una tasa igual a la producción,
estabilizándose en esta forma la presión del yacimiento. Aquí la presión que sirve
como estabilizador es la presión de abandono. Luego se tiene que el factor
volumétrico del gas a la presión de abandono (PA) es (BGA ) y (SGR) representa la
saturación residual del gas, el cual se expresa como una fracción del volumen
poroso. Esta saturación se puede determinar en condiciones de laboratorio.
Después de que el agua invade la unidad (1 acre- pie) de roca de yacimiento en
las condiciones de abandono y contiene:
VW=43560 x(1-SGR) (40)
VGY= 43560 xSGR (41)
VGCN =43560 xSGxBGA (42)

38
La ecuación (40) representa en volumen de agua en (PC/acre-pie), mientras que
la ecuación (41) representa en volumen del gas a condiciones de yacimientos en
(PCY/acre- pie), mientras que la ecuación (42) representa el volumen de gas en
condiciones estándar en (PCN(acre-pie).. En este caso la recuperación unitaria
(RU) es la diferencia entre el gas inicial y el residual en la unidad del volumen total
de roca ambos a condiciones normales, luego en RU que (PCN/acre-pie):
Si un yacimiento de gas con empuje hidrostático, que tienen una saturación inicial
de 30%, y una saturación residual de gas de 35%, tiene un factor de recuperación
de solo 50%. Cuando la presión del yacimiento se estabiliza cerca de la presión
inicial. Y la permeabilidad del yacimiento es uniforme. En este caso el factor de
recuperación es significativo. Cuando existen formaciones bien definidas de bajas
a altas permeabilidad, el agua avanza más rápido por entre las capas más
permeables, de manera que cuando un pozo de gas se abandona por su excesiva
producción de agua, aun quedan considerables cantidades de gas por recuperar
en las capas menos permeables, todos estos factores influyen en forma
significativa en el proceso de recuperación.
En yacimientos volumétricos donde el gas recuperable bajo cada sección del
yacimiento es el mismo, la recuperación será igual. Cuando varía el gas existente
en las diferentes unidades, como cuando varía el espesor de la formación, la
reserva del gas inicial de la sección donde la formación es de mayor espesor
será menor que el gas recuperable inicial en esa sección. En yacimientos de gas
con empuje hidrostático, cuando la presión se estabiliza cerca de la presión inicial
del yacimiento, un pozo situado en la parte más baja de la estructura divide su gas
inicial recuperable con los demás pozos buzamiento (Término geológico que se
refiere a la inclinación que tienen los estratos. Un manto horizontal tiene un
buzamiento de 0o
mientras que horizontes verticales tienen 90º
de buzamiento)
arriba y en línea con él. Ahora si la presión se estabiliza por debajo de la presión
inicial del yacimiento, el factor de recuperación aumentará para los pozos situados
en la parte inferior de la estructura.
Definición de Empuje Hidrostático: Empuje hidrostático, también se le denomina
empuje hidráulico. Estos procesos se definen como la energía que contribuye a la
recuperación de petróleo proveniente de un acuífero contiguo a la zona de
producción de petróleo, dentro de la formación productora. Generalmente el
mismo tipo de formación productora que contiene el acuífero. La energía del
empuje se debe fundamentalmente a la expansión del agua al disminuir la presión,
dando con ellos posibilidad que el fluido avance dentro del yacimiento de petróleo,
en dirección del pozo, desplazando petróleo.
Definición de Empuje Hidrostático de Fondo: Empuje hidrostático de fondo.
También se conoce como empuje hidráulico de fondo. Se define como el empuje
hidrostático debido al agua que se mueve verticalmente hacia arriba en dirección
de los pozos productores. La zona productora de petróleo esta por encima de la
zona de agua o acuífero.

39
Empuje hidrostático marginal o empuje hidráulico lateral. Se define como el
empuje hidrostático debido al agua que avanza lateralmente hacia el pozo
productor. Es decir paralelamente a los planos de estratificación en el avance de
agua en este tipo de empuje
Balance Molar en Yacimientos de Gas Este método se puede utilizar para
determinar la cantidad de gas inicial en el un pozo, cuando por alguna razón no se
tienen datos de parámetros, como saturación de agua, porosidad, etc. La ecuación
de balance de materiales en un yacimiento de gas bajo el efecto de empuje de
agua. Se representa por la siguiente ecuación:
Producción de Gas = Expansión +Influjo de Agua- Producción de Agua (43)
La ecuación (43) representa el Método para Determinar el Gas en Sitio en el
Yacimiento, donde Existe Empuje por Agua
Quizás una de las desventajas del balance de material es que solo se puede
aplicar ala totalidad del yacimiento, esto se debe fundamentalmente a la migración
de gas de una parte del yacimiento a otra. Luego para un yacimiento cualquiera se
tiene en términos de moles de gas. La ecuación de la conservación de la materia
aplicada a yacimientos de gas conlleva a la siguiente ecuación:
mGP=mGIY-mGRY (44)
Donde (mGP) = masa de gas producido en el yacimiento; (mGIY) = masa de gas
inicial en el yacimiento y (mGRY) masa de gas remanente en el yacimiento. El
balance se puede realizar también en términos de volumen, con lo cual queda:
VGP=VGIY-VGRY (45)
En este caso (VGP) es el volumen total de gas en el yacimiento ;(VGIY) es el
volumen inicial de gas en el yacimiento y (VGRY) corresponde al volumen
remanente de gas en el yacimiento: El balance, para el caso que se trabaje con
gases, se puede realizar en términos del número de moles, y la ecuación es;
nP = ni- nf (46)
Donde: (nP)= número de moles producidos; (ni)= número de moles iniciales, y (nf)=
número de moles finales. El término final denota una etapa posterior de
producción y no necesariamente significa abandono. Si (Vi) es el volumen poroso
inicial disponible para gas en (PC). Y si a una presión final (PF ) entran (WE ) PC
de agua al yacimiento y se producen (WP) PC de agua , luego el volumen final (VF)
(disponible para gas después de producir (GP) PCN de gas es:
VF =Vi - We +BW WP (47)
Donde: (VF) = volumen final en (PCN) ;(Vi)=volumen poroso inicial disponible para

40
gas en el yacimiento en (PC); (We)= cantidad de agua que entran al yacimiento en
(PC); (BW) = factor volumétrico de agua en barriles de agua en el yacimiento por
barriles de agua en la superficie (BY/BS (y (WP) volumen de agua producida en
pies cúbico de agua. Tanto el (VF), como el (Vi) son los volúmenes porosos
disponibles para, lo que significa que no incluyen el agua connata. Los términos de
la ecuación (45), pueden ser reemplazados, para ello se necesita utilizar la ley de
los gases:
xT
Z
W
B
W
V
P
xT
Z
xV
P
T
xP
G
f
P
W
E
i
F
i
i
i
CE
CE
P
(48)
Donde: (GP)= volumen de gas producido en (PCN), también se denomina
producción cumulativa ; (PCE)= presión estándar o normal;(TCE)=a temperatura en
condiciones estándar o normal. Los yacimientos volumétricos carecen de intrusión
de agua, y cuando la produce su volumen es tan pequeño que se convierte en
volumen despreciable. Luego la ecuación (46), queda:
xT
Z
xV
P
xT
Z
xV
P
T
xP
G
f
f
f
i
i
i
CE
CE
P
(49)
Si se esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, entonces:(PCN=14,73
lpca) y (TCN= 520 R). Además (Pi,Vi y Zi) son valores fijos en yacimientos
volumétricos. Luego si se grafican (GP) contra (P/Z). Luego sustentado en esa
gráfica la ecuación (48) se convierte en:
f
f
P
Z
P
m
b
G (50)
xT
xZ
P
xT
xV
P
b
i
CE
CE
i
i
(51)
xT
P
xT
V
m
CE
CE
i
(
(52)
La ecuación (50) indica que para un yacimiento volumétrico de gas, al graficar la
producción cumulativa de gas (GP) en (PCN) contra la relación presión factor de
compresibilidad (P/Z), se obtiene una línea recta con pendiente negativa. (m) e
intercepto (b). La línea recta que se obtiene, podría extrapolarse a presión cero
para determinar el gas inicial en el yacimiento, o el volumen de gas del yacimiento
a la presión de abandono de (P/Z) para determinar la reserva inicial. Todo esto se
muestra en la figura 5
En la figura 5 se puede observar, que las líneas trazadas no son totalmente

41
Figura 5 Producción cumulativa contra la relación P/Z
lineales, ya depende de los máximos y mínimos de la presión de operación La
caracterización de yacimientos volumétricos de gas, a partir de la ecuación de
balance de materiales. La ecuación (46) se puede escribir en términos de:
ni = nP + nf ; reemplazando (53)
Y
G
P
Y
G
i
i
ZxRxT
PxV
G
ZxRxT
xV
P
n
6
,
379
(54)
Y
Wi
B
P
Y
Wi
B
i
ZxRxT
S
x
xV
Px
G
ZxRxT
S
x
xV
x
P )
1
(
43560
6
,
379
)
1
(
43560
(55)
Multiplicando la ecuación (55) por (R TY ) y dividiendo por 43560VB (1-SW i ) se
obtiene:
Z
P
S
x
xV
xG
RxT
Z
P
Wi
B
P
Y
i
i
)
1
(
)
43560
)(
6
,
379
(
(56)
)
1
(
)
43560
)(
6
,
379
( Wi
B
P
Y
i
i
S
x
xV
xG
RxT
Z
P
Z
P
(57)
En este caso la pendiente de (GP) contra (P/Z) sería
)
1
(
)
43560
)(
6
,
379
( Wi
B
Y
S
x
xV
RxT
m (58)
En estas ecuaciones (TY) corresponde a la temperatura del yacimiento.
Método de Declinación de Presión con Producción. En la figura 6 se
representa un gráfico, en donde en el “Eje de la Y” se encuentra la relación (P/Z),

42
Figura 6 Curva de (P/Z) en función de la Producción Acumulada del Gas
mientras que en el “Eje de la X” la producción acumulada de Gas en MMPCN, con
lo cual se obtiene unas líneas que representan un cierto grado de importancia.
La figura 6 se sustenta en la disminución de presión que ocurre en el yacimiento a
medida que se extrae parte del gas. Este método no se aplica cuando existe en el
yacimiento empuje por agua, este fenómeno se representa en la figura 5. En la
figura 6 se representa en forma aproximada el comportamiento de la relación
(presión /Factor de compresibilidad) en función de la producción acumulada del
gas en millones de pies cúbicos normales
Factor de Recobro. Este es un factor de gran importancia para determinar la
producción y se cuantifica, según lo siguiente:
Porcentaje de Recobro: %R(abandono)= 100
i
Pa
G
G
(59)
Procedimiento Si se dispone de datos de presión producción durante los primeros

43
años de explotación del yacimiento:
a.- Graficar (P/Z) contra (GP )
b.- Interpolar una línea recta hasta cortar el eje horizontal y se lee el valor de (Gi )
punto de corte en el GOES
c.- Calcular las reservas hasta una presión de abandono (sino se conoce la
presión de abandono se toma un valor de 500 lpca)
d.- Con la presión de abandono se calcula un (Z) de abandono y se entra a la
gráfica con la cantidad ((Pa/Za) y se lee el respectivo (GPa).
e.- Calcular el % de recobro
f.- Con la pendiente hacer un cálculo estimado del volumen bruto
g.- Si se conoce el espesor se puede calcular el área de drenaje
La ecuación (48) puede expresarse como una función de los factores volumétricos
de gas inicial (BGi) y final (BGF). Luego resolviendo para (GP), queda:
p
W
e
i
f
CE
CE
f
i
CE
CE
i
P xW
B
W
V
xT
xZ
P
xT
P
xV
xT
xZ
P
xT
P
G (
1 (60)
Reemplazando los parámetros que permiten determinar los factores volumétricos
del gas en condiciones iniciales y finales (BGi) y (BGF). Luego la ecuación (60) es:
GP=BGi xVi –BGF(Vi- WE+BWxWP (61)
Sustituyendo (Vi) por su equivalente (G/BGi),esto convierte la ecuación (61) en:
P
W
e
Gi
Gf
P xW
B
W
B
G
B
G
G (62)
Dividiendo la ecuación (62) por (BGi)y desarrollando queda:
P
W
e
Gi
Gf
Gf
P
xW
B
W
B
B
G
B
G 1
1
(63
Si se utilizan los factores volumétricos en (PCY/PCN), entonces la ecuación (63)
se reduce a:
GPxBGF
’
= G(BGF
’
-BGi
’
)+WE- BWxWP (64)

44
Utilizando al ecuación (64) se puede obtener La cantidad de agua en pies cúbicos
que entran al yacimiento a una determinada presión:
WE= GPxBGF
’
-G(-BGF
’
+BGi
’
)+ BWxWP (65)
Donde: (WE)= cantidad de agua que ingresa al yacimiento en (PC);(GP)=
producción cumulativa en (MM PCN); (BGf)= factor volumétrico a la presión final en
(PCN/ PCY) ; (BGi
’
)= factor volumétrico a la presión inicial del yacimiento en (PCN /
PCY) ; (BW)=factor volumétrico del agua en barriles normales de agua (BNA/
barriles de yacimiento) y (WP) es el volumen de agua producido en el yacimiento
en pies cúbicos de agua (PCA)
En vista que (BWxWP), se considera que es el volumen de intrusión y de
producción de agua Luego se puede determinar el porcentaje de saturación de
agua ,y lógicamente el porcentaje de saturación residual del gas:
SW= (agua connata+Intrusión de agua)/ Espacio poroso (66)
Para no cometer errores en el uso de estas ecuaciones hay que tener presente
que el factor volumétrico puede expresar en varias unidades. Luego es
recomendable tener siempre esto presente para no cometer errores en la
utilización de diferentes sistemas de unidades. También se debe de tener presente
que tanto (G), como (GP) deben expresarse bajo las mismas condiciones de
presión y temperatura base en que fueron expresados los factores volumétricos
del gas. Luego (GPxBGF
’
) es el volumen del gas producido a la presión,(PF).
(G(BGF
’
-BGi
’
) es la variación del volumen del gas inicial, cuando se dilata de (Pi a
PF);(WE+ BWxWP) son los volúmenes de intrusión y de producción de agua,
respectivamente
En yacimiento volumétrico de gas, la cantidad de gas producido es igual al
volumen de expansión, luego la ecuación (63) queda como:
GPxBGF
’
= G(BGF
’
-BGi
’
) (67)
Ejemplo Cuando se inicia la producción de un pozo de gas la presión tenia un
valor de 3900 lpca, mientras que la temperatura era 275 F. La gravedad específica
del gas al aire tiene un valor de 0,72.El área de la arena productora tiene un valor
de 185 acres, mientras que el espesor alcanza un valor de 48 pies. En esas
condiciones la porosidad promedio tenia un valor 23,5%, mientras que el agua
connota era 24%. En función de los datos determinar
a.- El volumen inicial en el yacimiento
b.- El Factor de recuperación del pozo de gas
c.- la reserva inicial de gas, si el yacimiento produce por depleción volumétrica, y
en este momento la presión se estabiliza en 3300 laca

45
d. La reserva inicial del pozo de gas con empuje hidrostático si la saturación
residual del gas es 24%
e.- La intrusión de agua y la saturación residual del yacimiento con empuje
hidrostático., si la producción acumulada de agua es 14000 barriles. El factor
volumétrico del agua (BW), tiene un valor de 1,05 (barriles / barriles). La producción
cumulativa de gas alcanza un valor de 945 MM PCN.
Solución: Si Ge 0,72 TSC=400 R PSC=665 lpca
TSR=735/400=1,84 PSR=3900/665=5,86 Z=0,92
0,92 x735
BG =0,0283------------------=0,0049 (PCN/PCY)=204,08 (PCY/PCN)
3900
TSR=735/400=1,84 PSR=3300/665=4,96 Z=0,90
0,90 x735
BG =0,0283------------------=0,0057 (PCN/PCY)=175,44 (PCY/PCN)
3300
a) Ginicial =43560x0,235 (0,76)x204,08=1,59 MM PCN
b.- PSRA=500/665=0,75 ZA=0,95
0,95 x735
BGA =0,0283------------------=0,0395 (PCN/PCY)=25,32 (PCY/PCN)
500
(204,08 –25,32 )x100
FR =--------------------------------- =87,59%
204,08
c.- Volumen Poroso = 43560x0,235x185x48=90,90 MM PC
Gas en el yacimiento después de la depleción por agua hasta 3300 lpca
Ginicial =90,90x106
0,76)x175,44=12,12 MMM PCN
d.- Gas en el yacimiento después de la invasión por agua a 3900 lpca
Ginicial =90,90x106
0,24)x204,08=4,41 MMM PCN
Gas en el yacimiento después de la invasión por agua a 3300 lpca
Ginicial =90,90x106
0,24)x175,44=3,83 MMM PCN
Reserva Inicial con empuje hidrostático a 3900 lpca

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