Resumen de Propiedades Primer Parcial

8/19/2019 Resumen de Propiedades Primer Parcial

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Resumen de propiedades primer parcial:

Yacimiento: unidad geológica de volumen limitado capaz de contener hidrocarburo en estadoliquido y/o gaseoso.

Ingeniería de yacimientos: es aquella ciencia y aquel arte que permite el control y el pronósticodel comportamiento de un yacimiento durante su vida productiva. Es ciencia porque tiene unaamplia base cientí ica! pero es "m#s un arte$ porque en la pr#ctica! la mayoría de datos!

enómenos y síntomas del yacimiento pueden ser interpretados lógicamente en varias ormas.%b&etivos de la ingeniería de yacimientos:

• Estimar las reservas o volumen de crudo recuperable.• 'redecir el comportamiento del yacimiento.

'ara diagnosticar un yacimiento se cuenta con:

• (lgunos datos ísicos.• Estadísticas de producción )poco dignas de con ianza*.

• +uestras que representan una in initesimal parte del yacimiento.• ,-cnicas estadísticas para establecer promedios )a menudo aplicadas incorrectamente*.• Ecuaciones matem#ticas con suposiciones remotas para presentar el yacimiento.

unción de la ingeniería de yacimientos: e inir y evaluar las propiedades de las rocas y delyacimiento.

Entrampamiento de hidrocarburos: para que ocurra un campo de gas y de petróleo! deben estar presente cuatro actores.

0. uente productora de hidrocarburos: se considera generalmente que es la materia org#nicadepositada simult#neamente con las partículas de rocas! que generalmente son lutitas. 1amateria es trans ormada en hidrocarburos por varios actores )bacterias! presión!temperatura* que luego son e2pulsados a medida que contin3a la deposición y compactación.El hidrocarburo! m#s liviano que el agua emigra hacia arriba a trav-s de la roca hasta llegar ala super icie a ser atrapado.

4. 1a trampa: es cualquier condición ísica que detiene la emigración del hidrocarburo. 'uedenser:

a. Estructural: la roca del yacimiento tiene por tapa una roca impermeable y la geometríade su con iguración permite que la acumulación de hidrocarburos ocurra en la parteestructural m#s alta.

b. Estratigr# ica: resulta de la perdida de porosidad y permeabilidad en la misma roca)yacimiento*. El cambio en las propiedades capilares de la roca hace que el petróleono pueda desplazar el agua contenida en los poros y esto resulta en elentrampamiento de hidrocarburos.

c. 5ombinada: tanto el aspecto estructural como los cambios estratigr# icos in luenciaronel entrampamiento de los hidrocarburos.

6. 7ello: para que una trampa sea e ectiva se requiere una roca impermeable que la recubra.'uede estar cubriendo la parte superior )anticlinal* o entrecortado )domo salino u homoclinal

allado*.


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8. Yacimiento.

'orosidad ) Φ) : es la racción del volumen total de la roca no ocupada o libre de material.

1a porosidad est# dada por: onde: 9p: volumen poroso poroso. 9t: es el volumen total

1a porosidad es una racción que varía entre y 0! tambi-n puede ser representada en porcenta&e! laporosidad es adimencional! cuando se utiliza en las ecuaciones se e2presa en racción.

5lasi icación de la porosidad:

0. 7eg3n la comunicación de los poros.

a. 'orosidad absoluta ) Φ a*: es la racción del volumen totalde roca que toma en consideración a los porosconectados y no conectados.

b. 'orosidad e ectiva )Φε): es la racción del volumen totalde la roca que toma en consideración a los porosconectados entre sí.

c. 'orosidad no e ectiva Φne*: es la racción del volumentotal de la roca que toma en consideración a los poros noconectados entre sí. Φ ne; Φ a >?!@ barriles de petróleo y con una porosidad del 6 = puede contener 464>!? barriles depetróleo.

actores que a ectan a la porosidad:

0. ,ipo de empaque: 1a proporción de los espacios porosos de la roca dependen del tamaAo yempaquetamiento de los granos que la orman. (sí! la porosidad es mayor en los sedimentos noconsolidados )arena! grava* que en aquellos sometidos a liti icación )areniscas! conglomerados*!ya que la conversión de los sedimentos en roca sedimentaria origina la perdida de la porosidadcomo consecuencia de la compactación ) espacios destruidos debido a que los granos seaprietan entre sí* y la cementación ) espacios llenos de material cementante para que los granosse &unten*.

El empaque c3bico representa el límite superior de porosidad. 5ada es era es contactadasolamente por otras cuatro es eras y la porosidad es independiente de sus di#metros. El


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(dem#s de estas uerzas e2ternas que alteran el volumen poroso del yacimiento! la porosidadtambi-n depende de la presión interna del yacimiento o presión de los poros.

Rangos de porosidad:

5alidad 'orosidad =+uy buena D4

uena 0?


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'ermeabilidad )J*: Es la capacidad del medio poroso para de&ar pasar los luidos a trav-s de -l.7e e2presa por la ley de arcy! para que una roca sea permeable debe tener porosidadinterconectada es decir porosidad e ectiva. ,ambi-n puede de inirse como el reciproco de laresistencia que un medio poroso o rece al lu&o de los luidos.

1a permeabilidad est# dada por:

onde: q: tasa de lu&o en cm6/seg.

1: la longitud del empaque de arena en cm (: #rea transversal en cm. K0 yK4: alturas en cm alcanzadas por el agua en los manómetros colocados a la entrada ysalida del empaque. J: ctte de proporcionalidad que depende de las características de la arena.

,ipos de permeabilidad:

0. 'ermeabilidad absoluta )Ja*: es aquella que tiene un medio poroso saturado 0 = por una3nica ase. Esta es una propiedad del medio poroso y por lo tanto no depende del luido! tasadel lu&o y di erencial de presión.

4. 'ermeabilidad e ectiva )Jei* )i: o!L!g*: es aquella que corresponden a una determinada asecuando luyen en el medio poroso dos o m#s ases. 7u valor siempre es menor que lapermeabilidad absoluta.

6. 'ermeabilidad relativa )Jri* )i: o!L!g*: es la permeabilidad con respecto a un luido cuandom#s de un luido est# presente. Es la relación que hay entre la permeabilidad e ectiva y laabsoluta.

Jri; Jei/Ja

actores que a ectan la permeabilidad:

0. esplazamiento de las paredes: e ecto MlinMenberg.4. 9ariaciones de permeabilidad por reacciones entre luidos y yacimientos. 1os líquidos reactivos

alteran la geometría interna del medio poroso! bien sea por e2pansión de arcilla! disolución delcemento que une los granos o arrastre de las partículas desprendidas durante el lu&o. 1ainyección de agua resca en un yacimiento conduce a reducción en la permeabilidad!especialmente si hay presente arcilla! aunque sea en muy pequeAas cantidades.

6. E ecto de la presión de sobrecarga en la permeabilidad: la compactación de la muestra debida ala presión de sobrecarga puede producir tanto como el N = de reducción en la permeabilidad dela ormación.

Rango de permeabilidad:

'obre JF0Regular 0FJF0+oderado 0 FJF?

ueno ? FJF4?+uy bueno JD4?


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5ondiciones que deben cumplirse durante la determinación de la permeabilidad:

0. 1a ormación debe ser homog-nea.4. o debe e2istir interacción entre el luido y la roca.6. 1a roca debe estar 0 = saturada con una sola ase.8. ebe ser un lu&o incompresible! laminar y continuo.?. 1a temperatura debe ser constante.

1ey de arcy:

Enunciado de la ley de arcy: la velocidad de un lu&o homog-neo en un medio poroso esproporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del lu&o! laconstante de proporcionabilidad es la permeabilidad.

,eoría de arcy: Cn medio poroso tiene la permeabilidad de un arcy cuando un luido de unasola ase! con una viscosidad de un centipoise )cp* y que satura totalmente el medio poroso!

luye a trav-s de -l ba&o condiciones de lu&o viscoso a una tasa de 0 cm6/seg por un #reatransversal de 0cm 4 por cm de longitud! ba&o un di erencial de presión de 0 atm.

Beometría del yacimiento:

0. lu&o lineal en capas en paralelo: 1a di erencia de presión en todos los estratos es constante y latasa de lu&o total a trav-s del sistema es igual a la suma de las tasas de lu&o a trav-s de lascapas individuales.

O'; Op0;Op4;Op6P;Opn qt; q0Q q4 Q q6PQ qn

4. lu&o lineal en capas en serie: consiste en capas homog-neas de di erentes permeabilidadesarregladas en serie. 1a caída de presión total a trav-s de este sistema es igual a la suma de lascaídas de presión a trav-s de cada capa.

O'; Op0QOp4QOp6PQOpn qt; q0; q4 ; q6P; qn

6. lu&o radial en capas en paralelo: 1a tasa de lu&o radial a trav-s del #rea estrati icada es la sumade las tasas de lu&o a trav-s de cada capa de lu&o individual.


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O'; Op0;Op4;Op6P;Opn qt; q0Q q4 Q q6PQ qn

8. lu&o radial en capas en serie: 1a caída de presión total esigual a la suma de las caídas de presión de cada capa.

O'; Op0QOp4QOp6PQOpn qt; q0; q4 ; q6P; qn

ndice de productividad ) S o I' *: es la relación e2istenteentre la tasa de producción! qo! y el di erencial de presiónentre la presión del yacimiento y la presión luyente en el

ondo del pozo.

'ermeabilidad relativa: 5uando dos o m#s luido luyen almismo tiempo en un medio poroso! la permeabilidad relativade cada ase a una especí ica saturación equivale a larazón entre la permeabilidad e ectiva de dicha ase y lapermeabilidad absoluta.

5uando e2isten tres ases presentes! la suma de laspermeabilidades relativas )JrLQJroQJrg* es variable y siempre menor o igual a 0.

Beneralmente! la permeabilidad relativa se determina! para sistemas bi #sicos agua< petróleo y gas<petróleo! con agua connata inmóvil! y se presenta gr# icamente mediante un par de curvas com3nmentere eridas como curva de permeabilidad relativa para la ase no mo&ante y curva de permeabilidadrelativa para la ase mo&ante.

'ermeabilidades relativas a dos ases: 5uando una ase mo&ante y otra no mo&ante luyensimult#neamente en un medio poroso! cada una de ellas sigue un camino separado y distinto deacuerdo con sus características humectantes! lo cual da como resultado la permeabilidadrelativa para la ase humectante y no humectante. ebido a que la ase no humectante selocaliza en la parte central! ocupando los canales de los poros m#s grandes! contribuir# al lu&odel luido a trav-s del yacimiento y! por lo tanto! las saturaciones ba&as de la ase no humectantepodr#n reducir dr#sticamente la permeabilidad de la ase humectante

En la igura N.4 presenta un par de curvas típicas de permeabilidades relativas para un sistemaagua< petróleo! considerando el agua como la ase humectante.

En esta igura se puede distinguir cuatro puntos muy importantes:0. El punto 0 en la curva de permeabilidad relativa de la ase mo&ante muestra que una saturación

pequeAa de la ase no mo&ante reducir# dr#sticamente la permeabilidad relativa de la asemo&ante. 1a razón de esto es que la ase no mo&ante ocupa los espacios de los poros m#sgrandes! lo cual acilitar# el lu&o de dicha rase.

4. En el punto 4 en la curva de permeabilidad relativa de la ase no mo&ante muestra que -stacomienza a luir a saturaciones relativamente ba&as. En el caso de que esta sea petróleo! lasaturación en este punto se denomina saturación de petróleo crítica! 7oc.


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6. En el punto 6 en la curva depermeabilidad relativa de la ase mo&antemuestra que -sta cesa de luir asaturaciones relativamente grandes. Estose debe a que dicha ase ocupapre eriblemente los espacios porososm#s pequeAos! donde las uerzascapilares son mayores. 1a saturación deagua en este punto se re iere comosaturación de agua irreducible 7Lir osaturación de agua connata! 7Lc.

8. En el punto 8 en la curva depermeabilidad relativa la ase no mo&antemuestra que! a ba&a saturaciones de la

ase mo&ante! los cambios en lasaturación de esta 3ltima tienen pocoe ecto en la magnitud de dicha curva. 1arazón es que! a ba&as saturaciones! el

luido de la ase mo&ante ocupa unespacio poroso m#s pequeAos ymaterialmente no contribuye al lu&o y! por lo tanto! al cambiar la saturación de -stossu e ecto en el lu&o de la ase no mo&ante en mínimo. Esto indica que una porción del espaciporoso disponible! aunque interconectado! contribuye poco a la capacidad conductiva de los

luidos.

'roceso de drena&e o desaturación e imbibición o resaturación: 7i la muestra de roca esinicialmente saturada con la ase mo&ante! por e&emplo agua! y los datos de permeabilidadesrelativas se obtiene disminuyendo la saturación de esta ase mientras luye luido no mo&ante!

por e&emplo petróleo! el proceso se denomina drena&e o desaturación. 'or el contrario! si losdatos se obtienen aumentando la saturación de la ase mo&ante! el proceso se llamar# imbibicióno resaturación. 5u#ndo se cambia la historia de saturación se denomina hist-resis.

'ermeabilidades relativas a tres ases: 1a permeabilidad relativa de un luido se de ine como elcociente entre la permeabilidad e ectiva del luido a un valor de saturación dado y lapermeabilidad absoluta a 0 = de saturación. 5ada sistema poroso tiene características 3nicasde permeabilidad relativa que deben ser medidas e2perimentalmente. (hora bien! ladeterminación e2perimental directa de las propiedades de permeabilidades relativas a tres aseses e2tremadamente di icultosa y envuelve t-cnicas comple&as pues requieren conocer ladistribución de saturación a lo largo del n3cleo. 'or esta razón! es m#s #cil determinar e2perimentalmente las características de permeabilidad relativa bas#ndose en sistemas de dos

ases.

7aturación )7i* )i ; o!L!g*: es la racción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado luido.

Yacimiento sudsaturado: e2iste una sola ase y se da cuando la presión del yacimiento es mayor que la presión de saturación.


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Yacimiento saturado: e2isten dos ases y se da cuando la presión de yacimiento es monor que lapresión de saturación.

o 'sat en un yacimiento de petróleo es la presión de burbu&eo! y en un yacimiento de gas es lapresión de roció.

(gua intersticial )7Li*: el agua intersticial! connata o innata es aquella que est# presente encualquier punto de todo yacimiento de hidrocarburos. Esta agua rodea los granos y llena lospequeAos poros. En general los hidrocarburos ocupan la parte central de los poros grandes y lasgrietas.

uerzas capilares: es la uerza que retiene al agua en la roca madre.

7aturación crítica: Est# asociada a cada luido.

0. 7aturación crítica del petróleo )7oc*: en esta saturación tambi-n conocida como saturaciónde petróleo residual 7or! el petróleo permanece en los poros y para todos los propósitospr#cticos no se mueve. 'ara que se mueva! la saturación debe ser mayo que 7oc.

4. 7aturacion de petróleo remanente! )7o*: durante el proceso de desplazamiento de un

petróleo crudo! ya sea por agua o por gas! e2istir# cierta cantidad de -l que va quedandodetr#s de la zona de petróleo caracterizada por un valor de saturación mayor que la 7oc.este valor de saturación se conoce como saturación de petróleo remanente. Este t-rminoest# relacionado generalmente con la ase no mo&ante! cuando -sta es desplazada por una

ase mo&ante.6. 7ataración critica de gas )7gc*: a medida que la presión de yacimiento declina por deba&o de

la presión de burbu&eo o de saturación! el gas se separa de la ase de petróleo y!consecuentemente! aumenta su saturación. 1a ase de gas permanece inmóvil hasta quee2cede un valor de saturación conocido como saturación critica de gas! por encima de la cualcomienza a moverse.

8. 7aturación critica de agua )7Lc*: es la m#2ima saturación de agua a la cual permanecer#inmóvil.

Yacimiento de petróleo saturado:ivel de terminación )(


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7aturación de agua irreducible: es la mínima saturación que puede obtenerse por eldesplazamiento del agua por el petróleo. El nivel de saturación de agua irreducible es el tope dela zona de transición (gua


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1a tensión inter acial &uega un papel importante en el recobro de petróleo especialmente en losprocesos terciarios! ya que si este par#metro se hace despreciable! entonces e2istir# un 3nico luidosaturando el medio! el cual! luye m#s #cilmente.

Cno de los actores que m#s a ecta la tensión super icial lo constituye la presencia de gases inertes!tales como el 4 y el 5%4! los cuales tienden a ba&arla.

+-todos para medir la tensión super icial: El ascenso capilar! la gota pendiente! la burbu&a

atrapada! el s-sil o del estalagmómetro y el de la burbu&a suspendida. %tro m-todo es el delanillo o tensiómetro u oUy! muy utilizado por que permite determinar! adem#s! tensionesinter aciales.

5omportamiento de producción de los pozos: se e2plica a trav-s de las curvas de a luencia! atrav-s de las cuales se puede determinar el índice de productividad.

ndice de productividad )I'*: nos permite determinar el potencial de un pozo. 7i el pozo estaabierto e2iste una presión de ondo luyente )'L *. 7i el pozo est# cerrado e2iste una presiónest#tica )'e*. El I' se debe calcular para cada pozo e2istente en un yacimiento.

7i I' es constante es sistema viene dado por un empu&ehidr#ulico.

VEn esta igura '; H Wma2 I' ;ctte.V1a tasa que se debe tomar debe pertenecer a la recta de lacurva I'R y asi determinar 'L y W.Val calcular el I' se puede decir la calidad del pozo.

Vcuando I' es variable:+ecanismos de producción de los yacimientos: 1osmecanismos de producción se re iere a las uerzasnaturales del yacimiento que hacen que los luidos semuevan hacia los pozos y sean producidos.

#sicamente se distinguen ? tipos de mecanismo deproducción:

Empu&e por gas en solución y e2pansión de los luidos:un yacimiento de petróleo no tiene capa de gas inicialsi la presión del yacimiento es mayor que la presión de

burbu&eo. ( medida que el petróleo es producido! El petróleo remanente por ser compresible see2pande para llenar el espacio vacío que va quedando detr#s! lo que causa una disminución enla presión del yacimiento. 5uando la presión disminuye hasta el punto de burbu&eo! el gasdisuelto comienza a separarse del petróleo y como este gas libre es m#s compresible que elpetróleo! la presión declinar# m#s suavemente. Este proceso se conoce como empu&e por gasen solución y su e iciencia depende en gran parte de la cantidad inicial de gas disuelto. 7inembargo! las recuperaciones obtenidas de la e2pansión de líquidos por encima del punto deburbu&eo y del empu&e del gas en solución por deba&o del punto de burbu&eo son bastantes ba&anormalmente del orden de ? a 4 =. En contraste! los yacimiento de gas suelen tener muy altarecuperación del mecanismo de e2pansión de gas! por lo general del orden de > a @ =! debido


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a que al gas es mucho m#s comprensible y tiene una viscosidad mucho m#s ba&a que elpetróleo.

Empu&e por capa de gas: 7i un yacimiento tiene una capa de gas inicial! la presión inicial en elcontacto gas petróleo )5B'* es equivalente a la presión de burbu&eo del petróleo. eba&o del5B'! la presión de burbu&eo y la cantidad de gas disuelto usualmente permanecen constante amedida que la presión del yacimiento aumenta con pro undidad. (unque la presión delyacimiento es igual a la presión de saturación o de burbu&eo solamente en el 5B'! el petróleo yel gas est#n en equilibrio y se dice que el petróleo est# saturado. Estos yacimientos producenpor el mecanismo de empu&e de la capa de gas! ya que debido a su compresibilidad! el gas see2pande y ayuda a e2pulsar el petróleo. 7in embargo! para que este mecanismo sea e ectivo! esnecesario de inir el tamaAo de la capa de gas y que la ormación tenga una alta permeabilidadvertical y un espesor o buzamiento considerable.

En e ecto! una capa de gas muy pequeAa no es tan e iciente como una de tamaAo mediano. Encontraste una capa de gas que es muy grande en relación a la columna de petróleo es tambi-n menose icaz que una de tamaAo mediano. 1a razón de esto es que resulta di ícil producir el petróleo cuando lacapa de gas es muy grande y la zona de petróleo es delgada! porque el gas tiende a sobrepasar elpetróleo e irrumpe primero en los pozos de producción. El yacimiento de empu&e por capa de gas m#se iciente es aquel que posee un volumen de la capa de gas similar en tamaAo al volumen de la zona depetróleo. 5uando este tipo de mecanismos est# presente! la recuperación es mayor! normalmente en un6 a 8 = del petróleo inicialmente en el yacimiento.

Empu&e con agua: se presenta cuando debido a la disminución de presión en el yacimiento! seorigina la e2pansión de un acuí ero que lo subyace! desplazando de esta manera el petróleohacia los pozos productores. 1a e iciencia de este tipo de empu&e est# controlada principalmentepor el tamaAo del acuí ero y la permeabilidad de la roca yacimiento. ado que la compresibilidaddel agua es pequeAa! se requieren acuí eros de gran tamaAo para que e2ista un empu&ehidr#ulico e ectivo. ,ambi-n se requiere una permeabilidad alta! de tal orma que e2ista unar#pida comunicación entre el yacimiento y el acuí ero.

Este tipo de mecanismo puede llegar a ser muy e ectivo! obteni-ndose recuperaciones del orden de 8 <> = del petróleo inicial en el yacimiento. ) actor de recobro*

Empu&e por drena&e gravitacional: 1a gravedad es un mecanismo de empu&e muy lento! peroe icaz. 1os pozos completados en yacimientos que ya no tienen otra energía que la gravedad sereconocen porque poseen tasas de producción lentas y constantes para periodos muy largos. 1agravedad usualmente traba&a en con&unto con otros mecanismos de empu&e para incrementar sue icacia.

Empu&e combinado: En la mayoría de los yacimientos se presenta m#s de un tipo de empu&edurante su vida productiva! bien sea en orma alternada o simult#nea. En ambos casos! se diceque el yacimiento produce por empu&e combinado.

El empu&e por gas en solución se caracteriza por una r#pida declinación en presión y una e iciencia derecuperación ba&a. En el caso de empu&e por capa de gas! la presión se mantiene a un nivel m#s altoque en el caso de empu&e por gasen solución y por tanto la e iciencia de recuperación se me&ora.elgrado de me&oramiento depende del tamaAo de la capa de gas en relación con el tamaAo de la zona depetróleo y el procedimiento de producción utilizado. El empu&e hidr#ulico es el m#s e iciente enmantener la presión del yacimiento y normalmente de la mayor e iciencia de recuperación. 7in embargo!un yacimiento con empu&e por capa de gas! producido de tal orma que se obtenga la mayor


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contribución de las uerzas gravitacionales! puede dar una mayor recuperación que un empu&ehidr#ulico.

actores que a ectan el recobro del yacimiento:

0* 'resión del yacimiento! 1a solubilidad elgas en el crudo es unción de la presión.7e obtiene un aumento general en el

recobro cuando la presión inicial es menor.5uando la presión es m#s alta la curva desolubilidad alcanza un m#2imo al inaldebido a que se ha liberado una grancantidad de gas para producir un barril depetróleo. Bran parte de la energía delyacimiento se desperdicia en la ormaciónde canales de lu&o de gas. 1a ba&arecuperación cuando la presión inicial esalta tambi-n se debe a una mayor contracción de petróleo al pasar acondiciones normales.

4* 9iscosidad y gravedad ('I. El actor derecobro disminuye al aumentar la viscosidad. El recobro se incrementa a medida que se incrementa lagravedad ('I hasta 8 X('I y despu-s disminuye. 1os petróleos con mayor gravedad ('I tienen m#scontracción. 1os yacimientos con m#s de ? psi y solubilidades de gas mayores a 0 t6/7, ! tienenrecobros que dependen m#s del movimiento de los luidos que de la energía del yacimiento.

6* Bas en solución. ( menor gas en solución mayor ser# el recobro de crudo. El crudo del yacimientoque contiene menor gas disuelto requiere una mayor contracción para tener una saturación de gascrítica adem#s e2iste una mayor caída de presión en las primeras etapas de la vida del yacimiento. Elpetróleo con mayor solubilidad se crea un vacío para permitir la ormación de la saturación de gascrítica.

8* orma de las curvas de permeabilidades relativas. 'ara casos donde la saturación de gas crítica escero no hay mínimo en el B%R. 1a e2istencia de una saturación de gas crítica contribuye a un mayor recobro. 5uando no hay saturación de gas crítica la solubilidad es mayor lo cual es adverso al recobro.

?* 7aturación de agua connata. 5uando hay agua connata hay m#s recuperación ya que las curvas depermeabilidades relativas se desvían hacia la región de saturación ba&a de petróleo. En otras palabras!sin agua connata! el agua luye m#s r#pido.

N* 'resencia y ormación de capa de gas.>* Rata y m-todo de inyección de gas. Esto se hace principalmente para mantenimiento de la presión.Cna rata e2agerada permite que no haya equilibrio.

@* Espaciamiento entre pozos. ( mayor espaciamiento mayor e iciencia de e2pulsión y mayor recobro.El gas de recorrer m#s camino.

* Kist-resis de vaporización del yacimiento. 1a hist-resis es unción de la presión. (l haber desequilibrio en las ases hay p-rdida de recobro.


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0 * Ratas de producción de los luidos y caída de presión. Cn alto caudal trae como consecuencia unaalta presión di erencial lo que impide el establecimiento de equilibrio en la vaporización quedando elpetróleo sobresaturado de gas lo que causa hist-resis de vaporización y la consecuente p-rdida derecobro.

00* Bradiente de la saturación de gas en procesos de inyección. (l inyectar gas! -ste no se dispersauni ormemente en el yacimiento sino que orma un gradiente de saturación! siendo la saturación delíquido mayor en la vecindad del pozo productor. 7i este gradiente es muy alto per&udica el recobro de

petróleo.00* 9olatilidad del crudo en el yacimiento. 5uando el crudo es de alta volatilidad! las proporcionesrelativas de líquido y vapor no son las mismas a condiciones de super icie y yacimiento. ( mayor volatilidad menor recobro por la ormación e bancos de gas.

'resión capilar: En sistemas ormados por )o


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