República Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular para la Defensa Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional Bolivariana UNEFA Núcleo Anzoátegui-Sede San Tomé Cátedra: Introducción a la Ing. De Petróleo.
Bachilleres: Cumana, Gledys C.I: 25.015.325 Díaz, Dania C.I: 21.198.669 Escalona, Danielys C.I: 25.321.925 Profesor:
González, Kevin C.I: 25.685.725
Ing. Vladinier Hidriogo
Grillet ,Yocoima C.I: 17.080.305
Sección: N01 Petróleo
Lezama, Naireth C.I: 21.178.959
IV Semestre
Ramos, María J. C.I: 25.358.990 Rivero, Luis C.I: 23.364.738 Santarosa, Santos C.I: 8.274.931 Zamora, Andrea C.I: 25.268.617
San Tomé, Noviembre de 2014.
METODOS DE RECOBRO O RECUPERACIÓN DE PETROLEO PE TROLEO
Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales son: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. La fase primaria es producto del flujo natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la necesaria para empujar los fluidos que allí se encuentren. La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los pozos de producción. Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo general viene luego de la segunda etapa, se inyectan químicos, energía térmica o gases miscibles para extraer el crudo. Debido a la variedad de los métodos de recuperación existentes, se hace una evaluación del yacimiento para saber cuál es el método más adecuado de recobro. Por lo general se examinan las propiedades de los fluidos, continuidad de la formación, mecánica de las rocas, tecnología de perforación, opciones de terminación de pozos, simulación de la producción e instalaciones de superficie. Se debe tener en cuenta que las fases no llevan un orden estricto, ya que se podrían utilizar dependiendo de las necesidades existentes en el pozo, es decir, q podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera más favorable para la producción del yacimiento.
DIFERENTES TIPOS DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO
Con frecuencia se utilizarán los términos "recuperación primaria, secundaria y terciaria", que significan lo siguiente:
Primaria: Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba.
Secundaria: Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.
Terciaria: Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descritos, como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc. En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial.
Métodos de recobro o recolección de p etróleo. (IOR) (EOR)
PROCESO DE DEZPLAZAMIENTO MISCIBLE E INMISCIBLE PROCESOS MISCIBLES
PROCESOS INMISCIBLES
Desplazamiento Miscible: Inyección de un gas HC, CO2 y N2
Desplazamiento Inmiscible: Inyección de Agua y Gas.
No existe interfase –Tensión interfacial nula- Nc Infinito.
Interfase, película o fuerza Interfacial actuando entre los dos fluidos.
Se mejora la movilidad al reducirse la viscosidad del petróleo.
Efecto de empuje o pistón realizado por el fluido inyectado.
Buena eficiencia en laboratorio y bajos valores de campo.
Eficiencia en laboratorio cercana a la presente en campo.
Se presenta digitación viscosa debido a la razón de movilidades adversas por las bajas viscosidades típicas del gas inyectado.
Historia El concepto de inundaciones miscibles es bastante viejo. Su potencial era generalmente reconocido por la industria de petróleo bien hace más de 50 años, y varios informes fueron publicados en los años 1920 que describen investigaciones en este área. Durante los años 1930 y a principios de los años 1940 el interés a técnicas de recuperación realzadas era bajo; sin embargo, después del final de la segunda guerra mundial II se produjo un aumento dramático en las investigaciones destinadas a mejorar nuestro conocimiento de lo que podrían llamarse la " física y química de flujo fluido en medios porosos " y hacia el desarrollo de las tres áreas básicas de recuperación mejorada del petróleo térmico, químico, y miscible. Las investigaciones sobre la utilización de técnicas de inundación miscible para mejorar la recuperación de petróleo era una parte importante de este mayor esfuerzo. Los líquidos podrían ser utilizados para las inundaciones miscibles. Casi todos los líquidos disponibles incluyendo alcoholes, cetonas, propano, butano, LPG, gas licuado de petróleo, nitrógeno, dióxido de carbono, metano y mezclas de muchas otras fueron probados. Algunas de las primeras en investigación eran completamente miscibles (frecuentemente llamada miscibilidad 1 de primer contacto) sistemas en los que todas las mezclas de disolvente y petróleo son un líquido de una sola fase. Sin embargo, hubo dos métodos de contacto múltiple en el desplazamiento miscible, la alta presión o la vaporización del método de gas eran también desarrolladas durante los años 1950. El fluido que no es al principio miscible con el crudo, pero es capaz de generar un banco solvente dentro del medio poroso durante el proceso de desplazamiento.
DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES
El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es ausencia de la 1
MISCIBILIDAD: Es una propiedad que establece una condición de tensión interfacial igual a cero entre fluidos
formándose, con esto una fase homogénea a una presión y temperatura específicas. Si dos fluidos son altamente miscibles se necesita menos energía para que ellos formen una sola fase.
TENSIÓN INTERFACIAL: Se puede definir como la cantidad de energía por unidad de área [Dynas / cm2] necesaria para formar una interfase, la disminución de la tensión interfacial da origen a la disminución del crudo residual retenido en el medio poroso del yacimiento, obteniéndose con esto altas recuperaciones de crudo residual.
interfase, el número capilar se hace infinito y desplazamiento al 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable.
El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son Miscibles en todas las proporciones, en esta categoría cae el desplazamiento de un crudo liviano con propano o LPG. El desplazamiento por un gas a alta presión es generalmente del tipo de múltiple contacto; esto es, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. Para determinar si después de varios contactos se puede lograr la miscibilidad a la presión de operación, se utiliza un diagrama ternario 2 de equilibrio de fases.
Miscibilidad de múltiples contacto. Algunos fluidos son no miscible en un primer contacto, pero si a varios contactos, la transferencia de masa debe ser suficiente para que puede ocurrir entre las fases de forma que los dos fluidos sean miscibles. El proceso de desarrollo de
2
DIAGRAMA TERNARIO: Un fluido en un yacimiento es una mezcla de multicomponentes de cientos de diferentes
compuestos hidrocarburos y no hidrocarburos. Para visualizar de una manera sencilla la composición de un crudo se suele utilizar un diagrama ternario, en donde su indican por ejemplo su nivel de viscosidad, presión, entre otros.
miscibilidad de esta manera se conoce como de contacto múltiple (MCM) o un proceso dinámico miscible. Los procesos de miscibilidad por multiples contactos (MCM) son procesos mediante el cual se pone en contacto el crudo con un gas de inyección que puede ser nitrógeno, dióxido de carbono o gas natural para que exista una transferencia de masa entre ambos fluidos y con esto crear el desplazamiento del crudo retenido en el medio poroso. Existen dos mecanismos para obtener la miscibilidad por múltiples contactos los cuales son: condensación del gas de inyección y vaporización del crudo por el gas de inyección.
Técnicas para determinar la miscibilidad: • Burbuja ascendente • Slim tube ( Prueba de tubo delgado) • Diagrama ternarios.
CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE DESPLAZAMIENTO MISCIBLE
1. Proceso de tapones miscibles Se basa en la inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer contacto con el crudo presente en el yacimiento. El agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada, esto mejora la movilidad en la interfase del tapón de gas. El tapón será líquido si la temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica (207°F en el caso del Propano). Por otro lado es necesario que la profundidad del yacimiento esté por encima de los 1600 pies para que no ocurran fracturas en la formación. Este proceso es ventajoso debido a que todo el petróleo contactado se desplaza, se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad, es aplicable a un amplio rango de yacimientos y puede usarse como método tanto secundario como terciario.
Ventajas •
Todo el petróleo contactado se desplaza
•
Se requiere bajas presiones para alcanzar la miscibilidad.
•
El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos.
•
Se puede utilizar como un método secundario o terciario.
Desventajas • El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas. •
El tamaño del tapón es difícil de mantener debido a la dispersión.
•
El material del tapón es costoso.
Métodos de Invasión con tapones miscibles.
2. Proceso con gas enriquecido Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano, empujado por un gas pobre y agua. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el petróleo. Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la delantera.
Ventajas
Se desplaza todo el petróleo residual del contacto Si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente Es un proceso económico, Se desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre y si se usan tapones de gran tamaño se reducen los problemas de diseño.
Desventajas
Tiene una pobre eficiencia, Si las formaciones son gruesas ocurre segregación por gravedad La presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.
3. Inyección Continua de Vapor La inyección continua de vapor es un método de recobro mejorado, aplicado principalmente a crudos pesados. La técnica consiste en la inyección de vapor continuamente al reservorio desde un pozo inyector, con el fin de aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su viscosidad para propiciar el flujo hacia un pozo productor. Es utilizado especialmente en yacimientos someros, con arenas de alta permeabilidad o no consolidadas. El objetivo principal del método es el aumento del recobro del crudo mediante la reducción de la saturación residual de petróleo, el aumento de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje por gas como consecuencia del flujo de vapor en el reservorio y una alta eficiencia de barrido. Los factores que favorecen la aplicación de este mecanismo son crudos con altas viscosidades, alta gravedad específica y espesores de arena gruesos. Se deben diseñar cuidadosamente los planes de inyección para disminuir al máximo las pérdidas de calor desde superficie hasta yacimientos adyacentes, principal falla de operación. Aunque existen parámetros que limitan la aplicación del método, han sido implementados planes pilotos en campos con condiciones muy adversas donde se ha podido incrementar el recobro utilizando la inyección continua de vapor. La inyección de vapor es el método más utilizado a nivel mundial y el que más altos recobros reporta (50 – 60 por ciento). Existen dos maneras de realizar la inyección de vapor a los reservorios, como inyección continua de vapor y como inyección cíclica, la mayor diferencia entre ambos radica en el tiempo de exposición al calor del crudo y el área de aplicación. La inyección continua de vapor implica el uso de dos pozos, uno inyector y otro productor, el yacimiento es enfrentado a un frente continuo de vapor que entra en él y propicia el cambio en propiedades tanto de los fluidos como de la roca. La efectividad del método se basa en el incremento del recobro mediante varios puntos: 1. Reduce la saturación de petróleo residual y mejora el valor de permeabilidad relativa al petróleo (Kro). 2. Incrementa la eficiencia del barrido de fluidos. 3. Permite la vaporización y destilación de las fracciones más livianas de hidrocarburo, que luego se convierten en condensados y pueden ser producidos. 4. Provee un mecanismo de empuje por gas debido al frente de vapor que se desplaza y lleva al crudo hacia los pozos productores.
El proceso consiste en lo siguiente, se cuenta con un pozo inyector y un pozo productor, desde el pozo inyector se le inyecta a la formación vapor que ha sido generado bien sea en superficie con equipos destinados a esta labor (generadores de vapor) o con el uso de generadores especiales en el hoyo, que mediante combustión calientan el agua suministrada y proveen el vapor para la técnica. Al llegar a la formación el vapor se mueve a través de los poros interconectados y en las zonas más cercanas al pozo el crudo se vaporiza y es empujado hacia adelante; parte del crudo no es removido, sin embargo el crudo remanente estará a mayor temperatura. A medida que avanza el frente de crudo también avanza el frente de vapor, parte del cual eventualmente se condensará debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes. El agua condensada se encontrará a la misma temperatura del vapor y generará un banco de condensado caliente, que permite el empuje de parte del crudo a medida que se enfría y llega a la temperatura de yacimiento, punto desde el cual se incorpora como influjo de agua. Esto define 3 zonas principales en el área de influencia del vapor. La zona de vapor donde predomina el efecto de la destilación. La temperatura del yacimiento es casi igual a la del vapor y solo se mueve el petróleo gaseoso que ha sido vaporizado y el agua, el líquido permanece inmóvil. La temperatura del vapor permanece casi constante, disminuyendo en la dirección del flujo. La temperatura y la presencia de la fase de vapor permite que las fracciones más livianas se vaporicen y muevan hasta el banco frio de crudo, dejando atrás a las fracciones más pesadas, cuya saturación puede quedar en 15 por ciento, dependiendo de su viscosidad y de la temperatura del vapor. En esta zona ocurre un empuje por gas. Se estima que se puede aumentar en 20 por ciento el recobro debido a esta zona y se logra enriquecer el crudo. En la zona de agua caliente la expansión térmica del petróleo toma lugar, haciendo que el crudo se expanda y se mueva, disminuyendo la saturación residual. Si la viscosidad del crudo disminuye con la temperatura, el influjo de agua caliente será un método eficiente de recuperación. Luego se presenta la zona de agua fría, el recobro de esta zona está determinado principalmente por las propiedades térmicas del crudo. La expansión térmica del crudo se encarga de aportar entre el 3 y 5 por ciento del recobro; el desplazamiento del crudo depende básicamente de la reducción de la saturación residual con la temperatura, esto puede traer entre 10 y 20 por ciento del recobro en las zonas no barridas por vapor, aquí también se condensa las fracciones vaporizadas anteriormente. En la zona fría el recobro es similar al influjo de agua y la saturación residual de hidrocarburo queda entre 20 y 25%.
Métodos de recobro por Inyección de Vapor.
4. Inyección alternada de agua y gas Es en realidad una variable de los tapones miscibles. Su función es controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento Consiste en inyectar tapones de agua y gas alternadamente, éstos se mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en cierta relación agua – gas.
5. Inyección usando solventes Su objetivo es mejorar la extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación, pero primordialmente es la extracción, ésta puede lograrse con fluidos solventes como los siguientes: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condesado del petróleo, gas natural, gas natural licuado, CO2, aire, nitrógeno, gases de combustión, entre otros.
6. Inyección de alcohol Es un método costoso, sin embargo puede ser aplicado comercialmente. Es de uso limitado ya que inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata, por lo tanto el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para aumentar la miscibilidad.
7. Invasión con dióxido de carbono (CO2) Para el recobro del petróleo se prefiere el dióxido de carbono líquido, pero debido a su baja temperatura crítica (88°F) generalmente se encuentra en estado gaseoso. El proceso es similar al empuje por gas vaporizante. Este método debe ser usado en yacimientos con crudos desde moderadamente ligeros a livianos (gravedad API > 25°), lo suficientemente profundos como para estar por encima de la presión mínima de miscibilidad.
Inyección de CO2 Existen esencialmente dos métodos de inyección de CO2. En un tipo, el CO2 es inyectado en la periferia de un campo donde la producción ha ido decayendo largamente por medios de recobro primario y el petróleo y el CO2 son barridos a lo largo de un frente hacia los pozos productores. En este proceso, el agua es usualmente inyectada alternativamente con el CO2 (Gas Alternado con Agua o WAG), con ello se evita tener dos problemas comunes asociados con la inyección continua de dióxido de carbono: Una saliente viscosa del CO2 a través del yacimiento y/o rebasamiento por gravedad del petróleo. Ambos factores reducen la eficiencia de barrido del CO2 a través de los canales de flujo del reservorio. El otro método de recobro es el proceso Huff and Puff (Inyección Alterna). Donde el CO2 es inyectado dentro del pozo y es cerrado por dos o cuatro semanas. Más tarde, el CO2 y el petróleo son producidos de vuelta por el mismo pozo. El ciclo de producción e inyección es generalmente repetido dos a tres veces. La cantidad de incremento del petróleo recuperable de cada sucesivo tratamiento generalmente declina del realizado previamente, hasta que este ya no es viable económicamente para inyectar más CO2. Los desplazamientos miscibles de recobro mejorado (EOR) pueden ser subdividas como: Tapón miscible, gas enriquecido y gas conducido a alta presión incluyendo el CO2. Para cada uno de estos procesos existen un rango de presiones o profundidades, temperaturas y gravedades del petróleo necesarias para alcanzar y mantener la miscibilidad. El CO2 tiene mucha menor viscosidad que el petróleo, por lo tanto la estratificación del yacimiento con desarrollo de permeabilidades verticales y horizontales contrastan fuertemente afectando la eficiencia del barrido.
Usos del Dióxido de Carbono: La muy alta solubilidad del dióxido de carbono en el petróleo y en menor grado en el agua permite:
Una larga reducción en la viscosidad del petróleo y un pequeño incremento en la viscosidad del agua. Expansión del petróleo en un rango del 10 al 20 por ciento (%), dependiendo sobre su tipo de composición y presión de saturación. Reducción en la densidad del petróleo. Esto disminuye el efecto de la segregación gravitacional durante la inyección de CO2 gaseoso. Una reducción de la tensión interfacial. Con CO2 en el estado gaseoso a una presión suficientemente alta donde la miscibilidad con el petróleo pueda ser lograda. Acción química sobre las rocas carbonáticas o lutíticas.
Desventajas de la Inyección de CO2:
La inyección de CO2 dentro de la zona de petróleo del yacimiento puede conducir a cambios de la solubilidad de asfaltenos en el petróleo. El aumento del gas, (Gas Oil- Rate “GOR” o RGP) mediante el incremento del contenido de metano de un sistema de petróleo rutinariamente causa la precipitación de asfaltenos. (Monger y Trujillo 1987). Experimentalmente se determinó que la cantidad de depósitos de asfaltenos en la superficie de los granos era una función de la cantidad de asfaltenos disueltos en el petróleo inicialmente. La inyección de CO2 mezclado con petróleo conduce a la deposición de componentes de peso molecular más altos que la inyección de hidrocarburos solamente
Métodos de recobro por inyección de CO2
8. Inyección de Nitrógeno N2 Para poder aplicar este método se deben cumplir ciertas condiciones, por un lado, el crudo del yacimiento debe: ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano o hidrocarburos livianos, que se caracterizan por tener una gravedad API > 35°, tiene un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento y está saturado de metano. Por el otro, el yacimiento debe estar a una profundidad igual o mayor a los 5000 pies, con la finalidad de mantener las altas presiones de inyección (mayores o iguales a 5000 lpc) necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con el nitrógeno sin fracturar la formación. Con la inyección de N2 se logra desplazar el frente miscible a lo largo del yacimiento, moviendo así un banco de crudo hacia los pozos productores. Dicho frente miscible se forma por la vaporización de componentes livianos en el crudo.
Métodos de recobro por inyección de N2
DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS INMISCIBLES
La miscibilidad para reservorios de petróleo se define como la condición física entre dos o más fluidos que les permitirá mezclarse en todas las proporciones sin la existencia de una interface. Por otro lado, si una cantidad de fluido se adiciona a otro, y si se forma dos fases fluidas, los fluidos son considerados inmiscibles y existe una tensión interfacial entre las fases.
El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por sí mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje que puede generar la acumulación de un fluido inmiscible, como lo es el agua o el gas. A este proceso se le conoce como desplazamiento de fluidos inmiscibles. Generalmente los fluidos desplazantes son el gas y el agua, y el desplazado es el petróleo.
En un reservorio por empuje de agua, existe un desplazamiento gradual del petróleo por el avance del agua del acuífero que es inmiscible con el petróleo. La producción de fluidos del reservorio origina un gradiente de presión a través del contacto agua/petróleo que causa que el acuífero invada el reservorio de petróleo.
Una situación similar ocurre en un reservorio con capa de gas. A medida que se produce hidrocarburos, la presión del reservorio se reduce lo cual resulta en una expansión del volumen de la capa de gas. El resultado es el desplazamiento del petróleo por el gas inmiscible. Otros desplazamientos inmiscibles ocurren en operaciones de recuperación mejorada tal como inyección de agua o gas.
Demás está decir que, para que exista desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de más energía que el desplazante.
TIPOS DE DESPLAZAMIENTO En un medio poroso el desplazamiento de dos fluidos inmiscibles puede ser dos tipos:
1. Pistón sin fugas: ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad.
2. Pistón con fugas: en este caso el petróleo remanente tiene movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual.
La figura anterior presenta los tipos de desplazamiento, en ellos se distinguen dos fases: la fase inicial o antes de la ruptura, que es donde el fluido producido no contiene fluido
desplazante; y la fase subordinada o después de la ruptura, que es donde existe producción de ambas fases (desplazada y desplazante).
MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO
El desplazamiento de un fluido por otro es un proceso de flujo continuo, ya que las saturaciones de los fluidos cambian en el transcurso del tiempo. Esto causa modificaciones en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases.
Cuando se tiene un yacimiento homogéneo el desplazamiento por inyección de agua se divide en las siguientes etapas:
1. Condiciones iniciales Se supone un yacimiento con presión actual menor a la de burbujeo, donde existe una fase de gas presente, la cual también se supone uniforme a través del yacimiento.
2. La invasión a un determinado tiempo La presión del yacimiento aumenta mientras ocurre la inyección de agua, dicha presión es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los productores. A medida que ocurre la invasión parte del petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo. El banco de agua se forma detrás del de petróleo, junto con el petróleo residual.
3. Llene Todo el gas que no está atrapado se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca el petróleo, esto es conocido como llene, y es necesario que la acumulación de agua inyectada sea igual al volumen del espacio desocupado por el gas móvil en el yacimiento para que se pueda lograr el llene.
4. Ruptura Una vez que se comienza una producción significativa de agua es signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.
5. Posterior a la ruptura Durante esta etapa aumenta la producción de agua a expensas de la de petróleo. En esta fase final de inyección, aumenta el área barrida, lo cual provee suficiente producción de petróleo para que se justifique la continuación de la inyección. El proceso finalizará cuando no sea económico. Al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá sólo petróleo residual y agua.
BIBLIOGRAFÍA
París, M.: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Data S.A., Maracaibo, Venezuela, 2001. http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Inmiscible102.html http://modelaje-de-pozos.blogspot.com/2008/01/anlisis-de-simulacin-parainteraccin.html
http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/ejercicioyacimiento-de-gas-aplicacion.html
