REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA DE LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA NÚCLEO ANZOÁTEGUI CÁTEDRA: TRATAMIENTO DE GAS
SAN TOMÉ, MAYO 2011
ÍNDICE 1
Introducción.................. Introducción.............................. ....................... ....................... ....................... ...................... ........................3 .............3 Yacimientos de gas..................... gas................................ ....................... ....................... ...................... ......................4 ...........4 Tipos de Yacimientos............. Yacimientos......................... ....................... ....................... .....................................4 .........................4 Gradiente en un pozo de gas.................... gas............................... ....................... ....................... ..................12 .......12 Presión de fondo en un pozo de gas................................................. gas.................................................14 14 Condiciones óptimas para la separación petróleo-gas......................16 petróleo-gas......................16 Razón gas-petróleo................ gas-petróleo............................ ....................... ....................... ....................................17 ........................17 Presión óptima de separación ...................... .................................. ....................................18 ........................18 Yacimientos............. Yacimientos......................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...........................18 ................18 Exploración.................. Exploración.............................. ....................... ........................................................19 .............................................19 Métodos prospectivos utilizados en la industria ...............................19 Aspectos sobre los Recursos, Producción y Usos del Gas Natural en la Industria Petrolera de Venezuela............ Venezuela....................... ....................... ...........................21 ...............21 Conclusión.................. Conclusión.............................. ....................... ....................... ....................... ....................... ........................22 ............22 Bibliografía............... Bibliografía........................... ....................... ....................... ....................... ....................... ..........................23 ..............23
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INTRODUCCIÓN
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YACIMIENTO DE GAS Yacimientos de Gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de: Gas seco, gas húmedo Gas condensado
TIPOS DE YACIMIENTOS YACIMIENTO GAS SECO:
Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da con la presión del embace. Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superior es como también Están constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.
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YACIMIENTO DE GAS HUMEDO Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie. En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo. Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento. Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica y Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios, además están constituidos por hidrocarburos que no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de separador.
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YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos. Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la presión se condensa.
Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan estas dos variables.
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Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas o como un yacimiento retrogrado de gas.
Yacimientos de Gas Seco
(1)
(2)
Donde: GOES: Gas Original en Sitio, PCN A: Área del yacimiento, acres h: Espesor, pies ᶲ:
Porosidad, fracción
Swi: Saturación inicial de agua, fracción Bgi: Factor Volumétrico del gas @ Pi y Tf, PCY/PCN
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Pi: Presión inicial, lpca Tf: Temperatura de la formación (yacimiento), 0R Zgi: Factor de compresibilidad del gas @ Pi y Tf El factor de compresibilidad del gas se puede determinar en la forma siguiente: Estimar la temperatura y presión seudocrítica de la mezcla (Tsc, Psc): En base a la composición:
En base a la gravedad específica del gas:
Donde: Tsc: Temperatura seudo critica de la mezcla, OR Psc: Presión seudo crítica de la mezcla, lpca Tci: Temperatura crítica del componente i, 0R Pci: Presión crítica del componente i, lpca Yi: Fracción molar del componente i en la mezcla : Gravedad específica del gas (aire=1)
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Calcular la temperatura y presión seudo reducida (Tsr, Psr):
Determinar Zgi:
Se puede usar la correlación de Brill y Beggs:
Rango de uso: 0 < Psr < 13 y 1,2 < Tsr < 2,4
Yacimientos de Gas Húmedo Usar las ecuaciones para yacimiento de gas seco con Zghi. Donde, Zghi, es el factor de compresibilidad del gas húmedo original es sitio @ Pi y Tf. Para calcular Zghi se requiere determinar la gravedad específica del gas húmedo (hg), lo cual se obtiene de la siguiente manera:
La Fig. 4 muestra la forma de calcular las relaciones gas-líquido por etapa y el significado de gi, L y ML. 9
El peso molecular del líquido (Me) se puede estimar por la correlación de Cragoe:
En este caso la Tsc y Psc se obtienen de las ecuaciones:
Con Tsc y Psc calcular Tsr y Psr y luego Zghi y Bghi.
Gas Húmedo Original en Sitio, GHOES
(3) Si se extrajera todo el GHOES del yacimiento se obtendría un volumen de gas en el separador, GOES y un volumen de líquido en el tanque, LOES.
Gas Original en Sitio, GOES
(4) 10
Líquido Original en Sitio, LOES
(5)
(6) Donde: RGLi: Relación gas-líquido inicial, PCN/BN Si se tiene información de las relaciones gas-líquido de cada una de las etapas de separación (Ri), la RGLi se obtiene de la ecuación:
NE: Número de etapas de separación
Yacimientos de Gas Condensado Se utilizan las mismas ecuaciones usadas en el caso de los yacimientos de gas húmedo. En este caso se usa la siguiente nomenclatura: GCOES: Gas condensado original en sitio, en vez de GHOES COES: Condensado original en sitio, en vez de LOES gc: Gravedad específica del gas condensado, en vez de gh C: Gravedad específica del condensado, en vez de L Mc: Peso molecular del condensado, en vez de ML 11
Bgci: Factor volumétrico del gas condensado @ Pi y Tf, en vez de Bghi Zgci: Factor de compresibilidad del gas condensado @ Pi y Tf, por Zghi
GRADIENTE DE PRESIÓN EN UN POZO DE GAS Es como se denomina a la diferencia de presión entre dos puntos. La atmósfera, al ser un fluido y no encontrarse aislado de su entorno, no es una masa homogénea y su forma varia. De esta manera la presión atmosférica se distribuye de manera desigual por la superficie de nuestro planeta. Esa diferencia entre diferentes puntos de la superficie es el gradiente. El gradiente de presión del gas puede ser calculado como por/144, psi/ft. Con la combinación de un solo punto de presión y el gradiente, es posible realizar las líneas de presión – profundidad, las cuales se interceptan con las líneas de gas localizadas en el contacto crudo – gas. La definición de gradiente de presión indica, que se entiende por gradiente de presión al vector perpendicular a la isobara o la superficie isobárica y dirigido hacia valores bajos de presión, también se dice que el gradiente de presión es la diferencia de presión entre dos puntos Para el cálculo del gradiente en un pozo de gas seco se requiere determinar la densidad del gas a la presión y temperatura operación, y a la profundidad a la cual se desea el gradiente En términos generales, se sabe que la densidad incrementa su valor, con la profundidad, esto se debe al aumento de la columna de gas. Lo cual, se compensa en forma parcial por la disminución de la densidad a medida que aumenta la temperatura con la profundidad. En un margen de aproximaciones de medidas, se puede asumir una densidad constante, para extrapolaciones de hasta más o menos 500 pies (P) .Luego se puede señalar que un gradiente de presión es la variación de la presión en función de la profundidad del pozo. Para el volumen del yacimiento se puede determinar como una relación del área que ocupa el yacimiento en pies cuadrados (P2) y la profundidad del yacimiento en pie (P). Y como el gradiente de 12
presión esta relacionado con la densidad del gas, la cual se determina por las fórmulas:
ρ
g
ρ
g
=
=
MxP
(1)
ZxRxT
28 ,97 xγ xP
(2)
ZxRxT
Donde: (ρ G) es la densidad del gas en (lb/PC); (M) es el peso molecular aparente del gas en (lb/lbmol); (P ) es la presión de operación en (lpca); (T) es la temperatura de operación en grados (R); (R ) es la constante universal de los gases, que en este caso tiene un valor de (10,73 lpca x PC/ lbmol R), (Z) es el factor de compresibilidad a T y P de operación y ( γ ) es la gravedad específica del gas al aire. Con el objetivo de buscar un valor promedio para la densidad promedio (ρ P) entre las condiciones del cabezal y las condiciones de fondo. Lo que indica que se tendría: P S Z S xT S x ρ S
=
P P
(3)
Z P xT P x ρ P
En este caso la letra (S) representa las condiciones del cabezal o condiciones iniciales y la letra (P) representa las condiciones promedio. Si se parte de la base que las condiciones iniciales son las mismas que las condiciones estándar. Bajo este premisa se tiene entonces, que Z S=1,00; TS =520 R y P S =14,73 lpca. Además se sabe que en condiciones normales: ρ S= γ Gxρ (aire)= γ Gx0,0764(lb/PC)
(4)
Luego queda para la densidad promedio:
ρ P=
2,70 xP P xγ
(5)
Z P xT P
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El gradiente (Grd) del fluido del yacimiento se obtiene a través de la ecuación:
Grd=
ρ
144
=
(0,01875 ) xP P xγ
(6)
Z P xT P
En este caso las unidades del gradiente son (lpcm/pie). Además se debe de tener presente que (ZP) es el valor determinado a la temperatura y presión promedio. En ningún caso se toma en cuenta el valor de (Z) en condiciones estándares.
PRESION DE FONDO DE POZO DE GAS La presión de fondo es la presión que se puede genera en el fondo del pozo y esta va en contraposición a la presión de yacimiento de gas .En caso de existir esta presión, la misma va a dificultar el movimiento del fluido del yacimiento hacia el pozo. Esta presión es generada por el yacimiento de gas y ofrece resistencia ya que no permite fluir con facilidad. La presión de fondo fluyente. Es la presión que se encuentra en el fondo del pozo y debería de ser menor a la del yacimiento para que los fluidos puedan ascender de forma más fácil. Sin embargo cuando el flujo es abierto absoluto (AOF), puede que algunas de las presiones conjugadas no ejerza ningún efecto, es decir prácticamente no existen. El Cálculo de la Presión de Fondo de un Pozo de Gas .
Para los efectos de este
cálculo se considera que el pozo está cerrado. El comportamiento y manejo de un yacimiento y pozos de gas influyen en la eficiencia de la producción y el aprovechamiento óptimo de las posibilidades de la mayor extracción de líquidos del gas natural. El gas se encuentra en el yacimiento a cierta presión y 14
temperatura. La magnitud de la presión es importante porque es el agente propulsor del flujo de gas del yacimiento al pozo y del fondo de este hasta la superficie y las instalaciones conexas de tratamiento y manejo. La declinación de la presión con relación al volumen acumulado de gas producido servirá para determinar la presión que no se puede auspiciar cierto volumen de flujo durante la vida productiva del yacimiento. El comportamiento de la presión sirve para determinar su declinación y acercamiento a la presión de rocío, o sea la presión a la cual se empieza a manifestar la condensación de los líquidos en el yacimiento. Los valores de presión y la temperatura son parámetros de mucha importancia, para el gas en el yacimiento, tal, como los líquidos que se condensen en el yacimiento humedecerán la roca y ese volumen será muy difícil de extraerse, y con ello ocasiona pérdidas económicas. En general, dificultará el flujo de gas del yacimiento al fondo del pozo y de allí hasta el cabezal y luego a través de las instalaciones en la superficie. El comportamiento del flujo de gas y sus componentes se rigen, en general por las relaciones PVT. Esto significa que lo importante es mantener estas relaciones adecuadamente en el yacimiento y en el pozo, de manera que en eso dos sitios no haya condensación de líquidos para que en la superficie se obtenga la mayor extracción posible de líquidos del gas. Si el gas contiene agua, esta tiene que ser removida para lograr gas seco que va a los mercados. El gas tiene que ser también depurado de arenas y lodos que se forman en el proceso de extracción. Cuando el gas contiene sustancias acidulantes es necesario someterlo a tratamientos de extracción para depurarlo de estos compuestos, muchas veces ocasionan problemas en la rentabilidad del producto final.
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CONDICION ÓPTIMAS PARA LA SEPARACION PETROLEO-GAS Ahora hay dos fases de hidrocarburos en el yacimiento, gas saturado, petróleo y gas liberado. Durante la producción en la superficie el gas liberado va a ser envuelto por la fase liquida y el gas total de producción en la superficie, tendrá dos componentes; el gas el cual estuvo libre en el yacimiento, y el gas liberado del petróleo durante la producción. Estos componentes separados
son
indistinguibles
en
la
superficie y el problema es, por ende, como dividir la producción del gas en la superficie observada, en volúmenes de gas liberado y gas disuelto a condiciones del yacimiento Debajo del punto de presión de burbuja hay una complicación adicional en que la solución de gas liberada viaja a una diferente velocidad que el petróleo líquido cuando ambos están sujetos a la misma presión diferencial. Como se mostrara la velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Típicamente la viscosidad del gas en el yacimiento es alrededor de cincuenta veces más pequeña que el petróleo líquido y consecuentemente, el gas fluye a velocidades mucho más grandes. Como un resultado, es normal, cuando la producción de un yacimiento en el cual hay una saturación de gas libre, que el gas se producirá en cantidades desproporciónales en comparación al petróleo. Esto es un barril de petróleo puede ser producido junto con un volumen de gas que exceda grandemente el volumen originalmente disuelto por barril de petróleo sobre la presión del punto de burbuja.
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Control en la relación de volúmenes de producción en la superficie al retirado del subsuelo. Se gana por la definición de los siguientes tres parámetros PVT, los cuales pueden ser medidos por experimentos de laboratorio realizados en muestras de petróleo del yacimiento mas ese originalmente gas disuelto
Rs: la relación gas petróleo de solución, el cual es el numero de pies cúbicos estándar de gas el cual puede ser disuelto en un barril estándar de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura.
βo: el factor volumétrico de formación de petróleo, es el volumen en barriles ocupados en el yacimiento a la presión y temperatura prevaleciente, por un barril estándar de petróleo más el gas disuelto
βg: el factor volumétrico de formación del gas, el cual es el volumen en barriles que un pie cúbico estándar de gas puede ocupar como gas libre en yacimiento a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura Ambos el pie cúbico estándar, y el barril estándar, referente a las definiciones de arriba, están definidos a las condiciones estándar, las cuales en este texto son tomadas como 60 F a una atmosfera (14.7 lpca). Se debería también notar que el Rs y Bo son ambos medidos relativamente a un barril estándar de petróleo, la cual es la unidad básica de volumen usado en el campo. Todos los tres parámetros son funciones estrictamente de la presión, como se muestra, asumiendo que la temperatura de yacimiento permanece constante durante el agotamiento.
LA RELACIÓN GAS- PETRÓLEO Se define como los pies cúbicos de gas producidos por cada barril de petróleo producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándares Las condiciones
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de separación como presión, temperatura y número de etapas afectan el valor de la relación Gas-Petróleo.
PRESIÓN ÓPTIMA DE SEPARACIÓN. La presión óptima de separación es aquella que produce menor liberación de gas en la prueba de separadores, crudo con mayor gravedad API y menor factor volumétrico de formación de petróleo La presión óptima de un separador es aquella que estabiliza en faselíquida el máximo número de los moles de la mezcla. De acuerdo a la definición, a la presión óptima se debe tener:
Máxima producción de petróleo.
Máxima gravedad API del crudo.
Mínima relación gas-petróleo.
Mínimo factor volumétrico del petróleo.
YACIMIENTO Es el lugar donde se hallan naturalmente las rocas, minerales, gases o fósiles (Yacimiento Geológico), o el sitio donde se encuentran restos arqueológicos (Yacimiento Arqueológico). Los yacimientos geológicos son formaciones que presentan una concentración de materiales geológicos inusualmente elevada en comparación al resto de la corteza terrestre, un yacimiento puede justificar su análisis para determinar la posibilidad de su explotación comercial. Los minerales, los metales y los hidrocarburos son algunos de los elementos que pueden encontrarse en yacimientos.
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EXPLORACIÓN Es la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas y comprende todos aquellos métodos destinados a detectar yacimientos comercialmente explotables. Incluye el reconocimiento superficial del terreno, la prospección (sísmica, magnética y gravimétrica), la perforación de pozos de exploración y el análisis de la información obtenida.
METODOS PROSPECTIVOS USADOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA: GRAVIMETRIA La gravimetría es un método muy importante en la búsqueda de depósitos minerales. Este método aprovecha las diferencias de la gravedad en distintos sectores. La gravitación es la aceleración (m/s2) de un objeto qué está cayendo a la superficie. La gravitación normal (promedia) en la tierra es 9,80665 m/s2. Grandes cuerpos mineralizados pueden aumentar la gravitación en una región determinada porque rocas de mayor densidad aumentan la aceleración.
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AEROGEOFISICOS El avión se utiliza ventajosamente para cubrir grandes extensiones en poco tiempo y obtener, mediante la fotografía aérea, mapas generales que facilitan la selección de áreas determinadas que luego
podrían
ser
objeto
de
estudios
más
minuciosos. La combinación el avión y la fotografía permiten retratar y obtener una vista panorámica de la topografía, cuyos rasgos y detalles geológicos pueden apreciarse ventajosamente, ahorrando así tiempo para seleccionar lotes de mayor interés
MAGNETOMETRIA La magnetometría es como la gravimetría un método geofísico relativamente simple en su aplicación. El campo magnético de la tierra afecta también yacimientos que contienen magnetita (Fe). Estos yacimientos producen un campo magnético inducido, es decir su propio campo magnético. Un magnetómetro mide simplemente las anomalías magnéticas en la superficie terrestre, cuáles podrían ser producto de un yacimiento.
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Aspectos sobre los Recursos, Producción y Usos del Gas Natural en la Industria Petrolera de Venezuela. El 18 de marzo en el colegio de ingenieros de Venezuela se analizó aspectos relevantes en relación a la producción, usos del gas en Venezuela el cual les resumo. Es un tema sumamente interesante para conocer un poco de lo que se hace en cuanto a producción con el Gas natural en Venezuela. Sabemos que Venezuela posee gran gama de recursos de petróleo y gas lo que no sabemos es la abundancia de este hidrocarburo en Venezuela, saberlo no es tan sencillo depende de muchos elementos como lo son: La definición de de las reservas de gas. El esquema de la explotación. La disponibilidad de los costos y precios. De la exploración y nivel de esfuerzo y éxito. De la demanda futura del gas. De las políticas establecidas para su aprovechamiento. La mayor parte de las reservas probadas de gas en el país corresponden a la categoría de asociado al petróleo (85%), del cual el 10% está asociado a petróleo extra pesado, por ende su producción y disponibilidad para los mercados es estrictamente en función de la tasa de producción del petróleo. Esta situación es la causa de la falta de crecimiento en el consumo de gas en el país en los últimos diez años. Las reservas de gas no asociado se encuentran mayormente costa afuera. De las reservas probadas en Venezuela tenemos: 85% es gas asociado. 30% está sometido a recuperación secundaria. 10% está asociado a petróleo extra pesado. 15% es gas inyectado. 21
Venezuela tiene un gran potencial para la exploración de gas, se estima de 140 BPC y las expectativas en tierra son significativas para hallar gas asociado, pero el gas no asociado se encuentra principalmente en costa afuera, por lo que la exploración plantea altos costos y riesgos que asumir. En 1999 se comenzó una política de exploración de desarrollo del gas no asociado sin embargo no ha tenido los resultados esperados. En los últimos diez años, la producción de gas no ha crecido, con una relativa baja tasa de explotación, el aumento solo se ha notado en el Norte de Monagas y Anaco y reducción en Maracaibo.
Usos del gas:
La mayor parte de la producción o va al mercado lo indica la matriz del uso del gas el año 2002, ya que el 59% es usado por la Industria Petrolera Nacional para ser inyectado en yacimientos, usado en otras operaciones, transformarlo en LGN y usado en refinerías 33% va al mercado interno y el 8% se pierde (500 MMPCD) aunque esta situación podría mejorar en el largo plazo. Por lo visto la motivación comercial aun es el petróleo.
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Sobre la producción futura del gas en Venezuela, el plan de negocio de PDVSA nos da un crecimiento de 10MMMPCD hacia el 2012, pero esto dependerá de su desarrollo en costa afuera. Así se proyecta una alta potencialidad de crecimiento en la demanda interna de gas impulsada por los sectores: petroquímica, electricidad, manufactura, residencial, industrial, refinería y consumo operacional. Aun el petróleo sigue siendo más atractivo tomando en cuenta los gastos operacionales costo/pozo, precio de exportación entre otros. Venezuela recibe mayores ingresos a través de PDVSA. Venezuela debe seguir impulsando más y más nuevos desarrollos y un mayor nivel de producción de gas con una valorización del gas y así una política adecuada de precios.
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CONCLUSIÓN
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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Noticias e información sobre la industria petrolera venezolana. www.pdvsa.com/
El mayor portal de noticias del mundo del petróleo y la energía. www.lacomunidadpetrolera.com
Concepto de Yacimiento de Gas tomado el día 03/05/2011 a las 11:00 pm de la página web: http://es.scribd.com/doc/26671542/Yacimiento-de-Gas
http://es.scribd.com/doc/41115568/UNIDAD-3
Definición de Presión óptima de Separación tomada el día 03/05/2011 a las 11:30 pm del sitio web: http://www.lacomunidadpetrolera.com/showthread.php/328-Presi %C3%B3n-%C3%93ptima-de-Separaci%C3%B3n
http://es.scribd.com/doc/52457766/25/PRESION-OPTIMA-DESEPARACION
Concepto de Yacimiento de Gas tomado el día 04/05/2011 a las 110:00 pm http://definicion.de/yacimiento/
Concepto de Exploración tomado el día 03/05/2011 a las 11:00 pm de la página web:http://www.lacomunidadpetrolera.com/showthread.php/1031Exploracion?langid=1
Aspectos sobre los recursos de producción tomada el día 03/05/2011 a las 11:30 pm del sitio web:http://blog-petrolero.blogspot.com/2008/10/aspectossobre-los-recursos-produccion.html 25
