PRIMER SEMINARIO DE INGENIERIA DE RESERVORIOS PETROLÍFEROS I 1. Con el fin de determinar: a) el gas en solución, y b) el factor volumétrico del petróleo como

función de la presión, se hicieron experimentos con una muestra de líquido del fondo del campo de petróleo La Salle. La presión inicial del reservorio es 3600 psia y la temperatura de fondo es 160 ºF; por consiguiente, todas las medidas en el laboratorio se hicieron a 160 ºF . Los siguientes datos en unidades prácticas, resultaron:

Presión psia

Gas en solución SCF/STB a 14.7 psia

y 60 ºF

Factor volumétrico Del petróleo, bbl/STB

3600 567 1.310

3200 567 1.317 2800 567 1.325

2500 567 1.333

2400 554 1.310

1800 436 1.263

1200 337 1.210

600 223 1.140

200 143 1.070

a) ¿Qué factores afectan la solubilidad de gas en petróleo crudo? b) Constrúyase un gráfico entre gas en solución y presión. c) Inicialmente, ¿el reservorio se encontraba saturado o subsaturado?. Explicar. d) ¿Tiene el reservorio una capa de gas inicial? e) A partir del gráfico dibujado en la parte b), ¿Cuál es la solubilidad del gas en la

región de 200 a 2500 psia, en unidades de SCF/STB/psi y psi/SCF/STB? f) Asumiendo que la acumulación de gas por barril de petróleo a condiciones

normales es de 1000 SCF en vez de 567 SCF, ¿cuánto gas en solución habría en 3600 psia?. En estas circunstancias, ¿cómo se clasificaría el reservorio: saturado o subsaturado’

Solución:

a) La solubilidad de gas en petróleo crudo depende de la presión, temperatura y composiciones del gas y del petróleo.

b) Constrúyase un gráfico entre gas en solución y petróleo.

c) Inicialmente el reservorio se encontraba subsaturado debido a que no se liberó gas

de la solución, es decir, no hubo capa de gas. No hubo desprendimiento de gas al reducir la presión hasta los 2500 psia. En ésta región no hay fase de gas es ZONA SUBSATURADA.

d) No, el reservorio no tiene capa inicial de gas.

Bpsi/SCF/ST 5,425 SCF/STB143567

psi 2002500

TB/psi0,184SCF/Spsi 2002500

SCF/STB143567

f) A 3600 psia habría 1000 SCF de gas en solución. En estas circunstancias el

reservorio se clasificaría como subsaturado porque todo el gas estaría en solución a esa presión.

2. a) ¿La compresibilidad de un líquido de reservorio por encima del punto de burbujeo está basada en volúmenes a condiciones de reservorio o a condiciones normales? b) calcule la compresibilidad promedia de líquido en el reservorio del campo La Salle

por encima del punto de burbujeo, con referencia al volumen a la presión inicial. c) Calcule la compresibilidad promedio entre 3600 y 3200 psia, 3200 y 2800 psia, y

entre 2800 y 2500 psia con referencia al volumen a la presión mayor en cada caso. d) ¿Cómo varía la compresibilidad con la presión por encima del punto de

burbujeo?.Explicar el por qué. e) ¿Cuál es el intervalo común de variación de las compresibilidades de líquidos en

reservorios? f) Convierta la compresibilidad de 15 x 10

-6 psi

-1 a barriles por millón de barriles por

psi.

Solución:

a) Las compresibilidades de los líquidos de reservorio por encima del punto de burbujeo están basados en volúmenes a condiciones de reservorio porque se obtienen generalmente de los análisis de las muestras de fluido del fondo del pozo.

b) Cálculo de la compresibilidad promedia de líquido en el reservorio por encima del

punto de burbujeo, con referencia al volumen a la presión inicial:

PPv

vvc

ii

i

1

PPB

BBc

ioi

ooi

1

25003600310,1

333,1310,11

c

1610961,15 psixc

c) Cálculo de la compresibilidad promedia a diferentes rangos de presión con

referencia al volumen a la presión mayor en cada caso:

Rango de presión de 3600 psia a 3200 psia:

32003600310,1

317,1310,1

c

16104,13 psixc

Rango de presión de 3200 psia a 2800 psia:

28003200317,1

325,1317,1

c

16102,15 psixc

Rango de presión de 2800 psia a 2500 psia:

25002800325,1

333,1325,1

c

16101,20 psixc

d) Por encima del punto de burbujeo, la compresibilidad varía según la presión,

aumentando a medida que la presión va disminuyendo.

e) Las compresibilidades de líquidos en los reservorios subsaturados varían entre (5 y 100) x 10

-6 psi

-1.

f) Conversión de la compresibilidad de 15 x 10

-6 psi

-1a barriles por millón de barriles por

psi: C =15 x 10

-6 psi

-1 x 10

6 bbl

MM bbl C =15 bbl/MM bbl/psi

3. Las propiedades PVT del fluido del reservorio volumétrico de petróleo de la arena “R” se

presenta en la fig. (3.18). Cuando la presión del reservorio disminuye desde su presión inicial, 2500 psia, a una presión promedia de 1600 psia, la producción correspondiente de petróleo es 26.0 MMSTB. La RGP acumulativa a 1600 psia es 954 SCF/STB y la RGP actual es 2250 SCF/STB. La porosidad promedia es 18% y la saturación de agua connata es también 18%. La cantidad de agua producida es significante, y las condiciones normales son 14,7 psia y 60ºF. a) Calcular el petróleo inicial en el reservorio. b) Calcular en SCF, el gas liberado que permanece en el reservorio a 1600 psia. c) Calcular la saturación promedia de gas en el reservorio a 1600 psi . d) Calcular los barriles de petróleo que se recuperarían a 1600 psi si se hubiera

reinyectado en el reservorio todo el gas producido. e) Calcular el factor volumétrico bifásico de petróleo a 1600 psia. f) Asumiendo que el gas libre no fluye, ¿cuál sería la recuperación con empuje por

desplazamiento hasta 2000 psia? g) Calcular el SCF, el gas libre inicial en el reservorio a 2500 psia.

Solución: De la fig. 3.18: Rsi = 575 SCF/STB Boi = 1,29 bbl/STB

Rs = 386 SCF/ STB Bo = 1,215 bbl/STB Z = 0,82

STBbblx

P

ZTBg /001576,0

1600

61082,000504,000504,0

a) gssioio

gspop

BRRBB

BRRBNN

MMSTBN

SCFbblSTBxSCFSTBbblSTBbbl

SCFbblSTBXSCFSTBbblSTBxN

246

/001576,0/386575/29,1/215,1

/001576,0/386954/215,11026 6

b) Petróleo inicial = Petróleo remanente a 1600 psia + Gas libre a 1600 psia:

MMMSCFG

STBbbl

STBbblSTBxxSTBbblSTBxxG

B

BNNNBGBGBNNNB

f

f

g

opoifgfopoi

9,31

/001576,0

/215,11026246/29,110246

)(

66

c)

%9,1210387

/001576,0109,31

38782,0

29,110246 ,

6

9

6

bblx

SCFbblSCFxxS

MMbblxx

S

VV

V

BGS

G

o

petróleo

porosoporoso

gf

G

d) p

pp

N

GR como 00 pp RG

MMSTBN

STBbblSTBxSCFSTBbbl

STBbblSTBxSCFSTBbblSTBxN

BRB

BRRBBNN

p

p

gso

gssioio

p

90

/001576,0/386/215,1

/001576,0/386575/29,1215,110246 6

e) gssiot BRRBB

STBbblB

STBSCFSCFbblSTBbblB

t

t

/513,1

/386575/001576,0/215,1

f) Si el gas no fluye Rp =Rs a 2000 psia.

De la fig. 3.18: Bo (a 2000 psia)= 1,272 bbl/STB, Rs (a 2000 psia)= 511 SCF/STB

MMSTBN

STBbbl

STBbblSTBbblSCFbblSTBxSCFSTBxN

B

BBBRRNN

SCFbblB

p

p

o

oiogssi

p

g

12

/272,1

/29,1/272,1/00126,0/51157510246

/00126,02000

610819,000504,0

6

g) Gf (a 2500 psia)= 0 (por ser un reservorio subsaturado)

4. Los siguientes datos se obtuvieron de un campo de petróleo sin capa original de gas ni

empuje hidrostático: Volumen poroso disponible del reservorio para petróleo= 75 MM pies cúbicos Solubilidad del gas en el petróleo crudo= 0,42 SCF/STB/psi Presión inicial de fondo= 3500 psia. Temperatura de fondo= 140 ºF Presión de saturación del reservorio= 2400 psia. Factor volumétrico del petróleo a 3500 psia= 1.333 bbl/STB Factor de compresibilidad del gas a 1500 psia y 140 ºF= 0,95 Petróleo producido a 1500 psia= 1,0 MM STB Neta RGP producida acumulativa= 2800 SCF/STB

a) Calcular el petróleo inicial en el reservorio en STB. b) Calcular el gas inicial en el reservorio en SCF. c) Calcular la razón gas disuelto – petróleo inicial en el reservorio. d) Calcular el gas remanente en el reservorio a 1500 psia en SCF. e) Calcular el gas libre en el reservorio a 1500 psia en SCF. f) Calcular a 14,7 psia y 60 ºF, el factro volumétrico del gas liberado a 1500 psia. g) Calcular el volumen en el reservorio de gas libre a 1500 psia. h) Calcular la RGP total en el reservorio a 1500 psia. i) Calcular la razón gas en solución – petróleo, RGP, a 1500 psia. j) Calcular el factor volumétrico de petróleo a 1500 psia. k) Calcular el factor volumétrico total o de dos fases del petróleo y su gas disuelto, a

1500 psia. Solución:

a) Como oi

oioioi

B

VNNBV

MMSTBN

ft

bblx

STBbbl

MMftN

0,10

615,5

1

/333,1

753

3

b) psiapsiaxSTBSCFRsb 2400//42,0

STBMSCFRsb /0,1

Pero: ,/0,1 STBMSCFRR sisb entonces

STBMSCFMMSTBxRG si /0,10,10 N

MMMSCFG 0,10

c) No hay capa de gas

STBSCFMR

STBMM

SCFMMM

inicialPet

inicialoGasdisueltR

si

si

/ 0,1

0,10

0,10

.

d) Gas remanente= Gas inicial – Gas producido

MMMSCFMMMSCFMMMSCFRNGGGG pppr 2,78,20,10

e) sPfr RNNGG

MMMSCFG

MMMSCFG

psiapsiaSTBSCFMMSTBMMMSCFG

f

f

f

53,1

67,52,7

1500//42,00,10,102,7

f) SCFftP

ZTBg /02829,0 3

SCF

ftB

B

g

g

3

0107,0

1500

14046095,002829,0

g) SCFftMMMSCFxBG gf /00107,053,1 3

34,16 MMftBG gf

h) GOR= Gas remanente a 1500 psia

Petróleo remanente a 1500 psia

STBSCFMMSTB

MMMSCF

NN

RNNRGOR

p

ppsi/800

0,10,10

2,7

i) iaSCF/STB/ps 0,42 x psia 1500GOR

STBSCFGOR /630

j) gfopp BGBNNV

SCFftSTBxSTBx

SCFftSCFxxftxB

NN

BGVB

o

p

gfpo

/514,6100,1100,10

/0107,01053,11075 3

66

3936

STBbblB

ft

bblSTBxftB

o

o

/16,1

615,5

1/514,6

3

3

k) ssigt RRBB

STBbblB

ft

bblxSCFftSTBbblB

o

t

/865,1

615,5

16301000/0107,0/16,1

3

3

5. El factor volumétrico del petróleo a 5000 psia, presión inicial de un reservorio subsaturado

que produce por encima del punto de burbujeo, es 1,510 bbl/STB. Cuando la presión

decrece a 4600 psia, debido a la producciónm de 100 M STB, el factor volumétrico del petróleo es 1,520 bbl/STB. La saturación de agua connata es de 25%, la compresibilidad del agua es 3,20 x 10

-6 psi

-1 , y, basándose de la porosidad promedia de 16%, la

compresibilidad de la roca es 4,0 x 10-6

psi-1

. La compresibilidad promedia del petróleo entre 5000 y 4600 psia relativa al volumen a 5000 psia es 17,00 x 10

-6 psi

-1. Evidencia

geológica y la ausencia de producción de agua indican un reservorio volumétrico. a) Suponiendo que este es el caso, ¿Cuál es el petróleo inicial en el reservorio?. b) Se desea hacer un inventario de los barriles fiscales iniciales del reservorio a un

segundo intervalo de producción . Cuando la presión decrece a 4200 psia, el factor volumétrico del petróleo es 1,531 bbl/STB, y la producción es de 205 M STB. Si la compresibilidad promedia del petróleo es 17,65 x 10

-6 psi

-1, ¿cuál es el petróleo inicial

en el reservorio? c) Después de analizar los núcleos y registros, el cálculo volumétrico del petróleo inicial

en el reservorio es 7,5 MM STB. Asumiendo que este valor es correcto, ¿cuál es la intrusión de agua en el reservorio cuando la presión disminuye a 4600 psia?

Solución: a) Cálculo del petróleo inicial en el reservorio de 5000 psia a 4600 psia:

W

f

W

WWoeo

oieo

op

S

C

S

SCCC

PBC

BNN

11

Sustituyendo datos:

MMSTBN

STBbblpsixxpsix

STBbblSTBxxN

psixC

psix

C

eo

eo

75,10

/51,146005000104,23

/52,110100

104,23

1075,0

4

75,0

25,020,300,17

16

3

16

16

b) Cálculo del petróleo inicial en el reservorio de 5000 psia a 4200 psia:

MMSTBN

STBbblpsixxpsix

STBbblSTBxxN

psixC

psix

C

eo

eo

8,10

/51,1420050001005,24

/52,110205

1005,24

10 75,0

4

75,0

25,020,365,17

16

3

16

16

c) Cálculo de la intrusión de agua a 4600 psia asumiendo que es correcto el valor de

petróleo inicial:

PCNBBNW

PBC

WBNN

BRRBB

BWWBRRBNN eooioPe

oieo

eoP

gssioio

wpegspoP

)(

Sustituyendo datos:

bblW

psixpsixSTBxbblSTBxxSTBbblSTBxxW

e

e

46000

400104,23/51,1105,7/52,110100 1663

6. Las propiedades de un reservorio volumétrico subsaturado son las siguientes: Pi= 4000 psia. Pb= 2500 psia.

Sw= 30% Φ = 10% Cw= 3 x 10

-6 psi

-1

Cf= 5 x 10-6

psi-1

Boi=1,300 bbl/STB a 4000 psia.

Bo= 1,320 bbl/STB a 3000 psia.

a) Calcular a 4000 psia el volumen poroso total, el volumen de agua connata y el volumen de hidrocarburos. Expresar las respuestas en barriles por acre-ft.

b) Repetir la parte a) , para 3000 psia. c) Calcular el petróleo fiscal en el reservorio a 4000 psia y 3000 psia. Calcular la

recuperación fraccional a 3000 psia. d) Calcular la compresibilidad promedia del petróleo entre 4000 psia y 3000 psia,

relativa al volumen a 4000 psia.

Solución: a) Cálculo del volumen poroso total, el volumen de agua connata y el volumen de

hidrocarburos para 4000 psia:

ftacrebblftacrebbl

S

VV

ftacrebblxxxSxV

ftacrebblxxSxxV

o

HCpi

ww

wHC

/8,7757,0

/1,543

/7,2323,01,07758 7758

/1,5433,0110,077581 7758

b) Repetición de la parte a) para 3000 psia:

ftacrebblftacrebblVVV

ftacrebblxxPCVSVSV

ftacrebblxPCVV

wfpfHCf

wpiwpfwwf

fpipf

/5,538/)4,2339,771(

/4,2333000400010318,7753,01

/9,7713000400010518,7751

6

6

c) Cálculo del petróleo fiscal en el reservorio a 4000psia y 3000psia:

facreSTBSTBbbl

ftacrebbl

B

VpsiaN

ftacreSTBSTBbbl

ftacrebbl

B

VpsiaN

o

HC

oi

HC

/9,407/32,1

/5,5383000

/8,417/3,1

/1,5434000

Cálculo de la recuperación fraccional a 3000 psia:

%3,2

/8,417

/9,4078,417

4000

30004000

r

ftacreSTB

ftacreSTB

psiaN

psiaNpsiaNr

d) Cálculo de la compresibilidad promedia del petróleo entre 4000 psia y 3000 psia, relativa al volumen de 4000 psia:

16103,15

300040003,1

32,13,1

psixC

PPB

BBC

ioi

ooi

7. Calcular las presiones al nivel de referencia, los gradientes de presión, el movimiento de

fluido y el flujo a través de una línea límite de 1320 ft de ancho en el reservorio a partir de las presiones estáticas medidas en los pozos.

Datos: Distancia entre pozo (ver figura) = 1320 ft Espesor neto del estrato = 20 ft Buzamiento del estrato entre pozos = 8º 37’ Nivel de referencia del estrato = 7600 ft b.n.m. Gravedad específica del fluido del reservorio = 0,693 (densidad agua = 1,00 gr/cc) Permeabilidad del reservorio = 145 md. Viscosidad del fluido del reservorio = 0,32 cp. Presión estática del pozo Nº 1 = 3400 psia a 7720 ft b.n.m. Presión estática del pozo Nº 2 = 3380 psia a 7520 ft b.n.m. NOTA: las presiones estáticas medidas en los pozos generalmente se corrigen al tope del

intervalo perforado de producción empleando gradientes medidos en el pozo, y de allí hacia abajo o hacia arriba a un nivel de referencia usando el gradiente del fluido del reservorio. El nivel de referencia es arbitrario y, generalmente, seleccionado cerca del centro de gravedad de la acumulación inicial de hidrocarburos.

Solución:

Gradiente del fluido del reservorio = ftpsiaft

psiax /30,0433,0693,0

P1 al N.R. de 7600 ft psiaftpsiaftxpsia 3364/30,01203400

P2 al N.R. de 7600 ft psiaftpsiaftxpsia 3404/30,0803380

La diferencia de 3404 psia – 3364 psia = 40psia indica el movimiento del fluido buzamiento abajo, del pozo Nº2 al pozo Nº1

El gradiente efectivo promedio =

d

PP 12

Cos 8º 37’= ftft

dd

ft1335

9887,0

13201320

El gradiente efectivo promedio = ftpsiftpsiaft

psia/030,0/030,0

1335

40

Cálculo de la velocidad del fluido:

díaftbbl

ftx

ft

díabblV

ftpsiacp

dxV

dx

dpkV

/086,01

615,5/0153,0

/030,032,0

145,0127,1127,1

3

2

Cálculo del fluido a través de una línea límite de 1320 ft de ancho:

díabblq

ftxxft

díabblqVAq

/409

)201335(/

0153,02

Solución Alterna:

Asumiendo la dirección positiva del pozo Nº1 al pozo Nº2, luego:

'37º98 y cos 1499,0

cos433,0127,1cos433,0127,1 12

d

ppk

dx

dpkV

Cos 8º 37’= ftft

dd

ft1335

9887,0

13201320

2

/0153,0

1499,0693,0433,01335

34003380

32,0

145,0127,1

ft

díabblV

xxft

psiapsia

cp

dV

El signo negativo indica el movimiento del fluido en dirección negativa, por lo

tanto, el movimiento del fluido debe ser del pozo Nº2 al pozo Nº1: q= 409 bbl/día 8. Se tiene un reservorio recién descubierto, la información proporcionada por tres pozos

exploratorios son las siguientes:

Φ (%) Sw (%) A(acres) Pozos 5’ 10 30 300 1 5’ 12 40 350 2 5’ 18 50 400 3

Presión inicial promedia = 3000 psia. FVP a la condición final 2000 psia = 1,25 bbl/STB.

a) Si se sabe que el reservorio estaba originalmente encima de la presión de burbujeo,se pide evaluar el petróleo insitu.

b) Si se ha producido el 10 % del petróleo in situ inicial. Calcular el Bo a 3000 psia. Solución:

a) El reservorio estaba inicialmente no saturado: So 3000 +Sw 3000=1, pero Sw 3000=0,3; Sg 3000= 0

So 3000 = 0,7

So 2000 +Sw 2000 +Sg 2000 =1, pero Sw 2000; Sg 2000= 0 So 2000 = 0,5

Por definición: p

oo

V

VS

2000

3000

20002000

30003000

5,0

7,0

o

o

p

oo

p

oo

V

V

V

VS

V

VS

……………………...(1)

Por definición: Nfinal =N - Np N2000 =N3000 – Np.............................(2) Por definición: Vo =NBo

Vo 3000 =N3000 Bo 3000 .....................(3) Vo 2000 =N2000 Bo 2000 .....................(4)

Reemplazando la Ec. (2) en la Ec. (4): Vo 2000 =(N3000 – Np)Bo 2000 ........................................(5) Reemplazando las Ecs. (3) y (5) en la Ec. (1):

2000 op3000

3000 o3000

)BN (N

B N

5,0

7,0

Despejando Bo 3000:

Bo 3000 = 2000 oB15

7

N

Np

Reemplazando valores:

Bo 3000 =STB

bbl1,25

1,01

5

7

N

N

Bo 3000 =STB

bbl1,575

b) Cálculo del petróleo in situ inicial:

STBN

xxxBSAhN oiw

517200

575,1/)3,01(10,053007758/)1(7758

9. En un reservorio volumétrico de gas el volumen bruto es 17000 acres-ft y la presión es de

634 psig, sabiendo que la porosidad promedia es 18 % y la saturación de agua connata es 34 %. Se pide la cantidad de gas en SCF que se debe inyectar a este reservorio para que la presión se duplique si zi y zf son 0,86 y 0,78 respectivamente a 130 ºF.

Solución:

Primero hallaremos los factores de volumen requeridos del gas a 634 psig y 1268 psig. Podemos asumir la presión de 1268 psig como inicial y 634 psig como final, entonces los SCF producidos serán iguales a los SCF requeridos para reinyectar, entonces el volumen requerido de gas, Gp , será:

3

3

19,4546013086,0

7,1463435,35

53,9846013078,0

7,14126835,35

143560

143560143560

ft

SCFB

xB

ft

SCFB

xB

BBSVGG

BSVBSVGG

gaga

gigi

gagiwbpi

gawbgiwbpi

Entonces el gas que se debe reinyectar será:

MMMSCFGG

xxxGG

pi

pi

7,4

19,4553,9834,0118,01700043560

10. En un reservorio volumétrico y no saturado se da: Pi = 4000 psia Pf = 3000 psia Boi = 1,30 bbl/STB

Bo = 1,32 bbl/STB Sat. de agua connata inicial = 30% Porosidad inicial = 10% Cw = 3 x 10

-6 psi

-1

Cf = 5 x 10

-6 psi

-1

Calcular: a) El petróleo in situ por acre-ft de reservorio.

b) Los barriles de petróleo producido. Solución:

a)

ftacre

STB

B

SN

oi

wi17758

ftacreSTBNx

N

/4183,1

3,011,07758

b)

o

fioioep

fioioe

op

B

PPBNCN

PPBC

BNN

ftacreSTBN

STBbbl

psiSTBbblpsixftacreSTBN

psixxxxx

C

psixPP

BB

BC

p

p

oe

fi

ooi

oio

/8,9

/32,1

1000/30,11081,23/418

1081,237,0

1038,53,01037,01038,15

1038,1530004000

32,130,1

3,1

11

16

16666

16

11. Una arenisca cuyo volumen total es de 1 cm3 se coloca en un recipiente de 10 cm3 de

capacidad el cual está lleno de aire, se sella el recipiente y la presión es 750 mm Hg, luego el aire se expande a temperatura constante a través de una válvula hacia un segundo recipiente de igual capacidad que le primero obteniéndose una presión de equilibrio de 361,4 mm Hg ¿Cuál es la porosidad de la arenisca?

Solución:

B

g

B

gB

B

p

V

V

V

VV

V

V

1 ..................................................(1)

21

21

221121

2

2

PP

PPVV

VPVPVPVPVVVPVVP

g

gggg

........(2)

Reemplazar la Ec. (2) en la Ec. (1):

%303,07,01

4,361750

4,3612750

1

101

21

3

3

21

21

mmHgmmHg

mmHgxmmHg

cm

cm

PP

PP

V

V

B

12. Se tiene un reservorio inicialmente no saturado, de este reservorio se produce el 7% de

petróleo in situ inicial, la saturación de agua connata permanece constante (22%), se sabe además que: Bo = 1,45 bbl/STB .

¿Cuál es la saturación del gas?

Solución: Como el reservorio está inicialmente no saturado, la saturación del gas Sg = 0. Entonces:

NNNNNN

SSSSS

pfinal

oogwo

93,007,0

78,01022,01

El volumen poroso se mantiene constante:

N (0,93)

93,0

-

ooig

ooig

fooig

gfooi

wgofoiw

pfpi

BBV

NBNBV

NBNBV

VNBNB

VVVVV

VV

Por definición: pfoioi

pipi

oi

pi

oioi V

NBVV

V

V

V

VS

78,078,078,0

Por definición:

%2,5 052,0

78,0

93,0

g

oi

ooi

pf

g

g

S

NB

xBBN

V

VS