J. Zapata, Universidad de Oriente. Núcleo Anzoátegui. Venezuela J. Leal, Universidad de Oriente. Núcleo Anzoátegui. Venezuela Categoría: Marque con una “X” • Artículo Técnico • Tesis Pregrado x • Tesis Posgrado Derechos de Autor 2009, ACIPET Este artículo técnico fue preparado para presentación en el XIII Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Colombia, 1o - 4 de Diciembre de 2009.. Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado en información contenida en un resumen enviado por el autor(es).

Introducción La implementación de métodos térmicos en la recuperación de crudos pesados y extrapesados ha logrado incrementar el factor de recobro en estos tipos de yacimiento, cuya característica principal es la elevada viscosidad del petróleo contenido en los mismos. Otras propiedades como lo son las bajas presiones, la poca cantidad de gas en solución en el crudo y la poca compactación de la roca reservorio, entre otras, contribuyen a que la producción de este tipo de hidrocarburos sea mas problemática, incrementando los costos de producción debido a la necesidad de desarrollar e implementar nuevas tecnologías. Un método térmico muy común pero muy poco utilizado a nivel de campo como lo es la inyección de agua caliente contribuye tanto al desplazamiento como en la reducción de viscosidad del crudo y lo más importante es un método 100% amigable al medio ambiente. Este proceso es recomendable aplicarlo en yacimientos con bajos valores de saturación de agua, homogéneos, de elevadas permeabilidades y que contengan crudos que exhiban grandes cambios de viscosidad con temperatura. Así mismo por estar contenidos en rocas de poca consolidación se tienen que controlar los parámetros de inyección y generar de la mejor manera un perfil de desplazamiento lo más uniforme posible. Resumen Evaluar la simulación física y numérica de un proceso de recuperación térmica (inyección de agua caliente) aplicado a empaques de arena no consolidada, controlando variables características en este tipo de procesos aplicables en campos venezolanos tipo Faja del Orinoco, arrojando recobros entre 18 y 25%. Marco Teórico Los yacimientos de petróleo pesado se caracterizan principalmente por:

• Profundidades 1,500 – 8,000 pies y bajas presiones • Poca o nada de gas en solución • Baja compactación de las arenas, con porosidades entre 26 – 32% • Altas Permeabilidades • Altas Viscosidades • Gravedad API 7 – 12[1], entre otros.

Bajo estas condiciones, la producción de estos yacimientos se hace bastante compleja. Venezuela posee una de las mayores reservas de crudos pesados y extrapesados del mundo como lo es la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) cuyos yacimientos presenta características típicas como las antes mencionada. Debido a la importancia de la misma se tomo la iniciativa en el Laboratorio de Yacimiento de la Universidad de Oriente de evaluar el desplazamiento de petróleo pesado en distintos tipos de arena de poca o nada compactación mediante la inyección de agua caliente, tratando de simular de la mejor manera posible condiciones de yacimiento.

Análisis Granulométricos a Arenas Para realizar el análisis de granulometría de las arenas fue necesario un proceso de tamizado automático. El cual consiste en una base móvil y un brazo que golpea el(los) tamiz (ces) mientras la base se agita (Figura 1). Este es el método más utilizado

ACIPET

Evaluación física y numérica del recobro de hidrocarburos en arena no consolidadas a condiciones de yacimiento

Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos

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para el análisis de agregados o de partículas mayores de 50 µm. En ciertos casos, se pueden usar tamices para el análisis de partículas finas (hasta 5 µm). No obstante, este método requiere de un tiempo de análisis relativamente largo (de 5 a 30 min.). [2]

Figura 1. Equipo de Tamizado Ro – Tap [Fuente propia]

Procedimiento (Método del Tamiz)

1. Para el caso de arena fina se pesan aproximadamente 500 grs. 2. Pesadas las arenas se lavan para eliminar el polvillo, para ello se utiliza un tamiz de diámetro pequeño (0.074 mm), para

evitar que la arena se pierda. 3. Luego del lavado se secan las arenas en un horno durante un período de 48 horas a 80 ºC. 4. Secadas las arenas se trituran manualmente para eliminar los grumos formados por la humedad, y se pesa nuevamente

para estimar el porcentaje de pérdida por lavado, si lo hubo. De existir pérdidas estas deben ser menor o igual al 3%. 5. Seleccionadas las arenas se hacen pasar por una serie de tamices o mallas dependiendo del tipo de agregado durante 10 ó

15 minutos. Los tamices van colocados en orden decreciente, los de mayor abertura de mallas en la parte superior, disminuyendo la abertura hacia los platos inferiores.

6. La serie de tamices van colocados en un equipo denominado ROP-TAP el cual suministra el movimiento y golpeteo a los platos permitiendo de esta manera separar el suelo (arenas) en los distintos tamaños de partículas que lo conforman.

7. La cantidad de muestra retenida en cada uno de los tamices se cuantifica en la balanza obteniendo de esta manera el peso restante. [2]

Elaboración de Núcleos (Tapones) de Arenas No Consolidadas Para elaborar los tapones se utilizó un tubo de aluminio de espesor delgado y una pulgada de diámetro, además de una malla fina de 200 mesh (0.074 mm). También fue necesario un dremer y discos de corte fino. Una vez elaborados los cilindros de aluminio se llenaron con arenas de diferentes granulometrías previamente estudiadas y definidas como arenas Tipo I (Arena de Construcción), II (Arena de Playa), III (Arena Sintética Fina), IV (Arena Sintética Gruesa) y V (Arena Gruesa) necesarias para los estudios de propiedades físicas (Porosidad y Permeabilidad). Figura 1.

Figura 2. Tapones de Arena [Fuente Propia]

Procedimiento 1. Se cortó el tubo de aluminio a la medida de las muestras del portanúcleo de los equipos de laboratorio. 2. Se procedió a abrirle pequeñas ranuras al borde del tubo cortado con el fin de intercalarle la malla para cubrir el tapón de

arena. 3. Colocada la malla en uno de los extremos se procedió a llenar el tapón con la arena utilizada en el estudio.

2 JESÚS ZAPATA; JYMMY LEAL

4. Una vez lleno el tapón se compactó todo lo posible para simular el confinamiento bajo presión. 5. Luego se colocó la otra malla para cubrir el otro extremo del tapón y se procedió a aplicar una pequeña porción de

pegamento en las orillas para evitar la pérdida de finos de dicha arena empacada. 6. Y por último se identificó cada tapón con el tipo de arena correspondiente.

Estimación de propiedades petrofísicas a los tapones de arena Elaborados los tapones se le estimaron propiedades tales como la porosidad y permeabilidad mediante el uso del porosímetro de Ruska y el permeámetro a líquido Ruska respectivamente. Estimación de las propiedades de los fluidos Los fluidos utilizados fueron agua de mar y petróleo a los cuales se le determinaron propiedades tales como densidad, viscosidad, API, factor volumétrico, tensión superficial, compresibilidad, conductividad térmica, entre otros, mediante el uso de correlaciones y pruebas de laboratorio. Diseño y fabricación del horno para simular la temperatura de yacimiento Luego de un largo estudio y análisis de ideas se pudo concretar un modelo de horno práctico y sencillo para el manejo y calentamiento del minimodelo donde estará la muestra de arena a evaluar, para ello se concluyó en un diseño cilíndrico y extremos ovalados, con una puerta que abre la mitad del cilindro, además éste posee tres bases que le dan estabilidad y fácil manejo para posteriores conexiones de tuberías de flujo que van al minimodelo (Figura 2).

Figura 3. Horno [Fuente propia]

Diseño del minimodelo (Portamuestra) requerido para la evaluación de la muestra de arena no consolidada Inicialmente el simulador físico (Portamuestra) estaba conformado por una tubería de acero de 4 pulgadas de diámetro x 24 pulgadas de longitud y 2 bridas de 4 pulgada con reducción a 1 pulgada x 4 ½ pulgadas de longitud. Figuras (2 y 3). Al iniciarse el proceso de inyección se observo rápidamente la canalización del agua sin ninguna producción de petróleo, producto de la poca compactación de las muestras saturadas.

Figura 4. Diseño del Portamuestra [Fuente propia] Figura 5. Portamuestra [Fuente propia] Con el propósito de controlar un poco la canalización del agua y obtener alguna producción de petróleo se rediseñó el simulador físico inicial, para esto se requirió modificar la forma de cada una de las bridas que lo componen y la incorporación de una manguera flexible que se introdujo dentro de la sección principal del modelo creando de esta manera una cámara comprimida, lo cual permitió generar un confinamiento.

3 EVALUACIÓN FÍSICA Y NUMÉRICA DEL RECOBRO DE HIDROCARBUROS EN ARENAS NO CONSOLIDADAS A CONDICIONES DE

YACIMIENTO

Figura 6. Diseño de las bridas modificadas [Fuente Propia] Figura 7. Portamuestra modificaco [Fuente Propia]

Evaluación del proceso de inyección Inicialmente durante el proceso de inyección para cada una de las experiencias realizadas no se pudo obtener una presión de inyección constante o de poca variación, esto como consecuencia del tipo de bomba disponible (bomba reciprocante), lo que generó una inyección con pulsaciones y un desplazamiento del petróleo menos uniforme. Para contrarrestar el efecto reciprocante o para que el mismo no se reflejara en las condiciones de inyección hacia la muestra empacada y poder generar presiones de inyección más constante, se colocó un recipiente con una resistencia que permitió el calentamiento y almacenamiento de un volumen de agua lográndose así establecer presiones en el sistema de almacenamiento. Esta modificación aunada a la colocación de un regulador de flujo permitió generar una presión de inyección más constante y por ende un barrido más uniforme. Simulación numérica de yacimientos La simulación como tal la representa un modelo matemático cuyas ecuaciones se resuelven mediante métodos numéricos.[4] En esta etapa se realizó un proceso de simulación que nos permitió inferir el comportamiento real de un yacimiento (Yacimiento Morichal 01, Campo JOBO) [3]. Con respecto a las propiedades de las rocas y de los fluidos, se trató con todas las herramientas posibles y disponibles generarlas en el Laboratorio de Yacimiento mediante el uso de ensayos y correlaciones. Entre las propiedades obtenidas se obtuvieron: la porosidad, permeabilidad absoluta, permeabilidades relativas, todas para la muestra Tipo I que fue la arena seleccionada para realizar la simulación numérica, también se determinaron la viscosidad del crudo, gravedad API, densidad del agua, viscosidad del agua, así como las propiedades térmicas de la roca (arena) y de los fluidos utilizados. También fue necesaria la elaboración de un PVT sintético partiendo de pruebas de producción del campo mencionado anteriormente, esto debido a que el crudo presente en dicho campo posee una gravedad API similar al utilizado en el desarrollo de la investigación. Granulometría: es la medición de los granos de una formación sedimentaria y el cálculo de la abundancia de los correspondientes a cada uno de los tamaños previstos por una escala granulométrica.

Tapones de arena: recipientes sellados en ambos extremos contenido de muestras (arenas).

Arenas no consolidadas: arenas sueltas de poca compactación, deleznables fácilmente.

Presión de confinamiento: suma de la presión litostática más la presión de los fluidos.

Propiedades petrofisicas: propiedades de las rocas que dependen en gran medida de las características de los minerales que la constituyen.

Diseño: proceso previo de configuración mental (preconfiguración) en la búsqueda de una solución en cualquier campo.

Bomba reciprocante: Las bombas reciprocantes son unidades de desplazamiento positivo que descargan una cantidad definida de líquido durante el movimiento del pistón o émbolo a través de la distancia de carrera.

Simulación: La simulación es el proceso de diseñar un modelo de un sistema real y llevar a término experiencias con él, con la finalidad de comprender el comportamiento del sistema o evaluar nuevas estrategias dentro de los límites impuestos por un cierto criterio o un conjunto de ellos para el funcionamiento del sistema.

Modelado: El modelado, o modelización, es una técnica cognitiva que consiste en crear una representación ideal de un objeto real mediante un conjunto de simplificaciones y abstracciones, cuya validez se pretende constatar.

5 EVALUACIÓN FÍSICA Y NUMÉRICA DEL RECOBRO DE HIDROCARBUROS EN ARENAS NO CONSOLIDADAS A CONDICIONES DE

YACIMIENTOS

Procedimiento experimental En primera instancia se estimaron las diferentes propiedades petrofísicas y las propiedades de los fluidos a utilizar, seguidamente se prepararon mezclas de arena, arcilla, agua y petróleo a una relación agua – petróleo 15/85 para las muestras seleccionadas (arenas Tipo I, II y III) mezclándose completamente hasta obtener una mezcla uniforme y finalmente se pesaron.

Se instaló la manguera a los extremos de tubería de los flanges y se introdujo dentro del tubo de 4 pulg, se colocaron empacaduras de amianto de 1/8 pulg y se acoplaron los flanges por medio de ocho pernos en cada extremo, se ajustó el tapón inferior que posee el orificio de entrada de fluido y una vez fijado en una posición vertical se le colocó una porción de arena limpia y luego se procedió a introducir porciones de aproximadamente 200 gr de mezcla. Un tubo delgado macizo y pesado fue utilizado para taponar las muestras dentro de la manga, el proceso de añadir y taponar las porciones de muestra se hizo hasta que llegó al tope de la manga, de igual manera se colocó un sensor de temperatura dentro de la muestra que nos permitió alcanzar la temperatura deseada (140 – 145 oF), inmediatamente se procedió a colocar y ajustar el tapón superior teniendo en cuenta que ambos tapones poseen una malla fina de 200 mesh en lo orificios para evitar que se salga la arena. La mezcla que sobró fue pesada para determinar la cantidad que se colocó dentro de la manga.

Una vez ensamblado el minimodelo se dejó en reposo por 15 horas con el fin de homogeneizar la mezcla que estaba dentro del mismo, se llevó al horno se cerró la puerta y se aseguró. Posteriormente se hizo la conexión de la bomba reciprocante de inyección de agua y se conectó la tubería de producción que sale por el tope, seguido se instaló el sistema de inyección de nitrógeno a través de una válvula con un manómetro que se conecta al tubo principal del minimodelo y se presurizó a 350 lpc por media hora para verificar posibles fugas, una vez que la prueba de presión se realizó con éxito se abrió la válvula de desahogo hasta liberar todo el gas hacia la campana de vacío.

Se instaló el separador a la tubería de producción, luego se colocó el condensador y un envase colector a la salida del mismo, a su vez éste posee un serpentín de enfriamiento que pasa por una cava con hielo y por último se conectó una tubería de desahogo que va finalmente a la campana de vacío. Para poder iniciar la prueba y obtener presiones de inyección lo más constante posible se inyectó agua al sistema de almacenamiento y calentamiento permitiendo presurizar e incrementar la temperatura del agua hasta 194 oF (Temperatura de Inyección). Se verifica que todo esté en orden y todas las tuberías conectadas y se procede a presurizar el anular del minimodelo a 150 y 300 lpc (dos experiencias), por último se conecta la termocupla tipo J que tiene un sensor de temperatura y el horno al tablero de control para encenderlo, éste se dejó por aproximadamente 2 horas y 30 minutos de calentamiento hasta alcanzar una temperatura promedio de 140 - 145 ºF (60 - 63ºC).

Antes de comenzar la prueba verificamos que el agua se encontrara a la temperatura requerida de 194 ºF, encendemos la bomba previamente purgada para evitar que entre aire al sistema, teniendo todo listo se inicio la inyección e inmediatamente se abrió a producción, se registraron ambos tiempos. De igual manera el tiempo en colectar muestras de 50 cc fue registrado y se observaba el volumen de agua inyectado.

Una vez terminada la producción se procede a realizar un proceso de centrifugado a cada muestra de 50 cc, para determinar el factor de recobro y el porcentaje de agua y sedimentos, es aquí donde culmina el proceso de evaluación del recobro de petróleo teniendo un tiempo de duración de la prueba en sí entre 3 y 5 horas y en total entre 7 y 9 horas aproximadamente. Propiedades petrofísicas (tapones de arena) Realizados los tapones de arena se le determinó a cada uno valores de porosidad y permeabilidad mediante el uso del porosímetro de mercurio Ruska y el permeámetro a líquido Ruska, estos ensayos se realizaron por lo menos tres veces a los diferentes tapones con el fin de observar si los valores obtenidos se encontraban en rangos parecidos y obtener de esta manera un promedio, ya que estamos analizando tapones de arenas sueltas y no núcleos compactados. Para el caso de la porosidad se obtuvieron excelentes valores para los tres primeros tipos de arena, con respecto a las arenas IV y V se obtuvieron valores menores que a pesar de ser arenas sueltas influyó mucho la geometría de las mismas y la poca uniformidad (Tabla 1). Con respecto a la permeabilidad no se pudieron determinar valores a las muestras IV y V debido al procedimiento establecido en el Laboratorio de Yacimiento, que es tomar el tiempo en que tarda en atravesar un volumen de 10 cc a la muestra en estudio, para el caso de estas muestras no se pudo tomar lectura de tiempo alguna, debido a la rapidez que el fluido atravesaba la misma (Tabla 1). Los valores de volumen poroso de las muestras seleccionadas (I, II, III) para realizar el proceso de desplazamiento mediante la inyección de agua caliente fueron determinados a partir de la porosidad obtenida y corroborados mediante un balance de masa.

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Tabla 1. Propiedades petrofísicas de tapones de arena no consolidadas

Tabla 2. Balance de masa Prueba de desplazamiento Dos experiencias para cada una las muestras empacadas fueron realizadas a condiciones de 150 y 300 lpc de confinamiento, presiones promedio de inyección de agua de 70 – 75 lpc, temperatura de inyección del agua 194 oF y temperatura de formación 140 – 145 oF. Para las experiencias realizadas a 150 lpc se obtuvieron menores factores de recobro parca cada una de las muestras con respectos a las experiencias realizada a 300 lpc de confinamiento de la manga (portamuestra), de igual manera para esta última la presencia del agua de inyección se retardó un poco mñas, aunque desde el inicio de la producción estaba presente pero en menores cantidades. La estabilización de la temperatura de la muestra fue importante ya que ñesta contribuyño a favorecer la movilidad del crudo, el tiempo estimado para que el empaque alcanzara la temperatura deseada fue de 2 horas. Los recobros obtenidos a 150 lpc de confinamiento fueron de 18,2; 21,4 y 16,3 % para las muestras Tipo I, II Y III respectivamente. (Figura 8), mientras que para las experiencias realizadas a 300 lpc fueron de 25,3: 30,5 y 24,05% respectivamente (Figura 9).

Figura 8. Factor de recobro para cada una de las muestras. Experiencia 150 lpc de confinamiento

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0 20 40 60 80

Fr(%). Muestra Tipo I. Arena de Construcción

Fr(%). Muestra Tipo II. Arena de Playa

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Tiempo (min)

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Factor de recobro para cada una de las muestras . Bomba al 10% y 150 lpc de confinamiento

Muestra Nombre K (Darcy) ø (%) I Construcción 3,255 25 II Playa 4,551 29 III Sintética Fina 8,451 27 IV Sintética Gruesa NO 19 V Gruesa NO 16

Muestra Vw (cc) Vo (cc) Vw recuperada (cc) Vol. Poroso (cc) I 445 420 410 440,83 II 515 465 450 511,4 III 444 430 425 443,26

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Figura 9. Factor de recobro para cada una de las muestras. Experiencia 300 lpc de confinamiento

Simulación Numérica Finalizados los procesos de recobro en el simulador físico, se procedió a realizar una simulación numérica con el fin de visualizar a condiciones y escalas de campo el proceso realizado físicamente. Para hacer posible esta idea se utilizó el simulador de recobro térmico STARS, además hubo que asumir, sensibilizar y escalar muchas propiedades tanto de los fluidos como de las rocas-yacimiento. Partiendo de que nuestro modelo físico es un cilindro, se generó para la simulación numérica un tipo de Mallado Radial Cilíndrico, asignándole como tope de arena 3500 Pies (Yacimiento Morichal 01, Campo JOBO) [23], de esta manera se colocó un pozo con dos sartas (inyección y producción), la de producción estaba en el intervalo cañoneado 3,500–3,542 pies y la de inyección en el intervalo 3,600–3,629 pies, tratando con ésto de generar la mayor similitud al proceso de desplazamiento real (Figura 10).

Figura 10. Modelo Cilíndrico [Fuente propia]

Cargado los datos en el simulador numérico se procedió a hacer corridas a 6, 9 y 12 meses de producción observando los siguientes comportamientos en los diferentes parámetros que intervienen durante el proceso: la producción de petróleo se mantuvo constante hasta aproximadamente el mes de agosto de 2008, momento a partir del cual se observa una caída abrupta de las misma, mientras que la tasa de producción de agua se mantuvo constante durante toda la predicción (producción), al mismo tiempo se observa que hasta el mes de septiembre de 2007 se mantuvo constante la tasa de gas, luego la misma incremento hasta su valor más alto en el mes de agosto de 2008 (Figura 11), para esta fecha se alcanza la mayor liberación de gas, observándose el incrementó de la Relación Gas-Petróleo (RGP) desde el mes de septiembre de 2008. La presión de fondo fluyente alcanza su valor más bajo en el mes de agosto de 2008 para luego estabilizarse a aproximadamente 1000 lpc durante el resto de la producción, de igual manera la caída de presión que venía ocurriendo tiende a suavizarse y hacerse

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Fr(%) Muestra Tipo I. Arena de Construcción

Fr(%). Muestra Tipo II. Arena de Playa

Fr(%). Muestra Tipo III. Arena Sintética

Tiempo (Min)

Fr (%)

Factor de recobro para cada una de las muestras. Bomba al 10% y 300 lpc de confinamiento.

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constante producto de la canalización del agua que tiende a crear un mantenimiento de la misma (Figura 12).

Figura 11. Tasa de fluidos producidos a 1 año de predicción

Figura 12. Comportamiento del RGP, presión, presión de fondo fluyente, tasa de gas y gas acumulado a 12 meses de producción

Conclusiones

1. Las muestras II y V presentaron la mayor y menor porosidad arrojando valores de 29% y 16% respectivamente. 2. Las muestras I y III presentaron la menor y mayor permeabilidad arrojando valores de 3,255 y 8,451 Darcy. 3. A mayor volumen de granos menor será la porosidad de la muestra. 4. Sin presión de confinamiento hubo canalización del agua de inyección sin ninguna producción de crudo. 5. Las presiones óptimas de inyección estuvieron en el orden de 70 – 75 lpc. 6. En la simulación física los factores de recobro fueron de 18,2; 21,4 y 16,3% respectivamente, con presiones de

confinamiento de 150 lpc y 25,3; 30,5 y 24,05% para presiones de confinamiento de 300 lpc. 7. La muestra Tipo II arrojó los mejores recobros en ambas experiencias 21, 4 y 30,5%. 8. En ambas experiencias la canalización del agua fue más rápida en la muestra III. 9. En la simulación numérica existió un alto corte de agua alrededor de 80%.

Reconocimientos Msc. Lorenzo Arditi Cirilli, Asesor y Profesor de la cátedra Laboratorio de yacimiento del departamento de Ingeniería de Petróleo de la Universidad de Oriente, Núcleo Anzoátegui. Ing. Edgar Bastos, profesor de la cátedra simulación de yacimiento del departamento de Ingeniería de Petróleo de la Universidad de Oriente. Br. Jorge Leal, perparador docente de la asignatura Laboratorio de Yacimiento del departamento de Ingeniería de Petróleo de Referencias

9 EVALUACIÓN FÍSICA Y NUMÉRICA DEL RECOBRO DE HIDROCARBUROS EN ARENAS NO CONSOLIDADAS A CONDICIONES DE

YACIMIENTO

1. Castro, L. et al. “Nuevas Tecnologías en Producción de crudos pesados” trabajo presentado en la Universidad de Oriente. Anzoátegui. Octubre 2008.

2. Pasquel, E. Y Vargas,I. “Análisis Granulométrico del Agregado Fino, Grueso y Global”, Segunda Edición, Perú 1989. 3. Bastos, E. et al. “Valoración y Aplicación del Modelo Analítico del Simulador RESMOD4 de los Pozos Horizontales y Verticales

en el Yacimiento Morichal 01” tesis de grado presentada en la Universidad de Oriente. Anzoátegui. Marzo 2008. 4. Sepúlveda, G. y Escobar, M.”Simulación de Yacimientos”. Editorial Universidad Surcolombiana. Febrero 2005.

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Anexos A.1

Diagrama esquematizado del aparato experimental [Fuente propia]

a11

a22

3a34

a4

b1b2

b3b4

5

6

7

8

Vcc10

63.0 mm x 57.0 mm 63.0 mm x 57.0 mm 63.0 mm x 57.0 mm

E-1

I-13

I-14

E-3 5

14

610

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11mR

N2

13

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1 Recipiente con Agua Salada. 9 Multimetro Dijital Usado como Indicador de Temperatura de la Muestra Petroleo/Arena.2 Bomba de Desplazamiento Positivo con Capacidad de Inyección hasta 1750 Psi. 10 Separador Bifasico Gas/Liquido.3 Calentador de Agua, Equipado con una Resistencia, un Manometro y un Termometro, 11 Toma de Muestra de Fluidos Producidos. con Capacidad de 250 ºF y 300 psi. 12 Condensador.4 Regulador de Presión Masoneilam 250 psi Maximo y Regula en un rango de 0 a 100psi. 13 Sistema de Enfriamiento.5 Cilindro de Nitrogeno con 2000 psi. 14 Tuberia de Desahogo del Gas que Presuriza el Portamuestra.6 Horno y Minimodelo Portamuestra con Capacidad de Calentamiento hasta 300 ºF. 15 Recipiente Colector de Liquidos Presente en el Gas de Desecho.7 Tablero de Control para el Horno y Calentador de Agua. 16 Campana de Vacio con Estractor de Gases.8 Termocupla Tipo J para Control de Temperatura del Horno y Termometro con dial de 3 pulg. 17 Tuberia de Inyección ¼ pulgada en acero inoxidable

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