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63420086 caracterizacion-de-fluidos

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  • 1. UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOATEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETROLEO Y QUIMICA AREA ESPECIAL DE GRADO MENCION GAS CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS PRESENTES EN EL YACIMIENTO TOMANDO EN CUENTA EL COMPORTAMIENTO TERMODINAMICO Y OTROS PARAMETROS FUNDAMENTALES Bachilleres: López. Jaquelin C.I 13.565.477 Monteverde. Saúl C.I 08.292.326Prof. Mario Briones Trousselot. Carlos C.I 15.741.722 Arcia. José F. C.I 12.190.551 Sección 03 Barcelona, Lunes 15 de Mayo de 2006
  • 2. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS CONTENIDO• INTRODUCCION• OBJETIVO GENERAL• OBJETIVOS ESPECIFICOS• FUNDAMENTOS TEORICOS• METODOLOGIA• DESARROLLO• CONCLUSIONES• RECOMENDACIONES
  • 3. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSPara realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entreotras cosas, clasificarlo según el tipo de fluido que se encuentra en elreservorio y determinar el comportamiento termodinámico de este fluido.Aunque su clasificación teórica requiera del conocimiento delcomportamiento termodinámico del fluido (diagrama P-T), las condicionesdel reservorio y de las instalaciones de superficie, los yacimientos suelenusualmente clasificarse en función de propiedades observables durante laoperación. Para la clasificación de la naturaleza del reservorio, se utilizanciertos criterios que incluyen la relación gas petróleo y densidad del líquidode tanque.
  • 4. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSOBJETIVO GENERAL• Caracterizar el tipo de fluido presente en el yacimiento, tomandoen cuenta el comportamiento termodinámico y otros parámetrosfundamentalesOBJETIVOS ESPECIFICOS• Describir el comportamiento de los fluidos a través de sus respectivos diagramas de fase.• Enumerar la clasificación de los yacimientos de acuerdo al tipo de fluido.• Identificar los fluidos de yacimiento conociendo los parámetros de las propiedades tales como: RGP, RGC, RGL, Gravedad API, color de líquido de tanque, composición del fluido y temperatura.• Indicar mediante análisis de laboratorio como se clasifican los fluidos que gobiernan en un yacimiento.
  • 5. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS
  • 6. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS Gas seco GAS Gas húmedo Gas condensadoFluidos presentes Petróleo volátil Livianoen un yacimiento PETROLEO Petróleo negro Mediano Pesado Extra pesado(Bitumen) AGUA DE FORMACION
  • 7. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSParámetros que se consideran de utilidad en la clasificaciónde yacimientos en base a la mezcla de hidrocarburos quecontienen se pueden dividir en dos grupos:• Aquellos que se miden en el campo durante las pruebas deproducción: presión, temperatura, relación gas-petróleo, gravedadAPI y color de liquido en el tanque.• Aquellos que se obtienen en laboratorio usando muestrasrepresentativas y simulando el comportamiento de los fluidosdurante el agotamiento isotérmico de presión.
  • 8. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS MEDIDOS EN CAMPO • DST (DRILL STEM TESTING) PRUEBAS DE PRODUCCION • PLT (PRODUCTION LIQUID TESTING)
  • 9. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS • MDT (Probador Modular de la Dinámica de Formación)OTRAS PRUEBAS • RFT (Multiprobador de Formaciones)DE PRODUCCION • CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación en Pozos Entubados) • CFA (Analizador de la Composición de Fluidos)
  • 10. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• GAS SECO• El gas seco representa una mezcla de hidrocarburos constituidofundamentalmente por metano y un menor porcentaje de hidrocarburosintermedios.• Este gas no posee moléculas de hidrocarburos lo suficientementepesadas como para tender a formar una fase líquida.• Debido a que el gas seco bajo condiciones de superficie y en elyacimiento no cae en la región de dos fases (formación de líquido) notiene un valor estimado de gravedad API. El gas seco presenta un RGLmayor de 100000 PCN/BN.
  • 11. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• GAS HUMEDO• El gas húmedo esta formado por una mezcla de hidrocarburos con unmayor contenido de componentes intermedios y pesados encomparación con los gases secos.• La denominación de gas húmedo se refiere a que a las condiciones deseparación luego de ser extraído del yacimiento, la mezcla cae en laregión de dos fases generando relaciones gas – líquido mayores a 15000PCN/BN.• El líquido de tanque tiende a ser incoloro, análogo al color de lagasolina natural; su gravedad API presenta un valor mayor a 60º. Elcontenido líquido del gas húmedo es menor de 30 BN/MMPCN.
  • 12. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• GAS CONDENSADO• Los gases condensados son también denominados gases retrógrados, yen su composición química todavía predomina un alto porcentaje demetano, pero posee una cantidad de relativamente mayor de hidrocarburospesados en comparación a los gases secos y húmedos.• Los gases retrógrados contienen líquido disuelto, su relación de gas –condensado (RGC) es mayor de 3200 PCN/BN.• La gravedad API del condensado oscila entre 40 y 60º API. El color delcondensado puede ser incoloro o amarillo claro tornándose más oscuro alaumentar su contenido de componentes pesados C5+.• Este gas en el proceso de extracción sufre una condensación retrógrada,de éste fenómeno se deriva su nombre.
  • 13. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• PETROLEO VOLATIL• Los crudos volátiles están formados por hidrocarburos menos pesados ymoléculas más intermedias que en el caso de los crudos negros,abarcando desde el etano hasta los hexanos.• Los crudos volátiles son también llamados crudos de alta merma otambién crudos cuasicríticos.• Para que el crudo volátil pueda ser identificado debe tener una RGPinicial entre 2000 y 3300 PCN/BN, el líquido del tanque es usualmentemarrón, naranja o verde en algunos casos y su gravedad API es mayor a40 grados.
  • 14. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• CRUDO NEGRO• Los crudos negros están compuestos de una gran variedad deespecies químicas incluyendo las moléculas grandes, pesadas y novolátiles.• El color característico de este fluido es verde oscuro o negro ypresenta un RGP menor de 1750 PCN/BN
  • 15. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSExiste una clasificación de los petróleos negros deacuerdo a su gravedad API como se muestra acontinuación: LIVIANO 30< ºAPI ≤ 40 MEDIANO 20 < ºAPI ≤ 30 PESADO 10 ≤ ºAPI ≤ 20 EXTRA PESADO ( BITUMEN) ºAPI < 10
  • 16. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSComposición química aproximada de los fluidos presentes en un yacimientoComponente Gas Gas Gas Petróleo Petróleo (%Molar) Seco Húmedo Condensado Volátil Negro C1 96,0 90,0 75,0 60,0 48.83 C2 2,0 3,0 7,0 8,0 2,75 C3 1,0 2,0 4,5 4,0 1,93 C4 – nC4 0,5 2,0 3,0 4,0 1,60 C5 – nC5 0,5 1,0 2,0 3,0 1,15 C6 - 0,5 2,5 4,0 1,59 C7+ - 1,5 6,0 17,0 42,15 MC7+ - 115 125 180 225
  • 17. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS La siguiente tabla resume las características o parámetros que permiten identificar los fluidos en superficie Gas Gas GasCaracterística Crudo Negro Crudo Volátil Condensado Húmedo SecoRGP (PCN/BN) ≤ 2.000 2.000/3.300 3.300/50.000 50.000/100.000 > 100.000 40-60 Se han °API < 45 > 40 > 60 - reportado menores a 40 Marrón Marrón Negro Verdoso Naranja Color Naranja Incoloro - Marrón Verdoso Verde Incoloro % C1 < 50 < 60 > 60 > 90 > 90 % C7+ > 30 >12,5-30 < 12,5 <5 <1 BO <2 >2 - - - (BY/BN)
  • 18. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS  MEDIDOS EN EL LABORATORIOANALISIS PVT:• Verificación de la información PVT disponible• Determinación de la representatividad de las muestras• Validación de la consistencia interna de los informes PVT• Posible variación areal y vertical de las propiedades PVT• Selección y preparación de los datos PVT a utilizar• Ajuste de la ecuación de estado según el objetivo de estudio
  • 19. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS¿CUANDO SE DEBE TOMAR LA MUESTRA?ESCOGENCIA DEL POZO PARA MUESTREO• La producción del pozo debe ser estable antes del muestreo.• Debe tener un alto índice de productividad del tal manera que la presiónalrededor del pozo sea la mas alta posible.• Debe ser un pozo nuevo y presentar poca formación de líquido en elfondo.• La RGP y °API del condensado deben ser representativas de variospozos.• No debe producir agua libre. En caso de que el pozo de prueba esteproduciendo agua se recomienda tomar la muestra en un separadortrifásico.
  • 20. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS • RECOMBINACION • COMPOSICIONPRUEBAS PVT DELABORATORIO • PRUEBA CCE (CONSTANT COMPOSITION EXPANSION) • PRUEBA CVD (CONSTANT VOLUME DEPLETION) • PRUEBA DE SEPARADOR
  • 21. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSFACTORES QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES El comportamiento de fases se ve influenciado por cuatro factoresfísicos, los cuales son:• Presión• Atracción molecular• Energía cinética• Repulsión molecular.
  • 22. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS DIAGRAMA DE FASES
  • 23. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSDiagrama de Fase para Gas Seco
  • 24. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSDiagrama de Fase para Gas Húmedo
  • 25. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSDiagrama de Fase para Gas Condensado
  • 26. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSDiagrama de Fases para Petróleo Volátil
  • 27. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSDiagrama de Fases para Petróleo Negro
  • 28. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSCLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE ACUERDO A LOS FLUIDOS QUE CONTIENE En base a los fluidos que contiene un yacimiento, tal como se observaen el esquema de clasificación de los fluidos expuesta anteriormente,estos pueden clasificarse de la siguiente forma:
  • 29. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSYacimientos de Gas Seco• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa acondiciones de yacimiento y de superficie. Sin embargo, en algunasoportunidades se forma una pequeña cantidad de liquido, la cual no essuperior a 10 BN/MMPCN6• El gas está compuesto principalmente por metano (% C1>90) conpequeñas cantidades de pentano y más pesados (% C5 +<1%).• La obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza atemperaturas criogénicas (bajo 0 ºF)
  • 30. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSYacimiento de gas Húmedo• Los gases húmedos tienen un mayor porcentaje de componentesintermedios y pesados que los gases secos.• Como se observa en la Figura 3, la mezcla de hidrocarburospermanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir asuperficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad deliquido del orden de 10 a 20 BN/MMPCN• La temperatura de estos yacimientos también es mayor que lacricondertérmica del gas húmedo• El liquido producido es incoloro con gravedad API mayor a 60º
  • 31. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSYacimientos de Gas Condensado• El gas condensado se puede definir como un gas con líquidodisuelto. El contenido de C1 es mayor de 60% y el C7+ menor de 12.5%• La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión ytemperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío .• La temperatura del yacimiento tiene una valor entre la temperaturacrítica y la cricondentérmica de la mezcla.• El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamientoisotérmico de presión
  • 32. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• En su camino hacia el tanque de almacenamiento, el gascondensado sufre una fuerte reducción de presión y temperaturapenetrando rápidamente en la región de dos fases para llegar asuperficie con características en el siguiente rango:  Relación gas-condensado (RGC): 5000 – 100000 PCN/BN (10-200 BN/MMPCN)  Gravedad API del condensado: 40º - 60º  Color del condensado: incoloro – amarillo (aunque se han reportado condensados negros)
  • 33. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSYacimientos de Petróleo Volátil• La mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en estado líquidocerca del punto critico• La temperatura del yacimiento es ligeramente menor que la critica de lamezcla• El equilibrio de fases de estos yacimientos es precario y se produce unalto encogimiento del crudo (hasta de un 45%) cuando la presión caeligeramente por debajo de la presión de burbujeo• La RGP de estos yacimientos se encuentra en el rango de 2000 a 5000PCN/BN• El petróleo de tanque tiene un color amarillo oscuro a negro y unagravedad API mayor de 40º• El factor volumétrico del crudo es regularmente mayor de 1.5 BY/BN
  • 34. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSYacimientos de Petróleo Negro o Baja Volatilidad• El petróleo de baja volatilidad (Black Oil) se caracteriza por tener unalto porcentaje de C7+ (>40%)• La temperatura de yacimiento es muy inferior a la temperatura critica• La RGP es menor de 2000 PCN/BN• El petróleo de tanque tiene una gravedad API menor de 40º y un colornegro o verde oscuro• El factor volumétrico regularmente es inferior a 1.5 BY/BN
  • 35. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS
  • 36. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS • Revisión bibliográfica La base fundamental para el desarrollo de este informeconsistió en la búsqueda y recopilación de información. La mayorparte de esta información se encontró en textos bibliográficos, tesisde grado, así como también publicaciones de la sociedadinternacional de ingenieros de petróleo y artículos encontrados através de Internet. Tomando en cuenta que es a partir de esta que seva a obtener la información básica para permitir el inicio de esteinforme
  • 37. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS • Recopilación de información Las principales propiedades necesarias para caracterizar unfluido son: presión de saturación, relación gas - petróleo (RGP),gravedad API, factor volumétrico, y composición molar. Existendos formas de determinar dichas propiedades de los fluidospresentes en un yacimiento; mediante pruebas de producción ytermodinámicamente mediante la construcción del diagrama defase característico del fluido y pruebas PVT.
  • 38. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS
  • 39. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSPara cumplir con todos los objetivos planteados en este informe seprocedió a la caracterización de los fluidos presentes en elyacimiento a partir de:Datos de Producción El primer paso que se realiza luego de descubrir un yacimientode hidrocarburos es determinar el estado en que se encuentra lamezcla y esto es posible mediante la determinación de algunas delas propiedades mencionadas anteriormente, tales como la RGP, lagravedad API y el factor volumétrico. Esto se hace en base a lacaracterización de mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso, talescomo gas seco, húmedo y condensado.
  • 40. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSDATOS DE PRODUCCION • Gravedad API • Relación Gas-Petróleo (RGP) Tasa de gas PCN RGP = , Tasa de Petróleo BN
  • 41. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSDATOS PVTCaracterización termodinámica mediante pruebas PVTLa forma inequívoca de conocer el estado en que se encuentra el fluidoen el yacimiento es generando su diagrama de fase pero, debido a ladificultad que resulta elaborar este diagrama, es necesario realizar lacaracterización de un yacimiento mediante pruebas PVT, a temperaturaconstante del yacimiento.Los datos de las pruebas PVT deben ser validados a fin de verificar surepresentatividad y consistencia. Luego de ser tomados y validadosdichos datos, es posible el cálculo de otras propiedades de las que serequieran los resultados obtenidos de dicha prueba. Algunas de laspropiedades cuya metodología para su determinación será descrita acontinuación, son reportadas en un análisis PVT.
  • 42. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSDATOS PVT • Relación Gas – Petróleo (RGP) Zic = Fracción molar calculada del • Análisis composicional componente i en la mezcla total Yi = Fracción molar del componente i VYi + LX i en la fase gaseosa Z ic = Xi = Fracción molar del componente i V +L de la fase liquida V = Moles de gas de la muestra, Lbmol. L = Moles de liquido de la muestra, Lbmol • Gravedad API º API = 141,5 −131,5 Gravedad Específica
  • 43. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• Factor Volumétrico Tsc = ( ∑ Tci ∗ Yi ) − Fsk donde: Fsk = 120 ∗ ( A 0.9 − A1.6 ) + 15 ∗ ( B 0.5 − B 4 ) A = YCO2 + YH 2 S B = YH 2 S Psc = ( ∑ Pci ∗ Yi )Tsc ( ∑ Tci ∗ Yi ) − B(1 − B ) FskLuego se calcula la presión y temperaturapseudoreducida: P T Con estos datos se entra en la Psr = Tsr = Psc Tsc grafica de Standing - Katz
  • 44. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• Factor Volumétrico del Gas Z T BY Zg: Factor de compresibilidad de Bg = 0.00504 g , la fase a P y T P BN P: Presión absoluta (lpca) T: Temperatura absoluta (ºR)• Gravedad Especifica del Liquido ρl γl :Gravedad especifica del fluido γl = ρl :Densidad del liquido o gas, lb/pie3 ρa ρa :Densidad del agua, lb/pie3
  • 45. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS • Gravedad Específica del Gas γg :Gravedad especifica del gas Mg Mg: peso molecular del gas (lbm/ lbmol) γg = Ma Ma: peso molecular del aire (28,96 lbm/lbmol)(18 lb /lbmolDiagrama de FaseLa construcción del diagrama de fase a partir de losresultados de una prueba PVT, se realiza empleando losvalores de presión y temperatura del yacimiento, así comoel porcentaje molar de cada uno de los compuestospresentes en el fluido objeto de estudio.
  • 46. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS
  • 47. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS La caracterización de los hidrocarburos producidos por mediode un procedimiento general sin la necesidad de usar rangospredefinidos en los valores de parámetros de producción y aplicandotécnicas modernas de medición y clasificación de patrones seintrodujo como una nueva tecnología la aplicación de una red neuralartificial (ANN).
  • 48. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS Redes Neuronales: Son modelos ordinarios del sistema neural humano y han sidousadas con éxito resolviendo problemas prácticos dereconocimientos, se desarrollaron tratando de simular el procesode aprendizaje y reconocimiento de patrones que realizan lasneuronas del cerebro humano; se ha aplicado en varios campos(ingeniería, medicina, geología) y para procesamiento de pozospueden incluir datos de perfiles, análisis petrofisicos, datos deperforación y de yacimiento.
  • 49. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS¿Cómo trabajan las redes Neuronales?Aplicaciones de las Redes Neuronales
  • 50. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSREDES NEURONALES ARTIFICIALES [ANN] En la caracterización de fluidosRGP (condensado, petróleo volátil y petróleo negro), esta red neural sigue como°API parámetros de producción la RGP y gravedad API y como parámetro suplementario el porcentaje de C7+ de laC7+ composición TIPO DE FLUIDO DE YACIMIENTO
  • 51. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOSSe obtuvieron los siguientes resultados con la aplicación de la red neural:• Se mostró que las Redes Neurales Artificiales son herramientasconvenientes para obtener correlaciones mecánicas no-lineales entreresultados de laboratorio y datos de producción, algo no fácilmenteaccesible por técnicas convencionales.• La metodología permite la implementación de un sistema de demarcacióndel tipo de fluido general y preciso sin las limitaciones presentes en métodospropuestos por otros autores.• El sistema se validó con 250 análisis PVT de pozos en el oriente deVenezuela, mostrando un 95% de certeza en los resultados decaracterización.
  • 52. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• El sistema permite muy prontamente la exacta caracterización deltipo de fluido de nuevos yacimientos comenzando de datos deproducción.• Este estudio posee la necesidad de examinar la representatividad yconsistencia de los reportes PVT tan pronto como sean entregadospor el laboratorio.• Los reportes PVT muestran una baja condensación retrógrada (<5%)que generalmente fue hallada inconsistente.
  • 53. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS VENTAJAS DE LAS REDES NEURONALES (ANN):• La red neuronal, es un sistema de respuestas rápidas; una vez que elmodelo ha sido educado acerca de las predicciones desconocidas de losfluidos es obtenido con cálculos directos y rápidos sin la necesidad desintonizar o iterar cómputos.• Acepta sustancialmente mayor información como conexiones deentrada, al modelo de tal forma improvisando significativamente laexactitud de las predicciones reduciendo ambigüedad de la relaciónrequerida.
  • 54. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS• Aprende el comportamiento de una población de base de datospor su misma sintonización.• Si la data usada es suficientemente descriptiva la red neuronalartificial (ANN), provee una rápida y confiable predicción.• El aspecto mas importante de la (ANN), es su habilidad paradescribir patrones en la data que son también difíciles de percibira una observación normal y métodos estáticos estándar
  • 55. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS DESVENTAJAS DE LAS REDES NEURALES. El excesivo entrenamiento de la red neuronal (ANN), causa resultadosequívocos debido a que esta memoriza algunos datos, que luego alintroducir nueva data arroja resultados erróneos.; es por eso que se debemonitorear, y emplearse un método de validación como un mecanismo decomprobación.
  • 56. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS PVT EXPRESS
  • 57. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS CONCLUSIONES• El tipo de fluido de yacimiento puede ser identificado por parámetroscomo relación gas-petróleo de producción inicial (RGPi), gravedad dellíquido de tanque (°API) y color.• Existen cinco tipos de fluidos de yacimiento identificados según lascaracterísticas que presenten en superficie: crudo negro, crudo volátil,gas condensado, gas húmedo y gas seco.• A medida que aumenta la cantidad de gas producido, según el tipo defluido, aumenta la RGP y la gravedad °API tiende a aumentar.
  • 58. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS CONCLUSIONES•En el caso del gas condensado la Presión se debe tratar de mantener porencima de la Presión de Rocío (Pr), para evitar que los componentespesados se condensen y se genere el fenómeno de condensaciónretrógrada.• El yacimiento de gas seco no produce líquido en superficie ni en elyacimiento a medida que declina la presión.
  • 59. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS CONCLUSIONES• A medida que el color del fluido del líquido de tanque es más oscurose puede decir que tiene mayor cantidad de componentes pesados.• Las redes neuronales pueden ser empleadas para caracterizarhidrocarburos producidos por medio de un procedimiento general sin lanecesidad de usar rangos predefinidos en los valores de parámetros deproducción.• Mientras mayor sea el numero de datos empleados para entrenar lared neural mejor será el resultado obtenido.
  • 60. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS RECOMENDACIONES• Identificar de una manera rápida y eficiente que tipo de fluido seencuentra en el yacimiento para optimizar la recuperación de éste.• Interpretar correctamente la información del análisis PVT para nosobrestimar la recuperación del líquido en superficie, debido a que unasobreestimación va aumentando durante la depletación del yacimiento,llegando a ser importante en las etapas medias de vida del mismo.