Crudo PesadoEs una mezcla de hidrocarburos e impurezas que se encuentra en formaciones someras no consolidadas con una gravedad °API entre (10-21,9), presenta una densidad entre 920 y 1000 Kg/m3, viscosidad (50-10000) cps a condiciones de yacimiento.

Crudo Extrapesado

Está compuesto por hidrocarburos e impurezas con una gravedad ° API menor a 10° y una densidad mayor a 1000 Kg/m3, viscosidad mayor a 10000 cps a condiciones de yacimiento. El petróleo extrapesado se presenta en yacimientos de poca profundidad, predominantemente en arenas no consolidadas de gran porosidad y permeabilidad, limitadas por trampas predominantemente mixtas.

Propiedades de los crudos pesados y extrapesados

Estos tipos de crudos se caracterizan principalmente por su viscosidad, gravedad y densidad, las cuales se indican en la siguiente tabla:

Tabla. Propiedades de los Crudos Pesados y Extrapesados

Características generales de los Crudos Pesados y Extrapesados.Entre los aspectos más resaltantes se pueden mencionar los siguientes:

1. Altas viscosidades a nivel de yacimiento comprendidas entre 50 cps y más de 10000 cps.
2. Deficiencia de gas, se encuentra en estado saturado.
3. La RGP es baja, inferior a 200 PCN/BN y se mantiene en el tiempo.
4. Presentan dificultad para su extracción del yacimiento. Frecuentemente es necesario implementar métodos de producción adicionales al flujo natural, como son sistemas de levantamiento artificial, inyecciones de vapor o de diluentes, etc.
5. Por lo general, los mecanismos de producción primaria son el desplazamiento Hidráulico (sí está asociado a un acuífero activo), gas en solución y/o la compactación y subsidencia de los estratos suprayacentes.

Venezuela cuenta con reservas probadas de más del 70% de las existentes en todo el mundo y el 65% de estas, se encuentra en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).

Crudo Espumante
Se define como crudo espumante a una dispersión gas-petróleo con burbujas de gas que son arrastradas por la fase líquida. El crudo espumante está caracterizado, continuando con el desplazamiento de gas en solución, por: burbujas de gas dispersas fluyendo en crudo y una espuma a condiciones de superficie en el cual la fase continua es el petróleo.

Características generales de los Crudos Espumantes
Debido a que el principal mecanismo de producción de los crudos espumantes es el desplazamiento por gas en solución, estas son algunas de sus características:

1. Poseen un factor de recobro primario de 5 a 25%.
2. La relación gas-petróleo (RGP) permanece baja.
3. El recobro aumenta con el incremento de la caída de presión.
4. La saturación de gas crítica es de 25%.

Pruebas PVT

Consisten en un conjunto de pruebas que se realizan a una muestra representativa de fluidos del yacimiento, una vez llevada al laboratorio, se determina el comportamiento de las fases y las propiedades del fluido del yacimiento con el agotamiento de presión, suponiendo un proceso volumétrico e isotérmico, simulando también los cambios que ocurren cuando el fluido es llevado desde el fondo del pozo hasta los separadores en la superficie.

Proceso de liberación instantánea (Flash)
En la liberación “flash”, todos los gases liberados durante el proceso de reducción de presión permanecen en contacto íntimo y en equilibrio con la fase líquida de la que se liberaron, sin ocurrir cambios en la composición total del sistema en un volumen de control dado. En el yacimiento este tipo de liberación ocurre cuando la saturación de gas libre en la zona de petróleo, es menor que la crítica (el gas no se mueve) y la presión del petróleo es ligeramente menor que la de burbuja, por ende la cantidad de gas liberado es poca y la saturación de gas no alcanza la saturación crítica necesaria para iniciar su movimiento a través de los canales porosos. En un yacimiento se tiene saturación de gases menores que la crítica al comienzo de su vida productiva o cuando tiene asociado un acuífero muy activo que le mantiene la presión. En superficie este tipo de liberación ocurre en la tubería de producción, líneas de flujo y separadores, debido a que las fases de gas y líquido se mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total del sistema, lo cual permite el equilibrio entre las fases.

Tipos de separación de gas ocurridas en el yacimiento y superficie.En los estudios PVT suele hacerse una separación adicional de petróleo y gas sobre la muestra original, denominada Separación "Flash" para el Estudio Composicional. Esta separación se realiza sólo con fines composicionales, y consiste en una separación de la muestra de líquido y gas para caracterizar composicionalmente ambos fluidos.

Liberación instantánea de la prueba PVT.

A través de esta prueba se obtiene: 

• Relación gas-petróleo (RGP). 
• Gravedad API del líquido producido. 
• Densidad de la muestra a la presión de carga. 
• Factor volumétrico del petróleo (Bo). 

Si bien en este proceso se obtiene una cierta cantidad de líquido a condiciones ambiente y se recoge un volumen medido de gas, ni el Bo ni la RGP registrados en este proceso representan un proceso de reservorio. Adicionalmente este proceso suele ser de no equilibrio (debido a los grandes volúmenes de gas involucrados y a la falta de agitación en el sistema). La falta de equilibrio no afecta los cálculos puesto que todo lo que se pretende estudiar en este ensayo es la composición global del sistema, y para ello alcanza con medir adecuadamente los volúmenes y las composiciones medias de ambos fluidos producidos. No obstante lo expuesto, este proceso suele denominarse coloquialmente "Flash para Composición" y el uso de la palabra "Flash" en esta expresión parece sugerir que los datos que derivan de este ensayo representan algún proceso escalable al reservorio. Como ya se indicó, no es este el caso y debe evitarse el uso a nivel de reservorio, de los parámetros volumétricos registrados en este proceso.

Proceso de expansión a composición constante (ECC)
Esta prueba documenta los cambios volumétricos al sistema de fluido a medida que la presión del yacimiento declina durante la producción. La prueba ECC en un análisis PVT consiste en colocar una muestra representativa de crudo vivo (la muestra se debe encontrar en estado monofásico) en una celda a una presión por encima de la presión de burbuja y a la temperatura de yacimiento. Se comienza a reducir la presión de la celda por etapas. Cuando la presión es menor a la presión de burbuja se genera una expansión muy notaria, produciendo incrementos mayores en el volumen total de la muestra, debido al desprendimiento de gas en el sistema. Son medidos los valores de volúmenes por cada paso de presión. Por ello la composición total del fluido no cambia por lo que también se le conoce como una prueba de liberación instantánea.

De la prueba de expansión a composición constante se obtiene la siguiente información:

1. Con los datos obtenidos por encima de la presión de burbuja: La compresibilidad del petróleo y la densidad de la fase líquida. 
2. Con los datos obtenidos por debajo de la presión de burbuja: La Función “Y” y la presión de burbuja.
3. Con los datos tanto por encima como por debajo del punto de burbuja el volumen relativo. 

Proceso de liberación diferencial

Las pruebas de liberación diferencial simulan el proceso de agotamiento de la presión que ocurre durante la producción y predice los cambios en las propiedades de los fluidos asociados a la evolución del gas en el crudo o de la condensación de líquidos en un sistema rico en gas. En la liberación diferencial, todos los gases liberados durante el proceso de reducción de presión son retirados continuamente de la fase líquida de la que se separaron tan pronto como se van liberando. En el yacimiento este tipo de liberación ocurre cuando la saturación de gas libre en la zona de petróleo, es mayor que la crítica (el gas libre se mueve) y debido a la alta movilidad del gas, este fluye a través del pozo a una tasa de flujo mayor que la fase líquida y por lo tanto cambia la composición total del sistema en un volumen de control dado. Bajo estas condiciones, la liberación es del tipo diferencial. La liberación del gas en el yacimiento se considera intermedia entre la diferencial y la instantánea, aunque se acerca más a la diferencial debido a la elevada caída de presión en las zonas adyacentes a los pozos. 

De la prueba diferencial se obtiene: 

• Relación gas petróleo en solución (Rs). 
• Factor volumétrico del petróleo (Bo). 
• Factor volumétrico total (Bt). 
• Densidad del petróleo (ρo). 
• Factor de compresibilidad del gas, Z. 
• Factor volumétrico del gas, Bg. 
• Gravedad específica del gas, GEg. 
• Gravedad API del crudo residual, °API. 

Es necesario resaltar que tanto en la liberación “flash” y la diferencial se parte de la muestra original en condiciones de reservorio, y se estudia el cambio volumétrico del petróleo y la cantidad y tipo de gas liberado en cada proceso. Como es natural, tanto la cantidad de gas liberado, como el Bo del petróleo difiere en ambos procesos, pero esta diferencia no suele ser muy marcada. Pero al comienzo de la explotación de un reservorio (cuando la liberación diferencial aún no comenzó a producirse) el proceso de separación “flash” en condiciones de separador representa adecuadamente el comportamiento del fluido de reservorio al ser extraído. El Bo y la RGP obtenida del “flash” son representativos en esta etapa de la evaluación.

El petróleo obtenido al final de una liberación diferencial no intenta representar un fluido a obtener en yacimiento. Este líquido pierde su gas a temperatura de reservorio, y recién al alcanzar la presión atmosférica se enfría a condiciones estándar (1 atm y 15.5 °C). En el reservorio nunca se llega a esta situación, dado que la explotación se abandona mucho antes de alcanzar la presión atmosférica en el yacimiento, por ende el líquido obtenido al final del proceso de liberación diferencial sólo se emplea para completar el balance de masa, puesto que todos los cálculos de RGP y Bo emplean en el denominador un petróleo a condiciones estándar. Sin embargo este petróleo no debe considerarse representativo del petróleo de tanque. Por el contrario, este líquido representa el comportamiento del petróleo que se queda en el reservorio y nunca es producido.

Pruebas PVT No Convencionales 

Las pruebas denominadas PVT no convencionales, son aquellas que representan la capacidad de atrapar gas de ciertos crudos pesados y extrapesados en una forma relativamente simple. La principal diferencia entre un PVT tradicional de uno no convencional, es que el PVT no convencional es llevado a cabo sin agitación, evitando la rápida liberación de gas que normalmente permite lograr un equilibrio termodinámico corto después de cada paso de despresurización, simulando de esta manera el comportamiento de un crudo convencional. Por ello resulta necesario resaltar que la prueba de separación "flash" para el estudio composicional es igual tanto en el PVT convencional como el no convencional, ya que ambos son sin agitación, debido a que los fluidos fueron sometidos a una separación desde condiciones monofásicas (todo el gas se encuentra en solución sin llegar aún a los valores de presión de burbuja) hasta condiciones de laboratorio.

Prueba de liberación instantánea 

Esta prueba para el estudio composicional es igual tanto para PVT convencional como no convencional, ya que en ambos son sin agitación. 

Prueba de expansión a composición constante 

Esta prueba consiste básicamente en lo descrito en el capítulo anterior sobre las pruebas de expansión a composición constante para petróleo negro, la única diferencia que al ser no convencional implica que no habrá agitación de la muestra dentro de la celda.

Prueba de liberación diferencial Consiste básicamente en lo descrito sobre el proceso de liberación diferencial convencional con la diferencia que esta prueba de liberación diferencial en un análisis PVT no convencional consiste en un estudio de la composición variable de la muestra (sin agitación), durante la disminución de la presión por debajo de la presión de pseudo burbuja. Los resultados que se obtienen con este tipo de pruebas son los mismos que para un análisis convencional con ciertas diferencias en los valores, debido a la capacidad de capturamiento del gas de los crudos espumantes.

Propiedades de los crudos pesados convencionales

Punto de burbuja (Pb): por encima de este punto, todo el gas esta disuelto en solución en el crudo y no existe la fase libre de gas. 

Factor Volumétrico de formación del petróleo (Bo): el petróleo convencional en el marco del punto de burbuja verdadero se encoge, debido a la liberación del gas del petróleo.

Densidad (ρ): pasado el valor de presión de burbuja, la densidad aumenta debido a la liberación del gas procedente de la fase liquida.

Relación Gas-Petróleo (RGP): para el crudo convencional, la relación gas-petróleo (RGP), obviamente disminuye en el punto de burbuja debido a la liberación de una fase de gas libre del crudo.

Viscosidad (µ): en el petróleo convencional, a partir del punto de burbuja, la viscosidad aumenta debido a la liberación del gas en solución.

Propiedades de los crudos espumantes
Presión de burbuja: al igual que en los crudos pesados convencionales, todo el gas esta disuelto en una solución en el crudo y no existe la fase libre de gas.

Presión de pseudo burbuja: una vez alcanzado el punto de pseudo burbuja inicia la liberación del gas atrapado o disperso en el petróleo para formar una fase continua de gas, como es el caso en los petróleos ordinarios, el tal sentido en crudos no espumantes el punto de pseudo burbuja y de burbuja tendrían un valor igual o muy cercano.

Factor Volumétrico de formación del petróleo (Bo): esta es una de las propiedades afectadas más fuertemente por el comportamiento del crudo espumante y se cree que es una de las causas principales que contribuyen a una mayor productividad. Los crudos espumantes se expanden rápidamente entre el valor que correspondería a la presión de burbuja y el pseudo punto de burbuja. Esto se debe a que el gas que es muy compresible es liberado de la solución, pero se mantiene como una fase atrapado en el crudo, dando una compresibilidad artificial para el crudo.

Densidad (ρ): el rendimiento de la densidad en los crudos espumantes es inversamente el de Bo, la densidad disminuye debido a la compresión de la fase en el crudo.

Relación Gas-Petróleo (RGP): en los crudos espumantes, se da lugar a una situación donde el RGP se mantiene casi constante al comportamiento esperado si se caracterizada en forma convencional, esto hasta que se alcance el punto de pseudo burbuja.

Viscosidad (µ): para un crudo espumante, se cree que la viscosidad debe permanecer relativamente constante, o tal vez tener una ligera disminución. Sin embargo, es un hecho bien conocido que la reología de la espuma de gas-líquido, a menudo resulta en un aumento de la viscosidad.

Tipos de muestreo

Muestreo de Fondo: consiste en bajar una herramienta especial de 6 pies de longitud y 1 ½ pulgadas de diámetro que tiene una cámara (600-700cc) donde se acumula una muestra de petróleo con gas en solución a las condiciones de presión y temperatura del punto de muestreo. En este tipo de muestreo el mejor lugar para tomar la muestra es el punto más profundo en el pozo por donde pase el fluido que viene de la formación y donde la presión no sea menor que la presión estática del yacimiento evitando tomar la muestra cerca del CAP, si existiera en el pozo.

Muestreo de Separador: consiste en tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta, medir las tasas correspondientes y recombinar las muestras de acuerdo a la RGP medida. Las muestras de gas y de petróleo son tomadas al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y temperatura. La diferencia en tiempo no debe ser mayor de una hora porque pueden ocurrir cambios significativos en las condiciones de separación, particularmente en la temperatura.

Muestreo de Cabezal: si se está produciendo un fluido monofásico a condiciones de cabezal del pozo, se puede tomar la muestra directamente en el cabezal. La muestra se hace fluir a un cilindro usando la técnica de desplazamiento o a un pequeño separador portátil. Las ventajas de este método de muestreo es su rapidez y que no requiere de medición de tasas de flujo.

Toma de muestra
Para lograr una correcta simulación del comportamiento de los fluidos del yacimiento, se requiere tomar muestras representativas de dicho fluido, para ello estas muestras deben ser tomadas durante los primeros días de producción en vista de que la caída de presión no es apreciable, o al menos cuando la presión sea mayor o igual a la de burbuja del crudo original. En caso contrario, la composición total del fluido es distinta a la del fluido original del yacimiento debido a que pueden ocurrir algunas de estas situaciones:

1. Si el gas libre tiene movilidad (Sg > Sgc), la muestra tomada puede tener exceso de gas y presentar una Pb mayor que la presión actual del yacimiento y eventualmente mayor que la presión original. 
2. Si el gas libre es inmóvil (Sg ≤ Sgc), la muestra tomada tiene en solución una cantidad de gas menor que la original. Así RGP < Rsi y la presión de burbuja medida es menor que la presión inicial del yacimiento. 

Las muestras de fluidos a las cuales se les hace el análisis PVT, pueden ser de tres tipos: muestras de fondo, muestras de cabezal y muestras recombinadas (muestras de separador):

Muestras de fondo
Esta técnica es también llamada muestreo de subsuelo, el cual consiste en bajar una herramienta especial (muestreador) que funciona utilizando el sistema de guaya fina o eléctrica. La toma de la muestra debe realizarse con el pozo estabilizado, en el caso de crudos saturados se recomienda tomar la muestra con el pozo cerrado. Después de bajar la herramienta lo más cercano posible a las perforaciones (punto medio del intervalo perforado), la celda de ésta se abrirá por medio de un reloj programado o una señal eléctrica desde superficie, acumulándose por diferencia de presión, una muestra de petróleo (con gas en solución) a las condiciones de presión y temperatura del punto de muestreo, esta muestra fluye suavemente dentro de la herramienta a presión constante para evitar la separación de fases, también se cuenta con otra cámara con fluido de compensación y un sistema de válvulas que evita la caída de presión en la muestra por cambio de temperatura mientras es llevada a superficie.

Se debe contabilizar el porcentaje de agua y sedimentos (%AyS), el cual debe ser menor a 1%, para comenzar a realizar el análisis PVT con la muestra que contiene gas en solución. Si el contenido de agua en las muestras es mayor a 3%, se debe buscar un procedimiento que permita separar el agua del crudo. Igualmente es necesario verificar que la presión a la que se encuentra el cilindro toma muestra sea mayor que la presión de burbuja estimada, para asegurar que la muestra no se encuentre en dos fases.

Muestras de cabezal
Este tipo de toma de muestras es poco común por las condiciones que debe cumplir. Se aplica para yacimientos de gas condensado y petróleo negro que se encuentren subsaturados y las condiciones de presión y temperatura en el cabezal del pozo garanticen que el fluido se encuentre monofásico, sólo si se cumplen estas condiciones el fluido será representativo del fluido del yacimiento. La muestra se hace fluir a un cilindro utilizando una técnica de desplazamiento. Este tipo de muestras son frecuentemente utilizadas en yacimientos de gas seco, gas húmedo, gas condensado con alta RGP, alta diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de rocío, y en petróleos negros con características muy peculiares como baja RGP, y alta diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de saturación. 

Este método no requiere acondicionamiento previo del pozo para la toma de muestras (como el caso de la muestra de fondo), solamente se desea que el pozo mantenga una presión estable en el cabezal y no esté produciendo por baches o acumulación de fluidos entre las perforaciones y la tubería de producción hasta el cabezal.

Muestras recombinadas
En ciertos casos es difícil obtener muestras de fondo y cabezal representativas para algunos de los fluidos de interés. Por lo tanto, se desarrolló un procedimiento para generar muestras recombinadas a partir de muestras de líquido y gas recolectadas en superficie, es decir, son muestras tomadas en el separador primario cuando el fluido proveniente del yacimiento está una vez en superficie. El fluido del yacimiento es reconstruido en el laboratorio mezclando la proporción que dicta la relación gas-petróleo en el separador primario que prevalecía para el momento del muestreo.

La recombinación de gas y líquido consiste en disolver el gas en el crudo que se había separado al cambiar la presión. Este paso sólo se ejecuta en aquellos casos donde la muestra a ser analizada no es una muestra de fondo o muestra de cabezal. Para esto hay que recordar que la RGP medida es la del gas obtenido de un separador cuyas condiciones de operación tienen una presión diferente a la atmosférica y que este volumen de gas se relaciona con el volumen de petróleo del tanque, que se encuentra a presión atmosférica. Para recombinar a la relación gas-petróleo del separador primario, debe calcularse la proporción de gas que hay que agregar a una cantidad de líquido del separador. Una vez recombinadas las muestras en las proporciones calculadas, se va incrementando la presión hasta que todo el gas se disuelva en el petróleo. En ese momento la muestra está a las mismas condiciones que tendría que haberse obtenido en el fondo. La recombinación puede realizarse tanto a una relación gas-petróleo como a una presión de saturación determinada.

Validación de pruebas PVT para crudos pesadosLa calidad de los datos obtenidos a partir de un análisis PVT, depende fundamentalmente de la muestra de los fluidos, es importante señalar que los datos reportados en los análisis PVT pueden estar sujetos a errores de medida en el laboratorio, errores en las condiciones de presión y temperatura a las que fue tomada la muestra de fluidos, así como en la precisión de la medición de los volúmenes de fluido durante el experimento.

En el proceso de validación de los datos reportados en los análisis PVT se debe hacer una revisión minuciosa de la representatividad de la muestra de fluido; es decir, la presión de burbujeo en la prueba debe ser menor o igual a la presión del yacimiento, la Rs experimental debe ser igual, o con un margen de diferencia no mayor de 10 %, al ser comparada con la RGP medida al momento del muestreo. La temperatura a la cual se realiza la prueba debe ser igual a la del yacimiento y el pozo debe producir en forma estabilizada en el momento de capturar la muestra de fluido en el separador de gas.

El chequeo de consistencia se hace a través de las siguientes pruebas:

Prueba de Condiciones de Recombinación: para las muestras tomadas en el separador, se debe cumplir que las condiciones de presión y temperatura de recombinación en el laboratorio sean iguales a las del separador. También se debe chequear que las condiciones de presión y temperatura del separador al momento de la toma de la muestra de gas sean iguales a las del momento de la toma de la muestra de líquido.

Prueba de Densidad: se debe cumplir que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbujeo de la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos de las pruebas de separadores, esta prueba se considera válida si la diferencia no es mayor de 5%. La densidad recombinada matemáticamente a partir de la prueba de separadores se calcula de acuerdo con la fórmula que involucra la sumatoria de masas de petróleo y gas, sobre la unidad de volumen de crudo, la cual es la siguiente:

r_ofb=(Masa de petróleo de tanque + Masa de gas del separador + Masa de gas del tanque)/Unidad de volumen de petróleo a Pb y T.

Donde:

B_ofb= factor volumétrico de formación, BY/BN.

r_ofb=  densidad recombinada a partir de las pruebas de separadores, gr/cc.

g₀ = gravedad específica del crudo de tanque (agua=1).

g_g = gravedad específica del gas separado (aire=1).

r_w = densidad del agua, lb/BN.          

Rs = relación gas-petróleo en solución, PCN/BN.

Esta densidad se compara con la obtenida en la prueba de liberación diferencial de laboratorio. La prueba se considera válida si el error es menor de 5 %.
Prueba de la Linealidad de la Función “Y”: Frecuentemente los datos de volumen relativo obtenidos en las pruebas de laboratorio requieren una normalización debido a la inexactitud en la medición del volumen total de hidrocarburo cuando este se encuentra por debajo de la presión de saturación y bajas presiones. Regularmente el informe de la prueba PVT incluye una tabla con la función de compresibilidad adimensional ¨Y¨ calculada de los datos de expansión a composición constante. Esta función Y es comúnmente usada para suavizar los valores de volumen relativo. La forma matemática de esta función se utiliza solamente por debajo de la presión de saturación y viene dada por la siguiente ecuación:

Donde:

Pb= Presión de burbujeo, lpca

P= Presión menor a la de burbuja, Lpca

Vr= Volumen relativo a la presión P, adim

Los valores de la “Función Y” se grafican contra la presión y se debe obtener una línea recta, un PVT de petróleo negro se considera validado cuando haya pasado el criterio de la linealidad de la función Y, cuando el crudo tiene poca cantidad de componentes no hidrocarburos y las mediciones en el laboratorio son hechas con precisión. 

Si la presión de burbujeo en el laboratorio es superior a la real, los puntos de la función Y se alejan por encima de la línea recta, se dice entonces que está sobrestimada. Si por el contrario, la presión es menor, los puntos de la función Y se alejan por debajo de la línea entonces se habla de una presión subestimada.

Prueba de Balance de Materiales: esta prueba consiste en evaluar si la Rs experimental de la prueba de liberación diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales. La diferencia entre los dos valores no debe exceder el 5%. Para realizar el balance de masas de la liberación diferencial se necesita la siguiente información obtenida del informe de la prueba PVT: Gravedad API del crudo residual, Rs y Factor volumétrico del petróleo a diferentes presiones, Gravedad específica del gas liberado en cada etapa de liberación y densidad del petróleo.

Prueba de desigualdad: en esta prueba se debe cumplir que la derivada del factor volumétrico con respecto a la presión debe ser menor al producto del factor volumétrico del gas y la derivada del Rs con respecto a la presión. En resumen, se debe cumplir la siguiente relación:

Donde:Bo= Factor volumétrico del petróleo a una presión P, BY/BN
Bg= Factor volumétrico del gas a una presión P, PCY/PCN
Rs=Solubilidad del petróleo saturado a una presión P, PCN/BN

La finalidad de esta prueba es verificar la consistencia en los cambios de volúmenes de líquido y gas. Si esta desigualdad no se cumple en los datos introducidos en los programas de simulación, éstos enviarán mensajes de error.

Correlaciones PVT: Por años los ingenieros de campo han utilizado correlaciones empíricas en vez de datos experimentales para determinar las propiedades físicas de los fluidos necesarios para el análisis del comportamiento de yacimientos, cálculo de reservas y diseño de equipos.

Las correlaciones PVT son desarrolladas a partir de datos de laboratorio y/o de campo y formuladas de manera que puedan ser utilizadas con datos obtenidos sin mucha pérdida de tiempo y/o inversión de esfuerzo. Dado que las correlaciones desarrolladas han utilizado sistemas de crudos de varias regiones productoras, estos crudos exhiben tendencia regional en su composición química que los caracteriza como parafina, nafténicos y aromáticos.

Debido a estas diferencias de composición, las correlaciones desarrolladas a partir de muestras regionales de una base química predominante pueden generar resultados erróneos cuando se aplica a crudos de otras regiones. Por lo tanto, el uso efectivo de las correlaciones recae en el rendimiento de su desarrollo y el conocimiento de sus limitaciones.

Validación de las pruebas PVT con información de campo Se debe chequear que los resultados de la prueba PVT se correspondan con el comportamiento de producción del yacimiento de acuerdo al esquema presentado en la tabla.

ANÁLISIS SARA DE LOS CRUDOS ESPUMANTES
En resumen el petróleo está constituido químicamente por cuatro familias: saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos que constituye el llamado análisis SARA.

Los resultados del análisis SARA, del fluido A, se realizaron en el Laboratorio de Geoquímica Orgánica. El método para llevar a cabo el análisis consiste en el desasfaltado por digestión con n-Heptano y la separación cuantitativa en tipos de compuestos (saturados, aromáticos y resinas) con n-Hexano por HPLC (cromatografía líquida de alta resolución), en un equipo Waters dotado de un detector de Índice de Refracción para los hidrocarburos saturados y un detector de UV para los aromáticos.

En la Tablas. se presentan los valores de SARA para un crudo de la FPO (Campo BARE)). El cual posee características espumantes.

La concentración de las fracciones de saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos no parecen jugar un papel relevante en el comportamiento de los crudos espumantes, aproximadamente similares en la distribución relativa de componentes. Además estos valores de la composición química de los crudos pesados y extrapesados (SARA) corresponden con los rangos estandarizados para crudos XP. 

ESPERO LA INFORMACIÓN SEA DE MUCHA AYUDA, NO DEJEN DE COMENTAR!!! GRACIAS