Validación de pruebas PVT Petróleo Negro

Prueba de densidad

Esta prueba simple consiste en comparar que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de

burbuja durante la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos obtenidos a las

condiciones de separación. Esta prueba se considera consistente cuando la diferencia de ambos valores

obtenidos no exceda de un 5%.

Prueba de la linealidad de la función "Y"

Frecuentemente los datos de volumen relativo obtenidos en las pruebas de laboratorio requiere generalmente

una normalización debido a las inexactitud en la medición del volumen total de hidrocarburo cuando este se

encuentra por debajo de la presión de saturación y bajas presiones. Una función de compresibilidad

adimensional, comunmente llamada Función Y es 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:

Y = (Psat - P)/P(Vrel-1)

Donde:

Psat = Presión de saturación, lpca

P = Presión, lpca

Vrel = Volumen relativo a la presión P, adim.

Función Y

Generalmente se debe cumplir que al graficar la Función Y vs. Presión, los datos obtenidos deben ajustar en

una línea recta. En un posterior artículo explicaré que se hace en caso que no se llegue a obtener la linealidad

de los datos calculados.

Un PVT de petróleo negro se considera validado cuando haya pasado el criterio de la linealidad de la función

Y. Sin embargo existen dos pruebas adicionales más rigurosas que dependen de la consistencia de los datos

obtenidos en el laboratorio. Estás pruebas son las siguientes:

Prueba de Balance de Materiales

Consiste el calcular valores de Rs en cada etapa de agotamiento de presión (haciendo un balance de

materiales) y compararlo con la Rs obtenida experimentalmente. La diferencia entre ambos valores no debe

exceder de un 5%.

Prueba de Desigualdad

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:

dBo/dP < Bg (dRs/dP)

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