Archive for the ‘PVT’ Category

Comportamiento de fases en muestras de gas condensado

junio 13, 2009

410001275_22b1bde880_oUn gas condensado es un tipo de fluido que se encuentra en fase gaseosa dentro del yacimiento. Cuando ocurre una disminución de presión, se produce una condensación de líquidos proveniente del gas en forma de fase líquida libre en el yacimiento. Los gases condensados se caracterizan por una relación gas/líquido (RGP) que oscila entre los 3.000 a 150.0000 PCN/BN, con una gravedad API del líquido que se encuentra en un rango desde los 40 a 60° API, aunque gravedades tan bajas como 29° API han sido reportadas. El color solo no es un buen indicador para poder distinguir si se está en presencia de un condensado o petróleo. El condensado de 29° API fue de color negro. Los condensados con una alta gravedad API presentan un color cristalino (como el agua). Normalmente no se esperan observan comportamiento retrógrados dentro de un yacimiento a presiones por debajo de las 2.500 lpca. A estas relativamente bajas presiones, el condensado presenta colores muy ligeros y de alta gravedad API. Las bajas gravedades y colores más oscuros en los condensados, son indicadores de que los mismos contienen alta proporción de componentes pesados en la mezcla. Altas presiones son necesarias para vaporizar los hidrocarburos pesados, en consecuencia, un yacimiento que produzca un condensado muy oscuro es indicativo que el mismo tenga una alta presión de rocío. El diagrama de fase característico de estos fluidos se puede ver en la Figura No. 1.

Las muestras de gas condensado casi siempre son tomadas del separador y son recombinadas de acuerdo a una relación gas/petróleo. Los pozos de petróleo son acondicionados para realizar tomas de muestras de fondo, mediante  una reducción de la tasa de producción por cierto período de tiempo y luego son cerrados hasta alcanzar la presión estática del yacimiento. Si se intentara acondicionar un pozo de gas condensado de la misma manera, encontraría que el líquido condensado se precipitaría al fondo del pozo, tan pronto como se cierre el pozo. La muestra de fondo solo podría recuperar una muestra de líquido; este líquido podría presentar punto de burbuja en vez de un punto de rocío. La composición del líquido va a ser totalmente diferente al fluido original del yacimiento.

Para obtener muestras representativas de fluidos provenientes de pozos de gas condensado, el pozo debería producir a una tasa igual o ligeramente mayor a la mínima tasa de producción estable. Sin embargo, si el pozo se encuentra produciendo a una tasa de producción estable por un período de tiempo prolongado y la tasa no es excesiva, es generalmente mucho mejor utilizar esta que estar ajustando a la tasa mínima de producción estable. El factor más importante en la prueba de flujo es la estabilización. Esta debe incluir una estable presión de cabezal, producción de gas y líquidos estabilizada. Para pozos que producen con una presión de fondo fluyente por debajo de la presión de rocío, la saturación y composición de fluidos en el área de drenaje debe ser también estabilizada. Una vez que la estabilización es alcanzada, como un barril de líquido se condensa en el yacimiento cercano a la vecindad del pozo, otro barril de líquido debe entrar en la vecindad del pozo. De esta manera, las saturaciones y composiciones en los alrededores del pozo no cambian.  Si la tasa de producción es cambiada, se necesitarían hasta 3 meses para re-estabilizar el pozo. Una vez alcanzada la estabilización, la tasa de producción de gas y líquido debe ser medida por 48 horas o más antes de realizar el muestreo.

condensado

Figura No. 1. Diagrama de Fases para un yacimiento de Gas Condensado

Como en el caso de los yacimientos de  petróleo, en los yacimientos de gas condensados las muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción del yacimiento, antes de que ocurra una pérdida de presión importante. Una vez la presión de yacimiento declina por debajo de la presión de rocío original, no es posible obtener muestras representativas del fluido original del yacimiento. Cuando la presión de yacimiento tiene una caída por debajo de la presión de rocío, se empieza a formar líquido retrógrado dentro del yacimiento. Inicialmente este líquido no tiene permeabilidad, y solo el gas remanente fluye hacia el pozo. Si se toma una muestra de fluido bajo estas condiciones de flujo, y el gas es posteriormente recombinado con el líquido a  la RGP con la que produce el mismo, la presión de rocío de la mezcla debería ser igual a la presión actual del yacimiento. Como la caída de presión en el yacimiento continua, más y más líquido retrógrado se condensa dentro de la formación, hasta que llega a un punto de saturación específico –generalmente llamado saturación crítica de condensado– cuando este líquido retrógrado empieza a fluir hacia el pozo (Ver Figura No. 2). Si el pozo es probado y se toman muestras de fluido bajo estas condiciones, la presión de rocío obtenida después de la recombinación puede ser mayor que la presión actual del yacimiento, e inclusive, considerablemente mayor que la presión original de yacimiento. Cuando la muestra recombinada del fluido del yacimiento es examinada, siempre se va a observar una proporción de líquido libre en la celda PVT. La cantidad relativa de gas en la celda con respecto a la cantidad de líquido es generalmente interpretada como una medición de la razón de movilidad en el yacimiento, en los límites del área de drenaje.

Un estudio de un fluido condensado debe incluir la composición del gas en el separador, el líquido en el separador, y la recombinación del fluido de yacimiento. En el pasado, estas composiciones eran reportadas hasta el hexano, con un C7+ como única fracción pesada en la mezcla. Es recomendable que las composiciones estén reportadas hasta los decanos como mínimo y los undecanos y más pesados agrupados en un solo componente, para facilitar el modelado composicional de los yacimientos de gas condensados. Como se ha indicado en otros artículos, los más sofisticados laboratorios usan cromatógrafos de alta tecnología, lo que permiten reportar las composiciones PVT hasta el C30 y mayores. Adicional a esto, el análisis de fluido debe incluir una medición del punto de rocío, la compresibilidad del fluido por encima del punto de rocío y los volúmenes de gas y líquidos por debajo del punto de rocío durante la prueba de expansión a composición constante. Finalmente, el estudio de fluido debe reportar un análisis de agotamiento de presión, es decir, que se observe los cambios en la composición del gas en un proceso de agotamiento de presión a volumen constante, donde el factor de desviación de gas producido, el factor de compresibilidad bifásico del fluido y el volumen de líquido remanente dentro de la celda deben ser medidos en cada etapa de declino de presión. El factor de compresibilidad bifásico del fluido no es muy comprendido por la mayoría de los ingenieros de yacimiento, pero una de sus principales usos está en la ecuación de balance de materiales composicional (P/Z2f vs. Gpt) para el cálculo de gas original en sitio y reservas recuperables. El factor de compresibilidad monofásico es utilizado en casi todos los yacimientos para el cálculo de reservas. El factor de desviación usado debe ser el factor de desviación de todos los hidrocarburos que permanecen en el yacimiento. Esta incluye la fase remanente de gas y la fase del líquido retrógrado. El factor de compresibilidad bifásico proporciona esta información. Para yacimientos de gas condensado de bajo ANP, el uso de un factor de compresibilidad de gas incorrecto no causará un error serio de cálculos, pero el empleo de un factor de compresibilidad de gas incorrecto en un yacimiento de gas condensado rico causará errores serios y generalmente conducirá a un error considerable en la estimación de reservas.

regiones Figura No. 2. Regiones de Saturación de Condensado en las cercanías del pozo

Fragmento extraído del paper: Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems. Phillip L. Moses, SPE, Core Lab. Diagrama de Fase extraídas del libro: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Freddy Escobar. Editorial Universidad Surcolombiana.

Bookmark and Share

Comportamiento de fases en muestras de petróleo volátil

junio 8, 2009

wellheadLos petróleos que se encuentran termodinámicamente cercanos a las condiciones críticas son llamados crudos volátiles.  Sin embargo, esta denominación no es precisamente la más apropiada, debido a que virtualmente todos los fluidos de yacimiento son volátiles. Lo que realmente quiere decir, es que el fluido dentro del yacimiento se encuentra a presiones y temperaturas cercanas al punto crítico. Estas propiedades incluyen un alto encogimiento inmediatamente después de que la presión cae por debajo de la presión de burbujeo. En casos extremos, este encogimiento puede ser de más del 45% del hidrocarburo ocupado en el espacio poroso, tan solo al caer la presión 10 lpc por debajo de la presión de burbuja. La relación gas petróleo generalmente se encuentra en un rango de 2.000 a 3.000 PCN/BN, la gravedad del petróleo es usualmente de 40° API o mayor. Los petróleos volátiles tienen un factor volumétrico (Bo) de 2 BY/BN o mayor y una composición que generalmente se caracteriza por tener de 12,5 a 20 % mol de heptano plus, 35% o más de metanos por hexanos, y el remanente de etanos. Los fluidos provenientes de yacimientos de petróleo volátil fueron primeramente estudiados por Reudelhuber y Hinds y por Jacoby y Berry. Estos fluidos deben ser estudiados de forma distinta en el laboratorio y por el ingeniero de yacimiento para obtener una predicción precisa del comportamiento del mismo dentro del yacimiento. Para entender esto, es necesario considerar que los petróleos volátiles se encuentran cercanos a la línea divisoria con los gas condensados ricos en el diagrama de fases (Ver Figura No. 1).

Existe una frontera entre el petróleo volátil y los condensados desde el punto de vista composicional. (Ver Figura No. 2). Los fluidos de yacimiento que contienen heptanos y más pesados en una concentración en más de 12,5% mol, se encuentran casi siempre en fase líquida dentro del yacimiento. En cambio, cuando es menor a esta concentración, el fluido del yacimiento casi siempre se encuentra en fase gaseosa. Los petróleos volátiles han sido observados en concentraciones de C7+ tan bajas como el 10% y en condensados tan altas como el 15,5%. Estos casos son raros, sin embargo, generalmente presentan una alta gravedad API en el tanque. Como se ha mencionado, los petróleos volátiles sufren un alto encogimiento como cae la presión del yacimiento por debajo de la presión de burbuja. Este alto encogimiento crea una alta saturación dentro del espacio poroso y se observa una alta movilidad del gas casi inmediatamente después de caer la presión por debajo del punto de burbuja. Este hecho es importante debido a que el gas libre es rico en condensados.

Diagrama de Fases para fluidos volátiles

Figura No. 1. Diagrama de Fase generalizado para un Petróleo Volátil

La técnica de balance de materiales convencional para petróleo negro no toma en consideración este gas móvil como un como gas condensado retrógrado. En cambio, los procedimientos de cálculo traen este gas que fluye dentro del yacimiento hasta superficie como gas libre y este es añadido al gas en solución. Un estudio de fluido de yacimiento correctamente realizado permitirá obtener al ingeniero de yacimiento los datos necesarios que le permitirán realizar de manera apropiada un balance de materiales composicional. De esta manera podrá simular la producción de condensado retrógrado, así como también del petróleo proveniente del yacimiento. Reudelhuber y Hinds reportaron en sus estudios realizados que el recobro de líquidos usando la técnica de balance de materiales composicional puede ser hasta 4 veces mayor que utilizando la técnica de balance de materiales convencional. Jacoby y Berry reportaron que su incremento de este parámetro fue de 2,5 veces en el yacimiento que los mismos estudiaron.

diagram2

Figura No. 2. Comparación Diagrama de Fase del Petróleo Volátil y el Gas Condensado

El estudio de Jacoby y Berry fue realizado en un yacimiento al norte de Luisiana, el cual fue descubierto a finales de 1953. Por la técnica de balance de materiales convencional predijeron que la producción del yacimiento iba a ser de 880.000 BN de petróleo, mientras que utilizando la técnica de balance de materiales composicional, el recobro último iba a ser de aproximadamente unos 2,2 MMBN de petróleo. En 1965, este yacimiento fue completamente depletado. Posteriormente Cordell y Ebert presentado un caso histórico de este yacimiento, demostrando que el recobro del yacimiento fue de 2,4 MMBN de petróleo. Este post mortem confirma que la técnica de balance de materiales composicional es una muy buena aproximación para predecir el comportamiento de estos yacimientos.

Fragmento extraído del paper: Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems. Phillip L. Moses, SPE, Core Lab. Diagramas de Fase extraídas del libro: Fundamentos de Ingeniería de Yacimiento. Freddy Escobar. Editorial Universidad Surcolombiana.

Bookmark and Share

Comportamiento de fases en muestras de crudo negro

junio 2, 2009
Los yacimientos de petróleo pueden ser divididos en dos categorías: en yacimientos de petróleo ordinario y petróleo volátil (cercano a las condiciones críticas). Los yacimientos de petróleo ordinario generalmente son llamados de petróleo negro. Este adjetivo no necesariamente se encuentra asociada al color del fluido del yacimiento, y el término se utiliza para diferenciar de los yacimientos de petróleo volátil. Los yacimientos de petróleo negro se encuentran caracterizados por una RGP que puede llegar hasta los 2.000 PCN/BN, con gravedades de hasta 45° API y factores volumétricos por debajo de los 2 BY/BN. Es importante acotar que no existe una división exacta entre las características que distinguen un petróleo negro de uno volátil. Muchos factores como la composición y la temperatura del yacimiento juegan un papel importante en el comportamiento del fluido de yacimiento. Es a menudo imposible determinar si un fluido debería ser estudiado como petróleo volátil o como un petróleo negro, hasta que el fluido es analizado en laboratorio. Existen dos métodos para la toma de fluidos de petróleo negro y petróleo volátil: muestra de superficie y muestras de fondo. Estos métodos no serán descritos en este artículo, pero es suficiente con decir que los pozos deben ser cuidadosamente “acondicionados” antes del muestreo. Si los pozos no se encuentran estabilizados apropiadamente, las muestras no van a ser representativas del fluido original del yacimiento, lo que posteriormente en los estudios de laboratorio pueden dar una data del “yield” inválida. En el muestreo de fondo, generalmente consiste de un período de producción a baja tasa de flujo seguido posteriormente de un cierre. En las muestras de separador, es importantísimo que la tasa de producción del pozo se encuentre estabilizada, probado en un período prolongado para determinar una RGP de forma precisa. El estudio de comportamiento de un fluido de yacimiento de petróleo negro consiste en 5 pruebas:

Relación Presión/Volumen
Esto es una expansión a composición constante (CCE) del fluido a temperatura de yacimiento, durante la cual el punto de burbujeo es medido. Por encima del punto de burbujeo, la compresibilidad del fluido monofásico es medida. Por debajo del punto del burbujeo, el volumen bifásico es medido como una función de la presión.
Liberación diferencial
En esta prueba se mide la cantidad de gas en solución como una función de la presión y el resultante encogimiento del petróleo cuando se remueve el gas de la solución. También deben ser medidas las propiedades relacionadas al gas liberado, como son su gravedad específica y su factor de desviación (Z). La densidad de la fase líquida es medida como una función de la presión.
Viscosidad
Es la resistencia al flujo, debe ser medida como una función de la presión a temperatura de yacimiento. Hasta ahora, estas tres pruebas son el resultado del comportamiento del fluido del yacimiento en cada una de las etapas de agotamiento de presión.

“En opinión de Moses, del 70 al 80% de los ingenieros de yacimiento no entienden la conversión de la data de liberación diferencial a la data de liberación instantánea, en consecuencia, la curva de volumen relativo de petróleo proveniente de la data de liberación diferencial es usada en cambio como factor volumétrico”

Pruebas de Separador
Una o más pruebas de separador deben ser medidas para determinar el comportamiento del fluido de yacimiento cuando éste pasa a través de las facilidades de superficie, a través del separador o tren de separación, hasta su almacenamiento en los tanques. El factor volumétrico, factor de merma, y el gas en solución, Rs, deben ser medidas durante esta prueba. Es reconmedable realizar 4 de estas pruebas para obtener la presión de separación óptima, la cual es considerada para obtener un mínimo de pérdidas de volumen de petróleo durante la separación (factor de encogimiento). A esa misma presión, la gravedad del petróleo del tanque debe ser la máxima, mientras que el gas del tanque debe ser el mínimo. Para muchos crudos, la presión de separación oscila en un rango de 90 a 120 lpc. Obviamente, algunos campos producen a condiciones que no permiten la operación del separador a una óptima presión. Si la línea recolectora de gas tiene una presión de 1.000 lpc, la primera etapa de separación debe trabajar a esta presión o una mayor. Por lo tanto, la segunda etapa de separación debe estar ubicado en la corriente de flujo para alcanzar un valor de factor de merma óptimo. La presión óptima de la segunda etapa de separación también puede ser determinada por el laboratorio PVT experimentalmente o a través de cálculos de proporción de equilibrio con la composición de fluido de yacimientos y/o software de simulación apropiados.
Como la presión del yacimiento va depletando en el tiempo y se crea un sistema bifásico dentro de él, el factor volumétrico del petróleo gradualmente empieza a ser menor. Idealmente, el factor volúmetrico del petróleo en el yacimiento debería ser medido como una función de la presión de yacimiento, colocando una muestra de petróleo en la celda PVT y haciendo un agotamiento de presión (liberación diferencial) a temperatura de yacimiento. A cada una de las etapas de liberación diferencial, las muestras son removidas y pasadas a través de un separador o tren de separación a condiciones de superficie, para así obtener los factores volumétricos y el gas en solución. Se deben hacer suficientes etapas de agotamiento de presión para poder obtener la data, y de esta manera, poder realizar una gráfica de factor volumétrico y gas en solución en función de la presión. Este método descrito por Dodson et al., es la excelente manera de estudiar los fluidos de yacimientos de petróleo negro. Desafortunadamente, muchos estudios de yacimiento solo se tiene la data de separador con la data de punto de burbuja original. El reporte del fluido de yacimiento solo contiene la curva del factor volumétrico como una función de la presión de yacimiento, pero solo los factores volúmetricos al punto de burbujeo. La gráfica del factor volumétrico y Rs debe ser construida primeramente con una correlación descrita por Amyx et al. y posteriormente por Dake. Esta correlación hace un ajuste de la data de liberación diferencial a condiciones de liberación instantánea, la cual trabaja bien en la mayor parte de los casos y no es necesaria hacer ningún tipo de corrección.
En opinión de Moses, del 70 al 80% de los ingenieros de yacimiento no entienden la conversión de la data de liberación diferencial a la data de liberación instantánea, en consecuencia, la curva de volumen relativo de petróleo proveniente de la data de liberación diferencial es usada en cambio como factor volumétrico. Esto puede ocasionar errores del 10 al 20%, o más, en el cálculo de petróleo original en sitio (POES) y reservas recuperables.
Composición del fluido de yacimiento
Muchos más parámetros pueden ser medidos a través de los estudios de fluidos de yacimiento, la cual pueden ser calculados con cierto grado de precisión de la composición del mismo. Es la más completa descripción del fluido del yacimiento que se puede realizar. En el pasado, la composición del fluido del yacimiento eran medidos para incluir la separación del metano de componentes como el hexano, con los heptanos y componentes más pesados agrupados como un solo pseudocomponente reportado, con una densidad y peso molecular promedio. Con el desarrollo de sofisticadas Ecuaciones de Estado para el cálculo de las propiedades de fluidos, el aprendizaje de la descripción de componentes más pesados fue necesaria. Es ahora recomendable que en los análisis composicionales de los fluidos de yacimiento sea incluida una separación de los componentes hasta el C10 como mínimo. Las investigaciones más sofisticadas de laboratorios ahora usan Ecuaciones de Estado que requiren composiciones hasta el C30 o mayor.
Fragmento extraído del paper: Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems. Phillip L. Moses, SPE, Core Lab.

Bookmark and Share

Consideraciones en los análisis PVT

mayo 9, 2009

Generalmente, cuando se descubre un nuevo reservorio, uno de los primeros análisis es la composición de los fluidos que se encuentran en el mismo, con el objetivo de saber como es el comportamiento termodinámico (Presión y Temperatura) a las condiciones de yacimiento, y como este varía en su camino a superficie, hasta llegar al tren de separación. Con este post, hablaré del tema referente a la validación de pruebas PVT tanto petróleo negro, como para gas condensado. Para discretizar de un tipo de fluido del otro, y poder utilizar el criterio de validación adecuado, es importante ver la composición del fluido. Por ejemplo, un fluido con un porcentaje mayor de 75% en metano, y que haya obtenido punto de rocío durante la prueba de expansión a composición constante, se considera como de gas condensado. Por otra parte un fluido con un porcentaje menor a 50% en metano, se puede considerar como de petróleo negro. Mientras que el fluido se encuentre más cercano a las condiciones críticas, es más difícil de caracterizar, tal es el caso de el gas condensado y el petróleo volátil.
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
Validación de pruebas PVT Gas Condensado
Los criterios de validación para evaluar la consistencia de PVT de Gas Condensado son un poco más rigurosos que los de Petróleo Negro, y viene dada por tres pruebas: la recombinación matemática, Balance Molar y Criterio de Hoffman (Prueba de Separador y CVD).
Recombinación Matemática
Consiste basicamente en recombinar matemáticamente las muestras de gas y líquidos obtenidas en el separador durante la toma de fluidos. Para ello es muy importante que el pozo fluya de forma estabilizada por un largo período de tiempo, para obtener condiciones representativas de presión y temperatura, y especialmente, el RGP para recombinar adecuadamente el fluido original del yacimiento. Se debe cumplir que la diferencia entre los valores experimentales y los calculados para el metano debe ser menor al 2%, mientras que para heptano plus debe ser menor al 5%. Se recomienda que al hacer la validación, se use toda la composición que da el informe PVT (casi siempre hasta el C20+) y comparar los resultados utilizando hasta el C7+.
Balance Molar
Esta prueba consiste básicamente en reproducir la variación de las fracciones líquidas de cada componente (Xi), en cada etapa de agotamiento de presión del yacimiento, a condiciones de presión y temperatura de yacimiento, relacionando las fracciones de gas (Yi), % volumen de fluido producido, y un % de volumen de fluído retrógrado que queda dentro del yacimiento. Se debe obtener valores de Xi positivos, es decir, Xi>0. El balance molar es una ampliación de la prueba CVD, y puede ser aplicada en dos formas: forward, desde la presión de rocío hasta una presión de abandono; y viceversa, denominada backward.
Criterio de Hoffman (validación de constantes de equilibrio Ki)
Consiste en graficar el log (P. Ki) vs. Fi (constante de caracterización del componente i). Esta prueba se realiza tanto en el separador como en la prueba de agotamiento de presión (CVD). Se cumplir que los componentes puros en cada condición de presión y temperatura debe ajustarse en una tendencia lineal (separador y CVD), y que las líneas no se crucen entre cada agotamiento de presión (CVD), y que muestre un punto de convergencia (CVD).
Criterio de Hoffman Separador

Criterio de Hoffman CVD

Descargar Programa de Validación PVT Petróleo Negro
Descargar Programa de Validación PVT Gas Condensado

Seguir

Recibe cada nueva publicación en tu buzón de correo electrónico.