Caract Energ Yacs

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Gonzalo Rojas, Ph.D
Profesor Titular
Universidad de Oriente
Venezuela
CARACTERIZACION 
ENERGETICA DE YACIMIENTOS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CARACTERIZACIÓN TERMODINAMICA 
DE YACIMIENTOS HIDROCARBUROS
CARACTERIZACIÓN TERMODINAMICA 
DE YACIMIENTOS HIDROCARBUROS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
A PARTIR DE:
• DIAGRAMA DE FASES-PRUEBAS PVT
• INFORMACIÓN DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.D
CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOSCARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS
En Base a la Mezcla de Hidrocarburos que Contienen:
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• PRESIÓN
• TEMPERATURA
• ATRACCIÓN MOLECULAR 
• REPULSIÓN MOLECULAR
FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL 
COMPORTAMIENTO DE FASES
FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL 
COMPORTAMIENTO DE FASES
PRESIÓN Y Confinan las Moléculas
ATRACCIÓN MOLECULAR 
TEMPERATURA Y Dispersan las Moléculas
REPULSIÓN MOLECULAR
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DIAGRAMA DE FASESDIAGRAMA DE FASES
Es un Diagrama de P vs. T que muestra los cambios de 
fases (Líquido, Gas) que sufre una mezcla de 
hidrocarburos con Presión y Temperatura.
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Diagrama de fases de una 
mezcla de Gas Natural-
Gasolina Natural 
Diagrama de fases 
generalizado de un Gas 
Condensado
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Diagrama de fases para 
diferentes tipos de 
crudos y gases
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YACIMIENTOS 1. Gas Seco. 
DE GAS 2. Gas Húmedo.
3. Gas Condensado.
YACIMIENTOS 1. Petróleo Volátil
DE PETRÓLEO (Alto Encogimiento).
2. Petróleo Negro a. Liviano.
(Bajo Encogimiento). b. Mediano.
c. Pesado.
d. Extrapesado.
e. Bitumen.
En Base a los Hidrocarburos que Contienen:
CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS 
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YACIMIENTOS DE GAS SECOYACIMIENTOS DE GAS SECO
• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa 
a condiciones de yacimiento y superficie.
• Temperatura del yacimiento muy superior a la 
cricondentérmica.
• Contenido de C1>90% y C5+<1%.
• Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se puede 
obtener cierta cantidad de líquidos de estos gases.
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COMPONENTE GAS
SECO
GAS
HÚMEDO
GAS 
CONDENSADO
PETRÓLEO
VOLÁTIL
PETRÓLEO 
NEGRO
C1 96.0 90.0 75.0 60.0
8.0
4.0
4.0
3.0
4.0
17.0
180
2000
50°
Amarillo
Oscuro
48.83
C2 2.0 3.0 7.0 2.75
C3 0.5 2.0 4.5 1.93
iC4 – nC4 0.5 2.0 3.0 1.60
iC5 – nC5 - 1.0 2.0 1.15
C6 - 0.5 2.5 1.59
C7+ - 1.5 6.0 42.15
MC7+ - 115 125 225
RGL, PCN/BN - 26000 7000 625
- 60° 55° 34.3°
- Incoloro 
Amar. claro
Amar. claro
Amarillo
Negro
Líquido °API
de Tanque Color
COMPOSICIÓN TÍPICA DE MEZCLASCOMPOSICIÓN TÍPICA DE MEZCLAS
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Diagrama de fases 
de un Gas Natural
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YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDOYACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO
• Gas en el yacimiento.
• Dos fases en superficie.
• No presenta condensación retrógrada.
• RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100 MPC/BN).
• Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN.
• °API > 60° (Líquido proveniente del Gas).
• Líquido de tanque: Incoloro.
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADOYACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
GAS 
CONDENSADO YACIMIENTO
SUPERFICIE
GAS
CONDENSADO
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
• Gas en el yacimiento.
• Dos fases en superficie.
• Presenta condensación retrógrada.
• Tc < Ty <Tcdt.
• RGL > 3200 PCN/BN.
• °API > 40 – 45°
• % C1 > 60
• % C7+ < 12.5
• Ligeramente coloreado – Amarillo claro.
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
• Clasificación
Riqueza GPM BN/MMPCN
Alta 14.6 348 > 300
Media 9.4 224 200 - 300
100 – 200
< 100
Baja 7.3 173
Pobre 4.0 97
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CONDENSADOCONDENSADO
• Líquido del Gas Condensado que se encuentra en el 
yacimiento en fase gaseosa.
• Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado 
condensados con 29 – 30 °API.
• Color: generalmente incoloro – amarillo claro.
• Fuera de la Cuota OPEP. 
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DEFINICIÓN DE CONDENSADOS 
DESPUÉS DE LA REUNIÓN DE VIENA
DEFINICIÓN DE CONDENSADOS 
DESPUÉS DE LA REUNIÓN DE VIENA
“Naturally ocurring condensates are those hydrocarbons that 
exist in the single gaseous phase in reservoirs whose 
original temperature falls in the range from he critical 
temperature to the maximum temperature at which two 
phases can co-exist (cricondentherm). Those hydrocarbons 
must only be produced from wells completed in gas 
condensate reservoirs and become liquid at standard 
conditions of temperature and pressure”.
“Definición Aprobada”
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• Límite Superior
• API : 50° ó mayor
• RGL : 5000 PCN/BN o mayor
• %C7+: 3.5 ó menor
• Límite Inferior
• API : 45°
• RGL : 5000 PCN/BN
• %C7+ : 8
• Prueba Adicional
• Destilación ASTM D-86
90% cond. a T ≤ 650 °F
DEFINICIÓN OPEP DE YACIMIENTO DE 
GAS CONDENSADO
DEFINICIÓN OPEP DE YACIMIENTO DE 
GAS CONDENSADO
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Norte de Monagas Área Tradicional de 
Anaco
Gas 
Condensado
Volátil Gas 
Condensado
Volátil
RGP, PCN/BN 2770 - 9200 1027 - 2905 3233 - 61000 1050 - 2865
29.6 - 51
39 - 64
13.1 – 28.7
°API 31.8 – 38.4 26 - 34 39 – 59.9
C1, % 66.6 – 77.3 49.9 – 65.8 88.4
C7+, % 4.9 – 13.6 13.4 – 25.9 1.2 – 12.0
CARACTERIZACION DE FLUIDOS DEL NORTE DE 
MONAGAS Y DEL ÁREA TRADICIONAL DE ANACO
CARACTERIZACION DE FLUIDOS DEL NORTE DE 
MONAGAS Y DEL ÁREA TRADICIONAL DE ANACO
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Efecto de la 
Temperatura sobre 
la Presión de Rocío 
Retrógrada.
Efecto de la Gravedad 
°API sobre la Presión 
de Rocío Retrógrada.
Efecto de la Relación 
Gas-Condensado sobre 
la Presión de Rocío 
Retrógrada
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Comportamiento Retrógrado de un 
Gas Condensado
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Revaporización de 
Condensado al presurizar con 
gas yacimientos agotados de 
Gas Condensado.
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Diagrama de fases de los 
fluidos de un Yacimiento de 
Gas Condensado con Zona 
de Petróleo (Pierna).
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YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTILYACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL
• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase 
líquida en el yacimiento y en dos fases en superficie.
• Temperatura del yacimiento ligeramente menor que la 
crítica.
• El agotamiento isotérmico de presión produce alto 
encogimiento del crudo (hasta 45%).
• El gas liberado puede ser del tipo Gas Condensado.
• % C7+ > 12.5
• % C1 < 60
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DIFERENCIAS ENTRE YACIMIENTOS DE 
GAS CONDENSADO Y PETRÓLEO VOLÁTIL
DIFERENCIAS ENTRE YACIMIENTOS DE 
GAS CONDENSADO Y PETRÓLEO VOLÁTIL
Gas CondensadoGas Condensado PetrPetróóleo Volleo Voláátiltil
Tc < Tyac < Tcdt Tyac ≤ Tc
Gas en el yacimiento Líquido en el Yacimiento
Presenta Pto. de Rocío Presenta Pto. de Burbujeo
% C7+ < 12.5 % C7+ > 12.5
% C1 > 60 % C1 < 60
Líquido de tanque incoloro-
amarillo claro
Líquido de tanque amarillo-
amarillo oscuro
RGPi > 3200 PCN/BN 1750 ≤ RGPi < 3200 PCN/BN
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El Efecto de la Composición sobre la RGP Inicial de Producción es Indicada por 
los Límites Composicionales de los cinco tipos de Fluidos de Yacimiento
Heptano plus en el fluido de yacimiento, % molar R
G
P 
in
ic
ia
l d
e 
pr
od
uc
ci
ón
, P
C
N
/B
N
 
 
 
 
 
 
0 5 10 15 20 25 30 
PETRÓ LEO 
NEG RO 
 G AS
 SECO 
PETRÓ LEO 
VO LÁTIL 
G AS 
CO NDENSADO 
 Punto de Rocío 
 Punto de B urbujeo
 
50,000 
 
 
40,000 
 
 
30,000 
 
 
20,000 
 
 
10,000 
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YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE 
BAJA VOLATILIDAD
YACIMIENTOSDE PETRÓLEO DE 
BAJA VOLATILIDAD
• Líquido en el yacimiento 
• Líquido y Gas en la superficie
• % C7+ > 20
• % C1 < 50
• Ty < Tc
• RGP < 1750 PCN/BN
• Petróleo de tanque
Color Negro
°API Menor de 40°
• Bo < 1.5 BY/BN
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO 
CON ZONA DE PETRÓLEO
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO 
CON ZONA DE PETRÓLEO
Durante el agotamiento de presión ocurre condensación retrógrada en la 
capa de gas y liberación de gas en la zona de petróleo
Gas Condensado 
en el Punto de 
Rocío 
Petróleo en el 
Punto de 
Burbujeo 
(30-40° API)
Acuífero 
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DIAGRAMA DE FASES DE LOS 
FLUIDOS DE UN YACIMIENTO 
DE PETRÓLEO NEGRO CON 
CAPA DE GAS.
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RGP °API C4+ C1 COLOR
GAS SECO > 100000 -- < 0.7 % > 90 %
< 90
> 60
< 60
< 50
----
GAS HUM. > 15000 < 70 < 4 INCOL.
GAS COND. > 3200 > 40 < 12.5 AM CLARO
PET. VOL. > 1750 > 40 > 12.5 AM. OSCURO
PET. NEGRO < 1750 < 45 > 20 NEG. VER.
En Base a Información de Pruebas de Producción y
Análisis Cromatográficos (Mc Cain)
CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS DE 
YACIMIENTO
CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS DE 
YACIMIENTO
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EVOLUCION DE LA GRAVEDAD API Y A 
RGP CON EL TIEMPO
EVOLUCION DE LA GRAVEDAD API Y A 
RGP CON EL TIEMPO
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VARIACION DE LA COMPOSICION DE 
MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON 
PROFUNDIDAD
VARIACION DE LA COMPOSICION DE 
MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON 
PROFUNDIDAD
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VARIACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE LA 
MEZCLA DE H – C CON PROFUNDIDAD
VARIACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE LA 
MEZCLA DE H – C CON PROFUNDIDAD
• Observada experimentalmente Fuerzas Gravitacionales (Sage y 
Lacey)
• Observada recientemente en yacimientos profundos y gran espesor
• Gas Condensado a Crudo Liviano o Volátil
• Crudo Mediano a Pesado
• Deben ser tomados en cuenta en simulación (20% de diferencia en 
POES y predicción de petróleo acumulado)
• En yacimientos se debe a:
• Fuerzas de Gravedad: BARODIFUSIÓN por si sola puede 
explicar el fenómeno
• Cambios de Temperatura con Profundidad: 
TERMODIFUSIÓN
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PROF., Mts PRESIÓN, 
lpca
TEMP, °F % C1 % C7+
3136 6516.5 ---- 72.3 6.36
12.74
18.14
19.98
3156 6510.7 106.7 64.18
3181 6441.1 107.8 59.12
3217 6577.5 108.9 54.92
CAMBIOS CON PROFUDIDADCAMBIOS CON PROFUDIDAD
DE P,T,%C1 Y % C7+ DE UN YACIMIENTO DEL MAR DEL NORTE
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MOVIMIENTO DE LAS MOLÉCULAS 
POR BARODIFUSIÓN
MOVIMIENTO DE LAS MOLÉCULAS 
POR BARODIFUSIÓN
• Crudos Livianos 10 cm/año.
• Crudos Pesados 107 años
Formación de agregados
Asfalténicos.
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YACIMIENTOS CON MAYOR TENDENCIA A 
MOSTRAR VARIACIONES COMPOSICIONALES
YACIMIENTOS CON MAYOR TENDENCIA A 
MOSTRAR VARIACIONES COMPOSICIONALES
• De gran espesor y/o cambios importantes de profundidad
• Yacimientos Cuasicríticos, de Gas Condensado y petróleo volátil 
(también crudo negro mediano)
• Con pequeñas cantidades de crudos muy pesados y 
componentes aromáticos en el Gas o en el Petróleo
• Con gran cantidad de fracciones intermedias (C2 – C4). Mezcla 
cerca de su condición crítica
• La composición cambia más rápidamente si Py y Ty están cerca 
de Pc y Tc cuando uno o más componentes tienen densidad 
superior al promedio 
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Variación con Profundidad del Contenido de C1 y C7+ de los 
Yacimientos del Campo East Pointer
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ALGORITMO TERMODINÁMICO DE 
PREDICCIÓN
ALGORITMO TERMODINÁMICO DE 
PREDICCIÓN
• El cambio de energía libre de GIBBS de un componente se puede 
relacionar con la Fugacidad:
dGi = RT Ln fi (i=1,2,…,N)
y también con los Pesos Moleculares
dGi = Mi g dh (i=1,2,…,N)
• Entonces
RT Ln fi = Mi g dh
Ecuación de Equilibrio Termodinámico de una columna 
multicomponente sometida a una Campo Gravitacional a 
temperatura constante
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• Integrando ente límites:
• Sólo aparecen efectos gravitacionales
• Las fugacidades a P y T se determinan por Ecuación de Estado
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛=
=⇒=
=⇒=
RT
ghMEXPff
ffhh
ffh
io
i
h
i
h
ii
ii
00
ALGORITMO TERMODINÁMICO DE 
PREDICCIÓN (cont.)
ALGORITMO TERMODINÁMICO DE 
PREDICCIÓN (cont.)
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EL ALGORITMO PERMITE DETERMINAREL ALGORITMO PERMITE DETERMINAR
• Variación de Composición con Profundidad
• Posición de los Contactos Gas-Líquido y Líquido-Líquido
• Cambios de Estado de las Fases con Profundidad
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Resultados de la Aplicación del Algoritmo de 
Schulte a un Yacimiento del Mar del Norte
COMP / 
PROF
3162.5 m 3241 m
EXP CALC. % E EXP. CALC. % E
53.06
6.65
2.93
11.00
-9.858.27
5.68
2.26
-14.6
22.9
10.83 1.6
C1 68.31 63.93 6.4
C3 5.77 5.93 -2.8
C7 1.36 1.93 -41.9
C11+ 3.44 5.51 60.2
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COMPARACIÓN DE LAS 
CURVAS DE RGP VS 
PROFUNDIDAD REAL Y 
CALCULADA.
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VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LAS 
MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON 
PROFUNDIDAD
VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LAS 
MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON 
PROFUNDIDAD
• Composición:
Puede haber disminución de CH4 y Aumento de C7+
• Relación Gas-Petróleo:
Por disminución de livianos y aumento de pesados con 
profundidad, RGP disminuye con la Profundidad
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Variación del contenido de C1 y C7+ con 
profundidad del Campo Anschutz
Ranch East
Variación de la RGP con 
profundidad del Campo Anschutz
Ranch East
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• Presión de Saturación:
a) Presencia de CGP: en el CGP la presión del yacimiento es igual a la 
de saturación
- En la Zona de Gas Condensado:
h P. Rocío 
Por incremento del peso molecular del gas y T
- En la Zona de Petróleo:
h P. Burbujeo
Por disminución de la RGP de solución
VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LAS 
MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON 
PROFUNDIDAD (cont.)
VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LAS 
MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON 
PROFUNDIDAD (cont.)
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• CGP Saturado: - En el Contacto: Py=Pb=Proc
- Equilibrio Termodinámico 
entre el Gas Condensado y 
el Petróleo Volátil
• CGP Subsaturado: - Se observa zona de transición
- En vez de contacto
En la Zona de Gas Cond: Py > Proc
En la Zona de Pet. Vol: Py > Pb
CONTACTOS GAS - PETROLEOCONTACTOS GAS - PETROLEO
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CAMBIOS DE LA PRESIÓN DE 
SATURACIÓN EN YACIMIENTOS 
CON VARIACIÓN 
COMPOSICIONAL
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VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE 
LAS MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON 
PROFUNDIDAD (Cont.)
VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE 
LAS MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON 
PROFUNDIDAD (Cont.)
• Presión de Saturación:
b) Ausencia de CGP definido (Py muy alta):
- Py > Proc Condensado Subsaturado
- Py > Pb Comportamiento similar al caso “a”
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CAMBIOS DE LA PRESIÓN DE 
SATURACIÓN EN YACIMIENTOS 
CON VARIACIÓN COMPOSICIONAL.
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EJEMPLOS DE CAMPOEJEMPLOS DE CAMPO
• Yacimientos del Mar del Norte
Cambios en la Columna de Hidrocarburos:
Base Crudo Subsaturado
Cresta Gas Condensado
Zona Intermedia Crudo Cuasicrítico
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Yacimientos del Mar del Norte
Prof., m T, °C Py, lpca Psat, lpca RGP, PCN/BN
3136 ---- 6516.5 5656.5 5643
3431
2190
1707
3156 106.7 6510.7 5482.4
3181 107.8 6441.1 5410.0
3217 108.9 6577.5 4786.2
EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)
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Ubicación de las pruebas DST 
en un Yacimiento del Mar del 
Norte
Variación de la temperatura Crítica con 
la Profundidad en un Yacimiento del Mar 
del Norte
EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)
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• Campo El Furrial
A medidaque se profundiza:
Disminuye la Presión de Burbujeo
4650 3000 Lpc
Aumenta el Contenido de Asfaltenos
12 25%
Disminuye la Gravedad API
30 8°
EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)
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Sección Esquemática del Campo “El Furrial”
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PESADO 
INMÓVIL
PESADO 
MÓVIL
ZONA DE 
TRANSICIÓN
Presión de Cabezal, lpc 1000 4000 5000
Gravedad API del Crudo 8 8 – 15 15 – 22
Asfaltenos, % 25 8 – 20 12
Contactos: Bloque Central -15647’ -15550’ -15450’
Bloque Meridional -14910’ -14820’ -14770’
COMPO EL FURRIAL: 
CONTACTO VERTICALES DE FLUIDOS
COMPO EL FURRIAL: 
CONTACTO VERTICALES DE FLUIDOS
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Variación de la Presión de Burbujeo, Gravedad API y % de Asfaltenos con 
Profundidad. Campo “El Furrial”
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• Campo Carito
Tres Zonas:
Tope Gas Condensado Rico.
Zona de transición Gas Condensado – Petróleo Volátil.
Base Petróleo Liviano – Mediano.
EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)
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Presión Original del Yacimiento: 11400 lpca
PROFUNDIDAD, 
pbnm
Psat, lpca RGP, PCN/BN °API FLUIDO
13680 8375 4129 34.2
32.2
25.8
Gas 
Condensado
14414 7685 2737 Pet. Volátil
16400 3046 652 Pet. Negro
VARIACIÓN DE LAS CARACTERISTICAS DE LOS 
FLUIDOS CON PROFUNDIDAD DEL CAMPO CARITO 
VARIACIÓN DE LAS CARACTERISTICAS DE LOS 
FLUIDOS CON PROFUNDIDAD DEL CAMPO CARITO 
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VARIACIÓN DE LA PRESIÓN DE 
SATURACIÓN CON PROFUNDIDAD, 
YACIMIENTO CARITO OESTE
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CAMBIO SUPER CRÍTICO DE 
PETRÓLEO VOLÁTIL A GAS 
CONDENSADO, YACIMIENTO 
CARITO OESTE
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• Campo Cusiana
Tres Zonas:
Tope Gas Condensado Rico
Zona de Transición Fluido Crítico
Base Petróleo Liviano 
EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)EJEMPLOS DE CAMPO (cont.)
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PROFUNDIDAD, pbnm TIPO DE 
FLUIDO
°API
1000 – 1800 Gas Condensado 46 – 43
1800 – 2000 Fluido Crítico 33 – 43
2000 - 2500 Pet. Volátil 30 - 33
VARIACIÓN COMPOSICIONAL DE LA COLUMNA DE 
HIDROCARBUROS DEL CAMPO CUSIANA
VARIACIÓN COMPOSICIONAL DE LA COLUMNA DE 
HIDROCARBUROS DEL CAMPO CUSIANA
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MUESTREO Y PRUEBAS PVT 
DE PETRÓLEO NEGRO
MUESTREO Y PRUEBAS PVT 
DE PETRÓLEO NEGRO
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• Pruebas de laboratorio de los fluidos de un yacimiento petrolífero, 
para determinar propiedades y su variación con presión. La 
muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento.
• Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el 
yacimiento hasta los separadores.
• Dos tipos de liberación ocurren:
* DIFERENCIAL.
* INSTANTÁNEA
ANALISIS PVTANALISIS PVT
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CARACTERÍSTICAS
• Prueba de Liberación Instantánea.
• Temperatura Constante.
• Se inicia a P > Pb.
• Se agota la presión en varias etapas.
• Se mide el volumen total (gas + líquido).
EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN 
CONSTANTE
EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN 
CONSTANTE
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PROCESO DE LIBERACIÓN INSTANTÁNEAPROCESO DE LIBERACIÓN INSTANTÁNEA
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VARIACIÓN PRESIÓN – VOLUMEN DURANTE LA 
LIBERACIÓN INSTANÁNEA
VARIACIVARIACIÓÓN PRESIN PRESIÓÓN N –– VOLUMEN DURANTE LA VOLUMEN DURANTE LA 
LIBERACILIBERACIÓÓN INSTANN INSTANÁÁNEANEA
P6 P3 P2 P1
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Simula el comportamiento de los fluidos en el yacimiento durante el 
agotamiento.
CARACTERÍSTICAS
• Composición variable.
• Agotamiento de presión a través de varias separaciones Gas –
Petróleo.
• Temperatura Constante.
PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIALPRUEBA DE LIBERACIPRUEBA DE LIBERACIÓÓN DIFERENCIALN DIFERENCIAL
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PROCESO DE LIBERACIÓN DIFERENCIALPROCESO DE LIBERACIPROCESO DE LIBERACIÓÓN DIFERENCIALN DIFERENCIAL
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VARIACIÓN PRESIÓN – VOLUMEN DURANTE 
LA LIBERACIÓN DIFERENCIAL
VARIACIVARIACIÓÓN PRESIN PRESIÓÓN N –– VOLUMEN DURANTE VOLUMEN DURANTE 
LA LIBERACILA LIBERACIÓÓN DIFERENCIALN DIFERENCIAL
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
MÁS GAS SE ESCAPA DE SOLUCIÓN EN LA LIBERACIÓN 
INSTANTÁNEA QUE EN LA DIFERENCIAL
Rs(dif) > Rs(flash)
Bo(dif) > Bo(flash)
LIB DIFERENCIAL Vs. LIB INSTANTÁNEALIB DIFERENCIAL Vs. LIB INSTANTÁNEA
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
o
o
g
g KK
μμ
>>
• Depende de la saturación de gas libre Sg en la zona de petróleo.
• Sg < Sgc Kg = 0. El gas no se mueve.
• - Liberación TIPO INSTANTANEA
• - Ocurre al comienzo de la vida productiva o si hay acuífero muy 
activo
• Sg > Sgc Kg > 0 el gas libre se mueve. 
LIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTOLIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Fase gaseosa se mueve hacia el pozo a tasa de flujo mayor que la
líquida.
• Composición total del sistema cambia en un volumen de control 
dado.
• Liberación TIPO DIFERENCIAL.
• Ocurre cuando la presión del yacimiento cae por debajo del Pb
RGP > Rs.
La liberación de gas en el yacimiento se considera intermedia entre 
diferencial e instantánea aunque se acerca más a diferencial, 
debido a la elevada caída de presión en la cercanía a los pozos. 
LIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTO (cont.)LIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTO (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Gas y líquido se mantienen en contacto en:
* Tuberías de Producción.
* Líneas de Flujo.
* Separadores.
• No hay cambio de la composición total del sistema.
• Hay agitación permanente.
• Hay equilibrio entre las fases.
• Liberación TIPO INSTANTANEA.
LIBERACIÓN DE GAS EN LA SUPERFICIELIBERACIÓN DE GAS EN LA SUPERFICIE
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Apenas comienza la producción.
- P ≥ Pb.
- Si P < Pb puede ocurrir:
- Sg ≤ Sgc RGP < Rsi
• La muestra tiene en solución menos gas que el original.
• Presión de burbujeo medida, menor que la presión de burbujeo 
verdadera e igual a la presión actual del yacimiento.
- Sg > Sgc
• La muestra puede tener exceso de gas.
• Presión de burbujeo obtenida mayor que la presión actual del 
yacimiento, eventualmente mayor que la presión original.
TIEMPO PARA TOMAR LAS MUESTRAS PARA 
GARANTIZAR REPRESENTATIVIDAD DEL FLUIDO 
ORIGINAL DEL YACIMIENTO
TIEMPO PARA TOMAR LAS MUESTRAS PARA 
GARANTIZAR REPRESENTATIVIDAD DEL FLUIDO 
ORIGINAL DEL YACIMIENTO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Yacimientos Pequeños (una muestra representativa).
• Yacimientos grandes y / o muy heterogéneos:
- Se requieren muestras de diferentes pozos.
- Variaciones de la composición de la mezcla vertical 
y arealmente.
• Yacimientos de gran espesor:
- Propiedades del petróleo pueden variar 
grandemente con profundidad.
- Requiere técnicas especiales para tomar muestras 
representativas de un intervalo dado.
NÚMERO DE MUESTRASNÚMERO DE MUESTRAS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
RADIO DE
DRENAJE
q1>q2
Pb=Py
q1
q2
Pwf2
Pwf1
DISTRIBUCIÓN DE PRESIÓN EN UN 
YACIMIENTO SATURADO BAJO 
DIFERENTES TASAS DE PRODUCCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE PRESIÓN EN UN 
YACIMIENTO SATURADO BAJO 
DIFERENTES TASAS DE PRODUCCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
RADIO DE
DRENAJE
q1>q2
Py
q1
q2
Pwf2
Pwf1
Pb
DISTRIBUCIÓN DE PRESIÓN EN UN YACIMIENTO 
SUB-SATURADO BAJO DIFERENTES TASAS DE 
PRODUCCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE PRESIÓN EN UN YACIMIENTO 
SUB-SATURADO BAJO DIFERENTES TASAS DE 
PRODUCCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Pozo nuevo con alto índice de productividad.
- Evitar: 
a) Pozos con daño.
b) Estimular antes del muestreo.
• No debe producir agua. Si no hay manera de evitarlo:
a) Muestrear sólo la columna de petróleo con 
el pozo cerrado o se toma las muestras en 
superficie en un separador trifásico.
• Producción estabilizada (sin o pococabeceo).
• La RGP y API del pozo de prueba deben ser representativos de 
varios pozos.
• Evitar muestreos de pozos cercanos a los contactos GP o AP. De 
ser imposible, escoger pozo de gran espesor en la columna de 
petróleo.
ESCOGENCIA DEL POZO PARA MUESTREOESCOGENCIA DEL POZO PARA MUESTREO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Reemplazar crudo alterado (no representativo) del pozo y sus 
zonas adyacentes con crudo representativo del original del 
yacimiento.
• Factor más importante es estabilización.
- Presiones de cabezal y fondo estables.
- Tasas de producción de gas y petróleo estables.
• Se logra reduciendo las tasas de producción (Gas y Petróleo).
ACONDICIONAMIENTO DEL POZO PARA EL 
MUESTREO
ACONDICIONAMIENTO DEL POZO PARA EL 
MUESTREO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Colocar en observación el pozo durante 24 horas para 
medir ql, qg, RGP y pwf.
• Si las tasas son estables, reducir ql en 30 a 50 % y se 
espera que RGP se estabilice.
• Se continua reduciendo ql hasta obtener bajas tasas de 
flujo estabilizadas (sin cabeceo).
RECOMENDACIONES API PARA ACONDICIONAR 
EL POZO PARA MUESTREO
RECOMENDACIONES API PARA ACONDICIONAR 
EL POZO PARA MUESTREO
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• RGP PERMANECE ESTABLE
- Crudo subsaturado.
- Pozo está acondicionado para el muestreo 
Py > Pwf > Pb
• RGP DISMINUYE
- Hay liberación de gas cerca del pozo, pero no hay
movilidad (Sg< Sgc).
- Crudo en el yacimiento puede estar:
... Ligeramente subsaturado Py> Pb > Pwf
… Saturado con Py= Pb > Pwf
- RGP < Rsi y hay que reducir ql para disolver el gas libre 
en el crudo.
EFECTOS DE REDUCCIÓN DE ql SOBRE RGPEFECTOS DE REDUCCIÓN DE ql SOBRE RGP
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• RGP AUMENTA:
- Hay flujo simultáneo de gas y petróleo en la formación 
(Sg >Sgc).
- Dependiendo de la Py se puede dar:
... Py = Pb > Pwf pozo debe se debe acondicionar 
como el caso anterior.
… Pb > Py > Pwf las condiciones iniciales no se logran 
acondicionando el pozo. No se pueden obtener 
muestras representativas del fluido original.
EFECTOS DE REDUCCIÓN DE ql SOBRE RGP 
(cont.)
EFECTOS DE REDUCCIÓN DE ql SOBRE RGP 
(cont.)
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• Muestras de Fondo.
• Muestras de Separador (Recombinadas).
• Muestras de Cabezal.
TIPOS DE MUESTREOSTIPOS DE MUESTREOS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Herramientas:
- Muestreador de 6´de longitud y 1 - 1/2’’de diámetro.
- Cámara de 600 - 700 cc.
- Permite acumular muestras de petróleo y gas en 
solución, a P y T del punto de muestreo.
Número de Muestras:
- Mínimo 3.
- Medir pb en el campo.
- Aceptar si la diferencia de Pb es de 20 - 30 lpc.
- Caso contrario la herramienta está funcionando mal 
o el pozo no ha sido bien acondicionado.
MUESTRAS DE FONDOMUESTRAS DE FONDO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Procedimiento:
- Estabilizar el pozo.
- Crudo saturado:
- Cerrar el pozo de uno a ocho días.
- Tomar muestras con pozo cerrado.
- Crudo subsaturado:
- Tomar muestras con pozo fluyendo.
Profundidad:
- Sitio más profundo por donde pase el fluido de la 
formación.
- Presión no inferior a la presión estática del yacimiento
(presión estimada de la saturación).
MUESTRAS DE FONDO (cont.)MUESTRAS DE FONDO (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
VENTAJASVENTAJAS DESVENTAJASDESVENTAJAS
• No requiere de medición de tasas de 
flujo.
• Excelente para crudos subsaturados.
•No toma muestras representativas
cuando Pwf < Pb.
• No se recomienda cuando el pozo tiene
una columna grande de agua.
•No sirve para yacimientos de gas 
condensado.
•Pueden ocurrir fugas de gas o líquido
durante la sacada de la muestra a
superficie.
•Volumen de muestra pequeño.
•Muestreador costoso y posibles
problemas mecánicos.
•Contaminación de la muestra con fluidos
extraños.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL 
MUESTREO DE FONDO
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL 
MUESTREO DE FONDO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Procedimientos:
- Tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta.
- Al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y 
temperatura.
- Diferencia en tiempo no mayor de una hora.
- Medir en forma precisa las tasas correspondientes.
- Recombinar las muestras según RGP medida.
MUESTREO DE SEPARADORMUESTREO DE SEPARADOR
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
1) Producción estabilizada a bajas tasas de flujo.
- Mantener flujo estable en un lapso dado.
- No exceder 100 BPD por un mínimo de 24 Hrs.
2) Medición precisa de las tasas de flujo
- Medir tasa de flujo de gas en el separador de prueba.
- Medir tasa de líquido en el tanque.
- Corregir RGP por factor de encogimiento del crudo
al pasar del separador al tanque 
RGPs PCN/B sep = (RGP PCN / BN) x S BN/B sep.
- S se mide en el campo o en el laboratorio.
- Recombinar con base a RGPs PCN/B sep.
CONDICIONES PARA EL MUESTREO DE 
SEPARADOR EXITOSO
CONDICIONES PARA EL MUESTREO DE 
SEPARADOR EXITOSO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
3) Toma de muestras en la primera etapa del separador.
- Gas - CILINDRO EVACUADO.
- Líquido - DESPLAZAMIENTO.
CONDICIONES PARA EL MUESTREO DE 
SEPARADOR EXITOSO (cont.)
CONDICIONES PARA EL MUESTREO DE 
SEPARADOR EXITOSO (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
TOMA DE MUESTRA DE GAS EN EL 
SEPARADOR
TOMA DE MUESTRA DE GAS EN EL 
SEPARADOR
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
TOMA DE MUESTRA DE LIQUIDO
EN EL SEPARADOR
TOMA DE MUESTRA DE LIQUIDO
EN EL SEPARADOR
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
VENTAJASVENTAJAS DESVENTAJASDESVENTAJAS
• Los resultados dependen de la exactitud 
con que se mida la RGP.
• Un error de 5% en las tasas de flujo 
produce errores del orden de 150 lpc en
pb.
• Resultados erróneos cuando en el 
separador se tiene problemas de espuma, 
separación ineficiente o nivel inadecuado 
de la interfase gas - líquido.
• Es válido para casi todos los tipos de 
fluidos.
• Recomendado para yacimientos de
gas condensado.
• Menos costoso y riesgoso que el de
Fondo.
• Permite tomar muestras de gran
volumen. 
• Las muestras son de fácil manejo en 
el laboratorio.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MUESTREO 
DE SEPARADOR
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MUESTREO 
DE SEPARADOR
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Si se produce flujo monofásico a condiciones de 
cabezal.
• La muestra se hace fluir a un cilindro usando la 
técnica de desplazamiento.
MUESTREO DE CABEZALMUESTREO DE CABEZAL
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
VENTAJASVENTAJAS DESVENTAJASDESVENTAJAS
• Es difícil tomar una muestra 
representativa por la agitación de 
los fluidos.
• No se debe usar si hay flujo 
bifásico en el cabezal.
• Se puede usar en yacimientos 
subsaturados de petróleo o gas 
condensado
• Es rápido y de bajo costo.
• No requiere de la medición de 
tasas de flujo..
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MUESTREO 
DE CABEZAL
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MUESTREO 
DE CABEZAL
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Solubilidad del Gas Natural en el crudo.
• Pies cúbicos normales de gas en un barril normal de crudo (BN).
Rs = Volumen de Gas en Solución @ p y T, PCN
1 Barril de Petróleo @ 14,7/lpca y 60°F BN
• Factores que afectan Rs
- Presión P => Rs
- Temperatura T =>Rs
- Gravedad del crudo API => Rs
- Gravedad del Gas γg => Rs
- Tipo de liberación Rs lib-DIF > Rs lib-INS.
Rs LIB . DIF ≅ Rs LIB.INS + 100 PCN/BN
RELACIÓN GAS – PETRÓLEO EN SOLUCIÓN, RSRELACIÓN GAS – PETRÓLEO EN SOLUCIÓN, RS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Volumen de barriles (a P y T de yacimiento) ocupado por un barril 
normal (a 14,7lpc y 60°) de petróleo más el gas en solución.
Bo = Barriles de crudo saturado con gas @ p y T, BY
1 barril de crudo @ 14,7lpc y 60°F BN
• Tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y gas en 
solución sobre el volumen del crudo.
• Generalmente Bo > 1
• Puede ser < 1 en crudos con muy poco gas en solución a altas 
presiones y temperaturas moderadas.
FACTOR VOLUMÉTRICODEL PETRÓLEO, BOFACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, BO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Rs PCN/BN
1 BN
GAS DE SOLUCIÓN
Bo
P
P
Pi
P
ESQUEMA ILUSTRATIVO DE LOS 
PARÁMETROS RS Y BO
ESQUEMA ILUSTRATIVO DE LOS 
PARÁMETROS RS Y BO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CRUDOS
SATURADOS: tienen en solución la máxima cantidad 
de gas que admiten a ciertas condiciones de P y T.
SUBSATURADOS: tienen deficiencia de gas a ciertas 
condiciones de P y T.
SATURADOS
SUBSATURADOS
SATURACIÓNSATURACIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CRUDOS SUBSATURADOS
CASO 1: Sistema = CRUDO 
Pb (sist) = Pyac = Ps (crudo)
CASO 2: Sistema = CRUDO + GAS
Pb(sist) > Pyac = Ps (crudo)
Una Pb
Varias Ps
¿PRESIÓN DE BURBUJEO = PRESIÓN 
DE SATURACIÓN?
¿PRESIÓN DE BURBUJEO = PRESIÓN 
DE SATURACIÓN?
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
200 400 600 800
SATURADO
PRESIÓN (LPC)
1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200
0.10
0
1.15100
1.100
0.201.20200
0.301.25300
0.401.30400
0.501.35500
0.60
0.70
1.40
FA
C
TO
R
 V
O
LU
M
É
TR
IC
O
 D
EL
 P
E
TR
Ó
LE
O
 (B
Y
/B
N
)
600
1.45700
PROPIEDADES PVTPROPIEDADES PVT
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
D 
IG
A (Orig)
AGOT
AGOT
IG 
C (Act.) 
PRESIÓN
Rs
VARIACIÓN DE RS DURANTE LA 
PRESURIZACIÓN DE UN YACIMIENTO DE GAS
VARIACIÓN DE RS DURANTE LA 
PRESURIZACIÓN DE UN YACIMIENTO DE GAS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
B 
E
AGOT
IA 
C (Act.) 
PRESIÓN
Rs
D
IA
AGOT A (Orig.)
VARIACIÓN DE Rs DURANTE LA 
PRESURIZACIÓN DE UN YACIMIENTO DE AGUA
VARIACIÓN DE Rs DURANTE LA 
PRESURIZACIÓN DE UN YACIMIENTO DE AGUA
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Relaciona el volumen del gas en el yacimiento (a P y T) al volumen 
de la misma masa de gas en superficie a 14,7 lpca y 60° F.
• Es un factor adimensional. Se expresa en BY/PCN o PCY/PCN.
• Toma valores muy pequeños por expansibilidad del gas.
Bg= 14,7 Zg T = 0,02829 Zg T PCY
520 p p PCN
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS, BGFACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS, BG
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Bt = Vol de crudo saturado + Vol de Gas libre @ p y T, BY
Vol de crudo @ 14,7 lpca y 60° F BN
Bt = Bo + (Rsi - Rs) Bg
Bo => BY / BN
Bg => BY/PCN
Rsi - Rs => PCN / BN
Crudos Subsaturados
P > Pb , Rsi = Rs y Bt = Bo
Crudos saturados
P < Pb, Rsi >Rs
P => Bo y (Rsi - Rs) y Bg => Bt
p = p = BtBt (expansi(expansióón)n)
FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL O BIFÁSICO, BTFACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL O BIFÁSICO, BT
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Crudo Subsaturado
P => μo por expansión.
• Crudo Saturado
P = > μo por reducción del gas es solución
En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor 
que la que tenía el crudo original.
VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO, μoVISCOSIDAD DEL PETRÓLEO, μo
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de 
volumen con presión a temperatura constante.
Co = Compresibilidad del petróleo, 
Vo = Volumen.
P = Presión
Gonzalo Rojas, Ph.D
T
O
O
O P
V
V
C ⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
∂
∂
−=
1
1−lpc
COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO, CoCOMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO, Co
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
T
o
O
O pp
BB
B
C ⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
−
−
−=
21
021
1
1
bpp =1 )(2 bppp >=
obo BB =1 )(2 oboo BBB <=
)( ppB
BBC
boB
obo
o −
−
= [ ] bbooBo ppppCBB >−−= )(1
• Esta ecuación se convierte en:
• Crudo Subsaturado
COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO, Co (cont.)COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO, Co (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Incluye las siguientes pruebas:
- Composición de la muestra del fluido del yacimiento
- Expansión a composición constante (relación PV)
- Liberación diferencial isotérmica
- Separación instantánea (pruebas de separadores)
- Variación de viscosidad de fluidos con presión
PRUEBAS PVT DE LABORATORIOPRUEBAS PVT DE LABORATORIO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
BAÑO DE TEMPERATURA 
CONSTANTE
CELDA PVT
TRAMPA
Hg
GAS
CRUDO
Hg
GAS MERCURIO
BOMBA DE 
MERCURIO
EQUIPO PVT PARA PETRÓLEO NEGROEQUIPO PVT PARA PETRÓLEO NEGRO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Cromatografía.
• Destilación.
• Destilación simulada por cromatografía.
• Espectrometría de masas.
• Muestras gaseosas sólo cromatografía desde C1 hasta C11 . A veces 
sólo hasta C6+ o C7+
• Muestra de fondo o recombinada:
- Liberación instantánea en el laboratorio.
- Gas liberado se analiza separadamente del líquido remanente
- Recombinación para obtener composición de la muestra total.
COMPOSICIÓN DEL FLUIDO DEL YACIMIENTOCOMPOSICIÓN DEL FLUIDO DEL YACIMIENTO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Liberación instantánea.
• Se realiza en celda de acero de volumen del orden de 1/2 litro, 
capaz de resistir altas presiones (> 10.000 lpc) y temperaturas 
(>350°F).
• Se obtienen las siguientes propiedades del crudo.
- Presión de Burbujeo, pb (cambio de pendiente de la
curva V vs P).
- Volumen relativo.- Volumen total del fluido en la celda a una
presión P, dividido por el volumen en el punto de burbujeo, Vb.
- Factor de Compresibilidad 
- Función Y:
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
−
−
=
1
b
b
V
Vp
ppY
PRUEBAS DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN 
CONSTANTE
PRUEBAS DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN 
CONSTANTE
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
0.2 0.6
5000
4000
3000
2000
1000
0
1.0 1.4 1.8 2.2 2.6 3.0
Pb=2620 lpcmP
R
E
S
IÓ
N
 l
pc
m
V / Vb
VARIACIÓN DEL VOLUMEN RELATIVO CON 
PRESIÓN. PRUEBA DE EXPANSIÓN A 
COMPOSICIÓN CONSTANTE
VARIACIÓN DEL VOLUMEN RELATIVO CON 
PRESIÓN. PRUEBA DE EXPANSIÓN A 
COMPOSICIÓN CONSTANTE
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos, muestran 
relación lineal de Y vs P.
• Si hay presencia de no hidrocarburos (C02, agua) se aleja del 
comportamiento lineal.
• Si pb del informe es superior a la real, los valores de Y se alejan por 
encima de la recta.
• Si pb del informe es inferior a la real, los valores de Y se alejan por 
debajo de la recta.
PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN 
CONSTANTE (cont.) FUNCIÓN Y (cont.)
PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN 
CONSTANTE (cont.) FUNCIÓN Y (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
GRÁFICO DE LA 
FUNCIÓN Y
500
1.5
2.0
2.5
1000
Pb
1500 2000 2500
Y
P pca
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
FUNCIÓN “Y” DE UN CRUDO 
CON 40 % DE CO2
400
2.0
3.0
4.0
5.0
1.0
500 600700 800 900
PRESIÓN (lpca)
FU
N
C
IÓ
N
 Y
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
EJEMPLO DE LA FUNCIÓN “Y”
CUANDO PB HA SIDO 
SOBRESTIMADA
1000
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
2000 3000
PRESIÓN (lpca)
FU
N
C
IÓ
N
 Y
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
EJEMPLO DE LA FUNCIÓN 
“Y” CUANDO Pb HA SIDO 
BAJO ESTIMADA.
1000
2.0
2.2
1.8
1.6
1.4
1.2
2000 3000
PRESIÓN (lpca)
FU
N
C
IÓ
N
 Y
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Se retira el gas liberado de la celda – composición 
variable.
• Volumen variable.
• Temperatura constante.
PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL (DL)PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL (DL)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Relación Gas Petróleo en Solución, Rsd.
• Factor Volumétrico del Petróleo, Bod.
• Factor Volumétrico Total, Btd.
• Densidad del Petróleo.
• Factor de Compresibilidad del Gas, Z.
• Factor Volumétrico del Gas, Bg.
• Gravedad Específica del Gas.
• Gravedad API del Crudo Residual.
PERMITE DETERMINARPERMITE DETERMINAR
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
BOD, BTD Y RSD VS P 
DE UNA PRUEBA DE 
LIBERACIÓN DIFERENCIAL.
400
4.6 900
4.2 800
3.8 700
3.4 600
3.0 500
2.6 400
2.2 300
1.8 200
1.4 100
0 0
800 1200
PRESIÓN lpcm
FA
C
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BN
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 S
O
LU
C
IÓ
N
, P
C
N
/B
N
1600 2000 2400 28000
T=220°F
°API=35.1
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Z, BG Y GE VS P 
DE UNA PRUEBA DE 
LIBERACIÓN 
DIFERENCIAL.
400
0.010.8 0.6
0.020.02 0.7
0.031.0 0.8
Z
Bg
gd
0.041.2 0.9
0.051.6 1.0
0.061.8
0.072.0
0.00.6 0.5
800 1200
PRESIÓN lpcm
FA
C
TO
R 
D
E 
C
O
M
PR
ES
IB
IL
ID
AD
G
RA
VE
D
AD
 E
SP
EC
IF
IC
A 
(A
IR
E=
1)
FR
EL
AC
IÓ
N
 G
AS
-P
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RÓ
LE
O
 E
N
 S
O
LU
C
IÓ
N
, P
C
N
/B
N
1600 2000 2400 28000
T= 220 °F
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Pruebas de liberación instantánea.
• Se realizan en un separador en el laboratorio. Cuantificar efecto de P 
y T de separación de superficie, sobre Bo y Rs
• La muestra del crudo saturado a Pb y Ty se pasa por el separador y 
se expande hasta la presión atmosférica.
• Para cada presión del separador se obtiene:
- Factor volumétrico del petróleo a Pb, Bobf
- Relación gas-petróleo en solución a Pb, Rsbf
- Gravedad API del petróleo del tanque
- Composición del gas separado.
PRUEBA DE SEPARADORESPRUEBA DE SEPARADORES
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Al variar la presión del separador se puede obtener una presión 
óptima.
- Menor liberación de gas.
- Crudo con mayor °API.
- Crudo con menor factor volumétrico.
• Presión óptima de separación = > mayor cantidad de petróleo 
en el tanque.
PRESION ÓPTIMA DE SEPARACIÓNPRESION ÓPTIMA DE SEPARACIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CN
TP
CN
CN
Vo
Vo
Bo
Vo
VgRs
,=
=
Vo
@
P
T
VgCN
VoCN
@ Popt VoCN Bo
Vg Rs
PRESION ÓPTIMA DE SEPARACIÓN (cont.)PRESION ÓPTIMA DE SEPARACIÓN (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
EFECTO DE LA PRESIÓN DE 
SEPARADOR SOBRE BOFB, 
RSFB Y °API
501.46
1.48
1.50
1.52
1.54
39.0
40.0
41.0
100 150 200 250 300 350
600
PRESIÓN DEL SEPARADOR, lpcm
R
E
LA
C
IÓ
N
 G
A
S
-P
E
TR
Ó
LE
O
 E
N
 S
O
LU
C
IÓ
N
, P
C
N
/B
N
FA
C
TO
R
 V
O
LU
M
É
TR
IC
O
 D
E
L 
P
E
TR
Ó
LE
O
, B
Y
/B
N
G
R
AV
E
D
A
D
 A
P
I D
E
L 
P
E
TR
Ó
LE
O
700
800
0
° API
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Se determina en petróleo con gas en solución.
• Se usa un viscosímetro de bola o uno rotacional (tipo 
Haake).
• Se calcula μo a cualquier P y T.
• El agotamiento de presión se realiza siguiendo un proceso 
de liberación diferencial.
• La variación de la viscosidad del gas con presión se calcula 
por medio de correlaciones.
PRUEBA DE VISCOSIDAD PRUEBA DE VISCOSIDAD 
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
VARIACIÓN DE μo y μg CON 
PRESIÓN DE LA PRUEBA 
DE VISCOSIDAD
1000
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
1.1
1.2
2000 3000 4000 5000
0.005
PRESIÓN, lpcm
V
IS
C
O
S
ID
A
D
 D
E
L 
G
A
S
V
IS
C
O
S
ID
A
D
 D
E
L 
C
R
U
D
O
0.009
0.015
0
μg
0.9
1.0
1.3
μo
SATURADO SUBSATURADO
0.007
0.011
0.013
0.017
0.019
T = 220 °F
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• La muestra de fluido tomada no representa adecuadamente la 
composición original de los fluidos del yacimiento.
- La muestra se toma a Py < Pb
- El pozo produce agua y/o gas libre
• Los procesos de liberación del laboratorio no simulan el proceso 
combinado diferencial - instantáneo que ocurre en el yacimiento.
• Mucho cuidado al extrapolar resultados de laboratorio al campo.
- Pequeños errores en las pruebas producen graves
errores en B.M, cotejo y predicción.
• En el muestreo de separador, pequeños errores (5%) en qo y qg
producen errores en pb del orden de 150 lpc.
LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE 
LABORATORIO
LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE 
LABORATORIO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
REPRESENTATIVIDAD
Chequear si la prueba es 
representativa del yacimiento o de 
la zona probada
CONSISTENCIA
Chequear si las mediciones de 
laboratorio son correctas
-TLAB = TYAC (o de la zona probada).
-Pozo estabilizado.
-RGPLAB = Rsi (relación gas – petróleo en 
solución original).
-PSEP y TSEP constantes durante la toma de 
las muestras.
-Preferible Pwf > Pb.
-PYAC > Pb
-La linealidad de la función Y.
-La densidad.
-Balance de materiales (BM).
-La desigualdad
p
RsdBg
p
Bod
∂
∂
<
∂
∂
VALIDACIÓN DE UNA PRUEBA PVTVALIDACIÓN DE UNA PRUEBA PVT
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Prueba de linealidad de la función Y.
• Gráfico de Y vs P debe dar una línea recta si el crudo tiene 
poca cantidad de componentes no hidrocarburos y las 
mediciones en el laboratorio fueron hechas con precisión.
CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOSCONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Prueba de Densidad.
Densidad del petróleo saturado con gas a Pb de la prueba de liberación 
diferencial debe ser igual a la densidad calculada a partir de las 
pruebas de separadores.
• ρbof = (Masa de petróleo de tanque + Masa de gas del separador + 
Masa de gas del tanque) / Unidad de volumen de petróleo a Pb y T.
• Si hay diferencia entre estos valores de densidad, no debe ser superior 
a 5% para validez.
[ ]
BY
lbRsepR
BB tansgsgobfobf
wo
obf ,)()(
0763277,0 γγργρ ++=
CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS (cont.)CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Prueba de balance de materiales.
• Verificar si la Rs experimental de la prueba de liberación diferencial es 
igual a la Rs calculada por balance de materiales.
• Se requiere de:
- Gravedad API del crudo. 
- Relación gas - petróleo en solución a diferentes 
presiones.
- Factor volumétrico del petróleo a diferentes presiones.
- Gravedad específica del gas liberado en cada etapa de
liberación.
CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS (cont.)CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
PCN
m
V
gdi
gi
gi ,,
1
028810
−
=
γ
BNPCNVRR gisdisdi /1591 += −
Si hay diferencias entre Si hay diferencias entre RsRs de calculados y experimentales,de calculados y experimentales,
no debe exceder de 5%.no debe exceder de 5%.
CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS (cont.)CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Prueba de desigualdad
• Si esta prueba no se cumple en datos suministrados a simuladores
numéricos, se envía un mensaje de error.
p
RB
p
B sd
g
od
δ
δ
δ
δ
<
CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS (cont.)CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Pruebas de ProducciPruebas de Produccióónn AnAnáálisis PVTlisis PVT
• Yacimientos Subsaturados
(Pb < Py)
• Yacimientos Saturados (Pb = Py)
• RGP estable.
• Declinación rápida de presión.
• Incremento rápido de RGP.
• Poca declinación de presión.
• Resultados de la prueba PVT deben corresponder con el 
comportamiento de producción de yacimiento.
VALIDACIÓN DE LOS RESULTADOS CON 
INFORMACIÓN DE CAMPO
VALIDACIÓN DE LOS RESULTADOS CON 
INFORMACIÓN DE CAMPO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Corrige los valores de Bod, Rsd y Btd de la prueba de liberación 
diferencial por efecto de las condiciones de separación:
i) Liberación de gas en el yacimiento ≅ diferencial.
ii) En los separadores es instantánea. Por tanto:
iii) Del yacimiento al tanque hay los dos procesos y en 
consecuencia, hay que corregir los datos de la liberación 
diferencial, o sea, construir un PVT combinado. 
PVT COMBINADOPVT COMBINADO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Moses y Mc Cain, recomiendan usar Rsbf y Bobf de la presión óptima 
de separación y las siguientes ecuaciones:
obft
b
ObfO
sbfs
b
BB
V
VxBB
RR
PpA
=
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
=
=
>
PVT COMBINADO (cont.)PVT COMBINADO (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
obd
obf
tdt
obd
obf
odo
bd
bf
sds
B
B
B
xBB
B
B
xBB
Rs
Rs
xRR
ppA
=
=
=
<
Ecuaciones propuestas por McCain (Paper No. 77386, Sept. 2002)
PVT COMBINADO (cont.)PVT COMBINADO (cont.)
GonzaloRojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Cuando la presión de burbujeo (o de saturación) de la muestra es 
menor que la presión actual del yacimiento.
i) La muestra fue tomada por debajo del CGP.
ii) La muestra fue tomada por encima de las 
perforaciones de la zona productora ( presencia de 
agua en el fondo del pozo).
iii) Py -Pwf alrededor del pozo muy alto.
iv) Py haya declinado por debajo de Pb. 
Se requiere extrapolar los datos de laboratorio a la Py original, 
antes de usarlo. Esta extrapolación no debe exceder al 10-15% de la 
pb medida.
• Se debe aplicar a V/Vb, Bod y Rsd, μo y pruebas de separador.
EXTRAPOLACIÓN DE LOS DATOS PVTEXTRAPOLACIÓN DE LOS DATOS PVT
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Se calcula la función Y y se grafica vs. P absoluta 
• Luego se procede de la forma siguiente:
- Extrapolar la recta Y vs. P hasta la nueva presión de burbujeo, , 
recta A del gráfico.
- Leer los nuevos valores de Y hasta P = de la recta A.
- Determinar los valores de a partir de los Y leidos:
- Con esto se obtiene una nueva tabla de valores de por debajo 
de la nueva presión de burbujeo = 
- A valores de p> , se grafican los valores de obtenidos en el 
laboratorio ( punto B del gráfico). 
´bV
V
Yp
pp
V
V b
b
)(1 ´
´
−
+=
bV
V
bV
V
´bp
´bp
´bp
´bp
EXTRAPOLACIÓN DE LOS VALORES V/VBEXTRAPOLACIÓN DE LOS VALORES V/VB
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Se traza una paralela a esta recta desde el punto 
y se obtiene la recta C. De allí se leen los nuevos valores de: ´,1
´
bpp
V
V
b
==
´
´
b
b
pppara
V
V
>
EXTRAPOLACIÓN DE LOS VALORES V/VBEXTRAPOLACIÓN DE LOS VALORES V/VB
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
EXTRAPOLACIÓN DE UNA 
PRUEBA P-V DE 
LIBERACIÓN A UNA 
NUEVA PB
800
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
1400 2000 2600 3200 3800
0.90
0.95
Pb
=
2 8
31
.7
lp
ca V/Vb
1.00C
B
MEDICIONES DE LABORATORIO
VALORES EXTRAPOLADOS
P, lpca
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Teniendo los gráficos de Bod vs. P y Rsd vs. P de la prueba de 
liberación diferencial del PVT, se procede así:
- Si se cumple que Bod o Rsd es lineal entre:
extrapolar la recta hasta P = Pb´
• Si hay curvatura cerca de Pb, se debe tener en cuenta esta curvatura. 
Core Lab. recomienda trazar una vertical en P = Pb´ y luego trazar una 
curva que pasando por Pb´ tenga curvatura similar a la original.
,9,03,0 ≤≤
bp
p
EXTRAPOLACIÓN DE Bod y RsdEXTRAPOLACIÓN DE Bod y Rsd
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Bod
PVT Lab
Extrapolados
P
Pb Pb
EXTRAPOLACIÓN LINEAL DE BodEXTRAPOLACIÓN LINEAL DE Bod
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Bod
PVT Lab
Extrapolados IGUAL
DISTANCIA
P Pb
Pb
EXTRAPOLACIÓN NO LINEAL DE BodEXTRAPOLACIÓN NO LINEAL DE Bod
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Rsd
PVT Lab
Extrapolados
P Pb
Pb
EXTRAPOLACIÓN LINEAL DE RsdEXTRAPOLACIÓN LINEAL DE Rsd
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Rsd
PVT Lab
Extrapolados IGUAL
DISTANCIA
P
Pb Pb
EXTRAPOLACIÓN NO LINEAL DE RsdEXTRAPOLACIÓN NO LINEAL DE Rsd
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Se basa en que varia linealmente contra la presión (fluidez).
• Se grafican μo y vs. P.
• En el gráfico de se traza la línea recta y se extrapola hasta Pb´. Se 
leen los valores de entre Pb y Pb´, y se calculan los 
correspondientes μO .
• Se llevan los valores de μo obtenidos arriba al gráfico de μo vs. P.
• Por el punto (μO , Pb´) se traza una paralela a la recta μO vs. P para (P > 
Pb´). Esto de la variación de μo a P > Pb´
oμ
1
oμ
1
oμ
1
oμ
1
EXTRAPOLACIÓN DE μOEXTRAPOLACIÓN DE μO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
PVT Lab
Extrapolados
Pb Pb
1
EXTRAPOLACIÓN DE μO (cont.)EXTRAPOLACIÓN DE μO (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
P, Lpcm
B
A
PVT Lab
Extrapolados
1.5
1.3
1.1
0.9
o, cps
0.7
0.5
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
C
E
1
1.5
1.0
D
Pb=2817 Lpcm
0.7
Pb=2248
Lpcm
EXTRAPOLACIÓN DE μo HASTA 
UN NUEVO VALOR DE Pb
EXTRAPOLACIÓN DE μo HASTA 
UN NUEVO VALOR DE Pb
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Para yacimientos subsaturados sin influjo de agua, el análisis 
de:
- Comportamiento de producción.
- Historia de presiones
i) Contra tiempo.
ii) Contra Np.
Permite inferir valores de Pb y Rsb
Observando:
* Constancia de RGP a Py >Pb.
** Cambio de pendiente de P vs. Np. 
PROPIEDADES DE CRUDOS SUBSATURADOS A 
PARTIR DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
PROPIEDADES DE CRUDOS SUBSATURADOS A 
PARTIR DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
HISTÓRICOS DE 
PRESIÓN Y 
PRODUCCIÓN DE UN 
YACIMIENTO 
SUBSATURADO
TIEMPO
1978
1000
75
0
2000
100
3000
6000
9000
RGP
PCN/BN
qo
BPD
P
lpca
3000
4000
25
50
1979 1980 1981
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
VARIACIÓN DE P 
Y RGP DE UN 
YACIMIENTO 
SUBSATURADO
PETRÓLEO PRODUCIDO ACUMULADO, MMBN
1000
0 10 20 30 40 50 60 70
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
P, lpca
Y
RGP
PCN/BN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
PVT SINTÉTICO
(En base a Correlaciones)
PVT SINTÉTICO
(En base a Correlaciones)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Se fundamenta en correlaciones empíricas obtenidas a partir de 
resultados de pruebas PVT.
Limitaciones: 
• Su aplicación a condiciones de P, T y Grav. API diferentes a aquellas 
para las cuales fueron obtenidas, puede generar graves errores.
• No siempre es representativo del grado de saturación del crudo 
original en sitio.
FUNDAMENTO DEL PVT SINTÉTICOFUNDAMENTO DEL PVT SINTÉTICO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CORRELACIONES PARA ESTIMARCORRELACIONES PARA ESTIMAR
PROPIEDADES PVTPROPIEDADES PVT
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
RANGO DE DATOS UTLIZADOS
Número de muestras 105105
Presión de Burbujeo, lpca 103 103 –– 70007000
Temperatura, °F 100 100 –– 250250
Relación Gas – Petróleo en Solución, PCN / BN 20 20 –– 14251425
Gravedad del Petróleo de Tanque, °API 16.5 16.5 –– 63.863.8
Gravedad del Gas Disuelto (aire = 1) 0.59 0.59 –– 0.950.95
Condiciones de Separador:
Temperatura, °F 100
Presión, lpca 150 – 450
CORRELACIONES DE STANDINGCORRELACIONES DE STANDING
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
( )
base) data la (para % 1.2 Error 
...
..
..
..
.
≅
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
+⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
+=
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
−⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
=
−
°−
2150
4
01250000910
830
251102197590
4110218
TfRsbxBob
xRsbPb
o
g
APITf
g
γ
γ
γ
Se puede usar para calcular Rs y Bo @ P < Pb
Pb lpca, Rsb PCN/BN, Tf °F, γg g.e. (aire = 1)
De acuerdo a Mc Cain, esta correlación genera valores de Pb con 
errores menores a 15 % a temperaturas hasta de 325 °F y menores de 
5 % para Bob.
CORRELACIONES DE STANDING
(En base a 22 análisis PVT)
CORRELACIONES DE STANDING
(En base a 22 análisis PVT)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
( ) ( )
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
+
+
=
+=
tan
tan
g
**
Tanque)(Separador 
RGPRGP
RGPRGP
RGPiRsb
sep
gsepg
γγ
γ
Rsb y γg DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓNRsb y γg DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
2051
1041
218
.
g .. ⎥⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛ −= B
PbRsb γ
• Se puede usar a cualquier presión
• Se debe conocer la variación de γg y °API con presión.
• Aproximación: γg y °API constantes.
APITfB °−= 01250000910 ..
RELACIÓN GAS – PETRÓLEO EN SOLUCIÓNRELACIÓN GAS – PETRÓLEO EN SOLUCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Las correlaciones de Standing pueden ser usadas para determinar el 
efecto de la presión sobre Rs y Bo si se conoce la variación de la 
gravedad API del petróleo de tanque y la gravedad específica del gas 
separado.
• Tomar un valor constante es aceptable a presiones mayores o iguales 
a 1000 lpca. A presiones inferiores, el gas liberado es muy rico y parte 
de él se condensa en superficie incrementando la gravedad API del 
crudo.LIMITACIÓN IMPORTANTELIMITACIÓN IMPORTANTE
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
RANGO DE DATOS UTLIZADOS
NNúúmero de datos experimentalesmero de datos experimentales 50085008
Presión de Burbujeo, lpca 50 50 –– 52505250
Temperatura, °F 70 70 –– 295295
Relación Gas – Petróleo en Solución, PCN / BN 20 20 –– 2070 2070 
Gravedad del Petróleo de Tanque, °API 16 16 –– 58 58 
Gravedad Específica del Gas (aire = 1) 0.56 0.56 –– 1.18 1.18 
CORRELACIONES DE VÁSQUEZ Y BEGGSCORRELACIONES DE VÁSQUEZ Y BEGGS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
+
°
=
460
31 2
T
APICEXPPCRs Cgc ...γ
CONSTANTECONSTANTE API API << 3030°° °°APIAPI > 30> 30°°
C1
C2
C3
0.0362 0.01780.0178
1.0937 1.18701.1870
25.7240 23.9310 23.9310 
Rs PCN/BN, T °F, P lpca
γgc grav. esp. corregida.
RELACIÓN GAS – PETRÓLEO EN SOLUCIÓNRELACIÓN GAS – PETRÓLEO EN SOLUCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
La γg es uno de los parámetros de correlación que afecta los cálculos de 
Pb, Rs y Bo. La γg usada por Vásquez y Beggs es la obtenida de un 
sistema de separación en 2E con Ps1ra etapa = 100 lpcm. Cuando la γg
disponible corresponde a una presión de separación diferente de 100 
lpcm se debe corregir con la ecuación:
Donde:
γgs = gravedad específica del gas separado @ Ps y Ts
Ps y Ts = presión y temperatura del separador, lpca y °F
( )[ ]7141091251 5 .log***. PsTsAPIgsgc °+= −γγ
GRAVEDAD ESPECÍFICA CORREGIDAGRAVEDAD ESPECÍFICA CORREGIDA
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Bo BY/BN, T °F, P lpca
γgc grav. esp. corregida.
( )( ) ( )( )gcgc APITRsCAPITCRsCBo γγ 10060310060211 −+−++= ..
CONSTANTECONSTANTE API API << 3030°° °°APIAPI > 30> 30°°
C1
C2
C3
4.677 x 10-4 4.670 x 10-4
1.751 x 10-5 1.100 x 10-5
-1.811 x 10-8 1.337 x 10-9
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEOFACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CARACTERÍSTICAS
• Desarrolladas a partir de 336 análisis PVT de crudos del Oriente de 
Venezuela.
• Usan las formas generales de las correlaciones de Standing para Pb
y Rs y de Vásquez – Beggs para Bo.
• Cubren un amplio rango de gravedad API de crudos: 10 - 45
CORRELACIONES DE LA TOTALCORRELACIONES DE LA TOTAL
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
( ) ( )API**
*
°−=
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
=
DTCY
RsbAPb Y
B
g
10
γ
A, B, C y D constantes de acuerdo a la gravedad API.
Error de Ajuste: el 86.5 % de 272 valores de Pb calculados con la 
ecuación anterior presentan errores menores a 20 %
PRESIÓN DE BURBUJEOPRESIÓN DE BURBUJEO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CONSTANTECONSTANTE API API << 1010°° 10 < 10 < °°APIAPI << 3535
A 25.275525.2755
0.76170.7617
C 0.000993 0.0008350.000835 --0.0004270.000427
D 0.03417 0.0112920.011292 0.023140.02314
E 12.2651 15.005715.0057 112.925112.925
F 0.030405 0.01520.0152 0.02480.0248
G 0 4.484*104.484*10--44 --0.0014690.001469
1.0951.095
B
H
35 < 35 < °°APIAPI < 45< 45°°
12.847 216.4711216.4711
0.9636 0.69220.6922
0.9699 1.1291.129
VALORES DE LAS CONSTANTESVALORES DE LAS CONSTANTES
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
( ) ( )TGAPIFY
E
PbRsb
HY
g
**
*
−=
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
=
10γ
También se usa para calcular Rs a P < Pb
RELACIÓN GAS – PETRÓLEO EN SOLUCIÓNRELACIÓN GAS – PETRÓLEO EN SOLUCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
( )
( ) RsbAPITx
APITxRsbxBob
g
g
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−+
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−−+=
−
−−
γ
γ
601056917
601000921085740221
9
64
.
...
Error promedio de ajuste de la data experimental < 10 %
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEOFACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Prueba PVTPrueba PVT StandingStanding VVáásquez squez -- BeggsBeggs
28532853 3230.53230.5
1.521.521.6*1.6*
Pb, lpca
Bob, BY/BN
TotalTotal
3600 3640.3*3640.3*
1.636 1.571.57
Datos: RGPi = 1035 PCN/BN
°API = 35.7
T = 130 °F
γg = 0.934 (aire = 1)
Resultados:
* Mejores resultados
EJEMPLOEJEMPLO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Significado de las variables y rango de los datos usados en la correlación:
Número de Muestras = 301, Error Máximo 12 %
Gonzalo Rojas, Ph.D
PsPs PresiPresióón del Separador, n del Separador, lpcalpca 29.7 29.7 –– 314.7314.7
RGPs 12 12 –– 17421742
RGPtan Relación Gas – Petróleo del Tanque, PCN/BN 4 4 –– 220220
Ts Temperatura del Separador, °F 60 60 –– 150150
γgs Grav. Esp. del Gas del Separador (aire = 1) 0.579 0.579 –– 1.1241.124
0.946 0.946 –– 0.7650.765
(18 (18 –– 53.5 53.5 °°API)API)
γo
Relación Gas – Petróleo del Separador, PCN/BN
Grav. Esp. del Petróleo del Tanque (agua = 1)
Correlación de Rollins, Mc Cain y Creeger:
Ts
PsRGP gso
log.
log.log.log..log tan
92130
50114693916448960
−
++−= γγ
ESTIMACIÓN DE RGPtanqueESTIMACIÓN DE RGPtanque
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
1000
GPMq
q
qRGPq
g
og
*
*
tan
tan
tantantan
=
=
l
Donde:
qg tan = Tasa de flujo de gas del tanque, PCN/D
qo tan = Tasa de flujo de petróleo medido en el tanque, BN/D
RGPtan = Relación Gas – Petróleo de tanque, PCN/BN
GPM = Riqueza del gas producido en el tanque, gals/MPCN 
= Tasa de líquido (C3+) producido con el gas de tanque, 
gals/día
tanq l
TASAS DE GAS Y LÍQUIDO DEL TANQUETASAS DE GAS Y LÍQUIDO DEL TANQUE
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CRUDOS SATURADOS
ρo = lbs/PC, γo = g.e. (agua = 1), γg = g.e. (aire = 1), Rs = PCN/BN, 
Bo = BY/BN
CRUDOS SUBSATURADOS
ρo y ρob = lbs/PC, Co = lpc-1, P y Pb = lpc
Bo
Rsgo
o 6155
07640350
.
. γγ
ρ
+
=
( )[ ]PbPCoEXPobo −= ρρ
DENSIDADDENSIDAD
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CRUDOS SATURADOS
1. A PARTIR DE PRUEBAS PVT
Co = lpc-1, Bo = BY/BN, P = lpc, Rs = PCN/BN, Bg = BY/PCN
2. CORRELACIONES DE Mc CAIN Y COLS
P = lpca, T = °R
Válida hasta 5300 lpca y 330 °F con errores < 10 %
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛−⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛−=
TT P
RsBg
P
Bo
Bo
Co
δ
δ
δ
δ1
LnRsbAPILnLnTLnRsLnPLnCo 44902560402138304515737 ...... +°++−−−=
COMPRESIBILIDADCOMPRESIBILIDAD
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CRUDOS SUBSATURADOS
1. A PARTIR DE PRUEBAS PVT
2. CORRELACIONES DE VÁSQUEZ - BEGGS
Co = lpc-1, Rsb = PCN/BN, T = °F, γg = g.e. (aire = 1)
P = lpca, °API = grav. API
Gonzalo Rojas, Ph.D
( ) ( )PbPBobBoLnCo −=
( ) PAPITRsbCo g 5106112118021751433 °+−++−= .. γ
COMPRESIBILIDADCOMPRESIBILIDAD
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
COMPRESIBILIDAD DE UN CRUDO 
SATURADO Y SUBSATURADO
COMPRESIBILIDAD DE UN CRUDO 
SATURADO Y SUBSATURADO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
EFECTO DE LA TEMPERATURA SOBRE LA 
VISCOSIDAD DE CRUDOS PESADOS
EFECTO DE LA TEMPERATURA SOBRE LA 
VISCOSIDAD DE CRUDOS PESADOS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
FACTORES QUE LA AFECTAN
• Composición:
°API μo
• Temperatura:
T μo
• Presión:
Crudos Subsaturados: P μo
Crudos Saturados: P μo
• Gas en Solución:
Rs μo
VISCOSIDADVISCOSIDAD
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
EFECTO DE LA TEMPERATURA:
Farouq Alí y Meldau:
μo = cps, A y B = Ctes, T = °F
Chung y Cols:
μOD2 y μOD1 = cps, T2 y T1 = °R
( ) ( )460051 +−=+ TBAOD log.loglog μ
( ) ⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
−=
12
12
115707
TTODOD
μμlog
VISCOSIDAD DE CRUDOS SIN GAS 
EN SOLUCIÓN
VISCOSIDAD DE CRUDOS SIN GAS 
EN SOLUCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CRUDO DE LA FAJA DEL ORINOCO
Grav. API = 9.9°
μOD = 49000 cps a 84 °F y 2000 cps a 150 °F
Determinar la viscosidad a 200 °F y la variación de μOD con temperatura. 
Valor experimental, μOD = 380 cps.
EJEMPLOEJEMPLO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Farouq Alí y Meldau
Planteamiento de las ecuaciones simultáneas:
Gonzalo Rojas, Ph.D
( ) ( )
cps
T
BA
BA
BA
OD
390
4600684306519051
0684306519
610052001
5440549001
=⇒°=
+−=+
==
−=
−=
OD F200 T Para
log...loglog
. y .
log.loglog
log.loglog
μ
μ
EJEMPLO (cont.)EJEMPLO (cont.)Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Chung y Cols
cps
T
T
OD
OD
391
054765707
610
115707
2000
=⇒°=
−=
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛ −=⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
OD F200 T Para
.log
log
μ
μ
μ
EJEMPLO (cont.)EJEMPLO (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
EFECTO DE LA TEMPERATURA
Beggs y Robinson:
Gonzalo Rojas, Ph.D
 APIgrados , ,
..
* .
→°°→→
°−=
=
=
−=
−
APIFTcps
APIZ
Y
TYX
OD
Z
X
OD
μ
μ
02023003243
10
110
1631
VISCOSIDAD DE CRUDOS SIN GAS 
EN SOLUCIÓN
VISCOSIDAD DE CRUDOS SIN GAS 
EN SOLUCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
EFECTO DE LA TEMPERATURA:
Ng y Egbogah:
Gonzalo Rojas, Ph.D
( )
 APIgrados , ,
log...loglog
→°°→→
−−=+
APIFTcps
TAPI
OD
OD
μ
μ 564400250860865311
VISCOSIDAD DE CRUDOS SIN GAS 
EN SOLUCIÓN (cont.)
VISCOSIDAD DE CRUDOS SIN GAS 
EN SOLUCIÓN (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Correlación de Chung y Cols:
Donde:
μODp = Viscosidad del crudo muerto @ P y T, cps
μOD = Viscosidad del crudo muerto @ 14.7 lpca y T °R, cps
T = Temperatura, °R
γo = Grav. Esp. del Crudo (agua = 1)
P = Presión de interés, lpca
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛ −=⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
1
714 .
log PA
OD
ODP
μ
μ
( )( )172633487713 ... TEXPA Oγ=
EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE LA 
VISCOSIDAD DE CRUDOS SUBSATURADOS
EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE LA 
VISCOSIDAD DE CRUDOS SUBSATURADOS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Correlación de Beggs y Robinson
Datos experimentales usados en la correlación: 2073
Gonzalo Rojas, Ph.D
Relación Gas – Petróleo en Solución, PCN / BN 20 20 –– 2070 2070 
Gravedad API 16 16 –– 58 58 
Presión, lpcm 0 0 –– 5250 5250 
Temperatura, °F 70 70 –– 295 295 
Rango de Datos Utilizados
CRUDOS CON GAS EN SOLUCIÓNCRUDOS CON GAS EN SOLUCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Correlación de Beggs y Robinson
P < Pb:
P > Pb:
Error de ajuste: 1.83 %
μO y μOb = cps, Rs = PCN/BN, P y Pb = lpca
( )
( ) 3380
5150
150445
10071510
.
.
.
.
−
−
+=
+=
=
RsB
RsA
A BODO μμ
( )
Pb
PEXPPm
Pb
P
OOb
m
ObO
@
*... .
μμ
μμ
=
−−=
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛=
−51861 109885131162
CRUDOS CON GAS EN SOLUCIÓN (cont.)CRUDOS CON GAS EN SOLUCIÓN (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Mc Cain (SPE Res. Eng., Mayo 1991)
Presenta correlaciones para determinar propiedades de Petróleo Negro, 
Petróleo Volátil, Gas Condensado, Gas Natural y Agua, a partir de datos 
de campo.
• De Ghetto, Paone y Villa (SPE No. 28904, 1994)
Presenta los resultados de la evaluación de 27 correlaciones para 
determinar propiedades PVT de crudos negros Pb, Rs, Bo, γg, Co y μo de 
crudos L / M / P / XP a partir de resultados de 195 Análisis PVT (3700 
puntos de medición)
Gonzalo Rojas, Ph.D
ESTUDIOS SOBRE ESTADO DEL ARTE DE 
CORRELACIONES PVT
ESTUDIOS SOBRE ESTADO DEL ARTE DE 
CORRELACIONES PVT
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Composición.
• Densidad.
• Presión de Burbujeo.
• Factor Volumétrico.
• Relación Gas – Agua en Solución.
• Viscosidad.
PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓNPROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Cationes Comunes: Na+, K+, Ca++, Mg++
Aniones Comunes : CO3--, NO3--, Br -, I -, S –
Formas de reportar la concentración de sólidos.
• Partes por Millón.
• Miligramos por Litro, mg/L
• Porcentaje de Sólidos, % S
% S = ppm / 10000
COMPOSICIÓNCOMPOSICIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Debido al equilibrio termodinámico entre el agua connata y el 
petróleo se cumple:
Pb agua connata = Pb petróleo
PRESIÓN DE BURBUJEOPRESIÓN DE BURBUJEO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
La correlación es válida hasta presiones de 5000 lpca y 
temperaturas de 260 °F.
Error < 2 %
( )( )
aTemperaturpor Volumen de Corrección V 
Presiónpor Volumen de Corrección V 
 ,
*.*.*.
*.*.
*..*.
WT
WP
⇒Δ
⇒Δ
°→→
++−=Δ
−−
−−=Δ
Δ+Δ+=
−−−
−−
−−
FTlpcaP
TTV
PP
TPTPV
VVBw
WT
WP
WTWP
2742
2107
2139
10506545103339111000011
1025341210589223
1072834110953011
11
FACTOR VOLUMÉTRICOFACTOR VOLUMÉTRICO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Pb
I.O
BwbBw
BY/BN
Presión, Lpca
Cambios de volumen de agua al pasar de condiciones de yacimiento a 
condiciones de superficie (Normales).
Bw
Barriles a T 
y P del
Yacimiento
V1 
Barriles a T 
del Yacimiento
y 14.7 Lpca
I.O
Barril a 14.7 
Lpca y 60 °FP 14.7 Lpca T 60°F
GAS
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA DE 
FORMACIÓN
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA DE 
FORMACIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
BNBYBwS
PCNlbsBYlbs
SS
Bw
WCNW
WCN
WCNW
/ sólidos, de peso %
/ ,/
**.*..
/
→→
→→
++=
=
−
ρρ
ρ
ρρ
2310600741438603036862
DENSIDADDENSIDAD
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Esta correlación ajusta datos experimentales de Culberson y McKetta con 
errores dentro del 5 % para presiones entre 1000 y 10000 lpca y 
temperaturas entre 100 y 340 °F. No usar la correlación a presiones por 
debajo de 1000 lpca.
( ) ( ) ( )
( ) ( ) ( ) ( )
( ) ( ) ( )
( ) ]. 
....[
....
....
:
49
36247
3102752
37242
2
10370492
1034122210534258130237002505910
1094883210055533104424171001021
10165421091663110122656158398
T
TTTC
TTTB
TTTA
Donde
CPBPARsw
−
−−−
−−−−
−−−
+
−+−−=
−+−=
−+−=
++=
RELACIÓN GAS – AGUA EN SOLUCIÓN, RSWRELACIÓN GAS – AGUA EN SOLUCIÓN, RSW
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
La ecuación anterior calcula la Rsw de agua pura. Para Rsw de 
agua salada, utilizar la siguiente corrección:
F T peso, en % S
F 250 T 70 y % 30 S %, 3 ajuste deError 
**.log .
pura agua
salada agua
°→→
°<<<<
−=
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
− 285854008406550 TS
Rsw
Rsw
RELACIÓN GAS – AGUA EN 
SOLUCIÓN, RSW (cont.)
RELACIÓN GAS – AGUA EN 
SOLUCIÓN, RSW (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
AGUA PURA: Correlación de Dodson y Standing
AGUA CON GAS EN SOLUCIÓN: Correlación de Jones
( )
lpcaPFTlpcCwp
PC
PB
PA
TCTBACwp
→°→→
−=
+−=
−=
++=
−
−−
−
 , ,
*.*.
*..
..
..
1
105
7
6
2
10881092673
10774010520
000134085463
10
( )
aguagas BNPCNRsw
RswCwpCw
/
.
→
+= 008801
COMPRESIBILIDAD DEL AGUACOMPRESIBILIDAD DEL AGUA
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Correlaciones de Mc Cain:
Gonzalo Rojas, Ph.D
Sólidos %S F,T , 
Bi.S B ,Ai.S A
. 
:F T y atm 1 a Salmuera
W1
3
0
4
0
ii
W1
→°→→
==
=
°
∑ ∑
cps
TA B
μ
μ
AA00 = 109.574= 109.574 BB00 = = --1.121661.12166
AA11 = 8.40564= 8.40564 BB11 = 2.63951*10= 2.63951*10--22
AA22 = 0.313314= 0.313314 BB22 = = --6.79461*106.79461*10--44
AA33 = 8.72213*10= 8.72213*10--33 BB33 = = --5.47119*105.47119*10--55
BB44 = 1.55586*10= 1.55586*10--66
VISCOSIDAD DEL AGUAVISCOSIDAD DEL AGUA
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Correlaciones de Mc Cain:
Error < 4 %, P < 10000 lpca y 86.5 < T < 167 °F
( )
lpcaP , y 
*.*.. 
:T y P a Salmuera
W1W
W1W
→→
++= −−
cps
PP
μμ
μμ 295 1010623100295499940
VISCOSIDAD DEL AGUA (cont.)VISCOSIDAD DEL AGUA (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CorrelaciCorrelacióón de Van n de Van WingenWingen
Correlación de fácil uso
Muy utilizada en estudios de yacimientos
[ ]252 1098211047910031 TTEXPW −− +−= *.*..μ
VISCOSIDAD DEL AGUA (cont.)VISCOSIDAD DEL AGUA (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
PROPIEDADES DEL GAS NATURALPROPIEDADES DEL GAS NATURAL
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
COMPONENTESCOMPONENTES
C1
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7+
CO2
H2S
N2
He
H2O
IMPUREZAS
GN
L LGN
GLP
GN
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
PROPIEDADES DEL GAS NATURAL Y DEL GAS 
CONDENSADO
PROPIEDADES DEL GAS NATURAL Y DEL GAS 
CONDENSADO
Peso Molecular Aparente
95
6084
031
2944
9628
9628
1
1
1
..
.
.
.
−°
=
−
=
=
=
=
=
=
∑
∑
∑
=
=
=
API
Mc
Mgc
Mg
XMMc
ZMMgc
YMMg
c
c
gc
g
n
i
ii
n
i
ii
n
i
ii
γ
γ
γ
γ
En base a:
a. Composición
Gas:
Gas Condensado:
Condensado:
b. Gravedad Específica
Gas:
Gas Condensado:
Condensado:
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
PROPIEDADESDEL GAS NATURAL Y DEL GAS 
CONDENSADO
PROPIEDADES DEL GAS NATURAL Y DEL GAS 
CONDENSADO
Presión y Temperatura Seudocríticas
∑
∑
=
=
ii
ii
ZTcTsc
ZPcPsc
*
*
En base a:
A) Composición
B) En Base a la Gravedad específica
Gas Condensado (γgc > 0.75)
Gas Natural (γg < 0.75)
2
2
5.71330187
1.117.51706
gcgc
gcgc
Tsc
Psc
γγ
γγ
−+=
−−=
2
2
5.12325168
5.3715677
gg
gg
Tsc
Psc
γγ
γγ
−+=
−+=
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CompuestoCompuesto FFóórmularmula Peso Peso 
MolecularMolecular
lbmlbm//lbmollbmol
Temp. Temp. 
CrCríítica tica °°RR
Pres. Pres. 
CrCrííticatica
lpcalpca
Vol. Vol. 
CrCríítico tico 
piepie33//lbmlbm
Densidad a 60 Densidad a 60 °°FF T. Normal T. Normal 
EbulliciEbullicióón, n, 
°°FF
Factor Factor 
AcAcééntricontrico
MetanoMetano CHCH44 16.04316.043 343.37343.37 667.8667.8 0.09910.0991 42.2842.28 2.52.5 --258.73258.73 0.01040.0104
EtanoEtano CC22HH66 30.07030.070 550.09550.09 707.8707.8 0.07880.0788 79.2479.24 2.9622.962 --127.49127.49 0.09860.0986
PropanoPropano CC33HH88 44.09744.097 666.01666.01 616.3616.3 0.07370.0737 116.20116.20 4.2234.223 --43.7543.75 0.15240.1524
nn--ButanoButano nCnC44HH1010 58.12458.124 765.65765.65 550.7550.7 0.07020.0702 153.16153.16 4.8654.865 31.0831.08 0.20100.2010
ii--ButanoButano iCiC HH44 1010 58.12458.124 734.98734.98 529.1529.1 0.07240.0724 153.16153.16 4.6864.686 10.7810.78 0.18480.1848
nn--PentanoPentano nCnC55HH1212 72.15172.151 845.7845.7 488.6488.6 0.06750.0675 190.13190.13 5.2515.251 96.9296.92 0.25390.2539
ii--PentanoPentano iCiC55HH1212 72.15172.151 829.1829.1 490.4490.4 0.06790.0679 190.13190.13 5.1995.199 82.1282.12 0.22230.2223
nn--HexanoHexano nCnC66HH1414 86.17886.178 913.7913.7 436.9436.9 0.06880.0688 227.09227.09 5.5265.526 155.72155.72 0.30070.3007
nn--HeptanoHeptano nCnC77HH1616 100.205100.205 972.8972.8 396.8396.8 0.06910.0691 264.05264.05 5.7285.728 209.16209.16 0.34980.3498
nn--OctanoOctano nCnC88HH1818 114.232114.232 1024.221024.22 360.6360.6 0.06900.0690 301.01301.01 5.8835.883 258.21258.21 0.40180.4018
nn--NonanoNonano nCnC99HH2020 128.259128.259 1070.221070.22 332.0332.0 0.6840.684 337.98337.98 6.0086.008 303.47303.47 0.44550.4455
nn--DecanoDecano nCnC1010HH2222 142.286142.286 1112.101112.10 304.0304.0 0.06790.0679 374.94374.94 6.1126.112 345.48345.48 0.48850.4885
DiDióóxido de Carbonoxido de Carbono COCO22 44.01044.010 547.90547.90 1071.01071.0 0.03420.0342 115.97115.97 6.886.88 --109.26109.26 0.2250.225
NitrNitróógenogeno NN22 28.01328.013 227.60227.60 493.0493.0 0.05140.0514 89.7789.77 6.586.58 --320.45320.45 0.0400.040
Sulfuro de HidrSulfuro de Hidróógenogeno HH22SS 34.07634.076 672.70672.70 1300.01300.0 0.04590.0459 73.8073.80 6.736.73 --76.5076.50 0.0950.095
Gas lbm/MPCN Liq lbm/gal
PROPIEDADES FÍSICAS DE COMPONENTES 
DEL GAS NATURAL Y DEL GAS CONDENSADO 
(TOMADA DE LA GPSA)
PROPIEDADES FÍSICAS DE COMPONENTES 
DEL GAS NATURAL Y DEL GAS CONDENSADO 
(TOMADA DE LA GPSA)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
PROPIEDADES DEL SEUDOCOMPONENTE 
PESADO
PROPIEDADES DEL SEUDOCOMPONENTE 
PESADO
El Seudocomponente Pesado se caracteriza en base al peso molecular, 
gravedad específica y temperatura promedio de ebullición.
Correlaciones más usadas:
Correlaciones de Standing
( ) ( )
( ) ( )( )( )8.07.53log85223191.61log4311188)
log3800log24502.71log364608)
7777
7777
−−−+−−=
−+−+=
++++
++++
CCC
CCC
MMcPsc
MMcTsc
γ
γ
Donde;
Tsc)c7+ = temperatura seudocrítica del C7+, °R
Psc)c7+ = presión seudocrítica del C7+, Lpca
Mc7+ = peso molecular del C7+, lb/lbmol
γC7+ = gravedad específica del C7+, (agua = 1)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Correlación de Whitson
( )315427.0 715178.0 77 5579.4 +++ = CCC MTb γ
Donde;
TbC7+ = Temperatura Normal de Ebullición,°R
PROPIEDADES DEL SEUDOCOMPONENTE 
PESADO (cont.)
PROPIEDADES DEL SEUDOCOMPONENTE 
PESADO (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
Galones de líquido (C3+) que pueden obtenerse de 1000 pies cúbicos 
normales de gas (MPCN)
Gals/MPCN (también, BN/MMPCN)
Riqueza (BN/MMPCN) = 23.81 GPM (Gal/MPCN)
∑
∑
∑
=
+
=
+
=
+
=
=
=
=
n
i
iiC
n
i
iiC
i
i
i
n
i
iiC
YGPMGPM
YGPMGPM
l
MxGPM
MPCNGalsYGPMGPM
5
5
4
4
3
3
4.379
1000
/,
ρ
CONTENIDO LÍQUIDO (RIQUEZA) DE UN GASCONTENIDO LÍQUIDO (RIQUEZA) DE UN GAS
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
P = Presión absoluta, Lpca
V = Volumen ocupado por el gas, pie3
R = 10.73 lpca * pie / lbmol * °R
N = Masa del gas, lbmol
T = Temperatura absoluta, °R
Z = Factor de Compresibilidad
Se tiene en CuentaTipo de 
Comportamiento El volumen 
ocupado por las 
moléculas
Fuerzas 
intermoleculares
Ecuación
Ideal (P < 50 lpca) NO NO PV = NRT
Real (P > 50 lpca) SI SI PV =ZNRT
COMPORTAMIENTO DE LOS GASESCOMPORTAMIENTO DE LOS GASES
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
A) Pruebas PVT
B) Correlaciones
C) Ecuaciones de Estado
DETERMINACIÓN DE ZDETERMINACIÓN DE Z
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
DETERMINACIÓN DE Z - CORRELACIONESDETERMINACIÓN DE Z - CORRELACIONES
GASES PUROS: Z = f (Pr, Tr)
Pr = P / Pc, Tr = T / Tc
MEZCLA DE GASES: Z = f (Psr, Tsr)
Psr = P / Psc, Tsr = T / Tsc
Z = factor de compresibilidad Pc = Presión crítica del gas puro
P = Presión absoluta Tc = Temperatura crítica del gas puto
T = Temperatura absoluta Psr = Presión seudoreducida
Pr = Presión reducida Tsr = Temperatura seudoreducida
Tr = Temperatura reducida Psc = Presión seudocrítica de la mezcla
Tsc = Temperatura seudocrítica de la 
mezcla
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Calcular Psr y Tsr en base a la composición o a la gravedad específica.
• Determinar Z de la figura Z = f (Psr, Tsr)
• LIMITACIONES:
El gas debe ser rico en metano (C1 > 80%)
No debe contener hidrocarburos aromáticos
No debe tener impurezas – 20 % N2 produce un error de 4 %
X % CO2 produce un error de X %
No presenta buenos resultados cerca del punto crítico
Solo se recomienda su uso a P < 10000 Lpca
MÉTODO DE STANDING Y KATZMÉTODO DE STANDING Y KATZ
Z
1
Psr
Tsr
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
FACTORES DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS 
NATURAL Y DEL GAS CONDENSADO
FACTORES DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS 
NATURAL Y DEL GAS CONDENSADO
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
CORRECCIÓN POR IMPUREZAS 
WICHERT Y AZIZ
CORRECCIÓN POR IMPUREZAS 
WICHERT Y AZIZ
( )
( )
( ) ( )
( ) ( )
menterespectiva ,Hy CO de molares Fracciones ,
R ,Corrección deFactor 
15120
1
22
2
45.06.19.0
22
2
2
SYY
Fsk
YB
YYcoA
BBAAFsk
FskBBYTc
TscYPc
Psc
FskYTcTsc
SHCO
SH
SH
ii
ii
ii
=
°=
=
+=
−+−=
−+
=
−=
∑
∑
∑
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
AJUSTE DE LAS CURVAS DE STANDING Y KATZAJUSTE DE LAS CURVAS DE STANDING Y KATZ
Y
etPsrZg
A...061250
=
• Ajuste de Hall y Yarborough
( )
( )
( ) ( ) 04422242790
5847697614
1
061250
82218232
232
3
432
=+−+
+−−
−
−++
+−
+ t
A
Yttt
Yttt
Y
YYYYetPsr
......
.......
( )
 
:ecuación 
siguiente la de obtiene se que reducida Densidad 
. 
 y Donde,
=
−−=
==
Y
tA
Tsc
TTsrPsc
PPsr
2121
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Ajuste de Hall y Yarborough (Cont.)
Se resuelve por el método de Newton – Raphson.
Error promedio de 0.518 % para Tsr y Psr en el siguiente rango:
02410
0321
. .
. .
≤≤
≤≤
Psr
Tsr
AJUSTE DE LAS CURVAS DE 
STANDING Y KATZ (cont.)
AJUSTE DE LAS CURVAS DE 
STANDING Y KATZ (cont.)
Gonzalo Rojas, Ph.DGonzalo Rojas, Ph.D
• Ajuste de Brill y Beggs
Standing probó el anterior ajuste con 94 valores de Z, obteniendo errores entre 
+2.63 % y -3.93 % para el rango de Psr y Tsr de:
( )
( )
( ) ( )
( )
 
...log
)log..(
.*.
.
...
....
,
.A-1AZg
.
2
19
6
2
50
1824049031060
3201320
10
3200370
860
0660230620
1010360920391
TsrTsrantiD
TsrC
PsrPsr
Tsr
PsrTsrB
TsrTsrA
Donde
PsrCe
Tsr
DB
+−=
−=
+⎥⎦
⎤
⎢⎣
⎡ −
−
+−=
−−−=
++=
−
3.0 .0
.4 .
10
221
≤≤
≤≤
Psr
Tsr
AJUSTE DE LAS CURVAS DE 
STANDING Y KATZ