Yacimientos De Petróleo Volátil 1v3j60

Yacimientos de Petróleo Volátil Los yacimientos de petróleo volátil se caracterizan por poseer temperaturas menores al punto critico pero muy cercanas por lo que el hidrocarburo presente posee alto contenido de gas o componentes en gran cantidad característicos del gas. La composición típica de muestras de hidrocarburos provenientes de este tipo de yacimientos es la siguiente: metano 65%, etano 7%, butano 4%, pentano 3%, hexano 1 %, Heptano y otros 15%. Como se puede observar los compuestos químicos que constituyen dicho hidrocarburo en su mayor proporción son livianos. Las características básicas de este tipo de yacimientos son: · Temperatura del yacimiento ligeramente inferior a la temperatura critica · La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado líquido cerca del punto critico. · Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto encogimiento del crudo cuando la presion del yacimiento cae por debajo de la presiona de burbuja. · El liquido producido tiene las siguientes características: Color: amarillo oscuro a negro. API mayor a 40° RGP entre 2000 – 5000 PCN/BN Bo mayor a 1.5 BY/BN Análisis PVT para petróleos volátiles Es razonablemente representativo de los procesos que ocurren durante la depletación. Tanto en la celda PVT, como en el reservorio, el líquido retrógrado queda retenido en el volumen inicial del sistema. · El efluente de la celda PVT es representativo del efluente de los pozos productivos. · El fluido remanente en la celda PVT es equivalente al fluido que permanece en el reservorio durante la depletación. Sin embargo, el estudio PVT de Petróleos Volátiles no es, en general, adecuadamente representativo de los procesos típicos del reservorio. · Los estudios flash (de 2 ó 3 etapas) representan el comportamiento del fluido mientras permanece en forma monofásica a nivel del reservorio. A

presiones menores a la Pb, el comportamiento de los separadores se aparta marcadamente del comportamiento previo. · La CVD es sólo una aproximación del comportamiento real del fluido. Ej: la producción acumulada determinada en el laboratorio se calcula mediante la producción de gas únicamente. En el reservorio, tanto la fase gaseosa como la fase líquida alcanzan la zona de producción, dando lugar a un comportamiento netamente diferente en la relación Producción Acumulada vs Presión. En general el estudio PVT debe adaptarse a las condiciones propias de cada reservorio para que permita predecir adecuadamente el comportamiento esperable durante la producción. En el diagrama de fases acontinuacion se evidencia el comportamiento de un yacimiento de petroleo volatil representado por la trayectoria C-C1:

En el punto C, el fluido del yacimiento se encuentra en estado monofásico, denominado en este caso líquido, debido a que la temperatura está por debajo de la temperatura crítica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbujeo, ya que a medida que la presión disminuye se alcanzará el punto de burbujeo, punto C1. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre. Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando continuamente. Inversamente, el petróleo fluye cada vez en cantidades menores, y cuando el yacimiento se agota queda aún mucho petróleo por recuperar. por estar muy cerca del punto critico se puede hablar de un yacimiento de petroleo volatil.

Diagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimienots aplicando las mejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable. El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (petróleo o condensado), gravedad API y otros. Cabe destacar que en términos generales, a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie. Cuatro factores físicos controlan el comporamiento de fases de mezclas de hidrocarburos: 1. 2. 3. 4.

Presión. Atracción molecular. Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura). Repulsión molecular.

La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas juntas, de esta manera, mientras mayor sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcionales a la distancia entre las mismas. La energía cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. A elevadas temperaturas aumenta el movimiento de las moléculas y por ende, mayor es su tendencia a separarse, produciendo de esta manera una disminución en la densidad. El comportamiento regular de los hidrocarburos es el de pasar de fase gaseosa a líquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y el de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura. Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a través de un diagrama Presión-Temperatura (P-T) como el diagrama que se observa a continuación

Figura 1. Diagrama de fases Presión-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos

En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. En los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido. Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico. A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan las líneas de isocalidad que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volúmetrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico. Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica(Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa). También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha. Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores.

Punto critico En el diagrama envolvente es el punto de transición en el que los estados líquido y gaseoso de una sustancia se funden uno con el otro. Es la temperatura por sobre la cual una sustancia no puede existir en dos estados, sin importar la presión.

Yacimientos de gas húmedo. Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies cúbicos normales de gas.

Comportamiento de fases en muestras de petróleo volátil junio 8, 2009 por kerogeno

Los 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.

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.

Figura No. 2. Comparación Diagrama de Fase del Petróleo Volátil y el Gas Condensado Este post mortem confirma que la técnica de balance de materiales composicional es una muy buena aproximación para predecir el comportamiento de estos yacimientos.

Comportamiento de fases en muestras de crudo negro

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. .

Consideraciones en los análisis PVT

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).