Este tipo de análisis, es el más preciso para representar la compleja separación de fases que ocurre en un sistema yacimiento-producción, lleva mayor tiempo en ejecución y en consecuencia más costoso, adicionalmente que se requiere un mayor volúmen de muestra de fluido original de yacimiento para su análisis.
Para la creación de un PVT compuesto, que permita la aproximación de las diferentes separaciones descritas previamente, Moses y McCain recomiendan usar Rsbf y Bobf de la presión óptima de separación usando las siguientes ecuaciones:
A una P > Pb, la corrección se realiza aplicando las siguientes ecuaciones:
A una P < Pb, la corrección se realiza aplicando las siguientes ecuaciones:
Donde:
Rs = Solubilidad del petróleo a una presión P [PCN/BN]
Rsbf = Solubilidad del petróleo instantánea a Pb [PCN/BN]
Bo = Factor volumétrico del petróleo a una presión P [BY/BN]
Bobf = Factor volumétrico del petróleo instantánea a Pb [BY/BN]
Bt = Factor volumétrico total a una presión P [BY/BN]
Rsd = Solubilidad del petróleo diferencial a una presión P [PCN/BN]
Rsbd = Solubilidad del petróleo diferencial a Pb [PCN/BN]
Bod = Factor volumétrico del petróleo diferencial a una presión P [BY/BN]
Bobd = Factor volumétrico del petróleo diferencial a Pb [BY/BN]
Btd = Factor volumétrico total diferencial a una presión P [BY/BN]
En el siguiente enlace se puede descargar un archivo excel con un ejemplo de corrección de datos PVT de prueba de liberación diferencial ajustados a la presión de separación: