OT-145, Tizon-201,Item 8.3 y 8.7 Analisis PVT · PDF filePEMEX Exploración y Producción Informe Final Tizon –201 ( Intervalo 6503 – 6515 m ) Página 4 ® condiciones de separador

AGAT®

AGAT

EXPLORACION Y PRODUCCION

Informe Final

Informe Final

Análisis de Ingeniería

Pozo : Tizon-201(Intervalo 6503 – 6515 m)

Activo de Exploración: Integral Samaria Luna

Región: Sur

Orden de Trabajo: OT-145

Ítems: 8.3 y 8.7 ANALISIS PVT

Sindicato Agrario 109 - Col. Adolfo López Mateos Villahermosa, Tabasco - MEXICO - C.P. 86040 Tel 52 (993) 314 –2216 - Fax 52 (993) 312 –7985

AGAT Laboratories Ltd. – AGAT International Limited

3801 - 21st Street N.E. - Calgary, Alberta, CANADA - T2E 6T5 - Teléfono: (403) 299-2077

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TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN............................................................................................................................................................. 3

PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL..................................................................................................................... 5

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ................................................................................................................................ 6

RESULTADOS....................................................................................................................................................... 8

CONTROL DE CALIDAD...................................................................................................................................... 10 TABLA 1A. INFORMACIÓN DE POZO Y MUESTRAS ........................................................................................... 10 TABLA 1B. RESULTADOS DEL CONTROL DE CALIDAD ..................................................................................... 10 TABLA 2: RESUMEN DEL ANÁLISIS PVT ...................................................................................................................... 11 TABLA 3: RELACIÓN PRESIÓN-VOLUMEN DE FLUIDO DE YACIMIENTO A 182.83°C............................................................... 12 FIGURA 1: RELACIÓN PRESIÓN-VOLUMEN A TEMPERATURA YACIMIENTO, 182.83°C .......................................................... 14 TABLA 4: SEPARACIÓN FLASH UNA ETAPA (FLUIDO DE YACIMIENTO)* .............................................................................. 15 TABLA 5: SEPARACIÓN FLASH DOS ETAPAS (FLUIDO DE YACIMIENTO)............................................................................. 16 TABLA 6: PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C .............................................. 17 FIGURA 2: VOLUMEN DIFERENCIAL RELATIVO DE ACEITE A LA TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C .............................. 18 FIGURA 3: VOLUMEN DIFERENCIAL RELATIVO TOTAL A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C ....................................... 19 FIGURA 4: GAS EN SOLUCIÓN A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C..................................................................... 20 FIGURA 5: FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Z) ................................................................................................. 21 FIGURA 6: FACTOR DE EXPANSIÓN DEL GAS............................................................................................................... 22 TABLA 7: DENSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C................................................................... 23 FIGURA 7: DENSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C................................................................ 24 TABLA 8: VISCOSIDAD DEL GAS DE LA PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL ..................................................................... 25 FIGURA 8: VISCOSIDAD DEL GAS A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C ................................................................. 26 FIGURA 9: GRAVEDAD DEL GAS A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C ................................................................... 27 TABLA 9: VISCOSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C................................................................ 28 FIGURA 10: VISCOSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C ............................................................ 29 TABLA 10: ESTUDIO DE AGOTAMIENTO A 182.83ºC...................................................................................................... 30 FIGURA 11: FRACCIÓN MOLAR DE LOS COMPONENTES .................................................................................................. 31

APENDICE 1: P V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO............................................... 32

APENDICE 2: GAS DEL SEPARADOR ............................................................................................................. 34

APENDICE 3: LIQUIDO DEL SEPARADOR ........................................................................................................ 36

APENDICE 4: ANÁLISIS DEL GAS DE LA PRIMERA ETAPA FLASH................................................................ 39

APENDICE 5: ANÁLISIS DEL ACEITE DE LA PRIMERA ETAPA FLASH........................................................... 41

APENDICE 6: ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO ................................................................................... 44

APENDICE 7: WELLSTREAM COMPOSITION ................................................................................................... 47

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RESUMEN

Este informe presenta los resultados del estudio de los fluidos de yacimiento (análisis

PVT) efectuado en AGAT Laboratories Ltd para muestras de yacimiento del pozo Tizon

-201.

La Tabla 1 Resume la información de pozo y muestreo recolectada el 26 de Noviembre

de 2004 cuando se tomaron muestras del separador. La tabla 2 incluye los resultados

del control de calidad realizado a las muestras de separador del pozo Tizon-201. Una

prueba de presión de apertura y un análisis de la composición de gas se realizaron,

una relación presión-volumen y una prueba de separación flash de una etapa fueron

realizadas a cada muestra de condensado para asegurar de esta forma que estas

fueran representativas. Las muestras de aceite y gas, también se analizaron utilizando

cromatografía.

Después del control de calidad, Las muestras de aceite y gas del separador fueron

recombinadas a un GOR de 662.8 m3/m3 a una temperatura de Yacimiento de 182ºC

(condiciones especificadas por el cliente).

La densidad del aceite vivo se midió y se obtuvo un valor de 0.4478 g/cc. En la prueba

de separación flash (separación instantánea) de una etapa se encontró que la relación

gas aceite (GOR) es 668.36 m3/m3, y el fluido recombinado mostró una presión de

saturación de 360.59 Kg/cm2 (5129 psia). El aceite residual de la separación flash de

una sola etapa tiene una densidad de 0.8117 g/cc (42.67 °API) a 15°C.

La prueba de separación flash de dos etapas se realizo al fluido de yacimiento. La

prueba de separación flash de dos etapas fue realizada para cuatro diferentes


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condiciones de separador. Las condiciones de separador se mantuvieron mientras

esta prueba se realizaba. La tabla 5 muestra el resultado de la prueba de separación

de dos etapas.

La prueba de liberación diferencial determinó que el FVF es 3.2693 y el GOR de

solución es 676.00 m3/m3. Las viscosidades de los gases liberados varían desde

0.03078 cp a 317.57 Kg/cm2 hasta 0.01190 cp a 1 Kg/cm2. El aceite residual de esta

prueba tuvo una densidad de 0.8235 g/cc (40.16 °API).

La densidad del aceite de yacimiento a 182.83 °C esta dentro del rango de 0.4478 g/cc

(para una presión de saturación de 360.59 Kg/cm2), a 0.7285 g/cc (para una presión de

1 Kg/cm2).

La viscosidad del aceite de yacimiento a la presión de saturación de 360.59 Kg/cm2 y

a temperatura de yacimiento de 182.83°C fue 0.08 cp, y 0.415 cp a 1 Kg/cm2.


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PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL

Las pruebas de separación flash (separación instantánea) de una y dos etapas fueron

realizadas para determinar la relación gas aceite (GOR). La densidad del petróleo vivo

fue medida. La relación presión-volumen del fluido de yacimiento fue determinada para

las presiones por encima y por debajo de la presión de saturación a temperatura de

yacimiento para evaluar la expansión a composición constante. A partir de esta

relación se determino el punto de burbuja usando la función Y.

Las características de liberación diferencial del fluido de yacimiento fueron estudiadas

por medio de una serie de diez (10) etapas de reducción de presión. En cada paso, el

gas en equilibrio fue removido de la celda a presión constante para medir sus

propiedades físicas y analizar su composición. El factor volumétrico de formación

(FVF), el GOR de solución, el factor de compresibilidad del gas liberado y la densidad

del aceite también fueron medidos y calculados en cada etapa.

La viscosidad del fluido de yacimiento fue medida utilizando un viscosímetro magnético

en una serie de 12 etapas de reducción de presión, 4 puntos encima de la presión de

saturación y 8 puntos entre presión de saturación y cero de presión. La viscosidad del

fluido de yacimiento se midió con un viscosímetro magnético.


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DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO Una celda visual de PVT Temco capaz de soportar una presión de 70000 kPa, tiene

una capacidad ≈ 500 cc y ha sido calibrada para determinar el volumen interno. Los

fluidos en la celda son presurizados inyectando aceite hidráulico a través de la celda

visual para reducir el volumen efectivo. Una bomba automática es usada para

desplazar el pistón que a la vez desplaza el fluido de interés dentro de la celda visual.

Un Manómetro de alta presión monitorea la presión en la celda visual.

El horno es montado en un eje giratorio y puede rotar 180° mediante un motor y una

cadena, puede girar continuamente o por intervalos. Esto permite que el fluido de

yacimiento sea mezclado en la celda visual. La parte frontal del horno también esta

equipada con un vidrio a prueba de explosión lo que facilita la observación de la celda

visual y el termómetro sin disturbar las condiciones de la prueba.

Las bombas que se utilizan en la prueba son Temco de desplazamiento positivo con

una capacidad de presión de inyección de 69000 KPa y con una exactitud de 0.01 cc.

Un simulador de separador (de una o dos etapas) se empleó para medir el gas

producido y los volúmenes de líquido de la prueba de separación. El volumen de gas

es medido en un Brooks-meter (exactitud 0.5 cc) conectado al sistema. Los volúmenes

de gas son corregidos a condiciones estándar de 1.03 kg/cm2 (101.325 kPa) y 15°C y

son usados con el volumen medido de aceite para determinar el GOR.

Muestras del gas producido están sujetas a un análisis composicional usando

cromatógrafos de gas Varían y Hewlett Packard. Muestras de aceite y gas son

sometidas a un análisis de columna capilar usando un cromatógrafo Hewlett Packard

5890 equipado con una columna capilar “Megabore” , con un diámetro de 530 µm.


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Este análisis provee las fracciones molares para C1 a C30+ aromáticos y compuestos

cíclicos. Este análisis puede ser usado con el análisis de gas, el GOR medido, y un

programa de recombinación computarizado para obtener la composición inicial de una

sola fase a condiciones pre-flash.

La viscosidad se determina usando un viscosímetro magnético calibrado. El fluido

fluye a través del viscosímetro usando una bomba Ruska motorizada y la presión se

mantiene con un regulador de presión. El viscosímetro magnético es montado dentro

de un horno de temperatura controlada para mantener las condiciones térmicas

deseadas. Un controlador (con una precisión de ±0.5°C) se utiliza para controlar la

temperatura y un termómetro interno provee una lectura exacta de la temperatura del

sistema. Ventiladores en el horno aseguran una distribución pareja de la temperatura

en el sistema.

La densidad del petróleo vivo se determina por medio del desplazamiento de un

volumen conocido dentro de un cilindro de presión (hecho de acero inoxidable). El

volumen y el peso del cilindro son medidos con precisión antes del muestreo. El

cilindro se llena con el fluido de yacimiento sin alterar la presión, luego se pesa en una

balanza de precisión (0.001 g) y se determina la densidad del fluido.


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RESULTADOS

Las muestras del pozo Tizon-201 fueron tomadas del separador con una presión de

separación de 65.86 kg/cm2 (937 psi) y una temperatura de separador de 47.36°C.

Las Tablas 1 A y 1B muestran la información obtenida del control de calidad de las

muestras . La Tabla 2 es un resumen de los resultados obtenidos en este estudio.

La prueba de separación flash (separación instantánea) de una sola etapa del fluido

de yacimiento recombinado (ver Tabla 4) determinó que el GOR es 668.36 m3/m3

desde el yacimiento a condiciones de tanque de almacenamiento (stock tank) y que el

factor volumétrico de formación (FVF) es 3.2970. La densidad del aceite residual de la

separación flash de una sola etapa es 0.8117 g/cc a 15°C.

La Tabla 2 contiene la información pertinente a la relación presión-volumen del fluido

de yacimiento a 182.83 °C, incluyendo los volúmenes relativos y la función Y. Esta

función se obtiene a partir de una regresión lineal usando el método de mínimos

cuadrados. Esta aproximación se utiliza para confirmar el punto de burbuja que se

determina visualmente y se calcula como se muestra a continuación:

YP P

PV

V

sat

sat

=−

⋅ −

( )

1

Donde: P = presión (kg/cm2) Psat = presión de saturación (kg/cm2) V = volumen (cc)


®

Vsat = volumen a presión de saturación (cc)

La relación P-V se presenta también en la figura 1.

La Tabla 6 y las Figuras 2 a 7 muestran varias propiedades determinadas a partir de

las pruebas que se le hicieron al gas y al aceite obtenidos en la liberación diferencial

por debajo del punto de burbuja. Estas propiedades incluyen volúmenes relativos,

densidades de aceite, GORs, gravedades de gas, factores de desviación, FVFs,

factores de expansión para el gas. El GOR y FVF a presión de saturación fueron

determinados como 676.00 m3/m3 y 3.2693 respectivamente y la densidad del fluido

residual es 0.8235 g/cc (40.16 API) a 15°C.

La densidad del aceite a 182.83 °C esta dentro del rango de 0.4478 g/cc (a presión de

saturación de 360.59 Kg/cm2 absoluta) a 0.7285 g/cc a 1 Kg/cm2 absoluta (ver Tabla 7

y Figura 7). Las viscosidades de los gases liberados debajo de la presión de

saturación varían desde 0.03078 cp (a 317.57 Kg/cm2 absoluta) a 0.01190 cp (a 1

Kg/cm2 absoluta), ver Tabla 8 y Figura 8. Los datos de Viscosidades fueron calculados

usando la correlación de Carr, Kobayashi y Burrows, Trans AIME 1954.

La gravedad del gas fue calculada en cada etapa de liberación y se encontró que está

dentro del rango de 0.810 a 1.340 g/cc. Los resultados se muestran en la Figura 9.

La viscosidad del aceite a 182.83°C que se encuentran en la Tabla 9 y Figura 10 están

entre 0.080 cp (a presión de saturación 360.59 Kg/cm2 ) y 0.4150 cp (a 1 Kg/cm2 ).

La Tabla 10 y la Figura 11 muestran las fracciones molares de los componentes para

cada etapa de la prueba de liberación diferencial.


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CONTROL DE CALIDAD

Tabla 1A. INFORMACIÓN DE POZO Y MUESTRAS

Muestra

# Cilindro Tipo de Muestra

Condiciones de Muestreo Volumen de Muestra

Presion, kg/cm2

Temperatura, ºC

Litros

Presion de Apertura

1 92 HOO486 Gas 65.86 47.36 20 64.20 @ 23ºC

Tabla 1B. RESULTADOS DEL CONTROL DE CALIDAD

Muestra

# Cilindro GOR(m3/m3) Condiciones de Muestreo Volumen de

Muestra Presion,

kg/cm2 Temperatura,

ºC Litros

Presion de Apertura

1 VH-63 65.86 47.36 49.84 65.38 91.55 2 TAMPS 49 65.86 47.36 50.33 64.68 90.29


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Tabla 2: Resumen del Análisis PVT Temperatura de yacimiento, °C (°F) 182.83 361.09 Presión de saturación, Kg/cm2 absoluta (psia) 360.59 51.29 Propiedades del aceite saturado (aceite a punto de burbuja) Densidad, g/cc 0.4478 Volumen específico, cc/g 2.2331 Viscosidad (1) a 360.59 Kg/cm2 (5129 psia), cp 0.080 Factor Volumétrico de Formación, Prueba de Liberación Diferencial, m3/m3 3.2639 Factor Volumétrico, Prueba de Separación Flash de una sola etapa m3/m3 3.2970 Relación Gas/Aceite Prueba de Liberación Diferencial, m3/m3 676.0 Relación Gas/Aceite en el Separador Prueba de Separación Flash de una sola etapa m3/m3 668.36 Compresibilidad del Aceite Saturado, Co (cc/cc/kg/cm2 × 10-4, cc/cc/psia × 10-5 ) De 360.59 a 424.29 Kg/cm2 absoluta (5129 a 6035 psia) 5.58 3.92 De 360.59 a 401.79 Kg/cm2 absoluta (5129 a 5715 psia) 6.47 4.55 De 360.59 a 374.94 Kg/cm2 absoluta (5129 a 5333 psia) 6.96 4.90 Expansión Térmica Volumen a Temperatura de Yacimiento 182.83ºC/ Volumen a 15°C 1.463


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Tabla 3: Relación Presión-Volumen de Fluido de Yacimiento a 182.83°C

Presión Volumen Relativo Función Y Kg/cm2 (Psia) (V/Vsat) Experimental Ajustada

424.29 6035 0.9645 419.09 5961 0.9649 401.79 5715 0.9734 393.50 5597 0.9782 382.25 5437 0.9851 374.94 5333 0.9900 371.28 5281 0.9925 364.11 5179 0.9975 360.59 5129 1.0000 357.36 5083 1.0030 2.9760 2.9675 353.98 5035 1.0063 2.9700 2.9476 350.75 4989 1.0095 2.9556 2.9287 347.52 4943 1.0128 2.9296 2.9097 344.42 4899 1.0162 2.9050 2.8915 338.66 4817 1.0226 2.8632 2.8576 332.89 4735 1.0295 2.8198 2.8238 329.52 4687 1.0336 2.8048 2.8039 321.22 4569 1.0448 2.7359 2.7552 309.55 4403 1.0614 2.6839 2.6867 295.49 4203 1.0851 2.5896 2.6041 280.16 3985 1.1149 2.4979 2.5141 258.93 3683 1.1657 2.3699 2.3894 236.99 3371 1.2327 2.2413 2.2605 219.56 3123 1.3001 2.1404 2.1581 204.51 2909 1.3718 2.0524 2.0698 191.58 2725 1.4461 1.9777 1.9938 180.33 2565 1.5213 1.9176 1.9277 171.05 2433 1.5955 1.8610 1.8732 162.47 2311 1.6726 1.8130 1.8228 154.73 2201 1.7503 1.7731 1.7774


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Presión Volumen Relativo Función Y

Kg/cm2 (Psia) (V/Vsat) Experimental Ajustada

147.84 2103 1.8309 1.7319 1.7370 141.52 2013 1.9135 1.6946 1.6998 135.75 1931 1.9950 1.6646 1.6659 130.69 1859 2.0762 1.6346 1.6362 125.77 1789 2.1608 1.6085 1.6073 121.41 1727 2.2394 1.5896 1.5817 117.19 1667 2.3165 1.5777 1.5569 113.39 1613 2.3943 1.5635 1.5346 109.74 1561 2.4720 1.5530 1.5131 147.84 2103 1.8309 1.7319 1.7370

Notas:

1. Psat = Presión de Saturación = 360.59 kg/cm2 absoluta (5129 psia) 2. Vsat = Volumen de fluido de yacimiento a presión de saturación 3. Función -Y = (Psat - P)/[P·((V/Vsat) - 1)] 4. Ajustada Y = 5.8732×10-3·P+0.86864 (donde P es en kg/cm2) 5. Coeficiente de correlación r2 = 0.99908


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Figura 1: Relación Presión-Volumen a Temperatura Yacimiento, 182.83°C

y = 5.8732E-03x + 8.6864E-01

R2 = 9.9908E-01

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0

Presión (kg/cm2)

Vo

lum

en R

elat

ivo

, V/V

sat

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

Fu

nció

n Y

Relacion PV Psat = 360.59kg/cm2

Función Y Smoothed Y-Function


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Tabla 4: Separación Flash Una Etapa (Fluido de Yacimiento)*

Desde

Lib-Diferencial @ 182.83°C

Desde Primera

Etapa Flash @ 182.83°C

Relación Gas/aceite(1) 676.00 m3/m3 668.36 m3/m3

Factor Volumétrico de Formación(2) 3.2693 3.2970

Factor de Merma (Shrinkage Factor) (3) 0.3059 0.3004

Densidad del Fluido(4) 0.8235g/cm3 0.8117 g/cm3

Notas

(1) Relación Gas/Aceite: Metros cúbicos de gas producidos a 1.033 Kg/cm2 y 15°C por

metros cúbicos de aceite en tanque de almacenamiento a 15°C.

(2) Factor Volumétrico de Formación: Volumen en metros cúbicos de aceite de yacimiento a 199.95 Kg/cm2, (absoluta) y 182.83 °C para producir un metro cúbico de aceite a condiciones de tanque de almacenamiento a 15°C.

(3) Factor de Merma: Volumen de fluido a condiciones de tanque de

almacenamiento a 15°C por unidad de volumen de aceite a condiciones de yacimiento.

(4) Densidad de Fluido: Densidad del fluido a condiciones de tanque de

almacenamiento. * Los datos de la separación flash están con referencia a los volúmenes de fluido de yacimiento a la presión de saturación (punto de burbuja). Los datos de la relación gas aceite en solución (GOR) flash y el factor volumétrico flash (Bo) deben ser ajustados para presiones por debajo y encima de la presión de saturación.


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Tabla 5: Separación Flash Dos Etapas (Fluido de Yacimiento)

Etapa 1

P = 80 Kg/cm2 T= 70º C

Etapa 2 P = ATM T= 19ºC

Totales

Relación Gas/aceite(1) 427.57 124.94 552.51

Factor Volumétrico de Formación 2.1341 1.1873 2.534

Factor de Merma (Shrinkage Factor) 0.4686 0.8422 0.3947

Densidad del Fluido 0.8051g/cm3

Etapa 1 P = 50 Kg/cm2

T= 70º C


Totales

Relación Gas/aceite 453.35 103.56 556.91



Densidad del Fluido 0.80323 g/cm3


T= 70º C


Totales




Densidad del Fluido 0.80223 g/cm3


T= 65º C


Totales




Densidad del Fluido 0.80114g/cm3


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Tabla 6: Prueba de Liberación Diferencial a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

Densidad del Volumen Volumen Relación Gravedad Gravedad Z Factor Factor de

Presión Aceite Relativo Relativo Gas-Aceite Del Gas del gas Factor de Volumétrico Expansión Kg/cm2 (g/cc) de Aceite Total En

Solución(3) Acumulada Desviación(5) De Formación Del Gas

424.29 0.4601 3.1822 419.09 0.4578 3.1981 374.94 0.4490 3.2612 360.59 0.4478 3.2693 3.2693 676.00 317.57 0.5200 2.2464 3.4235 390.92 0.847 0.847 0.9301 0.0042 238.14 282.13 0.5707 1.8442 3.5276 278.35 0.839 0.845 0.9001 0.0048 209.69 247.12 0.6017 1.6428 3.6477 215.15 0.826 0.842 0.8916 0.0053 189.34 211.82 0.6217 1.5243 3.7550 175.58 0.840 0.842 0.8575 0.0063 159.66 176.67 0.6472 1.4077 3.8899 138.70 0.810 0.840 0.8583 0.0076 131.15 141.52 0.6664 1.3200 4.0687 107.38 0.819 0.839 0.8545 0.0091 110.35 106.36 0.6820 1.2497 4.3048 81.26 0.857 0.839 0.8542 0.0124 80.84 71.63 0.6972 1.1876 4.6697 57.63 0.835 0.839 0.8849 0.0187 53.51 36.34 0.7085 1.1275 5.5720 32.66 0.953 0.844 0.9182 0.0369 27.13 0.91 0.7285 1.0521 40.0232 0.00 1.340 0.868 0.9934 1.0643 0.94

Notas: 1. Centímetros cúbicos de aceite a la presión y temperatura indicada por centímetros

cúbicos de aceite residual a 15°C. 2. Centímetros cúbicos de aceite más gas liberado a la presión y temperatura indicada

por centímetros cúbicos de aceite residual a 15°C. 3. Centímetros cúbicos de gas a 1.033 kg/cm2 absoluta y 15°C por centímetros

cúbicos de aceite residual a 15°C. 4. Centímetros cúbicos de gas a la presión y temperatura indicada por centímetros

cúbicos de gas a 1.033 kg/cm2 absoluta y 15°C. 5. Factor Z del análisis de gas de cada una de las etapas de las liberaciones

diferenciales


®

Figura 2: Volumen Diferencial Relativo de Aceite a la Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

0.100

0.600

1.100

1.600

2.100

2.600

3.100

3.600

0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00

Presión (kg/cm2)

Vo

lum

en D

ifer

enci

al R

elat

ivo

(m

3 /m3

), B

o


®

Figura 3: Volumen Diferencial Relativo Total a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00

Pressión (kg/cm2)

Vo

lum

en D

ifer

enci

al R

elat

ivo

To

tal (

m3 /m

3 ),

Bt


®

Figura 4: Gas en Solución a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00

Presión (kg/cm2)

Gas

en

So

luci

ón

(m

3 /m3

)


®

Figura 5: Factor de Compresibilidad del Gas (Z)

0.80

0.82

0.84

0.86

0.88

0.90

0.92

0.94

0.96

0.98

1.00

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00

Presión (kg/cm2)

Fac

tor

de

Co

mp

resi

bili

dad

del

Gas

(Z

)


®

Figura 6: Factor de Expansión Del Gas

0

50

100

150

200

250

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00

Presión (kg/cm2)

Fac

tor

de

Exp

ansi

ón

del

gas

1/B

g


®

Tabla 7: Densidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

Presión Densidad Kg/cm2 Psia g/cm3

424.29 6035 0.4601 419.09 5961 0.4578 401.79 5715 0.4546 393.50 5597 0.4524 382.25 5437 0.4512 374.94 5333 0.4490 360.59 5129 0.4478 317.57 4517 0.5200 282.13 4013 0.5707 247.12 3515 0.6017 211.82 3013 0.6217 176.67 2513 0.6472 141.52 2013 0.6664 106.36 1513 0.6820 71.63 1019 0.6972 36.34 517 0.7085 1.32 19 0.7285

Nota: 1. Las densidades arriba del punto de burbuja están calculadas a partir de los datos

obtenidos en la relación presión-volumen.


®

Figura 7: Densidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

0.400

0.420

0.440

0.460

0.480

0.500

0.520

0.540

0.560

0.580

0.600

0.620

0.640

0.660

0.680

0.700

0.720

0.740

0.760

0.780

0.800

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

Presión (Kg/cm2)

Den

sid

ad d

el a

ceit

e (g

/cc)


®

Tabla 8: Viscosidad del Gas de la Prueba de Liberación Diferencial

Presión Viscosidad(1) (Kg/cm2) (Psia) (cp)

317.57 4517 0.03078 282.13 4013 0.02808 247.12 3515 0.02399 211.82 3013 0.02287 176.67 2513 0.01988 141.52 2013 0.01783 106.36 1513 0.01618 71.63 1019 0.01476 36.34 517 0.01359 0.91 13 0.01190

Nota: 1. Los valores se calcularon utilizando la composición de los gases liberados y la

correlación de Carr, Kobayashi and Burrows: Trans. AIME, 1954


®

Figura 8: Viscosidad del Gas a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

1.00E-02

1.50E-02

2.00E-02

2.50E-02

3.00E-02

3.50E-02

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Presión (kg/cm2)


®

Figura 9: Gravedad del Gas a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

Gravedad del Gas

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

1.40

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Presión (kg/cm2)

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

1.100

1.200

Individual Gas Gravity Cumulative Gas Gravity


®

Tabla 9: Viscosidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

Presión Viscosidad del Aceite(1)

(Kg/cm2) (psia) (cp)

436.40 6207 0.086 408.20 5806 0.085 393.86 5602 0.083 371.64 5286 0.081 360.60 5129 0.080 348.16 4952 0.080 324.61 4617 0.083 296.20 4213 0.101 268.99 3826 0.119 239.68 3409 0.135 203.89 2900 0.159 162.97 2318 0.191 121.42 1727 0.230 78.88 1122 0.290 51.11 727 0.321 23.27 331 0.366 0.91 13 0.415

Nota 1. Medida utilizando un viscosímetro magnético.


®

Figura 10: Viscosidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00 450.00 500.00Presión (kg/cm2)

Vis

cosi

dad

(cp

)

Tabla 10: Estudio de agotamiento a 182.83ºC Hydrocarbon Analyses o f Produced Gas Phase – Mol Percent

Component 360.59** 317.57 282.13 247.12 211.82 176.67 141.52 106.36 71.63 36.34 0.91 0.91*

Hydrogen 0.00 0.29 0.30 0.30 0.29 0.26 0.22 0.18 0.14 0.09 0.07 0.00 Nitrogen 0.01 0.91 0.20 0.17 0.68 0.50 0.10 0.10 0.39 0.22 0.16 0.00 Carbon Dioxide 3.22 3.57 3.54 3.61 3.66 3.73 3.85 4.05 4.36 4.75 4.84 0.00 Methane 63.28 74.62 75.80 76.17 75.05 76.41 75.95 72.57 69.98 62.05 34.67 0.00 Ethane 8.07 8.78 8.61 8.68 8.82 8.85 9.15 10.29 11.64 14.58 19.21 0.00 Propane 2.01 2.13 2.16 2.39 2.47 2.48 2.54 3.19 3.72 5.25 9.52 0.04 Iso-Butane 3.61 3.73 3.54 3.48 3.60 3.36 3.51 4.32 5.01 6.84 14.92 0.07 n-Butane 0.91 0.85 0.80 0.73 0.73 0.64 0.71 0.88 0.98 1.33 3.74 0.31 Iso-Pentane 1.74 1.57 1.49 1.32 1.30 1.14 1.25 1.54 1.59 2.16 6.44 0.56 n-Pentane 1.27 0.74 0.70 0.61 0.61 0.51 0.55 0.61 0.55 0.72 2.22 1.00 Hexanes 4.15 0.93 0.90 0.76 0.78 0.63 0.68 0.73 0.61 0.79 2.27 3.53 Heptanes Plus 11.73 1.88 1.96 1.78 2.01 1.49 1.49 1.54 1.03 1.22 1.94 94.49 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Gas Properties

Relative Density 0.847 0.839 0.826 0.840 0.810 0.819 0.857 0.865 0.953 1.340 Relative Weight C7+ 106.7 106.9 107.1 107.5 107.4 107.1 107.3 106.7 106.5 105.1

Deviation Factor - Z 0.9301 0.9001 0.8916 0.8575 0.8583 0.8545 0.8542 0.8849 0.9182 0.9934 Gas Phase Produced-Cumulative

12600 17576 20369 22118 23748 25132 26287 27331 28435 29879

Petroleum Liquid, gal/m3

Propane Plus 1.48e-01 1.45e-01 1.47e-01 1.44e-01 1.26e-01 1.32e-01 1.55e-01 1.59e-01 2.14e-01 4.83e-01 Butanes Plus 1.28e-01 1.24e-01 9.00e-02 1.20e-01 1.02e-01 1.07e-01 1.24e-02 1.22e-01 1.63e-01 3.91e-01 Pentanes Plus 7.54e-02 7.48e-02 5.58e-02 7.04e-02 5.60e-02 5.86e-02 6.44e-02 5.40e-02 6.92e-02 1.77e-01

* Equilibrium Liquid Composition**Wellstream Composition;


®

Figura 11: Fracción Molar de los Componentes

Fracción Molar de los componentes

0.0001

0.0010

0.0100

0.1000

1.0000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Etapa de la Liberación Diferencial

Fra

cció

n M

ola

r

Series2

N2

CO2

C1

C2

C3

IC4

NC4

IC5

NC5

C6

C7+

H2


®

APENDICE 1: P V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO


®

P. V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO

Campo Samaria Luna

Ubicación (Provincia) Región Sur Características del Yacimiento

Formación JSK

Presión original de yacimiento, kg/cm2 (psi) 873.77(12428)

Temperatura original de yacimiento, °C (°F) 182.83 (361.09)

Densidad del Aceite Original (a 15°C) Kg/m3 N.A

Características del Pozo

Nombre del Pozo Tizon-201

Profundidad del muestreo N.A

Ubicación del pozo N.A

Última presión de entrada en el orificio inferior (psig) N.A

Última presión de entrada en el orificio inferior, °C (°F) N.A

Agua producida en el pozo N.A

Estado del Pozo Produciendo

Condiciones de Muestreo (Muestras de Fondo)

Fecha del tomado de Muestras NOV 26 de 2004

Muestras tomadas por PEMEX

Presión de Separador, kg/cm2 (psig) 65.86 (936.7)

Temperatura de Separador, °C (°F) 47.36 (117.25)

Temperatura Ambiente, °C (°F) N/A


®

APENDICE 2: GAS DEL SEPARADOR


®

COMPOSICION DEL GAS – GAS DEL SEPARADOR

NOMBRE DEL POZO: Tizon-201 ORDEN DE TRABAJO: OT-145 MUESTRA: No. 1 REGION Sur

COMPONENTE % MOLAR

NITROGENO 0.35 BIÓXIDO DE CARBONO 3.80 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 80.54 ETANO 8.73 PROPANO 3.36 ISOBUTANO 0.52 BUTANO NORMAL 1.07 ISOPENTANO 0.30 PENTANO NORMAL 035 HEXANO 0.30 HEPTANO Y MÁS PESADOS 0.31 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA (Total Gas) 20.8 MASA MOLECULAR RELATIVA (C7+) 104.7 PRESIÓN PSEUDO CRÍTICA kg/ cm2 47.65 TEMPERATURA PSEUDO CRÍTICA CO -55.55 DENSIDAD RELATIVA (AIRE = 1) 0.718 PROPANO LÍQUIDO (Galones/m3) 3.2e-02 PROPANO LÍQUIDO (Bls/p3) 2.1e-05 ISOBUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 5.9e-03 ISOBUTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 4.0e-06 BUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 1.1e-02 BUTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 8.0e-06 ISOPENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 3.8e-03 ISOPENTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 2.6e-06 PENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 4.4e-03 PENTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 3.0e-06 HEXANO LÍQUIDO (Galones/m3) 4.3e-03 HEXANO LÍQUIDO (Bls/p3) 2.9e-06 MAS PESADOS (Galones/m3) 5.2e-03 MAS PESADOS (Bls/1p3) 2.9e-06 CAPACIDAD CALORÍFICA (BTU/p3) 1169.90 PRESIÓN DE VAPOR (Kg/cm2) 0.7514


®

APENDICE 3: LIQUIDO DEL SEPARADOR


®

COMPOSICIÓN DEL ACEITE – LIQUIDO DEL SEPARADOR

NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No. 1 REGION SUR

COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.08 BIÓXIDO DE CARBONO 2.14 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 18.96 ETANO 6.98 PROPANO 6.05 ISOBUTANO 1.63 BUTANO NORMAL 3.87 ISOPENTANO 1.97 PENTANO NORMAL 2.70 HEXANO 4.51 HEPTANO Y MÁS PESADOS 51.11

TOTAL 100.00

MASA MOLECULAR RELATIVA 105.8 DENSIDAD 725.1 Kg/m3 API @ 15oC 63.5 DENSIDAD RELATIVA 0.7257 EQUIVALENCIA DE GAS 162.0

PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+

DENSIDAD 811.0 Kg/m3 DENSIDAD RELATIVA 0.8117 API @ 15oC 42.8 MASA MOLECULAR RELATIVA 169.5

Los cálculos para C6 y C7 están basados en el grupo de puntos de ebullición. Si el grupo de números de carbono se hubiera hecho, las fracciones molares serían (C6 : 0.0690) (C7+: 0.4872).


®

PUNTO DE EBULLICIÓN COMPONENTE FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN

RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA

36.1-68.9 HEXANOS ……………… C6 0.0440 0.0359 0.0392 68.9-98.3 HEPTANO ……………… C7 0.0676 0.0796 0.0778 98.3-125.6 OCTANOS ……………… C8 0.0684 0.0918 0.0875

125.6-150.6 NONANOS ……………… C9 0.0542 0.0817 0.0762 150.6-173.9 DECANOS ……………… C10 0.0530 0.0886 0.0813 173.9-196.1 UNDECANOS ……………… C11 0.0367 0.0675 0.0612 196.1-215.0 DODECANOS ……………… C12 0.0272 0.0544 0.0487 215.0-235.0 TRIDECANOS ……………… C13 0.0241 0.0523 0.0464 235.0-252.2 TETRADECANOS ……………… C14 0.0159 0.0370 0.0325 252.2-270.6 PENTADECANOS ……………… C15 0.0122 0.0305 0.0266 270.6-287.8 HEXADECANOS ……………… C16 0.0076 0.0201 0.0175 287.8-302.8 HEPTADECANOS ……………… C17 0.0077 0.0216 0.0187 302.8-317.2 OCTADECANOS ……………… C18 0.0046 0.0138 0.0118 317.2-330.0 NONADECANOS ……………… C19 0.0027 0.0086 0.0074 330.0-344.4 EICOSANO ……………… C20 0.0025 0.0082 0.0069 344.4-357.2 HENEICOSANOS ……………… C21 0.0022 0.0075 0.0063 357.2-369.4 DOCOSANOS ……………… C22 0.0012 0.0045 0.0038 369.4-380.0 TRICOSANOS ……………… C23 0.0008 0.0029 0.0024 380.0-391.1 TETRACOSANOS ……………… C24 0.0008 0.0031 0.0026 391.1-401.7 PENTACOSANOS ……………… C25 0.0005 0.0022 0.0018 401.7-412.2 HEXACOSANOS ……………… C26 0.0003 0.0012 0.0010 412.2-422.2 HEPTACOSANOS ……………… C27 0.0001 0.0006 0.0005 422.2-431.7 OCTACOSANOS ……………… C28 0.0001 0.0004 0.0003 431.7-441.1 NONACOSANOS ……………… C29 0.0001 0.0003 0.0002 441.1- MAS TRIACONTANOS ……………… C30+ 0.0000 0.0000 0.0000

PUNTO DE EBULLICIÓN SUSTANCIA AROMÁTICA FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN


80.0 BENCENO ……………… C6 0.0068 0.0063 0.0048 110.6 TOLUENO ……………… C7 0.0242 0.0262 0.0204 136.2 ETILBENCENO ……………… C8 0.0039 0.0049 0.0038

138.4 - 144.4 XILENOS ……………… C8 0.0381 0.0475 0.0367 169.90 1,2, 4 ……………… C9 0.0117 0.0166 0.0128

PUNTO DE EBULLICIÓN NAFTENOS FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN


48.9 CICLOPENTANO ……………… CC5 0.0011 0.0007 0.0007 72.2 METILCICLOPENTANO ……………… MCC5 0.0090 0.0089 0.0079 81.1 CICLOHEXANO ……………… CC6 0.0081 0.0080 0.0069

101.1 METILCICLOHEXANO ……………… MCC6 0.0189 0.0218 0.0191 Los valores de C6+ están basados en la fracción de masa y en la fracción molar calculada. Se asume un recobro total de hidrocarburos del sistema cromatográfico.


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APENDICE 4: ANÁLISIS DEL GAS DE LA PRIMERA ETAPA FLASH


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COMPOSICION DEL GAS – PRIMERA ETAPA FLASH

NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT-145 MUESTRA: No. 1 REGION SUR

COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.02 BIÓXIDO DE CARBONO 3.80 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 74.42 ETANO 9.51 PROPANO 2.34 ISOBUTANO 4.24 BUTANO NORMAL 0.94 ISOPENTANO 1.69 PENTANO NORMAL 0.76 HEXANO 0.85 HEPTANO Y MÁS PESADOS 1.16 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA (Total Gas) 24.2 MASA MOLECULAR RELATIVA (C7+) 105.5 PRESIÓN PSEUDO CRÍTICA kg/ cm2 46.95 TEMPERATURA PSEUDO CRÍTICA CO -38.65 DENSIDAD RELATIVA (AIRE = 1) 0.837 PROPANO LÍQUIDO (Galones/m3) 2.3e-02 PROPANO LÍQUIDO (Bls/p3) 1.5e-05 ISOBUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 4.9e-02 ISOBUTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 3.3e-05 BUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 1.0e-02 BUTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 7.1e-06 ISOPENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 2.2e-02 ISOPENTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 1.5e-05 PENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 0.1e-02 PENTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 6.6e-06 HEXANO LÍQUIDO (Galones/m3) 1.2e-02 HEXANO LÍQUIDO (Bls/p3) 8.3e-06 MAS PESADOS (Galones/m3) 2.0e-02 MAS PESADOS (Bls/1p3) 1.3e-05 CAPACIDAD CALORÍFICA (BTU/p3) 1362.86 PRESIÓN DE VAPOR (Kg/cm2) 0.8199


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APENDICE 5: ANÁLISIS DEL ACEITE DE LA PRIMERA ETAPA FLASH


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COMPOSICIÓN DEL ACEITE – PRIMERA ETAPA FLASH

NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No.1 REGION SUR


TOTAL 100.00






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138.4 - 144.4 XILENOS ……………… C8 0.0544 0.0476 0.0397 169.90 1,2, 4 ……………… C9 0.0188 0.0187 0.0156






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APENDICE 6: ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO (LIQUIDO EN EQUILIBRIO)


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COMPOSICIÓN DEL ACEITE – ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO (LIQUIDO EN EQUILIBRIO)

NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No.1 REGION SUR


TOTAL 100.00

MASA MOLECULAR RELATIVA 182.4 DENSIDAD 823.4Kg/m3 API @ 15oC 40.2 DENSIDAD RELATIVA 0.8241 EQUIVALENCIA DE GAS 106.7


DENSIDAD 828.8Kg/m3 DENSIDAD RELATIVA 0.8295 API @ 15oC 39.1 MASA MOLECULAR RELATIVA 188.4



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138.4 - 144.4 XILENOS ……………… C8 0.0692 0.0496 0.0430 169.90 1,2, 4 ……………… C9 0.0245 0.0199 0.0172






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APENDICE 7: WELLSTREAM COMPOSITION


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COMPOSICIÓN WELLSTREAM - FLUIDO DE YACIMIENTO

NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145

MUESTRA: No. 1 REGION SUR


TOTAL 100.00




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OT-145, Tizon-201,Item 8.3 y 8.7 Analisis PVT · PDF filePEMEX Exploración y Producción Informe Final Tizon –201 ( Intervalo 6503 – 6515 m ) Página 4 ® condiciones de separador