estudio pvt

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REPORTE ESTUDIO PVT Pozo: TEOTLECO 1 / Campo: TEOTLECO

Formacion: Cretácico & Jurásico Sup. Intervalo: 5779 - 5795 m. Muestreo: Mayo 3, 2008

Preparado para

PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION

Por

SCHLUMBERGER – MÉXICO OILPHASE-DBR

Preparado por: Erwin Sánchez Revisado por: Porfirio Aguilera

Laboratorio de Análisis PVT

Avenida Periférica Norte – S/N Fraccionamiento Lomas de Holche

Ciudad del Carmen - Campeche, México. (+52) 938-3812700/2866

Fecha: Mayo 20, 2008 Reporte # 2008PVT008

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Oilphase - DBR Garantia de la Calidad

Oilphase - DBR está orientado a proporcionar servicios de primera calidad, en el muestreo de fluídos de yacimiento y en la caracterización de las propiedades y el análisis de los fluídos, manteniendo los mayores niveles de la seguridad y de calidad. Nuestro objetivo es realizar los servicios de muestreo y de análisis empleando procesos confiables establecidos en la industria. Este objetivo requiere innovación y desarrollo continuo de tecnologías y equipos de avanzada. Un programa riguroso de garantía de calidad, entrenamiento continuo del empleado y de estricta aplicación de los estándares de seguridad, garantiza nuestra conformidad con los requisitos de calidad, salud, seguridad y medio ambiente (QHSE). La integración proactiva de los objetivos de QHSE y de las metas de la gerencia a todos los niveles apoya la comunicación y la puesta en práctica de las políticas y de los estándares de QHSE. Oilphase - DBR emplea personal altamente calificado (Ingenieros y Técnicos) en la realización de las medidas de laboratorio siguiendo procedimientos analíticos específicamente diseñados para obtener datos exactos y confiables. Los programas de garantía de calidad y los protocolos rigurosos de calibración establecidos para los instrumentos utilizados, permiten garantizar y para mantener la exactitud de los resultados de las medidas realizadas. Los detalles de estos programas están disponibles a requisición de nuestros clientes. Los resultados de cada trabajo de laboratorio son interpretados y divulgados por el ingeniero responsable de la supervisión del proyecto. La terminación de cada proyecto requiere que los datos técnicos reportados sean revisados por un Gerente/Científico con nivel de Ph.D. o de M.Sc. para confirmar la consistencia y la exactitud del informe. Todas las medidas de las características de los fluídos y los procedimientos del cálculo utilizados se mantienen en los archivos de la compañía por un período de 4 años.

El número del reporte proporciona la información de los expedientes del archivo y del laboratorio, por lo tanto, este número debe ser proporcionado como referencia para el acceso a los expedientes relacionados con un proyecto específico.

WTS / Oilphase – DBR Schlumberger

Cliente: PEMEX Campo: TEOTLECO Pozo: TEOTLECO 1 Perforación:

WTS / Oilphase-DBR Reporte Final # 2008PVT008

Propiedad del cliente - no puede ser divulgado, reproducido y/o utilizado total o parcialmente sin la autorización expresa y por escrito del cliente.

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RESUMEN EJECUTIVO

Propiedades PVT

Presión de Saturacion a 153,9 °C: 364,13 kg/cm2

Relación Gas-Aceite Flash Atmosferico 586,1 m3/m3 Prueba de Separador 477,9 m3/m3

Factor de Volumen de Formación @Pyac y Tyac @Psat y Tyac Flash Atmosferico: 2,858 3,178 vol/vol Agotamiento a Volumen Constante 3,190 3,547 vol/vol Prueba de Separador 2,415 2,685 vol/vol

Propiedades del Fluído de Yacimiento @Pyac y Tyac @Psat y Tyac Viscosidad: 0,1137 0,0934 mPa·s (cP) Compresibilidad (x10-5): 44,39 79,67 1/kg/cm2 Densidad: 0,4897 0,4404 g/cm3

Propiedades del STO °API Densidad Flash Atmosferico 39,3 0,8294 g/cm3 Agotamiento a Volumen Constante 37,7 0,8354 g/cm3 Prueba de Separador 40,6 0,8215 g/cm3




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Tabla de Contenido RESUMEN EJECUTIVO................................................................................................................. 3 RESUMEN....................................................................................................................................... 6

Objetivo ..................................................................................................................................................................... 6 Introducción ............................................................................................................................................................... 6 Inventario de muestras.............................................................................................................................................. 6 Alcance del Trabajo................................................................................................................................................... 6

Resultados...................................................................................................................................... 7 Comentarios y Discusión ............................................................................................................ 7

Preparación de la Muestra y Análisis. ...................................................................................................................... 7 Análisis del Fluído de Yacimiento ............................................................................................................................. 7 Expansión a Masa Constante (CCE) .......................................................................................................................... 7 Agotamiento a Volumen Constante (CVD) ............................................................................................................... 7 Pruebas de Separación.............................................................................................................................................. 8 Condiciones Estandards (STP) .................................................................................................................................. 8 Recorrido de la Muestra............................................................................................................................................ 8

Estudio PVT Pozo TEOTLECO 1 ................................................................................................. 12 Expansión a Masa Constante (CCE) ........................................................................................................................ 12 Agotamiento a Volumen Constante (CVD) Fluído de Yacimiento ........................................................................... 14

Propiedades de la fase Aceite ............................................................................................................................ 14 Propiedades de la Fase Gas................................................................................................................................ 19 Composiciones. ................................................................................................................................................... 24

Viscosidad del Fluído de Yacimiento ...................................................................................................................... 26 Pruebas de Separación............................................................................................................................................ 28

Apéndice A: Nomenclatura y Definiciones........................................................................... 32 Apéndice B: Masas Molares y Densidades Utilizadas....................................................... 34 Apéndice C: EQUIPOS................................................................................................................ 35

Preparación de la muestra y Validación.................................................................................................................. 35 Conducta Volumétrica (PVT) y Equipo de Viscosidad.............................................................................................. 36

Apéndice D: PROCEDIMIENTOS .............................................................................................. 37 Preparación de la Muestra ...................................................................................................................................... 37 Validación del Fluído de Yacimiento ....................................................................................................................... 37 Procedimiento para el Estudio de Masa Constante (CCE) ...................................................................................... 37 Medidas de la Viscosidad de la Fase Líquida y Densidad ...................................................................................... 37 Medidas de Viscosidad y Densidad del Líquido de Tanque (STO).......................................................................... 37




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LISTA DE TABLAS TABLA 1: IDENTIFICACIÓN DE LAS MUESTRAS ........................................................................................................................ 9 TABLA 2: CONDICIONES DURANTE EL MUESTREO ................................................................................................................... 9 TABLA 3: COMPOSICIÓN DEL FLUÍDO DE YACIMIENTO / POZO: TEOTLECO 1............................................................................ 10 TABLA 4: PROPIEDADES CALCULADAS DEL FLUÍDO DE YACIMIENTO/ POZO: TEOTLECO 1.......................................................... 11 TABLE 5: EXPANSIÓN A MASA CONSTANTE DEL FLUÍDO DE YACIMIENTO A 153,9 °C................................................................ 12 TABLA 6: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE DEL FLUÍDO DE YACIMIENTO A 153,9 °C...................................................... 14 TABLA 7: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - PROPIEDADES DE LA FASE GAS................................................................. 19 TABLA 8: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - COMPOSICIÓN DE LOS GASE LIBERADOS (% MOL) ...................................... 24 TABLA 9: VISCOSIDAD DEL FLUÍDO DE YACIMIENTO............................................................................................................... 26 TABLA 10: PROPIEDADES DE LA FASE ACÉITE ....................................................................................................................... 28 TABLA 11: PRUEBA DE SEPARACIÓN ETAPA MÚLTIPLE – COMPOSICIÓN GASES LIBERADOS ....................................................... 29 TABLA 12: VAPORIZACIÓN DIFERENCIAL CORREGIDA POR SEPARADOR ..................................................................................... 30 LISTA DE FIGURAS FIGURA 1: EXPANSIÓN A MASA CONSTANTE – VOLUMEN RELATIVO....................................................................................... 13 FIGURA 2: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - FACTOR VOLUMÉTRICO DEL ACEITE (BO) ................................................... 15 FIGURA 3: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - DENSIDAD DEL ACEITE (G/CM

3) ............................................................... 16 FIGURA 4: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - FASE LÍQUIDA (% VOL) ........................................................................... 17 FIGURA 5: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - FLUÍDO PRODUCIDO ACUMULATIVO (% MOL).............................................. 18 FIGURA 6: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (BG)....................................................... 20 FIGURA 7: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - FACTOR Z DE DESVIACIÓN DEL GAS LIBERADO............................................ 21 FIGURA 8: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - DENSIDAD DEL GAS RELATIVA (AIRE = 1) ................................................. 22 FIGURA 9: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE - VISCOSIDAD DEL GAS (MPA·S) ................................................................ 23 FIGURA 10: AGOTAMIENTO - CONTENIDO DE LÍQUIDO DE LA FASE GAS PRODUCIDO (VOLUMEN)................................................... 25 FIGURA 11: VISCOSIDAD DEL FLUÍDO DE YACIMIENTO............................................................................................................ 27 FIGURA 12: FACTOR VOLUMÉTRICO DEL ACÉITE CORREGIDO POR (B

O)....................................................................................... 31

FIGURA 13: ENVOLVENTE DE FASES POR EDE....................................................................................................................... 32




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RESUMEN

Objetivo Evaluar la composición, la conducta de fase y las propiedades del fluído a muestras de fondo capturadas con SRS en el pozo TEOTLECO 1. Introducción Por requerimiento de PEMEX, Oilphase-DBR condujo un estudio de análisis de fluídos a la muestra de fondo del Pozo TEOTLECO 1. Inventario de muestras Los detalles de las muestras recibidas y la información del pozo son presentados en la Tabla 1. La presión de apertura fué realizada a temperatura ambiente y las condiciones de muestreo tambien son incluidas para cada muestra. Alcance del Trabajo • Homogenizar las muestras de fondo a las condiciones de yacimiento en el restaurador de muestras por cinco

días. • Llevar a cabo un Estudio preliminar para evaluar las muestras de fondo lo cual incluye:

Relación Gas-Aceite (RGA) a partir de un flash hasta condición atmosférica, composición del fluído de yacimiento, líquido de tanque (STO) y las propiedades del fluído monofásico.

Determinar el porcentaje de contaminación de filtrado del lodo de perforación (OBM), si hubiere alguna. Presión del Punto de Burbuja (Pb) a la temperatura del muestreo. Selección de la muestra representativa.

Resumen de Resultados de Validación

Muestra Cilindro API RGA Flash Pb No. S/N (m3/stdm3) (kg/cm2)

1,01 1907-EA 39,4 578,2 365,2 1,02 9634-MA 39,2 584,3 366,9 1,03 11837-QA 39,3 586,1 365,6

• Llevar a cabo un estudio de Expansión a Masa Constante (CCE) a la temperatura del yacimiento. • Llevar a cabo un estudio de Agotamiento a Volumen Constante (CVD) a la temperatura del yacimiento. • Llevar a cabo una prueba de separación por etapas las condiciones específicas dadas por PEMEX. • Llevar a cabo medidas de viscosidad del acéite vivo y del líquido de tanque a la tamperatura del yacimiento.




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Resultados

La muestra contenida en el cilindro 11837-QA fué utilizada para realizar las pruebas del estudio PVT definidas en el alcance del trabajo. Los resultados son presentados en las Tablas 1 hasta 12 y en las Figuras 1 a 13.

Comentarios y Discusión

Preparación de la Muestra y Análisis. Los siguientes items muestran los resultados principales de la validación preliminar realizada a las muestras de fondo recibidas:

• Tres (3) muestras de fondo tomadas con SRS fueron recibidas del pozo TEOTLECO 1 para análisis de fluídos preliminares. Las muestras fueron homogenizadas a la temperatura del yacimiento por cinco días.

• Los resultados de validación se observa que las presiónes de saturación, RGA y densidades son muy similares entre muestras, por tanto se concluye que todas las muestras son representativas del fluído de yacimiento.

• La muestra identificada como Muestra 1,03 (11837-QA) tomada a 5700 mts fue seleccionada para realizar el estudio completo PVT. La muestra fue cargada a una celda PVT visual para llevar a cabo un flash y determinar la relación gas-líquido (RGA), composición molecular. Luego se realizó la expansión presión-volumen a la temperatura reportada del yacimiento (153,9 °C) para determinar la presión de saturación. El análisis preliminar indica que la muestra en un acéite ligero de alto encogimiento.

Análisis del Fluído de Yacimiento El gas de flash y el líquido residual obtenidos a partir del flash hasta condición atmosférica de la muestra monofásica fueron utilizados para el Análisis Composicional. Las composiciones fueron recombinadas matemáticamente de acuerdo a la relación Gas-Aceite (RGA) obtenida del flash y calcular la composición del fluído de monofásico. Estos resultados se presentan en las respectivas tablas de este reporte. Expansión a Masa Constante (CCE) El estudio de Expansión a masa constante se llevó a cabo a la temperatura de yacimiento; 153,9 °C. La presión de saturación Pb = 364,13 kg/cm2 y presenta una compresibilidad a la Presión de burbuja 79, 67 x 10-5 1/kg/cm2 Durante este estudio se observó un comportamiento de fluído crítico, ya que una ligera disminución de presión por debajo del punto de burbuja conlleva una generación de casi 40% de capa de gas, esto quiere decir que la presión de saturación a temperatura de yacimiento del fluído se encuentra muy cercano al punto crítico. Agotamiento a Volumen Constante (CVD) Un estudio de Agotamiento a Volumen Constante (CVD) con ocho etapas de presión por debajo de la presión de saturación fué llevado a cabo a la temperatura del yacimiento (153,9 °C). La viscosidad del líquido del CVD (gas removido) fué medida a cada etapa de presión por debajo de la presión de saturación a la temperatura del yacimiento. La viscosidad de la fase líquida monofásica fue medida a cada etapa de presión por encima de la presión de saturación a la temperatura del yacimiento. El estudio de Agotamiento a Volumen Constante (CVD) dió a la presión de saturación un Factor volumétrico del aceite (Bo) 3,547 vol/stdvol, una Densidad del aceite de 0,4404 g/cm3.




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Pruebas de Separación Una prueba de separacion de tres etapas fué llevada a cabo a las condiciones suministradas por PEMEX a 11,58 kg/cm2 a 21,2 °C; 4,19 kg/cm2 a 25.6 °C hasta Tanque (1,03325 kg/cm2 / 15,556 °C). Los resultados principales obtenidos en la prueba son: Factor volumétrico del acéite (Bo) 2,685 vol/stdvol y Rs total 477,9 m3/m3. Condiciones Estándares (STP) Temperatura: 15,556 ° C Presión: 1,03325 kg/cm2 Recorrido de la Muestra Las muestras colectadas en el Campo TEOTLECO, pozo TEOTLECO 1 fueron enviadas al Laboratorio de Propiedades de Fluídos de Oilphase-DBR en Cd. Del Carmen, Campeche, Mexico. La presión de apertura de las muestras fué medida y luego las muestras fueron homogenizadas a las condiciones de yacimiento. La muestra requerida fué utilizada y las muestras remanentes serán almacenadas hasta recibir instrucciones. El estado de las muestras recibidas se detalla en las Tablas 1 y 2.




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Tabla 1: Identificación de las Muestras

Profundidad Fecha del Condiciones del yacimiento*

Muestra Cilindro Muestreo Muestreo Presión Temperatura ID No. (m) (kg/cm2) (°C)

1,01 1907-EA 5700 Mayo 3, 2008 534,8 150,0 1,02 9634-MA 5700 Mayo 3, 2008 534,8 150,0 1,03 11837-QA 5700 Mayo 3, 2008 534,8 150,0

* Condiciones estáticas suministradas por PEMEX,

Tabla 2: Condiciones Durante el Muestreo

Tipo de Método de Cond, Apertura Volumen de Muestra Cilindro muestra muestreo en el Lab Hidrocarburo

ID No. (kg/cm2 / oC) (cm3)

1,01 1907-EA Aceite / Fondo SRS 639,8 / 25 470 1,02 9634-MA Aceite / Fondo SRS 632,8 / 25 500 1,03 11837-QA Aceite / Fondo SRS 632,8 / 25 480




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Tabla 3: Composición del Fluído de Yacimiento / Pozo: TEOTLECO 1 (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008)

Componentes Gas del Flash Liquido del Flash Fluído de Yacimiento % Peso % Mol % Peso % Mol %Peso % Mol Nitrogen 1,020 0,839 0,000 0,000 0,415 0,703 Carbon Dioxide 2,507 1,313 0,000 0,000 1,021 1,100 Hydrogen Sulfide 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Methane 51,788 74,408 0,000 0,000 21,101 62,359 Ethane 14,848 11,382 0,001 0,006 6,050 9,540 Propane 10,910 5,703 0,005 0,020 4,448 4,783 I - Butane 2,408 0,955 0,007 0,021 0,985 0,804 N - Butane 5,870 2,328 0,032 0,095 2,411 1,966 I - Pentane 2,501 0,799 0,097 0,234 1,077 0,708 N - Pentane 3,014 0,963 0,204 0,490 1,349 0,886 nC6 2,942 0,787 1,530 3,081 2,106 1,158 M-C-Pentane 0,256 0,070 0,293 0,605 0,278 0,157 Benzene 0,108 0,032 0,289 0,641 0,215 0,131 Cyclohexane 0,150 0,041 0,454 0,935 0,330 0,186 nC7 1,026 0,236 3,039 5,261 2,219 1,050 M-C-Hexane 0,179 0,042 0,939 1,659 0,629 0,304 Toluene 0,168 0,042 0,753 1,418 0,515 0,265 nC8 0,198 0,040 5,979 9,081 3,624 1,504 E-Benzene 0,000 0,000 1,479 2,417 0,876 0,391 M/P-Xylene 0,005 0,001 0,518 0,847 0,309 0,138 O-Xylene 0,000 0,000 0,638 1,043 0,378 0,169 nC9 0,084 0,016 5,812 8,334 3,478 1,363 pseudo C10H22 0,017 0,003 8,379 10,849 4,972 1,759 pseudo C11H24 0,000 0,000 7,367 8,695 4,365 1,408 pseudo C12H26 0,000 0,000 6,397 6,894 3,791 1,116 pseudo C13H28 0,000 0,000 6,167 6,114 3,654 0,990 pseudo C14H30 0,000 0,000 5,503 5,025 3,261 0,814 pseudo C15H32 0,000 0,000 5,159 4,345 3,057 0,704 pseudo C16H34 0,000 0,000 4,493 3,511 2,662 0,569 pseudo C17H36 0,000 0,000 3,798 2,780 2,250 0,450 pseudo C18H38 0,000 0,000 3,330 2,302 1,973 0,373 pseudo C19H40 0,000 0,000 2,901 1,914 1,719 0,310 pseudo C20H42 0,000 0,000 2,645 1,669 1,568 0,270 pseudo C21H44 0,000 0,000 2,253 1,343 1,335 0,217 pseudo C22H46 0,000 0,000 2,008 1,161 1,190 0,188 pseudo C23H48 0,000 0,000 1,811 1,007 1,073 0,163 pseudo C24H50 0,000 0,000 1,522 0,815 0,902 0,132 pseudo C25H52 0,000 0,000 1,264 0,651 0,749 0,105 pseudo C26H54 0,000 0,000 1,102 0,548 0,653 0,089 pseudo C27H56 0,000 0,000 0,963 0,464 0,571 0,075 pseudo C28H58 0,000 0,000 0,828 0,386 0,490 0,063 pseudo C29H60 0,000 0,000 0,705 0,320 0,417 0,052 C30+ 0,000 0,000 9,336 3,019 5,532 0,489 Total 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 MW 23,05 173,50 47,41 MOLE RATIO 0,8381 0,1619 1,0000




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Tabla 4: Propiedades Calculadas del Fluído de Yacimiento/ Pozo: TEOTLECO 1

(Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008)

Propiedades Gas del Flash Líquido del Flash Fluído de Yacimiento

Mole % C7+ 0,52 96,05 15,99 C12+ 0,00 44,27 7,168 C20+ - 11,38 1,84 Mass % C7+ 1,68 97,09 58,21 C12+ 0,00 62,18 36,85 C20+ - 24,44 14,48 Molar Mass C7+ 101,73 179,44 177,85 C12+ - 243,72 243,72 C20+ - 372,45 372,45 C30+ - 536,52 536,52 Density C7+ - 0,8338 - C12+ - 0,8677 0,868 C20+ - 0,9257 0,926 C30+ - 0,9969 0,997 Fluid at 60°F - 0,8294 - API 39,3 Gas Relative Density (Air = 1) 0,796 - - Dry Gross Heat Content (BTU/scf) 1.328,3 - - Wet Gross Heat Content (BTU/scf) 1.305,1 - -




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Estudio PVT Pozo TEOTLECO 1

Expansión a Masa Constante (CCE) El estudio de masa constante se inició cargando muestra de fluído de reservorio a una celda PVT a la temperatura del yacimiento (153,9 °C) y a la presión de 563,31 kg/cm2. La presión se redujo secuencialmente en etapas y los correspondientes cambios de volumen son presentados en la Tabla 5. La gráfica de la relación Presión – Volumen del Estudio de Masa Constante se muestra en la Figura 1. La intercepción de las líneas de las fases monofásicas y bifásicas en la gráfica y la observación visual fue utilizada para definir la Presión de Burbuja, la cual fue determinada a 364,13 kg/cm2 a la temperatura de yacimiento. El volumen relativo y la compresibilidad son presentados en la Tabla 5. Para este acéite, la compresibilidad a la Presión de Saturación es de 79,67 x 10-5 1/kg/cm2.

Table 5: Expansión a Masa Constante del Fluído de Yacimiento a 153,9 °C


Presión

Volumen Relativo Función "Y" Compresibildiad

(kg/cm2) (Vtot/Vsat) (1) *10-5 (1/kg/cm2) 563,31 0,8900 41,35

Pyac 535,53 0,8994 44,39 493,14 0,9163 50,33 458,06 0,9334 56,19 424,31 0,9529 63,37 396,89 0,9719 70,36 383,95 0,9826 74,40 375,37 0,9899 76,54

368,06 0,9963 78,82 Psat 364,13 1,0000 79,67

363,14 1,0012 2,259 359,19 1,0061 2,253 352,07 1,0153 2,238 338,60 1,0342 2,204 317,58 1,0681 2,152 282,22 1,1409 2,060 212,68 1,3780 1,884 142,02 1,9140 1,711 121,28 2,1927 1,657 (1) "Y" Function = (Psat-P)/P(V/Vsat-1)




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Figura 1: Expansión a Masa Constante – Volumen Relativo


Psat=364,13 kg/cm2

0.50

0.70

0.90

1.10

1.30

1.50

1.70

1.90

2.10

2.30

0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.00

Presión (kg/cm2)

Volu

men

rela

tivo

(Vto

t/Vsa

t)




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Agotamiento a Volumen Constante (CVD) Fluído de Yacimiento Los resultados del Agotamiento a Volumen Constante se presentan desde la Tabla 6 hasta la Tabla 8 y graficamente desde la Figuras 2 hasta la Figura 10

Propiedades de la fase Aceite Las propiedades de la fase Aceite tales como el Factor Volumétrico del Aceite, la densidad, Fluído producido acumulativo y % de la fase líquida se presentan en la Tabla 6. El Factor Volumétrico del Aceite es mostrado en función de la presión en la Figura 2. El Factor Volumétrico del Aceite se incrementa con el decrecimiento de la presión hasta el punto de burbuja y por debajo de este, decrece con el decrecimiento de la presión. La densidad del Aceite fue medida a la presión inicial y a la presión de saturación y los valores intermedios fueron calculados en base al volumen y masa del Aceite conocidas. La densidad del líquido medida es de 0,4404 g/cm3 a la Presión del Punto de Burbuja. La densidad del líquido decrece con el decrecimiento de la presión hasta el punto de burbuja y se incrementa luego al continuar disminuyento la presión, ver Figura 3.

Tabla 6: Agotamiento a Volumen Constante del Fluído de Yacimiento a 153,9 °C

Presión Factor Volumétrico Densidad Fase líquida Fluído Producido del Aceite (Bo) del Aceite Acumulativo (kg/cm2) (vol/stdvol) (g/cm3) (% vol) (% mol)

563,31 3,157 0,4948

Pyac 535,54 3,190 0,4897 493,15 3,250 0,4806 458,06 3,311 0,4718 424,31 3,380 0,4622 396,89 3,451 0,4527 383,96 3,485 0,4482 375,38 3,511 0,4449 368,07 3,534 0,4420

Psat 364,13 3,547 0,4404 100,00 0,00 331,48 2,155 0,5060 60,60 4,41

289,37 1,920 0,5430 53,49 11,61 247,18 1,800 0,5670 49,76 20,07 205,07 1,689 0,5860 46,27 29,58 162,74 1,590 0,6060 43,02 40,02 120,56 1,500 0,6290 40,15 51,14

78,72 1,384 0,6570 37,02 62,73 41,46 1,227 0,6971 34,58 72,57

Densidad del Aceite Residual a 15.553 °C (g/cm3): 0,8354 Gravedad API : 37,7




15

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Agotamiento a Volumen Constante del Fluído de Yacimiento a 153,9 °C

Figura 2: Agotamiento a Volumen Constante - Factor Volumétrico del Aceite (Bo)

Psat=364,13 kg/cm2

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00

Presión (kg/cm2)

Fact

or V

olum

étri

co d

el A

ceite

(Bo)




16

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Figura 3: Agotamiento a Volumen Constante - Densidad del Aceite (g/cm3)

Psat=364,13 kg/cm2

0.4000

0.4500

0.5000

0.5500

0.6000

0.6500

0.7000

0.7500

0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00

Presión (kg/cm2)

Dens

idad

del

Ace

ite (g

/cm

3)




17

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Figura 4: Agotamiento a Volumen Constante - Fase líquida (% vol)

Psat=364,13 kg/cm2

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

110.00

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00

Presión (kg/cm2)

Fase

líqu

ida

(% v

ol)




18

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Figura 5: Agotamiento a Volumen Constante - Fluído producido acumulativo (% mol)

Psat=364,13 kg/cm2

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00

Presión (kg/cm2)

Flui

do P

rodu

cido

Acu

mul

ativ

o (%

mol

ar)




19

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Propiedades de la Fase Gas

Las propiedades de la fase gas son presentadas en la Tabla 7 y gráficamente mostradas en la Figura 6 hasta la Figura 9, El factor de desviación del gas y la densidad relativa del gas de los gases liberados muestran una tendencia creciente cuando la presión tiende a decrecer. Sin embargo, la viscosidad del gas es calculada a cada etapa de presión a partir de la composición, la cual decrece con el decrecimiento de la presión como se observa en la Figura 9.

Tabla 7: Agotamiento a Volumen Constante - Propiedades de la Fase Gas

Presión Factor Volumétrico Factor de Desviación Viscosidad del Densidad Relativa

del Gas (Bg) del Gas (Z) Gas del Gas (kg/cm2) (vol/stdvol) (cP=mPa•s) (Aire = 1)

364,13 331,48 0,0046 0,988 0,0252 1,179 289,37 0,0050 0,945 0,0232 1,094 247,18 0,0057 0,919 0,0211 0,989 205,07 0,0067 0,904 0,0193 0,895 162,74 0,0084 0,899 0,0177 0,855 120,56 0,0115 0,905 0,0163 0,836 78,72 0,0179 0,921 0,0150 0,828 41,46 0,0348 0,943 0,0139 0,835




20

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Figura 6: Agotamiento a Volumen Constante - Factor Volumétrico del Gas (Bg)

0,0000

0,0050

0,0100

0,0150

0,0200

0,0250

0,0300

0,0350

0,0400

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00

Presión (kg/cm2)

Fact

or v

olum

étric

o de

l gas

(Bg)




21

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Figura 7: Agotamiento a Volumen Constante - Factor Z de Desviación del gas liberado

0,890

0,910

0,930

0,950

0,970

0,990

1,010

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00

Presión (kg/cm2)

Fact

or Z

de

desv

iaci

ón d

el g

as




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Figura 8: Agotamiento a Volumen Constante - Densidad del Gas Relativa (Aire = 1)

0.800

0.850

0.900

0.950

1.000

1.050

1.100

1.150

1.200

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00

Presión (kg/cm2)

Dens

idad

rela

tiva

(Aire

= 1

)




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Figura 9: Agotamiento a Volumen Constante - Viscosidad del gas (mPa·s)

0.0100

0.0120

0.0140

0.0160

0.0180

0.0200

0.0220

0.0240

0.0260

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00

Presión (kg/cm2)

Visc

osid

ad d

el g

as (c

P)




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Composiciones. La composición de los gases liberados diferencialmente a cada etapa de presión son presentados en la Tabla 8 junto a las masas molares calculadas. Se puede observar en la tabla 8, que la concentración de los componentes más pesados en los gases liberados decrece al decrecer la presión debido a la dificultad del gas a extraer estractos supercríticos pesados a bajas presiónes. Sin embargo, por debajo de 331,48 kg/cm2, la concentración de los componentes intermedios/pesados (>C3) en los gase liberados se incrementa significativamente a su presión parcial.


Tabla 8: Agotamiento a Volumen Constante - Composición de los Gase Liberados (% Mol)

Presión (kg/cm2) 331,48 289,37 247,18 205,07 162,74 120,56 78,72 41,46 41,46 Liquido

Componente Nitrógeno 0,834 0,843 0,854 0,862 0,867 0,861 0,848 0,819 0,091 Dióxido de Carbono 1,189 1,226 1,260 1,283 1,302 1,304 1,324 1,332 0,282 Sulfuro de Hidrógeno 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Metano 69,443 70,680 72,889 74,912 75,345 75,394 75,258 74,073 12,771 Etano 9,732 9,937 9,944 10,113 10,506 10,754 10,960 11,475 4,918 Propano 4,606 4,620 4,543 4,509 4,695 4,831 4,892 5,289 4,596 i - Butano 0,746 0,728 0,696 0,691 0,699 0,710 0,740 0,810 1,095 n - Butano 1,786 1,745 1,698 1,610 1,625 1,666 1,700 1,900 2,978 i - Pentano 0,617 0,587 0,543 0,517 0,511 0,526 0,536 0,581 1,382 n - Pentano 0,763 0,727 0,669 0,625 0,614 0,629 0,636 0,692 1,841 Pseudo - Hexanos 0,957 0,891 0,800 0,703 0,667 0,659 0,663 0,723 2,974 Pseudo - Heptanos 1,178 1,096 0,957 0,806 0,694 0,664 0,641 0,684 4,672 Pseudo - Octanos 1,493 1,390 1,178 0,903 0,755 0,667 0,649 0,650 7,224 Pseudo - Nonanos 1,408 1,284 1,069 0,778 0,584 0,505 0,481 0,463 7,806 Pseudo - Decanos 1,168 1,040 0,828 0,560 0,402 0,324 0,286 0,248 7,113 Pseudo - Undecanos 0,900 0,769 0,590 0,382 0,261 0,199 0,166 0,141 5,953 C12+ 3,180 2,438 1,482 0,747 0,472 0,308 0,219 0,117 34,303

Total 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00

Masa molar (g/mol) 34,15 31,68 28,64 25,93 24,75 24,21 23,99 24,18 137,13 Densidad Relativa (Aire =1) 1,179 1,094 0,989 0,895 0,855 0,836 0,828 0,835 n/a Cont. calor bruto (Btu/scu ft) 1519,8 1499,0 1456,2 1401,8 1374,9 1366,9 1365,9 1387,9 n/a




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Figura 10: Agotamiento - Contenido de Líquido de la fase gas Producido (volumen)

C3+

C4+

C5+

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00

Presión (kg/cm2)

Cont

enid

o de

Líq

uido

(gal

/Mcu

ft)




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Viscosidad del Fluído de Yacimiento La viscosidad de la fase líquida fue medida a la temperatura de yacimiento de 153,9 °C utilizando un viscosímetro electromagnético (EMV). Estos valores como una función de las etapas de presión se presentan en la Tabla 9. Los valores de viscosidad de la fase líquida son presentados gráficamente en la Figura 11. Como es visto en esta figura y como es esperado, los valores de viscosidad decrecen cuando disminuye la presión hasta alcanzar el punto de burbuja e incrementan con la contínua disminución de presión por debajo del punto de la presión de saturación.

Viscosidad de Fluído de Yacimiento a 153,9 °C


Tabla 9: Viscosidad del Fluído de Yacimiento

Presión Viscosidad del Acéite (kg/cm2) (cP=mPa·s) 563,31 0,1164

Pyac 535,54 0,1137 493,15 0,1093

458,06 0,1054 424,31 0,1014 396,89 0,0981

383,96 0,0965 375,38 0,0954

368,07 0,0943 Psat 364,13 0,0934

331,48 0,1350 289,37 0,1630 247,18 0,1790 205,07 0,1880 162,74 0,1990 120,56 0,2100 78,72 0,2320 41,46 0,2910 1,033 0,6200




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Viscosidad de Fluído de Yacimiento a 153,9 °C


Figura 11: Viscosidad del Fluído de Yacimiento

0,0000

0,1000

0,2000

0,3000

0,4000

0,5000

0,6000

0,7000

0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00

Presión (kg/cm2)

Visc

osid

ad (m

Pa.s

= c

P)




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Pruebas de Separación Una (1) prueba de separación de tres etapas fué llevada a cabo. Las condiciones de Separación confirmadas por PEMEX fueron 11,58 kg/cm2 – 21.2 °C; 4,197 kg/cm2 – 25,6 °C hasta tanque (1.033 kg/cm2 – 15,556 °C). Esta prueba dió los resultados óptimos de rendimiento. El valor de la RGA obtenido de la prueba de separación es de 477,9 m3/m3 y el Factor Volumétrico de 2,685, estos resultados son presentados en la Tabla 10 y el análisis composicional del gas de separador y gas de tanque se presentan en la Tabla 11. En referencia a la condición citada en " The Properties of Petroleum Fluids” (McCain, 1990), donde las propiedades del fluído de yacimiento generadas en un estudio PVT es que a presiónes por debajo de la presión de burbuja, el proceso en el yacimiento puede ser representado por la vaporización diferencial mientras que el proceso en el pozo es simulado por la prueba de separación. Por lo tanto, las propiedades del fluído a las presiónes por debajo de la presión de la saturación pueden ser calculadas combinando los datos de la vaporización diferencial con una prueba de separación. Tanto en la prueba de vaporizacion diferencial como en el mismo yacimiento la liberación de gases es mayor que la ocurrida durante la prueba de separacion de etapa sencilla, la cual fue conducida a una condición de temperatura menor a la del yacimiento. Esta observación es cierta y se comprobó en este estudio, una disminución significativa en el parámetro del Bo cuando los resultados de la vaporización diferencial fueron corregidos con la prueba de separación. Los resultados se presentan en la Tabla 12 y gráficamente en la figura 12. Los valores de Bo disminuyen cuando el fluído de yacimiento es producido en superficie.

Pruebas de Separación del Fluído de Yacimiento


Tabla 10: Propiedades de la Fase Acéite

RGA* Densidad del Acéite

Presión Temperatura Separador Total Separador Tanque Factor de Factor Volumetrico

Merma** Del Acéite***

(kg/cm2) (°C) (m3/ m3) (m3/ m3) (g/cm3) (g/c m3) (vol/stdvol)

364,1 153,9 477,9 2,685

11,58 21,2 457,9 0,794 0,9426

4,197 25,6 10,7 0,808 0,9702

1,033 15,6 9,3 0,821

Gravedad API : 40,6 *RGA = RELACIÓN GAS-ACÉITE. VOLUMEN DE GAS LIBERADO EN EL FLASH (M3) POR M3 DE LÍQUIDO DE TANQUE @ 15,556 °C ** Volumen del líquido de tanque a 15,556 °C por volumen de Acéite vivo a la presión dada. *** Volumen de Acéite referido a la presión de saturación por volumen de líquido de tanque a 15,556 °C.




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Prueba de Separación en el Fluído de Yacimiento

Tabla 11: Prueba de Separación etapa Múltiple – Composición Gases Liberados


Etapas de Presión (kg/cm2) 11,58 4,20 1,033 Temperatura (°C) 21,2 25,6 15,6 Componentes % mol % mol % mol

Nitrógeno 0,93 0,52 0,16

Dióxido de Carbono 1,40 1,54 1,37

Sulfuro de Hidrógeno 0,00 0,00 0,00

Metano 80,83 71,03 45,98

Etano 11,04 16,78 28,72

Propano 4,05 7,12 16,38

i - Butano 0,43 0,77 1,83

n - Butano 0,87 1,50 3,78

i - Pentano 0,15 0,25 0,62

n - Pentano 0,15 0,26 0,63

Pseudo - Hexanos 0,08 0,13 0,29

Pseudo - Heptanos 0,04 0,06 0,14

Pseudo - Octanos 0,02 0,03 0,07

Pseudo - Nonanos 0,01 0,01 0,03

Pseudo - Decanos 0,00 0,00 0,00

Pseudo - Undecanos 0,00 0,00 0,00

C12+ 0,00 0,00 0,00

Total 100,00 100,00 100,00

Peso Molecular 20,06 22,31 28,53

Densidad Relativa (aire = 1) 0,693 0,770 0,985

Contenido de Calor Bruto (BTU/scf) 1176 1300 1645

Contenido de Calor Neto (BTU/scf) 1155 1278 1617




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Vaporización Diferencial Corregida por Separador

Tabla 12: Vaporización Diferencial Corregida por Separador


Presión FVF (Bo) Corregido (1) (kg/cm2) (vol/stdvol)

563,31 2,389

Pyac 535,54 2,415 493,15 2,460 458,06 2,506

424,31 2,558 396,89 2,612

383,96 2,638

375,38 2,658 368,07 2,675

Psat 364,13 2,685

331,48 1,810

289,37 1,651

247,18 1,577

205,07 1,524

162,74 1,473

120,56 1,411

78,72 1,336

41,46 1,227

SPE 84684; 2003

1. Boi = Bobf + ci (Codn-Bobf)

Donde:

Boi - Factor Vol. Del Aceite Corregido Bobf - Factor Vol. del Separador a Presión de Saturación ci ci = ( Bobd – Bodi ) / ( Boda – Bodn ) Bodn - Factor Vol. de la Ultima Etapa del Diferencial Bobd - Factor Vol. del Dieferecial a Presión de Saturación Bodi - Factor Vol. del Diferencial a Presión de la Etapa




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Vaporización Diferencial Corregida por Separador

Figura 12: Factor Volumétrico del Aceite corregido por (Bo)


Psat=364,13 kg/cm2

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00

Presión (kg/cm2)

Fact

or v

olum

étri

co d

el p

etró

leo

(Bo)

Bo Agotamiento Bo Agotamiento corregido por separador




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Figura 13: Envolvente de Fases por EDE


|

EDE: Peng-Robinson (1978) Regla de Mezclado: Van Der Waals Temperatura independiente Kij Funcion de Distribucion: Rxponencial (Pedersen, 1988) Correlacion de Propiedades: Pedersen et al (1988) Tc, Pc y w. Parámetro Ajustado: Teta para Kijs

Punto de Burbuja y Punto Crítico




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Apéndice A: Nomenclatura y Definiciones

Gravedad API Gravedad Instituto Americano del Acéite Bg Factor Volumétrico del gas Bo Factor volumétrico del Acéite CCE Estudio de Masa Contante DV Vaporización Diferencial RGA Relación Gas-Líquido LO Crudo vivo n Número de moles P Presión absoluta Pb Presión de punto de burbuja. PV Relación Presión-Volumen Pi Presión inicial del yacimiento R Constante universal de los gases Rs Relación Gas Acéite en disolución T Temperatura V Volumen Vr Volumen Relativo STO Líquido de Tanque %, w/w Porcentaje en peso/peso Z Factor de desviación del gas El contenido de calor bruto se define como la energía total transferida como calor en una reacción de combustión ideal a una presión y temperatura estándar y en la cual toda el agua formada aparece como líquido. El contenido de calor neto se define como la energía total transferida como calor en una reacción de combustión ideal de un gas saturado de agua a una presión y temperatura estandar y en la cual toda el agua formada aparece como líquido. Las masas molares, las densidades y los valores críticos de los componentes puros provienen del "CRC Handbook of Chemistry and Physics" y para los pseudo componentes a partir de los datos Katz. La viscosidad del gas se ha calculado a partir de la correlación de Carr, Kobayshi y Burrows dada en "Phase Behaviour of Oil Field Hydrocarbon Systems" de M.B. Standing. La compresibilidad, en el estudio de masa constante, se obtiene a través de la derivada de la función que relaciona el volumen relativo a la presión. La densidad del gas se ha determinado a partir de su composición y de la ecuación de gases perfectos (Z=1).




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Apéndice B: Masas Molares y Densidades Utilizadas

Componentes MW Densidad (g/cc) Nitrógeno 28,01 Dióxido de Carbono 44,01 Sulfuro de Hidrógeno 34,08 Metano 16,04 0,300 Etano 30,07 0,356 Propano 44,10 0,508 i - Butano 58,12 0,567 n - Butano 58,12 0,586 i - Pentano 72,15 0,625 n - Pentano 72,15 0,631 pseudo C6H14 84,00 0,690 pseudo C7H16 96,00 0,727 pseudo C8H18 107,00 0,749 pseudo C9H20 121,00 0,769 pseudo C10H22 134,00 0,783 pseudo C11H24 147,00 0,795 pseudo C12H26 161,00 0,807 pseudo C13H28 175,00 0,817 pseudo C14H30 190,00 0,827 pseudo C15H32 206,00 0,837 pseudo C16H34 222,00 0,846 pseudo C17H36 237,00 0,854 pseudo C18H38 251,00 0,861 pseudo C19H40 263,00 0,866 pseudo C20H42 275,00 0,873 pseudo C21H44 291,00 0,878 pseudo C22H46 300,00 0,882 pseudo C23H48 312,00 0,886 pseudo C24H50 324,00 0,890 pseudo C25H52 337,00 0,894 pseudo C26H54 349,00 0,897 pseudo C27H56 360,00 0,900 pseudo C28H58 372,00 0,903 pseudo C29H60 382,00 0,907




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Apéndice C: EQUIPOS

Preparación de la muestra y Validación La presión de apertura del cilindro se mide usando un transmisor de presión Gauge Heise tan pronto la muestra es recibida en el laboratorio. La chaqueta de calentamiento es colocada alrededor del cilindro para calentar el cilindro con muestra a la temperatura del yacimiento. Luego el cilindro es colocado en un soporte de agitación oscilante y es agitado por cinco días para homogenizar la muestra de fondo. El análisis del fluído vivo (fluído de yacimiento) en necesario en el proceso de validación y estudio de fluídos. Una descripción del equipo experimental utilizado para estos análisis se describe a continuación. Todos los análisis de fluídos vivos son completados en un gasómetro DBR. Esta unidad conjuntamente con análisis de la CROMATOGRAFÍA GASEOSA (véase abajo) proporciona el análisis composicional del flúido de yacimiento, RGA, densidad a P&T de muestreo corregida a las condiciones estándares. El gasómetro DBR consiste en un pistón impulsado por motor en un cilindro inmóvil. El desplazamiento del pistón se supervisa para determinar el volumen barrido del cilindro. La presión del cilindro se mantine automáticamente a Presión atmosférica. El movimiento del pistón es seguido por un codificador lineal, el cual permite medir el volumen del gas en el cilindro. El volumen total del gasómetro es 10 L. . El gas producido se puede recircular a través del sistema para facilitar equilibrio en un caudal máximo de 40 L/hr. La presión de funcionamiento del gasómetro es presión atmosférica (hasta un máximo de 40 kg/cm2) y la temperatura de funcionamiento se extiende desde temperatura ambiente a 40 oC. Luego se realiza un flash de la muestra del fluído de yacimiento a condiciones atmosféricas en el gasómetro, el análisis composicional del líquido residual y de la fase gas desarrollada se lleva a cabo utilizando la cromatografía de gas (CG). El análisis de los líquidos se realiza utilizando cromatografía de gas-líquida de inyección HP6890 equipada con un detector de ionización de la llama (FID). En este sistema, la separación de los componentes individuales se realiza en una columna capilar “Megabore” de 30m de largo, 530 um de diámetro, hecha de la silica fundida con metilsilicona de 2,6-micrometer como la fase estacionaria. El intervalo de temperaturas de funcionamiento de la fase estacionaria es de 60 a 400 oC. En este intervalo de temperaturas, los componentes separados van desde C1 a C36 junto con componentes naphténicos y aromáticos. De acuerdo con las características físicas, estos componentes se sepáran de una manera segregada por la fase inmóvil durante el flujo del gas portador (helio) a través de la columna. La cantidad "retenida" para los compuestos conocidos, contenidos en estándares de la calibración, los mismos componentes se puede identificar en el hidrocarburo desconocido, comparando los tiempos de retención. La concentración relativa de cada componente es determinada por la concentración de los iones que golpean el FID sobre la elusión de cada componente. El análisis de los hidrocarburos gaseosos, se realiza usando una CG de inyección del gas en un cromatógrafo HP6890 equipado con dos columnas de separación. La primera columna es una combinación de una columna empacada de 100 mesh y 100 de tamiz molecular usando el helio de la pureza elevada como gas portador. El tamiz molecular se utiliza para alcanzar la separación de los componentes gaseosos ligeros (nitrógeno, oxígeno, y metano) mientras que la columna empacada se emplea para separar el etano, el propano, los butanos, los pentanes y los hexanes junto con el dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. La segunda columna es una columna empacada según lo descrito previamente en análisis líquido. Esta columna es capaz de alcanzar la separación de componentes extendida hasta C12+, junto con los naphthenos asociados y los compuestos aromáticos que están agrupados en la fracción de C6+ durante análisis y son así reportados. Los componentes hasta C4 se analizan usando un detector de conductividad térmica (TCD), mientras que los componentes de C5+ se analizan utilizando un detector FID. El cromatógrafo tiene válvulas multipuertos que funcionan con aire programable que permiten que el flujo de la muestra sea variado entre las dos columnas, y por lo tanto, teniendo en cuenta la separación adecuada y el análisis correcto del gas inyectado.




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Conducta Volumétrica (PVT) y Equipo de Viscosidad La presión de saturación preliminar, el estudio de masa constante (CCE), el estudio de vaporización diferencial (DV), las pruebas de separación multiples (MSST), se realizan en un equipo de Presión-Volumen-Temperatura (PVT). El equipo PVT es una celda visual DBR PVT de volumen variable. El componente principal de la celda consiste en un cilindro de vidrio Pyrex de 15,2cm de largo con un diámetro interno de 3,2 cm. Un pistón móvil especialmente diseñado con un agitador magnéticamente acoplado se monta dentro del cilindro de vidrio Pyrex para permitir la operación mercurio-libre. La sección inferior del pistón se equipa con los anillos para aislar el líquido hidráulico del contenido de la celda. El pistón permite realizar medidas de niveles de líquidos tan pequeños como 0,005 cc. El agitador magnético acoplado al pistón, montado en el casquillo del extremo inferior de la celda PVT, permite el equilibrio rápido del hidrocarburo líquido. El volumen eficaz de la celda es aproximadamente de 120 cm3. El cilindro Pyrex se mantiene dentro de una cámara de acero con placas de cristal templadas verticales para permitir la observación visual del contenido interno del tubo. Una bomba de desplazamiento de volumen variable DBR, controla el volumen y por lo tanto, la presión de los líquidos bajo investigación por medio de la inyección o del retiro del líquido hidráulico transparente conectado con el pistón flotante a la tapa de la celda DBR PVT. El mismo líquido hidráulico también está conectado con la cámara de acero externa para mantener una presión diferencial equilibrada en el cilindro de Pyrex. La célda PVT se monta en un soporte especial, que puede ser rotado 360o. El soporte junto con la celda PVT se mantiene dentro de una temperatura controlada con un horno que permite la circulación de aire. La temperatura de la celda se mide con un detector de resistencia térmica de platino (RTD) y se muestra en un indicador digital con una exactitud de 0,2 °F. La presión de la celda en monitoreada con un transmisor de presión digital calibrado Heise con una precisión de ± 0,1% de escala completa. Este sistema PVT permite alcanzar niveles de trabajo de temperatura y presión hasta 15.000 psi (103 MPa) y 360 oF (182 òC). El volumen de fluído en la celda PVT se determina usando un catetómetro de lecturas muy cercanas a 0,01 milímetros. El catetómetro está equipado de una cámara de vídeo de alta resolución que reduce al mínimo paralaje en las lecturas y utiliza un codificador de alta resolución produciendo lecturas lineales y volumétricas. Las medidas de la altura por el catetómetro han sido calibradas exactamente con el volumen total de la celda antes del comienzo de la prueba. El pistón móvil está diseñado en forma de un cono truncado con los lados graduados con exactitud, que permite la medida de los volúmenes extremadamente pequeños del líquido (0,005 cm3) que corresponden al 0,01% del volumen de la celda. La viscosidad del fluído de yacimiento se mide en las condiciones de presión y temperatura del yacimiento utilizando un viscosímetro electromagnético Cambridge SPL440, que consiste en una celda cilíndrica que contiene la muestra de fluído y un pistón situados dentro del cilindro. El pistón es movido hacia adelante y hacia atrás a través del líquido monofásico, impartiendo una fuerza electromágnetica en el pistón. La viscosidad es medida por el movimiento del pistón, que es impedido por flujo viscoso alrededor de la pieza anular entre el pistón y la pared del cilindro que contiene la muestra. Varios tamaños de pistones se pueden utilizar para medir la viscosidad de los líquidos que tienen diversos niveles de la viscosidad. La temperatura se mantiene en la condición experimental usando un sistema que permite recircular un fluído de calentamiento por el todo el sistema. La temperatura interna se controla usando una punta de prueba de la temperatura interna. El nivel de temperatura de trabajo del viscometer es 190oC y el de presión es 15.000 psig. La exactitud es del ±1,5% en el rango completo para cada tipo individual de pistón. El volumen total de muestra fluído monofásico requerido para la medida de viscosidad es 5cc.




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Apéndice D: PROCEDIMIENTOS

Preparación de la Muestra La muestra de crudo a validar es homogenizada a la presión y temperatura del yacimiento. A una pequeña muestra monofásica se le realiza un flash para determinar la relacion gas-Acéite (RGA) utilizando un gasómetro a condición atmosférica. Se analizan el líquido y el gas liberado por cromatografia para determinar su composición utilizando cromatografía de gas. Validación del Fluído de Yacimiento Luego de homogenizar, una pequeña cantidad de muestra monofásica es transferida isobáricamente a la celda PVT a la temperatura del yacimiento. Posteriormente de lleva a cabo una rápida relación presión- volmen para determinar la presión de saturación. Procedimiento para el Estudio de Masa Constante (CCE) Una cierta cantidad de muestra del líquido monofásico se carga inicialmente en la celda PVT y el sistema se estabiliza a la temperatura del yacimiento. El CCE se lleva a cabo reduciendo secuencialmente la presión desde una presión por encima de la presión del yacimiento hasta la presión de saturación continuando hasta por debajo de esta en un número de etapas discreto alcanzando por lo general un volumen relativo a dos. En cada etapa de presión, el agitador magnético se utiliza para garantizar que el fluído ha alcanzado el equilibrio de fase correspondiente. El volumen total del fluído (con la observación visual de las condiciones mono o bifásica en la celda) se mide en cada etapa de presión y posteriormente, un diagrama de la relación Presión-Volumen (P-V) se crea identificando el estado de la fase en cada condición P-V. La intersección de las dos líneas trazadas usando los datos de presión y del volumen arriba y debajo del cambio observado de la fase, corresponde a la presión de saturación medida para el fluído. De este modo, el diagrama del P-V confirma la presión de saturación observada visualmente en la celda PVT. Los datos de presión y del volumen medidos, entonces se utilizan para calcular la compresibilidad del fluído de yacimiento sobre la presión de burbuja y el volumen relativo sobre todo el rango de presión utilizado en el estudio. Medidas de la Viscosidad de la Fase Líquida y Densidad Antes de medir la viscosidad, se selecciona el tamaño del pistón apropiado para el rango de viscosidad a ser medido. El viscosímetro electromagnético ha sido previamente calibrado utilizando un fluído de viscosidad conocida. Una muestra del fluído de yacimiento se transfiere al viscosímetro electromágnetico de alta temperatura alta-presión. El viscosímetro es inicialmente sometido a vacio y se mantiene a la misma temperatura del estudio. Durante la transferencia de aproximadamente 15 cc del fluído de yacimiento al viscosímetro, ocurre un flash del fluído, por lo que, el viscosímetro se limpia dos veces haciendo pasar fluído de yacimiento hasta que el sistema solo contiene fluído monofásico. Una vez que se ha realizado la transferencia del fluído monofásico en el viscosímetro se deja estabilizar el sistema alcanzando el equilibrio a la presión y temperatura del estudio se toma la lectura de la viscosidad. Se reduce la presión, se deja estabilizar el sistema hasta alcanzar nuevamente el equilibrio y se toman las lecturas de viscosidad. En cada etapa de presión, el pistón se deja funcionar hacia adelante y en reversa por el tiempo que sea necesario hasta alcanzar el equilibrio a la presión y permitir que el gas que sea liberado, emigre verticalmente y se acumule en la parte superior de la recámara del equipo. Medidas de Viscosidad y Densidad del Líquido de Tanque (STO) Una muestra de líquido de tanque se coloca en un viscosímetro de tubo capilar y se realiza la medida de la viscosidad del STO a la temperatura del estudio. La temperatura se matiene mediante un baño con control térmico. Una pequeña muestra de líquido de tanque es tranferida a un densímetro digital Anton Paar DMA4500 para medir la densidad de la fase líquida. La medida de la viscosidad, como de la densidad, son realizadas por duplicado para verificar la consistencia de los resultados.

Presion de Saturaciona 153.9 °C: 364.13 kg/cm2

Relacion Gas-AceiteFlash Atmosferico 586.1 m3/m3Prueba de Separador 477.9 m3/m3

Factor de Volumen de Formacion @Pyac y Tyac @Psat y TyacFlash Atmosferico 2.8580 3.1780 vol/volAgotamiento a Volumen Constante 3.1900 3.5470 vol/volPrueba de Separador 2.4150 2.6850 vol/vol

Propiedades del Fluido de Yacimiento @Pyac y Tyac @Psat y TyacViscosidad: 0.1137 0.0934 mPa·s (cP)Compresibilidad (x10-5): 44.39 76.67 1/kg/cm2Densidad: 0.4897 0.4404 g/cm3

Propiedades del STO °API DensidadFlash Atmosferico 38.9 0.8294 g/cm3Agotamiento a Volumen Constante 37.7 0.8354 g/cm3Prueba de Separador 40.6 0.8215 g/cm3

GENERAL

1. Prueba de Densidad

2. Funcion Y

VALIDACION

FUNCION Y

2.0

2.5

Y

FUNCION Y

y = 0.0028x + 1.15392.0

2.5

Y

3. Balance de Materia

0.0

0.5

1.0

1.5

0 1000PRESION (lpc)

FUN

CIO

N Y

0.0

0.5

1.0

1.5

0 100 200 300 400PRESION (lpc)

FUN

CIO

N Y

Components PVTi%Peso %Mol %Peso %Mol %Peso %Mol

Nitrogen N2 1.020 0.839 0.000 0.000 0.415 0.703CarbonDioxide CO2 2.507 1.313 0.000 0.000 1.021 1.100HydrogenSulfide H2S 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000Methane C1 51.788 74.408 0.000 0.000 21.101 62.359Ethane C2 14.848 11.382 0.001 0.006 6.050 9.540Propane C3 10.910 5.703 0.005 0.020 4.448 4.783I-Butane IC4 2.408 0.955 0.007 0.021 0.985 0.804N-Butane NC4 5.870 2.328 0.032 0.095 2.411 1.966I-Pentane IC5 2.501 0.799 0.097 0.234 1.077 0.708N-Pentane NC5 3.014 0.963 0.204 0.490 1.349 0.886nC6 2.942 0.787 1.530 3.081 2.106 1.158M-C-Pentane 0.256 0.070 0.293 0.605 0.278 0.157Benzene 0.108 0.032 0.289 0.641 0.215 0.131Cyclohexane 0.150 0.041 0.454 0.935 0.330 0.186nC7 1.026 0.236 3.039 5.261 2.219 1.050M-C-Hexane 0.179 0.042 0.939 1.659 0.629 0.304Toluene 0.168 0.042 0.753 1.418 0.515 0.265nC8 0.198 0.040 5.979 9.081 3.624 1.504E-Benzene 0.000 0.000 1.479 2.417 0.876 0.391M/P-Xylene 0.005 0.001 0.518 0.847 0.309 0.138O-Xylene 0.000 0.000 0.638 1.043 0.378 0.169nC9 C9 0.084 0.016 5.812 8.334 3.478 1.363C10H22 C10 0.017 0.003 8.379 10.849 4.972 1.759C11H24 C11 0.000 0.000 7.367 8.695 4.365 1.408C12H26 C12 0.000 0.000 6.397 6.894 3.791 1.116C13H28 C13 0.000 0.000 6.167 6.114 3.654 0.990C14H30 C14 0.000 0.000 5.503 5.025 3.261 0.814C15H32 C15 0.000 0.000 5.159 4.345 3.057 0.704C16H34 C16 0.000 0.000 4.493 3.511 2.662 0.569C17H36 C17 0.000 0.000 3.798 2.780 2.250 0.450C18H38 C18 0.000 0.000 3.330 2.302 1.973 0.373C19H40 C19 0.000 0.000 2.901 1.914 1.719 0.310C20H42 C20 0.000 0.000 2.645 1.669 1.568 0.270C21H44 C21 0.000 0.000 2.253 1.343 1.335 0.217C22H46 C22 0.000 0.000 2.008 1.161 1.190 0.188C23H48 C23 0.000 0.000 1.811 1.007 1.073 0.163C24H50 C24 0.000 0.000 1.522 0.815 0.902 0.132C25H52 C25 0.000 0.000 1.264 0.651 0.749 0.105C26H54 C26 0.000 0.000 1.102 0.548 0.653 0.089C27H56 C27 0.000 0.000 0.963 0.464 0.571 0.075

COMPONENTESLiquido del Flash Fluido de Yacimiento

P-C6

P-C7

P-C8

Gas del Flash

C28H58 C28 0.000 0.000 0.828 0.386 0.490 0.063C29H60 C29 0.000 0.000 0.705 0.320 0.417 0.052C30+ C30 0.000 0.000 9.336 3.019 5.532 0.489Total 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00MW 23.05 173.5 47.41Mole Ratio 0.8381 0.1619 1

Components MW Density Components ZI Weight fraction Mol Weight Spec Gravity(g/cc) (percent) (percent)

Nitrógeno 28.01 N2 0.703 28.01Dióxido de Carbono 44.01 CO2 1.100 44.01Sulfuro de Hidrógeno 34.08 C1 62.359 16.04 0.300Metano 16.04 0.300 C2 9.540 30.07 0.356Etano 30.07 0.356 C3 4.783 44.10 0.508Propano 44.10 0.508 IC4 0.804 58.12 0.567i-Butano 58.12 0.567 NC4 1.966 58.12 0.586n-Butano 58.12 0.586 IC5 0.708 72.15 0.625i-Pentano 72.15 0.625 NC5 0.886 72.15 0.631n-Pentano 72.15 0.631 C6 1.632 84.00 0.690C6H14 84.00 0.690 C7 1.619 96.00 0.727C7H16 96.00 0.727 C8 2.202 107.00 0.749C8H18 107.00 0.749 C9 1.363 121.00 0.769C9H20 121.00 0.769 C10 1.759 134.00 0.783C10H22 134.00 0.783 C11 1.408 147.00 0.795C11H24 147.00 0.795 C12 1.116 161.00 0.807C12H26 161.00 0.807 C13 0.990 175.00 0.817C13H28 175.00 0.817 C14 0.814 190.00 0.827C14H30 190.00 0.827 C15 0.704 206.00 0.837C15H32 206.00 0.837 C16 0.569 222.00 0.846C16H34 222.00 0.846 C17 0.450 237.00 0.854C17H36 237.00 0.854 C18 0.373 251.00 0.861C18H38 251.00 0.861 C19 0.310 263.00 0.866C19H40 263.00 0.866 C20 0.270 275.00 0.873C20H42 275.00 0.873 C21 0.217 291.00 0.878C21H44 291.00 0.878 C22 0.188 300.00 0.882C22H46 300.00 0.882 C23 0.163 312.00 0.886C23H48 312.00 0.886 C24 0.132 324.00 0.890C24H50 324.00 0.890 C25 0.105 337.00 0.894C25H52 337.00 0.894 C26 0.089 349.00 0.897C26H54 349.00 0.897 C27 0.075 360.00 0.900C27H56 360.00 0.900 C28 0.063 372.00 0.903C28H58 372.00 0.903 C29 0.052 382.00 0.907C29H60 382.00 0.907 C30 0.489 536.52 0.997

100.00

Datos a PVTi

Propiedades Gas del Flash Liquido del Flash Fluido de YacimientoMole %C7+ 0.52 96.05 15.99C12+ 0 44.27 7.17C20+ - 11.38 1.84Mass %C7+ 1.68 97.09 58.21C12+ 0 62.18 36.85C20+ - 24.44 14.48Molar MassC7+ 101.73 179.44 177.85C12+ - 243.72 243.72C20+ - 372.45 372.45C30+ - 536.52 536.52DensityC7+ - 0.8338 -C12+ - 0.8677 0.868C20+ - 0.9257 0.926C30+ - 0.9969 0.997Fluid at 60°F - 0.8294 -API 39.3

Gas Relative Density (Air=1) 0.796 - -Dry Gross Heat Content (BTU/scf) 1328.3 - -Wet Gross Heat Content (BTU/scf) 1305.1 - -

PresiónVolumenRelativo Función Y Compresibildiad

(kg/cm2) "Y" Function = (Psat-P)/P(V/Vsat-1) *10-5 (1/kg/cm2)563.31 0.8900 41.35563.31 0.8900 41.35

Pyac 535.53 0.8994 44.39493.14 0.9163 50.33458.06 0.9334 56.19424.31 0.9529 63.37396.89 0.9719 70.36383 95 0 9826 74 4383.95 0.9826 74.4375.37 0.9899 76.54368.06 0.9963 78.82

Psat 364.13 1.0000 79.67363.14 1.0012 2.259359.19 1.0061 2.253352 07 1 0153 2 238352.07 1.0153 2.238338.60 1.0342 2.204317.58 1.0681 2.152282.22 1.1409 2.060212.68 1.3780 1.884142.02 1.9140 1.711121.28 2.1927 1.657

2.30VolumenRelativo

1.90

2.10

1.50

1.70

1.10

1.30

0.70

0.90

0.500 100 200 300 400 500 600

Presión FVF (Bo) Densidad del Aceite Fase LiquidaFluido Producido

Acumulativo(kg/cm2) (vol/stdvol) (g/cm3) (%vol) (%mol)563.31 3.157 0.4948

Pyac 535.54 3.190 0.4897493.15 3.250 0.4806458.06 3.311 0.4718424.31 3.380 0.4622396.89 3.451 0.4527383.96 3.485 0.4482375.38 3.511 0.4449368.07 3.534 0.4420

Psat 364.13 3.547 0.4404 100.00 0.00331.48 2.155 0.5060 60.60 4.41289.37 1.920 0.5430 53.49 11.61247.18 1.800 0.5670 49.76 20.07205.07 1.689 0.5860 46.27 29.58162.74 1.590 0.6060 43.02 40.02120.56 1.500 0.6290 40.15 51.1478.72 1.384 0.6570 37.02 62.7341.46 1.227 0.6971 34.58 72.57

0.8354 (g/cm3)37.7

Presión FVF (Bg) Z Viscosidad Densidad Relativa(kg/cm2) (vol/stdvol) (cP=mPa•s) (Aire=1)364.13331.48 0.0046 0.988 0.0252 1.179289.37 0.005 0.945 0.0232 1.094247.18 0.0057 0.919 0.0211 0.989205.07 0.0067 0.904 0.0193 0.895162.74 0.0084 0.899 0.0177 0.855120.56 0.0115 0.905 0.0163 0.83678.72 0.0179 0.921 0.0150 0.82841.46 0.0348 0.943 0.0139 0.835

Densidad del Aceite Residual a 15.553 °C:Gravedad API

Fluido del Yacimiento

FASE GAS

Presión Temperatura Separador Total Separador Tanque Factor Merma** Volumetrico del Acéite***(kg/cm2) (°C) (m3/m3) (m3/m3) (g/cm3) (g/cm3) (vol/stdvol)

364.1 153.9 477.9 2.68511.58 21.2 457.9 0.794 0.94264.197 25.6 10.7 0.808 0.97021.033 15.6 9.3 0.821

Gravedad API: 40.6

Densidad del AceiteRGA

Presión (kg/cm2) 331.48 289.37 247.18 205.07 162.74 120.56 78.72 41.46 41.46 (Liquido)ComponenteNitrógeno 0.834 0.843 0.854 0.862 0.867 0.861 0.848 0.819 0.091Dióxido de Carbono 1.189 1.226 1.260 1.283 1.302 1.304 1.324 1.332 0.282Sulfuro de Hidrógeno 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000Metano 69.443 70.680 72.889 74.912 75.345 75.394 75.258 74.073 12.771Etano 9.732 9.937 9.944 10.113 10.506 10.754 10.960 11.475 4.918Propano 4.606 4.620 4.543 4.509 4.695 4.831 4.892 5.289 4.596iButano 0.746 0.728 0.696 0.691 0.699 0.710 0.740 0.810 1.095nButano 1.786 1.745 1.698 1.610 1.625 1.666 1.700 1.900 2.978iPentano 0.617 0.587 0.543 0.517 0.511 0.526 0.536 0.581 1.382nPentano 0.763 0.727 0.669 0.625 0.614 0.629 0.636 0.692 1.841Hexanos 0.957 0.891 0.800 0.703 0.667 0.659 0.663 0.723 2.974Heptanos 1.178 1.096 0.957 0.806 0.694 0.664 0.641 0.684 4.672Octanos 1.493 1.390 1.178 0.903 0.755 0.667 0.649 0.650 7.224Nonanos 1.408 1.284 1.069 0.778 0.584 0.505 0.481 0.463 7.806Decanos 1.168 1.040 0.828 0.560 0.402 0.324 0.286 0.248 7.113Undecanos 0.900 0.769 0.590 0.382 0.261 0.199 0.166 0.141 5.953C12+ 3.180 2.438 1.482 0.747 0.472 0.308 0.219 0.117 34.303Total 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Masa molar (g/mol) 34.15 31.68 28.64 25.93 24.75 24.21 23.99 24.18 137.13Densidad (g/cm3) 0.00144 0.00134 0.00121 0.00109 0.00105 0.00102 0.00101 0.00102 0.835Densidad Relativa (Aire=1) 1.179 1.094 0.989 0.895 0.855 0.836 0.828 0.835 n/aCont. Calor Bruto (Btu/scu ft) 1519.8 1499 1456.2 1401.8 1374.9 1366.9 1365.9 1387.9 n/aMasa molar C7+ (g/mol) 150.31 142.29 134.68 127.44 122.87 118.94 115.69 112.56 185.22Masa molar C12+ (g/mol) 210.70 196.50 187.00 178.00 168.00 157.00 140.00 120.00 245.72Contenido de Liquido/VolumenC3+ (m3/m3) 1.154 1.025 0.838 0.663 0.588 0.555 0.542 0.562 n/aC4+ (m3/m3) 0.986 0.855 0.672 0.497 0.416 0.378 0.363 0.368 n/aC5+ (m3/m3) 0.878 0.751 0.571 0.400 0.318 0.277 0.259 0.253 n/a

Presión FVF Bo Corregido Presion Vol. Relativo Sod Ci Metodo 1 Metodo 2(kg/cm2) (vol/stdvol) (kg/cm2)563.31 2.389 563.31 0.8900 2.390 2.390

Pyac 535.54 2.415 535.54 0.8994 2.415 2.415493.15 2.460 493.15 0.9163 2.460 2.460458.06 2.506 458.06 0.9334 2.506 2.506424.31 2.558 424.31 0.9529 2.559 2.559396.89 2.612 396.89 0.9719 2.610 2.610383.96 2.638 383.96 0.9826 2.638 2.638375.38 2.658 375.38 0.9899 2.658 2.658368.07 2.675 368.07 0.9963 2.675 2.675

Psat 364.13 2.685 364.13 1.0000 1.0000 0.0000 2.685 2.685 0.000331.48 1.810 331.48 0.6076 0.6000 1.631 1.810 0.000289.37 1.651 289.37 0.5413 0.7013 1.453 1.663 0.012247.18 1.577 247.18 0.5075 0.7530 1.363 1.587 0.010205.07 1.524 205.07 0.4762 0.8009 1.279 1.517 -0.007162.74 1.473 162.74 0.4483 0.8435 1.204 1.455 -0.018120.56 1.411 120.56 0.4229 0.8823 1.135 1.399 -0.01278.72 1.336 78.72 0.3902 0.9323 1.048 1.326 -0.01041 46 1 227 41 46 0 3459 1 0000 0 929 1 227 0 000

Bo corregido

41.46 1.227 41.46 0.3459 1.0000 0.929 1.227 0.000

0.800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

2.200

2.400

2.600

2.800

40 140 240 340 440 540

Bo Corr OriginalBo corr Metodo 1Bo corr Metodo 2

ci corr corr calc diff1 2079 1.342 0.0000 1.2890 1.2890 0.002 1815 1.316 0.0900 1.2678 1.2678 0.003 1615 1.296 0.1592 1.2514 1.2514 0.004 1415 1.274 0.2353 1.2335 1.2335 0.005 1215 1.255 0.3010 1.2180 1.2180 0.006 1015 1.235 0.3702 1.2016 1.2016 0.007 815 1.213 0.4464 1.1837 1.1837 0.008 615 1.192 0.5190 1.1665 1.1665 0.009 415 1.171 0.5917 1.1494 1.1494 0.00

10 215 1.145 0.6817 1.1281 1.1281 0.0011 115 1.126 0.7474 1.1126 1.1126 0.0012 15 1.053 1.0000 1.0530 1.0530 0.00

flash 2079 1.289

Validación del metodo de correción del Bo

Presión Viscosidad del Aceite(kg/cm2) (cP=mPa·s)563.31 0.1164

Pyac 535.54 0.1137493.15 0.1093458.06 0.1054424.31 0.1014396.89 0.0981383.96 0.0965375.38 0.0954368.07 0.0943

Psat 364.13 0.0934331.48 0.1350289.37 0.1630247.18 0.1790205.07 0.1880162.74 0.1990120.56 0.210078.72 0.232041.46 0.29101.033 0.6200

Report # 2008PVT008X

PEMEX

PVT ExpressReporte de las Propiedades del Fluido

TEOTLECO 15779 - 5795 mts.

Preparado Para

Mayo 9, 2008

Una Compañía de Schlumberger

Por

Oilphase - DBR

Cliente: PEMEX Campo: TEOTLECOPozo: TEOTLECO 1

TABLA DE CONTENIDO

LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………………………………………3

LISTA DE TABLAS……………………………………………………………………………………………….3

INTRODUCCIÓN................................................……………………………………………………………………4RESUMEN DEL MUESTREO…………………………………………………………………………………………4

APÉNDICE A - Notas, Nomenclatura y Cálculos.........................................................................................19

NOTAS…………………………………………………………………………………………………………..20Curvas y Gráficas…………………………………………………………………………..20Diagrama de flujo para muestras monofásicas…………………………………….. 20

NOMENCLATURA……………………………………………………………………………………….21Símbolos………………………………………………………………………………….21Subíndices………………………………………………………………………………..22

CÁLCULOS .......................................................................................………………………………. 22Datos del Muestreo……………………………………………………………………….22Validación de muestras liquidas del separador…………………………………………….22Validación de muestras de fondo………………………………………………………….22Composición del fluido……………………………………………………………………22Expansión a composición constante……………………………………………………….23Liberación diferencial ............................................................................................................23Prueba de separación………………………………………………………….. 23

APÉNDICE B - Ecuaciones y Coeficientes Generados por ANN………………………………….24

Oilphase - DBR PVT Expert v1.09

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La información contenida en este reporte son propiedad del cliente

y no podrán ser utilizados ni reproducidos sin permiso expresso


LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Determinación de la Presión de Saturación a 153,9 °C…………………………………………..........…7Figura 2: Cromatograma del Aceite Liberado (Flash)……………………………………………………............9Figura 3: Predicción de la Compresibilidad a 153,9 °C……………………………………………….............12Figura 4: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del Líquido...............................................14Figura 5: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del Gas ...................................................16Figura 6: Predicción de la Libración Diferencial a 153,9 °C - Viscosidad del Líquido....................................................18

LISTA DE TABLAS

Tabla 1: Resumen del Muestreo ....................................................................................................................................5Tabla 2: Resumen de Datos del Yacimiento ...............................................................................................................6Tabla 3: Lecturas de la Celda PVT………………………………………………………………………..........7Tabla 4: Composición Molecular C36+, oAPI, RGA………………………………………………………............8Tabla 5: Datos de Entrada para la Red Neural - ANN…………………………………………………….............10Tabla 6: Producción de Expansión a Composición Constante a 153,9 °C…………………………………….........11Tabla 7: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del Líquido................................................13Tabla 8: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del Gas………………………................15Tabla 9: Predicción de la Libración Diferencial a 153,9 °C - Viscosidad del Líquido.....................................................17Table 10: Predicción de la Prueba de Separador………………………………………………………………………………………………………….19Tabla B1: Ecuaciones de la Expansión a Composición Constante……..……………………………………............24Tabla B2: Ecuaciones de la Liberación Diferencia (Propiedades del Liquido)…...…………………………...........24Tabla B3: Ecuaciones de la Liberación Diferencial (Propiedades del Gas)…………………………………….........25Tabla B4: Ecuaciones de la Liberación Diferencial (Viscosidad del Liquido)…………………………………….........25


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Introduccion

Resumen del Muestreo


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El PVT Express es un sistema para análisis de fluidos en campo, con el propósito de proveer datos del fluido del yacimiento rápidos yconfiables.Mediante esta técnica se pueden analizar muestras provenientes de cualquier fuente, tales como:· Muestras de agujero descubierto: Herramientas MDT,· Muestras de pozo entubado: Muestras de fondo tomadas con línea de acero y sartas de prueba, · Muestras de cabezal de pozo (bajo condiciones monofasicas).

El PVT Express consta de cuatro diferentes módulos: 1. PVT-XPM – Este consiste de la celda PVT y una unidad de transferencia de alta presión, la cual permite obtener las propiedades delfluido a presión y temperatura de reservorio.2. PVT-XPI – Muestra los datos del PVT-XPM y los convierte en una señal digital para que puedan ser registrados en tiempo real poruna computadora.3. PVT-XPC – Cromatógrafo portátil con doble horno el cual puede analizar hidrocarburos; gases hasta C12 y líquidos hasta C36+.4. PVT-XGOR – Sistema para medir la RGA.En adición a estos módulos, un densímetro y un viscosímetro son usados para obtener las propiedades del aceite a condiciones detanque.

El propósito de este equipo es realizar las mediciones básicas a muestras incluyendo Psat a temperatura de reservorio, RGA de laliberación instantánea, análisis composicional del fluido de reservorio hasta C36+, densidad y viscosidad a condiciones de tanque.Subsecuentemente todos estos datos son procesados a través de un modelo de redes neurales artificiales (PVT expert) para producir elset completo de datos PVT medidos y predecidos presentados en este reporte.

En este reporte se presentan datos del análisis del fluido y datos predecidos por Redes Neurales para la muestra tomadas en elpozo TEOTLECO 1 por PEMEX. En la toma de muestra se colectaron 3 muestras de fondo las cuales fueron llevadas al LaboratorioPVT de Schlumberger para posteriormente realizar un analisis PVTExpress

Comentarios

Debido a que la presión estática a la profundidad media de los disparos fue de: 535,52 kg/cm2 y la presión de saturación encontrada

a 153,9 °C fue de 364,1 kg/cm2, podemos concluir el yacimiento se encuentra bajosaurado.

El fluido estudiado corresponde a un aceite volátil con alto encogimiento y con posible cercania al punto critico. La gravedad API, RGAy la merma observada en el CCE son los datos concluyentes para tal aseveración. Debido a las limitaciones de PVT Express sólo se puede predecir el estudio de Vaporización diferencial, sin embargo la prueba de agotamiento que aplica para este tipo de fluidos debe ser el La Depleción a Volumen Constante, esta prueba será parte del estudio PVT Estándar de Laboratorio.

La composición del fluido de yacimiento presentada en este reporte fue corregida con las constantes "K" de equilibrio de Hoffman-Crump.


Detalles del MuestreoNumero de Muestra 1,03

Cilindro 11839-QA

Volumen de Cilindro 600 cm3

Volumen de Muestra N/D cm3

Profundidad del Muestreo N/D m N/D ft

Presion del Muestreo N/D kg/cm2 N/D psia

Temperatura del Muestreo N/D °C N/D K

Restauracion de la MuestraPresión 632,7645483 psia 9000, psia

a Temperatura 153,9 °C 427,1 K

Duracion 48 hrs

Muestras AsociadasNumero de Cilindro No. De Muestra

1907-EA 1,01

9634-MA 102

11837-QA 1,03


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Tabla 1: Resumen del Muestreo


Condiciones de LineaPresión 11423 kg/cm2 78,76 psiaTemperaura 144,9 °C 418,0 K

Condiciones EstandarPresión (Pcs) 1,03 kg/cm2 14,69 psiaTemperaura (Tcs) 15,6 °C 288,7 K

Estudio de la Muestra a Temperaura de YacimientoPresión al Punto de Burbuja (Pb) 364,1 kg/cm2 5179 psiaCompresibilidad (Pb) 07,97E-04 1/kg/cm2 56,03E-06 psiaDensidad del Aceite a Pi 0,488 g/cm3 488,5 kg/m3Densidad del Aceite a Pb 0,439 g/cm3 439,3 kg/m3Masa Molar del Fluído 47,8 g/mol

Liberación Flash desde Condiciones de Linea a Condiciones EstándarRGA 579,9 m3/m3 3256,2 scf/bblFactor Volumétrico del Aceite a Pb 3,183 vol/volDensidad Medida del Aceite a 60 °F 0,829 g/cm3 828,7 kg/m3Gravedad API 39,1 APIMasa Molar del gas 23,3 g/mol

Datos PredecidosEstudio de Liberación Diferencial a 153,9 °CFVF (Bo) a pi 4,186 vol/volFVF (Bo) a pb 4,654 vol/volSolucion RGA a pb 927,6 m3/m3 5208,6 scf/bblViscosidad del Aceite de Formación p i 0,114 cPViscosidad del Aceite de Formación pb 0,093 cP

Prueba de Separacion a 163,9 kg/cm2 psia & 20 °CFVF (Bo) 2,839 bbl/stbRelacion Gas-Aceite Total 559,2 m3/m3 3139,9 scf/bbl


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Muestra: 1,03Tabla 2: Resumen de Datos del Yacimiento


Volumen Presión Optico(cm3) (kg/cm2) (mA)

56,90 121,28 10,37

49,67 142,02 10,11

35,76 212,68 10,24

29,61 282,22 10,11

27,72 317,58 9,81

26,84 338,60 10,03

26,35 352,07 9,86

26,11 359,19 9,55

25,98 363,14 9,03

Pb 25,95 364,13 4,03

25,91 365,73 3,00

25,86 368,06 3,14

25,77 371,86 2,00

25,69 375,37 2,17

25,50 383,95 1,69

25,22 396,89 1,20

24,73 424,31 1,15

24,22 458,06 1,10

23,78 493,14 1,00

23,34 535,53 1,0023,10 563,31 1,0022,53 633,62 1,00



Figura 1: Determinación de la Presión de Saturación a 153,9 °C


Muestra: 1,03

Tabla 3: Lecturas de la Celda PVT

0,00

100

200

300

400

500

600

700

20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00 50,00 55,00 60,00

Volumen (cc)

Pre

sión

(ps

ia)

Opt

ico

(mA

)

Di-fásico Mono-fásico P. Sat. Optico


Componente PM(g/mol) wt % mole % wt% mole % wt % mole %

N2 28,01 0,99 0,83 0,00 0,00 0,41 0,69CO2 44,01 2,47 1,31 0,00 0,00 1,01 1,09H2S 34,08 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00C1 16,04 51,00 74,00 0,00 0,00 20,78 61,92C2 30,07 14,77 11,44 0,00 0,01 6,02 9,57C3 44,10 10,87 5,74 0,01 0,02 4,43 4,80iC4 58,12 2,45 0,98 0,01 0,02 1,00 0,82nC4 58,12 5,97 2,39 0,03 0,10 2,45 2,02iC5 72,15 2,61 0,84 0,10 0,23 1,12 0,74nC5 72,15 3,19 1,03 0,20 0,49 1,42 0,94C6 84,00 3,17 0,86 1,53 3,08 2,20 1,22C7 96,00 1,68 0,42 4,07 7,44 3,10 1,56C8 107,00 0,61 0,14 7,67 12,16 4,79 2,10C9 121,00 0,18 0,04 8,45 12,64 5,08 2,09C10 134,00 0,03 0,01 8,38 10,85 4,98 1,78C11 147,00 0,00 0,00 7,37 8,69 4,37 1,42C12 161,00 0,00 0,00 6,40 6,89 3,79 1,13C13 175,00 0,00 0,00 6,17 6,11 3,65 1,00C14 190,00 0,00 0,00 5,50 5,02 3,26 0,82C15 206,00 0,00 0,00 5,16 4,34 3,06 0,71C16 222,00 0,00 0,00 4,49 3,51 2,66 0,57C17 237,00 0,00 0,00 3,80 2,78 2,25 0,45C18 251,00 0,00 0,00 3,33 2,30 1,97 0,38C19 263,00 0,00 0,00 2,90 1,91 1,72 0,31C20 275,00 0,00 0,00 2,65 1,67 1,57 0,27C21 291,00 0,00 0,00 2,25 1,34 1,33 0,22C22 300,00 0,00 0,00 2,01 1,16 1,19 0,19C23 312,00 0,00 0,00 1,81 1,01 1,07 0,16C24 324,00 0,00 0,00 1,52 0,82 0,90 0,13C25 337,00 0,00 0,00 1,26 0,65 0,75 0,11C26 349,00 0,00 0,00 1,10 0,55 0,65 0,09C27 360,00 0,00 0,00 0,96 0,46 0,57 0,08C28 372,00 0,00 0,00 0,83 0,39 0,49 0,06C29 382,00 0,00 0,00 0,70 0,32 0,42 0,05C30+ 534,28 0,00 0,00 9,34 3,03 5,53 0,49PM Calculado (g/mol) 23,3 173,5 47,8% Mol 83,7 16,3

Propiedades del Aceite a Condiciones Estándar Measured Calculated MW (g/mol) 173,47

Datos del Flash Original STO RGA (m3/m3) 579,9 Densidad STO (g/cm3) 0,829 Gravedad API 39,1


pagina 8

Tabla 4: Composicion C30+, RGA, °APIMuestra: 1,03



Liquido del Flash

C30+ Properties534,28

Gas del Flash Fluido Monofasico



pagina 9

Figure 2: Cromatograma del Líquido del FlashMuestra: 1,03



Cliente: PEMEX Campo: TEOTLECO

Pozo: TEOTLECO 1

Comp.N2 Bubble Point: 364,1 kg/cm2

CO2 Bottom Hole Temp: 153,9 °CH2S ρ at pb: 0,439 g/cm3

C1 Res Fluid MW: 47,80 g/mol

C2 Pressure 1 365,7 psia

C3 Pressure 2 633,6 psia

iC4 Relative Vol 1 0,9985 unitless

C4 Relative Vol 2 0,8683 unitless

iC5 Oil Visc at Tres 0,620 mPa·s

C5 Gas MW: 23,28 g/mol

C6 Gas Molar Ratio: 0,8367 unitless

C7 STO MW: 173,47 g/molC8 STO Density: 0,829 g/cm3C9C10C11C12+


pagina 10

Tabla 5: Datos de Entrada para La Red Neural - ANNMuestra: 1,03

Mol %0,69

1,090,00

4,80

0,82

Composicion Propiedades Físicas

1,22

1,562,102,09



7,23

1,78

61,92

9,57

1,42

2,02

0,94

0,74


Pozo: TEOTLECO 1

PresiónVolumen Relativo

Densidad Liquido

(kg/cm2) (Vr=Vt/Vb) (g/cm3)

pi 535,53 0,899 0,488

493,14 0,916 0,479

458,06 0,933 0,471

424,31 0,953 0,461

396,89 0,972 0,452

383,95 0,983 0,447

375,37 0,990 0,444

371,86 0,993 0,442

368,06 0,996 0,441

365,73 0,999 0,440pb 364,13 1,000 0,439


pagina 11

06,34E-04

07,04E-04

07,44E-04

07,97E-04

07,65E-04

07,77E-04

07,88E-04

Tabla 6: Predicción del Estudio de Masa Constante a 153,9 °CMuestra: 1,03



Compresibilidad

(1/kg/cm2)

07,93E-04

04,44E-04

05,03E-04

05,62E-04


Pozo: TEOTLECO 1


pagina 12

Figura 3: Prediccion del Volumen Relativo a 153,9 °CMuestra: 1,03



0,880

0,900

0,920

0,940

0,960

0,980

1,000

1,020

352 372 392 412 432 452 472 492 512 532 552

Presión (kg/cm2)

(Vr=

Vt/V

b)


Pozo: TEOTLECO 1

Aceite

Presión FVF Bo Rs

(kg/cm2) (vol/stdvol) (m3/m3)

pi 535,53 4,186 927,6

493,14 4,265 927,6

458,06 4,344 927,6

424,31 4,435 927,6

396,89 4,524 927,6

383,95 4,573 927,6

375,37 4,607 927,6

371,86 4,622 927,6

368,06 4,637 927,6

365,73 4,647 927,6pb 364,13 4,654 927,6

337,46 3,375 603,1

281,22 2,548 376,5

246,07 2,265 296,0

210,92 2,058 236,3

140,61 1,766 149,8

84,37 1,590 98,08

56,24 1,513 75,69

14,06 1,363 37,76

1,033 1,123 0,000


pagina 13

Liquido

0,488

Tabla 7: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C – Propiedades del LiquidoMuestra: 1,03

Nota: Ecuaciones y Coeficientes de la Liberación Diferencial Reportados en el Anexo B - Tabla B2

(g/cm3)

DensidadRGA Gas en Solución

0,442

Calculada

0,461

0,452

0,447

0,444

0,441

0,440

0,479

0,471

0,439

0,474


0,551

0,575

0,524

0,744

0,621

0,655

0,673

0,706



Pozo: TEOTLECO 1


pagina 14

Figura 4: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del LiquidoMuestra: 1,03

Note: Differential Liberation Equations and Coeffcients located in Appendix B - Table B2



1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

0,00 100 200 300 400 500 600

Presión (kg/cm2)

Bo

(vol

/std

vol)

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1000,0

0,00 100 200 300 400 500 600

Presión (kg/cm2)

Rs

en S

oluc

ión

(m3/

m3)

0,400

0,450

0,500

0,550

0,600

0,650

0,700

0,750

0,800

0,00 100 200 300 400 500 600

Presión (kg/cm2)

Den

sida

d de

l Liq

uido

(g/

cm3)


Pozo: TEOTLECO 1

Gas Z Predicted Vapor Total Pressure FVF Factor Gas Gravity FVF

Bg Viscosity γ Bt

(kg/cm2) (vol/stdvol) (cP=mPa·s) (air=1) (vol/stdvol)

pb 364,1

337,5 0,0044 0,967 0,0421 1,115 1,434

281,2 0,0051 0,930 0,0301 0,955 2,805

246,1 0,0057 0,916 0,0260 0,902 3,613

210,9 0,0066 0,906 0,0230 0,867 4,563

140,6 0,0099 0,902 0,0189 0,834 7,661

84,4 0,0166 0,913 0,0167 0,852 13,770

56,2 0,0253 0,924 0,0158 0,898 21,554

14,1 0,1050 0,955 0,0138 1,216 93,436

1,03 1,5450 0,980 1433,173


pagina 15

Tabla 8: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del GasMuestra: 1,03

Nota: Ecuaciones y Coeficientes de la Liberación Diferencial reportados en el Anexo B - Tabla B2




Pozo: TEOTLECO 1


pagina 16

Figura 5: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del Gas


Muestra: 1,03


Nota: Ecuaciones y Coeficientes de la Liberación Diferencial reportados en el Anexo B - Tabla B2

0,840

0,860

0,880

0,900

0,920

0,940

0,960

0,980

1,000

0,00 50,00 100,00 150 200 250 300 350 400

Presión (kg/cm2)

Fac

tor

(Z)

0,790

0,840

0,890

0,940

0,990

1,040

1,090

1,140

1,190

1,240

0,00 50,00 100,00 150 200 250 300 350 400

Presión (kg/cm2)

Gra

veda

d de

l Gas

(ai

r =

1)

0,0100

0,0150

0,0200

0,0250

0,0300

0,0350

0,0400

0,0450

0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0 350,0 400,0

Presión (kg/cm2)

Vis

cosi

dad

del G

as (

mP

a.s=

cP)


Pozo: TEOTLECO 1

Presión

(kg/cm2)

pi 535,5

493,1

458,1

424,3

396,9

384,0

375,4

371,9

368,1

365,7pb 364,1

337,5

281,2

246,1

210,9

140,6

84,3756,2414,061,033


pagina 17

0,620

0,275

0,3460,3880,483



Viscosidad del

Liquido

0,114

0,109

(cP=mPa·s)

Tabla 9: Prediccion de la Liberación Diferencial a 153,9 °C – Viscosidad del AceiteMuestra: 1,03

Nota: Ecuaciones y Coeficientes de la Viscosidad del Liquido reportados en el Anexo B - Tabla B3

0,105

0,101

0,098

0,096

0,095

0,095

0,094

0,0940,093

0,115

0,152

0,178

0,207


Pozo: TEOTLECO 1


pagina 18



Figura 6: Prediccion de la Liberación Diferencial a 153,9 °C – Viscosidad del AceiteMuestra: 1,03

Nota: Ecuaciones y Coeficientes de la Viscosidad del Liquido reportados en el Anexo B - Tabla B3

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

0,00 100,00 200 300 400 500 600

Presión (kg/cm2)

Visc

osid

ad d

el li

quid

o (m

Pa.s

=cP)


Pozo: TEOTLECO 1

163,9 kg/cm2 1,033 kg/cm2

20,0 °C 15,56 °C

281,0 m3/m3 278,2 m3/m3

0,654 g/cm3 0,818 g/cm3

0,352

2,839 vol/stdvol


pagina 19

F. Encogimiento

Etapa 1

Densidad del Liq.

Presión

RGA



Tabla 10: Predicción de Prueba de SeparadorMuestra: 1,03

Bo

Tanque

Temperatura


Pozo: TEOTLECO 1

Anexo A - Notas, Nomenclatura y Cálculos

Diagrama de Flujo de la Muestra Monofásica




Monophasic Sample

Saturation pressure

determination

Flash to atmospheric conditions

Psat

Reservoir Fluid Molecular

Composition

GOR

Physical Properties Predictions

Report

GC AnalysisGC Analysis

Viscosity

Density

Molecular Composition

Molecular Composition

LiquidGas

PVT Expert

Physical Sample

Physical measurement

Calculated data

Notas

Curvas y gráficos El reporte contiene gráficos donde las propiedades físicas son representadas por fórmulas matemáticas. La ecuación de cada propiedad y el rango de aplicación que prové la formula se encuentra en el Anexo B.


Pozo: TEOTLECO 1


pagina 21



Nomenclatura Los símbolos así como los subíndices son tomados del “SPE Letter and Computer Symbols Standard”

Símbolos API Gravedad del Líquido de tanque del Instituro Americano del Petróleo. Bg Factor Volumétrico del gas Bo Factor Volumétrico del petróleo bo Factor de Merma c Compresibilidad CL Potencial líquido del fluído producido C7+ Grupo de componentes mayores que hexanos Cn+ Grupo de componentes mayores que n-1 (parafinas con n átomos de carbono) Fg Factor de gravedad utilizado en el campo en los cálculos de caudal de gas Fpv Factor de supercompresibilidad utilizado en los cálculos de caudal de gas Fs Factor de engrosamiento G Gas inicial in situ Gi Gas inyectado acumulativo GLP Líquido condensado producido acumulativo Gp Gas producido acumulativo Ki Coeficiente de Equilibrio del componente i L Líquido o fase líquida (sólo hidrocarburos) M Masa molar N Petróleo inicial in situ n Número de moles p Presión absoluta Pb Presión de punto de burbuja Pd Presión de punto de rocío Pi Presión estática inicial Ps Presión de saturación Psi Presión de saturación inicial Qp Líquido producido acumulativo rid Depósito de líquido retrógrado R Constante de gas universal RPG Relación petróleo - gas Rs Relación gas petróleo en disolución T Temperatura V Volumen Vbp Volumen en condiciones de punto de burbuja Vdp Volumen en condiciones de punto de rocío Vp Volumen de poros Vr Volumen relativo xi Fracción molar del componente i en fase líquida yi Fracción molar del componente i en fase gas Z Factor de desviación del gas B Coeficiente de expansión térmica P Densidad U Viscosidad γ Densidad relativa


Pozo: TEOTLECO 1


pagina 22



Subíndices

b Condición en punto de burbuja d Condición en punto de rocío g Gas i Condición inicial del yacimiento inj Inyectado Lp Líquido producido acumulativo o Petróleo r Residual r Relativo s Solución sc Condición "standard" sp Condición separador st Condición líquido de tanque t Total

Cálculos

Datos del Muestreo

Factor de supercompresibilidad Z

1Fpv =

Factor de gravedad g

g

1F

γ=

RGP a condiciones de separador osc

gsc

V

VR =

Validación del líquido de separador

RGP del Flash stosc

gsc

V

VR =

Factor de merma osp

stosc

V

VShr =

Validación de la muestra de fondo

RGP del flash stosc

gsc

V

VR =

Composición del fluido Densidad del líquido de tanque

scρ

Gravedad API API5.131

5.141sc +

=ρ


Pozo: TEOTLECO 1


pagina 23



Estudio de masa constante

Volumen relativo bp

tr V

VV = or

dp

tr V

VV =

Compressibilidad dp

dV

V

1c r

r

−=

% volumen del líquido t

Ll V

V100%V = or

bp

Ll V

V100%V =

% volumen líquido retrógrado t

L

V

V100rld = or

dp

L

V

V100rld =

Liberación diferencial

Factor volumétrico del petróleo stosc

oo V

VB =

RGP en solución stosc

gscs V

VR =

Factor volumétrico del gas gsc

gg V

VB =

Factor volumétrico total gpot BRBB +=

Prueba de separación múltiple

RGP de producción stosc

gsc

V

VR =

or osp

gsc

V

VR =

Factor volumétrico de formación del petróleo (FVF) stosc

ospo V

VB =

Factor de merma ( 1)

( )

o stagen

o stagen

V

V+


Pozo: TEOTLECO 1

Apendice B - Ecuaciones y Coeficientes Generados por ANN

Tabla B1: CCE EcuacionesPropiedad

Min MaxCompresibilidad ax2 + bx + c

dx + 1

Volumen Relativo ax2 + bx + c

dx + 1

Coefficient a b c d

Compresibilidad 3,1283E-01 -1,6745E+00 4,7007E+00 6,4701E+02

Volumen Relativo -2,6065E-01 1,1795E+01 3,6006E+00 1,4135E+01

Table B2: Differential Liberation -Equations (Liquid Properties)Propiedad

Min MaxFactor de Volumen del Aceite

Monofásico ax2 + bx + c

dx + 1

Difásico

Densidad del Aceite de Yacimiento

Monofásico ax2 + bx + c

dx + 1

Difásico

RGA en Solución

Difásico

Coeficiente a b c d I j kFactor de Volumen del Aceite

Mono-fasico -8,8504E-01 4,0050E+01 1,2226E+01 1,4135E+01

Di-fasico 7,2679E-01 7,3206E-01 8,3579E-01 1,1009E+00 4,2766E-01 1,6907E+01 3,0087E+00

Densidad del Aceite de Yacimiento

Monofásico 6,7559E+01 2,4590E+03 6,2599E+01 4,3133E+00

Difásico -4,0383E+02 5,7403E+02 -4,3124E+02 7,4886E+02 1,0000E+00 2,0000E+00 3,0000E+00

RGA en SoluciónDifásico -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02


pagina 24

5185

Rango de Presión

5185

5185

15

20305

15

20305 P / Pb

5185

5294

P / Pb

Rango de PresiónForma de la EcuacionX

-144929

X Forma de la Ecuación

axi + bxj + cxk + d

axi + bxj + cxk + d

20305

-144929

P / Pb

5185 P / Pb

P / Pb



20250

axi + bxj + cxk + dP / Pb

P / Pb


Pozo: TEOTLECO 1

Tabla B3: Ecuaciones (Propiedades del Gas) - Liberación DiferencialPropiedad

Min Max

Densidad Relativa del Gas ax2 + bx + c

dx2 + ex + 1

Factor Z ax2 + bx + c

dx2 + ex + 1

Viscosidad del Gas

Factor de Volumen del Gas

Coeficiente a b c d e

Densidad Relativa del Gas -2,2158E+01 3,0460E+01 2,1790E+00 -3,7521E+01 4,4951E+01

Factor Z -2,1044E+00 2,2276E+00 1,0025E+00 -3,0830E+00 3,1267E+00

Tabla B4: Liberacion Diferencial -Ecuaciones ( Viscosidad del Liquido)Viscosidad del Liquido

Min MaxMono-Phasic*

Di-Phasic

Coheficientes a b c d I j k

Mono-phasic -9,9925E+02 -9,9925E+02

Di-phasic -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02 -9,9925E+02

* Pressure Input must be in Mpa


pagina 25

4151

4151

790

15

4151

790

P / Pb

Forma de la EcuaciónX

P - Pb

-144929

15

-144929

-144929

-144929



axi + bxj + cxk + d

Forma de la Ecuación

Rango de Presión

4151

Rango de PresiónX

EXP ( ax ) × b

Calculated Using Lee & Gonzalez Correlation

Calculated From Z factor predictions

P / Pb

P / Pb

estudio pvt

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