Estudio PVT

REPORTE ESTUDIO PVT Pozo: TEOTLECO 1 / Campo: TEOTLECO Formacion: Cretácico & Jurásico Sup. Intervalo: 5779 - 5795 m. Muestreo: Mayo 3, 2008

Preparado para S c h l u m b e r g e r P r i v a t e

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

Fecha: Mayo 20, 2008

Reporte # 2008PVT008

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 Oilphase – DBR Schlumberger

S c h l u m b e r g e r P r i v a t e

Cliente: Pozo:

PEMEX

Campo: TEOTLECO Perforación:

TEOTLECO 1

RESUMEN EJECUTIVO Propiedades Propiedades PVT P VT

Presión de Saturacion 364,13

kg/cm2

Flash Atmosferico Prueba de Separador

586,1 477,9

3 3 m /m 3 3 m /m

Factor de Volumen de Formación

@Pyac y Tyac 2,858 3,190 2,415

@Psat y Tyac 3,178 3,547 2,685

vol/vol vol/vol vol/vol

@Pyac y Tyac 0,1137 44,39 0,4897

@Psat y Tyac 0,0934 79,67 0,4404

mPa·s (cP) 1/kg/cm2 g/cm3

°API 39,3 37,7 40,6

Densidad 0,8294 0,8354 0,8215

g/cm 3 g/cm 3 g/cm 3

a 153,9 °C:

Relación Gas-Aceite

Flash Atmosferico: Agotamiento a Volumen Constante Prueba de Separador

Propiedades del Fluído de Yacimiento Viscosidad: Compresibilidad (x10 -5): Densidad:

Propiedades del STO Flash Atmosferico Agotamiento a Volumen Constante Prueba de Separador

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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.

C l i e n t P r i v a t e

Cliente: Pozo:

PEMEX TEOTLECO 1


Tabla de Contenido RESUMEN EJECUTIVO.......... EJECUTIVO ..................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...............33 RESUMEN........... RESUMEN ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...............66 Objetivo Objetivo .................. ............................ ................... .................. ................... ................... ................... ................... .................. ................... ................... .................. .................. ................... ................... ................... ................ ...... 6 Introducción.................. Introducción. ................................. ................................. .................................. ................................. ................................. ................................... ................................... ................................. ....................... ....... 6 Inventario de muestras............................ muestras........... .................................. .................................. ................................. ................................. ................................... ................................... ............................. ............ 6 Alcance del Trabajo.......................... Trabajo......... ................................. ................................. ................................. ................................. ................................... ................................... ................................. .................... .... 6

Resultados................ Resultados........................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ................. ......77 Comentarios Comentarios y Discusión ..................... ................................ ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................7 .........7

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

Estudio PVT Pozo TEOTLECO 1 ...................... .................................. ....................... ....................... ....................... ...................... ....................... .................. ......12 12 Expansión a Masa Constante (CCE) ............................... ............... ................................. ................................. ................................. ................................... .................................. ..................... ..... 12 Agotamiento a Volumen Constante (CVD) Fluído de Yacimiento ................................. ................ .................................. .................................. ......................... ........ 14 Propiedades de la fase Aceite............... Aceite ................................ .................................. .................................. .................................. .................................. .................................. ........................ ....... 14 Propiedades de la Fase Gas....................... Gas...... .................................. .................................. .................................. .................................. ................................. ................................ ..................... ..... 19 Composiciones................ Composiciones. ............................... ................................. ................................. ................................. ................................. .................................. .................................. ................................ ................ 24 Viscosidad del Fluído de Yacimiento ................................. ................ ................................. ................................. ................................. .................................. .................................. .................... 26 Pruebas de Separación.............................. Separación............. .................................. ................................. ................................. .................................. ................................. ................................. ........................... .......... 28

Apéndice A: Nomenclatura Nomenclatura y Definiciones..................... Definiciones................................ ....................... ....................... ....................... .................... ........32 32 Apéndice B: Masas Molares y Densidades Densidades Utilizadas................... Utilizadas.............................. ...................... ...................... .............. ...34 34 Apéndice C: EQUIPOS.......... EQUIPOS ..................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... .............. 35 Preparación de la muestra y Validación........................ Validación........ ................................. .................................. .................................. ................................... .................................. ..................... ..... 35 Conducta Volumétrica (PVT) y Equipo de Viscosidad............................. Viscosidad............ ................................. ................................. .................................. ................................ ............... 36

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

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Cliente: Pozo:

PEMEX TEOTLECO 1


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.................... 1............................. ................... ................... ................... ................... .................. ......... 10 TABLA 4: PROPIEDADES CALCULADAS DEL FLUÍDO DE YACIMIENTO / POZO: TEOTLECO 1......................... 1................................... ................... ................... .............. .... 11 TABLE 5: EXPANSIÓN A MASA CONSTANTE DEL FLUÍDO DE YACIMIENTO A 153,9 °C................ °C......................... .................. ................... ................... ................... ............ 12 TABLA 6: AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE DEL FLUÍDO DE YACIMIENTO A 153,9 °C.............. °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 /CM3) .................. ........................... ................... ................... ................... ................. ....... 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 (BO)................. ).......................... ................... ................... ................... ................... .................. ................... .............. .... 31 FIGURA 13: ENVOLVENTE DE FASES POR EDE............................ EDE............ ................................. ................................. ................................. ................................. ................................. ......................... ........ 32

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TEOTLECO 1

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 muestras recibidas y la información del pozo son presentados 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: ¾ 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. ¾ Determinar el porcentaje de contaminación de filtrado del lodo de perforación (OBM), si hubiere alguna. ¾ Presión del Punto de Burbuja (Pb) a la temperatura del muestreo. ¾ Selección de la muestra representativa.

Resumen de Resultados de Validación

Muestra

Cilindro

API

RGA Flash 3 3 (m /stdm )

(kg/cm2)

1,01 1,02 1,03

1907-EA 9634-MA 11837-QA

39,4 39,2 39,3

578,2 584,3 586,1

365,2 366,9 365,6

No.

• • • •

S/N

Pb

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 l a 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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TEOTLECO 1

Resultados La muestra contenida en el cilindro 11837-QA fué utilizada para realizar realizar las pruebas del estudio PVT definidas en el alcance del trabajo. Los resultados son presentados en las Tablas 1 hasta 12 y en l as 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 l igero 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 resultados se presentan en las respectivas tablas de este reporte. 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/cm 2 y presenta una compresibilidad a la Presión de burbuja burbuja 79, 67 x 10 -5 1/kg/cm2 Durante este estudio se observó observó un comportamiento de fluído crítico, ya que una ligera disminución de presión 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 saturación un Factor volumétrico del aceite (Bo) 3,547 vol/stdvol, una Densidad del aceite de 3 0,4404 g/cm .

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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/cm 2 / 15,556 °C). Los resultados principales obtenidos en la prueba son: son: Factor volumétrico volumétrico del acéite acéite (Bo) 2,685 vol/stdvol y Rs total 477,9 m 3 /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 Muestra

Cilindro

Profundidad Muestreo

ID

No.

(m)

1,01 1,02 1,03

1907-EA 9634-MA 11837-QA

5700 5700 5700

Fech echa del Muestreo Mayo 3, 2008 Mayo 3, 2008 Mayo 3, 2008

Condiciones del yacimiento* Presión Temperatura (kg/cm2)

(°C)

534,8 534,8 534,8

150,0 150,0 150,0

* Condiciones estáticas suministradas por PEMEX,

Tabla 2: Condiciones Durante el Muestreo Muestra

Cilindro

ID

No.

1,01 1,02 1,03

1907-EA 9634-MA 11837-QA

Tipo de muestra

Método de muestreo SRS SRS SRS

Aceite / Fondo Aceite / Fondo Aceite / Fondo

Cond, Apertura en el Lab

Volumen de Hidrocarburo

(kg/cm2 / oC)

(cm3)

639,8 / 25 632,8 / 25 632,8 / 25

470 500 480

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

Componentes Nitrogen Carbon Dioxide Hydrogen Sulfide Methane Ethane Propane I - Butane N - Butane I - Pentane N - Pentane nC6 M-C-Pentane Benzene Cyclohexane nC7 M-C-Hexane Toluene nC8 E-Benzene M/P-Xylene O-Xylene nC9 pseudo C10H22 pseudo C11H24 pseudo C12H26 pseudo C13H28 pseudo C14H30 pseudo C15H32 pseudo C16H34 pseudo C17H36 pseudo C18H38 pseudo C19H40 pseudo C20H42 pseudo C21H44 pseudo C22H46 pseudo C23H48 pseudo C24H50 pseudo C25H52 pseudo C26H54 pseudo C27H56 pseudo C28H58 pseudo C29H60 C30+ Total MW MOLE RATIO

Gas del Flash

Liquido del Flash

Fluído de Yacimiento

% Peso

% Mol

% Peso

% Mol

%Peso

% Mol

1,020 2,507 0,000 51,788 14,848 10,910 2,408 5,870 2,501 3,014 2,942 0,256 0,108 0,150 1,026 0,179 0,168 0,198 0,000 0,005 0,000 0,084 0,017 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 100,00

0,839 1,313 0,000 74,408 11,382 5,703 0,955 2,328 0,799 0,963 0,787 0,070 0,032 0,041 0,236 0,042 0,042 0,040 0,000 0,001 0,000 0,016 0,003 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 100,00 23,05 0,8381

0,000 0,000 0,000 0,000 0,001 0,005 0,007 0,032 0,097 0,204 1,530 0,293 0,289 0,454 3,039 0,939 0,753 5,979 1,479 0,518 0,638 5,812 8,379 7,367 6,397 6,167 5,503 5,159 4,493 3,798 3,330 2,901 2,645 2,253 2,008 1,811 1,522 1,264 1,102 0,963 0,828 0,705 9,336 100,00

0,000 0,000 0,000 0,000 0,006 0,020 0,021 0,095 0,234 0,490 3,081 0,605 0,641 0,935 5,261 1,659 1,418 9,081 2,417 0,847 1,043 8,334 10,849 8,695 6,894 6,114 5,025 4,345 3,511 2,780 2,302 1,914 1,669 1,343 1,161 1,007 0,815 0,651 0,548 0,464 0,386 0,320 3,019 100,00 173,50 0,1619

0,415 1,021 0,000 21,101 6,050 4,448 0,985 2,411 1,077 1,349 2,106 0,278 0,215 0,330 2,219 0,629 0,515 3,624 0,876 0,309 0,378 3,478 4,972 4,365 3,791 3,654 3,261 3,057 2,662 2,250 1,973 1,719 1,568 1,335 1,190 1,073 0,902 0,749 0,653 0,571 0,490 0,417 5,532 100,00

0,703 1,100 0,000 62,359 9,540 4,783 0,804 1,966 0,708 0,886 1,158 0,157 0,131 0,186 1,050 0,304 0,265 1,504 0,391 0,138 0,169 1,363 1,759 1,408 1,116 0,990 0,814 0,704 0,569 0,450 0,373 0,310 0,270 0,217 0,188 0,163 0,132 0,105 0,089 0,075 0,063 0,052 0,489 100,00 47,41 1,0000

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Cliente: Pozo:

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TEOTLECO 1

Tabla 4: Propiedades Calculadas del Fluído de Yacimiento/ Pozo: TEOTLECO 1 (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008)

Propiedades

Gas del Flash

Líquido del Flash

Fluído de Yacimiento

Mole % C7+ C12+ C20+

0,52 0,00 -

96,05 44,27 11,38

15,99 7,168 1,84

Mass % C7+ C12+ C20+

1,68 0,00 -

97,09 62,18 24,44

58,21 36,85 14,48

101,73 -

179,44 243,72 372,45 536,52

177,85 243,72 372,45 536,52

-

0,8338 0,8677 0,9257 0,9969 0,8294 39,3

0,868 0,926 0,997 -

0,796

-

-

1.328,3 1.305,1

-

-

Molar Mass C7+ C12+ C20+ C30+ Density C7+ C12+ C20+ C30+ Fluid at 60°F API Gas Relative Density (Air = 1) Dry Gross Heat Content (BTU/scf) Wet Gross Heat Content (BTU/scf)

11

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Cliente: Pozo:

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TEOTLECO 1

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 en etapas y los correspondientes cambios de volumen son presentados 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/cm 2 a la temperatura de yacimiento. El volumen relativo y la compresibilidad son presentados en la Tabla Tabla 5. Para este acéite, la compresibilidad compresibilidad a la Presión de Saturación Saturación es de 79,67 x 10 -5 2 1/kg/cm .

Table 5: Expansión a Masa Constante del Fluído de Yacimiento a 153,9 °C (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA / 5700 m / m / Mayo 3, 2008)

Pyac

Psat

Presión

Volumen Relativo

Función "Y"

Compresibildiad

(kg/cm2)

(Vtot/Vsat)

(1)

*10-5 (1/kg/cm2)

563,31 535,53 493,14 458,06 424,31 396,89 383,95 375,37 368,06

0,8900 0,8994 0,9163 0,9334 0,9529 0,9719 0,9826 0,9899 0,9963

41,35 44,39 50,33 56,19 63,37 70,36 74,40 76,54 78,82

364,13

1,0000

79,67

363,14 359,19 352,07 338,60 317,58 282,22 212,68 142,02 121,28

1,0012 1,0061 1,0153 1,0342 1,0681 1,1409 1,3780 1,9140 2,1927

2,259 2,253 2,238 2,204 2,152 2,060 1,884 1,711 1,657

(1) "Y" Function = (Psat-P)/P(V/Vsat-1 (Psat-P)/P(V/Vsat-1))

12

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Cliente: Pozo:

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TEOTLECO 1

Figura 1: Expansión a Masa Constante – Volumen Relativo (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008) 2

Psat=364,13 kg/cm

2.30 2.10 1.90 ) t a s V / t o t V (

1.70 1.50

o v i t a l e r 1.30 n e m u l o V 1.10


0.90 0.70 0.50 0. 00

100.00

200. 00

300. 00

400. 00

500.00

600.00

700. 00

2

Presión (kg/cm )

13

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PEMEX TEOTLECO 1


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/cm 3 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 disminuyento la presión, ver Figura 3.

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

Pyac

Psat

Fase líquida

Presión

Factor Volumétrico del Aceite (Bo)

Densidad del Aceite

(kg/cm2)

(vol/stdvol)

(g/cm3)

563,31 535,54 493,15 458,06 424,31 396,89 383,96 375,38 368,07

3,157 3,190 3,250 3,311 3,380 3,451 3,485 3,511 3,534

0,4948 0,4897 0,4806 0,4718 0,4622 0,4527 0,4482 0,4449 0,4420

364,13

3,547

0,4404

100,00

0,00

331,48 289,37 247,18 205,07 162,74 120,56 78,72 41,46

2,155 1,920 1,800 1,689 1,590 1,500 1,384 1,227

0,5060 0,5430 0,5670 0,5860 0,6060 0,6290 0,6570 0,6971

60,60 53,49 49,76 46,27 43,02 40,15 37,02 34,58

4,41 11,61 20,07 29,58 40,02 51,14 62,73 72,57

(% vol)

Fluído Producido Acumulativo (% mol)

Densidad del Aceite Residual a 15.553 °C (g/cm 3): 0,8354 Gravedad API : 37,7

14

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TEOTLECO 1

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 4.000

3.500 ) o B ( e t 3.000 i e c A l e d o c 2.500 i r t é m u l o V r 2.000 o t c a F


1.500

1.000 0.0 0

100 .00

2 00.00

300.0 0

400 .00

500 .00

60 0.00

Presión (kg/cm2)

15

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TEOTLECO 1

Agotamiento a Volumen Constante del Fluído de Yacimiento a 153,9 °C Figura 3: Agotamiento a Volumen Constante - Densidad del Aceite (g/cm 3) Psat=364,13 kg/cm2 0.7500

0.7000 ) 0.6500 3 m c / g ( e t 0.6000 i e c A l e d 0.5500 d a d i s n e D 0.5000


0.4500

0.4000 0. 00

100. 00

200. 00

300. 00

400. 00

500. 00

600. 00

Presión (kg/cm2)

16

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TEOTLECO 1

Agotamiento a Volumen Constante del Fluído de Yacimiento a 153,9 °C Figura 4: Agotamiento a Volumen Constante - Fase líquida (% vol)

Psat=364,13 kg/cm2

110.00 100.00 90.00 ) l o v 80.00 % ( a d 70.00 i u q í l e s a F 60.00


50.00 40.00 30.00 0.00

50. 00 00

100.00

150. 00 00

200. 00 00

250.00

300. 00 00

350.00

400.00

Presión (kg/cm2)

17

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TEOTLECO 1

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

Figura 5: Agotamiento a Volumen Constante - Fluído producido acumulativo (% mol) Psat=364,13 kg/cm2 80 70 ) r a l o m 60 % ( o v 50 i t a l u m u c 40 A o d i c u 30 d o r P o d 20 i u l F


10 0 0.00

50. 00

100. 00

150. 00

200.00

250.00

300. 00

350.00

400.00

Presión (kg/cm2)

18

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TEOTLECO 1

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

Factor Factor Volumétri Volumétrico co Factor Factor de Desviación Desviación del Gas (Bg) del Gas (Z)

(kg/cm2)

(vol/stdvol) (vol/st dvol)

Viscosidad Viscosidad del Gas

Densidad Densidad Relativa Relativa del Gas

(cP=mPa• (cP=mP a•s)

(Aire = 1)

0,0252 0,0232 0,0211 0,0193 0,0177 0,0163 0,0150 0,0139

1,179 1,094 0,989 0,895 0,855 0,836 0,828 0,835

364,13 331,48 289,37 247,18 205,07 162,74 120,56 78,72 41,46

0,0046 0,0050 0,0057 0,0067 0,0084 0,0115 0,0179 0,0348

0,988 0,945 0,919 0,904 0,899 0,905 0,921 0,943

19

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TEOTLECO 1

Agotamiento a Volumen Constante del Fluído de Yacimiento a 153,9 °C Figura 6: Agotamiento a Volumen Constante - Factor Volumétrico del Gas (Bg) 0,0400 0,0350 ) 0,0300 g B ( s a g l 0,0250 e d o c i r 0,0200 t é m u l o v 0,0150 r o t c a F 0,0100


0,0050 0,0000 0,00

50,00

100, 00

150,00

200,00

250, 00

300,00

350,00

Presión (kg/cm2)

20

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TEOTLECO 1


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

1,010

0,990 s a g l 0,970 e d n ó i c a i v 0,950 s e d e d Z r o 0,930 t c a F


0,910

0,890 0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300 ,0 ,00

350,00

Presión (kg/cm2)

21

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TEOTLECO 1


Figura 8: Agotamiento a Volumen Constante - Densidad del Gas Relativa (Aire = 1) 1.200 1.150 1.100

) 1 = e r i 1.050 A ( a v i t a 1.000 l e r d a d 0.950 i s n e D


0.900 0.850 0.800 0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

Presión (kg/cm2)

22

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TEOTLECO 1


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

0.0260 0.0240 0.0220 ) P c ( s 0.0200 a g l e d d 0.0180 a d i s o c 0.0160 s i V


0.0140 0.0120 0.0100 0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

Presión (kg/cm2)

23

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TEOTLECO 1

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/cm 2, la concentración de los componentes intermedios/pesados (>C 3) en los gase liberados se incrementa significativamente a su presión parcial.

Agotamiento a Volumen Constante del Fluído de Yacimiento a 153,9 °C Tabla 8: Agotamiento a Volumen Constante - Composición de los Gase Liberados (% Mol)

331,48

289,37

247,18

205,07

162,74

120,56

78,72

41,46

41,46 Liquido

Nitrógeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno Metano Etano Propano i - Butano n - Butano i - Pentano n - Pentano Pseudo - Hexanos Pseudo - Heptanos Pseudo - Octanos Pseudo - Nonanos Pseudo - Decanos Pseudo - Undecanos C12+ Total Masa molar (g/mol)

0,834 1,189 0,000 69,443 9,732 4,606 0,746 1,786 0,617 0,763 0,957 1,178 1,493 1,408 1,168 0,900 3,180 100,00 34,15

0,843 1,226 0,000 70,680 9,937 4,620 0,728 1,745 0,587 0,727 0,891 1,096 1,390 1,284 1,040 0,769 2,438 100,00 31,68

0,854 1,260 0,000 72,889 9,944 4,543 0,696 1,698 0,543 0,669 0,800 0,957 1,178 1,069 0,828 0,590 1,482 100,00 28,64

0,862 1,283 0,000 74,912 10,113 4,509 0,691 1,610 0,517 0,625 0,703 0,806 0,903 0,778 0,560 0,382 0,747 100,00 25,93

0,867 1,302 0,000 75,345 10,506 4,695 0,699 1,625 0,511 0,614 0,667 0,694 0,755 0,584 0,402 0,261 0,472 100,00 24,75

0,861 1,304 0,000 75,394 10,754 4,831 0,710 1,666 0,526 0,629 0,659 0,664 0,667 0,505 0,324 0,199 0,308 100,00 24,21

0,848 1,324 0,000 75,258 10,960 4,892 0,740 1,700 0,536 0,636 0,663 0,641 0,649 0,481 0,286 0,166 0,219 100,00 23,99

0,819 1,332 0,000 74,073 11,475 5,289 0,810 1,900 0,581 0,692 0,723 0,684 0,650 0,463 0,248 0,141 0,117 100,00 24,18

0,091 0,282 0,000 12,771 4,918 4,596 1,095 2,978 1,382 1,841 2,974 4,672 7,224 7,806 7,113 5,953 34,303 100,00 137,13

Densidad Relativa (Aire =1) Cont. calor bruto (Btu/scu ft)

1,179 1519,8

1,094 1499,0

0,989 1456,2

0,895 1401,8

0,855 1374,9

0,836 1366,9

0,828 1365,9

0,835 1387,9

n/a

Presión (kg/cm2) Componente

n/a

24

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TEOTLECO 1


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

10,000 9,000

8,000 ) t f u c M / l a g ( o d i u q í L e d o d i n e t n o C

7,000 6,000 C l i e n t P r i v a t e

5,000 C3+

4,000 3,000

C4+ 2,000

C5+

1,000 0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

Presión (kg/cm2)

25

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TEOTLECO 1

Viscosidad del Fluído de Yacimiento La viscosidad de la fase líquida fue medida a la temperatura 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 (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008)

Tabla 9: Viscosidad del Fluído de Yacimiento Presión

Viscosidad del Acéite

2

Pyac

Psat

(kg/cm )

(cP=mPa·s)

563,31 535,54 493,15 458,06 424,31 396,89 383,96 375,38 368,07

0,1164 0,1137 0,1093 0,1054 0,1014 0,0981 0,0965 0,0954 0,0943

364,13

0,0934

331,48 289,37 247,18 205,07 162,74 120,56 78,72 41,46 1,033

0,1350 0,1630 0,1790 0,1880 0,1990 0,2100 0,2320 0,2910 0,6200


26

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Viscosidad de Fluído de Yacimiento a 153,9 °C (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008)

Figura 11: Viscosidad del Fluído de Yacimiento 0,7000

0,6000

0,5000 ) P c = s . 0,4000 a P m ( d a d 0,3000 i s o c s i V


0,2000

0,1000

0,0000 0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

Presión (kg/cm2)

27

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Cliente: Pozo:

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TEOTLECO 1

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 presentan en la Tabla 12 y gráficamente en la figura 12. Los valores de Bo disminuyen cuando el fluído de yacimiento es producido en en superficie. C l i e n t P r i v a t e

Pruebas de Separación del Fluído de Yacimiento (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008)

Tabla 10: Propiedades de la Fase Acéite

Presión

Temperatura

(kg/cm2)

(°C)

364,1

153,9

11,58 4,197 1,033

21,2 25,6 15,6

Gravedad API

RGA* Separador Total (m /3 m3)

(m /3 m3)

Densidad del Acéite Separador Tanque (g/cm3)

Factor de Merma**

(g/c m3)

Factor Volumetrico Del Acéite*** (vol/stdvol)

477,9

2,685

457,9 10,7 9,3

0,794 0,808

0,9426 0,9702 0,821

: 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 Múltiple – Composición Gases Liberados (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008)

Etapas de Presión (kg/cm2) Temperatura (°C) Componentes

11,58 21,2 % mol

4,20 25,6 % mol

1,033 15,6 % mol

Nitrógeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno Metano Etano Propano i - Butano n - Butano i - Pentano n - Pentano Pseudo - Hexanos Pseudo - Heptanos Pseudo - Octanos Pseudo - Nonanos Pseudo - Decanos Pseudo - Undecanos C12+

0,93 1,40 0,00 80,83 11,04 4,05 0,43 0,87 0,15 0,15 0,08 0,04 0,02 0,01 0,00 0,00 0,00

0,52 1,54 0,00 71,03 16,78 7,12 0,77 1,50 0,25 0,26 0,13 0,06 0,03 0,01 0,00 0,00 0,00

0,16 1,37 0,00 45,98 28,72 16,38 1,83 3,78 0,62 0,63 0,29 0,14 0,07 0,03 0,00 0,00 0,00

Total Peso Molecular

100,00 20,06

100,00 22,31

100,00 28,53

Densidad Relativa (aire = 1) Contenido de Calor Bruto (BTU/scf) Contenido de Calor Neto (BTU/scf)

0,693 1176 1155

0,770 1300 1278

0,985 1645 1617

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Vaporización Diferencial Corregida por Separador Tabla 12: Vaporización Diferencial Corregida por Separador (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008)

Pyac

Psat

Presión

FVF (Bo) Corregido (1)

(kg/cm2)

(vol/stdvol)

563,31 535,54 493,15 458,06 424,31 396,89 383,96 375,38 368,07

2,389 2,415 2,460 2,506 2,558 2,612 2,638 2,658 2,675

364,13

2,685

331,48 289,37 247,18 205,07 162,74 120,56 78,72 41,46

1,810 1,651 1,577 1,524 1,473 1,411 1,336 1,227


SPE 84684; 2003 1.

B oi = B obf + c i (C odn -B obf )

Donde: Boi Bobf ci Bodn Bobd Bodi

- Factor Vol. Del Aceite Corregido - Factor Vol. del Separador a Presión de Saturación c i = ( B obd – B odi ) / ( B oda – B odn )

- Factor Vol. de la Ultima Etapa del Diferencial - Factor Vol. del Dieferecial a Presión de Saturación - 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 (B o) (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008) Bo Ago Agotamie miento

Bo Ago Agotamie miento cor corregido ido por sep separador

Psat=364,13 kg/cm2

4,000

3,500 ) o B ( o e 3,000 l ó r t e p l e d o 2,500 c i r t é m u l o v r 2,000 o t c a F


1,500

1,000 0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

Presión (kg/cm2)

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Figura 13: Envolvente de Fases por EDE (Muestra # 1,03; Cilindro: 11837-QA 11837-QA / 5700 m / Mayo 3, 2008)

Punto de Burbuja y Punto Crítico

|


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

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Apéndice A: Nomenclatura y Definiciones Gravedad API Bg Bo CCE DV RGA LO n P Pb PV Pi R Rs T V Vr STO %, w/w Z

Gravedad Instituto Americano del Acéite Factor Volumétrico del gas Factor volumétrico del Acéite Estudio de Masa Contante Vaporización Diferencial Relación Gas-Líquido Crudo vivo Número de moles Presión absoluta Presión de punto de burbuja. Relación Presión-Volumen Presión inicial del yacimiento Constante universal de los gases Relación Gas Acéite en disolución Temperatura Volumen Volumen Relativo Líquido de Tanque Porcentaje en peso/peso 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 partir de la correlación de Carr, Kobayshi Kobayshi y Burrows dada en "Phase "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 Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno Metano Etano Propano i - Butano n - Butano i - Pentano n - Pentano pseudo C6H14 pseudo C7H16 pseudo C8H18 pseudo C9H20 pseudo C10H22 pseudo C11H24 pseudo C12H26 pseudo C13H28 pseudo C14H30 pseudo C15H32 pseudo C16H34 pseudo C17H36 pseudo C18H38 pseudo C19H40 pseudo C20H42 pseudo C21H44 pseudo C22H46 pseudo C23H48 pseudo C24H50 pseudo C25H52 pseudo C26H54 pseudo C27H56 pseudo C28H58 pseudo C29H60

28,01 44,01 34,08 16,04 30,07 44,10 58,12 58,12 72,15 72,15 84,00 96,00 107,00 121,00 134,00 147,00 161,00 175,00 190,00 206,00 222,00 237,00 251,00 263,00 275,00 291,00 300,00 312,00 324,00 337,00 349,00 360,00 372,00 382,00

0,300 0,356 0,508 0,567 0,586 0,625 0,631 0,690 0,727 0,749 0,769 0,783 0,795 0,807 0,817 0,827 0,837 0,846 0,854 0,861 0,866 0,873 0,878 0,882 0,886 0,890 0,894 0,897 0,900 0,903 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 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 flu ídos 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 pi stón 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 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 cantidad "retenida" para los compuestos 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 permiten que el flujo de la muestra sea variado entre las dos columnas, 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 acoplado al pistón, montado en el casquillo del extremo inferior 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 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 360 o. 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 de trabajo de temperatura y o ò presión hasta 15.000 psi (103 MPa) y 360 F (182 C). El volumen de flu ído 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 permite la medida de los volúmenes extremadamente extremadamente pequeños del líquido (0,005 cm3) que corresponden al 0,01% del volumen de la celda. La viscosidad del fluído de yacimiento yacimiento se mide en las condiciones de presión presión y temperatura del yacimiento utilizando un viscosímetro electromagnético Cambridge 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 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 punta de prueba de la temperatura interna. interna. El nivel de temperatura de trabajo del o viscometer es 190 C 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 m edida 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 etapa de presión, el pistón se deja funcionar hacia 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.

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GENERAL

Presion de Saturacion a 153.9 °C:

364.13

kg/cm2

Relacion Gas-Aceite Flash Atmosferico Prueba de Separador

586.1 477.9

m3/m3 m3/m3

Factor de Volumen de Formacion Flash Atmosferico Agotamiento a Volumen Constante Prueba de Separador

@Pyac y Tyac @Psat y Tyac 2.8580 3.1780 vol/vol 3.1900 3.5470 vol/vol 2.4150 2.6850 vol/vol

Propiedades de del Fl Fluido de de Ya Yacimiento Viscosidad: Compresibilidad (x10-5): Densidad:

@Pyac y Tyac @Psat y Tyac 0.1137 0.0934 mPa·s (cP) 44.39 76.67 1/kg/cm2 0.4897 0.4404 g/cm3

Propiedades del STO Flash Atmosferico Agotamiento a Volumen Constante Prueba de Separador

°API 38.9 37.7 40.6

Densidad 0.8294 0.8354 0.8215

g/cm3 g/cm3 g/cm3

VALIDACION 1. Prueba de Densidad

2. Funcion Y

FUNCION Y

FUNCION Y 2.5

2.5 y = 0.0028x + 1.1539

2.0 Y N O I C N U F

2.0 Y N 1.5 O I C N U 1.0 F

1.5

1.0

0.5

0.5

0.0

0.0 0

1000

0

100

PRESION (lpc)

3. Balance de Materia

Com Compone ponent nts s Nitrogen CarbonDioxide HydrogenSulfide Methane Ethane Propane I-Butane N-Butane I-Pentane N-Pentane nC6 M-C-Pentane Benzene Cyclohexane nC7 M-C-Hexane Toluene nC8 E-Benzene M/P-Xylene O-Xylene nC9 C10H22 C11H24 C12H26 C13H28 C14H30

PVTi PVTi N2 CO2 H2S C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 P-C6

P-C7

P-C8 C9 C10 C11 C12 C13 C14

COMPONENTES Gas del Flash Liquido Liquido del Flash Flash Fluido Fluido de Yacimi Yacimient ento o %Peso %Mol %Peso %Mol %Peso %Mol 1.020 0.839 0.000 0.000 0.415 0.703 2.507 1.313 0.000 0.000 1.021 1.100 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 51.788 74.408 0.000 0.000 21.101 62.359 14.848 11.382 0.001 0.006 6.050 9.540 10.910 5.703 0.005 0.020 4.448 4.783 2.408 0.955 0.007 0.021 0.985 0.804 5.870 2.328 0.032 0.095 2.411 1.966 2.501 0.799 0.097 0.234 1.077 0.708 3.014 0.963 0.204 0.490 1.349 0.886 2.942 0. 0 .787 1. 1 .530 3. 3 .081 2. 2 .106 1. 1 .158 0.256 0.070 0.293 0.605 0.278 0.157 0.108 0.032 0.289 0.641 0.215 0.131 0.150 0.041 0.454 0.935 0.330 0.186 1.026 0. 0 .236 3. 3 .039 5. 5 .261 2. 2 .219 1. 1 .050 0.179 0.042 0.939 1.659 0.629 0.304 0.168 0.042 0.753 1.418 0.515 0.265 0.198 0. 0 .040 5. 5 .979 9. 9 .081 3. 3 .624 1. 1 .504 0.000 0.000 1.479 2.417 0.876 0.391 0.005 0.001 0.518 0.847 0.309 0.138 0.000 0.000 0.638 1.043 0.378 0.169 0.084 0.016 5.812 8.334 3.478 1.363 0.017 0.003 8.379 10.849 4.972 1.759 0.000 0.000 7.367 8.695 4.365 1.408 0.000 0.000 6.397 6.894 3.791 1.116 0.000 0.000 6.167 6.114 3.654 0.990

200 PRESION (lpc)

300

400

Com Compone ponent nts s Nitrogen CarbonDioxide HydrogenSulfide Methane Ethane Propane I-Butane N-Butane I-Pentane N-Pentane nC6 M-C-Pentane Benzene Cyclohexane nC7 M-C-Hexane Toluene nC8 E-Benzene M/P-Xylene O-Xylene nC9 C10H22 C11H24 C12H26 C13H28 C14H30 C15H32 C16H34 C17H36 C18H38 C19H40 C20H42 C21H44 C22H46 C23H48 C24H50 C25H52 C26H54 C27H56

C28H58 C29H60 C30+ Total MW Mole Ratio

PVTi PVTi N2 CO2 H2S C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 P-C6

P-C7

P-C8 C9 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C18 C19 C20 C21 C22 C23 C24 C25 C26 C27

C28 C29 C30

COMPONENTES Gas del Flash Liquido Liquido del Flash Flash Fluido Fluido de Yacimi Yacimient ento o %Peso %Mol %Peso %Mol %Peso %Mol 1.020 0.839 0.000 0.000 0.415 0.703 2.507 1.313 0.000 0.000 1.021 1.100 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 51.788 74.408 0.000 0.000 21.101 62.359 14.848 11.382 0.001 0.006 6.050 9.540 10.910 5.703 0.005 0.020 4.448 4.783 2.408 0.955 0.007 0.021 0.985 0.804 5.870 2.328 0.032 0.095 2.411 1.966 2.501 0.799 0.097 0.234 1.077 0.708 3.014 0.963 0.204 0.490 1.349 0.886 2.942 0. 0 .787 1. 1 .530 3. 3 .081 2. 2 .106 1. 1 .158 0.256 0.070 0.293 0.605 0.278 0.157 0.108 0.032 0.289 0.641 0.215 0.131 0.150 0.041 0.454 0.935 0.330 0.186 1.026 0. 0 .236 3. 3 .039 5. 5 .261 2. 2 .219 1. 1 .050 0.179 0.042 0.939 1.659 0.629 0.304 0.168 0.042 0.753 1.418 0.515 0.265 0.198 0. 0 .040 5. 5 .979 9. 9 .081 3. 3 .624 1. 1 .504 0.000 0.000 1.479 2.417 0.876 0.391 0.005 0.001 0.518 0.847 0.309 0.138 0.000 0.000 0.638 1.043 0.378 0.169 0.084 0.016 5.812 8.334 3.478 1.363 0.017 0.003 8.379 10.849 4.972 1.759 0.000 0.000 7.367 8.695 4.365 1.408 0.000 0.000 6.397 6.894 3.791 1.116 0.000 0.000 6.167 6.114 3.654 0.990 0.000 0.000 5.503 5.025 3.261 0.814 0.000 0.000 5.159 4.345 3.057 0.704 0.000 0.000 4.493 3.511 2.662 0.569 0.000 0.000 3.798 2.780 2.250 0.450 0.000 0.000 3.330 2.302 1.973 0.373 0.000 0.000 2.901 1.914 1.719 0.310 0.000 0.000 2.645 1.669 1.568 0.270 0.000 0.000 2.253 1.343 1.335 0.217 0.000 0.000 2.008 1.161 1.190 0.188 0.000 0.000 1.811 1.007 1.073 0.163 0.000 0.000 1.522 0.815 0.902 0.132 0.000 0.000 1.264 0.651 0.749 0.105 0.000 0.000 1.102 0.548 0.653 0.089 0.000 0.000 0.963 0.464 0.571 0.075

0.000 0.000 0.000 100.00

0.000 0.000 0.000 10 100.00 23.05 0.8381

0.828 0.705 9.336 10 100.00

0.386 0.320 3.019 10 100.00 173.5 0 .1 6 1 9

0.490 0.417 5.532 10 100.00

0.063 0.052 0.489 10 100.00 47.41 1

C28H58 C29H60 C30+ Total MW Mole Ratio

C28 C29 C30

Components

MW

Nitrógeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano C6H14 C7H16 C8H18 C9H20 C10H22 C11H24 C12H26 C13H28 C14H30 C15H32 C16H34 C17H36 C18H38 C19H40 C20H42 C21H44 C

28.01 44.01 34.08 16.04 30.07 44.10 58.12 58.12 72.15 72.15 84.00 96.00 107.00 121.00 134.00 147.00 161.00 175.00 190.00 206.00 222.00 237.00 251.00 263.00 275.00 291.00

0.000 0.000 0.000 100.00

Density (g/cc)

0.300 0.356 0.508 0.567 0.586 0.625 0.631 0.690 0.727 0.749 0.769 0.783 0.795 0.807 0.817 0.827 0.837 0.846 0.854 0.861 0.866 0.873 0.878

0.000 0.000 0.000 10 100.00 23.05 0.8381

0.828 0.705 9.336 10 100.00

Components N2 CO2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C18 C19 C20 C21 C22 C

0.386 0.320 3.019 10 100.00 173.5 0 .1 6 1 9

0.490 0.417 5.532 10 100.00

0.063 0.052 0.489 10 100.00 47.41 1

Datos a PVTi ZI Weight fraction Mol (percent) (percent) 0.703 1.100 62.359 9.540 4.783 0.804 1.966 0.708 0.886 1.632 1.619 2.202 1.363 1.759 1.408 1.116 0.990 0.814 0.704 0.569 0.450 0.373 0.310 0.270 0.217 0.188

Weight Spec Gravity 28.01 44.01 16.04 30.07 44.10 58.12 58.12 72.15 72.15 84.00 96.00 107.00 121.00 134.00 147.00 161.00 175.00 190.00 206.00 222.00 237.00 251.00 263.00 275.00 291.00 300.00

0.300 0.356 0.508 0.567 0.586 0.625 0.631 0.690 0.727 0.749 0.769 0.783 0.795 0.807 0.817 0.827 0.837 0.846 0.854 0.861 0.866 0.873 0.878 0.882

Components

MW

Nitrógeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano C6H14 C7H16 C8H18 C9H20 C10H22 C11H24 C12H26 C13H28 C14H30 C15H32 C16H34 C17H36 C18H38 C19H40 C20H42 C21H44 C22H46 C23H48 C24H50 C25H52 C26H54 C27H56 C28H58 C29H60

28.01 44.01 34.08 16.04 30.07 44.10 58.12 58.12 72.15 72.15 84.00 96.00 107.00 121.00 134.00 147.00 161.00 175.00 190.00 206.00 222.00 237.00 251.00 263.00 275.00 291.00 300.00 312.00 324.00 337.00 349.00 360.00 372.00 382.00

Propiedades Mole % C7+ C12+ C20+ Mass % C7+ C12+ C20+ Molar Mass C7+ C12+ C20+ C30+ Density C7+ C12+

Density (g/cc)

0.300 0.356 0.508 0.567 0.586 0.625 0.631 0.690 0.727 0.749 0.769 0.783 0.795 0.807 0.817 0.827 0.837 0.846 0.854 0.861 0.866 0.873 0.878 0.882 0.886 0.890 0.894 0.897 0.900 0.903 0.907

Components N2 CO2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C18 C19 C20 C21 C22 C23 C24 C25 C26 C27 C28 C29 C30

Datos a PVTi ZI Weight fraction Mol (percent) (percent) 0.703 1.100 62.359 9.540 4.783 0.804 1.966 0.708 0.886 1.632 1.619 2.202 1.363 1.759 1.408 1.116 0.990 0.814 0.704 0.569 0.450 0.373 0.310 0.270 0.217 0.188 0.163 0.132 0.105 0.089 0.075 0.063 0.052 0.489 100.00

Weight Spec Gravity 28.01 44.01 16.04 30.07 44.10 58.12 58.12 72.15 72.15 84.00 96.00 107.00 121.00 134.00 147.00 161.00 175.00 190.00 206.00 222.00 237.00 251.00 263.00 275.00 291.00 300.00 312.00 324.00 337.00 349.00 360.00 372.00 382.00 536.52

0.300 0.356 0.508 0.567 0.586 0.625 0.631 0.690 0.727 0.749 0.769 0.783 0.795 0.807 0.817 0.827 0.837 0.846 0.854 0.861 0.866 0.873 0.878 0.882 0.886 0.890 0.894 0.897 0.900 0.903 0.907 0.997

Gas del Flash Liquido del Flash Fluido de Yacimiento 0.52 0 -

96.05 44.27 11.38

15.99 7.17 1.84

1.68 0 -

97.09 62.18 24.44

58.21 36.85 14.48

101.73 -

179.44 243.72 372.45 536.52

177.85 243.72 372.45 536.52

-

0.8338 0.8677

0.868

Propiedades Mole % C7+ C12+ C20+ Mass % C7+ C12+ C20+ Molar Mass C7+ C12+ C20+ C30+ Density C7+ C12+ C20+ C30+ Fluid at 60°F AP I Gas Relative Density (Air=1) Dry Gross Heat Content (BTU/scf) Wet Gross Heat Content (BTU/scf)

Gas del Flash Liquido del Flash Fluido de Yacimiento 0.52 0 -

96.05 44.27 11.38

15.99 7.17 1.84

1.68 0 -

97.09 62.18 24.44

58.21 36.85 14.48

101.73 -

179.44 243.72 372.45 536.52

177.85 243.72 372.45 536.52

-

0.8338 0.8677 0.9257 0.9969 0.8294 39.3

0.868 0.926 0.997 -

0.796 1328.3 1305.1

-

-

Pyac

Psat

2.30

2.10

1.90

1.70

1.50

1.30

1.10

0.90

Presión (kg/cm2) 563.31 535.53 493.14 458.06 424.31 396.89 . 375.37 368.06 364.13 363.14 359.19 352.07 338.60 317.58 282.22 212.68 142.02 121.28

Volumen Relativo 0.8900 0.8994 0.9163 0.9334 0.9529 0.9719 . 0.9899 0.9963 1.0000 1.0012 1.0061 1.0153 1.0342 1.0681 1.1409 1.3780 1.9140 2.1927

Función Y "Y" Function = (Psat-P)/P(V/Vsat-1)

2.259 2.253 2.238 2.204 2.152 2.060 1.884 1.711 1.657

Volumen Relativo

Compresibildiad *10-5 (1/kg/cm2) 41.35 44.39 50.33 56.19 63.37 70.36 . 76.54 78.82 79.67

Volumen Relativo

2.30

2.10

1.90

1.70

1.50

1.30

1.10

0.90

0.70

0.50 0

100

200

300

400

500

600

Fluido del Yacimiento Pres Presió ión n (kg/cm2) 563.31 Pyac 535.54 493.15 458.06 424.31 396.89 383.96 375.38 368.07 Psat 364.13 331.48 289.37 247.18 205.07

Fluido Producido Acumulativo FVF FVF (Bo (Bo)) Dens Densid idad ad del del Ace Aceit ite e Fas Fase Liq Liqui uida da (vol/stdvol) (g/cm3) (%vol) (%mol) 3.157 3. 0.4948 3.190 3. 0.4897 3.250 3. 0.4806 3.311 3. 0.4718 3.380 3. 0.4622 3.451 3. 0.4527 3.485 3. 0.4482 3.511 3. 0.4449 3.534 3. 0.4420 3.547 0.4404 100.00 0.00 2.155 0.5060 60.60 4.41 1.920 0.5430 53.49 11.61 1.800 0.5670 49.76 20.07 1.689 0.5860 46.27 29.58

Fluido del Yacimiento Pres Presió ión n (kg/cm2) 563.31 Pyac 535.54 493.15 458.06 424.31 396.89 383.96 375.38 368.07 Psat 364.13 331.48 289.37 247.18 205.07 162.74 120.56 78.72 41.46

Fluido Producido Acumulativo FVF FVF (Bo (Bo)) Dens Densid idad ad del del Ace Aceit ite e Fas Fase Liq Liqui uida da (vol/stdvol) (g/cm3) (%vol) (%mol) 3.157 3. 0.4948 3.190 3. 0.4897 3.250 3. 0.4806 3.311 3. 0.4718 3.380 3. 0.4622 3.451 3. 0.4527 3.485 3. 0.4482 3.511 3. 0.4449 3.534 3. 0.4420 3.547 0.4404 100.00 0.00 2.155 0.5060 60.60 4.41 1.920 0.5430 53.49 11.61 1.800 0.5670 49.76 20.07 1.689 0.5860 46.27 29.58 1.590 0.6060 43.02 40.02 1.500 0.6290 40.15 51.14 1.384 0.6570 37.02 62.73 1.227 0.6971 34.58 72.57

Densidad del Aceite Residual a 15.553 °C: Gravedad API

Presión FVF (Bg) (kg/cm2) (vol/stdvol) 364.13 331.48 0.0046 289.37 0.005 247.18 0.0057 205.07 0.0067 162.74 0.0084 120.56 0.0115 78.72 0.0179 41.46 0.0348

0.8354 (g/cm3) 37.7

FASE GAS Z

0.988 0.945 0.919 0.904 0.899 0.905 0.921 0.943

Viscosidad (cP=mPa•s)

Densidad Relativa (Aire=1)

0.0252 0.0232 0.0211 0.0193 0.0177 0.0163 0.0150 0.0139

1.179 1.094 0.989 0.895 0.855 0.836 0.828 0.835

Pres Presió ión n (kg/cm2) 364.1 11.58 4.197 1.033

RGA Temp Temper erat atur ura a Sepa Separa rado dorr Tota Totall (°C) (m3/m3) (m3/m3) 153.9 477.9 21.2 457.9 25.6 10.7 15.6 9.3

Gravedad API:

Densidad del Aceite Sepa Separa rado dorr Tanq Tanque ue (g/cm3) (g/cm3) 0.794 0.808

Fact Factor or Merm Merma* a*** Vo Volu lume metr tric ico o del del Acéi Acéite te** **** (vol/stdvol) 2.685 0.9426 0.9702

0.821

40.6

Presión (kg/cm2) Componente Nitrógeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno Metano Etano Propano iButano nButano iPentano nPentano Hexanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Undecanos C12+ Total Masa molar (g/mol) Densidad (g/cm3) Densidad Relativa (Aire=1) Cont. Calor Bruto (Btu/scu ft) Masa molar C7 (g/mol)

331.48

289.37

247.18

205.07

162.74

120.56

78.72

41.46 41.46 (Liquido)

0.834 1.189 0.000 69.443 9.732 4.606 0.746 1.786 0.617 0.763 0.957 1.178 1.493 1.408 1.168 0.900 3.180 100.00

0.843 1.226 0.000 70 70.680 9.937 4.620 0.728 1.745 0.587 0.727 0.891 1.096 1.390 1.284 1.040 0.769 2.438 100.00

0.854 1.260 0.000 72 72.889 9.944 4.543 0.696 1.698 0.543 0.669 0.800 0.957 1.178 1.069 0.828 0.590 1.482 100.00

0.862 1.283 0.000 74 74.912 10.113 4.509 0.691 1.610 0.517 0.625 0.703 0.806 0.903 0.778 0.560 0.382 0.747 100.00

0.867 1.302 0.000 75 75.345 10.506 4.695 0.699 1.625 0.511 0.614 0.667 0.694 0.755 0.584 0.402 0.261 0.472 100.00

0.861 1.304 0.000 75 75.394 10.754 4.831 0.710 1.666 0.526 0.629 0.659 0.664 0.667 0.505 0.324 0.199 0.308 100.00

0.848 1.324 0.000 75 75.258 10.960 4.892 0.740 1.700 0.536 0.636 0.663 0.641 0.649 0.481 0.286 0.166 0.219 100.00

0.819 1.332 0.000 74 74.073 11.475 5.289 0.810 1.900 0.581 0.692 0.723 0.684 0.650 0.463 0.248 0.141 0.117 100.00

0.091 0.282 0.000 12.771 4.918 4.596 1.095 2.978 1.382 1.841 2.974 4.672 7.224 7.806 7.113 5.953 34.303 100.00

34.15 0.00144 1.179 1519.8 150 31

31.68 0.00134 1.094 1499 142 29

28.64 0.00121 0.989 1456.2 134 6 8

25.93 0.00109 0.895 1401.8 1 2 7 44

24.75 0.00105 0.855 1374.9 122 87

24.21 0.00102 0.836 1366.9 118 94

23.99 0.00101 0.828 1365.9 1 1 5 69

24.18 0.00102 0.835 1387.9 1 1 2 56

137.13 0.835 n/a n/a 18 5 22

Presión (kg/cm2) Componente Nitrógeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno Metano Etano Propano iButano nButano iPentano nPentano Hexanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Undecanos C12+ Total Masa molar (g/mol) Densidad (g/cm3) Densidad Relativa (Aire=1) Cont. Calor Bruto (Btu/scu ft) Masa molar C7+ (g/mol) Masa molar C12+ (g/mol) Contenido de Liquido/Volumen C3+ (m3/m3) C4+ (m3/m3) C5+ (m3/m3)

Pyac

Psat

Presión (kg/cm2) 563.31 535.54 493.15 458.06 424.31 396.89 383.96 375.38 368.07 364.13 331.48 289.37 247.18 205.07 162.74 120.56 78.72 .

331.48

2.400 2.200 2.000

247.18

205.07

162.74

120.56

78.72

41.46 41.46 (Liquido)

0.834 1.189 0.000 69.443 9.732 4.606 0.746 1.786 0.617 0.763 0.957 1.178 1.493 1.408 1.168 0.900 3.180 100.00

0.843 1.226 0.000 70 70.680 9.937 4.620 0.728 1.745 0.587 0.727 0.891 1.096 1.390 1.284 1.040 0.769 2.438 100.00

0.854 1.260 0.000 72 72.889 9.944 4.543 0.696 1.698 0.543 0.669 0.800 0.957 1.178 1.069 0.828 0.590 1.482 100.00

0.862 1.283 0.000 74 74.912 10.113 4.509 0.691 1.610 0.517 0.625 0.703 0.806 0.903 0.778 0.560 0.382 0.747 100.00

0.867 1.302 0.000 75 75.345 10.506 4.695 0.699 1.625 0.511 0.614 0.667 0.694 0.755 0.584 0.402 0.261 0.472 100.00

0.861 1.304 0.000 75 75.394 10.754 4.831 0.710 1.666 0.526 0.629 0.659 0.664 0.667 0.505 0.324 0.199 0.308 100.00

0.848 1.324 0.000 75 75.258 10.960 4.892 0.740 1.700 0.536 0.636 0.663 0.641 0.649 0.481 0.286 0.166 0.219 100.00

0.819 1.332 0.000 74 74.073 11.475 5.289 0.810 1.900 0.581 0.692 0.723 0.684 0.650 0.463 0.248 0.141 0.117 100.00

0.091 0.282 0.000 12.771 4.918 4.596 1.095 2.978 1.382 1.841 2.974 4.672 7.224 7.806 7.113 5.953 34.303 100.00

34.15 0.00144 1.179 1519.8 150.31 210.70

31.68 0.00134 1.094 1499 142.29 196.50

28.64 0.00121 0.989 1456.2 134.68 187.00

25.93 0.00109 0.895 1401.8 127.44 178.00

24.75 0.00105 0.855 1374.9 122.87 168.00

24.21 0.00102 0.836 1366.9 118.94 157.00

23.99 0.00101 0.828 1365.9 115.69 140.00

24.18 0.00102 0.835 1387.9 112.56 120.00

137.13 0.835 n/a n/a 185.22 245.72

1.154 0.986 0.878

1.025 0.855 0.751

0.838 0.672 0.571

0.663 0.497 0.400

0.588 0.416 0.318

0.555 0.378 0.277

0.542 0.363 0.259

0.562 0.368 0.253

n/a n/a n/a

Sod

Ci

FVF Bo Corregido (vol/stdvol) 2.389 2.415 2.460 2.506 2.558 2.612 2.638 2.658 2.675 2.685 1.810 1.651 1.577 1.524 1.473 1.411 1.336 .

2.800 2.600

289.37

Bo Corr Original Bo corr Metodo 1 Bo corr Metodo 2

Presion Vol. Relativo (kg/cm2) 563.31 0.8900 535.54 0.8994 493.15 0.9163 458.06 0.9334 424.31 0.9529 396.89 0.9719 383.96 0.9826 375.38 0.9899 368.07 0.9963 364.13 1.0000 331.48 289.37 247.18 205.07 162.74 120.56 78.72 .

1.0000 0.6076 0.5413 0.5075 0.4762 0.4483 0.4229 0.3902 .

0.0000 0.6000 0.7013 0.7530 0.8009 0.8435 0.8823 0.9323 .

Bo corregido Metodo 1 Metodo 2 2.390 2.415 2.460 2.506 2.559 2.610 2.638 2.658 2.675 2.685 2. 1.631 1.453 1.363 1.279 1.204 1.135 1.048 .

2.390 2.415 2.460 2.506 2.559 2.610 2.638 2.658 2.675 2.685 1.810 1.663 1.587 1.517 1.455 1.399 1.326 .

0.000 0.000 0.012 0.010 -0.007 -0.018 -0.012 -0.010 .

Pyac

Psat

Presión (kg/cm2) 563.31 535.54 493.15 458.06 424.31 396.89 383.96 375.38 368.07 364.13 331.48 289.37 247.18 205.07 162.74 120.56 78.72 .

FVF Bo Corregido (vol/stdvol) 2.389 2.415 2.460 2.506 2.558 2.612 2.638 2.658 2.675 2.685 1.810 1.651 1.577 1.524 1.473 1.411 1.336 .

Presion Vol. Relativo (kg/cm2) 563.31 0.8900 535.54 0.8994 493.15 0.9163 458.06 0.9334 424.31 0.9529 396.89 0.9719 383.96 0.9826 375.38 0.9899 368.07 0.9963 364.13 1.0000 331.48 289.37 247.18 205.07 162.74 120.56 78.72 .

Sod

1.0000 0.6076 0.5413 0.5075 0.4762 0.4483 0.4229 0.3902 .

Ci

0.0000 0.6000 0.7013 0.7530 0.8009 0.8435 0.8823 0.9323 .

Bo corregido Metodo 1 Metodo 2 2.390 2.415 2.460 2.506 2.559 2.610 2.638 2.658 2.675 2.685 2. 1.631 1.453 1.363 1.279 1.204 1.135 1.048 .

2.800 2.600

Bo Corr Original Bo corr Metodo 1 Bo corr Metodo 2

2.400 2.200 2.000 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 0.800 40

14 0

240

Validación del metodo de correción del Bo ci

corr

corr calc

diff

1 2079 2079

1.342 1.342 0.0000 0.0000 1.2890

1 . 2890

0 . 00

2 1815 1815

1.316 1.316 0.0900 0.0900 1.2678

1 . 2678

0 . 00

1615 3 1615

1.296 1.296 0.1592 0.1592 1.2514

1 . 2514

0 . 00

1415 4 1415

1.274 1.274 0.2353 0.2353 1.2335

1 . 2335

0 . 00

5 1215 1215

1.255 1.255 0.3010 0.3010 1.2180

1 . 2180

0 . 00

6 1015 1015

1.235 1.235 0.3702 0.3702 1.2016

1 . 2016

0 . 00

7

815 815

1.213 1.213 0.4 0.446 464 4 1.1837

1 . 1837

0 . 00

8

615 615

1.192 1.192 0.5 0.519 190 0 1.1665

1 . 1665

0 . 00

9

415 415

1.171 1.171 0.5 0.591 917 7 1.1494

1 . 1494

0 . 00

10

215 215

1.145 1.145 0.6 0.681 817 7 1.1281

1 . 1281

0 . 00

11

115 115

1.126 1.126 0.7 0.747 474 4 1.1126

1 . 1126

0 . 00

12

15

1.053 1.053 1.0 1.000 000 0 1.0530

1 . 0530

0 . 00

flas flash h 2079 2079

1.289 1.289

34 0

44 0

5 40

2.390 2.415 2.460 2.506 2.559 2.610 2.638 2.658 2.675 2.685 1.810 1.663 1.587 1.517 1.455 1.399 1.326 .

0.000 0.000 0.012 0.010 -0.007 -0.018 -0.012 -0.010 .

Validación del metodo de correción del Bo ci

Psat

corr calc

diff

1.342 1.342 0.0000 0.0000 1.2890

1 . 2890

0 . 00

2 1815 1815

1.316 1.316 0.0900 0.0900 1.2678

1 . 2678

0 . 00

1615 3 1615

1.296 1.296 0.1592 0.1592 1.2514

1 . 2514

0 . 00

1415 4 1415

1.274 1.274 0.2353 0.2353 1.2335

1 . 2335

0 . 00

5 1215 1215

1.255 1.255 0.3010 0.3010 1.2180

1 . 2180

0 . 00

6 1015 1015

1.235 1.235 0.3702 0.3702 1.2016

1 . 2016

0 . 00

7

815 815

1.213 1.213 0.4 0.446 464 4 1.1837

1 . 1837

0 . 00

8

615 615

1.192 1.192 0.5 0.519 190 0 1.1665

1 . 1665

0 . 00

9

415 415

1.171 1.171 0.5 0.591 917 7 1.1494

1 . 1494

0 . 00

10

215 215

1.145 1.145 0.6 0.681 817 7 1.1281

1 . 1281

0 . 00

11

115 115

1.126 1.126 0.7 0.747 474 4 1.1126

1 . 1126

0 . 00

12

15

1.053 1.053 1.0 1.000 000 0 1.0530

1 . 0530

0 . 00

flas flash h 2079 2079

Pyac

corr

1 2079 2079

1.289 1.289

Presió Presión n (kg/cm2) 563.31 535.54 493.15 458.06 424.31 396.89 383.96 375.38 368.07 364.13 331.48 289.37 247.18

Viscos Viscosida idad d del Aceite Aceite (cP=mPa·s) 0.1164 0.1137 0.1093 0.1054 0.1014 0.0981 0.0965 0.0954 0.0943 0.0934 0.1350 0.1630 0.1790

Pyac

Psat

Presió Presión n (kg/cm2) 563.31 535.54 493.15 458.06 424.31 396.89 383.96 375.38 368.07 364.13 331.48 289.37 247.18 205.07 162.74 120.56 78.72 41.46 1.033

Viscos Viscosida idad d del Aceite Aceite (cP=mPa·s) 0.1164 0.1137 0.1093 0.1054 0.1014 0.0981 0.0965 0.0954 0.0943 0.0934 0.1350 0.1630 0.1790 0.1880 0.1990 0.2100 0.2320 0.2910 0.6200

PVT Express Reporte de las Propiedades del Fluido TEOTLECO 1 5779 - 5795 mts.

Preparado Para

PEMEX

Por

Oilphase - DBR Una Compañía de Schlumberger

Mayo 9, 2008

Report Report # 2008PVT008X 2008PVT008X

Cliente: Pozo:

PEMEX TEOTLECO 1

Campo:

TEOTLECO

TABLA DE CONTENIDO LISTA DE FIGURAS………… FIGURAS………………………… …………………………… …………………………… …………………………… …………………… ……… 3 LISTA DE TABLAS… TABLAS………………… …………………………… …………………………… …………………………… …………………………… ……………… 3 INTRODUCCIÓN..................... INTRODUCCIÓN................................. ......................... ...............…………………………………………………… ..…………………………………………………… 4 RESUMEN DEL MUESTREO………………………………………………………………………4

APÉNDICE A - Notas, Nomenclatura y Cálculos.......................... Cálculos....................................... ......................... ......................... ......................... .................19 .....19 NOTAS………………………………………………………………………………………… 20 Curvas y Gráficas………………………………………………………………… 20 Diagrama Diagrama de flujo para muestras muestras monofásicas………… monofásicas……………………… …………………………. ……………... 20 NOMENCLATUR NOMENCLATURA…………… A…………………………… ……………………………… ……………………………… ……………………………… ………………… … 21 Símbolos………………………………………………………………………… 21 Subíndices…… Subíndices………………… …………………………… …………………………… …………………………… ……………………… ……… 22 CÁLCULOS ........................ ..................................... ......................... ......................... ......................... ......................... .............………………………………. ………………………………. 22 Datos del Muestreo………… Muestreo……………………… …………………………… …………………………… ……………………… ………… 22 Validación Validación de de muestras muestras liquid liquidas as del separador……… separador……………………… …………………………… …………… 22 Validación Validación de de muestras muestras de de fondo…………… fondo………………………… …………………………… ……………………… ……… 22 Composición Composición del fluido………… fluido………………………… …………………………… …………………………… …………………… …… 22 Expansión Expansión a composici composición ón constante constante…………… …………………………… ……………………………… ………………… … 23 Liberación diferencial ......................... ..................................... ......................... ......................... ......................... .......................... ......................... ..................23 ......23 Prueba Prueba de separa separació ción…… n…………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………. ……... 23

AP NDICE B - Ecuaciones Ecuaciones y Coeficientes Generados Generados por ANN………………… ANN………………………………24 ……………24

Oilphase - DBR

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PVT Expert v1.09 pagina 2

Cliente: Pozo:

PEMEX TEOTLECO 1

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TEOTLECO

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

LISTA DE TABLAS Tabla 1: Resumen del Muestreo ......................... ...................................... ......................... ......................... .......................... ......................... ......................... ......................... ............55 Tabla 2: Resumen de Datos del Yacimiento ................................. ............................................. ......................... ......................... ......................... ......................... ............66 Tabla 3: Lectura Lecturass de la Celda Celda PVT………… PVT………………………… …………………………… …………………………… ……………………… ……… 7 Tabla 4: Composición Molecular C36+, oAPI, RGA…………………… RGA………………………………… …………………………… ……………… 8 Tabla 5: Datos de Entrada para la Red Neural - ANN………………………………………………10 ANN……………………………………………… 10 Tabla 6: Producción de Expansión a Composición Constante a 153,9 °C…………………………… 11 Tabla 7: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del Líquido.......................... Líquido..............................13 ....13 Tabla 8: Predicci Predicción ón de la Liberació Liberaciónn Diferencial Diferencial a 153,9 153,9 °C - Propieda Propiedades des del Gas……………… Gas………………… … 15 Tabla 9: Predicción de la Libración Diferencial a 153,9 °C - Viscosidad del Líquido.......................... Líquido.................................. ........ 17 Table 10: 10: Predicción Predicción de la Prueba Prueba de Separador Separador……………… …………………………… …………………………… …………………… …… 19 Tabla B1: Ecuaciones Ecuaciones de la Expansión Expansión a Composición Composición Constante… Constante……..…… …..…………………… ……………………… ……… 24 Tabla B2: Ecuaciones de la Liberación Liberación Diferencia (Propiedades del Liquido)…...…………………… 24 Tabla B3: Ecuaciones de la Liberación Diferencial Diferencial (Propiedades del Gas)…………………………… 25 Tabla B4: Ecuaciones de la Liberación Liberación Diferencial (Viscosidad del Liquido)………………………… 25

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Introduccion El PVT PVT Expr Expres esss es un sist sistem emaa para para anál anális isis is de flui fluido doss en camp campo, o, con con el prop propós ósit itoo de prov provee eerr dato datoss del del flui fluido do del del yaci yacimi mien ento to rápi rápido doss y confiables. 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. PVTPVT-XP XPM M – Este Este cons consis iste te de la celd celdaa PVT PVT y una una unid unidad ad de tran transf sfer eren enci ciaa de alta alta pres presió ión, n, la cual cual perm permit itee obte obtene nerr las las prop propie ieda dade dess del del fluido a presión y temperatura de reservorio. 2. PVTPVT-XP XPII – Mues Muestr traa los los dato datoss del del PVTPVT-XP XPM M y los los conv convie iert rtee en una una seña señall digi digita tall para para que que pued puedan an ser ser regi regist stra rado doss en tiem tiempo po real real por por una 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 adic adició iónn a esto estoss módu módulo los, s, un dens densím ímet etro ro y un visc viscos osím ímet etro ro son son usad usados os para para obte obtene nerr las las prop propie ieda dade dess del del acei aceite te a cond condic icio ione ness de tanque. El prop propós ósit itoo de este este equi equipo po es real realiz izar ar las las medi medici cion ones es bási básica cass a mues muestr tras as incl incluy uyen endo do Psat Psat a temp temper erat atur uraa de rese reserv rvor orio io,, RGA RGA de la libe libera raci ción ón inst instan antá táne nea, a, anál anális isis is compo composi sici cion onal al del del flui fluido do de reser reservo voririoo hast hastaa C36+ C36+,, densi densida dadd y visco viscosi sida dadd a condi condici cion ones es de tanq tanque ue.. Subse Subsecu cuen ente teme ment ntee todo todoss estos estos dato datoss son son proc proces esad ados os a travé travéss de un mode modelo lo de redes redes neur neural ales es arti artififici cial ales es (PVT (PVT expe expert rt)) para para prod produci ucirr el set completo de datos PVT medidos y predecidos presentados en este reporte.

Resumen del Muestreo En este este repo report rtee se pres presen enta tann dato datoss del del anál anális isis is del del flui fluido do y dato datoss pred predec ecid idos os por por Rede Redess Neur Neural ales es para para la mues muestr traa toma tomada dass en el pozo TEOTLECO 1 por PEMEX. En la toma de muestra se colectaron 3 muestras de fondo las cuales fueron llevadas al Laboratorio PVT de Schlumberger para posteriormente realizar un analisis PVTExpress

Comentarios Debi Debido do a que que la pres presió iónn está estáti tica ca a la prof profun undi dida dadd medi mediaa de los los disp dispar aros os fue fue de: de: 535,52 presió iónn de satu satura raci ción ón enco encont ntra rada da 535,52 kg/cm kg/cm2 y la pres 2 a 153,9 °C fue de 364,1 kg/cm , podemos concluir el yacimiento se encuentra bajosaurado. El flui fluido do estu estudi diad adoo corr corres espon ponde de a un aceite volátil con alto encogimient encogimientoo con con posi posibl blee cerca cercani niaa al punt puntoo crit critic ico. o. La grav graved edad ad API API, RGA son los los dato datoss concl concluy uyen ente tess para para tal asever aseveraci ación. ón. Debido a las limitaciones de PVT Express sólo se puede y la merma observada en el CCE son y

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 comp compos osic ició iónn del del flui fluido do de yaci yacimi mien ento to pres presen enta tada da en este este repo report rtee fue fue corr correg egid idaa con con las las const constan ante tess "K" "K" de equi equililibr brio io de HoffmanCrump.

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Tabla 1: Resumen del Muestreo Detalles del Muestreo Numero de Muestra Cilindro Volumen de Cilindro Volumen de Muestra Profundidad del Muestreo Presion del Muestreo Temperatura del Muestreo

1,03 11839-QA 600 cm3 N/D cm3 N/D m N/D kg/cm2 N/D °C

Restauracion de la Muestra Presión a Temperatura Duracion

Muestras Asociadas Numero de Cilindro 1907-EA 9634-MA 11837-QA

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632,7645483 psia 153,9 °C 48 hrs

N/D ft N/D N/D psia psia N/D K

9000, psia 427,1 K

No. De Muestra 1,01 1 02 1,03



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

Condiciones de Linea Presión Temperaura

11423 11423 kg/cm kg/cm2 1 4 4 ,9 ° C

78,76 78,76 psia psia 4 1 8 ,0 K

Condiciones Estandar Presión (Pcs) Temperaura (Tcs)

1,03 kg/cm2 1 5 ,6 ° C

14,69 psia 2 8 8 ,7 K

Estudio de la Muestra a Temperaura de Yacimiento Presión al Punto de Burbuja (Pb) 364,1 kg/cm2 Compresibilidad (Pb) 07,97E-04 07,97E-04 1/kg/cm2 Densidad del Aceite a Pi 0,488 g/cm3 Densidad del Aceite a Pb 0,439 g/cm3 Masa Molar del Fluído 47,8 47,8 g/mol g/mol Liberación Flash desde Condiciones de Linea a Condiciones Estándar RGA 579, 579,99 m3 /m3 Factor Volumétrico del Aceite a Pb 3,183 3,183 vol/vol vol/vol Densidad Medida del Aceite a 60 °F 0,829 g/cm3 Gravedad API 39,1 39,1 API API Masa Molar del gas 23,3 g/mol

5179 psia 56,03E-06 56,03E-06 psia 488,5 kg/m3 439,3 kg/m3

3256,2 scf/bbl 828,7 kg/m3

Datos Predecidos Estudio de Liberación Diferencial a 153,9 °C FVF (Bo) a pi FVF (Bo) a pb Solucion RGA a p b Viscosidad del Aceite de Formación p i Viscosidad del Aceite de Formación p b

4,186 4,186 vol/vol vol/vol 4,654 4,654 vol/vol vol/vol 927, 927,66 m3 /m3 0,11 0,1144 cP 0,09 0,0933 cP

Prueba de Separacion a 163,9 kg/cm2 psia & 20 °C FVF (Bo) 2,839 2,839 bbl/st bbl/stbb Relacion Gas-Aceite Total 559, 559,22 m3 /m3

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5208,6 5208,6 scf/bbl scf/bbl

3139,9 3139,9 scf/bbl scf/bbl



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Figura 1: Determinación de la Presión de Saturación a 153,9 ° Muestra: 1,03 Di-fásico

Mono-fásico

P. Sat.

Optico

700 600 500 ) a i s p ( n ó i s e r P

) A m ( o c i t p O

400 300 200 100 0,00 20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

55,00

60,00

Volumen (cc)

Tabla 3: Lecturas de la Celda PVT Volumen 3

Pb

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Presión 2

(cm )

(kg/cm )

56,90 49,67 35,76 29,61 27,72 26,84 26,35 26,11 25,98 25,95 25,91 25,86 25,77 25,69 25,50 25,22 24,73 24,22 23,78 23,34 23,10 22,53

1 2 1 ,2 8 1 4 2 ,0 2 2 1 2 ,6 8 2 8 2 ,2 2 3 1 7 ,5 8 3 3 8 ,6 0 3 5 2 ,0 7 3 5 9 ,1 9 3 6 3 ,1 4 364,13 3 6 5 ,7 3 3 6 8 ,0 6 3 7 1 ,8 6 3 7 5 ,3 7 3 8 3 ,9 5 3 9 6 ,8 9 4 2 4 ,3 1 4 5 8 ,0 6 4 9 3 ,1 4 5 3 5 ,5 3 5 6 3 ,3 1 6 3 3 ,6 2

Optico (mA) 1 0 ,3 7 1 0 ,1 1 1 0 ,2 4 1 0 ,1 1 9,81 1 0 ,0 3 9,86 9,55 9,03 4,03 3,00 3,14 2,00 2,17 1,69 1,20 1,15 1,10 1,00 1,00 1,00 1,00



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Tabla 4: Composicion C30+, RGA, °API Muestra: 1,03 Componente

PM (g/mol) N2 2 8 ,0 1 CO2 44,01 H2S 34,08 C1 1 6 ,0 4 C2 3 0 ,0 7 C3 4 4 ,1 0 iC4 5 8 ,1 2 nC4 5 8 ,1 2 iC5 7 2 ,1 5 nC5 7 2 ,1 5 C6 8 4 ,0 0 C7 9 6 ,0 0 C8 107,00 C9 121,00 C10 134,00 C11 147,00 C12 161,00 C13 175,00 C14 190,00 C15 206,00 C16 222,00 C17 237,00 C18 251,00 C19 263,00 C20 275,00 C21 291,00 C22 300,00 C23 312,00 C24 324,00 C25 337,00 C26 349,00 C27 360,00 C28 372,00 C29 382,00 C30+ 534,28 PM Calculado (g/mol) % Mol

Gas del Flash wt % mole % 0 ,9 9 0,83 2 ,4 7 1,31 0 ,0 0 0,00 51,00 7 4 ,0 0 14,77 1 1 ,4 4 10,87 5,74 2 ,4 5 0,98 5 ,9 7 2,39 2 ,6 1 0,84 3 ,1 9 1,03 3 ,1 7 0,86 1 ,6 8 0,42 0 ,6 1 0,14 0 ,1 8 0,04 0 ,0 3 0,01 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 23,3 83,7

Propiedades del Aceite a Condiciones Estándar Measured MW (g/mol) Datos del Flash RGA RGA (m /m ) Densidad Densidad STO (g/cm ) Gravedad API

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Calculated 173,47

Liquido del Flash wt% mole % 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 0 0,00 0 ,0 1 0,01 0 ,0 2 0,01 0 ,0 2 0,03 0 ,1 0 0,10 0 ,2 3 0,20 0 ,4 9 1,53 3 ,0 8 4,07 7 ,4 4 7,67 12,16 8,45 12,64 8,38 10,85 7,37 8 ,6 9 6,40 6 ,8 9 6,17 6 ,1 1 5,50 5 ,0 2 5,16 4 ,3 4 4,49 3 ,5 1 3,80 2 ,7 8 3,33 2 ,3 0 2,90 1 ,9 1 2,65 1 ,6 7 2,25 1 ,3 4 2,01 1 ,1 6 1,81 1 ,0 1 1,52 0 ,8 2 1,26 0 ,6 5 1,10 0 ,5 5 0,96 0 ,4 6 0,83 0 ,3 9 0,70 0 ,3 2 9,34 3 ,0 3 173,5 16,3

Fluido Monofasico wt % mole % 0 ,4 1 0,69 1 ,0 1 1,09 0 ,0 0 0,00 20,78 6 1 ,9 2 6 ,0 2 9,57 4 ,4 3 4,80 1 ,0 0 0,82 2 ,4 5 2,02 1 ,1 2 0,74 1 ,4 2 0,94 2 ,2 0 1,22 3 ,1 0 1,56 4 ,7 9 2,10 5 ,0 8 2,09 4 ,9 8 1,78 4 ,3 7 1,42 3 ,7 9 1,13 3 ,6 5 1,00 3 ,2 6 0,82 3 ,0 6 0,71 2 ,6 6 0,57 2 ,2 5 0,45 1 ,9 7 0,38 1 ,7 2 0,31 1 ,5 7 0,27 1 ,3 3 0,22 1 ,1 9 0,19 1 ,0 7 0,16 0 ,9 0 0,13 0 ,7 5 0,11 0 ,6 5 0,09 0 ,5 7 0,08 0 ,4 9 0,06 0 ,4 2 0,05 5 ,5 3 0,49 47,8

C30+ Properties 534,28

Original STO 579,9 0,829 39,1



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Figure 2: Cromatograma del Líquido Líquido del Flash Flash Muestra: 1,03

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

Comp. N2 CO2 H2S C1 C2 C3 iC4 C4 iC5 C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12+

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Composicion Mol % 0,69 1,09 0,00 61,92 9,57 4,80 0,82 2,02 0,74 0,94 1,22 1,56 2,10 2,09 1,78 1,42 7,23

Propiedades Físicas Bubble Point: Bottom Hole Temp: ρ at pb: Res Fluid MW: Pressure 1 Pressure 2 Relative Vol 1 Relative Vol 2 Oil Visc at Tres Gas MW: Gas Molar Ratio: STO MW: STO Density:

364,1 kg/cm2 153,9 °C 0,439 0,439 g/cm3 g/cm3 47,80 g/mol 365,7 psia 633,6 psia 0,9985 unitless 0,8683 unitless 0,620 mPa·s 23,28 g/mol 0,8367 unitless 173,47 g/mol 0,829 g/cm3



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

pi

pb

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Presión

Volumen Relativo

Densidad Liquido

Compresibilidad

(kg/cm2)

(Vr=Vt/Vb)

(g/cm3)

(1/kg/cm2)

535,53 493,14 458,06 424,31 396,89 383,95 375,37 371,86 368,06 365,73 364,13

0 ,8 9 9 0 ,9 1 6 0 ,9 3 3 0 ,9 5 3 0 ,9 7 2 0 ,9 8 3 0 ,9 9 0 0 ,9 9 3 0 ,9 9 6 0 ,9 9 9 1,000

0,488 0,479 0,471 0,461 0,452 0,447 0,444 0,442 0,441 0,440 0,439

04,44E-04 05,03E-04 05,62E-04 06,34E-04 07,04E-04 07,44E-04 07,65E-04 07,77E-04 07,88E-04 07,93E-04 07,97E-04



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

1,020

1,000

0,980

0,960

) b V / t V = r V (

0,940

0,920

0,900

0,880 352

372

392

412

432

452

472

492

512

53 2

552

Presión (kg/cm2)

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

pi

pb

Presión

Aceite FVF Bo

RGA Gas en Solución Rs

Densidad Calculada Liquido

(kg/cm2)

(vol/stdvol)

(m3 /m3)

(g/cm3)

535,53 493,14 458,06 424,31 396,89 383,95 375,37 371,86 368,06 365,73 364,13 337,46 281,22 246,07 210,92 140,61 84,37 56,24 14,06 1,033

4 ,1 8 6 4 ,2 6 5 4 ,3 4 4 4 ,4 3 5 4 ,5 2 4 4 ,5 7 3 4 ,6 0 7 4 ,6 2 2 4 ,6 3 7 4 ,6 4 7 4,654 3 ,3 7 5 2 ,5 4 8 2 ,2 6 5 2 ,0 5 8 1 ,7 6 6 1 ,5 9 0 1 ,5 1 3 1 ,3 6 3 1 ,1 2 3

9 2 7 ,6 9 2 7 ,6 9 2 7 ,6 9 2 7 ,6 9 2 7 ,6 9 2 7 ,6 9 2 7 ,6 9 2 7 ,6 9 2 7 ,6 9 2 7 ,6 927,6 6 0 3 ,1 3 7 6 ,5 2 9 6 ,0 2 3 6 ,3 1 4 9 ,8 98,08 75,69 37,76 0 ,0 0 0

0,488 0,479 0,471 0,461 0,452 0,447 0,444 0,442 0,441 0,440 0,439 0,474 0,524 0,551 0,575 0,621 0,655 0,673 0,706 0,744

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

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Figura 4: Predicción de la Liberación Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del Liquid Liquid Muestra: 1,03 5,000 4,500 4,000

) l o v 3,500 d t s / l 3,000 o v ( 2,500 o B

2,000 1,500 1,000 0,00

100

200

300

400

500

600

400

500

600

400

500

Presión (kg/cm2)

1000,0 ) 900,0 3 m 800,0 / 3 700,0 m ( n 600,0

ó i c u l o S n e s R

500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 0 ,0 0

100

200

300 Presión (kg/cm2)

) 0,800 3 m0,750 c / g 0,700 ( o d 0,650 i u q i L 0,600 l e d 0,550 d a d 0,500 i s n 0,450 e D

0,400 0,00

100

200

300

600

Presión (kg/cm2)

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

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

pb

Pressure

Gas FV F Bg

(kg/cm2)

(vol/stdvol)

364,1 3 3 7 ,5 2 8 1 ,2 2 4 6 ,1 2 1 0 ,9 1 4 0 ,6 8 4 ,4 5 6 ,2 1 4 ,1 1 ,0 3

0,0044 0,0051 0,0057 0,0066 0,0099 0,0166 0,0253 0,1050 1,5450

Z Factor

0 ,9 6 7 0 ,9 3 0 0 ,9 1 6 0 ,9 0 6 0 ,9 0 2 0,913 0,924 0,955 0,980

Predicted Gas Viscosity

Vapor Gravity

Total FV F Bt

(cP=mPa·s)

(air=1)

(vol/stdvol)

0,0421 0,0301 0,0260 0,0230 0,0189 0,0167 0,0158 0,0138

1,115 0,955 0,902 0,867 0,834 0 ,8 5 2 0 ,8 9 8 1 ,2 1 6

1,434 2,805 3,613 4,563 7,661 13,770 21,554 93,436 1433,173

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

Oilphase - DBR



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Figura 5: Predicción de la Liberación Diferencial Diferencial a 153,9 °C - Propiedades del Ga Muestra: 1,03 1,000 0,980 0,960 ) 0,940 Z ( r o 0,920 t c a F 0,900

0,880 0,860 0,840 0 ,0 0

50,00

100,00

150

200

250

3 00

350

400

Presión (kg/cm2)

1,240

) 1 1,190 = r 1,140 i a ( s 1,090 a G1,040 l e d 0,990 d a 0,940 d e 0,890 v a r G0,840

0,790 0 ,0 0

5 0 ,0 0

1 0 0 ,0 0

150

200

250

300

35 0

400

250,0

300,0

350,0

4 0 0 ,0

Presión (kg/cm2)

) 0,0450 P c = 0,0400 s . a P0,0350 m ( s a 0,0300 G l e 0,0250 d d a d 0,0200 i s o c 0,0150 s i V0,0100

0 ,0

5 0 ,0

1 0 0 ,0

150,0

2 0 0 ,0 Presión (kg/cm2)

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

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

pi

pb

Presión

Viscosidad del Liquido

(kg/cm2)

(cP=mPa·s)

535,5 493,1 458,1 424,3 396,9 384,0 375,4 371,9 368,1 365,7 364,1 337,5 281,2 246,1 210,9 140,6 84,37 56,24 14,06 1,033

0,114 0,109 0,105 0,101 0,098 0,096 0,095 0,095 0,094 0,094 0,093 0,115 0,152 0,178 0,207 0,275 0,346 0,388 0,483 0,620

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

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

0,700 0,600 ) P c = s . a P m ( o d i u q i l l e d d a d i s o c s i V

0,500 0,400 0,300 0,200 0,100 0,000 0,00

100,00

200

300

400

500

600

Presión (kg/cm2)

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

Oilphase - DBR



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Tabla 10: Predicción de Prueba de Separado Muestra: 1,03

Presión Temperatura

Etapa 1 163,9 163,9 kg/cm kg/cm2 20,0 °C

Tanque 1,033 1,033 kg/cm kg/cm2 15,56 °C

RGA

281, 281,00 m3 /m3

278, 278,22 m3 /m3

Densidad del Liq.

0,65 0,6544 g/cm g/cm3

0,81 0,8188 g/cm g/cm3

F. Encogimiento

0,352

Bo

Oilphase - DBR

2,839 2,839 vol/st vol/stdvo dvoll



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Nomenclatura y Cálculos 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.

Diagrama de Flujo de la Muestra Monofásica

Monophasic Sample

Saturation pressure determination

Psat

Flash to atmospheric conditions Ga s

Liquid GO R

GC Analysis

GC Analysis

Density

Molecular Composition

Molecular Composition

Viscosity

Reservoir Fluid Molecular Composition

PVT Expert Physical Sample Physical Properties Predictions

Report

Oilphase - DBR


Physical measurement

Calculated data


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Nomenclatura

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

API Bg Bo bo c CL C7+ Cn+ Fg Fpv Fs G Gi GLP Gp Ki L M N n p Pb Pd Pi Ps Psi Qp rid R RPG Rs T V Vbp Vdp Vp Vr xi yi Z B P U γ

Gravedad del Líquido de tanque del Instituro Americano del Petróleo. Factor Volumétrico del gas Factor Volumétrico del petróleo Factor de Merma Compresibilidad Potencial líquido del fluído producido Grupo de componentes mayores que hexanos Grupo de componentes mayores que n-1 (parafinas con n átomos de carbono) Factor de gravedad utilizado en el campo en los cálculos de caudal de gas Factor de supercompresibilidad utilizado en los cálculos de caudal de gas Factor de engrosamiento Gas inicial in situ Gas inyectado acumulativo Líquido condensado producido acumulativo Gas producido acumulativo Coeficiente de Equilibrio del componente i Líquido o fase líquida (sólo hidrocarburos) Masa molar Petróleo inicial in situ Número de moles Presión absoluta Presión de punto de burbuja Presión de punto de rocío Presión estática inicial Presión de saturación Presión de saturación inicial Líquido producido acumulativo Depósito de líquido retrógrado Constante de gas universal Relación petróleo - gas Relación gas petróleo en disolución Temperatura Volumen Volumen en condiciones de punto de burbuja Volumen en condiciones de punto de rocío Volumen de poros Volumen relativo Fracción molar del componente i en fase líquida Fracción molar del componente i en fase gas Factor de desviación del gas Coeficiente de expansión térmica Densidad Viscosidad Densidad relativa

Oilphase - DBR



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Subíndices b d g i inj Lp o r r s sc sp st t

Condición en punto de burbuja Condición en punto de rocío Gas Condición inicial del yacimiento Inyectado Líquido producido acumulativo Petróleo Residual Relativo Solución Condición "standard" Condición separador Condición líquido de tanque Total

Cálculos Datos del Muestreo

1 Z 1

Factor de supercompresibilidad

Fpv

Factor de gravedad

Fg =

RGP a condiciones de separador

R=

Vgsc Vosc

R=

Vgsc Vstosc

=

γ g

Validación del líquido de separador RGP del Flash

Shr =

Factor de merma

stosc

Vosp

Validación de la muestra de fondo RGP del flash

R=

Composición del fluido

ρ sc

Vgsc Vstosc

Densidad del líquido de tanque Gravedad API

Oilphase - DBR

ρ sc =

141.5 131.5 + API



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Estudio de masa constante

Vt Vbp 1 dVr c=− Vr dp V V l % = 100 L Vt V rld = 100 L Vt Vr

Volumen relativo Compressibilidad % volumen del líquido % volumen líquido retrógrado

=

Vt Vdp

or

Vr

or

V l % = 100

or

rld = 100

=

VL Vbp

VL Vdp

Liberación diferencial

Vo Vstosc V R s = gsc V stosc Bo =

Factor volumétrico del petróleo RGP en solución

Vg Vgsc

Factor volumétrico del gas

Bg =

Factor volumétrico total

Bt = Bo + RpBg

Prueba de separación múltiple RGP de producción

R=

Vgsc Vstosc

Factor volumétrico de formación del petróleo (FVF)

or

Vgsc Vosp V B o = osp Vstosc

R=

V o (stagen+1)

Factor de merma

Oilphase - DBR

V o (stagen )



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Coeficientes Generados por ANN Tabla B1: CCE Ecuaciones Propiedad ompresibilidad

Rango de Presión Min Max

X

Forma de la Ecuacion

5294

20305

P / Pb

ax2 + bx + c dx + 1

5185

20250

P / Pb

ax2 + bx + c dx + 1

Coefficient

a

b

c

d

ompresibilidad

3,1283E-01

-1,6745E+00

4,7007E+00

6,4701E+02

lumen Relativo

-2,6065E-01

1,1795E+01

3,6006E+00

1,4135E+01

lumen Relativo

Table B2: Differential Liberation -Equations (Liquid Properties Propiedad

Rango de Presión Min Max Factor de Volumen del Aceite Monofásico 5185 20305 Difásico

X

Forma de la Ecuación

P / Pb

ax2 + bx + c dx + 1

5185

P / Pb

axi + bxj + cxk + d

20305

P / Pb

ax2 + bx + c dx + 1

15

5185

P / Pb

axi + bxj + cxk + d

-144929

-144929

P / Pb

axi + bxj + cxk + d

15

Densidad del Aceite de Yacimiento Monofásico 5185 Difásico

RGA en Solución Difásico

Coeficiente a Factor de Volumen del Aceite -8,8504E-01 Mono-fasico 7,2679E-01 Di-fasico Densidad del Aceite de Yacimiento 6,7559E+01 Monofásico -4,0383E+02 Difásico RGA en Solución -9,9925E+02 Difásico

Oilphase - DBR

b

c

d

I

j

k

4,0050E+01

1,2226E+01

1,4135E+01

7,3206E-01

8,3579E-01

1,1009E+00

4,2766E-01

1,6907E+01

3,0087E+00

2,4590E+03

6,2599E+01

4,3133E+00

5,7403E+02

-4,3124E+02

7,4886E+02

1,0000E+00

2,0000E+00

3,0000E+00

-9,9925E+02

-9,9925E+02

-9,9925E+02

-9,9925E+02

-9,9925E+02

-9,9925E+02



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Tabla B3: Ecuaciones (Propiedades del Gas) - Liberación Diferencia Rango de Presión Min Max

Propiedad ad Relativa del Gas

4151

P / Pb

ax2 + bx + c dx2 + ex + 1

15

4151

P / Pb

ax2 + bx + c dx2 + ex + 1

790

4151

Calculated Using Lee & Gonzalez Correlation

15

4151

Calculated From Z factor predictions

a

b

c

d

e

-2,2158E+01

3,0460E+01

2,1790E+00

-3,7521E+01

4,4951E+01

-2,1044E+00

2,2276E+00

1,0025E+00

-3,0830E+00

3,1267E+00

cosidad del Gas de Volumen del Gas

Coeficiente

Factor Z


790

Factor Z

ad Relativa del Gas

X

Tabla B4: Liberacion Diferencial -Ecuaciones ( Viscosidad del Liquido sidad del Liquido Mono-Phasic*

Rango de Presión Min Max

X


-144929

-144929

P - Pb

EXP ( ax ) × b

-144929

-144929

P / Pb

axi + bxj + cxk + d

a

b

Mono-phasic

-9,9 -9,992 925E 5E+0 +022

-9,9 -9,992 925E 5E+0 +022

Di-phasic

-9,9925E+02

-9,9925E+02

Di-Phasic

oheficientes

c

d

I

j

k

-9,9925E+02

-9,9925E+02

-9,9925E+02

-9,9925E+02

-9,9925E+02

* Pressure Input must be in Mpa

Oilphase - DBR



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