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AGAT®
AGAT
EXPLORACION Y PRODUCCION
Informe Final
Informe Final
Análisis de Ingeniería
Pozo : Tizon-201(Intervalo 6503 – 6515 m)
Activo de Exploración: Integral Samaria Luna
Región: Sur
Orden de Trabajo: OT-145
Ítems: 8.3 y 8.7 ANALISIS PVT
Sindicato Agrario 109 - Col. Adolfo López Mateos Villahermosa, Tabasco - MEXICO - C.P. 86040 Tel 52 (993) 314 –2216 - Fax 52 (993) 312 –7985
AGAT Laboratories Ltd. – AGAT International Limited
3801 - 21st Street N.E. - Calgary, Alberta, CANADA - T2E 6T5 - Teléfono: (403) 299-2077
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TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN............................................................................................................................................................. 3
PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL..................................................................................................................... 5
DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ................................................................................................................................ 6
RESULTADOS....................................................................................................................................................... 8
CONTROL DE CALIDAD...................................................................................................................................... 10 TABLA 1A. INFORMACIÓN DE POZO Y MUESTRAS ........................................................................................... 10 TABLA 1B. RESULTADOS DEL CONTROL DE CALIDAD ..................................................................................... 10 TABLA 2: RESUMEN DEL ANÁLISIS PVT ...................................................................................................................... 11 TABLA 3: RELACIÓN PRESIÓN-VOLUMEN DE FLUIDO DE YACIMIENTO A 182.83°C............................................................... 12 FIGURA 1: RELACIÓN PRESIÓN-VOLUMEN A TEMPERATURA YACIMIENTO, 182.83°C .......................................................... 14 TABLA 4: SEPARACIÓN FLASH UNA ETAPA (FLUIDO DE YACIMIENTO)* .............................................................................. 15 TABLA 5: SEPARACIÓN FLASH DOS ETAPAS (FLUIDO DE YACIMIENTO)............................................................................. 16 TABLA 6: PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C .............................................. 17 FIGURA 2: VOLUMEN DIFERENCIAL RELATIVO DE ACEITE A LA TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C .............................. 18 FIGURA 3: VOLUMEN DIFERENCIAL RELATIVO TOTAL A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C ....................................... 19 FIGURA 4: GAS EN SOLUCIÓN A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C..................................................................... 20 FIGURA 5: FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Z) ................................................................................................. 21 FIGURA 6: FACTOR DE EXPANSIÓN DEL GAS............................................................................................................... 22 TABLA 7: DENSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C................................................................... 23 FIGURA 7: DENSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C................................................................ 24 TABLA 8: VISCOSIDAD DEL GAS DE LA PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL ..................................................................... 25 FIGURA 8: VISCOSIDAD DEL GAS A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C ................................................................. 26 FIGURA 9: GRAVEDAD DEL GAS A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C ................................................................... 27 TABLA 9: VISCOSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C................................................................ 28 FIGURA 10: VISCOSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83°C ............................................................ 29 TABLA 10: ESTUDIO DE AGOTAMIENTO A 182.83ºC...................................................................................................... 30 FIGURA 11: FRACCIÓN MOLAR DE LOS COMPONENTES .................................................................................................. 31
APENDICE 1: P V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO............................................... 32
APENDICE 2: GAS DEL SEPARADOR ............................................................................................................. 34
APENDICE 3: LIQUIDO DEL SEPARADOR ........................................................................................................ 36
APENDICE 4: ANÁLISIS DEL GAS DE LA PRIMERA ETAPA FLASH................................................................ 39
APENDICE 5: ANÁLISIS DEL ACEITE DE LA PRIMERA ETAPA FLASH........................................................... 41
APENDICE 6: ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO ................................................................................... 44
APENDICE 7: WELLSTREAM COMPOSITION ................................................................................................... 47
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RESUMEN
Este informe presenta los resultados del estudio de los fluidos de yacimiento (análisis
PVT) efectuado en AGAT Laboratories Ltd para muestras de yacimiento del pozo Tizon
-201.
La Tabla 1 Resume la información de pozo y muestreo recolectada el 26 de Noviembre
de 2004 cuando se tomaron muestras del separador. La tabla 2 incluye los resultados
del control de calidad realizado a las muestras de separador del pozo Tizon-201. Una
prueba de presión de apertura y un análisis de la composición de gas se realizaron,
una relación presión-volumen y una prueba de separación flash de una etapa fueron
realizadas a cada muestra de condensado para asegurar de esta forma que estas
fueran representativas. Las muestras de aceite y gas, también se analizaron utilizando
cromatografía.
Después del control de calidad, Las muestras de aceite y gas del separador fueron
recombinadas a un GOR de 662.8 m3/m3 a una temperatura de Yacimiento de 182ºC
(condiciones especificadas por el cliente).
La densidad del aceite vivo se midió y se obtuvo un valor de 0.4478 g/cc. En la prueba
de separación flash (separación instantánea) de una etapa se encontró que la relación
gas aceite (GOR) es 668.36 m3/m3, y el fluido recombinado mostró una presión de
saturación de 360.59 Kg/cm2 (5129 psia). El aceite residual de la separación flash de
una sola etapa tiene una densidad de 0.8117 g/cc (42.67 °API) a 15°C.
La prueba de separación flash de dos etapas se realizo al fluido de yacimiento. La
prueba de separación flash de dos etapas fue realizada para cuatro diferentes
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condiciones de separador. Las condiciones de separador se mantuvieron mientras
esta prueba se realizaba. La tabla 5 muestra el resultado de la prueba de separación
de dos etapas.
La prueba de liberación diferencial determinó que el FVF es 3.2693 y el GOR de
solución es 676.00 m3/m3. Las viscosidades de los gases liberados varían desde
0.03078 cp a 317.57 Kg/cm2 hasta 0.01190 cp a 1 Kg/cm2. El aceite residual de esta
prueba tuvo una densidad de 0.8235 g/cc (40.16 °API).
La densidad del aceite de yacimiento a 182.83 °C esta dentro del rango de 0.4478 g/cc
(para una presión de saturación de 360.59 Kg/cm2), a 0.7285 g/cc (para una presión de
1 Kg/cm2).
La viscosidad del aceite de yacimiento a la presión de saturación de 360.59 Kg/cm2 y
a temperatura de yacimiento de 182.83°C fue 0.08 cp, y 0.415 cp a 1 Kg/cm2.
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PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL
Las pruebas de separación flash (separación instantánea) de una y dos etapas fueron
realizadas para determinar la relación gas aceite (GOR). La densidad del petróleo vivo
fue medida. La relación presión-volumen del fluido de yacimiento fue determinada para
las presiones por encima y por debajo de la presión de saturación a temperatura de
yacimiento para evaluar la expansión a composición constante. A partir de esta
relación se determino el punto de burbuja usando la función Y.
Las características de liberación diferencial del fluido de yacimiento fueron estudiadas
por medio de una serie de diez (10) etapas de reducción de presión. En cada paso, el
gas en equilibrio fue removido de la celda a presión constante para medir sus
propiedades físicas y analizar su composición. El factor volumétrico de formación
(FVF), el GOR de solución, el factor de compresibilidad del gas liberado y la densidad
del aceite también fueron medidos y calculados en cada etapa.
La viscosidad del fluido de yacimiento fue medida utilizando un viscosímetro magnético
en una serie de 12 etapas de reducción de presión, 4 puntos encima de la presión de
saturación y 8 puntos entre presión de saturación y cero de presión. La viscosidad del
fluido de yacimiento se midió con un viscosímetro magnético.
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DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO Una celda visual de PVT Temco capaz de soportar una presión de 70000 kPa, tiene
una capacidad ≈ 500 cc y ha sido calibrada para determinar el volumen interno. Los
fluidos en la celda son presurizados inyectando aceite hidráulico a través de la celda
visual para reducir el volumen efectivo. Una bomba automática es usada para
desplazar el pistón que a la vez desplaza el fluido de interés dentro de la celda visual.
Un Manómetro de alta presión monitorea la presión en la celda visual.
El horno es montado en un eje giratorio y puede rotar 180° mediante un motor y una
cadena, puede girar continuamente o por intervalos. Esto permite que el fluido de
yacimiento sea mezclado en la celda visual. La parte frontal del horno también esta
equipada con un vidrio a prueba de explosión lo que facilita la observación de la celda
visual y el termómetro sin disturbar las condiciones de la prueba.
Las bombas que se utilizan en la prueba son Temco de desplazamiento positivo con
una capacidad de presión de inyección de 69000 KPa y con una exactitud de 0.01 cc.
Un simulador de separador (de una o dos etapas) se empleó para medir el gas
producido y los volúmenes de líquido de la prueba de separación. El volumen de gas
es medido en un Brooks-meter (exactitud 0.5 cc) conectado al sistema. Los volúmenes
de gas son corregidos a condiciones estándar de 1.03 kg/cm2 (101.325 kPa) y 15°C y
son usados con el volumen medido de aceite para determinar el GOR.
Muestras del gas producido están sujetas a un análisis composicional usando
cromatógrafos de gas Varían y Hewlett Packard. Muestras de aceite y gas son
sometidas a un análisis de columna capilar usando un cromatógrafo Hewlett Packard
5890 equipado con una columna capilar “Megabore” , con un diámetro de 530 µm.
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Este análisis provee las fracciones molares para C1 a C30+ aromáticos y compuestos
cíclicos. Este análisis puede ser usado con el análisis de gas, el GOR medido, y un
programa de recombinación computarizado para obtener la composición inicial de una
sola fase a condiciones pre-flash.
La viscosidad se determina usando un viscosímetro magnético calibrado. El fluido
fluye a través del viscosímetro usando una bomba Ruska motorizada y la presión se
mantiene con un regulador de presión. El viscosímetro magnético es montado dentro
de un horno de temperatura controlada para mantener las condiciones térmicas
deseadas. Un controlador (con una precisión de ±0.5°C) se utiliza para controlar la
temperatura y un termómetro interno provee una lectura exacta de la temperatura del
sistema. Ventiladores en el horno aseguran una distribución pareja de la temperatura
en el sistema.
La densidad del petróleo vivo se determina por medio del desplazamiento de un
volumen conocido dentro de un cilindro de presión (hecho de acero inoxidable). El
volumen y el peso del cilindro son medidos con precisión antes del muestreo. El
cilindro se llena con el fluido de yacimiento sin alterar la presión, luego se pesa en una
balanza de precisión (0.001 g) y se determina la densidad del fluido.
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RESULTADOS
Las muestras del pozo Tizon-201 fueron tomadas del separador con una presión de
separación de 65.86 kg/cm2 (937 psi) y una temperatura de separador de 47.36°C.
Las Tablas 1 A y 1B muestran la información obtenida del control de calidad de las
muestras . La Tabla 2 es un resumen de los resultados obtenidos en este estudio.
La prueba de separación flash (separación instantánea) de una sola etapa del fluido
de yacimiento recombinado (ver Tabla 4) determinó que el GOR es 668.36 m3/m3
desde el yacimiento a condiciones de tanque de almacenamiento (stock tank) y que el
factor volumétrico de formación (FVF) es 3.2970. La densidad del aceite residual de la
separación flash de una sola etapa es 0.8117 g/cc a 15°C.
La Tabla 2 contiene la información pertinente a la relación presión-volumen del fluido
de yacimiento a 182.83 °C, incluyendo los volúmenes relativos y la función Y. Esta
función se obtiene a partir de una regresión lineal usando el método de mínimos
cuadrados. Esta aproximación se utiliza para confirmar el punto de burbuja que se
determina visualmente y se calcula como se muestra a continuación:
YP P
PV
V
sat
sat
=−
⋅ −
( )
1
Donde: P = presión (kg/cm2) Psat = presión de saturación (kg/cm2) V = volumen (cc)
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Vsat = volumen a presión de saturación (cc)
La relación P-V se presenta también en la figura 1.
La Tabla 6 y las Figuras 2 a 7 muestran varias propiedades determinadas a partir de
las pruebas que se le hicieron al gas y al aceite obtenidos en la liberación diferencial
por debajo del punto de burbuja. Estas propiedades incluyen volúmenes relativos,
densidades de aceite, GORs, gravedades de gas, factores de desviación, FVFs,
factores de expansión para el gas. El GOR y FVF a presión de saturación fueron
determinados como 676.00 m3/m3 y 3.2693 respectivamente y la densidad del fluido
residual es 0.8235 g/cc (40.16 API) a 15°C.
La densidad del aceite a 182.83 °C esta dentro del rango de 0.4478 g/cc (a presión de
saturación de 360.59 Kg/cm2 absoluta) a 0.7285 g/cc a 1 Kg/cm2 absoluta (ver Tabla 7
y Figura 7). Las viscosidades de los gases liberados debajo de la presión de
saturación varían desde 0.03078 cp (a 317.57 Kg/cm2 absoluta) a 0.01190 cp (a 1
Kg/cm2 absoluta), ver Tabla 8 y Figura 8. Los datos de Viscosidades fueron calculados
usando la correlación de Carr, Kobayashi y Burrows, Trans AIME 1954.
La gravedad del gas fue calculada en cada etapa de liberación y se encontró que está
dentro del rango de 0.810 a 1.340 g/cc. Los resultados se muestran en la Figura 9.
La viscosidad del aceite a 182.83°C que se encuentran en la Tabla 9 y Figura 10 están
entre 0.080 cp (a presión de saturación 360.59 Kg/cm2 ) y 0.4150 cp (a 1 Kg/cm2 ).
La Tabla 10 y la Figura 11 muestran las fracciones molares de los componentes para
cada etapa de la prueba de liberación diferencial.
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CONTROL DE CALIDAD
Tabla 1A. INFORMACIÓN DE POZO Y MUESTRAS
Muestra
# Cilindro Tipo de Muestra
Condiciones de Muestreo Volumen de Muestra
Presion, kg/cm2
Temperatura, ºC
Litros
Presion de Apertura
1 92 HOO486 Gas 65.86 47.36 20 64.20 @ 23ºC
Tabla 1B. RESULTADOS DEL CONTROL DE CALIDAD
Muestra
# Cilindro GOR(m3/m3) Condiciones de Muestreo Volumen de
Muestra Presion,
kg/cm2 Temperatura,
ºC Litros
Presion de Apertura
1 VH-63 65.86 47.36 49.84 65.38 91.55 2 TAMPS 49 65.86 47.36 50.33 64.68 90.29
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Tabla 2: Resumen del Análisis PVT Temperatura de yacimiento, °C (°F) 182.83 361.09 Presión de saturación, Kg/cm2 absoluta (psia) 360.59 51.29 Propiedades del aceite saturado (aceite a punto de burbuja) Densidad, g/cc 0.4478 Volumen específico, cc/g 2.2331 Viscosidad (1) a 360.59 Kg/cm2 (5129 psia), cp 0.080 Factor Volumétrico de Formación, Prueba de Liberación Diferencial, m3/m3 3.2639 Factor Volumétrico, Prueba de Separación Flash de una sola etapa m3/m3 3.2970 Relación Gas/Aceite Prueba de Liberación Diferencial, m3/m3 676.0 Relación Gas/Aceite en el Separador Prueba de Separación Flash de una sola etapa m3/m3 668.36 Compresibilidad del Aceite Saturado, Co (cc/cc/kg/cm2 × 10-4, cc/cc/psia × 10-5 ) De 360.59 a 424.29 Kg/cm2 absoluta (5129 a 6035 psia) 5.58 3.92 De 360.59 a 401.79 Kg/cm2 absoluta (5129 a 5715 psia) 6.47 4.55 De 360.59 a 374.94 Kg/cm2 absoluta (5129 a 5333 psia) 6.96 4.90 Expansión Térmica Volumen a Temperatura de Yacimiento 182.83ºC/ Volumen a 15°C 1.463
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Tabla 3: Relación Presión-Volumen de Fluido de Yacimiento a 182.83°C
Presión Volumen Relativo Función Y Kg/cm2 (Psia) (V/Vsat) Experimental Ajustada
424.29 6035 0.9645 419.09 5961 0.9649 401.79 5715 0.9734 393.50 5597 0.9782 382.25 5437 0.9851 374.94 5333 0.9900 371.28 5281 0.9925 364.11 5179 0.9975 360.59 5129 1.0000 357.36 5083 1.0030 2.9760 2.9675 353.98 5035 1.0063 2.9700 2.9476 350.75 4989 1.0095 2.9556 2.9287 347.52 4943 1.0128 2.9296 2.9097 344.42 4899 1.0162 2.9050 2.8915 338.66 4817 1.0226 2.8632 2.8576 332.89 4735 1.0295 2.8198 2.8238 329.52 4687 1.0336 2.8048 2.8039 321.22 4569 1.0448 2.7359 2.7552 309.55 4403 1.0614 2.6839 2.6867 295.49 4203 1.0851 2.5896 2.6041 280.16 3985 1.1149 2.4979 2.5141 258.93 3683 1.1657 2.3699 2.3894 236.99 3371 1.2327 2.2413 2.2605 219.56 3123 1.3001 2.1404 2.1581 204.51 2909 1.3718 2.0524 2.0698 191.58 2725 1.4461 1.9777 1.9938 180.33 2565 1.5213 1.9176 1.9277 171.05 2433 1.5955 1.8610 1.8732 162.47 2311 1.6726 1.8130 1.8228 154.73 2201 1.7503 1.7731 1.7774
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Presión Volumen Relativo Función Y
Kg/cm2 (Psia) (V/Vsat) Experimental Ajustada
147.84 2103 1.8309 1.7319 1.7370 141.52 2013 1.9135 1.6946 1.6998 135.75 1931 1.9950 1.6646 1.6659 130.69 1859 2.0762 1.6346 1.6362 125.77 1789 2.1608 1.6085 1.6073 121.41 1727 2.2394 1.5896 1.5817 117.19 1667 2.3165 1.5777 1.5569 113.39 1613 2.3943 1.5635 1.5346 109.74 1561 2.4720 1.5530 1.5131 147.84 2103 1.8309 1.7319 1.7370
Notas:
1. Psat = Presión de Saturación = 360.59 kg/cm2 absoluta (5129 psia) 2. Vsat = Volumen de fluido de yacimiento a presión de saturación 3. Función -Y = (Psat - P)/[P·((V/Vsat) - 1)] 4. Ajustada Y = 5.8732×10-3·P+0.86864 (donde P es en kg/cm2) 5. Coeficiente de correlación r2 = 0.99908
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Figura 1: Relación Presión-Volumen a Temperatura Yacimiento, 182.83°C
y = 5.8732E-03x + 8.6864E-01
R2 = 9.9908E-01
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0
Presión (kg/cm2)
Vo
lum
en R
elat
ivo
, V/V
sat
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
Fu
nció
n Y
Relacion PV Psat = 360.59kg/cm2
Función Y Smoothed Y-Function
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Tabla 4: Separación Flash Una Etapa (Fluido de Yacimiento)*
Desde
Lib-Diferencial @ 182.83°C
Desde Primera
Etapa Flash @ 182.83°C
Relación Gas/aceite(1) 676.00 m3/m3 668.36 m3/m3
Factor Volumétrico de Formación(2) 3.2693 3.2970
Factor de Merma (Shrinkage Factor) (3) 0.3059 0.3004
Densidad del Fluido(4) 0.8235g/cm3 0.8117 g/cm3
Notas
(1) Relación Gas/Aceite: Metros cúbicos de gas producidos a 1.033 Kg/cm2 y 15°C por
metros cúbicos de aceite en tanque de almacenamiento a 15°C.
(2) Factor Volumétrico de Formación: Volumen en metros cúbicos de aceite de yacimiento a 199.95 Kg/cm2, (absoluta) y 182.83 °C para producir un metro cúbico de aceite a condiciones de tanque de almacenamiento a 15°C.
(3) Factor de Merma: Volumen de fluido a condiciones de tanque de
almacenamiento a 15°C por unidad de volumen de aceite a condiciones de yacimiento.
(4) Densidad de Fluido: Densidad del fluido a condiciones de tanque de
almacenamiento. * Los datos de la separación flash están con referencia a los volúmenes de fluido de yacimiento a la presión de saturación (punto de burbuja). Los datos de la relación gas aceite en solución (GOR) flash y el factor volumétrico flash (Bo) deben ser ajustados para presiones por debajo y encima de la presión de saturación.
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Tabla 5: Separación Flash Dos Etapas (Fluido de Yacimiento)
Etapa 1
P = 80 Kg/cm2 T= 70º C
Etapa 2 P = ATM T= 19ºC
Totales
Relación Gas/aceite(1) 427.57 124.94 552.51
Factor Volumétrico de Formación 2.1341 1.1873 2.534
Factor de Merma (Shrinkage Factor) 0.4686 0.8422 0.3947
Densidad del Fluido 0.8051g/cm3
Etapa 1 P = 50 Kg/cm2
T= 70º C
Etapa 2 P = ATM T= 19ºC
Totales
Relación Gas/aceite 453.35 103.56 556.91
Factor Volumétrico de Formación 2.3359 1.1236 2.624
Factor de Merma (Shrinkage Factor) 0.4218 0.8900 0.3811
Densidad del Fluido 0.80323 g/cm3
Etapa 1 P = 30 Kg/cm2
T= 70º C
Etapa 2 P = ATM T= 19ºC
Totales
Relación Gas/aceite 497.10 84.57 581.66
Factor Volumétrico de Formación 2.5854 1.0191 2.635
Factor de Merma (Shrinkage Factor) 0.3868 0.9813 0.3795
Densidad del Fluido 0.80223 g/cm3
Etapa 1 P = 0 Kg/cm2
T= 65º C
Etapa 2 P = ATM T= 19ºC
Totales
Relación Gas/aceite 586.92 1.69 588.60
Factor Volumétrico de Formación 2.6410 1.013 2.675
Factor de Merma (Shrinkage Factor) 0.3786 0.9872 0.3738
Densidad del Fluido 0.80114g/cm3
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Tabla 6: Prueba de Liberación Diferencial a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
Densidad del Volumen Volumen Relación Gravedad Gravedad Z Factor Factor de
Presión Aceite Relativo Relativo Gas-Aceite Del Gas del gas Factor de Volumétrico Expansión Kg/cm2 (g/cc) de Aceite Total En
Solución(3) Acumulada Desviación(5) De Formación Del Gas
424.29 0.4601 3.1822 419.09 0.4578 3.1981 374.94 0.4490 3.2612 360.59 0.4478 3.2693 3.2693 676.00 317.57 0.5200 2.2464 3.4235 390.92 0.847 0.847 0.9301 0.0042 238.14 282.13 0.5707 1.8442 3.5276 278.35 0.839 0.845 0.9001 0.0048 209.69 247.12 0.6017 1.6428 3.6477 215.15 0.826 0.842 0.8916 0.0053 189.34 211.82 0.6217 1.5243 3.7550 175.58 0.840 0.842 0.8575 0.0063 159.66 176.67 0.6472 1.4077 3.8899 138.70 0.810 0.840 0.8583 0.0076 131.15 141.52 0.6664 1.3200 4.0687 107.38 0.819 0.839 0.8545 0.0091 110.35 106.36 0.6820 1.2497 4.3048 81.26 0.857 0.839 0.8542 0.0124 80.84 71.63 0.6972 1.1876 4.6697 57.63 0.835 0.839 0.8849 0.0187 53.51 36.34 0.7085 1.1275 5.5720 32.66 0.953 0.844 0.9182 0.0369 27.13 0.91 0.7285 1.0521 40.0232 0.00 1.340 0.868 0.9934 1.0643 0.94
Notas: 1. Centímetros cúbicos de aceite a la presión y temperatura indicada por centímetros
cúbicos de aceite residual a 15°C. 2. Centímetros cúbicos de aceite más gas liberado a la presión y temperatura indicada
por centímetros cúbicos de aceite residual a 15°C. 3. Centímetros cúbicos de gas a 1.033 kg/cm2 absoluta y 15°C por centímetros
cúbicos de aceite residual a 15°C. 4. Centímetros cúbicos de gas a la presión y temperatura indicada por centímetros
cúbicos de gas a 1.033 kg/cm2 absoluta y 15°C. 5. Factor Z del análisis de gas de cada una de las etapas de las liberaciones
diferenciales
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®
Figura 2: Volumen Diferencial Relativo de Aceite a la Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
0.100
0.600
1.100
1.600
2.100
2.600
3.100
3.600
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00
Presión (kg/cm2)
Vo
lum
en D
ifer
enci
al R
elat
ivo
(m
3 /m3
), B
o
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®
Figura 3: Volumen Diferencial Relativo Total a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00
Pressión (kg/cm2)
Vo
lum
en D
ifer
enci
al R
elat
ivo
To
tal (
m3 /m
3 ),
Bt
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®
Figura 4: Gas en Solución a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00
Presión (kg/cm2)
Gas
en
So
luci
ón
(m
3 /m3
)
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®
Figura 5: Factor de Compresibilidad del Gas (Z)
0.80
0.82
0.84
0.86
0.88
0.90
0.92
0.94
0.96
0.98
1.00
0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00
Presión (kg/cm2)
Fac
tor
de
Co
mp
resi
bili
dad
del
Gas
(Z
)
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®
Figura 6: Factor de Expansión Del Gas
0
50
100
150
200
250
0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00
Presión (kg/cm2)
Fac
tor
de
Exp
ansi
ón
del
gas
1/B
g
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®
Tabla 7: Densidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
Presión Densidad Kg/cm2 Psia g/cm3
424.29 6035 0.4601 419.09 5961 0.4578 401.79 5715 0.4546 393.50 5597 0.4524 382.25 5437 0.4512 374.94 5333 0.4490 360.59 5129 0.4478 317.57 4517 0.5200 282.13 4013 0.5707 247.12 3515 0.6017 211.82 3013 0.6217 176.67 2513 0.6472 141.52 2013 0.6664 106.36 1513 0.6820 71.63 1019 0.6972 36.34 517 0.7085 1.32 19 0.7285
Nota: 1. Las densidades arriba del punto de burbuja están calculadas a partir de los datos
obtenidos en la relación presión-volumen.
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Figura 7: Densidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
0.400
0.420
0.440
0.460
0.480
0.500
0.520
0.540
0.560
0.580
0.600
0.620
0.640
0.660
0.680
0.700
0.720
0.740
0.760
0.780
0.800
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Presión (Kg/cm2)
Den
sid
ad d
el a
ceit
e (g
/cc)
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Tabla 8: Viscosidad del Gas de la Prueba de Liberación Diferencial
Presión Viscosidad(1) (Kg/cm2) (Psia) (cp)
317.57 4517 0.03078 282.13 4013 0.02808 247.12 3515 0.02399 211.82 3013 0.02287 176.67 2513 0.01988 141.52 2013 0.01783 106.36 1513 0.01618 71.63 1019 0.01476 36.34 517 0.01359 0.91 13 0.01190
Nota: 1. Los valores se calcularon utilizando la composición de los gases liberados y la
correlación de Carr, Kobayashi and Burrows: Trans. AIME, 1954
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Figura 8: Viscosidad del Gas a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
1.00E-02
1.50E-02
2.00E-02
2.50E-02
3.00E-02
3.50E-02
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Presión (kg/cm2)
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Figura 9: Gravedad del Gas a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
Gravedad del Gas
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1.10
1.20
1.30
1.40
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Presión (kg/cm2)
0.500
0.600
0.700
0.800
0.900
1.000
1.100
1.200
Individual Gas Gravity Cumulative Gas Gravity
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Tabla 9: Viscosidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
Presión Viscosidad del Aceite(1)
(Kg/cm2) (psia) (cp)
436.40 6207 0.086 408.20 5806 0.085 393.86 5602 0.083 371.64 5286 0.081 360.60 5129 0.080 348.16 4952 0.080 324.61 4617 0.083 296.20 4213 0.101 268.99 3826 0.119 239.68 3409 0.135 203.89 2900 0.159 162.97 2318 0.191 121.42 1727 0.230 78.88 1122 0.290 51.11 727 0.321 23.27 331 0.366 0.91 13 0.415
Nota 1. Medida utilizando un viscosímetro magnético.
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Figura 10: Viscosidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83°C
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00 450.00 500.00Presión (kg/cm2)
Vis
cosi
dad
(cp
)
Tabla 10: Estudio de agotamiento a 182.83ºC Hydrocarbon Analyses o f Produced Gas Phase – Mol Percent
Component 360.59** 317.57 282.13 247.12 211.82 176.67 141.52 106.36 71.63 36.34 0.91 0.91*
Hydrogen 0.00 0.29 0.30 0.30 0.29 0.26 0.22 0.18 0.14 0.09 0.07 0.00 Nitrogen 0.01 0.91 0.20 0.17 0.68 0.50 0.10 0.10 0.39 0.22 0.16 0.00 Carbon Dioxide 3.22 3.57 3.54 3.61 3.66 3.73 3.85 4.05 4.36 4.75 4.84 0.00 Methane 63.28 74.62 75.80 76.17 75.05 76.41 75.95 72.57 69.98 62.05 34.67 0.00 Ethane 8.07 8.78 8.61 8.68 8.82 8.85 9.15 10.29 11.64 14.58 19.21 0.00 Propane 2.01 2.13 2.16 2.39 2.47 2.48 2.54 3.19 3.72 5.25 9.52 0.04 Iso-Butane 3.61 3.73 3.54 3.48 3.60 3.36 3.51 4.32 5.01 6.84 14.92 0.07 n-Butane 0.91 0.85 0.80 0.73 0.73 0.64 0.71 0.88 0.98 1.33 3.74 0.31 Iso-Pentane 1.74 1.57 1.49 1.32 1.30 1.14 1.25 1.54 1.59 2.16 6.44 0.56 n-Pentane 1.27 0.74 0.70 0.61 0.61 0.51 0.55 0.61 0.55 0.72 2.22 1.00 Hexanes 4.15 0.93 0.90 0.76 0.78 0.63 0.68 0.73 0.61 0.79 2.27 3.53 Heptanes Plus 11.73 1.88 1.96 1.78 2.01 1.49 1.49 1.54 1.03 1.22 1.94 94.49 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00
Gas Properties
Relative Density 0.847 0.839 0.826 0.840 0.810 0.819 0.857 0.865 0.953 1.340 Relative Weight C7+ 106.7 106.9 107.1 107.5 107.4 107.1 107.3 106.7 106.5 105.1
Deviation Factor - Z 0.9301 0.9001 0.8916 0.8575 0.8583 0.8545 0.8542 0.8849 0.9182 0.9934 Gas Phase Produced-Cumulative
12600 17576 20369 22118 23748 25132 26287 27331 28435 29879
Petroleum Liquid, gal/m3
Propane Plus 1.48e-01 1.45e-01 1.47e-01 1.44e-01 1.26e-01 1.32e-01 1.55e-01 1.59e-01 2.14e-01 4.83e-01 Butanes Plus 1.28e-01 1.24e-01 9.00e-02 1.20e-01 1.02e-01 1.07e-01 1.24e-02 1.22e-01 1.63e-01 3.91e-01 Pentanes Plus 7.54e-02 7.48e-02 5.58e-02 7.04e-02 5.60e-02 5.86e-02 6.44e-02 5.40e-02 6.92e-02 1.77e-01
* Equilibrium Liquid Composition**Wellstream Composition;
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Figura 11: Fracción Molar de los Componentes
Fracción Molar de los componentes
0.0001
0.0010
0.0100
0.1000
1.0000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Etapa de la Liberación Diferencial
Fra
cció
n M
ola
r
Series2
N2
CO2
C1
C2
C3
IC4
NC4
IC5
NC5
C6
C7+
H2
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®
APENDICE 1: P V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO
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P. V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO
Campo Samaria Luna
Ubicación (Provincia) Región Sur Características del Yacimiento
Formación JSK
Presión original de yacimiento, kg/cm2 (psi) 873.77(12428)
Temperatura original de yacimiento, °C (°F) 182.83 (361.09)
Densidad del Aceite Original (a 15°C) Kg/m3 N.A
Características del Pozo
Nombre del Pozo Tizon-201
Profundidad del muestreo N.A
Ubicación del pozo N.A
Última presión de entrada en el orificio inferior (psig) N.A
Última presión de entrada en el orificio inferior, °C (°F) N.A
Agua producida en el pozo N.A
Estado del Pozo Produciendo
Condiciones de Muestreo (Muestras de Fondo)
Fecha del tomado de Muestras NOV 26 de 2004
Muestras tomadas por PEMEX
Presión de Separador, kg/cm2 (psig) 65.86 (936.7)
Temperatura de Separador, °C (°F) 47.36 (117.25)
Temperatura Ambiente, °C (°F) N/A
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APENDICE 2: GAS DEL SEPARADOR
PEMEX Exploración y Producción Informe Final Tizon –201 ( Intervalo 6503 – 6515 m ) Página 35
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COMPOSICION DEL GAS – GAS DEL SEPARADOR
NOMBRE DEL POZO: Tizon-201 ORDEN DE TRABAJO: OT-145 MUESTRA: No. 1 REGION Sur
COMPONENTE % MOLAR
NITROGENO 0.35 BIÓXIDO DE CARBONO 3.80 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 80.54 ETANO 8.73 PROPANO 3.36 ISOBUTANO 0.52 BUTANO NORMAL 1.07 ISOPENTANO 0.30 PENTANO NORMAL 035 HEXANO 0.30 HEPTANO Y MÁS PESADOS 0.31 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA (Total Gas) 20.8 MASA MOLECULAR RELATIVA (C7+) 104.7 PRESIÓN PSEUDO CRÍTICA kg/ cm2 47.65 TEMPERATURA PSEUDO CRÍTICA CO -55.55 DENSIDAD RELATIVA (AIRE = 1) 0.718 PROPANO LÍQUIDO (Galones/m3) 3.2e-02 PROPANO LÍQUIDO (Bls/p3) 2.1e-05 ISOBUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 5.9e-03 ISOBUTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 4.0e-06 BUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 1.1e-02 BUTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 8.0e-06 ISOPENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 3.8e-03 ISOPENTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 2.6e-06 PENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 4.4e-03 PENTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 3.0e-06 HEXANO LÍQUIDO (Galones/m3) 4.3e-03 HEXANO LÍQUIDO (Bls/p3) 2.9e-06 MAS PESADOS (Galones/m3) 5.2e-03 MAS PESADOS (Bls/1p3) 2.9e-06 CAPACIDAD CALORÍFICA (BTU/p3) 1169.90 PRESIÓN DE VAPOR (Kg/cm2) 0.7514
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APENDICE 3: LIQUIDO DEL SEPARADOR
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COMPOSICIÓN DEL ACEITE – LIQUIDO DEL SEPARADOR
NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No. 1 REGION SUR
COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.08 BIÓXIDO DE CARBONO 2.14 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 18.96 ETANO 6.98 PROPANO 6.05 ISOBUTANO 1.63 BUTANO NORMAL 3.87 ISOPENTANO 1.97 PENTANO NORMAL 2.70 HEXANO 4.51 HEPTANO Y MÁS PESADOS 51.11
TOTAL 100.00
MASA MOLECULAR RELATIVA 105.8 DENSIDAD 725.1 Kg/m3 API @ 15oC 63.5 DENSIDAD RELATIVA 0.7257 EQUIVALENCIA DE GAS 162.0
PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+
DENSIDAD 811.0 Kg/m3 DENSIDAD RELATIVA 0.8117 API @ 15oC 42.8 MASA MOLECULAR RELATIVA 169.5
Los cálculos para C6 y C7 están basados en el grupo de puntos de ebullición. Si el grupo de números de carbono se hubiera hecho, las fracciones molares serían (C6 : 0.0690) (C7+: 0.4872).
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PUNTO DE EBULLICIÓN COMPONENTE FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN
RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA
36.1-68.9 HEXANOS ……………… C6 0.0440 0.0359 0.0392 68.9-98.3 HEPTANO ……………… C7 0.0676 0.0796 0.0778 98.3-125.6 OCTANOS ……………… C8 0.0684 0.0918 0.0875
125.6-150.6 NONANOS ……………… C9 0.0542 0.0817 0.0762 150.6-173.9 DECANOS ……………… C10 0.0530 0.0886 0.0813 173.9-196.1 UNDECANOS ……………… C11 0.0367 0.0675 0.0612 196.1-215.0 DODECANOS ……………… C12 0.0272 0.0544 0.0487 215.0-235.0 TRIDECANOS ……………… C13 0.0241 0.0523 0.0464 235.0-252.2 TETRADECANOS ……………… C14 0.0159 0.0370 0.0325 252.2-270.6 PENTADECANOS ……………… C15 0.0122 0.0305 0.0266 270.6-287.8 HEXADECANOS ……………… C16 0.0076 0.0201 0.0175 287.8-302.8 HEPTADECANOS ……………… C17 0.0077 0.0216 0.0187 302.8-317.2 OCTADECANOS ……………… C18 0.0046 0.0138 0.0118 317.2-330.0 NONADECANOS ……………… C19 0.0027 0.0086 0.0074 330.0-344.4 EICOSANO ……………… C20 0.0025 0.0082 0.0069 344.4-357.2 HENEICOSANOS ……………… C21 0.0022 0.0075 0.0063 357.2-369.4 DOCOSANOS ……………… C22 0.0012 0.0045 0.0038 369.4-380.0 TRICOSANOS ……………… C23 0.0008 0.0029 0.0024 380.0-391.1 TETRACOSANOS ……………… C24 0.0008 0.0031 0.0026 391.1-401.7 PENTACOSANOS ……………… C25 0.0005 0.0022 0.0018 401.7-412.2 HEXACOSANOS ……………… C26 0.0003 0.0012 0.0010 412.2-422.2 HEPTACOSANOS ……………… C27 0.0001 0.0006 0.0005 422.2-431.7 OCTACOSANOS ……………… C28 0.0001 0.0004 0.0003 431.7-441.1 NONACOSANOS ……………… C29 0.0001 0.0003 0.0002 441.1- MAS TRIACONTANOS ……………… C30+ 0.0000 0.0000 0.0000
PUNTO DE EBULLICIÓN SUSTANCIA AROMÁTICA FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN
RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA
80.0 BENCENO ……………… C6 0.0068 0.0063 0.0048 110.6 TOLUENO ……………… C7 0.0242 0.0262 0.0204 136.2 ETILBENCENO ……………… C8 0.0039 0.0049 0.0038
138.4 - 144.4 XILENOS ……………… C8 0.0381 0.0475 0.0367 169.90 1,2, 4 ……………… C9 0.0117 0.0166 0.0128
PUNTO DE EBULLICIÓN NAFTENOS FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN
RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA
48.9 CICLOPENTANO ……………… CC5 0.0011 0.0007 0.0007 72.2 METILCICLOPENTANO ……………… MCC5 0.0090 0.0089 0.0079 81.1 CICLOHEXANO ……………… CC6 0.0081 0.0080 0.0069
101.1 METILCICLOHEXANO ……………… MCC6 0.0189 0.0218 0.0191 Los valores de C6+ están basados en la fracción de masa y en la fracción molar calculada. Se asume un recobro total de hidrocarburos del sistema cromatográfico.
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APENDICE 4: ANÁLISIS DEL GAS DE LA PRIMERA ETAPA FLASH
PEMEX Exploración y Producción Informe Final Tizon –201 ( Intervalo 6503 – 6515 m ) Página 40
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COMPOSICION DEL GAS – PRIMERA ETAPA FLASH
NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT-145 MUESTRA: No. 1 REGION SUR
COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.02 BIÓXIDO DE CARBONO 3.80 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 74.42 ETANO 9.51 PROPANO 2.34 ISOBUTANO 4.24 BUTANO NORMAL 0.94 ISOPENTANO 1.69 PENTANO NORMAL 0.76 HEXANO 0.85 HEPTANO Y MÁS PESADOS 1.16 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA (Total Gas) 24.2 MASA MOLECULAR RELATIVA (C7+) 105.5 PRESIÓN PSEUDO CRÍTICA kg/ cm2 46.95 TEMPERATURA PSEUDO CRÍTICA CO -38.65 DENSIDAD RELATIVA (AIRE = 1) 0.837 PROPANO LÍQUIDO (Galones/m3) 2.3e-02 PROPANO LÍQUIDO (Bls/p3) 1.5e-05 ISOBUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 4.9e-02 ISOBUTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 3.3e-05 BUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 1.0e-02 BUTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 7.1e-06 ISOPENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 2.2e-02 ISOPENTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 1.5e-05 PENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) 0.1e-02 PENTANO LÍQUIDO (Bls/p3) 6.6e-06 HEXANO LÍQUIDO (Galones/m3) 1.2e-02 HEXANO LÍQUIDO (Bls/p3) 8.3e-06 MAS PESADOS (Galones/m3) 2.0e-02 MAS PESADOS (Bls/1p3) 1.3e-05 CAPACIDAD CALORÍFICA (BTU/p3) 1362.86 PRESIÓN DE VAPOR (Kg/cm2) 0.8199
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APENDICE 5: ANÁLISIS DEL ACEITE DE LA PRIMERA ETAPA FLASH
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COMPOSICIÓN DEL ACEITE – PRIMERA ETAPA FLASH
NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No.1 REGION SUR
COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.00 BIÓXIDO DE CARBONO 0.00 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 0.00 ETANO 0.00 PROPANO 0.17 ISOBUTANO 0.13 BUTANO NORMAL 0.75 ISOPENTANO 2.01 PENTANO NORMAL 4.11 HEXANO 22.49 HEPTANO Y MÁS PESADOS 70.34
TOTAL 100.00
MASA MOLECULAR RELATIVA 156.1 DENSIDAD 793.5 Kg/m3 API @ 15oC 46.7 DENSIDAD RELATIVA 0.7942 EQUIVALENCIA DE GAS 120.2
PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+
DENSIDAD 825.5 Kg/m3 DENSIDAD RELATIVA 0.8262 API @ 15oC 39.8 MASA MOLECULAR RELATIVA 187.4
Los cálculos para C6 y C7 están basados en el grupo de puntos de ebullición. Si el grupo de números de carbono se hubiera hecho, las fracciones molares serían (C6 : 0.2419) (C7+: 0.6864).
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PUNTO DE EBULLICIÓN COMPONENTE FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN
RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA
36.1-68.9 HEXANOS ……………… C6 0.2195 0.1212 0.1448 68.9-98.3 HEPTANO ……………… C7 0.0650 0.0537 0.0568 98.3-125.6 OCTANOS ……………… C8 0.0903 0.0851 0.0876
125.6-150.6 NONANOS ……………… C9 0.0807 0.0854 0.0860 150.6-173.9 DECANOS ……………… C10 0.0823 0.0965 0.0957 173.9-196.1 UNDECANOS ……………… C11 0.0585 0.0754 0.0739 196.1-215.0 DODECANOS ……………… C12 0.0399 0.0561 0.0543 215.0-235.0 TRIDECANOS ……………… C13 0.0342 0.0521 0.0500 235.0-252.2 TETRADECANOS ……………… C14 0.0219 0.0358 0.0340 252.2-270.6 PENTADECANOS ……………… C15 0.0210 0.0368 0.0347 270.6-287.8 HEXADECANOS ……………… C16 0.0125 0.0233 0.0219 287.8-302.8 HEPTADECANOS ……………… C17 0.0128 0.0253 0.0236 302.8-317.2 OCTADECANOS ……………… C18 0.0091 0.0190 0.0177 317.2-330.0 NONADECANOS ……………… C19 0.0062 0.0137 0.0127 330.0-344.4 EICOSANO ……………… C20 0.0048 0.0113 0.0104 344.4-357.2 HENEICOSANOS ……………… C21 0.0040 0.0097 0.0089 357.2-369.4 DOCOSANOS ……………… C22 0.0029 0.0074 0.0068 369.4-380.0 TRICOSANOS ……………… C23 0.0024 0.0066 0.0060 380.0-391.1 TETRACOSANOS ……………… C24 0.0024 0.0067 0.0061 391.1-401.7 PENTACOSANOS ……………… C25 0.0023 0.0067 0.0061 401.7-412.2 HEXACOSANOS ……………… C26 0.0019 0.0057 0.0051 412.2-422.2 HEPTACOSANOS ……………… C27 0.0015 0.0048 0.0043 422.2-431.7 OCTACOSANOS ……………… C28 0.0007 0.0024 0.0021 431.7-441.1 NONACOSANOS ……………… C29 0.0005 0.0017 0.0016 441.1- MAS TRIACONTANOS ……………… C30+ 0.0006 0.0019 0.0017
PUNTO DE EBULLICIÓN SUSTANCIA AROMÁTICA FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN
RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA
80.0 BENCENO ……………… C6 0.0046 0.0030 0.0025 110.6 TOLUENO ……………… C7 0.0289 0.0219 0.0184 136.2 ETILBENCENO ……………… C8 0.0056 0.0049 0.0041
138.4 - 144.4 XILENOS ……………… C8 0.0544 0.0476 0.0397 169.90 1,2, 4 ……………… C9 0.0188 0.0187 0.0156
PUNTO DE EBULLICIÓN NAFTENOS FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN
RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA
48.9 CICLOPENTANO ……………… CC5 0.0054 0.0024 0.0026 72.2 METILCICLOPENTANO ……………… MCC5 0.0060 0.0042 0.0040 81.1 CICLOHEXANO ……………… CC6 0.0064 0.0045 0.0042
101.1 METILCICLOHEXANO ……………… MCC6 0.0203 0.0164 0.0155 Los valores de C6+ están basados en la fracción de masa y en la fracción molar calculada. Se asume un recobro total de hidrocarburos del sistema cromatográfico.
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APENDICE 6: ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO (LIQUIDO EN EQUILIBRIO)
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COMPOSICIÓN DEL ACEITE – ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO (LIQUIDO EN EQUILIBRIO)
NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No.1 REGION SUR
COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.00 BIÓXIDO DE CARBONO 0.00 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 0.00 ETANO 0.00 PROPANO 0.04 ISOBUTANO 0.07 BUTANO NORMAL 0.31 ISOPENTANO 0.56 PENTANO NORMAL 1.00 HEXANO 3.53 HEPTANO Y MÁS PESADOS 94.49
TOTAL 100.00
MASA MOLECULAR RELATIVA 182.4 DENSIDAD 823.4Kg/m3 API @ 15oC 40.2 DENSIDAD RELATIVA 0.8241 EQUIVALENCIA DE GAS 106.7
PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+
DENSIDAD 828.8Kg/m3 DENSIDAD RELATIVA 0.8295 API @ 15oC 39.1 MASA MOLECULAR RELATIVA 188.4
Los cálculos para C6 y C7 están basados en el grupo de puntos de ebullición. Si el grupo de números de carbono se hubiera hecho, las fracciones molares serían (C6 : 0.0632) (C7+: 0.9170).
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PUNTO DE EBULLICIÓN COMPONENTE FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN
RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA
36.1-68.9 HEXANOS ……………… C6 0.0342 0.0161 0.0200 68.9-98.3 HEPTANO ……………… C7 0.0817 0.0553 0.0608 98.3-125.6 OCTANOS ……………… C8 0.1040 0.0802 0.0858
125.6-150.6 NONANOS ……………… C9 0.0953 0.0825 0.0864 150.6-173.9 DECANOS ……………… C10 0.1043 0.1002 0.1032 173.9-196.1 UNDECANOS ……………… C11 0.0771 0.0814 0.0830 196.1-215.0 DODECANOS ……………… C12 0.0543 0.0624 0.0627 215.0-235.0 TRIDECANOS ……………… C13 0.0473 0.0589 0.0588 235.0-252.2 TETRADECANOS ……………… C14 0.0314 0.0425 0.0420 252.2-270.6 PENTADECANOS ……………… C15 0.0342 0.0491 0.0481 270.6-287.8 HEXADECANOS ……………… C16 0.0237 0.0362 0.0352 287.8-302.8 HEPTADECANOS ……………… C17 0.0202 0.0328 0.0317 302.8-317.2 OCTADECANOS ……………… C18 0.0161 0.0276 0.0266 317.2-330.0 NONADECANOS ……………… C19 0.0122 0.0221 0.0212 330.0-344.4 EICOSANO ……………… C20 0.0098 0.0186 0.0178 344.4-357.2 HENEICOSANOS ……………… C21 0.0073 0.0146 0.0139 357.2-369.4 DOCOSANOS ……………… C22 0.0049 0.0103 0.0098 369.4-380.0 TRICOSANOS ……………… C23 0.0041 0.0089 0.0084 380.0-391.1 TETRACOSANOS ……………… C24 0.0041 0.0094 0.0089 391.1-401.7 PENTACOSANOS ……………… C25 0.0037 0.0089 0.0084 401.7-412.2 HEXACOSANOS ……………… C26 0.0030 0.0074 0.0069 412.2-422.2 HEPTACOSANOS ……………… C27 0.0020 0.0052 0.0049 422.2-431.7 OCTACOSANOS ……………… C28 0.0010 0.0027 0.0025 431.7-441.1 NONACOSANOS ……………… C29 0.0008 0.0021 0.0020 441.1- MAS TRIACONTANOS ……………… C30+ 0.0088 0.0252 0.0234
PUNTO DE EBULLICIÓN SUSTANCIA AROMÁTICA FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN
RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA
80.0 BENCENO ……………… C6 0.0082 0.0043 0.0037 110.6 TOLUENO ……………… C7 0.0381 0.0237 0.0207 136.2 ETILBENCENO ……………… C8 0.0071 0.0051 0.0044
138.4 - 144.4 XILENOS ……………… C8 0.0692 0.0496 0.0430 169.90 1,2, 4 ……………… C9 0.0245 0.0199 0.0172
PUNTO DE EBULLICIÓN NAFTENOS FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN
RANGO (oC ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA
48.9 CICLOPENTANO ……………… CC5 0.0011 0.0004 0.0005 72.2 METILCICLOPENTANO ……………… MCC5 0.0097 0.0055 0.0055 81.1 CICLOHEXANO ……………… CC6 0.0100 0.0057 0.0055
101.1 METILCICLOHEXANO ……………… MCC6 0.0267 0.0177 0.0174 Los valores de C6+ están basados en la fracción de masa y en la fracción molar calculada. Se asume un recobro total de hidrocarburos del sistema cromatográfico.
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APENDICE 7: WELLSTREAM COMPOSITION
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COMPOSICIÓN WELLSTREAM - FLUIDO DE YACIMIENTO
NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145
MUESTRA: No. 1 REGION SUR
COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.01 BIÓXIDO DE CARBONO 3.22 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 63.28 ETANO 8.07 PROPANO 2.01 ISOBUTANO 3.61 BUTANO NORMAL 0.91 ISOPENTANO 1.74 PENTANO NORMAL 1.27 HEXANO 4.15 HEPTANO Y MÁS PESADOS 11.73
TOTAL 100.00
MASA MOLECULAR RELATIVA 44.9 DENSIDAD 535.1 Kg/m3 API @ 15oC 132.4 DENSIDAD RELATIVA 0.5356 EQUIVALENCIA DE GAS 281.8
PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+
DENSIDAD 820.9 Kg/m3 DENSIDAD RELATIVA 0.8216 API @ 15oC 40.6 MASA MOLECULAR RELATIVA 184.5