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• Asahel Nuñez

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EXPLORACION Y PRODUCCION

Informe Final Informe Final Análisis de Ingeniería Pozo : Bolontiku-2 (Muestra 1, Intervalo 4780-4815 mVbmr) Activo Integral litoral de Tabasco Proyecto: Crudo Ligero Marino/Campo Bolontiku Orden de Trabajo: OT-02

Ítem: 6 ANALISIS PVT ®

AGAT

AGAT

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. CONTROL DE CALIDAD Y TRANSFERENCIA DE LAS MUESTRAS....................................................... 10 TABLA 2: RESUMEN DEL ANÁLISIS PVT ................................................................................................... 13 COMPOSICIÓN ORIGINAL DEL FLUIDO DE YACIMIENTO................................................................... 14 TABLA 3: RELACIÓN PRESIÓN-VOLUMEN DE FLUIDO DE YACIMIENTO A 159°C.................................................... 15 FIGURA 1: RELACIÓN PRESIÓN-VOLUMEN A TEMPERATURA YACIMIENTO, 159ºC................................................ 17 TABLA 4: SEPARACIÓN FLASH UNA ETAPA (FLUIDO DE YACIMIENTO)*............................................................. 18 TABLA 5: SEPARACIÓN FLASH DOS ETAPAS (FLUIDO DE YACIMIENTO)*.......................................................... 19 TABLA 6: PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159ºC.................................... 20 FIGURA 2: VOLUMEN DIFERENCIAL RELATIVO DE ACEITE A LA TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159°C ..................... 21 FIGURA 3: VOLUMEN DIFERENCIAL RELATIVO TOTAL A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159°C.............................. 22 FIGURA 4: GAS EN SOLUCIÓN A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159°C.......................................................... 23 FIGURA 5: FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Z) ................................................................................ 24 FIGURA 6: FACTOR DE EXPANSIÓN DEL GAS ............................................................................................ 25 TABLA 7: DENSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159°C........................................................ 26 FIGURA 7: DENSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159°C...................................................... 27 TABLA 8: VISCOSIDAD DEL GAS DE LA PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL .................................................... 28 FIGURA 8: VISCOSIDAD DEL GAS A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159°C...................................................... 29 FIGURA 9: GRAVEDAD DEL GAS A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159°C........................................................ 30 TABLA 9: VISCOSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159°C ..................................................... 31 FIGURA 10: VISCOSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 159°C .................................................. 32 TABLA 10: ESTUDIO DE AGOTAMIENTO A 159ºC ........................................................................................ 33 FIGURA 11: FRACCIÓN MOLAR DE LOS COMPONENTES ................................................................................. 34 APENDICE 1: P V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO................................... 35 APENDICE 2: ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO..................................................................... 37 APENDICE 3: COMPOSICIÓN ORIGINAL DEL FLUIDO DE YACIMIENTO............................................ 40 APENDICE 4: ENVOLVENTE DE FASES ............................................................................................ 42

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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 el fluido de yacimiento del pozo Bolontiku-2

La Tabla 1A resume la información de pozo y muestreo recolectada entre el 8 y el 11 de enero

de 2005 cuando se tomaron 3 muestras de fondo.

La Tabla 1B indica los

resultados del control de calidad realizado a las muestras de fondo del pozo Bolontiku-2. Una relación volumen-presión a temperatura de laboratorio fue realizada a cada muestra para asegurar de esta forma que estas fueran representativas. Las muestras de gas y aceite también fueron analizadas por cromatografía.

Después del control de calidad, el fluido de yacimiento se sometió a la prueba de separación flash (separación instantánea) para medir RGA y FVF para confirmar su calidad. El aceite y gas obtenidos de la separación flash (separación instantánea) fueron analizados composicionalmente utilizando cromatografía. Se midió la densidad del aceite vivo obteniendo un valor de 0.6386 g/cm3. En la prueba de separación flash (separación instantánea) de una etapa se encontró que la relación gas aceite (RGA) es 117.25 m3/m3. El aceite residual de la separación flash de una sola etapa tiene una densidad de 0.8446 g/cm3 (35.88 °API) a 15°C.

Una prueba de separación flash de dos etapas se efectúo al fluido de yacimiento. La prueba se realiza para dos diferentes condiciones de separador. Estas condiciones se mantuvieron durante la prueba. La Tabla 5 muestra los resultados obtenidos.

La prueba de liberación diferencial determinó que el Bo es 1.5382 y el Rsi es 128.63 m3/m3. Las viscosidades de los gases liberados varían desde 0.01745 cp a 127.47

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Kg/cm2 hasta 0.01133 cp a 1 Kg/cm2 absoluta. El aceite residual de esta prueba tuvo una densidad de 0.8588 g/cm3 (33.12 °API) .

La densidad del aceite de yacimiento a 159 °C esta dentro del rango de 0.6386 g/cm3 (para una presión de saturación de 147.29 Kg/cm2 absoluta) a 0.7586 g/cm3 (para una presión de 1 Kg/cm2 absoluta). La viscosidad del aceite de yacimiento a la presión de saturación de 147.29 Kg/cm2 absoluta y a temperatura de yacimiento de 159°C fue 0.342 cp, y 0.613 cp a 1 Kg/cm2 absoluta.

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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 (RGA). 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 confirmo 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 (Bo), el Rsi 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 en una serie de 12 etapas de reducción de presión, 4 puntos encima de la presión de saturación y 6 puntos entre presión de saturación y cero de presión. La viscosidad del fluido de yacimiento fue medida utilizando un viscosímetro magnético.

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DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO Una celda visual de PVT capaz de soportar una presión de 1054.6 kg/cm2 (15000 psi), tiene una capacidad ≈ 500 cm2 y ha sido calibrada para determinar el volumen interno. Los fluidos en la celda son presurizados a través de un pistón dentro de la celda visual para reducir el volumen efectivo. Una bomba Ruska es usada para desplazar el aceite hidráulico 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.

Las bombas que se utilizan en la prueba son tipo Ruska de desplazamiento positivo con una capacidad de presión de inyección de 1054.6 kg/cm2 y con una exactitud de 0.01 cm3 .

Un aparato de prueba de separación instantanea 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 cm3) 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 la RGA.

Muestras de gas producido están sujetas a un análisis composicional usando cromatógrafos de gas

Varían y Hewlett Packard.

sometidas a un análisis composicional

Muestras de aceite y gas son

usando un cromatógrafos de gas, Varian y

Hewlett Packard 5890 equipado con una columna capilar “Megabore” de 30 m y un diámetro de 530 µm.

Este análisis provee las fracciones molares para C1 a C30+

aromáticos y compuestos cíclicos. Este análisis puede ser usado con el análisis de gas, la RGA medida, y un programa de recombinación computarizado para obtener la composición inicial de una sola fase a condiciones pre-flash.

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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 Bolontiku-2 fueron tomadas con una presión de fondo de 877.78 kg/cm2 (12485 psi) y una temperatura de fondo de 159°C (318.2ºF).

Las Tablas 1A 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 (ver Tabla 4) determinó que la RGA es 117.25 m3/m3 desde el yacimiento a condiciones de tanque de almacenamiento (stock tank) y que el factor volumétrico de formación (FVF) es 1.5608. La densidad del aceite residual de la separación flash de una sola etapa es 0.8446 g/ cm3 (35.88ºAPI) a 15°C.

La Tabla 2 contiene la información pertinente a la relación presión-volumen del fluido de yacimiento a 159°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:

Y=

( Psat − P)  V  P ⋅ − 1  Vsat 

Donde: P Psat V Vsat

= presión (kg/cm2) = presión de saturación (kg/cm2) = volumen (cc) = volumen a presión de saturación (cc)

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

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La Tabla 6 y las Figuras 2 a 6 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, RGAs, gravedades de gas, factores de desviación, FVFs, factores de expansión para el gas. La Rs y el Bo a presión de saturación fueron determinados como 128.63 m3/m3 y 1.5382 respectivamente y la densidad del fluido residual es 0.8588 g/cm3 (33.12ºAPI) a 15°C.

La densidad del aceite a 159 °C esta dentro del rango de 0.6386g/cm3 (a presión de saturación de 147.29 Kg/cm2 absoluta) a 0.7586 g/cm3 a 1 Kg/cm2 absoluta (ver Tabla 7 y Figura 7). Las viscosidades de los gases liberados debajo de la presión de saturación (punto de burbuja) varían desde 0.01745 cp (a 127.47 Kg/cm2 absoluta) a 0.01133 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 debajo de la presión de saturación fue calculada en cada etapa de liberación y se encontró que está dentro del rango de 0.831 a 1.494 g/cm3. Los resultados se muestran en la Figura 9.

La viscosidad del aceite a temperatura de yacimiento de 159°C ( Tabla 9 y Figura 10) están entre 0.342 cp (a presión de saturación 147.29 Kg/cm2 ) y 0.613 cp (a 1 Kg/cm2 ). La Tabla 10 muestra 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 Región: Marina Pozo: Bolontiku-2 Muestra

Cilindro #

M1

817840

M2

817844

Intervalo: 4780-4815 mts Fecha de

Presión de

Temperatura

Punto de

Muestreo

Muestreo

°C

Muestreo

09-Enero05 09-Enero05

kg/cm2

psi

877.8

12485

151.66

Fondo

877.8

12485

151.66

Fondo

Tabla 1B. Control de Calidad y Transferencia de las Muestras Pozo: Bolontiku-2

Temperatura de Lab = 22 °C

Presión Atmosférica = 668 mmHg

Muestra

Cilindro #

Presión de Apertura

Presión de

Volumen

Saturación

cm3

kg/cm2

psi

kg/cm2

psi

M1

817840

106.87

1520

88.58

1260

525

M2

817844

98.43

1400

89.99

1280

600

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Presion 2850 2608 2395 2175 2067 1852 1645 1543 1444 1346 1260 1259 1258 1255

Relación P-V - Cilindro 817840

Presión (psig)

Bomba 64.5 63.5 62.5 61.5 61 60 59 58.5 58 57.5 57 56.5 55 53

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3000 2900 2800 2700 2600 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000

50

52

54

56

58

60

62

64

66

68

70

Lectura de bomba (cc)

Bomba 155 153

Presion 4839 4280

151 149 147 145 143 141 140 139 138 136

3755 3240 2770 2300 1850 1430 1280 1277 1276 1274

Presión (psig)

Relación PV - Cilindro 817844 4000 3800 3600 3400 3200 3000 2800 2600 2400 2200 2000 1800 1600 1400 1200 1000

134 136 138 140 142 144 146 148 150 152 154 156 158 160 Lectura de Bomba (cc)

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COMENTARIOS DEL CONTROL DE CALIDAD

La Tabla 1A muestra la información colectada el día del muestreo.

La Tabla 1B muestra la información obtenida en el laboratorio del control de calidad realizado a cada muestra de fondo. Las 2 muestras presentan presiones de apertura entre 98.43 kg/cm2 y 106.87 kg/cm2.

Los volúmenes de las muestras dentro de las botellas están entre 525 cc y 600 cc.

Los valores de presiones de saturación para las dos muestras son muy similares dándonos a conocer que el muestreo fue bien realizado y que no se presentaron fugas en el transporte y/o transferencia.

La cantidad de fluido de yacimiento recibido tiene buena calidad y es suficiente para realizar el estudio PVT y el estudio de precipitación de asfáltenos.

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Tabla 2: Resumen del Análisis PVT Temperatura de yacimiento, °C (°F) Presión de saturación, Kg/cm2 absoluta (psia)

159 147.29

318.2 2095

Propiedades del aceite saturado (aceite a punto de burbuja) Densidad, g/cm3 Volumen específico, cm3/g

0.6386 1.5659

Viscosidad (1) a 147.29 Kg/cm2 (2095 psia), cp

0.342

Factor Volumétrico de Formación, Prueba de Liberación Diferencial, m3/m31.5382 Factor Volumétrico, Prueba de Separación Flash de una sola etapa m3/m3 1.5608 Relación Gas/Aceite Prueba de Liberación Diferencial, m3/m3 Relación Gas/Aceite en el Separador Prueba de Separación Flash de una sola etapa m3/m3

128.63 117.25

Factor Volumetrico de Formacion,Boi at Reservoir Conditions(877.8 kg/cm2,159ºC)

1.2639

Compresibilidad del Aceite Saturado, Co (cc/cc/kg/cm2 × 10-4, cc/cc/psia × 10-5 ) De 147.29 a 699.98 Kg/cm2 absoluta (2095 a 9956 psia) De 147.29 a 550.22 Kg/cm2 absoluta (2095 a 7826 psia) De 147.29 a 325.59 Kg/cm2 absoluta (2095 a 4631 psia)

2.10 2.16 2.28

1.47 1.52 1.60

Expansión Térmica Volumen a Temperatura de Yacimiento / Volumen a 15°C

1.169

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COMPOSICIÓN ORIGINAL DEL FLUIDO DE YACIMIENTO

COMPONENTE

% MOLAR

NITROGENO

0.02

BIÓXIDO DE CARBONO

1.05

ÁCIDO SULFHÍDRICO

0.00

METANO

27.25

ETANO

11.53

PROPANO

7.66

ISOBUTANO

1.18

BUTANO NORMAL

4.23

ISOPENTANO

1.79

PENTANO NORMAL

2.94

HEXANO

4.59

HEPTANO Y MÁS PESADOS

37.76

TOTAL

100.00

MASA MOLECULAR RELATIVA

108.0

DENSIDAD o

API @ 15 C

730 Kg/m3 62.0

DENSIDAD RELATIVA

0.7307

EQUIVALENCIA DE GAS

159.9

PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+ DENSIDAD DENSIDAD RELATIVA o

API @ 15 C MASA MOLECULAR RELATIVA

860.9 Kg/m3 0.8616 32.6 227.1

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Tabla 3: Relación Presión-Volumen de Fluido de Yacimiento a 159°C Presión 2

(Psia)

699.98 625.10 550.22 475.35 400.47 325.59 250.71 175.84 147.29 145.99 145.46 144.90 143.35 140.12 136.33 132.95 126.20 120.71 115.10 110.46 104.97 102.01 98.50 94.99 91.75 85.98 80.92 76.56 72.77 69.53

9956 8891 7826 6761 5696 4631 3566 2501 2095 2076 2069 2061 2039 1993 1939 1891 1795 1717 1637 1571 1493 1451 1401 1351 1305 1223 1151 1089 1035 989

Kg/cm

Volumen Relativo (V/Vsat2)

0.8841 0.8991 0.9131 0.9298 0.9442 0.9594 0.9745 0.9901 1.0000 1.0040 1.0056 1.0073 1.0123 1.0232 1.0371 1.0502 1.0796 1.1064 1.1382 1.1684 1.2080 1.2321 1.2621 1.2954 1.3292 1.3965 1.4668 1.5340 1.6027 1.6662

Función Y Experimental3 Ajustada 4

2.2601 2.2548 2.2499 2.2388 2.2103 2.1700 2.1481 2.1002 2.0689 2.0236 1.9799 1.9383 1.9125 1.8896 1.8641 1.8387 1.7982 1.7569 1.7301 1.6992 1.6785

2.2531 2.2492 2.2450 2.2333 2.2091 2.1806 2.1552 2.1045 2.0633 2.0211 1.9862 1.9450 1.9228 1.8964 1.8700 1.8457 1.8024 1.7644 1.7316 1.7031 1.6788

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Presión Kg/cm

2

66.58 64.05 61.52 59.12 57.02 55.05 53.22 51.54 49.99 48.58

(Psia)

947 911 875 841 811 783 757 733 711 691

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Volumen Relativo (V/Vsat2)

1.7290 1.7937 1.8610 1.9334 1.9908 2.0703 2.1369 2.2026 2.2675 2.3304

Función Y Experimental3 Ajustada 4

1.6631 1.6375 1.6194 1.5977 1.5977 1.5654 1.5548 1.5450 1.5358 1.5274

1.6566 1.6376 1.6186 1.6006 1.5848 1.5700 1.5562 1.5436 1.5319 1.5214

Notas: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Psat = Presión de Saturación = 147.29 kg/cm2 absoluta (2095 psia) Vsat = Volumen de fluido de yacimiento a presión de saturación Función -Y = (Psat - P)/[P·((V/V sat) - 1)] Ajustada Y = 7.5126 ×10-3·P+1.553 (donde P es en kg/cm2) Coeficiente de correlación r2 = 0.99946 La cantidad de Muestra inyectada para PV fue 157.9 cm3 @ 699.98 kg/cm2

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Figura 1: Relación Presión-Volumen a Temperatura Yacimiento, 159ºC y = 7.5126E-03x + 1.1553E+ 00 R2 = 9.9946E-01

2.50

2.40

2.30

1.90 2.00 1.70

Función Y

Volumen Relativo, V/Vsat

2.10

1.50 1.30 1.60 1.10 0.90 0.70 0.50 0.0

1.20 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.0

Presión (kg/cm2) Relacion PV

Psat = 147.29kg/cm2

Función Y

Smoothed Y-Function

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Tabla 4: Separación Flash Una Etapa (Fluido de Yacimiento)* Desde Lib-Diferencial @ 159°C

Desde Primera etapa Flash @ 159°C

128.63 m3/m3

117.25 m3/m3

Factor Volumétrico de Formación(2)

1.5382

1.5608

Factor de Merma (Shrinkage Factor) (3)

0.6501

0.6406

0.8588 g/cm3

0.8446 g/cm3

Relación Gas/aceite(1)

Densidad del Fluido(4)

Notas 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.

(1)

Relación Gas/Aceite:

(2)

Factor Volumétrico de Formación: Volumen en metros cúbicos de aceite de yacimiento a 147.29 Kg/cm2, (absoluta) y 159 °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 almacenamiento; 844.6 kg/m3 a 15ºC (35.88ºAPI).

de

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

®

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Informe Final Página 19

Tabla 5: Separación Flash Dos Etapas (Fluido de Yacimiento)* Etapa 1

Etapa 2

P = 35 Kg/cm2

P = ATM

T= 41 ºC

T= 15 ºC

Relacion Gas/Aceite

80.15

22.18

102.33

Factor Volumetrico de Formacion

1.210

1.1007

1.3318

0.8264

0.9085

0.7508

Factor Shrinkage

Total

0.8379g/cm3

Densidad del Fluido Etapa 1

Etapa 2

P = 15 Kg/cm2

P = ATM

T= 39 ºC

T= 15 ºC

96.06

14.20

110.26

Factor Volumetrico de Formacion

1.2770

1.1019

1.4071

Factor Shrinkage

0.7830

0.9075

0.7106

Relacion Gas/Aceite

Total

0.8391 g/cm3

Densidad del Fluido Etapa 1

Etapa 2

Total

P = 3 Kg/cm2

P = ATM

T= 36 ºC

T= 15 ºC

Relacion Gas/Aceite

111.25

3.70

114.95

Factor Volumetrico de Formacion

1.4283

1.0602

1.5142

Factor Shrinkage

0.7001

0.9432

0.6604

0.8395 g/cm3

Densidad del Fulio Etapa 1

Etapa 2

P = 1 Kg/cm2

P = ATM

T= 33 ºC

T= 15 ºC

Relacion Gas/Aceite

114.29

1.88

116.17

Factor Volumetrico de Formacion

1.4340

1.0809

1.5500

Factor Shrinkage

0.6973

0.9251

0.6451

Densidad del Fulio

Total

0.8399 g/cm3

®

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Tabla 6: Prueba de Liberación Diferencial a Temperatura de Yacimiento, 159ºC

Densidad del

Volumen

Volumen

Relación

Gravedad

Presión Kg/cm 2

Aceite (g/cc)

Relativo de Aceite 1

Relativo Total2

Gas-Aceite En Solución(3)

Del Gas

699.98 625.10 325.59 147.29 127.47 113.41 99.34 85.28 71.22 57.16 43.10 29.04 14.98 0.91

0.7224 0.7103 0.6657 0.6386 0.6413 0.6524 0.6606 0.6707 0.6819 0.6944 0.7057 0.7174 0.7295 0.7586

1.3575 1.3807 1.4732 1.5356 1.5061 1.4604 1.4245 1.3841 1.3446 1.3042 1.2656 1.2235 1.1751 1.1164

1.5356 128.63 1.6632 114.10 1.7762 101.06 1.8920 90.17 2.0423 78.46 2.2100 67.97 2.4273 57.60 2.7456 46.89 3.3092 34.85 4.6410 21.40 40.5664 0.00

0.831 0.822 0.874 0.885 0.894 0.885 0.947 1.052 1.239 1.494

Gravedad

Z

Factor

del gas Factor de Volumétrico Acumulada Desviación(5) De Formación4

0.831 0.827 0.840 0.851 0.858 0.862 0.873 0.896 0.939 1.031

0.8896 0.8905 0.8928 0.8964 0.9013 0.9079 0.9162 0.9269 0.9431 0.9918

0.0103 0.0108 0.0130 0.0154 0.0196 0.0255 0.0338 0.0501 0.1021 1.6954

Factor de Expansión Del Gas

97.47 92.69 76.78 64.96 51.09 39.28 29.63 19.95 9.80 0.59

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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Informe Final Página 21

Figura 2: Volumen Diferencial Relativo de Aceite a la Temperatura de Yacimiento, 159°C

1.600

Volumen Diferencial Relativo (m3/m3 ), Bo

1.500

1.400

1.300

1.200

1.100

1.000 0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

Presión (kg/cm2)

®

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Figura 3: Volumen Diferencial Relativo Total a Temperatura de Yacimiento, 159°C

45.00

Volumen Diferencial Relativo Total (m3/m3 ), Bt

40.00

35.00

30.00

25.00

20.00

15.00

10.00

5.00

0.00 0

30

60

90

120

150

Pressión (kg/cm2)

®

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Informe Final Página 23

Figura 4: Gas en Solución a Temperatura de Yacimiento, 159°C

140

120

Gas en Solución (m3/m3 )

100

80

60

40

20

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Presión (kg/cm2)

®

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Informe Final Página 24

Figura 5: Factor de Compresibilidad del Gas (Z)

1.00

Factor de Compresibilidad del Gas (Z)

0.98

0.96

0.94

0.92

0.90

0.88

0.86 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90 100 110 120 130 140 150

Presión (kg/cm2)

®

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Informe Final Página 25

Figura 6: Factor de Expansión Del Gas

120 110

Factor de Expansión del gas 1/B g

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90 100 110 120 130 140 150

Presión (kg/cm2)

®

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Tabla 7: Densidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 159°C

Presión Kg/cm2 Psia 699.98 625.10 550.22 475.35 400.47 325.59 147.29 127.47 113.41 99.34 85.28 71.22 57.16 43.10 29.04 14.98 0.91

9956 8891 7826 6761 5696 4631 2095 1813 1613 1413 1213 1013 813 613 413 213 13

Densidad g/cm3 0.7224 0.7103 0.6995 0.6868 0.6764 0.6657 0.6386 0.6413 0.6524 0.6606 0.6707 0.6819 0.6944 0.7057 0.7174 0.7295 0.7586

Nota: 1. Las densidades arriba del punto de burbuja están calculadas a partir de los datos obtenidos en la prueba relación presión-volumen.

®

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Figura 7: Densidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 159°C

0.780

0.760

Densidad del aceite (g/cc)

0.740

0.720

0.700

0.680

0.660

0.640

0.620

0.600 0

100

200

300

400

500

600

700

800

Presión (Kg/cm2)

®

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

Presión (Kg/cm2) (Psia)

127.47 113.41 99.34 85.28 71.22 57.16 43.10 29.04 14.98 0.91

1813 1613 1413 1213 1013 813 613 413 213 13

Viscosidad(1) (cp)

0.01745 0.01687 0.01633 0.01583 0.01535 0.01488 0.01440 0.01384 0.01303 0.01133

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, 159°C

1.80E-02

1.70E-02

Viscosidad del Gas (cp)

1.60E-02

1.50E-02

1.40E-02

1.30E-02

1.20E-02

1.10E-02

1.00E-02 0

20

40

60

80

100

120

140

Presión (kg/cm2)

®

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Figura 9: Gravedad del Gas a Temperatura de Yacimiento, 159°C

Gravedad del Gas 1.70

1.200

1.100

1.000 1.30 0.900 1.10 0.800 0.90 0.700 0.70

Gravedad acumulativa del Gas

Gravedad Gas Individual

1.50

0.600

0.50

0.500 0

50

100

150

Presión (kg/cm2)

Individual Gas Gravity

Cumulative Gas Gravity

®

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Tabla 9: Viscosidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 159°C

Presión (Kg/cm2)

(psia)

Viscosidad del Aceite(1) (cp)

700.89 551.14 401.38 251.63 147.29 134.50 116.92 94.42 67.00 45.56 18.49 0.91

9969 7839 5709 3579 2095 1913 1663 1343 953 648 263 13

0.496 0.449 0.405 0.367 0.342 0.353 0.365 0.396 0.451 0.501 0.553 0.613

Nota 1. Medida utilizando un viscosímetro magnético.

®

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Informe Final Página 32

Figura 10: Viscosidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 159°C

0.65

0.60

Viscosidad (cp)

0.55

0.50

0.45

0.40

0.35

0.30 0.00

100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.00 800.00

Presión (kg/cm2)

®

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Tabla 10: Estudio de agotamiento a 159ºC Análisis de Hidrocarburos de la Fase de Gas Producida – Mol Porciento * Composición del liquido en equilibrio ** Composición del fluido original Componente

147.27**

127.47

113.41

99.34

85.28

71.22

57.16

43.10

29.04

14.98

0.91

0.91*

0.00 0.02 1.05 27.25 11.53 7.66 1.18 4.23 1.79 2.94 4.59 37.76 100.00

0.00 0.60 1.75 69.93 14.97 6.44 0.71 2.22 0.68 0.88 0.90 0.92 100.00

0.00 0.53 1.83 70.01 15.48 6.10 0.76 2.06 0.58 0.89 0.80 0.96 100.00

0.00 0.48 1.95 65.37 17.22 7.83 0.87 2.60 0.70 1.00 0.99 0.99 100.00

0.00 0.17 2.02 64.04 18.18 8.18 0.89 2.81 0.69 1.03 0.93 1.06 100.00

0.00 0.12 2.12 62.26 19.40 8.69 0.95 2.76 0.71 1.00 0.92 1.07 100.00

0.00 0.09 2.20 60.33 20.68 9.32 1.01 2.80 0.73 0.98 0.88 0.98 100.00

0.00 0.08 2.30 54.90 22.71 11.45 1.20 3.33 0.90 1.18 0.94 1.01 100.00

0.00 0.07 2.27 46.01 25.55 14.37 1.57 4.79 1.21 1.72 1.37 1.07 100.00

0.00 0.02 2.23 30.78 27.98 20.31 2.82 7.78 2.10 2.72 2.04 1.22 100.00

0.00 0.00 1.64 13.57 29.01 26.31 4.21 13.22 3.21 4.72 2.86 1.25 100.00

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.77 1.27 1.78 6.76 89.22 100.00

Propiedades del gas Densidad relativa Peso relativo C7+

0.831 105.5

0.822 106.2

0.874 105.6

0.885 106.2

0.894 106.2

0.885 104.6

0.947 105.4

1.052 105.3

1.239 104.6

1.494 103.4

Factor de desviación - Z

0.8896

0.8905

0.8928

0.8964

0.9013

0.9079

0.9162

0.9269

0.9431

0.9918

1960

3720

5190

6770

8185

9585

11030

12650

14470

17350

0.1437 0.0812 0.0483

0.1351 0.0759 0.0443

0.1710 0.0936 0.0540

0.1753 0.0959 0.0544

0.1788 0.0945 0.0531

0.1721 0.0819 0.0394

0.2113 0.1041 0.0522

0.2847 0.1453 0.0742

0.4182 0.2259 0.1104

0.6326 0.3665 0.1685

Hidrogeno Nitrógeno Dióxido de Carbono Metano Etano Propano Iso-Butano n-Butano Iso-Pentano n-Pentano Hexanos Heptanos +

Fase de gas producido acumulado Petróleo liquido, gal/m3 Propano + Butano + Pentano +

®

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Figura 11: Fracción Molar de los Componentes

Fracción Molar de los componentes 1.0000

0.1000 Series2 N2 CO2

Fracción Molar

C1 C2 C3 0.0100

IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7+ H2

0.0010

0.0001 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Etapa de la Liberación Diferencial

®

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Informe Final Página 35

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

®

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Informe Final Página 36

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

Bolontiku

Ubicación (Provincia)

Región Marina Suroeste

Características del Yacimiento Formación

Cretácico Inferior

Presión original de yacimiento, kg/cm2 (psi)

N/A

Temperatura original de yacimiento, °C (°F)

N/A

Densidad del Aceite(a 15°C)Kg/m3

N/A

Características del Pozo Nombre del Pozo

Bolontiku-2

Ubicación del pozo

N.A

Última presión de cierre en fondo Kg/cm2(psig) Última temperatura de cierre en fondo, °C (°F)

877.80(12485) _____

159(318.2)

Agua producida en el pozo Estado del Pozo

N.A Cerrado

Condiciones de Muestreo (Muestras de Fondo) Fecha del tomado de Muestras

Enero 09/11 de 2005

Muestras tomadas por

PEMEX

Presión de Separador, kg/cm2 (psi)

N/A

Temperatura de Separador, °C (°F)

N/A

Temperatura Ambiente, °C (°F)

N/A

®

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APENDICE 2: ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO (LIQUIDO EN EQUILIBRIO)

®

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COMPOSICIÓN DEL ACEITE – ANALISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO (LIQUIDO EN EQUILIBRIO) NOMBRE DEL POZO:

BOLONTIKU-2

MUESTRA:

No. 1

ORDEN DE TRABAJO:

OT-02

INTERVALO

COMPONENTE

4780-4815 m

% MOLAR

NITROGENO

0.00

BIÓXIDO DE CARBONO

0.00

ÁCIDO SULFHÍDRICO

0.00

METANO

0.00

ETANO

0.00

PROPANO

0.00

ISOBUTANO

0.20

BUTANO NORMAL

0.77

ISOPENTANO

1.27

PENTANO NORMAL

1.78

HEXANO

6.76

HEPTANO Y MÁS PESADOS

89.22

TOTAL

100.00

MASA MOLECULAR RELATIVA

228.2

DENSIDAD

855.5

API @ 15oC

33.8

DENSIDAD RELATIVA EQUIVALENCIA DE GAS

0.8563 88.6

PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+ DENSIDAD DENSIDAD RELATIVA o

API @ 15 C MASA MOLECULAR RELATIVA

866.2Kg/m3 0.8670 31.7 246.2

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: 0.0822) (C7+: 0.8776)

®

PEMEX Exploración y Producción Bolontiku-2 (Muestra 1, Intervalo 4780-4815 m)

PUNTO DE EBULLICIÓN RANGO (oC )

36.1-68.9 68.9-98.3 98.3-125.6 125.6-150.6 150.6-173.9 173.9-196.1 196.1-215.0 215.0-235.0 235.0-252.2 252.2-270.6 270.6-287.8 287.8-302.8 302.8-317.2 317.2-330.0 330.0-344.4 344.4-357.2 357.2-369.4 369.4-380.0 380.0-391.1 391.1-401.7 401.7-412.2 412.2-422.2 422.2-431.7 431.7-441.1 441.1- MAS PUNTO DE EBULLICIÓN RANGO (oC )

80.0 110.6 136.2 138.4 - 144.4 169.90 PUNTO DE EBULLICIÓN RANGO (oC )

48.9 72.2 81.1 101.1

Informe Final Página 39

COMPONENTE

……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ………………

HEXANOS HEPTANO OCTANOS NONANOS DECANOS UNDECANOS DODECANOS TRIDECANOS TETRADECANOS PENTADECANOS HEXADECANOS HEPTADECANOS OCTADECANOS NONADECANOS EICOSANO HENEICOSANOS DOCOSANOS TRICOSANOS TETRACOSANOS PENTACOSANOS HEXACOSANOS HEPTACOSANOS OCTACOSANOS NONACOSANOS TRIACONTANOS

FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA

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+

SUSTANCIA AROMÁTICA

……………… ……………… ……………… ……………… ………………

BENCENO TOLUENO ETILBENCENO XILENOS 1,2, 4

……………… ……………… ……………… ………………

0.0247 0.0305 0.0555 0.0538 0.0675 0.0656 0.0692 0.0706 0.0714 0.0645 0.0479 0.0623 0.0517 0.0358 0.0418 0.0292 0.0272 0.0258 0.0191 0.0085 0.0055 0.0046 0.0036 0.0021 0.0039

0.0318 0.0335 0.0592 0.0562 0.0693 0.0667 0.0693 0.0702 0.0703 0.0631 0.0465 0.0601 0.0497 0.0342 0.0398 0.0276 0.0257 0.0243 0.0180 0.0079 0.0052 0.0043 0.0034 0.0019 0.0037

FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA

C6 C7 C8 C8 C9

NAFTENOS

CICLOPENTANO METILCICLOPENTANO CICLOHEXANO METILCICLOHEXANO

0.0654 0.0508 0.0809 0.0699 0.0791 0.0700 0.0677 0.0639 0.0600 0.0506 0.0352 0.0432 0.0339 0.0222 0.0246 0.0164 0.0146 0.0133 0.0094 0.0040 0.0025 0.0020 0.0015 0.0008 0.0016

0.0002 0.0012 0.0116 0.0220 0.0068

0.0001 0.0007 0.0074 0.0140 0.0049

0.0001 0.0006 0.0064 0.0121 0.0043

FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA

CC5 MCC5 CC6 MCC6

0.0022 0.0070 0.0074 0.0177

0.0007 0.0035 0.0037 0.0104

0.0008 0.0035 0.0036 0.0102

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 3: COMPOSICIÓN ORIGINAL DEL FLUIDO DE YACIMIENTO

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Informe Final Página 41

COMPOSICIÓN ORIGINAL DEL FLUIDO DE YACIMIENTO

NOMBRE DEL POZO:

BOLONTIKU-2

MUESTRA:

No. 1

ORDEN DE TRABAJO:

OT-02

INTERVALO

COMPONENTE

4780-4815 m

% MOLAR

NITROGENO

0.02

BIÓXIDO DE CARBONO

1.05

ÁCIDO SULFHÍDRICO

0.00

METANO

27.25

ETANO

11.53

PROPANO

7.66

ISOBUTANO

1.18

BUTANO NORMAL

4.23

ISOPENTANO

1.79

PENTANO NORMAL

2.94

HEXANO

4.59

HEPTANO Y MÁS PESADOS

37.76

TOTAL

100.00

MASA MOLECULAR RELATIVA

108.0

DENSIDAD API @ 15oC

730 Kg/m3 62.0

DENSIDAD RELATIVA

0.7307

EQUIVALENCIA DE GAS

159.9

PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+ DENSIDAD DENSIDAD RELATIVA API @ 15oC MASA MOLECULAR RELATIVA

860.9 Kg/m3 0.8616 32.6 227.1

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Informe Final Página 42

APENDICE 4: ENVOLVENTE DE FASES

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Informe Final Página 43

ENVOLVENTE DE FASES EXPERIMENTAL

Temperatura (ºC) 20 30 60 100 159

Presión(Kg/cm2) 88.58 102.6 115.2 129.6 147.27

Fluido de Reservorio POZO BOLONTIKU-2 (Intervalo 4780-4815 m)

200 180 160

Presión, kg/cm2

140 120 100 80 60 40 20 0 0

50

100

150

200

250

o

Temperatura, C

P de Sat a dif. Temperaturas

P de Sat a Temp Yacimiento

Yacimiento

Separador

Punto Crítico

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