UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO ANZOATEGUI.
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS.
DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO.
LABORATORIO DE YACIMIENTOS I.
Manual de Laboratorio de Yacimientos
BACHILLERES:
PROFESOR:
ALFONZO, MARÍA.
LORENZO ARDITI.
C.I.20.326.093
TÉCNICO:
FIGUERA, KARLA
PEDRO BOADA.
C.I. 19.585.509
PREPARADOR:
MORET, ALFREDO
MANUEL RODRÍGUEZ.
C.I 20.078.183
NOGUERA,
CARLOS C.I
19.673.056
SAWAB, WAEL
C.I 19.918.213
BARCELONA, MARZO DE 2011
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO ANZOATEGUI.
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS.
DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO.
LABORATORIO DE YACIMIENTOS.
Barcelona, Marzo del 2011
CAPITULO I
POROSIDAD
PRÁCTICA Nº 1. POROSIDAD.
FUNDAMENTOS TEÓRICOS.
La porosidad es una propiedad petrofísica estática fundamental para la
evaluación de todo yacimiento y es una medida de la capacidad de
almacenamiento de fluidos que posee una roca.
La porosidad se expresa
como la fracción del volumen total de la roca que representa espacios vacíos
que pueden almacenar o no fluidos. Esta propiedad puede expresarse en
fracción, variando su valor entre 0 y 1, aunque también se expresa por el
porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad
total o bruta).
∅=
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑉𝑝 𝑉𝑡 − 𝑉𝑠
=
=
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑉𝑡
𝑉𝑡
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD.
•
De acuerdo a la interconexión de los poros
Porosidad absoluta o total: Es aquella porosidad que considera el
volumen poroso de la roca esté o no interconectado.
•
Porosidad efectiva: Es la fracción del volumen total correspondiente al
volumen de poros conectados entre sí. Es la que le interesa a los
ingenieros de petróleo para los cálculos de reservas de hidrocarburos.
•
Porosidad residual o no efectiva: Es la diferencia entre la porosidad
absoluta y la efectiva. Puede ser encontrada en carbonatos, zonas
altamente cementadas, y en rocas ígneas.
-
•
De acuerdo al origen geológico
Porosidad primaria: Es aquella que se desarrolla u origina en el
momento de la formación o deposición del estrato. Es propia de las
rocas sedimentarias como las areniscas (detríticas o clásticas) y calizas
oolíticas (no detríticas), formándose empaques de tipo cubico u
ortorrómbico.
✓ Intergranular: Es espacio vacío que queda entre granos que constituye
la roca. El rango de espacio intersticiales va desde tamaño subcapilares
hasta supercapilares, pero mayores de 0.5 mm de diámetro.
✓ Intercristalina: Representa el volumen de espacios vacios existente
entre cristales de ciertas rocas. Muchos de estos espacios vacios son
subcapilares, es decir poros menores de 0.002 mm de diámetro.
•
Porosidad secundaria: Es el resultado de procesos geológicos
(diagénesis y catagénesis) subsecuente a la deposición del material del
estrato o capa (sedimentos), es de mayor importancia en rocas
carbonatos.
•
Porosidad en solución: Las aguas que se filtran y que circulan por el
subsuelo, las cuales son ricas en minerales pueden dar lugar a
depósitos que sellen parcialmente algunos de los poros o canales de las
formaciones, fenómeno que reduce su porosidad y/o alteran la
geometría de los poros. Sin embargo, puede ocurrir un incremento de la
porosidad ocasionada por disolución del material solido soluble
constituido de la roca. Si el agua es rica en sales de magnesio, al
filtrarse a través de la calcita pueden provocar el fenómeno de
Dolomitización.
•
Porosidad por fractura: Originadas en las rocas sometidas a varias
acciones de diastrofismo. La porosidad en fractura es el espacio vacío
entre las paredes de una grieta o fisura. Todas las rocas son fracturables
en mayor o menor grado, así que todo movimiento de la corteza
terrestre, desde un plegamiento intenso hasta el asentamiento suave,
tienden a fracturarlas. Aunque la porosidad por fractura, incluso en el
mejor caso, cae por debajo de los máximos alcanzados por la roca
almacén de arenisca y carbonatos, pueden ser suficientes para la
acumulación de hidrocarburos en cantidades comerciales.
•
Porosidad por Dolomitización: Proceso mediante el cual las calizas se
convierten en dolomitas, que son mas porosas. En la Dolomitización
ocurre el reemplazo átomo por átomo y molécula por molécula de calcio
por magnesio y debido a que el volumen de una molécula de dolomita es
de 12% menor que la calcita, da resultado un volumen menor de la
matriz y un correspondiente aumento del volumen poroso (mayor
porosidad).
Limolita
Dolomita
2Ca𝐶𝑂3 + 𝑀𝑔+2
CaMg(𝐶𝑂3 )2 + Ca+
FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD.
✓ Presión de las Capas Suprayacentes: la alta presión de sobrecarga de
un estrato crea el acercamiento entre los granos y reduce los poros.
Mientras menor sea su efecto, mayor será el valor de porosidad.
✓ Escogimiento de los granos: mientras los granos de la roca sean más
uniformes mayor será la porosidad. Si hay heterogeneidad de granos,
los poros que existen entre los más grandes serán ocupados por los
granos más pequeños y reduciendo el tamaño espacio vacío o la
porosidad.
✓ Presencia de Partículas de Arcilla: los granos de arcilla son tan finos
que tienden a incorporarse en los poros de la roca acumulándose y
reduciendo el tamaño de los poros. A mayor contenido de arcilla, habrá
menor porosidad.
✓ Tipo de Empaque: para un sistema idealizado que supone que los
granos son uniformes y esféricos, los granos pueden disponerse en
cuatro arreglos de compactación los cuales poseen diferentes valores de
porosidad:
•
Cubico (∅=47,6%; empaque de menor compactación).
•
Ortorrómbico (∅=39,54)
•
Tetragonal Esferoidal (∅=30,91%)
•
Rombohedral (∅=25,96%)
✓ Material Cementante: los granos están pegados entre sí mediante una
cementación natural que por supuesto resta espacio poroso a ser
ocupado por los hidrocarburos. A mayor material cementante, menor
será la porosidad. Los cementos más comunes son: el sílice, carbonato
de calcio y la arcilla.
Métodos usados para determinar el volumen poroso efectivo
•
Método de inyección de mercurio: Consiste en inyectar mercurio a alta
presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio inyectado
representa el volumen poroso efectivo de la muestra.
•
Método del porosímetro de helio: Su funcionamiento está basado en
la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio (contenido en una
celda de referencia) es lentamente presurizado y luego expandido
isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la
expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la
magnitud del volumen desconocido; esta presión es medida. Usando
dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual
representa el volumen poroso de la muestra.
Medición de la porosidad con registros de pozos
•
Registro sónico.
•
Registro de densidad.
•
Registro neutrón.
PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL.
Experimento Nº 1: Determinación de la Porosidad Absoluta.
1. Manipular el manubrio, girándolo hacia la derecha, hasta que la escala
esté aproximadamente en 50 cc. Destapar el picnómetro. Luego, girar el
volante hacia la izquierda hasta que el mercurio desaparezca del
picnómetro.
2. Poner la tapa y abrir la válvula que se encuentra en la parte superior de
esta. Girar el volante (hacia la derecha) hasta que el mercurio aparezca
en el orificio que está en la parte superior de la tapa del picnómetro.
Llevar la escala y el dial a cero (0), haciendo girar el manubrio hacia la
izquierda.
3. Manipular el volante (hacia la derecha) hasta que la escala este en 30 cc
aproximadamente. Quitar la tapa. Luego, manipular el volante, hacia la
izquierda, hasta que quede una gota de mercurio en la parte inferior del
picnómetro. Tomar la lectura en la escala y el dial, este valor viene a ser
el volumen del picnómetro.
4. Colocar la tapa y llevar nuevamente la gota de mercurio a la parte
superior del picnómetro. Poner la escala y el dial a cero (o), si es
necesario.
5. Con la válvula abierta, girar el volante a la derecha hasta llevar la escala
a 40 cc. Cerrar la válvula y comprimir el aire que se encuentra en el
picnómetro a 2 atm o 30 lbs; esto se logra manipulando el volante a la
derecha. Tomar la lectura en la escala y el dial. Esta lectura representa
el Vf.
6. Repetir el paso 5, pero ahora con 30 cc. Tomar la lectura y esta
representa el valor de Vf1.
7. Al tener la escala en 30 cc aproximadamente, destapar el picnómetro e
introducir la muestra que se va a trabajar. Tapar el picnómetro y
observar que la válvula esté abierta.
8. Manipular el volante a la derecha lentamente hasta que la gota de
mercurio aparezca en el orificio. Tomar la lectura de la escala y el dial,
esta lectura es el Vt.
9. Con la muestra dentro del picnómetro, retroceder con el volante hasta
que la escala y el dial estén en 40 cc. Cerrar la válvula y comprimir hasta
2 atm. Tomar la lectura en la escala y el dial, esta lectura es el Vf2.
10. Repetir el procedimiento para las dos muestras restantes de arena
consolidada.
Experimento Nº 2. Determinación de la porosidad0 efectiva de cuatro
muestras no consolidadas.
1. Tomar un beaker y llenarlo con 100cc de arena sintética.
2. Tomar el cilindro graduado y añadir agua de chorro hasta alcanzar una
lectura de 50 ml.
3. Vaciar lentamente y con mucho cuidado, el agua o el aceite contenido en el
cilindro graduado en el beaker hasta que ésta sature completamente la
arena.
4. Tomar la lectura del nuevo volumen que queda en el cilindro.
5. Calcular el volumen poroso, restando el volumen inicial de agua del cilindro
con el volumen restante del mismo.
6. Repetir el procedimiento (paso 1-5) para la muestra de arena sintética, la
mezcla Arena sintética/grava y gravilla.
DATOS.
Tabla Nº1. Datos Obtenidos del Experimento #01. Determinación de la
Porosidad Absoluta.
Nro. de
1
2
3
4
Muestras
Vf2
Vt
Otros datos
Vf
Vf1
Tabla Nº2. Resultados Obtenidos del Experimento #01. Determinación de
la
Nº
de 1
Muestra
Fp
Vg(cc)
Ф (%)
Porosidad Absoluta.
2
3
3
CÁLCULOS.
Determinación de la porosidad absoluta
1. Cálculo del factor de presión (Fp)
2. Cálculo del volumen de los granos (Vg)
𝑉𝑔 = 𝐹𝑝(𝑉𝑓2 − 𝑉𝑓)
3. Cálculo de la porosidad ().
∅=
𝑉𝑡 − 𝑉𝑔
𝑉𝑡
Determinación de la porosidad efectiva en arenas no consolidadas.
1. Cálculo del volumen poroso (Vp):
𝑽𝒑 = 𝑽𝒂𝒈𝒖𝒂𝒄𝒊𝒍𝒊𝒏𝒅𝒓𝒐 − 𝑽𝒂𝒈𝒖𝒂, 𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆𝒓𝒆𝒔𝒕𝒂𝒏𝒕𝒆 𝒄𝒊𝒍
2. Cálculo de la Porosidad Efectiva:
∅=
𝑽𝒑
. 𝟏𝟎𝟎
𝑽𝒕
NOTAS.
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CAPITULO II
PERMEABILIDAD
PERMEABILIDAD
La permeabilidad es una propiedad física de la roca y representa la
medida de la facilidad con que una roca (formación) permite el flujo de un fluido
(o fluidos) de determinada viscosidad a través de ella2. Para que una roca sea
permeable deber tener porosidad interconectada (poros, cavernas, vasos
capilares o fracturas), es decir, porosidad efectiva.
Durante la sedimentación y litificación, algunos de los espacios porosos
inicialmente desarrollados comienzan a aislarse de otros espacios porosos por
varios procesos diagenéticos y catagéneticos tales como la cementación y la
compactación. Así muchos poros estarán interconectados mientras otros
estarán completamente aislados. De acuerdo a su conexión de clasifican:
•
Permeabilidad absoluta (𝑲):
Cuando existe una sola fase, la cual satura 100 % el medio poroso.
•
Permeabilidad efectiva (𝑲𝒆):
Cuando existe más de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen
simultáneamente. Esta permeabilidad es función de la saturación del
fluido considerado, y como es lógico suponer, será siempre menor que
la permeabilidad absoluta.
•
Permeabilidad relativa (𝑲𝒓):
Se refiere a la relación entre la efectiva y la absoluta. Esta
permeabilidad también es función de la saturación del fluido y siempre
será menor o igual a la unidad.
𝐾𝑟 =
𝐾𝑒
𝐾𝑎
; 𝐾𝑟
≤1
Otra clasificación es en base a su origen geológico y se divide de la
forma siguiente:
Existen muchos factores que pueden alterar a la permeabilidad entre
ellos se pueden mencionar los siguientes:
•
Forma y Tamaño de los granos
El tamaño y forma de los granos es la variable que más afecta la
permeabilidad y puede variar en varios órdenes de magnitud en un mismo
yacimiento. Si la roca esta compuesta de granos grandes y chatos,
uniformemente
arreglados
con
grandes
dimensiones
horizontales.
La
permeabilidad horizontal (Kh) sería muy alta, mientras que la permeabilidad
vertical (Kv) seria mediana a grande.
•
Arreglo de los granos de la roca
Para un tamaño determinado de granos no consolidados de forma
esférica, la permeabilidad depende únicamente del empaque, ya que a su vez
tiene un efecto sobre la porosidad. Esto puede deducirse observando la
ecuación de Kozeny, al considerar la superficie específica constante mientras
varía la porosidad. La empaquetadura de los granos puede considerarse como
el espaciamiento entre los mismos o su distribución en el espacio.
•
Efecto de la Presión de Sobrecarga
Se ha estudiado efecto de la presión de confinamiento o presión de
sobrecarga sobre la permeabilidad absoluta del medio poroso. Los resultados
de todos los estudios indican que la permeabilidad es reducida cuando la
presión de confinamiento incrementa. la permeabilidad absoluta de un medio
poroso solo puede ser expresada como una función de la diferencia entre la
presión de confinamiento y de la presión de poro, y es independiente de los
valores de estas presiones.
•
Cementación
La cementación también tiene gran impacto en la permeabilidad, pero
por lo general, presenta poca variación en una roca yacimiento. Tanto la
permeabilidad como la porosidad de rocas sedimentarias son influenciadas por
la extensión de la cementación y la ubicación del material de cementación
dentro del espacio poroso. La cementación afecta los canales porosos debido a
la deposición de material cementante que une los granos. A medida que el
grado de cementación avance la disminución en la porosidad y permeabilidad
será mayor.
•
Efecto Klinkenberg
El flujo de gas difiere del flujo de liquido, de la misma forma la
permeabilidad al gas difiere de la permeabilidad al liquido. En el caso de los
líquidos se considera que:
1) La permeabilidad al liquido de una roca es constante e
independiente de la presión diferencial impuesta bajo condiciones
de flujo laminar,
2) Que no ocurre reacción entre la roca y el fluido y
3) Que el espacio poroso de la muestra esté 10% saturado con el
fluido que fluye. Esto no ocurre con los gases.
Aplicación de la ley de Darcy:
La unidad básica de la permeabilidad se llama Darcy, en honor al
ingeniero francés Henry Darcy, quien estudió por primera vez en 1856 el flujo
de agua a través de filtros de arena. Su aparato experimental se muestra
esquemáticamente en la Figura A. Henry Darcy desarrolló la ecuación de flujo
de fluidos la cual ha sido una herramienta matemática fundamental en la
ingeniería de petróleo. Darcy interpretó los resultados de sus observaciones
por medio de la ecuación siguiente:
𝑞 =𝐾∗𝐴∗
ℎ1 − ℎ2
𝐿
Donde:
q = Tasa de flujo de agua a través del empaque cilíndrico.
A = Sección transversal.
L = Longitud.
K = Constante de proporcionalidad.
h1 y h2 altura por encima del nivel estándar del agua en los manómetros
localizados en las caras de entrada y salida y representan la cabeza hidráulica
en los puntos 1 y 2.
Fig. Nº2 Esquematización del experimento de Darcy
Las investigaciones de Darcy fueron confinadas a flujo de agua a través
de empaques de arena que estaban 100 % saturadas con agua.
Investigaciones posteriores encontraron que la ley de Darcy podía ser
extendida a otros fluidos diferentes al agua y que la constante de
proporcionalidad, K, puede ser escrita como K/μ, donde u, es la viscosidad del
fluido y k es la constante de proporcionalidad de la roca. La forma generalizada
de la Ley de Darcy se expresa de la siguiente forma:
υ𝑠 = −
𝐾 𝑑𝑝
𝑑𝑧
⌊ − 𝑔𝜌 ⌋
μ 𝑑𝑠
𝑑𝑠
Donde:
υ𝑠 = Volumen de flujo por unidad de área.
s = Dirección de flujo siempre positiva.
z = Coordenada vertical.
𝜌= Densidad del fluido.
g = Gravedad.
𝑑𝑝
𝑑𝑠
𝑑𝑧
𝑑𝑠
= Gradiente de presión a lo largo de la dirección s.
= Senθ, donde θ es el ángulo entre la dirección s y la horizontal.
μ = Viscosidad del fluido.
Las dimensiones de permeabilidad establecidas del análisis de la
ecuación anterior es L2. En sistema CGS de unidades, la unidad de la
permeabilidad es cm2. Sin embargo, la industria petrolera adoptó el Darcy
como la unidad estándar de permeabilidad la cual se define como sigue:
"Un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy (Figura B),
cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de un centipoise y
que satura totalmente el medio poroso, fluye a través de él bajo
condiciones de flujo viscoso a una tasa de un cm por segundo, por un
área transversal de un cm, por cm de longitud y bajo un diferencial de
presión de una atmósfera”.
PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA EL PERMEAMETRO A GAS
1. Una vez extraído el núcleo y limpio, introduzca la muestra en el porta
núcleos y adáptelo al sistema.
2. Abra la válvula de la bombona de nitrógeno o aire que regula la presión
de entrada al aparato a 30 lbs, si se utiliza un compresor de descarga a
30 lbs.
SELECCIÓN DEL MEDIDOR DE FLUJO
3. El rango de variación en los tubos está entre 20 a 120 divisiones
mediante la válvula se pone en operación el tubo de flujo (“largo”), se
abre la válvula reguladora de presión lentamente hasta alcanzar en el
manómetro una presión de 0.25 atm. Es aconsejable golpear el vidrio del
manómetro mientras se ajusta la presión, anote la altura alcanzada por
el flotador en el tubo de flujo, si el flotador está por encima de 20
divisiones aproximadamente.
4. Si el flotador quedo por debajo de las 20 divisiones, ponga en operación
el tubo intermedio (“Medium”) mediante el lector e incremente la presión
a 0.5 atm.
5. En caso de que el flotador no alcance el nivel del tubo largo ni el medio a
las presiones respectivas, ponga en operación el tubo pequeño
(“Small”), e incremente la presión a 1 atm.
6. Cuando se haya determinado el tubo de flujo a utilizar mediante el
procedimiento señalado, tome la lectura. Esta corresponderá a la altura
del flotador en el tubo de flujo respectivo. Se debe tomar la presión en
ese momento y la temperatura. Incremente la presión mediante el
regulador del permeámetro en 0.05 atm, haga la lectura en el medidor
de flujo y tome la presión y temperatura. Continúe este proceso
respectivamente aumentando la presión en un diferencial de 0,05 atm,
hasta obtener varios puntos, si es posible.
PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA EL PERMEAMETRO A
LIQUIDOO
1. Sature la muestra a trabajar previamente con el fluido que va a utilizar,
para ello se utiliza una solución de H2o y un equipo de saturación que
está conectado a una bomba de vacío.
2. Una vez saturada la muestra, colóquela en la porta núcleos y adáptelo al
permeámetro.
3. Llene el bulbo con el mismo fluido utilizado para saturar la muestra.
Dicho bulbo se encuentra adaptado al permeámetro por medio de una
manguera y está colocado en la parte izquierda superior del mismo.
4. Abra la válvula que se encuentra en la parte superior de la bureta
calibrada. (gire hasta que esta quede abierta).
5. Abra la válvula que se encuentra en la parte inferior de la bureta, el
liquido comenzara a entrar en ella, esta bureta está adaptada al
permeámetro, conectada al porta núcleos.
6. Cuando el nivel del líquido se encuentre por encima de la marca superior
de la bureta, cierre la válvula que está ubicada en la parte inferior de la
bureta. Cierre completamente la válvula superior.
7. Abra la válvula de la bomba de nitrógeno o aire que esta adjunta al
permeámetro. Regule la presión a 30 lbs. Si se utiliza un compresor,
regule la presión de descarga a 30 lbs.
8. Manipule el regulador de presión que esta adaptada al permeámetro
hasta que el manómetro marque 1 atm.
9. Tome un cronometro y abra la válvula que está en la parte superior de la
bureta graduada girando media vuelta.
10. Cuando el nivel del liquido pasa por la marca superior ponga en
funcionamiento el cronometro, igualmente, deténgalo cuando el nivel
pase por la marca inferior. De esta manera se toma el tiempo en que el
volumen de líquido contenido en la bureta pasa a través de la muestra.
DATOS
Datos Obtenidos del Experimento #01. Determinación de la
Permeabilidad efectiva a gas.
MUESTRA
LONGITUD(cm)
DIAMETRO(cm)
0.25
0.30
0.35
0.40
0.45
0.50
0.55
0.60
0.65
0.70
0.75
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
1
2
3
Experimento 2, Datos para el permeámetro a líquido.
Permeámetro a líquido.
TIEMPO (SEG)
TIEMPO (SEG)
PERMEABILIDAD PROMEDIO
MUESTRA 1
MUESTRA 2
NUESTRA 3
CÁLCULOS.
1. Calculo de la permeabilidad promedio:
Kg=
∑𝑘
𝑛
2. Calculo de la tasa:
𝑉
𝑄=
𝑡
DONDE:
T= Tiempo (seg)
Q= Tasa (cc/seg)
V= Volumen (cc)
3. Calculo de la permeabilidad
𝐾=
DONDE:
µ= Viscosidad (Cp)
Q= Tasa (cc/seg)
L= Longitud Cm
A= Área (Cm2)
P= Presión (atm)
µ∗𝑄∗𝐿
𝐴 ∗ 𝑃
NOTAS.
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CAPITULO III
GRANULOMETRIA
Granulometría
Se define como la distribución del tamaño de sus partículas, o bien es la
gradación que se lleva a cabo de los materiales sedimentarios, así como de los
suelos, con fines de análisis tanto de su origen como de sus propiedades
mecánicas. Esta granulometría se determina haciendo pasar una muestra
representativa de agregados por una serie de tamices ordenados, por abertura,
de mayor a menor.
En un estudio de granulometría se averigua la función de distribución
del diámetro de las partículas del suelo. Para suelos granulares: se emplea la
serie de tamices graduados de la ASTM siendo el más fino N° 200
Curva granulométrica
La curva granulométrica de un suelo es una representación gráfica de
los resultados obtenidos en un laboratorio cuando se analiza la estructura del
suelo desde el punto de vista del tamaño de las partículas que lo forman.
Para este análisis se utilizan dos procedimientos en forma combinada,
las partículas mayores de separan por medio de tamices con aberturas de
malla estandarizadas, y luego se pesan las cantidades que han sido retenidas
en cada tamiz. Las partículas menores se separan por el método hidrométrico.
Se representa gráficamente en un papel denominado "log-normal" por tener en
la horizontal una escala logarítmica, y en la vertical una escala natural.
En una curva granulométrica el coeficiente de uniformidad (Cu)
representa la extensión de la curva de distribución granulométrica, es decir, a
mayor extensión de esta curva, se tendrá una mayor variedad de tamaños, lo
que es propio de un suelo bien graduado; generalmente esto se cumple en
arenas para un Cu>6, y en gravas con un Cu>4.
A partir de la curva granulométrica se puede obtener información acerca
de la variedad de los tamaños de los granos presentes en la muestra a
estudiar. Así una muestra con coeficiente de uniformidad (Cu) <4 se considera
muy homogénea (poca variedad de tamaños). Mientras que si el Cu>6 la
muestra tiene una gran dispersión de tamaños de grano.
El coeficiente de curvatura (Cc) indica una curva granulométrica
constante, sin “escalones”, esto se cumple tanto en arenas como gravas
cuando 1<Cc>3. Estos coeficientes sirven para determinar cuándo un suelo se
encuentra bien gradado o mal gradado.
Los términos Cu y Cc se obtienen mediante las siguientes ecuaciones:
𝐶𝑢 =
𝐶𝑐 =
𝑑60
𝑑30
(𝑑30 )2
𝑑10 𝑥𝑑60
Donde:
Cu: Coeficiente de uniformidad (Adimensional).
Cc: Coeficiente de curvatura (Adimensional).
d10: Tamaño máximo de las partículas que constituyen la porción 10%
más fina del sueño (mm). Recibe el nombre de particular de diámetro efectivo.
d30: Tamaño máximo de las partículas que constituyen la porción 30%
más fina del sueño (mm).
d60: Tamaño máximo de las partículas que constituyen la porción 60%
más fina del sueño (mm).
Escala granulométrica
Partícula
Tamaño
Arcillas
< 0,002 mm
Limos
0,002-0,06 mm
Arenas
0,06-2 mm
Gravas
2 mm-6 cm
Cantos rodados 6-25 cm
Bloques
>25 cm
Tabla Nº 1 Escala Granulométrica
PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL.
1. Utilice la Balanza y pese aproximadamente 500 gramos de una mezcla
de arena, previamente lavada y secada en un horno.
2. Seleccione el número de tamices a utilizar en la práctica (14, 20, 35, 60,
120, 200).
3. Coloque cada tamiz uno sobre otro en una columna; desde el tamiz de
mayor diámetro al tamiz de menor diámetro.
4. Vacíe la mezcla de arena sobre la columna de tamices y tape.
5. Proceda a llevar la columna de tamices al ROPTAP. Comience el
proceso de cernido de la arena y continúe por espacio de 10-15 minutos.
6. Nuevamente con el uso de una balanza proceda a pesar la cantidad de
arena en cada uno de los tamices, incluyendo el tambor de residuos.
7. Determine el porcentaje (%) de pérdida de arena.
8. Calcule el porcentaje en peso del contenido de arena obtenido en cada
uno de los tamices luego del proceso de cernido.
9. Calcule el porcentaje en peso que atraviesa cada tamiz.
10. Con los datos obtenidos realice una curva granulométrica (%peso que
atraviesa el tamiz Vs Diámetro del tamiz).
Recuerde que 1 micrón = 0,001mm
11. Determine los coeficientes de uniformidad y curvatura
12. Mediante el uso de la escala granulométrica determine el tipo de
partículas que conforma su mezcla.
TABLA DE DATOS Y RESULTADOS.
Nº Tamiz
Abertura
Peso en el
(mm)
tamiz (gr)
% En peso
∑
Nº Tamiz
Abertura
(mm)
Porcentaje de pérdida de arena:
Tipo de arena
∑
Peso que
paso por el
tamiz (gr)
% En peso
NOTAS.
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CAPITULO IV
DENSIDAD Y GRAVEDAD
ESPECÍFICA
DENSIDAD
Densidad.
Es una propiedad físicas de los crudos y se define como la masa por
unidad de volumen en una sustancia. Puede expresarse como:
Donde:
ρ= Densidad (gr/cc).
m=Masa (gr).
V= Volumen (cc).
Comúnmente se expresa en gr/cc en el SI; también se puede escribir en
el Sistema Ingles en lbs/pie3o gal/pie3.
La densidad es función de la temperatura y la presión. Se ve afectada por
estos factores debido a que a mayor presión, menor volumen y con ello la
densidad aumenta; mientras que a mayor temperatura mayor volumen y la
densidad disminuye; considerando que la masa permanece invariable o
constante.
Entre los instrumentos más comunes para la medida de densidades
tenemos:
•
El densímetro, que permite la medida directa de la densidad de un
líquido
•
El picnómetro, que permite la medida precisa de la densidad de sólidos,
líquidos y gases picnómetro de gas.
•
La balanza hidrostática, que permite calcular densidades de sólidos.
•
La balanza de Mohr (variante de balanza hidrostática), que permite la
medida precisa de la densidad de líquidos.
Factores que afectan la densidad.
Entre los factores que afectan la Densidad están:
•
Temperatura y Presión: La variación de la densidad de los líquidos con
la presión es muy pequeña, no obstante, por efecto de temperatura la
densidad varia más, aunque poco, salvo a muy altas temperaturas. La
densidad de un gas disminuye al incrementar la temperatura o al
disminuir la presión y aumenta al disminuir la temperatura o al aumentar
la presión. Ambas propiedades son afectadas por la cohesión entre las
moléculas del fluido y el número de moléculas por unidad de volumen, lo
cual dependen siempre de la temperatura. Como la actividad y agitación
molecular aumenta cuando se incrementa la temperatura, existen menos
moléculas en un volumen dado de fluido, por lo tanto la densidad y la
gravedad específica disminuyen con el aumento de la temperatura.
•
Estructura Química: Los materiales están hechos de átomos que
forman las moléculas, la masa de un volumen unitario depende del
número de moléculas en él y de la masa de las moléculas. Cuanto más
moléculas por volumen unitario y cuantas más pesadas sean, es más
denso el material. La densidad depende de la masa de las moléculas
individuales de la sustancia, la energía de las mismas y las interacciones
entre ellas.
•
Estado de la Materia: Las moléculas en los sólidos tienden a agruparse
en estructuras mejor organizadas, que ayudan a dar a los sólidos su
fuerza y su rigidez. En los líquidos, las moléculas acostumbran a
agruparse más o menos en el mismo espacio, pero las uniones entre
ellas son mucho más débiles, dando a los líquidos su naturaleza
“suelta”. Para muchos materiales, el estado sólido es más denso que el
estado liquido. Una noble excepción es el agua, la cual es más pesada
que el hielo. En los gases, las moléculas tienen enlaces mucho más
débiles y se pueden mover ocupando más espacio, volviendo el gas
menos denso. Normalmente, existen cerca de 1.000 veces más
moléculas en un volumen de sólido ó liquido, comparado con el mismo
volumen de gas, así que, generalmente, las densidades de los gases
son cerca de 1.000 veces menores.
•
Composición Química: Las sustancias que contienen elementos con
un alto número atómico (muchos protones y neutrones) tienden a ser
más densas. Esto es estrictamente válido para los gases, en un mol
(numero estándar de partículas) de un gas siempre emplea el mismo
volumen (22,4 litros) en condiciones normales. Las substancias
orgánicas con un gran número de átomos de oxigeno (por ejemplo: los
azucares) tienden a ser ligeramente más densas que aquellas que
contiene principalmente carbono e hidrogeno (como las grasas y los
aceites). Muchos líquidos orgánicos, como los hidrocarburos, son menos
densos que el agua, a pesar de tener moléculas más pesadas.
Método del picnómetro.
El picnómetro es un instrumento sencillo utilizado para determinar con
precisión la densidad de líquidos. Su característica principal es la de mantener
un volumen fijo al colocar diferentes líquidos en su interior. Esto nos sirve para
comparar las densidades de dos líquidos pesando el picnómetro con cada
líquido por separado y comparando sus masas. Es usual comparar la densidad
de un líquido respecto a la densidad del agua pura a una temperatura
determinada, por lo que al dividir la masa de un líquido dentro del picnómetro
respecto de la masa correspondiente de agua, obtendremos la densidad
relativa del líquido respecto a la del agua a la temperatura de medición. El
picnómetro es muy sensible a los cambios de concentración de sales en el
agua, por lo que se usa para determinar la salinidad del agua, la densidad de
líquidos biológicos en laboratorios de análisis clínicos, entre otras aplicaciones.
Gravedad específica.
También es conocida como densidad relativa.Es la relación que hay
entre la densidad de un fluido y la densidad de otro fluido que se toma como
referencia, se debe tomar en cuenta que es una medida adimensional.
donde ρr es la densidad relativa, ρ es la densidad absoluta y ρ0 es la densidad
de sustancia.
Para los líquidos y los sólidos, la densidad de referencia habitual es la del
agua líquida a la presión de 1 atm y la temperatura de 4 °C. En esas
condiciones, la densidad absoluta del agua es de 1000 kg/m3, es decir,
1 kg/L.Para los gases, la densidad de referencia habitual es la del aire a la
presión de 1 atm y la temperatura de 0 °C.
PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL
Determinación de la densidad.
Procedimiento experimental:
1. Colocar el pedestal de base o caja portadora sobre una superficie plana
y a nivel.
2. Tomar una muestra de fluido.
3. Transferir la muestra al jarro de la balanza de lodo.
4. Colocar la tapa en la taza de la balanza de lodo con un movimiento de
torsión y asegurarse de que algo de la muestra de prueba sea expulsado
por el agujero de ventilación de la tapa.
5. Tapar con un dedo el agujero de ventilación y limpiar la balanza con
agua, aceite base, o Solvente. Limpiar cualquier exceso de agua, aceite
base, o solvente.
6. Calzar el borde agudo de la balanza en el fulcro de apoyo y equilibrar la
balanza haciendo correr el cursor a lo largo del brazo.
7. Registrar la densidad del costado del cursor más próximo a la taza de la
balanza (la flecha del cursor apunta a este lado).
NOTAS.
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CAPITULO V
TENSION SUPERFICIAL E
INTERFACIAL
Tensión superficial.
La tensión superficial es la tensión ejercida en la superficie de un líquido, el
cual está en contacto con un vapor o con aire. Se expresa en Dina/cm, en el SI.
Es producto de las fuerzas de atracción ejercidas entre las moléculas que se
encuentran en la superficie del líquido hacia a dentro del mismo líquido, lo que
hace que dicha zona se comporte a manera de una membrana elástica.
Los métodos más usados en el laboratorio para medir esta propiedad son:
el método del tensiómetro o anillo de Du Nouy, el del estalagnómetro Traube y
por medio del manómetro de tensión superficial. Entre los valores de tensión
superficial de algunas sustancias en presencia de aire a temperaturas de 20ºC
son: agua 72,6 dinas/cm y del alcohol etílico 17,01 dinas/cm. A continuación se
observan algunas sutancias con sus respectivas tensiones superficiales.
Sustancia
Tensión Superficial (Din/cm)
Agua
72.6
Benceno
28.9
n- Octano
21.8
Mercurio
465
n- Hexano
18.4
Tensión interfacial. Es la tensión de la superficie de separación o interfase
entre dos líquidos inmiscibles, pero en sentido estricto la tensión superficial es también
tensión interfacial.
Factores que afectan la tensión superficial e interfacial.
Las tensiones interfaciales y superficiales dependen de los fluidos
(composición), presión y temperatura. En el caso de sustancias puras se
pueden definir únicamente especificando la presión y la temperatura. Varios
agentes de superficie se usan como aditivos a fin de controlar las tensiones
mencionadas y los cuales tienen la propiedad de concentrarse en la interfase
reduciendo la tensión superficial, lo cual actúa favorablemente para aumentar
el recobro de petróleo del yacimiento.
Efecto de la temperatura sobre la tensión:
En general, la tensión superficial disminuye con la temperatura, ya que
las fuerzas de cohesión disminuyen al aumentar la agitación térmica. La
influencia del medio exterior se debe a que las moléculas del medio ejercen
acciones atractivas sobre las moléculas situadas en la superficie del líquido,
contrarrestando las acciones de las moléculas del líquido.
•
Efecto de los fluidos (composición) sobre la tensión:
En un fluido existen fuerzas de atracción por lo que una molécula en el
interior de la solución está sometida a fuerzas en todas direcciones, se necesita
trabajo para extender la superficie o para que una molécula escape de la
superficie en la evaporación. Las fuerzas que actúan sobre la superficie de, un
líquido e intentar minimizar su área se conocen como fuerzas de tensión
superficial. Las superficies tienen características similares a las de una
membrana. Por otro lado, los compuestos que reducen la tensión superficial se
denominan tensoactivos a diferencia de los que aumentan la tensión superficial
que se llaman tensoinactivos. La tensión superficial es la fuerza por unidad de
longitud que actúa sobre una superficie en ángulo recto, de tal manera que la
tensión superficial es el trabajo realizado por unidad de superficie en
condiciones isotérmicas que depende de la naturaleza del líquido y de las
fuerzas de atracción que actúan sobre el líquido.
Métodos para determinar la tensión superficial e interfacial de las
sustancias.
•
Método del Tensiómetro de DuNouy.
El método del levantamiento del anillo (tensiómetro de DuNouy), se
basa en medir la fuerza necesaria para separar un anillo de la superficie,
suspendiendo el anillo del brazo de una balanza, o utilizando un sistema de hilo
de torsión.
La fuerza para despegarlo está relacionada con la tensión superficial o
interfacial por la expresión:
=
*f
4 * * r
Donde σ es la tensión superficial, f es el empuje aplicado al anillo en
dinas; r es el radio medio del anillo y β es un factor de corrección. Para tener
un ángulo de contacto cero, se utilizan anillos de platino perfectamente limpios.
Es esencial que el anillo repose plano sobre la superficie líquida.
Para medidas en interfases, el líquido inferior debe mojar con preferencia
el anillo. La tensión superficial actúa sobre toda la circunferencia de este anillo,
y la nueva superficie que se forma posee dos lados.
En realidad es necesario tomar en cuenta un factor de corrección el cual varía
de 0.75 a 1.07 que depende de una pequeñísima porción de líquido que quedó
adherido. Generalmente los constructores de aparatos fabrican estos equipos ya
calibrados, de tal forma que no se requiere hacer cálculos de medición y los valores de
tensión superficial los da directamente. Así mismo hay otros equipos más sofisticados
digitalizados y con control de temperatura. Humectabilidad.
Es la tendencia de un fluido de adherirse a una superficie sólida, en
presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor área de
contacto posible con dicho sólido. Esta tensión de adhesión ocurre cuando
existe más de un fluido saturando el yacimiento, y es función de la tensión
interfacial. Se le conoce también como mojabilidad, denominándose como el
fluido mojante o humectante al que presenta mayor tensión de adhesión con la
roca del yacimiento.
La humectabilidad
de la roca puede medirse indirectamente según la
relación que muestran los ángulos de contacto: para una superficie sólida
humectada preferencialmente por agua la tensión de adhesión es positiva y
tiene un ángulo de contacto menor a 90º; para valores de θ mayores a 90º, la
roca tiende a humectarse con petróleo; y para valores de θ cercanos a 90º la
roca presenta igual preferencia de mojabilidad con los dos fluidos.
Presión capilar.
Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares,
la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos
capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida
que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que
estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones
de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las presiones
capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases.
PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL
Estudio de la tensión interfacial. Agua-aceite.
Procedimiento experimental:
1. Llenar el recipiente con 1000ml de agua con colorante
2. Añadir cuidadosamente 50ml de aceite
3. Discutir los resultados
Estudio tensión interfacial agua-papel-clip.
Procedimiento experimental
1. Llenar beaker con 100ml de agua
2. Con sumo cuidado posar un disco de papel sobre el agua
3. De igual forma posar sobre el papel un clip de metal
4. Espere a que el papel se humedezca completamente con el agua
5. Aplique una ligera presión sobre el clip
6. Discuta los resultados
Estudio de la tensión superficial leche y chicha
Procedimiento experimental.
1. Tome un plato plástico y llénelo con leche
2. Añada 5ml de colorante azul
3. Añada 6 gotas de colorante verde
4. Añada 3ml de colorante naranja y 3ml de colorante morado
5. Añada detergente líquido
6. Repita el procedimiento para la chicha y discuta los resultados
PROCEDIMIENTO PARA LA CELDA DE HELLSHOP
Efecto Barrido.
Procedimiento experimental.
1. Utilice la celda HELLSHOP homogénea
2. Seleccione un fluido para ser barrido (el de su escogencia)
3. Con el uso de una jeringa calcule 5ml de otros fluidos (los de su
escogencia)
4. Proceda a inyectar en el ojal de la celda los fluidos contenidos en la
jeringa para iniciar el proceso de barrido
5. Repita el proceso en la celda HELLSHOP heterogénea
6. Discuta los resultados
NOTAS.
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CAPITULO VI
INTRODUCCION A LA
ITERPRETACION DE REGISTROS
¿Qué es un registro, cuándo y por qué se corre un registro?
Un registro o perfili de pozos constituyen diversas técnicas geofísicas in
situ, que se utilizan en las operaciones petroleras para obtener una mayor
información de los parámetros físicos y geológicos del pozo tales como
saturación de agua en la formación, resistividad de las rocas, porosidad, etc.
La principal finalidad de un registro es conocer más datos de la
formación de interés y así correlacionando los diversos registros poder
determinar la existencia de hidrocarburo en la zona.
Estos registros se pueden correr durante varias etapas del pozo,
dependiendo de la información requerida y del registro a correr. De esta
manera se pueden correr registros durante la perforación, cementación y
completación del pozo.
Tipos de registr
REGISTRO SP
La curva de potencial espontáneo (SP) es un registro de fenómenos
físicos, que ocurren naturalmente en las rocas de una formación o reservorio
dado.
La curva del SP registra el potencial eléctrico producido por la interacción entre
el agua de formación, el fluído de perforación (conductivo) y lutitas, este voltaje
es resultado de una corriente contínua que se genera en dichos bordes por la
diferencia de salinidad. La pendiente de la curva de SP es proporcional a la
intensidad de corriente del SP en el lodo del pozo a ese nivel, dichas
intensidades de corriente están al máximo en los limites de las formaciones
permeable.La forma de la curva del SP y la amplitud de la deflexión enfrente a
la capa permeable dependen de varios factores.
REGISTRO DE INDUCCIÓN.
Esta herramienta se desarrollo en un principio para medir la resistividad de la
formación en pozos que contienen lodos con base aceite y en agujeros
perforados neumáticamente. Los instrumentos de los electrodos no funcionan
en lodos no conductivos. Diseñados para una investigación profunda, los
registros de investigación profunda, los registros de inducción pueden
enfocarse en el propósito de minimizar las influencias del agujero, las
formaciones adyacentes y la zona invadida.
Obtiene mejores respuestas en capas delgadas, son registros muy precisos
para resistividades entre unos cuantos oh-m a 50 ohm, a más de 200 ohm no
emite buenas respuestas.
Este registro se corre básicamente porque el pozo esta lleno de un fluido de
perforación base aceite, de tal manera que el registro SP no se puede correr ya
que no cuenta con el medio conductivo necesario.
REGISTRO SONICO:
El perfil sónico no es más que el registro continúo del tiempo que
emplea una onda sonora compresional, para viajar a través de un pie lineal de
formación. El tiempo requerido para este viaje, se denomina tiempo de tránsito.
El objetivo fundamental de este es medir la porosidad de la formación, lo cual
dependerá de la litología de la formación y de la naturaleza de los fluidos que
llenen los espacios porosos.
Se obtiene a partir del reciproco de la velocidad del sonido en el medio
considerado:
at = 10 6 / velocidad (pie/seg).
REGISTRO DE DENSIDAD:
Introducido a mediados del siglo XX, mide la densidad total de la
formación (incluyendo el fluido presente en el espacio poral) enviando un haz
de rayos gamma de 662 Kev de energía y registrando la intensidad de la
radiación gamma en los detectores. La intensidad recibida es una función
exponencial de la densidad del medio, por lo que a mayor densidad, mayor
intensidad recibida. Esto se debe a que el número de colisiones de los fotones
incidentes está directamente relacionado con el número de electrones de la
formación.
Cabe destacar que esta herramienta no mide exactamente la densidad
de la formación, ya que esta asume una relación uno a uno entre electrones,
protones y neutrones. Sin embargo, en minerales como la Halita esta
suposición puede generar errores de hasta un 6% con respecto a su densidad
real.
Limitaciones de los registros en presencia de las altas presiones y altas
temperaturas de un yacimiento.
A la hora de correr los registros es necesario proteger los sensores que
transmitirán la información a superficie. Consecuentemente estos censores
están expuestas simultáneamente a altas temperaturas y presiones, fluidos
(líquidos y gases) químicamente agresivos, esfuerzos mecánicos considerables
y rozamiento con las tuberías. Por esto para que los registros arrojen
resultados fidedignos y confiables de la formación se
deben proteger
adecuadamente a los sensores de las amenazas del medio ambiente a las que
están sometidos.
Para otorgarles alta resistencia a la corrosión y gran resistencia mecánica,
las herramientas construidas están hechas de materiales altamente resistentes
como titanio y aleaciones especiales.
Registros para medir la calidad de adherencia de la cementación de los
revestidores a la formacion.
Los registros que permiten medir la adherencia del cemento a la formación son
registros del tipo sónico.
El registro CBL denominado así por las siglas en ingles de Cement Bond Log,
o en español, Registro de la Pega de Cemento consiste en utilizar una curva de
amplitudes acústicas para valorar la integridad de la pega del cemento.
La herramienta CBL-VDL posee un transmisor acústico omnidireccional que
opera en 20 KHz y la señal se propaga en todas las direcciones, además de
dos receptores localizados entre 3 y 5 pies del transmisor.
Un CBL mide la amplitud de la señal sónica pasando por un casing (carcasa),
esta señal se reduce donde el casing está bien cementado. La amplitud es
registrada en milivoltios o como una atenuación en decibeles por pie (db/ft) o
como índice de pega (bond index).
· Amplitud atenuada: < que 10mV, indica buena adherencia cementorevestimiento.
· Amplitud alta: > que 10mV, indica mala adherencia.
Diferencias existen entre la corrida de registros en pozos verticales y la
corrida de registros en pozos horizontales.
La principal diferencia es la complejidad entre unos registros y otros. Los
registros de pozos convencionales se basan en mediciones hechas con
sensores centrados en el pozo; en los pozos verticales o casi verticales, el
comportamiento
de
fluidos
es
relativamente
simple
y
lo
sensores
convencionales de los registros son razonablemente precisos para medir los
diferentes parámetros dependiendo del tipo de registro que se esté corriendo.
En
pozos
horizontales,
las
mediciones
basadas
en
registros
convencionales no son los más adecuados para obtener perfiles que
representen fidedignamente el comportamiento del pozo, esto debido a un
comportamiento complejo tanto del fluido como de las propiedades de la roca.
Las correcciones ambientales en las herramientas para pozos horizontales son
más complicadas que en los pozos verticales debido principalmente a las
manifestaciones 3D de invasiones diferenciales de filtrados de lodo y la
heterogeneidad de las formaciones.
Cabe destacar la evolución que han venido sufriendo las herramientas
de registros con la finalidad de incrementar la base de datos de pozos
horizontales, la cual posteriormente se relacionará con la data de pozos
verticales.
La presencia de un buen revoque afecta positivamente la formación para
la corrida de registros. Este revoque actúa como una capa impermeable que no
permite pasar el fluido de perforación del pozo a la formación. En la vida real es
inevitable que exista cierta invasión de este fluido a la formación originando una
zona invadida. Es por esto que se hace de vital importancia un revoque efectivo
que disminuya en la mayor cantidad posible la perdida de circulación.
Cumpliéndose la condición de tener un buen revoque, el radio de invasión del
filtrado de lodo será menor, lo cual es muy beneficioso.
CAPITULO VII
SATURACION
Saturación y distribución de los fluidos
Como ya conocemos la porosidad es la que determina la capacidad de
almacenamiento de fluido que posee la roca, ya que es el porcentaje de
volumen total de la roca que representa al volumen poroso. Por ende para
estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesario
determinar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos
presentes.
Precisamente la fracción del volumen poroso ocupado por gas, petróleo o agua
es lo que denominamos saturación. Las ecuaciones matemáticas que
representan
𝑆𝑂 = (
la
saturación
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑃𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑆𝑤 = (
de
) ∗ 100
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠
𝑆𝑔 = (
los
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
) ∗ 100
) ∗ 100
fluidos
son
las
siguientes:
(Saturación de petróleo)
(Saturación de agua)
(Saturación de gas)
Entonces, si solo existe agua en los poros, una formación tiene una
saturación de agua del 100%, La saturación de petróleo o gas es la fracción
del volumen poroso que contiene el petróleo o gas. Los poros deben saturarse
con algún líquido. De este modo, la suma, de todas las saturaciones de una
determinada roca de formaci6n debe ser igual al 100% aunque existen casos
poco comunes de líquidos de saturación aparte del agua y del petróleo y el
gas (como bióxido de carbono o simplemente el aire), la presencia de una
saturacion de agua menor al 100% generalmente implica una saturaci6n de
hidrocarburos igual al 100% menos la saturacion de agua o sea 1 – Sw.
La saturación de agua de una formación puede variar de un 100% hasta un
valor muy pequeño; sin embargo, muy rara vez es nula. Sin importar que tan
"rica" sea la roca del yacimiento de petróleo o gas, siempre habrá una pequeña
cantidad de agua capilar que el petróleo no puede desalojar; generalmente
dicha saturación se conoce como saturación de agua connata o irreducible.
Del mismo modo, en el caso de una roca de yacimiento, con presencia de
petróleo o gas, es imposible retirar todos los hidrocarburos por medio de las
técnicas de evacuación y recuperación más comunes. Alguna cantidad de
hidrocarburos permanece atrapada en partes del volumen poroso; esta
saturación de hidrocarburos se conoce como saturación de petróleo residual.
Medida de la saturación de fluidos en rocas yacimiento.
Existen varios métodos de medida de la saturación de fluidos, las cuales
pueden ser in situ o en el laboratorio.
- Medida de la saturación en el pozo (in situ):
Esta medida se realiza por medio de herramientas que determinan la
resistividad de la formación, por medio de la cual es posible determinar la
magnitud de la saturación de fluidos. (Se le llama resistividad al grado de
dificultad que encuentran los electrones en sus desplazamientos) La
resistividad es el inverso de la conductividad eléctrica, definida
como la
capacidad de cualquier material para conducir corriente eléctrica.
Una típica roca yacimiento está conformada por sólidos y fluidos. Entre los
sólidos se encuentran minerales arcillosos y otros. Los minerales arcillosos
sólo pueden ser conductores por intercambio iónico. Entre los restantes, hay
conductores (pirita, magnetita, glaucomita, etc.) y no conductores (cuarzo,
feldespatos, carbonatos, etc.). Los hidrocarburos no son conductores mientras
que la salmuera, cuya conductividad depende de la salinidad y la temperatura
si lo es. De esta
forma si se asume que la matriz de la roca no conduce la
corriente eléctrica, esta podrá conducirse a través de fluidos que contengan
iones disueltos, en este caso la salmuera. Así, las rocas conducen la corriente
eléctrica porque tienen porosidad efectiva y saturación de agua. (La salmuera
es agua con una alta concentración de sal disuelta (NaCl)). Entre los factores
que determinan la conductividad eléctrica de una roca porosa y permeable, se
deben destacar la porosidad efectiva, la tortuosidad de los canales de flujo y
la saturación de agua.
-Archie (1940):
Encontró una relación empírica entre las medidas de resistividad de rocas y la
saturación de fluido en la muestra.
Este autor demostró que el Índice de
Resistividad IR es igual al inverso de la Saturación de agua elevado al
exponente de saturación n. El exponente de saturación, se ve afectado por la
humectabilidad del sistema, presión de sobrecarga, distribución de los fluidos
presentes en el yacimiento, cantidad y tipo de partículas arcillosas, entre otros.
- Medida de la saturación en laboratorio:
La determinación de la saturación en el laboratorio no es en principio una
buena medida de la saturación que originalmente se encuentra en el
yacimiento. Esto se debe a que las muestras de roca desde el momento que
se extraen de la formación productora hasta que llegan al laboratorio han
estado expuestas a cambios, tanto en presión como en temperatura, que han
llevado a que los fluidos se redistribuyan y a que se evapore una buena parte
de los compuestos volátiles de los crudos presentes. En este sentido, la
medida de las saturaciones de agua y crudo en el laboratorio debe tomarse
como un indicativo más no como una medida muy precisa de esta propiedad. A
continuación se presentan algunos métodos utilizados en el laboratorio para
determinar la saturación de muestras de roca.
•
El método de la retorta:
Este método consiste en calentar una muestra de roca a presión
atmosférica con el propósito de extraer los fluidos por evaporación.
La muestra es colocada en una cámara y calentada, los vapores son
condensados por circulación de agua y los fluidos producidos son
recolectados en un tubo graduado. Por tanto, la cantidad de aceite
recuperado por el método de la retorta es menor que la que la
cantidad de aceite en el núcleo. Este método es rápido y
suficientemente preciso. Debido a la alta temperatura el agua de
cristalización de las arcillas y otros minerales puede ser removida,
por lo que la cantidad de agua obtenida es un poco mayor que la
cantidad de agua libre en los poros debido al agua de cristalización
removida. Este método es rápido y suficientemente preciso.
Entre las ventajas de este método podemos enunciar las siguientes:
• El volumen de cada líquido es obtenido por medición directa.
• Se eliminan posibles errores de peso por sal depositada del agua
contenida en la muestra.
• Se eliminan posibles errores por perdida de granos de arena en el
manejo.
• El contenido de aceite es medido directamente mientras que en los
métodos de extracción el aceite contenido es calculado por diferencia entre
números relativamente altos.
Finalmente es importante anotar que este método puede ser utilizado en
muestras consolidadas, pero es de esperar que sea menos eficiente en estas
condiciones dado que el área superficial será menor.
•
El método de Destilación-Extracción (Dean Start):
Este método permite determinar la saturación de agua por medida directa y la
saturación de aceite conociendo el volumen poroso y la saturación de agua.
No permite determinar la saturación de gas.
Entre las ventajas de este método están: Es un método simple y la destilación
requiere de poca atención. Se determina el agua con precisión. Usa bajas
temperaturas.
-
Determinación
de
Saturación
a
partir
de
medidas
de
propiedades eléctricas de la roca
Del trabajo empírico realizado por Archie 1941 se puede establecer una
relación entre saturación de agua y resistividad de la formación de la forma
siguiente:
Ro/Rt = Sw (la w va elevada a la” n” ecuación 4.10 )
Donde :
Ro : Saturación de la roca 100% Saturada de Agua
Rt : Saturación de la roca Saturada de agua y aceite.
n : Exponente de saturación.
La idea es entonces medir en el laboratorio la resistividad para una roca 100%
saturada con agua (Ro) y saturarla con agua y aceite (Rt), con el fin de
determinar el valor de saturación.
Este es un método que se podría llamar indirecto para calcular la saturación, ya
que se basa en la medida de propiedades que permiten calcular la saturación,
no es una medida directa ni de volumen poroso ni del volumen total.
Para medir los valores de Ro y Rt es necesario montar el núcleo en una porta
muestras de tipo hidrostático, diseñado para este tipo de medida dado que
posee unos cabezotes superconductores que disminuyen los errores de las
lecturas de resistividad
Hay que tener presente que el equipo de medida está afectado por efectos
inductivos y capacitivos, de tal forma que para obtener valores puramente
resistivos es necesario garantizar que la frecuencia de lectura sea cero ( o lo
más cercana a cero que sea posible).
CAPITULO VIII
RECUPERACION SECUNDARIA
Estimación de reservas
Los primeros parámetros que se estiman o evalúan de una acumulación de
hidrocarburos son aquellos que permiten obtener los valores más certeros de
su volumen original en sitio de petróleo (POES), gas (GOES) y condensados
de gas (COES).
Si bien es cierto que es fundamental conocer los volúmenes originales de
hidrocarburos en sitio (VOHES); también es cierto que la atracción del valor
económico de la acumulación depende no del volumen en sitio sino de la
fracción extraíble del petróleo, gas y líquidos del gas, todos originalmente en
sitio.
La razón por la que no es sencillo determinar con certeza que fracción de los
volúmenes originales en sitio será extraíble; es que los volúmenes en sitio son
cantidades determinables (dentro del rango de precisión de la estimación) y
son físicamente invariables. Por el contrario, las reservas están sujetas a un
conjunto de condiciones o de suposiciones que deberán cumplirse para que a
su vez esas reservas sean físicamente producibles y se logre almacenarlas en
instalaciones en la superficie.
La explicación más genérica de reservas de gas, de petróleo, de líquidos de
gas es: aquella fracción del volumen original en sitio que se anticipa producible
si se cumplen las condiciones asociadas a su definición.
Clasificación de las reservas de hidrocarburos
Según el grado de certidumbre: probadas, probables y posibles.
Según la energía del yacimiento: primarias y suplementarias.
Según el grado de desarrollo: desarrolladas y no desarrolladas.
Factor de recobro
Representa la fracción del volumen de hidrocarburo original en sitio que puede
extraerse (o que ha sido extraído) de un yacimiento. El porcentaje de recobro
representa el porcentaje del hidrocarburo original en sitio que ha sido producido
hasta el momento en que el yacimiento tenga una presión P (P<Pi).
RECUPERACIÓN PRIMARIA
Flujo natural
El empuje del petróleo hacia los pozos se efectúa por la presión natural
que tiene el yacimiento. En la práctica se ha constatado que este empuje se
puede derivar de la presencia de un casquete de gas libre que yace encima del
petróleo; de un volumen de gas disuelto en el petróleo; de un volumen de agua
dinámica subyacente o de empuje por gravedad.
Casquete o Empuje de Gas:
Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del
reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre
debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio
entre el petróleo y el gas. Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la
máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del reservorio se
reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un
desplazamiento inmiscible del petróleo.
Empuje por Gas Disuelto:
Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado
hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento
hacia los pozos durante cierta parte de la vida productiva del yacimiento.
Eventualmente, a medida que se extrae petróleo, se manifiesta la presión de
burbujeo en el yacimiento y comienza a desarrollarse el casquete o capa de
gas en el yacimiento, inducida por la mecánica de flujo. Este tipo de extracción
es considerado más eficiente que el de casquete de gas. La práctica ha
demostrado que la extracción primaria puede acusar de 20 a 40 % del petróleo
en sitio.
Empuje por Agua o Hidráulico:
Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre
el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que
puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él. El empuje por
agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del
petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta
60 % y quizás más del petróleo en sitio.
Empuje por Gravedad:
Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento
que de un punto a otro crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en
grados y puede ser muy pequeño, 2°, o puede ser muy empinado, 45° o más.
Mientras más alto sea el buzamiento, mayor oportunidad tendrá el petróleo de
escurrirse buzamiento abajo.
Compresibilidad de la Roca y de los Fluidos:
Es una propiedad de la materia a la cual se debe que todos los cuerpos
disminuyan de volumen al someterlos a una presión o compresión determinada
manteniendo constantes otros parámetros. La compresibilidad de la roca y los
fluidos actúa como mecanismo de expulsión de hidrocarburos, una vez que la
producción inicia y los fluidos son desplazados a zonas de menor presión
(pozos) por lo que empiezan a manifestarse caídas bruscas de presión y por
consiguiente la expansión de la roca y los fluidos.
Fig. Nº 1 Recobro de petróleo por los diferentes mecanismos de producción primaria
RECUPERACIÓN SECUNDARIA
Estos métodos surgen por la factibilidad de poder continuar el recobro del
petróleo aún cuando el yacimiento no pueda producir por flujo natural. Entre las
técnicas de recuperación secundaria se encuentra la inyección de fluidos al
igual que los procesos de bombeo.
Inyección de agua
Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por
acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por
primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y
fue utilizada en los años cuarenta.
“Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas
arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales,
se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor
en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos
vecinos”.
Inyección de gas
Fue el primer método empleado y es un proceso donde el gas se inyecta
en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa
de producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta.
Se usó a principios de los años 1900, con el objetivo de mantener la presión
dentro del yacimiento.
La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas
inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.
Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo
existente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una
fase homogénea simple, la menor presión para que ocurra la movilización del
crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda
restringida en un valor mínimo de 5000 pies. El proceso enriquecido de
hidrocarburos varía según el proceso de inyección de gas a alta presión
principalmente, por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una
fase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del
proceso de alta presión.
RECUPERACIÓN MEJORADA (TERCIARIA)
Los procesos de Recuperación Mejorada surgen como una alternativa
para
incrementar
la
recuperación
de
hidrocarburos,
modificando
las
características de los fluidos y las fuerzas capilares que actúan sobre ellos.
La Recuperación Mejorada se fundamenta principalmente en técnicas
sofisticadas en la operación; suele ser de alto costo, pero muy efectivas, así
pues, la Recuperación Mejorada de hidrocarburos se define como la
producción de petróleo, mediante la inyección de un fluido que, además de
desplazar
el
petróleo,
modifica
favorablemente
los
mecanismos
de
recuperación de hidrocarburos.
MÉTODOS TÉRMICOS
Inyección cíclica de vapor
Este mecanismo posee diferentes etapas. Primero se inyecta un volumen de
vapor preestablecido por una a tres semanas. Luego se cierra el pozo por unos
días en fase de remojo de manera que el vapor se disperse uniformemente y
caliente la formación. Finalmente se abre de nuevo de pozo en fase de
producción hasta que este deje de ser económicamente rentable. El método se
aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante el
período de producción primaria. Y generalmente, luego del proceso se inicia
una inyección continua de vapor. La recuperación de petróleo es baja
frecuentemente porque sólo se ve afectada una parte de del yacimiento.
Inyección continua de vapor
Del mismo modo que la inyección de agua, este mecanismo de empuje es un
arreglo entre pozos de inyección y producción. En este caso, las pérdidas de
calor son mayores, por lo que el tamaño del arreglo es un punto importante a
considerar. Sin embargo, al recobro de petróleo puede pasar del 50%. El
proceso consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose una zona de
vapor que avanza a una tasa siempre decreciente. Para disminuir las pérdidas
de calor, se debe reducir el volumen de inyección hasta un valor conveniente,
más tarde se interrumpe por completo y se introduce agua caliente o fría
mientras que los productores se mantienen abiertos.
Combustión in situ
Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento
(aproximadamente 10%) para generar calor. El proceso se inicia bajando un
calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta
aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta lograr el
encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del pozo, se saca el
calentador, pero se continúa con la inyección de aire para mantener el avance
del frente de combustión, lo que permite que el fluido sea menos viscoso y se
pueda optimizar la producción de petróleo. Este método posee ciertas
desventajas ya que se necesita suficiente cantidad de energía para generar
vapor mediante la combustión del gas, otra de ellas es que el vapor pasa por
encima del yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se
recupere en un 30% del crudo del yacimiento. Existen tres tipos de procesos de
combustión.
Combustión Convencional o “hacia adelante”
La zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos. El
aire se inyecta para oxidar el petróleo, produciendo grandes volúmenes de gas.
Delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del petróleo, originando el
depósito de las fracciones más pesadas, en esa misma zona existe una
segregación por gravedad lo que genera que la temperatura del pozo aumente
y que la tasa de producción sea más elevada.
Combustión en reverso
La zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la corriente del aire, a
donde exista mas concentración de oxigeno. Los fluidos producidos deben fluir
a través de las zonas de altas temperaturas hacia los productores, haciendo
que ocurra la reducción de la viscosidad del petróleo por un factor de 10.000 o
más. Esto lo hace fluir fácilmente hacia los productores. Es utilizado en
petróleos viscosos.
Combustión húmeda
Se inyecta agua alternada con aire. Al reducirse la viscosidad del
petróleo frió se extiende la zona del vapor o zona caliente, esto hace que el
petróleo se mueva más fácilmente dependiendo de la cantidad del crudo
quemado y la tasa de inyección del aire.
MÉTODOS NO TÉRMICOS
Métodos miscibles (solventes, CO2, micro emulsiones)
Recientes trabajos han mostrado que la inyección de dióxido de carbono
como
gas
con
agua,
planificada
cuidadosamente
puede
incrementar
sustancialmente el recobro del petróleo. El CO2 reduce la viscosidad del crudo
y reduce la tensión interfacial entre la interfase agua-petróleo, lo que conlleva a
una mayor recuperación y producción de hidrocarburo.
Surfactantes
Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch,
incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial en el
agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el
crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la
mayoría del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un banco
fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del batch o tapón de
surfactante. En la siguiente figura se puede observar con mayor claridad lo
anteriormente dicho:
Métodos alcalinos
Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas
en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos
presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar
surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la
movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien
sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación
espontánea o por cambios en la humectabilidad.
Inyección de agua viscosa (polímeros)
El principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más
viscosa a partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a
una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se
puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de
recuperación. Entre los polímeros usados para este método se encuentran los
polisacáridos (o biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados.
Combinación de surfactantes, polímeros y alcalinos (ASP)
Consiste en cambiar las propiedades del agua inyectada, añadiendo
algunos químicos. El objetivo principal de estos químicos es disminuir la
tensión interfacial entre el agua y el petróleo, e incrementar la viscosidad del
agua para mejorar la relación de Movilidad Usualmente el primer slug inyectado
es una predescarga de agua, utilizada para acondicionar el yacimiento (ajustar
la salinidad). Luego se inyecta la solución de álcalis, surfactante y polímero,
seguido por una solución de polímero, para conducir el petróleo y controlar
la movilidad de los químicos. Por último se inyecta el agua de empuje la cual
conduce los slugs previos y el petróleo hacia pozos productores.
RESUMEN DE CRITERIOS PARA PROCESOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA
Propiedades del Petróleo
Viscosidad
(cps)
Composición
Características del yacimiento
Espesor Neto K promedio Profundidad(
(Pies)
(md)
pies)
Delgada o
buzamiento
N.C
>1000;>5000
Hidrocarburos
N2 Y gas de
combustión
>35
<10
%alto C2-C7
>30
Tipo de
formación
Areniscas o
calizas
>24; >35 para
N2
<10
%alto C1-C7
>30
Areniscas o
calizas
Delgada o
buzamiento
N.C
>4500
N.C
CO2
26
<15
%alto C5-C12
Areniscas o
calizas
Delgada o
buzamiento
N.C
>2000
N.C
Polímeros
25
<150
N.C
>10
<9000
<200
Tenso activos
>25
<30
>10
>20
<8000
<175
Alcalinos
Métodos Térmicos
13-35
<200
N.C
Livianos a
intermedios
Que tenga
ácidos
orgánicos
N.C
>20
<9000
<200
<1000
Algo de
comp.
Asfalticos
>10
>100*
>500
>150
>20
NC
>20
>200**
300-5000
N.C
**Transmisibilidad > 100md p/cp
Métodos de
inyección de gas
API
So
Temp. (ºF)
N.C
Métodos químicos
Combustión
<40. Normal
10-35
Inyección continua
de vapor
<25
N.C = no crítico
>10 petróleo
Móvil
>30
Pref.
Areniscas
Pref.
Areniscas
Sat.res
Pref.
Areniscas
Arenas de
alta
>40-50
porosidad
Arenas de
alta
>40-50
porosidad
*Transmisibilidad > 20md p/cp
PROCESOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO APLICANDO MÉTODOS TÉRMICO
Procedimiento Experimental:
1. Tomar 9 frascos enumerados y llenar con proporciones de alcohol y
agua como se indica a continuación:
Frasco 1…………………………… 9 cc de Agua y 1cc de Alcohol
Frasco 2…………………………… 8cc de Agua y 2 cc de Alcohol
Frasco 3…………………………… 7cc de Agua y 3 cc d Alcohol
Frasco 4……………………………..6 cc de Agua y 4 cc de Alcohol
Frasco 5……………………………..5 cc de Agua y 5 cc de Alcohol
Frasco 6……………………………..4 cc de Agua y 6 cc de Alcohol
Frasco 7……………………………..3 cc de Agua y 7 cc de Alcohol
Frasco 8……………………………..2 cc de Agua y 8 cc de Alcohol
Frasco 9……………………………..1 cc de Agua y 9 cc de Alcohol.
Realizar una grafica del índice de Refracción en función del porcentaje de agua (Ir
vs %agua). Incluya los valores de0%agua y 100%agua.
% agua vs Indice de Refraccion
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
1.336
% agua vs Indice
de Refraccion
1.346
1.356
1.366
Poly. (% agua vs
Indice de
Refraccion)
El modelo se encuentra saturado con alcohol para conservar intactas las
propiedades del mismo.
2. Desplazar el alcohol con agua. Tome muestra a la salida del modelo
aproximadamente cada 30 cc diferentes cilindros graduados (25).
3. Medir el índice de refracción de cada cilindro utilizando el refractómetro.
Abrir el refractómetro y colocar una pequeña cantidad de fluido en el porta
muestra, cerrar y encender la luz. Observar la división y luego la escala.
Tomar nota del Ir
4. Medir el tiempo en el cual se satura el modelo con agua.
5. Una vez que el modelo este saturado completamente con agua, empleando
el tiempo de saturación al igual que el volumen obtenido (recuperado) al
final del desplazamiento la tasa de flujo de agua.
6. Realice una gráfica Ir Vs volumen de solución acumulado. Para determinar
el volumen poroso.
Indice de Refraccion
Indice de refraccion vs Vol. Sol acumulado
1.37
1.36
indice de refraccion…
1.35
1.34
1.33
0
100
200
300
400
500
Vol. Sol. Acumulado (cm3)
600
700
7. Abrir la válvula que permite el flujo de Petróleo hacia el modelo y abrir la
válvula que está en el extremo derecho lentamente. Es recomendable abrir
solo un poco de esta válvula para lograr un mejor barrido.
8. Se continúa con esas válvulas abiertas hasta que salgan las primeras 20
gotas de petróleo. Cerrar las válvulas.
9. Determinar el POES
10. Abrir la válvula que permita la entrada de agua al modelo para desplazar el
crudo con agua. Todo el fluido que sale por la válvula de drenaje debe ser
recolectado en un cilindro graduado.
11. Luego de cierto tiempo, se debe irrumpir el agua en la salida del fluido, se
espera que salgan 20 gotas de agua, luego se cierran las válvulas y se
toma el valor recuperado al igual que el tiempo que duró el desplazamiento.
12. Determinar
las
propiedades
del
medio
(porosidad,
permeabilidad,
saturaciones, etc.)
13. Limpiar el modelo con gasolina, agua, y alcohol.
14. Repetir el experimento con otras soluciones (NaOH o salmuera).
DATOS Y RESULTADOS
Diámetro del interior del núcleo = 4 cm
Longitud total del núcleo = 76,2 cm
SUSTANCIA
INDICE DE REFRACCION
Agua
Alcohol
% de agua
Frasco 1
Frasco 2
Frasco 3
Frasco 4
Frasco 5
Frasco 6
Frasco 7
Frasco 8
Frasco 9
Índice de refracción
Volumen de solución
Vol. de Sol. Acumulado
Cilindro 1
Cilindro 2
Cilindro 3
Cilindro 4
Cilindro 5
¨
¨
Cilindro 23
Cilindro 25
Tiempo de saturación
Tiempo de recuperación
Volumen recuperado (Np)
Tasa empleada (q)
Determinar:
-Volumen Poroso
-Tasa de Flujo
-Factor de Recobro
-Porosidad
-Permeabilidad
-Saturación
Índice de Refracción
Ecuaciones Emplear:
∅=
%𝑆𝑟𝑤 =
%𝑆𝑜𝑟 =
𝑉𝑝
× 100
𝑉𝑡
𝑉𝑝 − 𝑃𝑂𝐸𝑆
× 100
𝑉𝑝
𝑃𝑂𝐸𝑆 − 𝑉𝑜𝑙. 𝑟𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜
× 100
𝑃𝑂𝐸𝑆
%𝑆𝑜 =
%𝑅𝑒𝑐𝑜𝑏𝑟𝑜 =
𝑉𝑖
× 100
𝑉𝑝
𝑉𝑜𝑙. 𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜
× 100
𝑃𝑂𝐸𝑆
𝑘=
𝜇∙𝑞∙𝐿
𝐴 ∙ ∆𝑃
NOTAS.
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