MANUAL DE LABORATORIO
100
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO ANZOATEGUI. ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS. DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO. LABORATORIO DE YACIMIENTOS I. Manual de Laboratorio de Yacimientos PROFESOR: LORENZO ARDITI. TÉCNICO: PEDRO BOADA. PREPARADOR: MANUEL RODRÍGUEZ. BACHILLERES: ALFONZO, MARÍA. C.I.20.326.093 FIGUERA, KARLA C.I. 19.585.509 MORET, ALFREDO C.I 20.078.183 NOGUERA, CARLOS C.I 19.673.056 SAWAB, WAEL C.I 19.918.213
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO ANZOATEGUI.
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS.
DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO.
LABORATORIO DE YACIMIENTOS I.
Manual de Laboratorio de Yacimientos
PROFESOR:
LORENZO ARDITI.
TÉCNICO:
PEDRO BOADA.
PREPARADOR:
MANUEL RODRÍGUEZ.
BACHILLERES:
ALFONZO, MARÍA.
C.I.20.326.093
FIGUERA, KARLA
C.I. 19.585.509
MORET, ALFREDO
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.
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO ANZOATEGUI.
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS.
DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO.
LABORATORIO DE YACIMIENTOS.
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).
∅=VolumenporosoVolumentotal
=VpVt
=Vt−VsVt
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD.
CAPITULO I
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
Muestras
1 2 3 4
Vf2
Vt
Tabla Nº2. Resultados Obtenidos del Experimento #01.
Determinación de la Porosidad Absoluta.
CÁLCULOS.
Determinación de la porosidad absoluta
1. Cálculo del factor de presión (Fp)
Otros datos
Vf
Vf1
Nº de
Muestra
1 2 3 3
Fp
Vg(cc)
Ф (%)
2. Cálculo del volumen de los granos (Vg)
Vg=Fp (Vf2−Vf)
3. Cálculo de la porosidad ().
∅=Vt−VgVt
Determinación de la porosidad efectiva en arenas noconsolidadas.
1. Cálculo del volumen poroso (Vp):
Vp=Vaguacilindro−Vagua,aceiterestantecil
2. Cálculo de la Porosidad Efectiva:
∅= VpVt
.100
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:
CAPITULO II
PERMEABILIDAD
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=KeKa; 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=−Kμ
⌊ dpds
−gρdzds
⌋
Donde:
υs= Volumen de flujo por unidad de área.
s = Dirección de flujo siempre positiva.
z = Coordenada vertical.
ρ= Densidad del fluido.
g = Gravedad.
dpds = Gradiente de presión a lo largo de la dirección s.
dzds= 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 1 2 3
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
Experimento 2, Datos para el permeámetro a líquido.
PERMEABILIDAD PROMEDIO
MUESTRA 1
MUESTRA 2
NUESTRA 3
Permeámetro a líquido.
TIEMPO (SEG)
TIEMPO (SEG)
CÁLCULOS.
1. Calculo de la permeabilidad promedio:
Kg=∑ kn
2. Calculo de la tasa:
Q=Vt
DONDE:
T= Tiempo (seg)
Q= Tasa (cc/seg)
V= Volumen (cc)
3. Calculo de la permeabilidad
K=µ∗Q∗LA∗P
DONDE:
µ= Viscosidad (Cp)
Q= Tasa (cc/seg)
L= Longitud Cm
A= Área (Cm2)
P= Presión (atm)
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
CAPITULO III
GRANULOMETRIA
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=d60
d30
Cc=(d30)
2
d10xd60
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
Limos0,002-0,06
mm
Arenas 0,06-2 mm
Gravas 2 mm-6 cm
Cantos
rodados6-25 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 TamizAbertura
(mm)
Peso en el
tamiz (gr)% En peso
Tipo de
arena
∑❑ ∑❑
Nº TamizAbertura
(mm)
Peso que
paso por
el tamiz
(gr)
% En peso
Porcentaje de pérdida de arena:
NOTAS.
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CAPITULO IV
DENSIDAD Y GRAVEDADESPECÍFICA
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 mayorpresión, menor volumen y con ello la densidad aumenta;mientras que a mayor temperatura mayor volumen y la
CAPITULO IV
DENSIDAD Y GRAVEDADESPECÍFICA
densidad disminuye; considerando que la masa permaneceinvariable 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/m 3 , 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 EINTERFACIAL
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
CAPITULO V
TENSION SUPERFICIAL EINTERFACIAL
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.
SustanciaTensión 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:
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
σ=β∗f
4∗π∗r
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 LAITERPRETACION 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
cemento-revestimiento.
· 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
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 la saturación de los
fluidos son las siguientes:
SO=(VolumenocupadoporelPetroleoVolumenporosoderocatotal )∗100(Saturación de petróleo)
CAPITULO VII
SATURACION
Saturación y distribución de los fluidos
Sw=( VolumenocupadoporelaguaVolumenporosoderocatotal )∗100(Saturación de agua)
Sg=( VolumenocupadoporelgasVolumenporosoderocatotal )∗100 (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).
CAPITULO VIII
RECUPERACION SECUNDARIA
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 deproducción 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 Características del yacimiento
API Composición So
Hidrocarburos >35 <10 %alto C2-C7 >30 N.C
<10 %alto C1-C7 >30 N.C
26 <15 %alto C5-C12 N.CMétodos químicos
Polímeros 25 <150 N.C N.C >10
Tenso activos >25 <30 >30 >10 >20
Alcalinos 13-35 <200 Sat.res N.C >20Métodos Térmicos
Combustión <1000 >40-50 >10 >100*
<25 >20 NC >40-50 >20 >200**
Métodos de inyección de gas
Viscosidad (cps)
Tipo de formación
Espesor Neto (Pies)
K promedio (md)
Areniscas o calizas
Delgada o buzamiento
N2 Y gas de combustión
>24; >35 para N2
Areniscas o calizas
Delgada o buzamiento
CO2
Areniscas o calizas
Delgada o buzamiento
>10 petróleo Móvil
Pref. Areniscas
Livianos a intermedios
Pref. Areniscas
Que tenga ácidos
orgánicosPref.
Areniscas
<40. Normal 10-35
Algo de comp.
Asfalticos
Arenas de alta
porosidad
Inyección continua de vapor
Arenas de alta
porosidadPROCESOS 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.
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.
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 Índice derefracción
Frasco1
Frasco2
Frasco3
Frasco4
Frasco5
Frasco6
Frasco7
Frasco8
Frasco9
Volumen desolución
Vol. de Sol.Acumulado
Índice deRefracción
Cilindro1
Cilindro2
Cilindro3
Cilindro4
Cilindro5
¨
¨
Cilindro23
Cilindro25
Tiempo de saturación
Tiempo de recuperación
Volumen recuperado (Np)
Tasa empleada (q)
Determinar:
-Volumen Poroso
-Tasa de Flujo
-Factor de Recobro
-Porosidad
-Permeabilidad
-Saturación
Ecuaciones Emplear:
∅=VpVt
×100
%Srw=Vp−POESVp
×100
%Sor=POES−Vol.recuperado
POES×100
%So=ViVp
×100
%Recobro=Vol.Recuperado
POES×100
k=μ∙q∙LA∙∆P
NOTAS.
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