Guias de Analisis de Nucleos

8/18/2019 Guias de Analisis de Nucleos

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GUÍAS DE LABORATORIO DE LA ASIGNATURA DE ANÁLISIS DENÚCLEOS

INGENIERO JAVIER ANDRÉS MARTÍNEZ P.

FACULTAD: INGENIERÍAPROGRAMA: PETRÓLEOS

ASIGNATURA: ANÁLISIS DE NÚCLEOS2016


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INGENIERÍA DE PETRÓLEOSASIGNATURA: ANÁLSIS DE NÚCLEOS

2

CONTENIDO

1. PRESENTACIÓN DEL CURSO............................................................................ 7

1.1 IDENTIFICACIÓN DEL CURSO ...................................................................... 7

1.2 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 7

1.3 JUSTIFICACIÓN ............................................................................................... 7

1.4 OBJETIVO ......................................................................................................... 8

1.5 INSTRUCCIONES GENERALES ...................................................................... 8

1.6

PREPARACIÓN DE INFORMES ...................................................................... 8

1.7

EXPERIENCIAS DE LABORATORIO .............................................................. 9

1.8

METODOLOGÍA ............................................................................................... 9

1.9 EVALUACIÓN .................................................................................................. 9

2. DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU POR EL MÉTODOVOLUMÉTRICO ........................................................................................................ 10

2.1 OBJETIVOS ..................................................................................................... 10

2.1.1 Objetivo General ............................................................................................ 10

2.1.2

Objetivos específicos ..................................................................................... 10

2.2 MATERIALES Y EQUIPOS ............................................................................ 10

2.3

GENERALIDADES Y FUNDAMENTACIÓN ................................................. 11

2.3.1 Mapa isópaco ................................................................................................. 11

2.3.2 Planímetro digital........................................................................................... 11

2.3.3 Volumen Total del Yacimiento ...................................................................... 11

2.3.4 Cálculo del volumen bruto y del volumen neto a partir de mapas isópacos ..... 12

2.3.5

Petróleo Original In-Situ ................................................................................ 13

2.3.6

Gas original In-Situ ........................................................................................ 13

2.4 PROCEDIMIENTO .......................................................................................... 13

2.5

RESULTADOS ................................................................................................. 14

2.6 REGISTRO DE DATOS ................................................................................... 15

2.7 CUESTIONARIO ............................................................................................. 16

3. PREPARACIÓN DE MUESTRAS ...................................................................... 17

3.1 OBJETIVOS ..................................................................................................... 17

3.1.1

Objetivo General ............................................................................................ 17

3.1.2



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3

3.2

MATERIALES Y EQUIPOS ............................................................................ 17

3.3 GENERALIDADES Y FUNDAMENTACIÓN ................................................. 18

3.3.1

Núcleo ........................................................................................................... 18

3.3.2 Nuclear .......................................................................................................... 18

3.3.3 Tipos de muestras de roca .............................................................................. 19

3.3.4 Corazonamiento ............................................................................................. 20

3.3.5

Planeación del corte de núcleos ...................................................................... 21

3.3.6

Pruebas a realizar en el laboratorio ................................................................. 21

3.4 PROCEDIMIENTO .......................................................................................... 21

3.5 RESULTADOS ................................................................................................. 23

3.6

CUESTIONARIO ............................................................................................. 23

4. DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN POR EL MÉTODO DEDESTILACIÓN-EXTRACCIÓN ................................................................................. 24

4.1

OBJETIVOS ..................................................................................................... 24

4.1.1


4.1.2 Objetivos específicos ..................................................................................... 24



4.3.1

Saturación ...................................................................................................... 25

4.3.2 Tipos de Saturaciones .................................................................................... 26

4.4 PROCEDIMIENTO .......................................................................................... 26

4.5

RESULTADOS ................................................................................................. 27

4.5.1 Cálculos ......................................................................................................... 27

4.5.2 Registro de cálculos ....................................................................................... 28

4.6 CUESTIONARIO ............................................................................................. 29

5. DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD POR EL MÉTODO DELPOROSÍMETRO RUSKA DE EXPANSIÓN DE HELIO ............................................ 30

5.1

OBJETIVOS ..................................................................................................... 30

5.1.1


5.1.2




5.3.1 Ley de Boyle.................................................................................................. 30


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4

5.3.2

Porosidad ....................................................................................................... 31

5.3.3 Porosidad Efectiva ......................................................................................... 32

5.4

PROCEDIMIENTO .......................................................................................... 32

5.4.1 Calibración del equipo ................................................................................... 32

5.4.2 Determinación de la Porosidad ....................................................................... 33

5.5 RESULTADOS ................................................................................................. 33

5.5.1

Cálculos ......................................................................................................... 33

5.5.2

Registro de los resultados ............................................................................... 34

5.6 CUESTIONARIO ............................................................................................. 35

6. DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD. PERMEAMETRO RUSKA

PARA GASES ............................................................................................................. 36

6.1 OBJETIVOS ..................................................................................................... 36

6.1.1


6.1.2


6.2



6.3.1 Permeabilidad ................................................................................................ 37

6.3.2 Ley de Darcy ................................................................................................. 37

6.3.3

Determinación de la Permeabilidad ................................................................ 37

6.4 PROCEDIMIENTO .......................................................................................... 38

6.5 RESULTADOS ................................................................................................. 39

6.5.1

Cálculos ......................................................................................................... 39

6.5.2 Registro de Resultados ................................................................................... 41

6.6 CUESTIONARIO ............................................................................................. 42

7. DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD POR EL MÉTODO DESATURACIÓN............................................................................................................ 43

7.1 OBJETIVOS ..................................................................................................... 43

7.1.1


7.1.2


7.2



7.3.1 Principio de Arquímedes ................................................................................ 44

7.3.2 Determinación porosidad efectiva .................................................................. 44


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5

7.4

PROCEDIMIENTO .......................................................................................... 44

7.5 RESULTADOS ................................................................................................. 45

7.5.1

Porosidad efectiva (Método del dinamómetro) ............................................... 45

7.5.2 Porosidad efectiva (Método de la balanza) ..................................................... 46

7.5.3 Registro de Resultados ................................................................................... 47

7.6 CUESTIONARIO ............................................................................................. 47

8.

DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD AL LÍQUIDO A PARTIR DEPRUEBAS DE DESPLAZAMIENTO ......................................................................... 48

8.1 OBJETIVOS ..................................................................................................... 48


8.1.2



8.3

GENERALIDADES Y FUNDAMENTACIÓN ................................................. 49

8.3.1

Permeabilidad absoluta al líquido ................................................................... 49

8.4

PROCEDIMIENTO .......................................................................................... 50

8.4.1 Montaje de la Muestra.................................................................................... 50

8.4.2 Operación de los subsistemas ......................................................................... 51

8.4.3 Criterios de estabilidad................................................................................... 51

8.5

RESULTADOS ................................................................................................. 52

8.5.1 Registro de Datos ........................................................................................... 52

8.5.2 Cálculos ......................................................................................................... 52

8.6

CUESTIONARIO ............................................................................................. 52

9. PRESIÓN CAPILAR ........................................................................................... 53

9.1 OBJETIVOS ..................................................................................................... 53





9.3.1

Tensión superficial e interfacial ..................................................................... 54

9.3.2

Presión Capilar .............................................................................................. 54

9.4 PROCEDIMIENTO .......................................................................................... 55

9.5 RESULTADOS ................................................................................................. 56

9.6 CUESTIONARIO ............................................................................................. 56


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6

10.

PRÁCTICA EXTRAMUROS Y/O VISITA TÉCNICA .................................... 57

10.1 OBJETIVOS ..................................................................................................... 57

10.1.1



BIBLIOGRAFÍA RECOMENDADA .......................................................................... 58

ANEXO. MANUAL DE OPERACIÓN DEL PERMEÁMETRO LÍQUIDO ............... 59


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7

1.

PRESENTACIÓN DEL CURSO1.1 IDENTIFICACIÓN DEL CURSO

ASIGNATURA ANÁLISIS DE NÚCLEOSC DIGO BEINPE07

CAR CTER PRÁCTICOINTENSIDAD 2 CRÉDITOS (3 Horas Semanales)

PRERREQUISITO PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO CAMPO DE

FORMACIÓNPROFESIONAL

1.2 INTRODUCCIÓN

Los núcleos proporcionan datos esenciales para la exploración, evaluación y producciónde yacimientos de petróleo y gas. Estas muestras de rocas permiten que losgeocientíficos examinen directamente las secuencias depositacionales penetradas poruna barrena de perforación. Además, brindan evidencias directas de la presencia,distribución y capacidad de producción de hidrocarburos y permiten la revelación devariaciones en los rasgos del yacimiento, que podrían no haber sido detectadas a travésde las mediciones derivadas de los registros de fondo de pozo solamente. Mediante lamedición y el análisis de la porosidad, la permeabilidad y la saturación de fluido, basado

en muestras de núcleos, los operadores pueden caracterizar mejor los sistemas porososde las rocas y modelar con precisión el comportamiento de los yacimientos paraoptimizar la producción.

El análisis de núcleos es vital para determinar las propiedades de la matriz de las rocas yconstituye un recurso importante para la caracterización de formaciones. El proceso,conocido como análisis rutinarios de núcleos, ayuda a los geocientíficos a evaluar la porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluido, la densidad de grano, la litología yla textura.

1.3 JUSTIFICACIÓN

Los laboratorios se consideran de vital importancia y son necesarios como complemento práctico de las asignaturas. Se trata de aplicar los conceptos teóricos y a la vezdemostrarlos y reafirmarlos; obteniendo como resultado una mayor compresión de lascaracterísticas, propiedades y comportamiento de las rocas del yacimiento.


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1.4 OBJETIVO

Al finalizar el curso el estudiante estará en capacidad de estimar con base en muestrasrepresentativas del yacimiento las siguientes propiedades y características de la roca:

• Preparación de Muestras• Saturaciones de Fluidos• Volúmenes totales y Porosos•

La Permeabilidad al Gas• La permeabilidad al Líquido• La presión Capilar

1.5 INSTRUCCIONES GENERALES

Para un buen funcionamiento y desarrollo de las prácticas de laboratorio, es necesariotener en cuenta las siguientes consideraciones:

• Cada estudiante preferiblemente deberá utilizar bata cuando esté desarrollandocualquier trabajo con el equipo en el laboratorio.

• Debido a la delicadeza de algunos equipos de laboratorio, se debe dar mejor trato aellos y ser muy cuidadoso con su uso.

• El equipo de laboratorio debe permanecer limpio antes y después de cada práctica.• Dentro del laboratorio está prohibido fumar e ingerir alimentos.• La hora de entrada será fijada por el horario. Se permite un retardo máximo de diez

(10) minutos.• Cualquier anomalía favor comunicarla al encargado del laboratorio, monitor o al

profesor de la asignatura.

1.6 PREPARACIÓN DE INFORMES

Los informes de laboratorio con algunas excepciones se entregarán a los siete (7) díasdespués de realizada la experiencia al inicio de la clase al monitor del curso. Elcontenido del informe debe ser claro y preciso. Se debe tener en cuenta los siguientesaspectos:

•

Índice• Objetivos Generales y Específicos•

Elementos Teóricos (Máximo 4 hojas)• Procedimiento (Diagrama de Flujo)• Tabla de Datos• Muestras de Cálculo• Tabla de Resultados• Análisis de Resultados


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9

•

Fuentes de Error• Conclusiones y recomendaciones

•

Respuesta al Cuestionario y al Taller• Bibliografía

1.7 EXPERIENCIAS DE LABORATORIO

• EXPERIENCIA 1. DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITUPOR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO.

•

EXPERIENCIA 2. PREPARACIÓN DE MUESTRAS.• EXPERIENCIA 3. DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN POR EL

MÉTODO DE DESTILACIÓN-EXTRACCIÓN CON SOLVENTE.• EXPERIENCIA 4. DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN POROSO. MÉTODO

DEL POROSÍMETRO RUSKA DE EXPANSIÓN DE HELIO.•

EXPERIENCIA 5. DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD.PERMEÁMETRO RUSKA PARA GASES.

• EXPERIENCIA 6. DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD. MÉTODO DESATURACIÓN.

• EXPERIENCIA 7. DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD ALLÍQUIDO A PARTIR DE PRUEBAS DE DESPLAZAMIENTO.

• EXPERIENCIA 8. DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN CAPILAR. CELDAPARA PRESIÓN CAPILAR RUSKA. TALLER

• PRÁCTICA EXTRAMUROS Y/O VISITA TÉCNICA

1.8 METODOLOGÍA

Antes de realizar las prácticas de laboratorio, los subgrupos formados por máximo 5estudiantes harán una exposición corta (máximo 20 minutos) sobre el tema tratado encada experiencia. También los alumnos presentarán una evaluación corta (15 minutos).

1.9 EVALUACIÓN

ITEM PORCENTAJE (%)Parciales (3) 60

Informes (8) 20Quices (8) 10Exposiciones 10


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10 EXPERIENCIA No 1

2.

DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU POR ELMÉTODO VOLUMÉTRICO

2.1 OBJETIVOS

2.1.1 Objetivo General

Determinar el volumen de petróleo original in-situ de un yacimiento por el métodovolumétrico.

2.1.2 Objetivos específicos

• Conocer la definición de reservas de hidrocarburos y comprender la diferencia entrereservas originales in situ y reservas remanentes.

• Adquirir habilidad en el manejo del planímetro digital para determinar los datos deáreas con el mínimo de error posible.

•

Analizar en los mapas isópacos simples y complejos, los contactos de fluidos, fallaso barreras impermeables y ubicación de los pozos perforados.

• Comprender el método volumétrico, su uso en el cálculo de reservas y las

circunstancias particulares bajo las cuales es posible utilizar el método sin que elerror involucrado sea demasiado alto.

• Analizar los factores que afectan los cálculos del volumen del yacimiento medianteeste método.

• Desarrollar otros métodos para calcular el volumen de petróleo original in situ, talcomo el método de integración gráfica y genera conclusiones acerca del método másapropiado para calcular reservas.

2.2 MATERIALES Y EQUIPOS

• Mapa isópaco de la zona productora• Planímetro digital


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11 EXPERIENCIA No 1

2.3 GENERALIDADES Y FUNDAMENTACIÓN

2.3.1

Mapa isópacoUn mapa isópaco es la representación cartográfica de las variaciones en espesor decuerpos o entidades en el subsuelo. Muestra líneas que conectan puntos de una mismaelevación a partir del estrato base y por consiguiente muestra la estructura geológica. Enestos mapas existen contactos petróleo-agua, gas-agua o gas-petróleo. La línea decontacto entre los fluidos es la línea isópaca cero.

2.3.2 Planímetro digital

Es una excelente herramienta para utilizar en la medición de las áreas de forma irregular

en planos o dibujos. Eliminan la necesidad de redes, diagramas, o los cálculos que sehacen a mano.

Figura 1. Planímetro Digital KP-90N

2.3.3 Volumen Total del Yacimiento

En un yacimiento se consideran dos tipos de volumen de roca: el volumen bruto y elvolumen neto. El primero se refiere a todo el volumen de roca que contienehidrocarburos o no, incluyendo secciones del yacimiento con intercalaciones de lutitas

no petrolíferas, mientras que el volumen neto se refiere sólo al volumen que contienehidrocarburos.

La extensión areal del yacimiento se define con un grado de incertidumbre basándoseen los pozos perforados y en el análisis geológico realizado.

En general el volumen de roca que contiene hidrocarburos se puede determinar a partirde mapas de contornos o de mapas isópacos. El volumen bruto se puede obtener de la


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12 EXPERIENCIA No 1

planimetría de contornos de mapas estructurales o de mapas isópacos, mientras que elvolumen neto se determina a partir de la planimetría de mapas isópacos netos.

2.3.4 Cálculo del volumen bruto y del volumen neto a partir de mapas isópacos

Existen tres métodos que pueden ser usados para calcular el volumen de roca de unyacimiento a partir de los datos proporcionados por la planimetría de mapas isópacos.

a. Aplicando la regla trapezoidal:

1

1

0.52

n n nb

n

A A AV h sí

A

−

−

+ = >

b. Aplicando la regla piramidal:

( )1 11

0.53

n n n nn

b

n

A A A A h AV sí

A

− −

−

+ += ≤

Donde:

V b = Volumen bruto (acres-ft) An-1 = Área encerrada por la línea isópaca inferior An = Área encerrada por la línea isópaca superiorh = Intervalo entre las líneas isópacas

Para el volumen del tope de la estructura, se utiliza un factor de corrección de 0.8,debido a que esta nunca termina en punta.

c. Construyendo un gráfico del área encerrada por cada contorno en función delespesor representado por cada contorno. Los puntos graficados se conectan por unacurva suave y el volumen del yacimiento está representado por el área bajo la curva.Esta área puede determinarse por integración gráfica o numérica o usando el planímetro.

El volumen de roca depende del espesor de la formación y de la extensión areal delyacimiento, ya que las incertidumbres en el espesor de arena se reflejan directamenteen él. En este sentido, un 10 % de incertidumbre en los resultados de registros en laestimación del espesor de arena neta efectiva produce también una incertidumbre de10% en el volumen de roca. En el caso de la interpretación de los datos en loscontactos de los fluidos de zonas productivas, siempre existirá una incertidumbre,sobre todo si toda la zona de producción de petróleo subyace con agua.


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13 EXPERIENCIA No 1

2.3.5 Petróleo Original In-Situ

Para calcular el volumen de petróleo original “in-situ” se utiliza:

( )1

7758 1n

wc bi

i

oi

S V

N B

φ =

−

=∑

Donde:

V b = Volumen bruto (acres-ft) N = Petróleo original “in-situ” (STB)Boi = Factor volumétrico inicial del petróleo (BBL/STB)Swc = Saturación promedio de agua connata

2.3.6 Gas original In-Situ

El gas original “in-situ”, considerando que el yacimiento solo contiene gas, se calculamediante:

( )1

43560 1n

wc bi

i

gi

S V

G B

φ =

−

=

∑

Donde:

V b = Volumen bruto (acres-ft)G = Gas original “in-situ” (SCF)Bgi = Factor volumétrico inicial del petróleo (PCY/SCF)Swc = Saturación promedio de agua connata

2.4 PROCEDIMIENTO

Analice detalladamente el mapa asignado para hacer las lecturas con el planímetrodigital. El manejo del planímetro es muy sencillo, ya que no requiere de lecturas previas.Siga los siguientes pasos:

1. Encienda la unidad. Para ello presione la tecla ON/C.2.

A continuación asigne las unidades de área del mapa a cm2. Para esto utilice la teclaUNIT-1 para el sistema de unidades (métrico, inglés, japonés) y la tecla UNIT-2 para la unidad correspondiente a utilizar (cm2, m2, Km2, in2, ft2, Acre).


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14 EXPERIENCIA No 1

3. La escala del planímetro debe quedar en 1:14. Ubicar la punta trazadora en el sitio que ha elegido como inicio de la medición de la

línea perimetral de la isópaca.5. Presione la tecla START. Realice el recorrido con la punta trazadora sobre elcontorno de la de la línea isópaca del mapa en sentido de las manecillas del reloj.

6. Al llegar al punto inicial se presiona la tecla MEMO. 7.

Si desea hacer más de una lectura de la misma isópaca, repita los pasos 4 a 6.Cuando termine presione la tecla AVER para obtener un promedio de las medidas.

8. Registre el valor del área en cm2 a escala 1:1.9.

Pase a la siguiente isópaca, presione la tecla C/AC y repita los pasos 4 a 8.10. Para más de una isópaca con el mismo valor de cota, se deben sumar las áreas. Para

esto al terminar la primera isópaca, presione la tecla HOLD, vaya al punto de iniciode la segunda isópaca, presione nuevamente HOLD y haga la medición

correspondiente. Repita este procedimiento con cada una de las isópacas de la mismacota. Al terminar presione MEMO.

2.5 RESULTADOS

• Para el cálculo correcto de la áreas encerradas por cada isópaca a partir de la lecturadel planímetro tener en cuenta la escala del mapa y usar la siguiente ecuación para laconversión a acres:

[ ] ( )22

2Area (Acres) *

40468564.22 /

Lectura Planímetro cm Escala del mapa

cm Acres

=

• Calcular volúmenes parciales de roca impregnada, usando las ecuaciones trapezoidalo piramidal.

• Con los datos de porosidad y saturación de agua suministrados para cada pozo,obtener los valores promedios ponderados por espesor neto y calcular el volumen del petróleo original in-situ a condiciones estándar, usando en factor volumétrico del petróleo a condiciones iniciales.

• Hacer una gráfica de áreas (A) contra espesor neto productor (h). Calcular el

volumen del petróleo original in-situ por el método de integración, utilizando lainformación existente.


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15 EXPERIENCIA No 1

2.6 REGISTRO DE DATOS

Registre hasta 3 lecturas de las áreas medidas con el planímetro.

DETERMINACI N DEL PETR LEO ORIGINAL IN SITU POR EL M TODOVOLUMÉTRICO

COTA (ft) No LECTURA AREA (ACRES) AREA PROMEDIO

BASE123

1123

2 123

3123

4123

512

3

6123

7123

8123

9123

10123

11123


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16 EXPERIENCIA No 1

DETERMINACI N DEL PETR LEO ORIGINAL IN SITU POR EL M TODOVOLUMÉTRICO

COTA (ft) No LECTURA AREA (ACRES) AREA PROMEDIO

12123

13123

2.7 CUESTIONARIO

• ¿Cuáles son los pasos a seguir para la construcción de un mapa isópaco? ¿En qué se

diferencian de los mapas estructurales e isócoros?• ¿Cómo se clasifica el límite físico y convencional de los yacimientos?• ¿Cómo se clasifican las reservas de hidrocarburos?• ¿Qué son yacimientos volumétricos y no volumétricos?•

¿Cuál es el significado de espesor bruto y su diferencia con espesor neto de arena petrolífera?


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17 EXPERIENCIA No 2

3.

PREPARACIÓN DE MUESTRAS3.1 OBJETIVOS


Obtener una muestra (tapón) a partir de núcleos de perforación o de rocas de maneraapropiada, para utilizarla en la determinación de las propiedades petrofísicas de unyacimiento.


• Evaluar las aplicaciones que se obtienen de la información adquirida en los núcleos(tapones) analizados.

• Estudiar las rocas y yacimientos del subsuelo mediante la información suministrada por los corazones de formación.

•

Adquirir el conocimiento básico acerca de la utilización de los equipos empleados para el corte de las muestras.

• Identificar las diferentes propiedades petrofísicas que pueden medirse en los tapones

obtenidos.

• Conocer las correlaciones y métodos para determinar las características del agua deformación como lo es la resistividad y su concentración de sales

• Conocer los factores que afectan la resistividad de la roca.


•

Cortadora de núcleos o de rocas (motor, correa de transmisión, sistema de corte ysistema de refrigeración)

•

Brocas de 1’’ y 1½’’. • Núcleos o rocas • Fluido de refrigeración • Perfiladora de tapones •

Balanza • Cartucho porta núcleos • Implementos de Seguridad (Gafas, bata y guantes)


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18 EXPERIENCIA No 2


Figura 2. Longitudes y diámetros de los Núcleos (Oilfield Review 2013, Vol. 25 No 2)

3.3.1 Núcleo

Porción de roca extraída del subsuelo, cortada mediante el uso de una broca especial,denominada corona. Debido a que la corona es hueca en su parte central, permiterecuperar una porción cilíndrica de la roca que va cortando. Los núcleos convencionaleso de fondo de pozo son los obtenidos mediante el corte de la roca, cuando al mismotiempo dicho corte incrementa la longitud perforada del pozo.

3.3.2 Nuclear

Es la acción de cortar una muestra del material de la formación a través del pozo. Hastadonde sea posible, se toman las muestras de roca en un estado inalterado, físicamenteintacto. El material de la formación puede ser roca sólida, roca deleznable,conglomerados, arenas sin consolidar, carbón, lutitas, gumbos (especie de lodo negrogelatinoso), o arcillas. El núcleo puede realizarse con varios métodos y con una variedadde herramientas.

Pero en los yacimientos petroleros, la extracción de los núcleos generalmente se lleva acabo por dos métodos:


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19 EXPERIENCIA No 2

•

Extracción de núcleos de fondo o Convencionales: El diámetro del núcleo osciladesde 1¾” hasta 5¼” y es recuperado dentro de un barril muestrero en pozos

verticales, desviados y horizontales. Dependiendo del sistema utilizado para laoperación de nuclear, el núcleo puede ser recuperado en estado preservado o no preservado y puede ser usado para aplicaciones analíticas muy diversas.

Figura 3. Broca corazonadora (Oilfield Review 2013, Vol. 25 No 2)

• Extracción de núcleo de pared: Muestras con forma de tapón, cilíndricas,generalmente de 1” de diámetro, son recuperadas de las paredes del agujero pormedio de técnicas de percusión o por extracción con rotaria pequeña. Este muestreotiene lugar en las primeras pulgadas de la pared del agujero, en regiones quegeneralmente están invadidas por el filtrado de fluido de perforación. Las muestras

resultantes no están preservadas y frecuentemente se dañan por el procedimiento dela recuperación. Este tipo de muestras es de uso limitado desde un punto de vistaanalítico.

3.3.3 Tipos de muestras de roca

Núcleo orientado: La toma de núcleos orientados se requiere cuando un núcleo se cortay una vez recuperado en la superficie puede ser orientado como estuvo en el yacimiento,exactamente como estaba antes de que se tomara de la formación.


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20 EXPERIENCIA No 2

Núcleo con esponja: La técnica y el análisis de muestreo con esponja han sidodesarrollados para determinar rápidamente, con precisión, la saturación presente de

aceite en la formación a partir de los núcleos.Muestras de pared: Esta técnica se utiliza para recuperar pequeñas muestras tras lasformaciones ya perforadas a una profundidad determinada. Estas herramientas demuestreo ayudan a:

• Mejorar el análisis de los registros de pozos• Identificar el origen y tipo de roca• Determinar la localización exacta de los contactos gas y aceite, gas y agua o aceite y

agua dentro del yacimiento.

Muestras de canal (Ripios): Fragmentos de rocas traídas a la superficie por el lodo de perforación:

• Recuperadas a bajo costo.• Empleadas para la descripción litológica y estudios geoquímicos.• No se les puede asignar una profundidad exacta.• Altamente contaminadas con los fluidos de perforación.• No poseen una forma geométrica determinada.

3.3.4 Corazonamiento

Es la obtención del registro litológico del subsuelo mediante perforación rotatoria sindestrucción del núcleo. También llamado toma de núcleos, consiste en cortar y removeruna muestra cilíndrica de la roca del pozo. Esta muestra puede pertenecer o no alyacimiento y proporcionará información importante para cualquiera de las operacionesque se deseen realizar.

Sus principales objetivos son:

• Obtener las características físicas del yacimiento (porosidad, permeabilidad,saturación de fluidos, etc.)

•

Definir los cambios de las características físicas del yacimiento, a medida que varía

el área en el mismo• Obtener muestras de aceite, gas y otros minerales• Determinación de presencia de gas-agua-aceite y definir sus contactos• Buzamientos de diferentes estratos• Estudios de métodos de recuperación primaria y secundaria


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21 EXPERIENCIA No 2

3.3.5 Planeación del corte de núcleos

La primera etapa de cualquier programa de muestreo que se desee resulte exitoso es su planificación. En la planificación o programación deben participar diversos grupos detrabajo: el involucrado con las acciones que puedan afectar la representatividad delnúcleo, el interesado en recuperar el material para los distintos análisis y el que aplicarálos resultados de los análisis en los diferentes estudios que se realizarán al yacimiento.

Para cada pozo en donde se planee cortar al menos un núcleo y para cada evento de cortea llevar a cabo, se deberá preparar el programa correspondiente, que considerará principalmente, información de los siguientes aspectos:

1. Objetivos del corte de núcleos.

2.

Características de la formación que se quiere nuclear.3.

Cantidad de núcleos a tomar.4. Tipos de núcleos a obtener.5.

Diámetro de los núcleos a cortar.6. Técnicas a utilizar de toma de núcleos.7. Pruebas a realizar a las muestras en el pozo y en el laboratorio.8.

Técnicas de protección y preservación a los núcleos a boca de pozo

3.3.6 Pruebas a realizar en el laboratorio

Algunas pruebas a realizar a estos núcleos son:

•

Pruebas de presión capilar.• Permeabilidad del agua.•

Resistividad de la formación.• Velocidad acústica.• Pruebas de desplazamiento de agua.• Pruebas básicas de flujo.• Permeabilidad relativa agua-petróleo.• Flujo de agua en núcleos con gas atrapado.• Gas residual.•

Permeabilidad relativa gas petróleo.

•

Permeabilidad relativa gas-agua.• Desplazamiento con vapor.• Destilación del crudo con vapor.• Estudios petrográficos.

3.4 PROCEDIMIENTO

1. Verifique el área de trabajo limpia y ordenada2.

Use gafas de seguridad, guantes y calzado de goma.


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22 EXPERIENCIA No 2

3. Seleccione el diámetro de la broca y rósquela en el mandril de la perforadora,asegurándose que quede bien centrada y ajustada.

4.

Describa el grado de compactación de la roca: consolidada, regularmenteconsolidada o friable.5. Seleccione la velocidad de corte: La selección de la velocidad se da mediante el

árbol de poleas, que está compuesto de tres caracoles y dos correas. La unión porcorrea del caracol 2 y 3, da los siguientes arreglos: el tipo A para 3 posiciones de lascorrea, las cuales se denominan con los n° 2, 3 y 4; el tipo B para las posiciones 1, 3y 4, el tipo C para las posiciones 1, 2 y 4, el tipo D para las posiciones 1, 2 y 3.

Figura 3. Disposición del árbol de poleas

ARREGLO VEL RPM ARREGLO VEL RPM ARREGLO VEL RPM

A-4 200 B-3 500 D-3 1330

A-3 280 C-4 600 C-1 1650

B-4 350 B-1 820 D-2 1950

A-2 440 C-2 1140 D-1 2600

Se recomienda trabajar el taladro a bajas revoluciones (menores de 500 RPM) paramuestras poco consolidadas y a altas revoluciones (hasta 1650 RPM) para muestrasde mayor consolidación.

6. Coloque el núcleo o la roca en la caja de corte, sobre el soporte en forma de M.7. Mueva el soporte para centrar el corazón o la roca en la dirección de la broca.8.

Coloque la tapa situada en la parte anterior para evitar salpicaduras al operador.

9.

Preparar 2 galones de fluido refrigerante y adicionar hasta el nivel de referencia en eltanque que contiene la electrobomba.10. Coloque los cables de potencia, tanto de la electrobomba como del taladro.11. Encienda el taladro y baje el manubrio operándolo a la velocidad seleccionada

constante. Una vez iniciado el corte no se detenga, ni retroceda el manubrio porqueesto ocasiona que las muestras no queden perfectamente cilíndricas.

12.

En el equipo cortador, pulir los extremos del tapón.13. Marcar cada tapón y registrar los datos de la muestra obtenida (dependiendo si se ha

tomado vertical u horizontalmente).


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23 EXPERIENCIA No 2

14. Preservar los tapones en los recipientes plásticos para tal fin.

3.5

RESULTADOSRegistrar los datos básicos de la muestra obtenida (tapón cortado), tales como longitud,diámetro, volumen, número de muestra y peso. Para la longitud y el diámetro, realizartres (3) medidas y hallar el promedio.

Número de Muestra

Dimensiones

Longitud(cm)

Diámetro(cm)

Volumen de la muestra (cm3)

Peso (g)

3.6 CUESTIONARIO

• Determinar la resistividad del agua de formación a condiciones de laboratorio, por elmétodo Dunlap y por el método de Schlumberger.

•

Si el agua de formación proviene de un pozo que tiene un gradiente geotérmicoaproximado de 1.85°F/100 ft, determinar la resistividad de la muestra.• ¿Qué métodos indirectos existen para determinar la resistividad de la formación y de

los fluidos in situ?•

¿Qué factores afectan la resistividad de la roca?• ¿Cuáles son las nuevas tecnologías de corazonamiento?• ¿Cuáles son los fluidos utilizados en la operación de corazonamiento? ¿Cuál es su

importancia?• ¿Existe alguna diferencia entre extraer un núcleo de manera horizontal a extraerlo de

manera vertical? ¿Si existe dicha diferencia, cuál es su importancia en la industria petrolera?

•

¿Cuáles son los métodos para el manejo y la preservación de los núcleos? ¿Qué precauciones deben tenerse?

•

¿La broca corazonadora es la misma broca que se usa para la operación de perforación? ¿Si no es la misma, cuál se utiliza?


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24 EXPERIENCIA No 3

4.

DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN POR EL MÉTODO DEDESTILACIÓN-EXTRACCIÓN

4.1 OBJETIVOS


Determinar el contenido de agua y aceite presentes en una muestra mediante el métodode destilación – extracción con un solvente


• Aplicar los conceptos básicos de Balance de masa para la determinación desaturaciones en una muestra del yacimiento.

• Reconocer el concepto de saturación como un fundamento primordial para elestudio, caracterización y análisis de un yacimiento.

•

Obtener el conocimiento y experiencia para un adecuado manejo del extractorDean Stark y Soxhlet.

• Calcular la saturación de crudo, gas y agua de una muestra representativa del

yacimiento.

• Identificar otros métodos para la obtención de la saturación y reconocer susventajas y desventajas.

• Conocer la aplicabilidad que tiene la obtención de los datos de saturación defluidos en la industria del petróleo.

• Conocer las características de los solventes necesarios para llevar a cabo ladestilación en una muestra saturada con fluidos.


• Cámara de extracción (Laboratorio de Crudos y Derivados)• Extractor Dean Stark y Extractor Soxhlet• Balanza• Horno• Calentadores• Solvente orgánico• Tapón saturado


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25 EXPERIENCIA No 3


4.3.1

SaturaciónPara estimar la cantidad de Hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesariodeterminar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Esta fracción es precisamente lo que se denomina Saturación del fluido.

Matemáticamente, esta propiedad se expresa por la siguiente relación:

Volumen total del fluidoSaturacion del fluido=

Volumen Poroso

Generalmente, en todas las formaciones productoras de hidrocarburos, en un principio,los espacios porosos estuvieron llenos de agua connata, estas son las que quedaronatrapadas en los depósitos sedimentarios al tiempo de su formación y han permanecidoen ellos desde entonces. Posteriormente, cuando se presentó la migración de loshidrocarburos, esta agua es desplazada por dichos hidrocarburos (aceite y gas), al quedaréstos entrapados en la roca almacenadora. Sin embargo, el agua no es desplazadatotalmente por los hidrocarburos, ya que siempre queda algo de ella en la roca; de estamanera, se tiene más de un fluido en el yacimiento.

Aplicando este concepto a cada fluido del yacimiento se tiene:

Volumen de Petroleo

Volumen PorosooS =

Volumen deAgua

Volumen PorosowS =

Volumen deGas

Volumen Porosog

S =

Donde S o es la saturación de petróleo, S w, la saturación de agua y S g la saturación de gas.El rango de saturación de cada fase individual oscila entre 0 y 100 por ciento. Pordefinición, la suma de las saturaciones es 100%. Por lo tanto:

1o w gS S S + + =

Algunos reservorios de petróleo no contienen gas libre, ya que todo el gas esta disueltoen el petróleo. Estos reservorios son conocidos como “yacimientos subsaturados”, laecuación es:


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26 EXPERIENCIA No 3

1o wS S + =

En un yacimiento de gas natural que no contiene petróleo:

1w g

S S + =

Es importante aclarar que todas las saturaciones están basadas con referencia al volumen poroso y no el volumen bruto que incluye el volumen de los granos y roca. Por estarazón, en la industria petrolera se usa a menudo el concepto de porosidad delhidrocarburo, el cual se refiere a la porosidad multiplicada por la saturación del fluido enconsideración.

4.3.2 Tipos de Saturaciones

• Saturación de agua connata S wc o saturación de agua intersticial, es la saturación deagua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se consideracomo el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y quedebido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por loshidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. Los términos saturación críticade agua, saturación de agua irreducible y saturación de agua connata sonintercambiables y se usan para definir la máxima saturación de agua a la cual la fasede agua permanecerá inmóvil.

•

La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como S xc, donde xcorresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturaciónrequerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde ala máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.

• La saturación residual de una fase, generalmente expresada como S xr , donde xcorresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dichafase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso dedesplazamiento.

4.4 PROCEDIMIENTO

1. Pesar el dedal poroso previamente desecado.2.

Tomar una muestra representativa del corazón, colocarla en el dedal y pesar elconjunto. Reportar ese peso.

3. Pasar rápidamente la muestra al extractor Dean-Stark instalado en la cabinaextractora de gases y humos, en el laboratorio de crudos y derivados. Conectar elrefrigerante e iniciar la destilación.

4. Cuando el volumen de agua en la trampa permanezca constante durante un tiempono inferior a los treinta (30) minutos, se pasa la muestra a un extractor Soxhlet.


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27 EXPERIENCIA No 3

5. Estar pendiente de la muestra y de la coloración que tome el solvente. Terminar el proceso cuando la coloración del solvente en el sifón del extractor Soxhlet, muestre

un color limpio después de un tiempo no inferior a una hora. Reporte el peso en esemomento.6. Colocar la muestra en el horno precalentado a 105°C y apagar el horno cuando no

exista olor a solvente. Dejar la muestra hasta que se alcance la temperatura ambiente.7.

Pesar el conjunto (dedal-muestra) nuevamente.8. Calcular saturaciones.

Figura 4. Dean-Stark y Extractor Soxhlet (Oilfield Review 2013, Vol. 25 No 2)

4.5 RESULTADOS

4.5.1 Cálculos

2PesoH O% Peso del agua (gravimétrico) *100Pesoinicialde la muestra

=

2Pesoinicial - Pesoseco - PesoH O% Peso del aceite (gravimétrico) *100Pesoinicial dela muestra

=


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28 EXPERIENCIA No 3

Volumendeagua% *100

Volumen Poroso ( )w pS

V =

Pesodelaceite

Densidaddelaceite% *100

Volumen Poroso ( )o

p

S V

=

4.5.2 Registro de cálculos

• Identificación de la muestra

Número de Muestra

Dimensiones

Longitud(cm)

Diámetro(cm)


Peso (g)

Temperatura del Laboratorio

(°F)

• Determinación de la Saturación: Método Destilación – Extracción

Peso inicial de la muestrasaturada con crudo/emulsión (g)

Peso saturado con solvente (g)

Peso muestra limpia y seca (g)

Volumen de agua en la trampa

(ml)

Saturaciones

%Sw

%So

%Sg


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29 EXPERIENCIA No 3

4.6 CUESTIONARIO

•

Indique y explique las ventajas y desventajas que posee el método.•

¿Cuáles son los solventes más conocidos para este tipo de pruebas y en quécondiciones debemos utilizar dichos solventes?

• ¿Qué otros métodos existen para conocer la saturación de las muestras? Diga susventajas y desventajas

• ¿Qué métodos indirectos existen para conocer la saturación de los fluidos in situ dela formación?

• Explique por qué este método no es recomendable hacerlo cuando tenemos alta presencia de arcillas. ¿Cuál es la reacción química que se presenta en estos casos?

• ¿Cuál es el solvente a utilizar en el método Dean-Stark cuando la concentración delos sólidos provenientes del agua de formación es mayor a 20000 ppm?


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30 EXPERIENCIA No 4

5.

DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD POR EL MÉTODO DELPOROSÍMETRO RUSKA DE EXPANSIÓN DE HELIO

5.1 OBJETIVOS


• Determinar la porosidad efectiva de una muestra por medio del porosímetro deexpansión de helio.


• Reconocer el concepto de porosidad como un fundamento primordial para el estudioy análisis de un yacimiento.

• Identificar cada uno de los tipos de porosidad presentes en una muestra.

• Reconocer los diferentes factores que afectan la porosidad.

• Obtener el conocimiento y experiencia para un adecuado manejo del porosímetro deexpansión de helio Ruska.

•

Reconocer el promedio de porosidad como una herramienta útil para dar un valorgeneral de porosidad de un yacimiento y así mitigar la heterogeneidad que se presenta en el mismo.


• Porosímetro de expansión de Helio RUSKA• Bomba de vacío• Cilindro de Helio• Cilindros de acero• Porta muestras


5.3.1 Ley de Boyle

La ley de Boyle-Mariotte, formulada por Robert Boyle y Edme Mariotte, es una de lastres leyes de los gases ideales que relaciona el volumen y la presión de una ciertacantidad de gas mantenida a temperatura constante, y dice:


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31 EXPERIENCIA No 4

“La presión ejercida por una fuerza física es inversamente proporcional al volumen deuna masa gaseosa, siempre y cuando su temperatura se mantenga constante”.

o en términos más sencillos:

“A temperatura constante, el volumen de una masa fija de gas es inversamente proporcional a la presión que este ejerce”.

Matemáticamente se puede expresar así:

(1/ )V Pα

1 1 2 2PV P V =

De esta manera el porosímetro se basa en la Ley de Boyle del gas ideal. En este caso seutiliza helio, el cual gobierna la expansión isotérmica para determinar el volumendesconocido de un sólido colocado en una cámara de expansión.

5.3.2 Porosidad

Desde el punto de vista de la ingeniería de yacimientos la porosidad es una medida de lacapacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como lafracción del volumen total de la roca no ocupada por algún mineral o sólido y que puede

almacenar fluidos.

p

t

V

V φ =

Donde V p, es el volumen poroso de la roca y V t , es el volumen total de la roca incluido elespacio poroso.

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayorque el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico

que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad también es expresada como un porcentaje. La proporción de los espacios porosos de la roca depende del tamaño yempaquetamiento de los granos que la forman. Así la porosidad es mayor en lossedimentos no consolidados (arena, grava) que en aquellos sometidos a litificación(areniscas, conglomerados), ya que la conversión de los sedimentos en roca sedimentariaorigina la pérdida de porosidad como consecuencia de la compactación (espaciosdestruidos debido a que los granos se aprietan entre sí) y la cementación (espacios llenosde material cementante para que los granos se junten.


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32 EXPERIENCIA No 4

5.3.3 Porosidad Efectiva

Es la relación entre el volumen poroso correspondiente al volumen de los poros que seencuentran interconectados y el volumen total de la roca.

La porosidad efectiva es la que se mide con la mayoría de los porosímetros, y es enrealidad la que interesa para las estimaciones de petróleo y gas en sitio, ya que solo losvolúmenes de hidrocarburos almacenados en los poros interconectados pueden serextraídos parcialmente del yacimiento. Esta porosidad normalmente representa un 90 a95% de la porosidad total.

5.4 PROCEDIMIENTO

Figura 5. Esquema del porosímetro de Helio

5.4.1 Calibración del equipo

Se realiza la prueba con los cilindros de acero con el fin de conocer el volumen de lacámara de referencia y de la muestra para evaluar la precisión del aparato.

1. Cerrar la válvula de vacío, de suministro y de entrada de Helio. Abrir la válvula deexpansión y encender el equipo.

2. Colocar el cilindro en el porta muestra e introducirlo en la celda para la muestra. Elvolumen del porta muestra respectivo debe ser registrado.


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33 EXPERIENCIA No 4

3. Operar la bomba de vacío y abrir la válvula respectiva. Cuando el vacío sea de 0.001 psi, cerrar las válvulas de expansión y de vacío.

4.

Regular la salida del Helio del cilindro a 100 psi. Ajustar el medidor de presión a0.000 psi y abrir la válvula de suministro de Helio; lentamente abrir la válvula desuministro de Helio. La presión debe alcanzar aproximadamente 100 ± 0.03 psi. Síes más baja ajustar con el regulador de presión.

5.

Cerrar las válvulas de entrada y de suministro de Helio. Registrar la presión P1.6. Abrir la válvula de expansión y registrar la presión como P2 después de 30 segundos

necesarios para alcanzar el equilibrio de presión; pasar la válvula de vacío a la posición de venteo.

7. Ir al paso 3 y repetir el procedimiento al menos tres veces con cada cilindro;dependiendo de la precisión de los datos.

8. Abrir la celda, sacar el cilindro de calibración e introducir otro de diferente volumen.

Repetir todo el procedimiento.9. Apagar la bomba de vacío, el equipo y cerrar la válvula del cilindro de Helio.

5.4.2 Determinación de la Porosidad

Se realiza un procedimiento similar al anterior, pero teniendo en cuenta lo siguiente:

1. Registrar el volumen total del núcleo.2. Seleccionar el porta muestra que pueda contener el núcleo, y registrar su volumen.

5.5 RESULTADOS

5.5.1 Cálculos

• Volúmenes de las cámaras

1 1 2 2PV P V =

( )1 2r r c ca pmPV P V V V V = + − −

Donde:

Vr = Volumen de la cámara de referenciaVc = Volumen de la cámara donde es introducida la muestraVca = Volumen del cilindro de aceroP1 y P2 = Presiones promedioV pm = Volumen del porta muestras

Los volúmenes de referencia de las cámaras son respectivamente 32.86 y 140 cm3.


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34 EXPERIENCIA No 4

• Cálculos para obtener el volumen del grano

( )1 2r r c g pmPV P V V V V = + − −

1

2

1g c r pmP

V V V V P

= − − −

•

Cálculo para obtener la porosidad efectiva

Luego de obtener el volumen de los granos interconectados de la muestra, se procedecon el cálculo de la porosidad efectiva mediante la siguiente ecuación:

t g

g

V V

V φ

−=

Donde:

Vg = Volumen del granoVt = Volumen de la muestraϕ = Fracción de porosidad efectiva

5.5.2 Registro de los resultados


Número de Muestra

Dimensiones

Longitud(cm)

Diámetro

(cm)


Volumen del Portamuestras(cm3)


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35 EXPERIENCIA No 4

• Calibración del Equipo

Cilindro Volumen(cm3)

Presión, Psi Presión Promedio,PsiP1 P2 P1 P2

1

2

Volumen Cámara 1 ______________ Volumen Cámara 2 ______________

• Datos de la muestra

No deMuestra

Volumen(cm3)

Presión, PsiPresión Promedio,

PsiP1 P2 P1 P2

Volumen de Granos ______________ Porosidad Efectiva ______________

5.6 CUESTIONARIO

• Explique los métodos para determinar el volumen poroso de una muestra.• Calcule las porosidades para empaquetamiento tipo rombohedral, tipo ortorrómbico

y tetragonal esferoidal.• ¿Cuáles son los factores petrofísicos que afectan la porosidad de una roca? Explique• ¿Cuáles son los métodos matemáticos para determinar la porosidad promedio de un

yacimiento?• ¿Cuáles son las ventajas y desventajas de este método?• ¿Por qué la presión de paso de Helio es de 100 Psi?•

¿Por qué se usa Helio en la determinación de la porosidad?• ¿Por qué es necesario hacer vacío a los cilindros de referencia (acero) y de muestra?• ¿Cuál es el porcentaje de error cometido según los resultados de calibración?


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36 EXPERIENCIA No 5

6.

DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD. PERMEAMETRO RUSKAPARA GASES

6.1 OBJETIVOS


Determinar la permeabilidad absoluta de la muestra empleando el permeámetro de gas


•

Reconocer el concepto de permeabilidad como un fundamento primordial para elestudio y análisis de un yacimiento.

• Estudiar y comprender el efecto Klinkenberg en el comportamiento de los gases enmedios porosos.

• Identificar los diferentes tipos de permeabilidad que pueden presentarse en unamuestra representativa del yacimiento.

• Obtener el conocimiento y experiencia para un adecuado manejo del permeámetro para gases Ruska.

•

Identificar cada uno de los tipos de permeabilidad presentes en una muestra.

• Reconocer la ley de Darcy como un método para la determinación de la permeabilidad, además de resaltar sus limitaciones a la hora de su aplicación.

• Conocer las diferentes correlaciones aplicadas para la determinación de la permeabilidad según la litología presente.


•

Permeámetro RUSKA de gas• Compresor• Cilindro de Nitrógeno• Cronómetro•

Solución jabonosa


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37 EXPERIENCIA No 5


6.3.1

PermeabilidadLa permeabilidad, denotada por k , es la capacidad del medio poroso para dejar pasarfluidos a través de él. Matemáticamente se expresa por la Ley de Darcy y es una medidadel grado y tamaño en que los espacios porosos están interconectados. Además, es unamedida de la conductividad de los fluidos y, por su analogía con los conductores deelectricidad, también se define como el recíproco de la resistencia que un medio porosoofrece al flujo de fluidos.

6.3.2 Ley de Darcy

La ecuación que determina la permeabilidad se conoce como Ley de Darcy y fuedefinida a mediados del siglo XIX por Henry Darcy. Esta asume que el medio estásaturado con un solo fluido y dice: “la velocidad aparente de un fluido fluyendo a travésde un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcionala la viscosidad”. La expresión matemática de esta ley es la siguiente:

q k dPv

A dLµ = = −

Donde:

v = Velocidad aparente de flujo (cm/seg)q = Tasa de Flujo (cm3/seg)

A = Área perpendicular al flujo (cm2)k = Permeabilidad (Darcy)μ = Viscosidad (cp) dP

dL = Gradiente de presión en la dirección de flujo (atm/cm)

6.3.3 Determinación de la Permeabilidad

En la determinación de la permeabilidad generalmente se utiliza gas seco (aire, N2, He)debido a su disponibilidad y a la propiedad que tiene de minimizar la reacción roca-fluido. La medida de la permeabilidad debe restringirse a regiones bajas de flujo(laminar y viscoso), donde la presión permanece proporcional a la tasa de flujo dentro deerrores bajos. Para altas tasas de flujo la ecuación de Darcy, es inapropiada paradescribir la relación entre tasa de flujo y caída de presión

El flujo de un fluido compresible, tal como un gas, puede determinarse usando laecuación de Darcy para líquidos, pero la tasa de flujo resultante debe medirse a una


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38 EXPERIENCIA No 5

presión promedio. Suponiendo siguen un comportamiento ideal, la siguiente relación esaplicable:

1 1 2 2 m m p q p q p q= =

Donde Pm es la presión promedio. La tasa de flujo de gas se mide generalmente a la presión base P b (P b = 1 atm) y, por lo tanto, hay que introducir el término q gsc en laecuación anterior :

gsc b m mq P q P=

6.4 PROCEDIMIENTO

Figura 6. Permeámetro Ruska para gases


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39 EXPERIENCIA No 5

1. Determinar las dimensiones de la muestra e indicar su orientación respecto alyacimiento.

2.

Colocar la muestra limpia y seca en el porta muestra.3. Aplicar presión de confinamiento (300 – 400 psig son suficientes para fijar la mangaalrededor de la muestra); esta presión se obtiene de la fuente de aire comprimido.

4. Cerrar el cilindro y la válvula de confinamiento V5; observar que la presión semantenga.

5. Permitir el flujo de gas a través de la muestra. El ajuste de la presión de flujo se hace por un proceso de ensayo y error, de tal manera que la rata de flujo sea menor a 10ml/seg para evitar turbulencia.

6. Empezar con todos los reguladores y válvulas cerradas. Fijar el suministro de airecomprimido entre 100 y 125 psig.

7. Conectar la salida al tubo de 100 ml.

8.

Abrir V1 y V2. Gradualmente incrementar la presión con R 1, hasta que la burbujaviaje por un tiempo determinado de 10 segundos. Permitir el flujo a ratas y presionesestabilizadas, midiendo el tiempo de la burbuja en el tubo. Para estar seguro el flujoes estable, se recomienda medir el tiempo de viaje para varias burbujas. Paramuestras de alta permeabilidad, puede ser necesario usar los reguladores R 2 o R 3 y elmedidor de flujo de 500 ml.

9.

Para que la rata de flujo sea menor de 10 ml/seg, la presión debe ser menor a 50 psia;fijar R 1 cerca de 75 psia, abrir V2 a R 2 y V3 al porta muestra. Gradualmenteincrementar la presión con R 2 hasta obtener la rata deseada. Si la presión requerida para mantener la rata por debajo de 10 ml/seg es menor de 20 psia, fijar R 2 cerca de30 psia, abrir V3 a R 3 y V4 al porta muestra. Ajustar la presión con R 3.

10. Para evaluar el efecto Klinkenberg ser repite varias veces la experiencia a diferentes presiones de entrada.

11.

Terminada la medición cerrar V1, cuando la presión de flujo alcance la atmosférica,abrir V6 y suspender el suministro de presión de confinamiento.

12. Finalmente removemos la muestra de la celda.

6.5 RESULTADOS

6.5.1 Cálculos

1. Calcular las permeabilidades a las diferentes presiones mediante la siguienterelación:

( )2 21

29400 * * *b gsc

g

b

P L qk

A P P

µ =

−

k g = Permeabilidad aparente del gas (md)q gsc = Rata de flujo a condiciones normales de P b (ml/seg)μ = Viscosidad del gas (cp)


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40 EXPERIENCIA No 5

A = Área de la muestra perpendicular al flujo (cm2)P1 = Presión de entrada (Psia)

P b = Presión atmosférica (Psia)L = Longitud de la muestra (cm)

2. La viscosidad del gas puede hallarse así:

• Aire:

1.57.6232 273

393 296 A

T

T µ

+ = +

• Nitrógeno:( )

1.50.001385* 273

375 N

T

T µ

+=

+

T = Temperatura (°C)

3. Hacer un gráfico de permeabilidad del gas contra el inverso de la presión media(1/Pm) y determinar la permeabilidad absoluta de la muestra. El reciproco de la presión media es:

1

1 29.4

m bP P P

=+

Donde:

1

mP

= Inverso de la presión media (atm)

P1 = Presión de entrada (Psia)P b = Presión atmosférica (Psia)4. Halle la línea recta resultante del gráfico, extrapólela a 1/ 0

mP = , y encuentre la

permeabilidad absoluta de su muestra, k L. También halle la pendiente de la recta y el parámetro b, con las siguientes fórmulas:

1g L

mk k m P

= +

* Lm k b=

Donde:

k L = Permeabilidad absoluta (md)m = Pendiente de la recta


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41 EXPERIENCIA No 5

b = Constante que depende de los poros abiertos al flujo y es inversamente proporcionalal radio de los capilares.

6.5.2 Registro de Resultados


Número de Muestra

Dimensiones

Longitud(cm)

Diámetro

(cm)


Temperatura del Laboratorio(°F)

• Datos Fijados en el permeámetro

Presión de Confinamiento, psi

Presión atmosférica de salida, psia

Tubo para medir el caudal, c.cViscosidad del gas a la temperatura del laboratorio, cp

• Datos para la muestra

Lectura Presión de entradaTiempo en segundos según el

tubo seleccionado12345


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42 EXPERIENCIA No 5

6.6 CUESTIONARIO

•

Deducir la fórmula empleada para determinar la permeabilidad•

Explique el Efecto Klinkenberg• ¿Qué factores afectan la medida de la permeabilidad con gases?• ¿Por qué se usa en la ecuación de la permeabilidad la rata medida a condiciones

atmosféricas?• Compruebe que a ratas menores de 10 ml/seg se obtiene flujo laminar• ¿La permeabilidad es función del fluido que satura la roca? ¿Por qué?• ¿La permeabilidad efectiva es función del fluido que satura la roca? ¿Por qué?• ¿La permeabilidad relativa es función del fluido que satura la roca? ¿Por qué?


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43 EXPERIENCIA No 6

7.

DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD POR EL MÉTODO DESATURACIÓN

7.1 OBJETIVOS


Determinar la porosidad de una muestra por el método de saturación.


•

Comparar el valor de porosidad obtenido con el método de saturación y el método deexpansión de helio en la muestra.

• Comprender el principio de Arquímedes y aplicar dicho principio para ladeterminación de la porosidad de una muestra.

• Reconocer y afianzar el conocimiento del equipo empleado entre ellos eldinamómetro y la balanza analítica.

• Identificar la saturación de fluidos como un método para la medición de la porosidad.

•

Reconocer el concepto de porosidad como un fundamento primordial para el estudioy análisis de un yacimiento.

• Afianzar el conocimiento obtenido en prácticas anteriores acerca de cada uno de lostipos de porosidad presentes en una muestra representativa de yacimiento.

• Reconocer los diferentes factores que afectan la porosidad.


•

Desecador• Dinamómetro• Balanza analítica• Soporte de alambre fino•

Recipiente para líquido• Termómetro• Líquido saturante


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44 EXPERIENCIA No 6


7.3.1

Principio de ArquímedesLa porosidad efectiva de una muestra, se puede determinar utilizando el principio deArquímedes. Este es un principio físico que afirma que: “Un cuerpo total o parcialmentesumergido en un fluido en reposo, recibe un empuje de abajo hacia arriba igual al pesodel volumen del fluido que desaloja”. Esta fuerza recibe el nombre de empujehidrostático o de Arquímedes.

7.3.2 Determinación porosidad efectiva

La porosidad efectiva es la relación entre el volumen poroso correspondiente al volumen

de los poros que se encuentran interconectados y el volumen total de la roca.Para el cálculo de la porosidad efectiva, es importante someter la muestra a un líquido dedensidad conocida, para calcula gravimétricamente los volúmenes porosos y totales de lamuestra. El concepto de saturación describe la proporción que expresa la cantidad defluido que satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen poroso se puede volumétricamente determinar cuánto fluido existe en una roca.

La porosidad y la saturación de una roca guardan cierta razón o proporción, debido a quelos fluidos se almacenan en los espacios porosos de la roca y de acuerdo a la saturaciónde esta, la cual en nuestro campo de interés son fluido tales como aceite, gas y agua,conociendo estas dos propiedades de la roca se puede tener una idea de cómo seencuentra distribuido el yacimiento, sabiendo antes que por segregación natural(diferencia de densidades) los fluidos inmiscibles se organizan.

7.4 PROCEDIMIENTO

1. Pesar la muestra limpia y seca, Wm, habiendo tenido la precaución de mantenerla enun desecador antes de determinar su peso.

2. Saturar la muestra con el líquido saturante en el equipo de desplazamiento.3. Colocar la muestra en la campana de saturación que debe estar conectada a la bomba

de vacío.4.

Aplicar vacío por cerca de 8 horas.5.

Terminada la saturación, abra la cámara de vacío lentamente y deje que la presiónatmosférica actúe sobre el líquido durante 15 minutos.

6. Retirar la muestra, limpiarle el líquido sobrante y pesarla, Wa.7. Sostener la muestra con un alambre fino (diámetro máximo 1 mm) o con un hilo y

sumergirla en un recipiente que contenga el líquido con el cual se saturó la muestra.Si se hace por el método del dinamómetro, sostenerla a este y medir el peso Ws. Sise hace por el método de la balanza colocar el recipiente con la muestra sumergidasobre esta y reportar el peso, Ws

*.


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45 EXPERIENCIA No 6

7.5 RESULTADOS

7.5.1

Porosidad efectiva (Método del dinamómetro)

Figura 7. Método del Dinamómetro

a m p

L

w wV

ρ

−=

a st

L

w wV

ρ

−=

a m

p a m L

a st a s

L

w w

V w w

w wV w w

ρ φ

ρ

−

−= = =

− −

Donde:

V p = Volumen poroso (cm3)

ρL = Densidad del fluido saturante (g/cm3)Wm = Peso de la muestra seca (g)Wa = Peso de la muestra saturada (g)Ws = Peso de la muestra sumergida, leído en el dinamómetro (g)Vt = Volumen total equivalente. Volumen de agua desplazado cuando se sumerge lamuestra (cm3)


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46 EXPERIENCIA No 6

7.5.2 Porosidad efectiva (Método de la balanza)

Figura 8. Método de la Balanza

a m p

L

w wV

ρ

−=

*

st

L

wV

ρ =

* *

a m

p a m L

st s

L

w w

V w w

wV w

ρ φ

ρ

−

−= = =

V p = Volumen poroso (cm3)

ρL = Densidad del fluido saturante (g/cm3)

Wm = Peso de la muestra seca (g)Wa = Peso de la muestra saturada (g)

W*s = Peso de la muestra sumergida, leído en la balanza (g)Vt = Volumen total equivalente. Volumen de agua desplazado cuando se sumerge lamuestra (cm3)


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47 EXPERIENCIA No 6

7.5.3 Registro de Resultados

•

Método Dinamómetro

Peso de la muestra seca (g)

Peso de la muestra saturada (g)

Peso de la muestra sumergida,Leído en el dinamómetro (g)

Porosidad efectiva

• Método Balanza

Peso de la muestra seca (g)

Peso de la muestra saturada (g)

Peso de la muestra sumergida,Leído en la balanza (g)

Porosidad efectiva

7.6 CUESTIONARIO

•

¿Cuáles son las densidades de los principales minerales que componen las rocassedimentarias?

• ¿Cuál es el rango de variación de la porosidad de la roca según el índice de redondezy esfericidad de los granos?

• ¿Qué distingue la porosidad primaria de la secundaria?• ¿Qué precauciones se deben tener para el líquido saturante?• ¿Qué ventajas y desventajas presenta el método utilizado?• ¿Explique otros métodos para determinar la porosidad de una muestra?• ¿Por qué la porosidad determinada en el laboratorio a partir de una muestra de un

núcleo es diferente a la determinada en el yacimiento en la misma roca?


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48 EXPERIENCIA No 7

8.

DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD AL LÍQUIDO A PARTIR DEPRUEBAS DE DESPLAZAMIENTO

8.1 OBJETIVOS


Determinar la permeabilidad absoluta a partir de pruebas de desplazamiento de fluidos através de núcleos a condiciones de presión y temperatura del yacimiento.


• Familiarizarse con el funcionamiento y manejo del equipo de desplazamiento positivo, “PERMEÁMETRO LÍQUIDO” y de cada uno de sus subsistemasconstituyentes para llevar a cabo una prueba con resultados representativos.

• Identificar las ventajas y desventajas del equipo empleado para la realización de la prueba.

• Aprender acerca de la relación existente entre la permeabilidad de una muestra y lasaturación.

•

Identificar las diferencias que se presentan en los dos métodos empleados para hallarla permeabilidad de una muestra mediante el permeámetro de gas y permeámetro delíquidos.

•

Afianzar el conocimiento en el empleo de la ecuación de Darcy para el cálculo de la permeabilidad absoluta

• Reconocer el concepto de permeabilidad como un fundamento primordial para elestudio y análisis de un yacimiento y principalmente en el método de recobro yestimulación empleados en el mismo.


• Equipo de desplazamiento positivo de fluidos en medios porosos ‘PERMEÁMETROLÍQUIDO’.

• Fluidos para desplazamiento (agua de formación, salmuera sintética, aceite mineral,crudo)

• Núcleos• Cronómetro• Probetas para recobro


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49 EXPERIENCIA No 7


8.3.1

Permeabilidad absoluta al líquidoSi el medio poroso es un sistema lineal horizontal, se supone que el flujo ocurre a travésde un área A seccional constante, de tal forma que los extremos del sistema sean planos paralelos abiertos al flujo, y que la presión en cada extremo del sistema sea constantesobre la superficie.

Si un fluido incompresible fluye a través del elemento dx, entonces la velocidad delfluido v y la tasa de flujo q son constantes en todos los puntos. El comportamiento deflujo en este sistema puede expresarse en forma diferencial por medio de:

2

10

P L

P

q k dx dP A µ

= −∫ ∫

Resolviendo la integral anterior:

1 2P PkAq Lµ

− =

La diferencia de presión en la ecuación anterior no es la única fuerza de empuje en el

yacimiento También existe la gravitacional, que debe tomarse en cuenta para determinarla dirección y la tasa de flujo, puesto que la fuerza que ejerce el gradiente líquido estásiempre dirigida verticalmente hacia abajo, mientras que los resultados de la que segenera debido a una caída de presión pueden ser en cualquier dirección. La fuerza quecausa el flujo sería entonces la suma de estos dos vectores. La energía que haydisponible para el movimiento de fluidos en cada punto de una región determinada sellama potencial de flujo, por lo tanto para que haya flujo entre dos puntos, se necesitauna diferencia de potencial. El potencial en determinado punto se puede expresar como:

P gh ρ Φ = −

Donde:

Φ = Potencial de flujoP = Presión en el punto estudiadog = Aceleración de la gravedadρ = Densidad del fluido h = distancia vertical desde el plano de referencia


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50 EXPERIENCIA No 7

Cuando la gravedad se desprecia, el segundo término en la ecuación anterior se hacecero y se habla de un delta de presión para que exista flujo en determinada dirección.

8.4 PROCEDIMIENTO

El equipo permite realizar desplazamientos de fluidos líquidos a través de medios porosos, para evaluar la permeabilidad. Se pueden realizar desplazamientos tanto acondiciones de temperatura de laboratorio y presión de confinamiento, como acondiciones de presión y temperatura de yacimiento. El equipo consta de seis (6)subsistemas. El procedimiento se debe desarrollar en el orden en que se muestran lossubsistemas, después de haber hecho el montaje de la muestra.

Figura 9. Permeámetro líquido8.4.1 Montaje de la Muestra

En el equipo se pueden utilizar muestras de 1½ pulgada de diámetro y comprende lossiguientes pasos:

1. Introduzca la muestra en la manga del Core-Holder, previamente saturada y pesada,y realice las conexiones respectivas para realizar el desplazamiento.


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2. Seleccione el fluido a desplazar (agua de formación, salmuera sintética, aceitemineral, crudo) e introduzca los parámetros de la muestra (longitud, diámetro,

caudal, y viscosidad), en la interface del sistema de control del equipo.8.4.2 Operación de los subsistemas

Para la operación de los diferentes subsistemas, ver el anexo de Manual de Operacióndel Permeámetro Líquido.

1.

Si la prueba se realiza a condiciones de yacimiento, inicie la temperatura como seindica en el subsistema de temperatura. Una vez alcanzada la temperatura deseada,dejar calentar por 2 horas para que el calor se transfiera hasta el núcleo.

2. Siga los pasos descritos para la aplicación del Subsistema de Confinamiento.

3.

Si la prueba requiere colocar presión de Back-Pressure, siga los pasos que se indicanen el Subsistema de Contrapresión.4. Inicie el desplazamiento de soluciones acuosas o aceitosas según la prueba

requerida, siguiendo los pasos descritos en el Subsistema de Inyección deSoluciones Acuosas o Subsistema de Inyección de Petróleo.

5. Habilitar los transmisores SMAR como se indica en el Subsistema de Diferencialde Presión Tipo SMAR.

6. Una vez se observe estabilidad en la prueba inicie el proceso de “Salvar Datos”,desde la interface del sistema de control del equipo.

8.4.3 Criterios de estabilidad

1.

Finalizar el desplazamiento cuando se obtenga estabilización de caída de presión y permeabilidad durante por lo menos 10 volúmenes porosos desplazados estables.Según la norma API RP 42 “el equilibrio de permeabilidad se define como la permeabilidad a la cual 10 volúmenes porosos adicionales desplazados producenmenos de 5% en el cambio de la permeabilidad evaluada.

2. Terminada la prueba deje de Salvar datos y espere hasta relajar toda la presión delsistema.

3. Desmonte la muestra de la manga y pésela en su respectiva tara.

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