Universidad de OrienteNcleo de AnzoteguiEscuela de Ingeniera y Ciencias AplicadasDepartamento de Ingeniera de petrleo.0633121-Laboratorio de Yacimientos I

DENSIDAD, GRAVEDAD ESPECFICA DEL PETRLEO Y TENSIN SUPERFICIAL E INTERFACIAL COMO NECESARIAS PROPIEDADES PARA LA INDUSTRIA DEL PETRLEO (Informe N 03)

Bachilleres:

Barcelona, Abril de 2015

NDICE INTRODUCCINIV1.Densidad51.1. La densidad puede ser5La Densidad Absoluta5Gravedad especfica de petrleo (Densidad relativa):51.2 Leyes por las que se rigen la gravedad especfica y la densidad:6La Ley de Charles (Gay Lussac):6La Ley de Boyle:7El Principio de Arqumedes71.3Factores que afectan la gravedad especfica y la densidad7Efecto de la presin:7Efecto de la concentracin de los lquidos7Efecto de la temperatura81.4Mtodos para determinar la gravedad especfica y la densidad en el laboratorio8Determinacin de la Densidad por el Mtodo Geomtrico8Determinacin de la Densidad por el Mtodo de la Probeta8Determinacin de la Densidad por el Principio de Arqumedes8Picnmetro o botella de gravedad especfica:9La balanza Westphal92.Tensin Superficial e Interfacial():10Tensin Superficial:10Tensin Interfacial102.1 Mtodo para Medir la tensin Superficial:10Mtodo de placa de Wilhelmy11En el Mtodo del Anillo12El Mtodo de la Gota Colocada fig. 2(3),13El Mtodo de la Gota Pendiente fig.2( 4).13En el Mtodo de la Gota Giratoria fig.2(5)14En el Mtodo de la Ruptura del Menisco15En el Mtodo de Presin Mxima de Burbuja15En el Mtodo del Ascenso Capilar162.2 Factores que afectan la tensin superficial e interfacial183.Presin Capilar183.1 Cmo se determina? (Correlacin)193.3 Importancia284.Humectabilidad:294.2 Criterios Fundamentales de Humectabilidad de la Rocas:324.3 Introduccin De La Humectabilidad En Los Modelos De Yacimiento.334.4 Pruebas experimentales de humectabilidad354.5 Importancia de la Humectabilidad36MATERIALES Y EQUIPOS38PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL39Experimento N 1: Mtodo del Picnmetro39Experimento N 2: Balanza de lodo.39Experimento N 3: Hidrmetro39Experimento sencillo N 1: Tensin Interfacial39TABLAS DE DATOS Y RESULTADOS40DISCUSIN DE RESULTADOS42CONCLUSIONES51RECOMENDACIONES54IMPORTANCIA EN LA INDUSTRIA PETROLERA57BIBLIOGRAFA58APNDICE59

INTRODUCCIN

La capacidad productiva de un yacimiento est regulada por diversos factores que abarcan las propiedades petrofsicas y su relacin con los fluidos contenidos en el mismo, en tal sentido, las propiedades fsicas de los fluidos constituyen parmetros esenciales en el estudio integral del yacimiento.La densidad del fluido involucra la relacin entre la masa y el volumen del mismo y basado en el parmetro de gravedad especfica ayuda a clasificar el crudo (gravedad API), lo cual se ver directamente relacionado con el modo de extraccin, los procesos de refinamiento a los cuales sern sometidos los hidrocarburos, y por lo tanto esto se reflejar directamente en los costos de produccin y en la cotizacin del crudo.Otras propiedades fsicas fundamentales en los fluidos del yacimiento lo constituye la tensin superficial e interfacial que representan las fuerzas intermoleculares de los fluidos, relacionadas con la humectabilidad del yacimiento, pueden clasificar al mismo en hidrfilo u olefilo con lo cual tambin se involucra el anlisis para el plan de explotacin del mismo.El siguiente informe plantea caracterizar e identificar la tensin superficial e interfacial en los lquidos, la gravedad especifica en dos tipos de crudos y la densidad en tres tipos de fluidos se observara por diferentes mtodos en donde se mostrar la influencia de estas propiedades en los fluidos sobre todo en el petrleo.

IV

1. DensidadEs una propiedad fsica de los fluidos que se define como la cantidad de masa por unidad de volumen que posee un cuerpo y es una propiedad intensiva.

La densidad es una magnitud referida a la cantidad de masa contenida en un determinado volumen, simbolizada habitualmente por la letra griega rho (). Su unidad en el Sistema Internacional es el kilogramo por metro cbico (kg/m3), aunque frecuentemente se expresa en gr/CC. La densidad es una magnitud intensiva. Algunas de las unidades de densidad ms usadas son: Kilogramo por metro cbico (Kg/m3) Gramo por centmetro cbico (g/cm3) Gramo por galn (g/gal) Gramo por pie cbico (g/Pie3) Libra por pie cbico (lb/Pie3)

1.1. La densidad puede ser: La Densidad Absoluta: que es aquella que se refiere a la masa de un cuerpo por unidad de volumen, tambin suele llamarse densidad real.

Gravedad especfica de petrleo (Densidad relativa): que se puede definir como la razn de la densidad del petrleo a la densidad de una sustancia estndar, ambas a las mismas condiciones de presin y temperatura. Por conveniencia se utiliza el agua a 60F o 32.2F.

La Densidad y la Gravedad Especifica son propias de cada sustancia, primeramente se ven influenciadas por el agente con el cual se trate, adems, como esas relacionadas directamente con el volumen y este es afectado por la presin y la temperatura, ests tambin lo estarn, es decir, el volumen es directamente proporcional a la temperatura, e inversamente proporcional a la presin, por tanto la densidad vara segn el caso. De acuerdo a esto es necesario decir la temperatura la cual se trabaja.

La industria petrolera usa la llamada gravedad API la cual est relacionada a la gravedad especfica por medio de la siguiente ecuacin:

Segn API los crudos se clasifican en:

Crudo liviano 30-40. Crudo mediano 22-29.9. Crudo pesado 10-21.9 Crudo extrapesado menos de 10

1.2 Leyes por las que se rigen la gravedad especfica y la densidad:

La Ley de Charles (Gay Lussac): esta ley dice que para un peso de gas dado a presin constante, el volumen vara directamente con la temperatura absoluta, por consiguiente la densidad de un gas es inversamente proporcional a la temperatura absoluta. Esto es porque la densidad de un gas disminuye al incrementar la temperatura o al disminuir la presin y aumenta al disminuir la temperatura o al aumentar la presin.

La Ley de Boyle: la cual enuncia que para un peso de gas dado a temperatura constante, la densidad de un gas es directamente proporcional a la presin absoluta. Ya que la densidad es funcin de la temperatura y de la presin. La variacin de la densidad de los lquidos es muy pequea salvo a muy altas temperaturas.

El Principio de Arqumedes: el cual enunci que todo objeto de un volumen determinado sumergido en un fluido es impulsado hacia arriba por una fuerza igual al peso del fluido del mismo volumen interpretndose como el efecto del empuje ascendente que es directamente proporcional al peso del lquido desplazado.

1.3 Factores que afectan la gravedad especfica y la densidad:

Efecto de la presin: la compresibilidad de los lquidos disminuye lentamente cuando aumenta la presin, la compresibilidad de las sales y los xidos inorgnicos slidos es quizs diez veces mayor que la de los lquidos, a veces algunos slidos orgnicos pueden tener una compresibilidad bastante mayor que otros tipos de sustancias, tal vez del mismo orden de los lquidos.

Efecto de la concentracin de los lquidos: las variaciones de los volmenes podemos relacionarlas con la constante de Van Der Waals y las constantes crticas en el caso de los lquidos de molculas no asociadas como una regla aproximada, en cambio se aproximan a cero (0) a medida que las presiones crticas de los componentes se aproximan una a otras, por consiguiente podra esperarse que las molculas semejantes no polares se mezclaran sin cambio grande en el volumen.

Efecto de la temperatura: la densidad de una sustancia disminuye lentamente cuando aumenta la temperatura, salvo a temperaturas de transicin de una fase a otra en condiciones en las cuales las estructuras moleculares como la disociacin de la asociacin qumica, la densidad de los lquidos suele cambiar ms rpidamente con la temperatura que la densidad de los slidos.

1.4 Mtodos para determinar la gravedad especfica y la densidad en el laboratorio.

Determinacin de la Densidad por el Mtodo Geomtrico: este mtodo consiste en pesar el slido (Ws) y medir sus dimensiones (si tiene una forma geomtrica regular). Si se trata de un paraleleppedo, el volumen corresponde al producto: V= a x b x c. Donde a, b y c corresponden a las dimensiones. Si el objeto es esfrico V= r2h, siendo r el radio y h la altura o V= 4/3r3 si el objeto es esfrico.

Determinacin de la Densidad por el Mtodo de la Probeta: consiste en sumergir con cuidado y completamente un slido en una probeta que contiene un volumen exacto de agua, luego se lee el volumen final y el volumen del slido corresponde a la diferencia: V= Vf - Vo. Con los datos obtenidos se puede determinar la densidad.

Determinacin de la Densidad por el Principio de Arqumedes: Consiste en pesar un vaso de precipitado parcialmente lleno de agua, luego se ata un slido con un hilo delgado y se suspende en el beaker con agua. La cuerda sostiene el peso del slido pero no anula el empuje, de tal manera que el peso es igual al peso del recipiente con agua ms el empuje.

Picnmetro o botella de gravedad especfica: es un frasco con un cierre sellado, de vidrio con un tapn con un finsimo capilar, de tal manera que un volumen puede obtenerse con gran precisin. Esto permite determinar la densidad de un fluido, en referencia a un fluido de densidad conocida como el agua o el mercurio, usando el principio de Arqumedes. la palabra Picnmetro proviene del griego puknos, que significa densidad.

La balanza Westphal es especial para determinar densidad de lquidos, est dotada de brazos desiguales; con un contrapeso en uno de sus extremos y de un ndice que marca la posicin de equilibrio. Al colgar el flotador en el aire, pendiente de su gancho, el sistema se encuentra equilibrado. Cuando el cilindro se sumerge en el agua contenida en una probeta, la balanza se desequilibra como consecuencia del empuje de Arqumedes, y en este caso se precisa colocar una pieza en forma de reiter montada inmediatamente encima del gancho flotador y en su misma vertical. As se indica que el peso del referido reiter es el mismo que el del volumen de agua desalojado por el cilindro y que la densidad es 1. Cuando la operacin se realiza sumergiendo el flotador o cilindro en el seno de un lquido desconocido y de densidad superior a la del agua, el peso del lquido desalojado es mayor en este caso, por lo que se necesitan aadir otros reiteres en las muescas sealadas sobre el brazo ms largo de la balanza. Estas marcas estn a distancias determinadas, de manera que cada una de ellas representa un valor diferente del efecto gravitatorio provocado en la muesca o marca anterior. Adems del reiter superior existen otros ms pequeos con valores que significan la dcima parte de la masa del anterior. De esta forma es posible establecer el equilibrio con los reiteres adecuados una vez situados en las posiciones que correspondan.

2. Tensin Superficial e Interfacial():En las regiones limtroferas entre dos fases siempre existir un desbalance de fuerzas moleculares. El resultado neto de este esfuerzo es una tendencia a reducir el rea de contacto. Tensin Superficial: es la tendencia a contraerse que posee la superficie liquida expuestas a gases o vapor. Mientras mayor sea la fuerza intermolecular que presenta una sustancia, mayor ser su tensin superficial debido a que ser necesario un mayor esfuerzo para separar una unidad de rea de la superficie.La tensin superficial entre la fase liquida y su vapor en equilibrio y su vapor en equilibrio. Depende fundamentalmente de presin, temperatura y composicin de las fases. En el caso de las sustancias puras, dicha tensin se puede definir nicamente especificando la presin y la temperatura. En el caso de las mezclas puede especificarse una de las dos variables, determinando la otra en las curvas de presin de vapor.En el caso de hidrocarburos puros, las tensiones superficiales pueden ser estimadas por medio de la ecuacin propuesta por Sudgen investigadas experimentalmente por Katz y Winang. Tensin Interfacial: es la tendencia a contraerse que poseen 2 lquidos inmiscibles cuando se hallan en contacto, pero en sentido estricto la tensin superficial es tambin tensin interfacial.

2.1 Mtodo para Medir la tensin Superficial:Los mtodos para medir la tensin superficial-interfacial se pueden clasificar en:

1.- Mtodos Basados en la Medicin de una Fuerza.Entre estos mtodos se pueden citar:a.- Mtodo del anillo.b.- Mtodo del plato (Wilhelmy).2.- Mtodos Basados en la Medicin de la Presin.Entre estos tenemos:a.- Mtodo de la elevacin capilar.b.- Mtodo de presin de burbuja.3.- Mtodos basados en las Medidas Geomtricas o de Deformacin de una Interfaseen un Campo Gravitacional.Podemos citar:a.- Mtodo de la gota pendiente.b.- Mtodo de la gota colocada.c.- Mtodo de la gota giratoria.

Mtodo de placa de WilhelmyEn este mtodo se mide la fuerza hacia abajo que sobre una placa lisa ejerce la superficie o interfase a la cual se desea determinar la tensin cuando esta placa toca exactamente esa superficie o interfase.

La fuerza ejercida es:P = m g = 2 ( l + d )

Donde l es la longitud de la placa y d su espesor.

La placa, en general, muy fina se construye de platino y su geometra se conoce exactamente. La medida de la fuerza se hace uniendo la placa a una balanza sensible de torsin, con alguna clase de dispositivo de elevacin bin para bajar la placa hacia la superficie del lquido o elevar la superficie del lquido hacia la placa.Este mtodo no requiere correcciones por hidrosttica como el mtodo del anillo.No se puede emplear para medidas de tensin interfacial para sistemas donde la fase aceite es la ms densa y es muy difcil de emplear cuando la fase aceite tiene carcter polar, por ejemplo, con alcoholes grasos. Es un mtodo sencillo y de precisin moderada (0.1 dina/cm). Fig2(1). Plato de Wilhelmy.

En el Mtodo del Anillo, un anillo se coloca sobre la superficie del lquido y se mide la fuerza requerida para separar el anillo de la superficie. En este mtodo debe asegurarse el mojado completo del anillo para obtener resultados reproducibles y de significado. Es un mtodo sencillo, rpido, de alta precisin, no muy dependiente del ngulo de contacto. Es una variante del mtodo de la placa que tiene ciertas ventajas en cuanto a precisin. Si se quieren medir tensiones interfaciales debajo de 0,01 dina/cm se deben usar los mtodos ms precisos: bien sea el de la gota colocada, el de la gota pendiente, y el de la gota giratoria. Fig2.(2) Mtodo del anillo (Nouy) El Mtodo de la Gota Colocada fig. 2(3), consiste en deducir la tensin de la forma geomtica de una gota de fluido L colocada sobre una superficie plana de un slido (s), estando todo el sistema sumergido en un fluido de menor densidad F. Fig2(3). Gota colocada El Mtodo de la Gota Pendiente fig.2( 4). Una gota de lquido se deja suspendida en el extremo de un tubo capilar. Se determina la tensin a partir de la elongacin vertical (deformacin) que provoca la fuerza de gravedad. En este mtodo se presentan problemas experimentales por la estabilidad de la gota y la mojabilidad del tubo capilar.fig2(4.) Gota de pendiente En el Mtodo de la Gota Giratoria fig.2(5) se somete una gota o burbuja de un fluido menos denso (F) colocado en un cilindro de vidrio que tiene el otro fluido (L), a un movimiento de rotacin rpido la fuerza centrfuga induce un alargamiento axial de la gota al cual se oponen las fuerzas capilares.fig 2(5)Gota giratoria Este mtodo tiene la ventaja de no presentar un contacto slido-lquido, lo cual elimina los problemas de ngulo de contacto. Se usa corrientemente para medir tensiones ultra-bajas hasta valores del orden de 0,0001 dina/cm. Con el "Spinning drop Tensiometer" construido por Cayias, la tensin se calcula mediante la relacin:(dina/cm) = 5,22 x 105 d3/p2Dnde: d es el dimetro de la gota (en mm), es la diferencia de la densidad en (g/cm3) de los dos fluidos y p es el perodo de rotacin (en m sec/rev). En el Mtodo de la Ruptura del Menisco se trata de formar un menisco fig.2(6) entre una extremidad de un cilindro y una interfase plana; el cilindro es generalmente hueco y sus bordes redondeados para permitir todo el rango posible de ngulo de contactofig 2(6) Menisco entre barra y superficie El cilindro se pone en contacto con el lquido, luego se eleva poco a poco mediante una cremallera micromtrica, producindose un menisco e introducindose una competencia entre la fuerza de gravedad y la tensin interfacial. Existe una altura crtica donde el menisco se vuelve inestable y se rompe. Se puede relacionar la altura a la cual ocurre la ruptura el menisco con la tensin interfacial. Se diferencia del mtodo del anillo, en que lo que relaciona a la tensin es un desplazamiento y no una fuerza. En el Mtodo de Presin Mxima de Burbuja, una pequea burbuja de gas se insufla por el extremo de un capilar sumergido en un lquido. Mientras la burbuja crece, la presin dentro de ella crece, pero el radio de curvatura disminuye. El valor de presin mxima se logra cuando la burbuja es una semiesfera siendo el radio de curvatura mnimo. Un mayor crecimiento de la burbuja en este punto induce la ruptura de la misma y un ascenso del lquido por el capilar. En el Mtodo del Ascenso CapilarUna de las formas ms simple para medir la tensin superficial de un lquido es usando un tubo capilar, tal como se muestra en la figura 2.(7). Como se observa, cunado un tubo capilar de radio r se coloca un recipiente abierto q contiene agua, la combinacin de la tensin superficial y la humectabilidad del tubo hacia el agua, es decir, las diferentes fuerzas que actan a travs de la curvatura de menisco, causaran que el agua se eleve en el capilar a una cierta altura h, por encima del nivel del agua.

En condiciones estticas, la fuerza que genera la tensin superficial se balanceara con la fuerza de gravedad que acta sobre la columna de fluido; es decir, el agua se elevara en el tubo hasta que la fuerza q empuja el lquido hacia arriba sea balanceada por la columna de lquido que est formndose en el tubo. Si r es e radio del capilar, la fuerza total ejercida hacia arriba que sostiene la columna de lquido, es igual a la fuerza por unida de longitud por la longitud total de la superficie es decir:

Donde:, es la tensin superficial entre el aire (gas) y el agua (petrleo), dina/cm., el ngulo de contacto entre el agua y el tubo capilar.r, el radio del capilar, cm.

La fuerza hacia arriba es contrarrestada por el peso del agua, el cual es equivalente a una fuerza msica que acta hacia abajo por aceleracin, entonces:

Donde:h = es la elevacin del agua dentro del capilar, cm. = la densidad del agua, g/cm3. = la densidad del aire, g/cm3.g = la constante gravitacional, 980 cm/seg2.

Como la densidad del aire es despreciable en comparacin con la densidad del agua, la ecuacin 2.(2) se reduce a:

Igualando la ecuacin 2.(1) y la ecuacin 2.(3) y resolviendo para tensin superficial, se obtiene:

As, si se puede medir el ngulo (a travs del lquido) y la altura de la columna de fluido para un determinado radio de capilar. Entonces, se pude determinar la tensin de superficie.

Para el caso de que los fluidos sean agua petrleo, la ecuacin 2.(4) ser:

Donde: = es la densidad del petrleo, g/cm3. = la densidad del agua, g/cm3. = la tensin interfacial entre el petrleo y el agua, dina/cm.

2.2 Factores que afectan la tensin superficial e interfacial

1. Sustancias tensoactivas, disminuyen la tensin superficial e interfacial del agua.2. Las sales, aumentan las tensiones superficiales e interfaciales.3. Temperatura, se relaciona de forma inversa con la tensin superficial e interfacial, es decir, la tensin superficial disminuye a medida que la temperatura aumenta, ya que desde un punto molecular, el aumento de la temperatura se traduce en mayor energa cintica de las molculas, lo que les permite vencer ms fcilmente las atracciones existentes entre ellas.

3. Presin Capilar

Definicin: la presin capilar Pc, se puede definir como el diferencial de presin entre dos fluidos inmiscibles a travs de la interfase que se forma entre ellos cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

Donde:Pc = Presin Capilar, lpc.Pfnm = Presin de la fase no mojante, lpc.Pfm = Presin de la fase mojante, lpc.

En yacimientos de hidrocarburos se puede tener tres tipos de presin capilar:

Agua - Petrleo: Yacimientos hidrfilos: Yacimientos olefilos:

Gas Petrleo:

Agua Gas: Si todas las fases son continuas, entonces:

3.1 Cmo se determina? (Correlacin)

Fig. 3(1)relacion de presin en tubos capilares

Observando la figura 3.(1) se nota que la diferencia de presin a travs de la interfase entre los puntos 1 y 2 es esencialmente la presin capilar, es decir:

La presin de la fase agua en el punto 2 es igual a la presin en el punto 4 menos la presin de la columna de agua, esto es:

La presin encima de la interfase, justamente en el punto 1, representa la presin del aire y viene dada por:

Se puede ver que la presin en el punto 4 dentro del tubo capilar es la misma que en el punto 3 fuera del tubo. Restando la ecuacin 3.(8) de la ecuacin 3.(9), resulta:

Donde es la diferencia de densidades entre la fase humectante y la fase no humectante. La densidad del aire es despreciable, en comparacin con la densidad del agua. En unidades prcticas, la ecuacin v.(10) puede expresarse as:

Donde Pc es la presin capilar en lpc; h, la altura del capilar, pies; y , la diferencia de densidades en lb/pie3.

En el caso de un sistema petrleo agua, la ecuacin v.(10) se escribe as:

Y en unidades prcticas:

La ecuacin de presin capilar puede expresarse en trminos de la tensin superficial y la tensin interfacial combinando las ecuaciones 3.(10) y 3.(12) con las ecuaciones 3.(4) y 3.(5) para dar:

1. Sistema gas-lquido:

Donde Pc es la presin capilar en dina/cm2; gw: la energa superficial entre el gas y el agua, dina/cm; r: radio del capilar, cm; , el ngulo de contacto, grados; h, la altura alcanzada por el lquido en el capilar, cm; y g, la aceleracin debido a la gravedad, cm/seg2.

2. Sistema petrleo agua:

Donde ow es la tensin interfacial entre el agua y el petrleo en dina/cm.

3. Funcin de J de Leverett:

Basado en el hecho de que la presin capilar depende de la porosidad, la fuerza interfacial, y la geometra del poro, Leverett defini su funcin adimensional la cual llam funcin J, que describe las caractersticas de rocas ms adecuadamente por la combinacin de porosidad y permeabilidad como un parmetro de correlacin.

A menudo es necesario comparar curvas de presin capilar medidas en diferentes ncleos para un mismo yacimiento. Debido a la presin capilar es afectada tanto por la porosidad como por la permeabilidad, es necesario corregir los efectos de estos parmetros antes de hacer cualquier comparacin. Esto se hace generalmente con la funcin J de Leverett:

En muchos casos, todos los datos de presin capilar de una formacin deben ser reducidos a una sola curva cuando la funcin J de Leverett se grafica vs. Saturacin. Algunos autores alteran la expresin de la funcin J incluyendo el coseno del ngulo.

Resultados experimentales han demostrado que el Cos no tiene validez en el efecto de la humectabilidad sobre la presin capilar en ncleos de yacimientos. Por lo tanto, se debe usar la funcin J original, sin el coseno del ngulo (ecuacin 3.(18)). La funcin J originalmente fue propuesta como una forma de convertir todo los datos de presin capilar a una curva universal. Esta funcin permite correlacionar datos de presin capilar de diferentes arenas de un mismo yacimiento o campo, siempre y cuando la litologa y textura de las muestras no cambie notoriamente. De acuerdo a los fluidos que saturen la roca, se tiene:

Agua Petrleo: Gas Petrleo:

Unidades:Pcwo y Pcgo = Presin capilar agua petrleo y gas petrleo, lpc.wo y go = Tensin interfacial agua petrleo y gas petrleo, dina/cm-k = Permeabilidad, mD. = Porosidad, fraccin.

Por medio de este mtodo se puede obtener una sola curva J(Sw) a partir de un conjunto de pruebas de presin capilar (figura 3.(2)) y usarse esta curva para posteriormente encontrar una curva de presin capilar promedio. Cada curva de presin capilar puede convertirse a una curva J(Sw) si se conocen los valores de y empleados en las pruebas y los valores de k y del ncleo. Tericamente, una sola curva J(Sw) resultar de un conjunto de curvas de presin capilar para ncleos que cubran un amplio margen de permeabilidad (figura 3.(3)).

Procedimiento:

a. Llevar a condiciones de yacimiento los datos de presin capilar medidos en el laboratorio.b. Calcular los valores de J(Sw) y graficar J(Sw) vs. Sw. Interpolar la mejor curva a travs de los puntos. Esta curva representa la funcin J promedio para el yacimiento.c. Determinar la permeabilidad y porosidad promedio del yacimiento (kp y p) y la tensin interfacial entre las fases a condiciones de yacimiento.d. Seleccionar varios valores de Sw y de la curva promedio leer los valores de J(Sw) correspondientes a cada valor de Sw. Posteriormente calcular la presin capilar por medio de la siguiente ecuacin:

1.Conversin de datos de laboratorio a datos de yacimiento: las medidas de laboratorio por lo general se hacen con fluidos distintos a los del yacimiento. Los datos de presin capilar obtenidos en el laboratorio para ser usados en estudios de yacimiento, es necesario llevar los valores experimentales a condiciones de yacimiento. Existen diferentes tcnicas, pero las ms usadas consisten en considerar que el valor de r es el mismo en el yacimiento que en el laboratorio, ya que se refiere al mismo medio poroso. Otra consideracin importante es que la humectabilidad es la misma en el laboratorio y en el yacimiento, de lo cual resulta la siguiente frmula.

Donde:Pcy = Presin capilar a condiciones de yacimiento, lpc.PcL = Presin capilar a condiciones de laboratorio, lpc.y = Tensin interfacial existente entre los fluidos del yacimiento (agua y petrleo), din/cm.L = Tensin interfacial existente los fluidos de laboratorio, din/cm.

En caso de que las propiedades ( y k) del ncleo usado en el laboratorio sean diferentes a las promedios del yacimiento se utiliza la siguiente ecuacin:

2. Correlaciones para estimar presin capilar: la compaa Francesa del petrleo (TOTAL) desarroll para PDVSA (corcoven) correlaciones que permite estimar presiones capilares (agua petrleo y gas petrleo), usando 91 anlisis de presin capilar de muestras correspondientes a yacimientos del rea Mayor de Oficina.

Donde: = ndice de distribucin del tamao de los poros, adimensional.Pd = presin de desplazamiento, lpc.Pcwo = presin capilar a Sw, lpc.

De la ecuacin 3.(25), se tiene:

Valores bajos de corresponden a arena consolidada y valores altos a arena no consolidada. Para un valor promedio de 1.668, las correlaciones de presin capilar tienen la siguiente forma:

Agua Petrleo: Gas Petrleo:

Donde k es la permeabilidad absoluta en mD y:

3.3 Importancia

La pendiente de la curva durante el drenaje es una buena medida cualitativa del rango de distribucin del tamao de los poros: a mayor horizontalidad de la curva de PC, mayor uniformidad del tamao de los poros.

Las curvas de presin capilar muestran el fenmeno de histresis, es decir, depende de la historia del proceso de saturacin. Los trminos imbibicin y drenaje se aplican en la direccin del cambio de saturacin: el primero se refiere al proceso que origina un aumento de saturacin de la fase mojante y el segundo, al que ocasiona una disminucin de saturacin de la fase mojante.4. Humectabilidad:Es la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie slida, en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor rea de contacto posible con dicho slido. Esta tensin de adhesin ocurre cuando existe ms de un fluido saturando el yacimiento y es funcin de la tensin interfacial esta propiedad es importante dado que determina la localizacin y distribucin de los fluido, as como tambin depende de ella las permeabilidades relativas y eficiencias de desplazamiento. Los fluidos pueden ser humectantes o mojantes si tienen una mayor tendencia a adherirse a la roca y no mojantes si no presentan esta tendencia. El ngulo de contacto formado por la interfase de los fluidos inmiscibles con la superficie de la roca, medido a travs del lquido de mayor densidad, vara entre 0 y 180. Si el ngulo de contacto 90 humectado preferencialmente por agua. Si el ngulo de contacto =90, humectabilidad intermedia o neutra. Si el ngulo de contacto 90, humectado preferencialmente por petrleo.

*Angulo de contacto.En la figura se representa un esquema de una zona del yacimiento donde estn en contacto petrleo, agua y roca-El ngulo de contacto se denomina Angulo de contacto y se mide por conveniencia a travs de la fase fluida ms densa y est comprendida entre 0 y 180 y es una medida de la humectabilidad

(Equilibrio de fuerzas en la interfase Petrleo-Agua-Solido)Un equilibrio de fuerzas en P permite escribir:

At es la tensin de adherencia (dinas/cms)so , sw y wo las tensiones interraciales petrleo-solido, agua-slido y petrleo-agua. Respectivamente (dinas/cms). es el ngulo de contacto agua-slido-petrleo Segn el signo de la tensin de adherencia se tiene lo siguiente: Roca hidrfila o mojada por agua cuando At0 (positiva), lo cual equivale a 90. Roca con mojabilidad neutra (ambas fases tienen igual afinidad para mojar la roca) cuando At=0, lo cual equivale a =90. Roca olefila o mojada por petrleo cuando At0, lo cual equivale a 90.

4.1 Yacimiento de Acuerdo a su Humectabilidad Yacimiento Hidrfilo:

Caractersticas:

Angulo de contacto es 90. Fase humectante el agua. Fase no humectante el petroleo. Cos (+)- Ta0 (+) El agua se desplaza por los canales ms pequeos y el petrleo por los canales grandes.

Yacimiento Olefilo:

Caracterstica: Angulo de contacto es 90. Fase humectante el petroleo. Fase no humectante el agua. Cos (-). Ta0 (-) El petrleo se desplaza por los Canales ms pequeos, contrarioAl agua que se desplaza por losms grandes

Yacimiento Neutro:

Caractersticas: Angulo de contacto es =90. Fase intermedia o neutra.

4.2 Criterios Fundamentales de Humectabilidad de la Rocas:1. La fase mojante ingresa al medio poroso en forma espontnea, por lo tanto, es necesario entregar energa para sacarla del medio poroso.2. La fase mojante tiende a ocupar los capilares de menor dimetro dentro de la red poral, en consecuencia, la fase mojante es difcil de movilizar a travs del medio poroso.En forma complementaria podemos establecer:a. La Fase no-mojante es expulsada del medio poroso en forma espontnea, po lo tanto, no es necesario entregar energa para extraerla de la red. Solo es necesario disponer de una fuente de fase mojante para que la reemplace en forma espontnea.b. La fase no-mojante tiende a ocupar los capilates e mayor dimetro dentro de la red poral. La fase no-mojante es ms fcilmente movilizable. Sin embargo estas definiciones tienen sus limitaciones:En sistemas ideales (Ej: medios porosos formados por manojos rectos), y en ausencia de fuerzas gravitacionales, el desplazamiento de la fase no mojante por la fase mojante procede hasta que se produce un reemplazo total de una por otra.En sistemas reales se presentan dos fenmenos que impiden que las cosas procedan como en los sistemas ideales. Los sistemas porales naturales atrapan fases residuales durante los desplazamientos inmiscibles. Es muy frecuente la presencia de mojabilidades mixta. El primer punto impide que el reemplazo de una fase por otra se complete. Cuando la fase desplazada se hace discontinua, ya no es posible que progrese el desplazamiento. Esta caracterstica pone un primer lmite a la posibilidad de completar la imbibicin.El segundo punto se manifiesta impidiendo que se alcancen las saturaciones residuales durante el proceso espontneo de imbibicin. Esta segunda limitacin hace que el reemplazo de una fase por otra se detenga antes de llegar a la condicin residual de la fase no-mojante.4.3 Introduccin De La Humectabilidad En Los Modelos De Yacimiento.La humectabilidad no es un parmetro que se introduzca en forma directa en los clculos de ingeniera de yacimientos. Sin embargo los efectos de la mojabilidad se manifiestan en: La forma que adoptan las curvas de distribucin de fluidos en el medio poroso Las movilidades de las diferentes fases en funcin de la saturacin del sistema.Por esta razn, a nivel de laboratorio es indispensable una correcta determinacin de la mojabilidad de las muestras ensayadas porque la interpretacin de los resultados y su posibilidad de escalamiento a las condiciones del yacimiento estn muy vinculadas al conocimiento del valor que adopta este parmetro.De modo que la medicin rutinaria de humectabilidad apunta a dos objetivos primarios:1. Tratar de determinar la yacimiento del sistema en condiciones de reservorio para poder escalar las mediciones de laboratorio y para interpretar la respuesta del reservorio a las distintas condiciones de explotacin.2. Conocer la humectabilidad que manifiestan las muestras en las condiciones de laboratorio.El primer objetivo obliga a realizar una serie de suposiciones, de las cuales la ms limitante es la de aceptar que la roca llega al laboratorio en las mismas condiciones de humectabilidad que tena en el reservorio. Este punto es de difcil demostracin debido a la gran cantidad de operaciones que se realizan durante el coroneo, transporte y almacenamiento del material extrado (exposicin a filtrados de lodo, despresurizacin, exposicin al oxgeno atmosfrico, etc). Sin embargo el dato de laboratorio es el primer dato a emplear en la caracterizacin del yacimiento.Si ms adelante se dispone de indicaciones diferentes en funcin del anlisis de perfiles o interpretacin de los datos de produccin, la informacin de laboratorio debe re-interpretarse o modificarse para adaptarlo a la realidad del sistema.El segundo objetivo se cumple con total certeza a nivel de laboratorio. Una medicin de humectabilidad en laboratorio es, por definicin, totalmente representativa de la humectabilidad que manifiestan las muestras en condiciones de laboratorio. Esta afirmacin, que parece trivial, es importante pues es la que permite reinterpretar la informacin de laboratorio si se llegara a la conviccin de que a nivel de yacimiento la humectabilidad es diferente.Un punto importante a mencionar es que si bien suele ser un valor constante, la humectabilidad a nivel de yacimiento puede variar con la proximidad a los acuferos o con la composicin de los hidrocarburos en diferentes ubicaciones espaciales dentro de la estructura.En general los yacimientos que muestran una humectabilidad neta al agua suelen presentar ese comportamiento en toda la estructura. Por otro lado, cuando se encuentran indicios de mojabilidad mixta o de preferencia al petrleo, puede suponerse que en diferentes zonas, estas caractersticas pueden mostrar cambios importantes. Esto ltimo obedece a que, en general una humectabilidad al petrleo implica un cambio de la mojabilidad original del sistema. Y este cambio puede haber alcanzado diferente magnitud en diferentes zonas del yacimiento.

4.4 Pruebas experimentales de humectabilidad El mtodo de Amott.Este mtodo incluye tanto pruebas de desplazamiento esttico como pruebas de desplazamiento dinmico. Adems, el valor de permeabilidad al petrleo es medido a la saturacin de agua irreducible, as como tambin el de permeabilidad al agua a la saturacin de petrleo residual. Este mtodo puede ser aplicado a muestras restauradas y frescas.Proceso de restauracin de humectabilidad.Las muestras inicialmente limpias y secas fueron colocadas en un saturador a su vez conectado a una bomba de vaco. Este proceso tiene una duracin entre 12 16 horas y se realiza al vaco para extraer todo el aire existente en las muestras y el saturador. Luego se procede a saturarlas a presin con la solucin salina del agua de formacin (preparada en el laboratorio).Posteriormente al procedimiento anterior, se aplic un desplazamiento dinmico utilizando un aceite mineral refinado hasta alcanzar en las muestras una saturacin de agua irreducible y medir una permeabilidad efectiva al aceite a dicha saturacin de agua.Luego a las muestras se le inyecta crudo deshidratado del yacimiento para desplazar el aceite mineral contenido en ellas y restaurar la condicin original que presentaban en el yacimiento. Una vez saturadas de crudo se colocan dentro de un cilindro con petrleo del yacimiento a presin de sobrecarga. Este cilindro a su vez fue colocado en un horno a una temperatura de 140 F por un perodo de 21 das. El mtodo USBM. (Conocido tambin como mtodo de la centrfuga.)Con este mtodo podemos obtener los valores de ndice de humectabilidad con mayor rapidez, se realiza usando una centrifuga para desaturar las muestras. Tambin se desarrollan tanto pruebas de desplazamiento esttico como pruebas de desplazamiento dinmico, incluyendo valores de Swir y Sor. El ndice de humectabilidad se calcula determinando el rea bajo las curvas de drenaje e imbibicin.4.5 Importancia de la HumectabilidadLa humectabilidad del sistema/roca es importante debido a que es el factor mas importante que controla la ubicacin, flujo y distribucin de los fluidos en el yacimiento.Los cambios en la humectabilidad han mostrado tener efecto sobre: Presin capilar Permeabilidad relativa Desplazamiento de Fluido Simulacin de recobro terciario Saturacin de agua irreducible (Swi) Saturacin de petrleo residual (Sor) Propiedades elctricas La preferencia de humectabilidad que presenta una roca en un yacimiento es un factor importante en muchos aspectos de la produccin de petrleo. Esto puede ser demostrado por los siguientes ejemplos:1. La interpretacin cuantitativa de la saturacin de agua a partir de los registros de pozos requieren el conocimiento del valor del exponente de saturacin, n, el cual est directamente relacionado con la humectabilidad.2. Una aplicacin valida en las pruebas de laboratorio sobre muestras para predecir el comportamiento del yacimiento depende en sumo grado de la humectabilidad 3. La humectabilidad original de un yacimiento puede jugar un papel importante en la escogencia de procesos de recuperacin adicional.

Marco terico

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MATERIALES Y EQUIPOSExperimento N 1: Hidrmetro. 2 Hidrmetros ( 19-41 y 19-31) 2 Cilindros graduados de 1000 ml. 2 muestras de crudo Experimento N2: Mtodo del Picnmetro. Picnmetro. Muestra de lubricante. Muestra de malox. 2 Muestras de crudo. Balanza digital o analtica.

Experimento N 3: Balanza de Lodo. Balanza de lodo. Muestra de agua de chorro para calibrar la balanza. 1muestra de refresco (coca-cola). 1 muestra de Crudo.Experimento N 4: Tensin interfacial. 1 Beaker de 50 ml. Muestra de agua con colorante.

Materiales y equipos

Muestra de aceite para automvilPROCEDIMIENTO EXPERIMENTALExperimento N 1: Hidrmetro1.- En un cilindro graduado de 1000 ml, se agrega petrleo y se introduce el hidrmetro.2.- Se espera a que se estabilice y se procede a la lectura de los grados API del petrleo. Experimento N 2: Mtodo del Picnmetro1.- Se pes el picnmetro en la balanza analtica, en la cual inicialmente se registr un peso aparente del picnmetro y con una graduacin del equipo se obtuvo el equipo se obtuvo el peso real de este.2.-Se quit el tapn del picnmetro y se agreg agua hasta llenarlo por completo.3.- Se coloc el tapn con cuidado y se observ cmo se desplaz el exceso de fluido.4.- Se sec el picnmetro y se coloc nuevamente en la balanza ahora con fluido.5.- Seguidamente se tom nota del peso del picnmetro lleno y se procedi a obtener el peso del fluido.Experimento N 3: Balanza de lodo.1.- Se tom la balanza y se le agrego el lquido de estudio.2.- Luego se calibro y se tom lectura de la densidad (Lb/gls.).Experimento N 4: Tensin Interfacial 1.- Se coloc agua coloreada en un beaker.

Procedimiento experimental

2.- Seguidamente se agreg aceite.TABLAS DE DATOS Y RESULTADOS

Experiencia 2. Mtodo del Picnmetro.Datos Obtenidos:

Tabla N 01. Valores de Inters.

Peso de Picnmetro Vacio (gr)51

Volumen del picnmetro (cc)100

Tabla N 02. Datos obtenidos por medio del Picnmetro.

Fluido en el PicnometroPeso Picnometro con fluido (gr)

Lubricante136,5

Malox155,5

Crudo (Mediano)143

Crudo (Liviano)137,5

Resultados Obtenidos:

Tabla N 03. Valores obtenidos mediante la aplicacin de frmulas matemticas.

FluidoDensidad (gr/cc)Gravedad EspecificaAPI

Lubricante0,8550,85533,99

Malox1,0451,0453,91

Crudo (mediano)0,920,9222,30

Crudo (Liviano)0,8650,86532,08

Experiencia 3. Balanza de Lodo.Datos Obtenidos: Tabla N 04. Datos obtenidos de la Balanza de Lodo.

FluidoDensidad (lb/gl)Densidad (gr/cc)

Lubricante7.30,87

Gasolina6.50,77

Crudo liviano7.30,87

Resultados Obtenidos:

Tabla N 05. Valores obtenidos mediante la aplicacin de frmulas matemticas.

FluidoGravedad EspecificaAPI

Luubricante0,8731,14

Gasolina0,7752,26

Crudo liviano0,8731,14

Equipo MuestraGrados API

HidrometroCrudo MedianoCrudo Liviano21,433

PicnometroLubricanteMaloxCrudo MedianoCrudo Liviano33,993,9122,3032,08

Balanza de lodosLubricanteGasolinaCrudo Liviano31,1452,2631,14

Tablas de datos y resultados

DISCUSIN DE RESULTADOSExperiencia N1 Hidrmetro.En esta experiencia se calcul la gravedad API con el hidrmetro, se tom dos muestras de crudo, que se introdujeron en dos cilindros graduados, En la primera muestra se coloc el hidrmetro para crudo mediano( (escala 19-31) ya que a simple vista se observ lo viscoso), se fue observando como el hidrmetro iba bajando lentamente hasta arrojar una lectura de 21,4 ; en la segunda muestra se utiliz otro crudo, se coloc el hidrmetro para crudo liviano ( (escala 19-41) ya que a simple vista se observ lo viscoso) se fue observando como el hidrmetro iba bajando lentamente hasta arrojar una lectura de 33. La Primera muestra se clasifica como petrleo medianos ya que entra en el rango establecido por UNITAR (United Institue for Training and Research), para los petrleos Medianos 22 29,99 API; la segunda muestra entra en el rango establecido por UNITAR entre 30 40 API, por lo que se le clasifica como petrleo liviano.Cabe destacar que en la experiencia 1 cada muestra de crudo arrojo una API de 21,4 y 33 (mediano y liviano respectivamente) y en la experiencia 2 se obtuvieron una API de 22,30 y 33,08 respectivamente, lo que conlleva a deducir que el hidrmetro y el picnmetro son muy precisos a la hora de tomar medicionesExperiencia N2. Mtodo del picnmetro Se calcul el peso del picnmetro vaco el cual fue de 51 gr, despus se procedi a llenar el mismo con lubricante, malox, y 2 muestras de crudo. El peso del picnmetro lleno de: lubricante arrojo 136.5grs, de malox arrojo 155.5grs, de 1era muestra de crudo 143grs y la segunda 137.5grs. La diferencia del peso del picnmetro y el peso del picnmetro lleno (para cada fluido) representa el peso del fluido los cuales se mencionan a continuacin: Para el lubricante 85.5gr, el malox 104.5gr, 1era muestra de crudo 92grs y la 2da muestra 86.5grs; seguidamente se procedi a calcular la densidad(), la cual ser igual a la masa sobre el volumen, con esta se calcul la gravedad especfica(ver tablas de resultados), no obstante se calcul los grados API para cada fluido cuyo resultados fueron diferentes. Como se pudo observar en los resultados de la densidad (), corresponden a los resultados de gravedad especfica (si (gr/cc)), esto se debe que la gravedad especifica es la relacin entre la densidad del agua y la densidad del fluido que se estudiaron; tambin se consigui observar que el malox es un poco ms denso que el agua. De las evidencias obtenidas surgi una interrogante, por qu los API del malox entra dentro del rango de bitumen? Esto se debe que la gravedad API, es una medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el petrleo comparndolo con el agua, es por esto que el API para dicha sustancia entra dentro del rango de bitumen, en otras palabras como esta sustancia no es un crudo el API no se emplea, es por ello la incoherencia de los resultados en la aplicacin al malox, cabe enfatizar que se realiz el clculo de las misma con el objetivo de hacer comparaciones inciertas para as observar la variaciones y resultados para fluidos con diferente composicin al del petrleo.

Finalmente con los API del crudo obtenido se puedo saber con qu tipo de petrleo se trabaj, el cual fue petrleo mediano ya que este entra en los rangos establecidos por UNITAR (United Institue for Training and Research), para los petrleos medianos 20API30 en la primera muestra de crudo y liviano para la segunda muestra (30 40 API).Experiencia N3. Balanza de lodosEn esta experiencia se tomaron diferentes sustancias (lubricante, crudo y gasolina). El instrumento fue previamente calibrado con agua, esto se nota cuando el nivel de la balanza est en el medio. Primero se obtuvo la densidad del agua, que exactamente arroj un valor de 8.33 lb/gal, que vendra a ser el fluido patrn para los clculos. Inmediatamente se obtuvo el valor de la densidad del lubricante, que se agreg cuidadosamente dentro del recipiente de la balanza evitando grandes derrames al momento de colocar la tapa, se obtuvo un valor de 7,3 lb/gal, cuando la burbuja del nivel se situ en el centro. Luego se procedi a calcular la densidad de la gasolina la cual dio 6,5 lb/gl. Rpidamente se midi la densidad del crudo la cual fue 7,3 lb/gal, con los valores obtenidos de las densidades de los fluidos mencionados se procedi a calcular la gravedad especfica para cada uno de ellos e inmediatamente con estos valores (ver tabla de resultados) se calcul la API los cuales se mencionan a continuacin: para el lubricante 31,14 para la gasolina 52,26 y para el crudo 31,14. Cabe destacar que el API de la gasolina no se toma en cuenta debida que el API solo se aplica para el petrleo (como se explic anteriormente, experiencia uno).Con las evidencias obtenidas se not que el petrleo es menos denso que el agua; de acuerdo a los API obtenidos se trata de un crudo liviano ya que este entra en los rangos establecidos por UNITAR (United Institue for Training and Research), para los petrleos livianos 30API 40.Experiencia N 4.A travs de una muestra previamente realizada se pudo observar la tensin superficial e interfacial. Se observ como que el agua con colorante vegetal se situaba abajo y el aceite arriba vindose a simple vista una pelcula, cabe enfatizar que por efectos densidades el agua se ubic en la parte de abajo del beaker y el aceite encima de esta, adems que dichos fluidos son inmiscibles, es decir, que no se mezclan, en esta acta la tensin interfacial; por otra parte se observ la tensin superficial del aceite y el aire. En sntesis se visualizaron las interfaces formadas, la distribucin del fluido ms denso al fondo (el agua) y el menos denso (el aceite) sobre el agua. Tambin se precis la ubicacin de las fuerzas conocidas que actan en cada una de las interfaces.

Discusin de resultados

Gabriel Zuniaga

CONCLUSIONES El Hidrmetro es un instrumento de mayor precisin para calcular API con respecto al Picnmetro La gravedad API es una medida de densidad que tan pesado o liviano es el petrleo en comparndolo con el agua Si los grados API son mayores a 10, es ms liviano que el agua, y por lo tanto el petrleo flotara en esta. Una vez conocida la gravedad especfica se puede conocer la gravedad API y viceversa A travs de la gravedad API (American petroleum Institute) se le asigna un valor comercial al crudo y de ello depender el atractivo del mismo. Los fenmenos intermoleculares que regulan la tensin interfacial y en especfico la humectabilidad del yacimiento le dan una idea al Ingeniero de yacimientos sobre la naturaleza del reservorio as como las opciones adecuadas y ptimas para la explotacin del mismo, en miras de obtener la mayor rentabilidad posible y el mayor beneficio econmico del mismo. La densidad de un cuerpo est relacionada con su flotabilidad, una sustancia flotar sobre otra si su densidad es menor.

Gabriel Zuniaga

RECOMENDACIONES Al calibrar la balanza de lodos con agua esperar que la burbuja del nivel este exactamente el centro del mismo ya que as estar correctamente calibrada. Al medir con el hidrmetro esperar a que el mismo se estabilice bien para as poder tomar la lectura. Tener el conocimiento de con qu tipo de crudo se est trabajando, para as tener referencia a la hora de resultados incoherentes. Implementar crudo liviano para hacer comparaciones con crudo pesado en cuanto sus viscosidades. Utilizar otros fluidos mas espesos para la buena comparacin de datos La interpretacin y explicacin proporcionada de los experimentos por medio del preparador conlleva al xito de la misma.

Gabriel Zuniaga

Conclusiones

IMPORTANCIA EN LA INDUSTRIA PETROLERAEl rendimiento de un yacimiento en cuanto a su vida til durante la produccin va a depender de diversos factores, entre esos se encuentran las propiedades que sern estudiadas en la prctica, tales como: la gravedad, densidad, etc. Ya que estas actan o forman parte del comportamiento del hidrocarburo en el yacimiento.Los fluidos en el yacimiento van a estar distribuidos de acuerdo a su grado de densidad y por supuesto involucrando la gravedad especfica, y desde luego nos permiten saber cul es ideal para producir durante un tiempo prudencial de manera econmica.La densidad es una funcin de la temperatura y de la presin. El clculo de la densidad es importante para determinar la densidad relativa y as la gravedad API de los hidrocarburos, necesaria para las operaciones de la industria. Estimar la densidad del hidrocarburo a nivel de yacimientos es sumamente importante, ya que esto permite establecer la merma del volumen que ocurre en el lquido extrado desde el yacimiento hasta la superficie, y poder determinar la rentabilidad del yacimiento.

Los valores de tenciones interfaciales son necesarios para analizar la movilidad de los fluidos en el yacimiento, as como tambin la ubicacin de esos en el espacio poroso. Los valores de tensin superficial son necesarios, tambin, para resolver problemas relacionados con los fenmenos capilares, as como para caracterizar los yacimiento. La humectabilidad nos permite identificar qu fluido est adherido a la roca y as poder clasificar el yacimiento de acuerdo a la humectabilidad, bien sea un yacimiento hidrfilo (mojado preferencialmente por agua) o un yacimiento olefilo (mojado preferencialmente por petrleo).

Importancia en la industria petrolera

Es importante tener claro que dependiendo del tipo de fluido es que se basan las herramientas y equipos de trabajo al momento de la produccin, si el crudo es liviano, medio, pesado o extrapesado. Esta condicin del hidrocarburo se podr observar mediante la medicin de los grados API y as mismo compararlo con los valores preestablecidos.

BIBLIOGRAFA(1) MANUCCI, J. (1997). Caracterizacin fsica de los yacimientos. Editado por Mannyron Consultores. PDVSA CIED. Caracas, Venezuela.

(2) PARIS DE FERRER, M. Fundamentos de Ingeniera de Yacimientos. Ediciones Astro Data S.A. Maracaibo.

(3) RODRGUEZ JOS R. (2007). Ingeniera Bsica de Yacimientos. Anzotegui, Venezuela.

(4) BRUZUAL, G. (2007). Caracterizacin fsica de yacimientos. Anzotegui, Venezuela.

(5)ANES NAYARIT; VELIZ MARIAN (2011). Gua de laboratorio de yacimientos

APNDICE

Muestra de clculoEXPERIENCIA 2. Mtodo del PicnmetroClculo densidad para el Crudo:

Con la densidad calculada, se sustituye en la ecuacin de la gravedad especfica:

Y se calcula la gravedad API:

EXPERIENCIA 3. Balanza de lodoClculo de los grados API para el Crudo liviano: Conversion lb/gl a gr/cc

Nota: como los clculos se repiten en muchas ocasiones se coloc un solo calculo por muestra.

Figura 1 (Balanza de Lodos) Figura 2 (Balanza Digital Mettler P11N)