SATURACION DE FLUIDOS

La saturación de un fluido en una roca es la proporción de ese fluido comparado con el volumen poroso.

Sw = Vw/Vp; So = Vo/Vp; Sg = Vgas/Vp

METODOS(Norma API-40. Recommended Practices for Core Analysis)

- Retorta a Presión Atmosférica- Extracción por Destilación (Dean Stark)- Presión Retenida- Lavado con Solventes (Karl Fischer)

METODO DE LA RETORTASw, So – por evaporación, condensación en la retortaSg – por inyección de mercurio en una muestra adyacente

PROCEDIMIENTO1. Triturar, pesar y poner la muestra en la

retorta2. Temp del horno 350 F hasta que cese la

producción de agua3. Se registra el volumen de agua y se

sube la temp a 1000 – 1200 F. 4. Monitorear producción de fluidos

contra tiempo. El proceso termina cuando las muestras cesen de producir fluidos. 20 – 45 min.

METODO DE LA RETORTACALCULOS

DEAN STARKDestilación de la fracción de agua y extracción por solvente de la fracción de aceite en la muestra de roca.

PROCEDIMIENTO1. Pesar la muestra (plugs o sidewall

cores)2. Se monta la muestra en el equipo

usando un dedal3. Se calienta el sistema al punto de

ebullición del solvente (85 C)4. El proceso de destilación/extracción se

continúa por 48 hrs o hasta que no haya cambio en el vol de agua destilado en 24 hrs.

5. Se seca la muestra en un horno a humedad controlada

6. Se pesa la muestra seca

DEAN STARKCALCULOS

APLICACIONES

POROSIDADFracción de espacio poroso en la roca.Indica la capacidad de almacenamiento del yacimiento. Se usa como indicador de calidad de la roca y, junto con otros factores, se usa para calcular el volumen de hidrocarburos in place. Se usa para calibrar los datos de porosidad derivados de la interpretación de registros de pozo.

f = Vp/Vb

Vb = Vp + Vg

Vb – Bulk volume o volumen totalVp – volumen porosoVg – volumen de granos

METODOS DE MEDICION

Bulk Volumen - . Dimensiones de la muestra. Método de Arquímedes. Desplazamiento con mercurio

Volumen Poroso – . Ley de Boyle. Método de Saturación. Método de Sumatoria de fluidos

VOLUMEN TOTAL- Dimensiones de la muestra

Vb = pD*D/4

Rugosidad, imperfecciones

- Método de Arquímedes (Boyanza)

Wd = Wsat – Wsub

Vd = Wd/rdVb = Vd

VOLUMEN TOTAL- Desplazamiento calibrado

Vb = Vol Hg celda vacía – Vol Hg celda con la muestra

VOLUMEN POROSO- Ley de Boyle

Vi*Pi*To = Vo*Po*TiVCell1*P1 = (VCell1 + VCell2 – Vg)*P2Vp = Vb - Vg

- Ley de Boyle

VOLUMEN POROSO

VOLUMEN POROSO

- Método de Saturación

Vp = (Wsat – Wdry)/rfluido saturante

-Método Sumatoria de Fluidos

Del método de la retorta:

Vp = Vgas + Vw + Vo

APLICACIONES

PERMEABILIDADIndica la capacidad de flujo del yacimiento.Estimar la productividad de petróleo o gas de un yacimiento.Calibrar la permeabilidad derviada de registros de pozo.

LEY DE DARCY

Ley fundamental del flujo de fluidos en un medio poroso.

q – tasa de flujo, k – permeabilidadA – área transversal de flujoDP – delta de presiónL – longitudm – viscosidad del fluido

PERMEABILIDADPERMEABILIDAD ABSOLUTA, Ka – permeabilidad a un fluido cuendo la roca está saturada 100% con ese solo fluido (flujo monofásico).

Kair – medida usando Aire, He o N2.Kliq – usando agua o aceiteKklikenberg – corrección por deslizamiento (Slippage)

PERMEABILIDAD EFECTIVA – permeabilidad a un fluido en presencia de otro fluido en un sistema de dos o más fases (flujo multifásico).

Ko – perm efectiva al aceiteKw – perm efectiva al agua

Ko < KairKw < Kair, Kw <> Ko

La perm efectiva es función de la saturación. Ko @ Sw. A mayor Sw mayor Kw.Ko@Swirr

PERMEABILIDAD RELATIVA – Ko/Kbase, Kw/KbaseKbase = Kair, Kliq, Ko@Swirr

MEDICION EN LABORATORIO

1. Cortar los plugs2. Limpiar y extraer los fluidos de yacimiento3. Secado en horno a humedad relativa4. Hacer fluir un fluido a varias tasas de flujo5. Registrar el diferencial de presión para cada

tasa de flujo

Boltzmann Lattice Method

ANALISIS BASICOSRESULTADOS

APLICACIONES

ANALISIS DE AGUA DE FORMACIONAnálisis físico-químicos.Requeridos para cálculos de Sw a partir de registros de pozo.Muestras tomadas de los fluidos producidos del pozo o Drill Stem Tests (DST)

pH, Rw (Ohm-m), TDS

mg/L

mmol/L = mg/L dividido por la masa molecular del ión

meq/L = mmol/L multiplicado por la valencia del ión

ppm = mg/Kg = ml/L

ppm = mg/L dividido en la densidad del agua

RESISTIVIDAD DE SOLUCIONES NaCl

RESISTIVIDAD DE AGUA DE FORMACIONTDS = Suma(aniones y cationes), mg/L

Ejemplo:Análisis Agua de Formación460 ppm Ca,1,400 ppm SO419,000 ppm Na + Cl

TDS = 20,860 ppm

Multipliers: Ca 1.0 SO4 0.65Na+Cl 0.87Salinidad Equivalente NaCl = Suma(Ion i * Multiplier)

NaCl eq = Suma(460*1 +1400*0.65 + 19000*0.87) NaCl eq = 17,900 ppm