Caracterización roca-fluidos

CARACTERIZACÍON ROCA-FLUIDOS

Ignacio Aviña Vega

Ignacio Aviña Vega

No. UNIDAD TEMÁTICA: I INTRODUCCIÓN, PROPIEDADES DEL MEDIO

1.1 Petrofísica. 1.2 Análisis de fluidos. 1.3 Manejo de balanzas analíticas. 1.4 Porosidad. 1.4.1. Tipos de porosidad. 1.4.2. Definición de porosidad. 1.4.3. Tipos de porosidad. 1.5 Permeabilidad. 1.5.1. Ecuación de Darcy. 1.5.2. Tipos de permeabilidad. 1.5.3. Efecto Klinkenberg. 1.5.4. Permeabilidad absoluta. 1.5.5. Tipos de permeámetros. 1.6 Densidad de sólidos. 1.7 Preparación de muestras de roca para análisis de laboratorio. 1.7.1. Determinación de limpieza y la saturación. 1.7.2. Los métodos de medición. 1.8 Porosidad y densidad de sólidos en materiales no consolidados. 1.9 Porosidad y densidad en materiales consolidados. 1.10 Porosidad método Ruska de baja presión. 1.11 Análisis granulométrico.

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No. UNIDAD TEMÁTICA: II PROPIEDADES DE FLUIDOS, PROPIEDADES DEL SISTEMA ROCA-FLUIDOS

2.1

Densidad de líquidos y gases.

2.2

Viscosidad de líquidos y gases.

2.3

Cambio de propiedades de fluidos con P y T.

2.4

Tensión superficial y tensión interfacial.

2.5

Densidad de líquidos.

2.6

Densidad de gases.

2.7

Viscosidad 2.7.1 Reología de fluidos complejos 2.7.2 Viscosidad de líquidos.

2.8

Mojabilidad y ángulo de contacto.

2.9

Saturación múltiple de fluidos.

2.10 Presión capilar. 2.11 Permeabilidades efectivas y relativas. 2.12 Tensión superficial y tensión interfacial. 2.13 Propiedades eléctricas de fluidos de yacimientos. 2.14 Saturación de fluidos.

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No. UNIDAD TEMÁTICA: III FUNDAMENTOS DEL COMPORTAMIENTO DE FASE

3.1 Conceptos básicos. 3.2 Sistema de un solo componente. 3.3 Sistemas binarios. 3.4 Sistemas multicomponentes. 3.5 Clasificación de yacimientos petroleros de acuerdo a su diagrama de fase. 3.6 Propiedades y usos del mercurio metálico. 3.7 Calibración de bombas de desplazamiento de mercurio. 3.8 Presión capilar.

No. UNIDAD TEMÁTICA: IV MUESTREO DE FLUIDOS DE YACIMIENTOS PETROLEROS

4.1 Conceptos básicos. 4.2 Muestreo en el fondo del pozo. 4.3 Muestreo en separadores superficiales. 4.4 Muestreo en líneas de flujo.

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No. UNIDAD TEMÁTICA: V ANALISIS PRESION-VOLUMEN-TEMPERATURA

5.1 Conceptos básicos. 5.2 Punto de saturación (Burbuja o Rocío). 5.3 Volumen relativo. 5.4 Factores de volumen. 5.5 Relación gas disuelto aceite. 5.6 Densidad del aceite con gas en solución a condiciones de ------(𝐷𝑜𝑑, 𝐷𝑃𝑏, 𝐷𝑜)

yacimiento

5.7 Viscosidad de aceite con gas en solución a condiciones de yacimiento -------(𝑉𝑜𝑑, 𝑉𝑃𝑏, 𝑉𝑜) 5.8 Punto de saturación y compresibilidad de hidrocarburos. 5.9 Viscosidad de hidrocarburos a condiciones de yacimiento. 5.10 Análisis P. V. T. 5.11 Cromatografía de gases para determinar el análisis composicional de crudos pesados y extra pesados. (Considerar C30+, C50+, C100+)

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No. UNIDAD TEMÁTICA: I INTRODUCCIÓN, PROPIEDADES DEL MEDIO

OBJETIVO: Explicar conceptos fundamentales de la petrofísica, del análisis de los fluidos contenidos en las rocas y del manejo de balanzas analíticas.

1.1 PETROFÍSICA.

Petrofísica (petro en latín significa "roca" y la física es el estudio de la naturaleza). Es el estudio de las propiedades físicas y químicas que describen la aparición y comportamiento de rocas, suelos y líquidos. Petrofísica. Estudia principalmente embalses o recursos, incluidos los depósitos de minerales y yacimientos de petróleo o gas natural. Estudios petrofísicos son utilizados por la ingeniería del petróleo, geología, mineralogía, geofísica de exploración y otros estudios relacionados. Algunas de las propiedades clave son estudiadas en petrofísica litología, porosidad, saturación de agua, la permeabilidad, la densidad, la mecánica de sólidos, la magnetización, la conductividad eléctrica, la conductividad térmica y la radiactividad. Petrofísica. Se encarga de caracterizar las propiedades físicas y texturales de las rocas, en particular la distribución de los poros, los cuales sirven como reservorios de acumulaciones de hidrocarburos, y que se consideren como posibles clientes potenciales para su explotación. En resumen, la petrofísica se puede definir como el estudio o la medición de las propiedades físicas de las rocas del yacimiento. A nivel de laboratorio, se refiere a la medición de las propiedades físicas mediante el análisis de núcleos. Petrofísica, o la física de las rocas incide en muchos aspectos de la geología en este sentido más amplio de evaluación de yacimientos de hidrocarburos a través de la evolución de la corteza terrestre. La Petrofísica proporciona el punto focal que permite a los geólogos para explotar los datos geofísicos a través de la calibración, la integración y, a veces, la comprensión. Sin embargo, sigue siendo en gran medida infravalorados y discreto (Lovell, 1997). Los petrofísicos en la industria del petróleo y el gas normalmente se emplean para ayudar a los ingenieros y otros geo-científicos a entender las propiedades de las rocas del yacimiento.

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Los petrofísicos evaluar las propiedades del depósito de roca mediante el empleo de registros de pozos, mediciones en el que una serie de herramientas de medición se insertan en el pozo, mediciones de núcleos, en los que se recuperan muestras de rocas de debajo de la superficie, y las mediciones sísmicas en ocasiones, y su combinación con la geología y la geofísica. Aunque la mayoría de los petrofísicos trabajan en la industria del petróleo y el gas, algunos también trabajan en las industrias de la minería y los recursos hídricos. Las propiedades que miden o calculan se dividen en tres grandes categorías: propiedades petrofísicas convencionales, las propiedades mecánicas de las rocas, y la calidad del mineral. La mayoría de los petrofísicos se emplean para calcular lo que comúnmente se denomina propiedades petrofísicas convencionales (o embalse). Estos son: la litología, porosidad, saturación de agua, la permeabilidad, la densidad, la mecánica de sólidos, la magnetización, la conductividad eléctrica, la conductividad térmica y la radiactividad.

La Petrofísica y su relación con otras ciencias

La petrofísica es una de las bases fundamentales de la interpretación del subsuelo y tiene afinidad no sólo de la geología del petróleo, sino también con la geofísica y la ingeniería de yacimientos. En esencia, la petrofísica es una ciencia multidisciplinar y su aplicación dependerá de la disposición del profesional para el aprendizaje de los conocimientos básicos de las disciplinas involucradas.

1.2 ANÁLISIS DE FLUIDOS. Definición de fluido: •

[Física] Una sustancia, tal como un líquido o gas, que puede fluir, no tiene forma fija, y ofrece poca resistencia a un estrés externo.

•

[Química] Un fluido es cualquier sustancia que fluye o se deforma bajo una tensión de corte aplicada. Los fluidos comprenden un subconjunto de los estados de la materia e incluyen líquidos, gases, plasmas y, en cierta medida, sólidos de plástico.

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Los fluidos muestran propiedades tales como: •

no resistir la deformación, o resistirse a ella sólo ligeramente (viscosidad), y

•

la capacidad de fluir (también descrita como la capacidad para asumir la forma del recipiente). Esto también significa que todos los fluidos tienen la propiedad de fluidez.

Estas propiedades son típicamente una función de su incapacidad para soportar una tensión de cizalladura en equilibrio estático. Los sólidos pueden ser sometidos a esfuerzos de cizalladura y a las tensiones normales de compresión y de tracción. En contraste, los fluidos ideales sólo pueden ser sometidos a esfuerzo normal, la compresión que se llama presión. Los fluidos reales muestran viscosidad y así son capaces de ser sometida a bajos niveles de tensión de cizallamiento. Los términos de compresibilidad e incompresibilidad describen la capacidad de las moléculas en un fluido a ser compactado o comprimido (hecho más densa) y su capacidad de recuperarse a su densidad original, en otras palabras, su "elasticidad". Un fluido incompresible no puede ser comprimido y tiene densidad relativamente constante a lo largo. Un líquido es un fluido incompresible. Un fluido gaseoso, tal como aire, por otro lado, puede ser compresible o incompresible. Generalmente, para propósitos teóricos y experimentales, los gases se supone que son incompresible cuando se están moviendo a velocidades bajas en virtud de aproximadamente 220 millas por hora. El movimiento del objeto que viaja a través del aire a tal velocidad no afecta a la densidad del aire. Esta suposición ha sido útil en la aerodinámica cuando se estudia el comportamiento de aire en relación con superficies de sustentación y otros objetos que se mueven a través del aire a velocidades más lentas.

Hidrostática •

•

INCOMPRESIBLE: Si parece poco afectado por los cambios de presión. La densidad es constante para los cálculos. La mayoría de los fluidos son incompresibles. Gases también pueden considerarse incompresible cuando la variación de presión es pequeña en comparación con la presión absoluta. ρ: constante

Aerostática •

•

COMPRESSIBLE: Cuando la densidad de un fluido no puede considerarse constante para los cálculos en condiciones estáticas como en un gas. La mayoría de los gases se consideran como fluidos compresibles en algunos casos donde los cambios en T y P son grandes. ρ: Variable

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Propiedades de los fluidos •

• • • •

Temperatura: La temperatura se define como la medida relativa de qué tan caliente o fría es un material. Se puede utilizar para predecir la dirección que el calor será transferido. Presión: La presión se define como la fuerza por unidad de área. Las unidades comunes para la presión son libras fuerza por pulgada cuadrada (psi). Masa: Masa se define como la cantidad de materia contenida en un cuerpo y se distingue de peso, que se mide por la fuerza de gravedad sobre un cuerpo. Volumen específico: El volumen específico de una sustancia es el volumen por unidad de masa de la sustancia. Las unidades típicas son m3 / kg. Densidad: Densidad, por otro lado, es la masa de una sustancia por unidad de volumen. Las unidades típicas son kg / m3. Densidad y volumen específico son el inverso uno del otro. Tanto la densidad y el volumen específico son dependientes de la temperatura y un poco sobre la presión del fluido. Como la temperatura del fluido aumenta, disminuye la densidad y el volumen aumenta específicos.

Desde líquidos se consideran incompresibles, un aumento en la presión dará lugar a ningún cambio en la densidad o volumen específico del líquido. En la actualidad, los líquidos se pueden comprimir ligeramente a altas presiones, lo que resulta en un ligero aumento en la densidad y una ligera disminución en el volumen específico del líquido. •

Flotabilidad: Flotabilidad se define como la tendencia de un cuerpo para flotar o elevarse cuando está sumergido en un fluido. Todos hemos tenido numerosas oportunidades de observar los efectos de flotación de un líquido. Cuando vamos a nadar, nuestros cuerpos se llevan a cabo casi en su totalidad por el agua. Madera, hielo, y el flotador de corcho en el agua.

La cantidad de este efecto boyante se calcula y se declaró por el filósofo griego Arquímedes primero. Cuando un cuerpo se coloca en un fluido, que es impulsado por una fuerza igual al peso del agua que desplaza.

En resumen:

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1.3 MANEJO DE BALANZAS ANALÍTICAS.

Un objeto colocado en la placa de pesaje de la balanza se mueve hacia abajo con una fuerza igual a (m) (g), donde m es la masa del objeto y g la aceleración de la gravedad. La escala electrónica utiliza una fuerza electromagnética opuesta para volver a la placa a su posición original. La corriente eléctrica necesaria para producir esta fuerza es directamente proporcional a la masa, cuyo valor se muestra en una pantalla digital.

Características: •

Se utiliza para pesar sólidos.

•

Muy poca incertidumbre (0,01 𝑚𝑔).

•

Generalmente son digitales.

•

Algunos pueden mostrar información en diferentes sistemas de unidades.

•

Particularmente utilizado en los laboratorios.

•

Con el fin de la función debe ser calibrado antes de su uso.

•

Recalibrar periódicamente.

•

Situado en espacios en los que sufren ningún movimiento o vibración.

•

Ellos no deben ser expuestos a temperaturas altas o bajas y a la humedad o el vapor.

1.4 POROSIDAD

•

1.4.1. Medio poroso.

Un medio poroso (o un material poroso) es un material que contiene poros (huecos). La parte del esqueleto del material a menudo se llama la "matriz" o "marco". Los poros se llenan típicamente con un fluido. El material esquelético suele ser un sólido, pero las estructuras como las espumas son a menudo también se analizó de manera útil la utilización del concepto de medios porosos. Un medio poroso es más a menudo caracteriza por su porosidad. Otras propiedades del medio (por ejemplo, permeabilidad, resistencia a la tracción, conductividad eléctrica) a veces se pueden derivar de las propiedades respectivas de sus constituyentes (matriz sólida y de fluidos) y la porosidad de los medios de

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comunicación y los poros estructura, pero tal derivación es generalmente compleja. Incluso el concepto de porosidad es sólo un medio sencillo para poro-elástico. A menudo, tanto la matriz sólida y la red de poros (también conocido como el espacio de los poros) son continuas, a fin de formar dos interpenetrante continua tal como en una esponja. Sin embargo, también hay un concepto de porosidad cerrada y la porosidad efectiva, es decir, el espacio de poro accesible a fluir. Muchas sustancias naturales como rocas y el suelo (por ejemplo, acuíferos, embalses petróleo), zeolitas, tejidos biológicos (por ejemplo, huesos, madera, corcho), y materiales hechos por el hombre, tales como cementos y cerámicas pueden ser considerados como un medio poroso. Muchas de sus propiedades importantes sólo pueden ser racionalizadas por considerar que son medios porosos. El concepto de medios porosos se utiliza en muchas áreas de la ciencia y la ingeniería aplicada: la filtración, la mecánica (acústica, geomecánica, mecánica de suelos, mecánica de rocas), la ingeniería (ingeniería de petróleo, bio-remediación, ingeniería de la construcción), ciencias de la tierra (hidrogeología, geología de petróleo, geofísica), de biología y biofísica, ciencia de los materiales, etc. Un medio poroso se compone de una matriz con una gran cantidad de poros microscópicos y gargantas que se puede considerar como de tubos estrechos donde puede pasar un fluido. El suelo y la arena son ambos ejemplos de medios porosos y flujo de fluido en un medio poroso pueden ser considerados vertiendo una taza de agua sobre el suelo y dejar que el flujo de agua en el suelo debido a la fuerza gravitacional. La descripción de flujo en medios porosos es extremadamente difícil debido a la complejidad del medio. A pesar de que el flujo en un solo tubo está dado por las ecuaciones simples, es imposible el flujo a través de una red de tubos a conocer en detalle. A menudo, tanto la matriz sólida y la red de poros (también conocido como el espacio de los poros) son continuas, a fin de formar dos interpenetrante continua tal como en una esponja. Sin embargo, también hay un concepto de porosidad cerrada y la porosidad efectiva, es decir, el espacio de poro accesible a fluir. Según Bear (1972), es posible definir un medio poroso como sigue:

“Una porción del espacio ocupado por la materia heterogénea o múltiples fases.”

Otra característica básica de un medio poroso es que los diversos orificios que forman el espacio vacío, son relativamente estrechas. Al menos algunos de los poros que forman el espacio de los poros deben estar interconectadas. En resumen, un medio poroso consiste en una matriz (materia sólida) con un gran número de poros y gargantas de poros microscópicos, que puede ser considerada como tubos estrechos que un fluido puede fluir.

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1.4.1.1. Tipos de medios porosos. •

Consolidados

•

No consolidados

1.4.2. Definición de porosidad. Desde el punto de vista de los ingenieros del petróleo, las dos propiedades más importantes de un yacimiento son porosidad y permeabilidad. La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de un depósito. La porosidad se define como la relación del volumen de poros a volumen a granel, y puede ser expresada ya sea como un por ciento o una fracción. En forma de ecuación:

Hay dos tipos de porosidad pueden ser medidos: porosidad total o absoluta y la porosidad efectiva.

1.4.3. Tipos de porosidad

•

La porosidad total o absoluta es la proporción de todos los espacios de los poros en una roca con el volumen mayor de la roca.

•

Porosidad efectiva es la relación de espacios vacíos interconectados con el volumen mayor. Así, sólo la porosidad efectiva contiene fluidos que pueden ser producidos a partir de pozos.

Para los materiales granulares tales como piedra arenisca, la porosidad efectiva puede acercarse a la porosidad total, sin embargo, para pizarras y rocas altamente cementadas o fisuradas tales como algunas piedras calizas, puede existir grandes variaciones entre la porosidad total y efectiva.

1.4.3.1. Clasificación de la porosidad según su origen: La porosidad puede ser clasificada de acuerdo a su origen, ya sea primaria o secundaria.

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•

Porosidad primaria u original se desarrolla durante la deposición del sedimento.

•

Porosidad secundaria es causado por algún proceso geológico después de la formación del depósito. Estos cambios en los espacios de los poros originales pueden ser creados por tensiones de tierra, el movimiento del agua, o diversos tipos de actividades geológicas después se depositaron los sedimentos originales. La fracturación o formación de cavidades de solución a menudo aumentan la porosidad original de la roca.

Para un tamaño de grano uniforme roca, porosidad es independiente del tamaño de los granos. Una porosidad teórico máximo de 48% se logra con el embalaje cúbico de

granos esféricos, como se muestra en la Figura 1.5.2a. Embalaje Romboedro, lo que es más representativo de las condiciones del yacimiento, se muestra en la figura 1.5.2b; la porosidad de este embalaje es de 26%. Si un segundo tamaño, menor de granos esféricos se introduce en el embalaje cúbico (Figura 1.5.2c), la porosidad disminuye de 48% a 14%. Por lo tanto, la porosidad es dependiente de la distribución de tamaño de grano y la disposición de los granos, así como la cantidad de materiales de cementación. No todos los granos son esféricos, y la forma del grano también influye en la porosidad.

1.4.3.2. Clasificación de comportamiento de flujo:

la

porosidad

•

Simple porosidad (homogéneos).

•

Doble porosidad (fracturados).

•

Triple porosidad (fracturados vugulares).

según

su

MACRO • YH • YNF • YNF-V 12

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1.4.3.3. Efecto de la compactación en la porosidad. La compactación es el proceso de reducción de volumen debido a una presión aplicada externamente. Para presiones de compactación extremas, todos los materiales muestran cierto cambio irreversible en la porosidad. Esto es debido a la distorsión y la trituración de los elementos de matriz de cereales o de los materiales, y en algunos casos, recristalización. La variación de la porosidad con el cambio de la presión puede ser representada por:

dónde

1

y

2

son porosidades en la presión P1 y P2 , respectivamente, y c f

es la compresibilidad de formación. La compresibilidad de formación se define como la suma de grano y compresibilidad de poro. Para la mayoría de los depósitos de petróleo, la compresibilidad de grano se considera insignificante.

La compresibilidad de formación se puede expresar como:

dónde dP está el cambio en la presión del yacimiento. Para rocas porosas, la compresibilidad depende explícitamente de la porosidad.

1.4.3.4. Mediciones de porosidad en tapones de núcleo. De la definición de porosidad, es evidente que la porosidad de una muestra de material poroso puede ser determinada mediante la medición de dos cualquiera de las tres cantidades: (i) el volumen a granel, (ii) volumen de poro o (iii) volumen de grano. La porosidad de la roca del yacimiento se puede determinar por:

•

análisis núcleo

•

Técnica de tala

•

Bueno pruebas

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La cuestión de qué fuente de datos de porosidad es más confiable no se puede responder sin hacer referencia a un problema de interpretación específica. Todas estas técnicas pueden dar valores de porosidad correctos en condiciones favorables. La determinación de núcleos en análisis de porosidad tiene la ventaja de que no necesita ninguna suposición para ser hecho en cuanto a composición mineral, efectos del pozo, etc. Sin embargo, puesto que el volumen del núcleo es menor que el volumen de roca que se investiga por un dispositivo de registro, los valores de porosidad derivan de los registros son con frecuencia más precisa en yacimientos heterogéneos.

(i) Medición del volumen de bulto. •

Aunque el volumen de la masa puede ser calculado a partir de mediciones de las dimensiones de una muestra de forma uniforme, el procedimiento habitual utiliza la observación de que el volumen de fluido desplazado por la muestra. El fluido desplazado por una muestra se puede observar bien volumétricamente o gravimétricamente. En cualquiera de los procedimientos es necesario para evitar la penetración de fluido en el espacio de los poros de la roca. Esto puede lograrse (1) mediante el recubrimiento de la muestra con parafina o una sustancia similar, (2) mediante la saturación del núcleo con el fluido en el que ha de ser sumergido, o (3) mediante el uso de mercurio.

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•

Determinaciones gravimétricas en forma de volumen a granel pueden llevarse a cabo mediante la observación de la pérdida de peso de la muestra cuando se sumerge en un fluido o por el cambio en peso de un picnómetro con y sin la muestra de núcleo.

(ii) Medición del volumen de poro. •

Todos los métodos de medición dan rendimiento de volumen de poro porosidad efectiva. Los métodos se basan ya sea en la extracción de un fluido a partir de la roca o la introducción de un fluido dentro de los espacios de los poros de la roca.

•

Uno de los métodos más utilizados es la técnica de helio, que emplea la ley de Boyle. El gas helio en la celda de referencia se expande isotérmicamente en una celda de muestra. Después de la expansión, se mide la presión de equilibrio resultante. El aparato porosímetro de helio se muestra esquemáticamente en la Figura 1.5.6.

•

El helio tiene ventajas sobre otros gases debido a que: (1) sus moléculas pequeñas penetraron rápidamente los poros pequeños, (2) es inerte y no se adsorbe en la superficie de las rocas como el aire puede hacer, (3) el helio puede ser considerado como un gas ideal (es decir, i.e., z=1) para presiones y temperaturas empleadas normalmente en la prueba, y (4) el helio tiene una alta difusividad y por lo tanto proporciona un medio útil para determinar la porosidad de rocas de baja permeabilidad.

•

El diagrama esquemático del porosímetro de helio se muestra en la fig. 1.5.6 tiene un volumen de referencia V1 , a presión p1 , y una taza matriz con volumen desconocido V 2 , y la presión inicial p2 . La celda de referencia y la copa de la matriz están conectados por tubos; el sistema puede ser llevado a equilibrio cuando se abre la válvula de soporte de núcleo, lo que permite la determinación del volumen desconocido V2 mediante la medición de la presión de equilibrio resultante p . (Presión p1 y p2 son controlados por el operador, por lo general p1  100 psig y p2  0 psig Cuando se abre la válvula de soporte de núcleo, el volumen del sistema kjetgeget). será el volumen de equilibrio , que es la suma del volumen 𝑉2 y V1. La ley de Boyle es aplicable si la expansión tiene lugar isotérmicamente.

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•

Así, los productos de presión-volumen son iguales antes y después de abrir la válvula de soporte de núcleo:

•

Resolviendo la ecuación para el volumen desconocido,:

•

Desde todas las presiones en la ecuación. (1.5) debe ser absoluto y p1  100 psig se acostumbra a establecer y, p2  0 psig la ecuación. (1.5) se pueden simplificar de la siguiente manera:

donde

V2  [cm3 ] es el volumen desconocido en la copa de la matriz, y V1  [cm3 ] es el volumen conocido de la celda de referencia. p  [ psig] es la presión lee directamente en el medidor.

•

Los pequeños cambios de volumen se producen en el sistema, incluyendo los cambios en la tubería y los accesorios causados por los cambios de presión durante la ecualización. Un factor de corrección, se puede introducir para corregir la expansión del sistema compuesto. El factor de corrección se determina para porosímetro antes de salir del fabricante, y esta corrección está integrado en el

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medidor de calibración de tal manera que es posible leer los volúmenes directamente desde el medidor. •

Otro método de determinación del volumen de poro es saturar la muestra con un líquido de densidad conocida, y observando el aumento de peso (método gravimétrico).

•

Cuando una roca tiene una pequeña fracción de espacio vacío, es difícil medir la porosidad por los métodos mencionados. En este caso, se utiliza de inyección de mercurio. El principio consiste en forzar el mercurio bajo una presión relativamente alta en los poros de la roca. Un indicador de presión está unido al cilindro para lectura de presión en virtud de la cual el fluido es forzado en la medición de los poros. La Figura 1.5.8 muestra una curva típica del método de inyección de mercurio. El volumen de mercurio de entrar en la muestra de núcleo se obtiene desde el dispositivo con una precisión de hasta 0.01 m3 .

(iii) Medición del volumen de grano. •

El volumen de grano de las muestras de poro se calcula a partir del peso veces y el conocimiento de la densidad promedio de la muestra. Formaciones de diferente litología y, por tanto, la densidad de grano límite de aplicabilidad de este método. La ley de Boyle se emplea a menudo con helio como el gas para determinar el volumen de grano. La técnica es bastante rápida, y es válida en la muestra limpia y seca.

•

La medida del volumen de grano de una muestra de núcleo también puede basarse en la pérdida de peso de una muestra saturada sumergido en un líquido.

•

Volumen de grano se puede medir por aplastamiento de una muestra de núcleo seco y limpio. El volumen de la muestra triturada se determina entonces por (ya sea o picnómetro) sumergir en un líquido adecuado.

1.5 PERMEABILIDAD

Definición. •

"Permeabilidad" es el término usado para la conductividad del medio poroso con respecto a la permeación de un fluido newtoniano.

•

"Permeabilidad", utilizado en este sentido general, es de utilidad limitada sólo por su valor en la misma muestra porosa puede variar con las propiedades del fluido que impregna y el mecanismo de permeación.

Es tanto más útil y más científico para separar el parámetro que mide la contribución del medio poroso a la conductividad y es independiente de las propiedades de fluido y mecanismos de flujo.

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Esta cantidad es la "permeabilidad específica“ k , por lo que se llama "permeabilidad". Su valor se determina unívocamente por la estructura de poros. La permeabilidad es una propiedad del medio poroso y representa una medida de la capacidad del medio para transmitir fluidos. Una unidad práctica de la permeabilidad es el darcy. Un material poroso tiene permeabilidad igual a 1 darcy si una diferencia de presión de 1 atm producirá un caudal 3

de 1 cm s de un fluido con una viscosidad 1 cP a través de un cubo que tiene lados 1 cm de longitud. Por lo tanto,

darcyD 

qcm3 s  cP Lcm m2 p atmAcm2 

0.9869233 m  1 darcy es igual a 9.869233  1013 m2 o "apretados" la unidad millidarcy = 0.001 se utiliza darcy.

2

. Para materiales

2

La permeabilidad en el Sistema Internacional de Unidades tiene la dimensión de L .

1.5.1. Ecuación de darcy

El pionero en el estudio del flujo de fluidos en medios porosos fue el ingeniero francés Henry Philibert Gaspard Darcy. En 1856, Darcy describe un apéndice de su libro, Les Fontaine Públiques de la Ville de Dijon, una serie de experimentos de la corriente aguas abajo vertical de agua a través de las balas de arena (Hubbert, 1956). Observaciones y conclusiones Darcy: El agua fluye verticalmente aguas abajo a través de una arena, el volumen de agua Q  que pasa a través del sistema en una unidad de tiempo viene dado por:

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En otras palabras, para cualquier flujo volumétrico, la velocidad de flujo es directamente proporcional a la diferencia de altura manométrica, es decir:

La ecuación de Darcy se puede expresar como:

q k p u A  L

q

p1

p2

A 1.5.1.1. Modelo Kozeny-Carman. La permeabilidad de la formación puede ser determinada o estimada sobre la base de análisis de núcleos, pruebas de pozos, datos de producción, así interpretaciones, o correlaciones en base a permeabilidades roca sesión. Uno de estos modelos de poros utilizados es Kozeny-Carman Modelo. La tasa de flujo volumétrico q en un capilar horizontal de radio R y la longitud L está dada por la ecuación de Hagen-Poiseuille:

y la velocidad media en el tubo es:

Tenemos que transformar esta ecuación a la escala de un volumen elemento representativo (REV). El REV se define como un volumen por debajo del cual las fluctuaciones locales en la permeabilidad es grande. Si hacemos el tiempo de viaje en el tubo capilar igual a la de un REV, entonces:

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La relación entre la velocidad intersticial v  u  y superficial es. La ley de Darcy se puede utilizar para eliminar v y se obtiene el componente de la permeabilidad k :

dónde

  L t L  2

es la tortuosidad. Esta es una propiedad importante de los

medios y por lo general se estima a partir de mediciones de resistividad eléctrica. La tortuosidad está en el intervalo de 2 a 5 para la mayoría de las rocas del yacimiento.

El radio capilar R en Ec. (1.13) es difícil de definir para un medio poroso, pero se puede aproximar por el radio hidráulico Rh que expresa la relación entre el volumen abierto al flujo y el área de superficie mojada. Para un medio poroso y permeable tenemos:

Por lo tanto,

dónde a es el área de superficie interna por volumen, una importante propiedad intrínseca de los medios de comunicación permeable. Sustituyendo estas expresiones por R h en Ec. (1.13) y la solución de la ecuación para un conjunto de esferas uniformes donde a  6 D obtenemos la ecuación Kozeny-Carman:

dónde D es la esfera o de partículas de diámetro, y vemos que la permeabilidad es una fuerte función de tamaño de partícula y de embalaje a través  .

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La ecuación Kozeny-Carman se utiliza a menudo para hacer estimaciones del tamaño de poro de orden de magnitud a partir del conocimiento de la permeabilidad. Sin embargo, el modelo de tubo capilar es de valor limitado, ya que no proporciona vías alternativas para el flujo de fluido dentro de cada REV. La consecuencia es que no podemos predecir permeabilidades relativas o saturaciones de fase traped, parámetros de gran importancia en los procesos de recuperación de petróleo.

1.5.2. Tipos de permeabilidad

1.5.2.1. Permeabilidad absoluta. La permeabilidad absoluta k  se refiere al 100% de saturación de fluido en una sola fase. En yacimientos de petróleo, sin embargo, las rocas son generalmente saturadas con dos o más fluidos, tales como agua, petróleo y gas. Es necesario generalizar la ley de Darcy mediante la introducción del concepto de permeabilidad efectiva para describir el flujo simultáneo de más de un fluido.

1.5.2.2. Permeabilidad efectiva. Permeabilidad efectiva es la capacidad del medio poroso para conducir un fluido cuando su saturación es inferior a 100% del espacio de poros.

1.5.2.3. Permeabilidad relativa. La permeabilidad relativa se define como la relación entre la permeabilidad efectiva de una fase dada, por ejemplo (𝑘𝑜 ), en presencia de otras fases (agua y/o gas) y la permeabilidad absoluta, (𝑘) , esto es:

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1.5.3. Efecto klinkenberg

Klinkenberg informó variaciones en la permeabilidad de determinados mediante el uso de los gases como el fluido que fluye en comparación con los obtenidos cuando se utilizan líquidos no reactivos. Estas variaciones se consideran debido al deslizamiento, un fenómeno bien conocido con respecto al flujo de gas en tubos capilares. El fenómeno de deslizamiento de gas se produce cuando el diámetro de las aberturas capilares acercarse a la trayectoria libre media del gas. El recorrido libre medio de un gas en función del tamaño molecular y la energía cinética del gas. Por lo tanto, la permeabilidad del gas depende de factores que influyen en la trayectoria libre media, como la temperatura, la presión y el tamaño molecular del gas. Klinkenberg afirma que la permeabilidad a un gas es una función del camino libre promedio de paso a las moléculas de gas, y por lo tanto, depende de los factores que afectan a tal camino libre de paso, tales como la temperatura, presión y clase de gas. Por lo tanto cuando el camino libre de paso de las moléculas, es pequeño, como en el caso de altas presiones, es de esperar que la permeabilidad (k) a los gases se aproxime a la de los líquidos. La Figura 1.9.1 es APLOT de la permeabilidad de un medio poroso como se determina a diferentes presiones medias utilizando tres gases diferentes. Nota que para cada gas una línea recta se obtiene para la permeabilidad observada como una función de la inversa de la presión media de la prueba. Todas las líneas cuando se extrapolan a presión media 1 Pm   0 infinita interceptar el eje de permeabilidad en un punto común. Este punto se designa o la permeabilidad a los líquidos equivalente. Klinkenberg establece los relacionados de permeabilidad aparente k a medida para el gas para una presión media Pm a la permeabilidad de:

verdadera k L a través

Figura 1.9.1. Variación de la permeabilidad de gas con presión media y tipo de gas

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donde b es constante en función de la circulación libre media  de la molécula en Pm , que es:

donde r es el radio del canal y C '  1

1.12. PERMEABILIDAD ABSOLUTA.

En un medio poroso que está totalmente saturado (S = 1) con un fluido que no interactúa química o físicamente con el material sólido, el trabajo incremental por unidad de masa necesaria para conducir el fluido más allá de los granos de la roca (y se dispersa en forma de calor) viene dada por:

Aquí, 𝑢 es el fluido (o flujo) de velocidad, que se define como 𝑄/𝐴, el caudal 𝑞 volumen por unidad de área de la sección transversal A del medio poroso a través del cual está fluyendo (que también se llama la velocidad de Darcy) μ es la viscosidad del fluido. El cantar negativo en la ecuación. (1.26) representa el hecho de que la velocidad u es positivo en el sentido de potencial decreciente (𝑑𝑊 < 0).

k es una propiedad del medio poroso que es independiente del tipo de fluido. Se llama la permeabilidad a k veces se denomina la "permeabilidad absoluta" (Chierici, 1994). Una unidad práctica de la permeabilidad es el darcy. Un material poroso tiene permeabilidad igual a 1 darcy si una diferencia de presión de 1 atm producirá un caudal 3

de 1 cm s de un fluido con una viscosidad 1 𝑐𝑃 a través de un cubo que tiene lados 1 cm de longitud. Por lo tanto, 1 darcy es igual 9.869233  10 13 m 2 ó 0.9869233 m 2 . Para materiales "apretados" la unidad millidarcy = se utiliza 0.001 darcy.

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La permeabilidad en el Sistema Internacional de Unidades tiene la dimensión de L2 . Permeabilidades absolutas pueden, en general, pueden medir sólo en muestras de núcleos en el laboratorio. Como permeabilidades incluso medidos en muestras tomadas del mismo pozo a menudo varían ampliamente, y las muestras están disponibles sólo en una fracción de minuto de la formación, que constituye el depósito, el grave problema enfrentado en la descripción del yacimiento es lo permeabilidades a assing a la gran mayoría de los el depósito (Dullien, 1992).

1.13 TIPOS DE PERMEÁMETROS.

En laboratorio, la permeabilidad puede ser medida con “permeámetros de pared rígida o flexible”. En el caso de suelos con baja permeabilidad, cualquiera de los dos permeámetros es útil si se utilizan adecuadamente, por lo que su uso dependerá de las condiciones que se pretende simular y del tiempo con que se cuente. Para suelos granulares, el más utilizado es el permeámetro de pared rígida, mientras que para suelos compactados generalmente se usan los permeámetros de pared flexible. El flujo del agua filtrada en cualquiera de los permeámetros puede ser controlado por medio de carga constante o variable. “Carga constante” consiste en mantener una gradiente hidráulica constante, el cual se logra al mantener una misma altura en el nivel de agua durante todo el periodo de prueba; aquí se mide el agua que pasa por la muestra en un tiempo determinado. Las Figuras A.1, A.2, son ejemplos de los métodos posibles a utilizar en el caso de carga constante. En la Figura A.1a se muestra un recipiente pequeño al que se le va agregando agua conforme ésta se va filtrando en el suelo, así se asegura mantener la carga constante durante toda la prueba. La Figura A.1b es un permeámetro que utiliza un recipiente bastante amplio donde su tamaño provoca que la variación de la carga sea pequeña, aun cuando el agua se infiltre en el suelo. Finalmente, la Figura A.2 corresponde a un dispositivo conocido como “tubo Mariotte o tubo de burbujas”. Este dispositivo consiste en un tubo de pequeño diámetro que se coloca dentro de un recipiente que posteriormente es sellado. A medida que el agua fluye a través de la muestra, se introduce aire en el tubo de pequeño diámetro; cuando el tubo se vacía se crean burbujas dentro del recipiente. A medida que esto ocurre, el dispositivo Mariotte asegura que la carga sea constante. Generalmente se presentan pequeñas diferencias en la carga, pero estas diferencias pueden ser despreciadas en laboratorio.

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Por otro lado, un permeámetro de carga variable es aquel en el nivel de agua en el recipiente de entrada, salida o ambos están variando durante la prueba. Las Figuras A.3a y A.3b, muestran dispositivos típicos de carga variable. Como se observa, en el primero el agua que sale de la muestra se recolecta en otro recipiente y la medición se hace utilizando la escala. Este tipo de permeámetro es recomendable para permeabilidades menores de 1𝑥10−9 𝑚/𝑠. Por otro lado, el permeámetro de la Figura A.3b tiene otra escala en la que se mide el efluente a la salida; suele ser más recomendado para suelos con permeabilidades mayores a 1𝑥10−5 𝑚/𝑠. Las ecuaciones utilizadas para cada uno de estos permeámetros son diferentes, se pueden encontrar en Daniel (1989), Juárez & Rico (2002) y Lambe & Whitman (2001), entre otros.

Una de las principales ventajas de los permeámetros de carga variable es que son dispositivos más sencillos que los de carga constante; pero una desventaja es que las ecuaciones para obtener la permeabilidad son más complicadas.

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1.13.1. Permeámetro de pared rígida. Existe una gran variedad de este tipo de permeámetros; a continuación se explican brevemente algunos de los más representativos (Daniel, 1994). Permeámetro en molde de compactación. Este equipo es uno de los más usuales dentro de los permeámetros de pared rígida, un esquema se muestra en la Figura A.4a. El suelo se coloca en el molde y es compactado según las necesidades de la prueba, finalmente se colocan dos piedras porosas, una en la parte superior y otra en la inferior. De este permeámetro se derivan algunos otros, como el que se observa en la Figura A.4b, el cual permite una cierta expansión del suelo; aquí no se requiere piedra porosa en la parte superior pues se tiene una separación entre el suelo y el molde, lo cual permite la expansión. Para este tipo de permeámetro se hace la sugerencia de que el flujo debe ser de abajo hacia arriba, con el fin de permitir la expansión en la parte superior. Además, se debe considerar que cuando el material se expande, la longitud de la muestra cambia al igual que el gradiente hidráulico; además, la permeabilidad medida será mayor pues el esfuerzo efectivo aplicado sobre el suelo será cero, lo que producirá una mayor porosidad. Un problema primordial que se presenta en los permeámetros de pared rígida es que se tiene flujo entre la pared del molde y la muestra de suelo, lo que proporciona una permeabilidad aparente mayor. Este problema es más representativo en suelos con baja permeabilidad y se presenta como consecuencia de la mayor cantidad de macroporos junto a las paredes del permeámetro, ya que es difícil la correcta compactación en esta zona; para evitar esto, se utilizan permeámetros con un doble anillo, que permite medir dos permeabilidades distintas, una al centro de la muestra y otra en la orilla, Figura A.4b. Por otro lado, existe un tipo de permeámetro, Figura A.5a, cuya utilidad consiste en controlar el esfuerzo vertical que actúa sobre el suelo, lo que simula la condición real de campo. Generalmente se tiene el problema de la fricción actuante entre el suelo y la pared del permeámetro, pero se soluciona teniendo especímenes con poca altura y gran radio, condición similar a las pruebas de consolidación.

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Para utilizar un permeámetro en molde de compactación con suelos gruesos es necesario colocar piezómetros para conocer la caída de carga en una distancia dada; en este caso, no se colocan piedras porosas pues pueden tener menor permeabilidad que el suelo del espécimen, Figura A.5b.

Permeámetro en anillo de consolidación. Este dispositivo puede ser utilizado de dos maneras, obteniendo la permeabilidad de una prueba de consolidación o realizando la prueba de permeabilidad directamente en el espécimen sin consolidarlo. La Figura A.6 muestra un esquema de este dispositivo. Un problema que se puede presentar con la primera opción, es que la permeabilidad se puede ver afectada por el efecto de la consolidación secundaria, obteniéndose valores menores al real. Por otro lado, la segunda opción tiene el problema de presentar flujo en el contacto suelo-anillo, lo que aumenta la permeabilidad real. Además, este dispositivo es sólo útil para suelos arcillosos con poco contenido de arena o grava.

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Permeámetro con tubo muestreador. Algunas veces es posible montar un permeámetro a partir de un tubo muestreador, como el tubo Shelby, de tal manera que el espécimen está prácticamente inalterado. Entre los problemas que se presentan con este dispositivo es que se tiene flujo entre la pared del tubo y el suelo. También se tiene el problema de que el tubo es muy delgado y sufre deformaciones, Figura A.7.

Permeámetro de gran tamaño. Este tipo de equipo se caracteriza por presentar un sello, generalmente de bentonita, entre el espécimen y el tubo que forma el permeámetro. Este dispositivo ha sido usado para probar suelo-cemento de manera satisfactoria, pero se tuvo gran dificultad con el sello, por lo que este equipo es poco recomendable, Figura A.8.

1.13.2. Permeámetro de pared flexible. Un diagrama esquemático de los permeámetros de pared flexible se muestra en la Figura A.9. Como se puede observar, este equipo consta de piedras porosas y una membrana de látex que están confinando el espécimen. Además se tienen drenajes tanto en la parte superior como inferior. El espécimen se encuentra dentro de una cámara llena de agua presurizada, lo que provoca la unión de la membrana de látex al espécimen, disminuyendo así la posibilidad de flujo entre la pared y el suelo. Cuando es necesario utilizar un líquido contaminado con algún químico o con desechos, se deben tener algunas consideraciones extras como son: la compatibilidad entre el líquido y la pared del permeámetro, la compatibilidad entre el líquido y el látex de la membrana, entre

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otros. Información más detallada sobre estos permeámetros se puede encontrar en Zimmie (1981), Daniel, et al. (1984), Daniel (1994) y la norma ASTM D5084.

En la Tabla A.1 se enlistan las ventajas y desventajas más representativas de los dos tipos de permeámetros (pared flexible y rígida).

TIPOS DE EQUIPOS VENTAJAS 1.- Permeámetro de pared -simplicidad en la construcción rígida y la operación del equipo. - Bajo costo del equipo. Se pueden construir permeámetros de gran tamaño acorde a las necesidades. - Se puede utilizar una gran variedad de materiales (incluyendo los materiales resistentes a químicos). Puede permitir deformaciones por expansión. - Se puede decidir no aplicar ningún esfuerzo vertical en la muestra. 2.- Permeámetro de pared Se puede saturar la muestra flexible por contrapresión - Se puede confirmar el grado de saturación utilizando el coeficiente B de Skempton - Se pueden controlar los esfuerzos principales - El flujo en el contacto suelopared del permeámetro se reduce al máximo, incluso cuando se tiene especímenes con superficie rugosa. - Se reducen los tiempos de prueba en materiales poco permeables, principalmente por la posibilidad de saturación por contrapresión.

DESVENTAJAS -Se presenta flujo en el contacto suelo-pared del permeámetro, aumentándose la permeabilidad medida. - No se tiene control sobre los esfuerzos horizontales. - Si el espécimen se contrae, se asegura la presencia de flujo en el contacto suelo-pared. - No se puede confirmar la saturación utilizando el coeficiente B de Skempton. - No se puede saturar el espécimen utilizando contrapresión. - La prueba en suelos con baja permeabilidad es muy larga. - Alto costo del equipo - Requiere instalaciones para poder aplicar tres tipos diferentes de presión (contrapresión, presión confinante y presión de ensaye). - Existen problemas entre la compatibilidad de la membrana con algunos químicos o líquidos de desecho cuando se requiere muestrear suelos o líquidos contaminados. - Es más complicada la utilización del equipo comparado con los permeámetros de pared rígida. - Dificultad al realizar la prueba con esfuerzos de compresión extremadamente pequeños.

En México también se han hecho estudios sobre permeabilidad en laboratorio de suelos finos, en Gutiérrez (1981) se encuentra información al respecto.

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1.6 DENSIDAD DE SÓLIDOS

La densidad es la relación de la masa con el volumen de los cuerpos, también llamada densidad, cuya unidad en el Sistema Internacional de Unidades (SI), es el kilogramo por metro cúbico kg m 3 . En el laboratorio del Centro Nacional de Metrología, se hace una determinación del volumen de masa sólida cuyos valores están en el rango de 1gr-50kg. Para sólida, con un peso de 100 gramos y 1 kg, puede llegar a un pariente la incertidumbre de la orden (con un nivel de confianza del 95%) y que tiene una densidad de 2.5  21.0 g cm3 La determinación del volumen se realiza mediante un método basado en el principio de Arquímedes, que consiste en medir a su vez, el empuje se somete a un sólido en el aire y un líquido en el que se conocen las densidades del aire y el líquido.

Tabla 1.1. Análisis de núcleos de rutina y las medidas complementarias.

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1.7 PREPARACIÓN DE MUESTRAS DE ROCAS PARA ANÁLISIS DE LABORATORIO

Cuando el núcleo llega a los tapones de laboratorio están generalmente perforados 2030 cm de distancia a lo largo del intervalo de depósito. Todos estos tapones se analizan con respecto a la porosidad, la permeabilidad, la saturación y la litología. Este análisis se suele denominar análisis de núcleos de rutina. Los resultados de análisis de núcleos de rutina se utilizan en la interpretación y evaluación del depósito. Algunos ejemplos son la predicción de gas, petróleo y producción de agua, la definición de los contactos de fluidos y el volumen en su lugar, la definición de intervalos de terminación, etc. Los datos de análisis de núcleos de rutina y de las pruebas complementarias y la aplicación de estos datos se resumen en la Tabla 1.1. El análisis de núcleos especiales incluye varias medidas con el objetivo de obtener información detallada sobre el comportamiento de flujo multi-fásico. Análisis de núcleos Especial da información sobre la distribución de petróleo, gas, y agua en los embalses (datos de presión capilar), saturación de petróleo residual y características de flujo multifase (permeabilidades relativas). Las mediciones de las propiedades eléctricas y acústicas en ocasiones se incluyen en un análisis especial de núcleo. Esta información se utiliza principalmente en la interpretación de registros de pozos. El efecto de la presión y la temperatura sobre propiedades de las rocas y fluidos es en algunas formaciones de yacimientos importantes, y por lo tanto las mediciones de laboratorio deben hacerse en o corregido a condiciones de yacimiento, siempre que sea posible. Incluido en un análisis especial de la base es en algunos casos detallados análisis petrográficos de rocas (distribución del tamaño de grano, la identificación de arcilla, diagénesis, etc). Los Análisis de Mojabilidad y pruebas especiales para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) también son a menudo parte de un análisis especial de núcleo. La tabla 1.2 es una lista de las distintas pruebas de análisis fundamentales especiales.

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1.7.1 Determinación de limpieza y la saturación. Antes de medir la porosidad y la permeabilidad, las muestras de la base deben ser limpiadas de líquidos residuales y completamente secas. El proceso de limpieza puede ser también, aparte de la determinación de la saturación de fluido. La saturación de fluido se define como la relación entre el volumen de fluido en una muestra de núcleo dado al volumen de poros de la muestra:

donde Vw ,Vo ,V g y V p son el agua, el petróleo, el gas y el volumen de poros, respectivamente, y S w , S o , S g son las saturaciones de agua, gas y petróleo. Tenga en cuenta que la saturación de fluido puede informar ya sea como una fracción de la porosidad total o como una fracción de porosidad efectiva. Puesto que el líquido en los espacios de poros que no están interconectados no puede ser producido a partir de un pozo, las saturaciones son más significativos si se expresa sobre la base de la porosidad efectiva. El Peso de agua recogida de la muestra se calcula a partir del volumen de agua por la relación:

donde  w es la densidad del agua en g cm . El peso de aceite retirado del 3

núcleo puede ser computado como el Peso de líquido menos Peso del agua:

donde 𝑊𝐿 es el peso de los líquidos extraídos de la muestra de núcleo en gramos. El volumen de aceite puede entonces ser calculado como Wo  o . El volumen de poros V p se determina por una medición de la porosidad, y el petróleo y

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la saturación de agua se pueden calcular por la Ec. (1.21). Saturación de gas puede determinarse utilizando Ec. (1.22).

1.7.2 Los métodos de medición. •

La inyección directa de disolvente; El disolvente se inyecta en la muestra en un proceso continuo. La muestra se lleva a cabo en un manguito de goma forzando así el flujo a ser uniaxial.

•

Centrífuga de lavado; Una centrífuga que ha sido equipado con una cabeza especial rocía disolvente caliente en la muestra. La fuerza centrífuga mueve entonces el disolvente a través de la muestra. El disolvente utilizado puede ser recogida y reciclado.

•

Por gas de extracción con disolvente; La muestra se coloca en una atmósfera presurizada de disolvente que contiene gas disuelto. El disolvente llena los poros de la muestra. Cuando se reduce la presión, el gas sale de la solución, se expande, e impulsa fluidos fuera del espacio de los poros de roca. Este proceso se puede repetir tantas veces como sea necesario.

•

Extracción Soxhlet; Un aparato de extracción Soxhlet es el método más común para la limpieza de la muestra, y se usa rutinariamente por la mayoría de los laboratorios. Como se muestra en la figura 1.11.1, tolueno se lleva a ebullición lenta en un matraz Pyrex; sus vapores se mueven hacia arriba y el núcleo convierte envolvieron en el vapor de tolueno (aproximadamente a 110 ° C). Agua eventual dentro de la muestra del núcleo en el dedal se vaporiza. Los vapores de tolueno y agua entran en la cámara interior del condensador, el agua fría que circula sobre la cámara interior se condensa a ambos vapores líquidos inmiscibles. Tolueno re-condensada junto con el agua líquida cae desde la base del condensador sobre la muestra de núcleo en el cartucho; el tolueno empapa la muestra de núcleo y se disuelve el aceite con el que entran en contacto. Cuando el nivel de líquido dentro del tubo Soxhlet alcanza la parte superior de la disposición de tubo de sifón, los líquidos dentro del tubo Soxhlet se vacían automáticamente por un efecto de sifón y fluyen en el matraz de ebullición. El tolueno es el listo para comenzar otro ciclo.

•

Una extracción completa puede tardar varios días a varias semanas en el caso de un crudo de baja densidad API o la presencia de depósitos de hidrocarburo residual pesado dentro del núcleo. Una baja permeabilidad de roca también puede requerir un tiempo de extracción de largo.

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•

Extracción de destilación Dean-Stark; La destilación Dean-Stark proporciona una determinación directa del contenido de agua. El aceite y el agua se extraen por goteo un disolvente, usualmente tolueno o una mezcla de acetona y cloroformo, sobre las muestras de enchufe. En este método, el agua y el disolvente se vaporizan, recondensado en un tubo de enfriado en la parte superior del aparato y el agua se recoge en una cámara de calibrado (Figura 1.11.2). El desbordamiento de solventes y goteos se da a espalda sobre las muestras. El aceite retirado de las muestras permanece en solución en el disolvente. El contenido de aceite se calcula por la diferencia entre el peso del agua recuperada y la pérdida total de peso después de la extracción y el secado.

•

La destilación al vacío; El contenido de aceite y agua de los núcleos puede ser determinada por este método. Como se muestra en la figura 1.11.3, una muestra se coloca dentro de un sistema de vacío a prueba de fugas y se calienta a una temperatura máxima de 230 ° C. Los líquidos dentro de la muestra se vaporizan y se pasan a través de una columna de condensación que es enfriado por nitrógeno líquido.

El método de inyección directa es eficaz, pero lento. El método de lavado mediante el uso de la centrífuga se limita a conectar ciertas muestras. Las muestras también deben tener suficiente resistencia mecánica para soportar la tensión impuesta por centrifugación. Sin embargo, el procedimiento es rápido. El método de gas impulsado por extracción es lenta. La desventaja aquí es que no es adecuado para muestras poco consolidadas o calizas cretáceas. La destilación en un aparato Soxhlet es lento, pero es suave en las muestras. El procedimiento es simple y determinación del contenido de agua muy precisa puede hacerse. La destilación al vacío se utiliza a menudo para los núcleos de diámetro completo porque el proceso es relativamente rápido. La destilación al vacío se utiliza también con frecuencia para núcleos poco consolidados ya que el proceso no daña la muestra. Los valores de aceite y agua se miden directamente y de forma dependiente de la otra. En cada uno de estos métodos, el número de ciclos o la cantidad de disolvente que deben utilizarse depende de la naturaleza de los hidrocarburos que se está eliminado y

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el disolvente utilizado. A menudo, más de un disolvente debe ser utilizado para limpiar una muestra. Los disolventes seleccionados no deben reaccionar con los minerales en el núcleo. Los disolventes comúnmente usados son: acetona, benceno, alcohol benceno-mentol, tetracloruro de carbono, cloroformo, bicloruro de metileno, mexane, nafta, cloro etileno tetra, tolueno, tricloroetileno, xileno. El tolueno y el benceno se utilizan con más frecuencia para eliminar el aceite y el metanol y el agua se utiliza para eliminar la sal del agua intersticial o filtrado. Los procedimientos de limpieza utilizados son especialmente importantes en las pruebas de análisis de núcleos especiales, como la propia limpieza puede cambiar mojabilidades. La muestra de núcleo se seca durante el propósito de eliminar agua congénita de los poros, o para eliminar los disolventes utilizados en la limpieza de los núcleos. Cuando los minerales hidratables están presentes, el procedimiento de secado es crítico ya que el agua intersticial debe ser retirada sin alteración mineral. El secado se realiza con frecuencia en un horno convencional o un horno de vacío a temperaturas entre 50 °C a 105 °C. Si se espera que los problemas con arcilla, secar las muestras a 60 °C y humedad relativa del 40% no dañará las muestras.

1.8 POROSIDAD Y DENSIDAD DE SÓLIDOS EN MATERIALES NO CONSOLIDADOS.

Una de las propiedades de las rocas más importantes es la porosidad, una medida del espacio disponible para el almacenamiento de hidrocarburos de petróleo. La porosidad se define como la proporción entre el espacio vacío en una roca con el volumen mayor de esa roca multiplicado por 100 para expresar en porcentaje. Las piedras de la arena muy cementadas tienen porosidades bajas, mientras que las rocas blandas, no consolidadas tienen altas porosidades. La cementación tiene lugar tanto en el momento de litificación y durante alteración de la roca por el agua subterránea circulante. El proceso es esencialmente el de llenar los espacios vacíos con material mineral, que reducen la porosidad. Materiales astringentes incluyen: carbonato de calcio, carbonato de magnesio, carbonato de hierro, sulfuros de hierro, limonita, hematita, sulfato de calcio, dolomita, arcillas, y muchos otros materiales incluyendo cualquier combinación de estos materiales. Los medios porosos no consolidados generalmente son modelados por relleno aleatorio o regular de las partículas, y se han utilizado por los ingenieros químicos (Sahimi, 1995). Para los grabados se han utilizado para facilitar el examen de tanto bien litificado y no consolidada carbonato y sedimentos terrígenos con o sin tinción adicional. Las cáscaras pueden ser útiles también en el estudio de metamórficas y telas rocas ígneas que se han mencionado por BISSELL (1957).

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1.9 POROSIDAD Y DENSIDAD EN MATERIALES CONSOLIDADOS.

Los granos de arena y partículas de materiales carbonatados que conforman la piedra arenisca y piedra caliza embalses generalmente nunca encajan perfectamente debido al alto grado de irregularidad en la forma. El espacio vacío creado a lo largo de las camas entre los granos, llamado espacio de los poros o intersticios, está ocupado por fluidos (líquidos y / o gases). La porosidad de una roca del yacimiento se define como la fracción del volumen aparente del depósito que no está ocupada por el marco sólido del depósito. Esto se puede expresar de forma matemática como:

donde:

Según esta definición, la porosidad de los materiales porosos podría tener cualquier valor, pero la porosidad de la mayoría de las rocas sedimentarias es generalmente menor que 50%.

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1.10 POROSIDAD MÉTODO RUSKA DE BAJA PRESIÓN.

La porosidad se puede determinar a partir de volúmenes a granel medidos por desplazamiento de mercurio en un picnómetro y volúmenes de grano obtenidos por el método de la "ley de Boyle". Los métodos son rápidos y la muestra sufre un daño físico mínimo y la contaminación. El uso de un Ruska porómetro universales, precisión y exactitud se encontró que depende de las limitaciones impuestas por el instrumento, la muestra y el operador. La precisión y la exactitud con la que los volúmenes de poros se pueden obtener para muestras de rocas usando un porómetro universales Ruska se rigen por las limitaciones impuestas por el instrumento, la muestra y los operadores. El porómetro consiste en un 100-cc bomba de mercurio volumétrica con picnómetro adjunto. Volúmenes a granel se miden por el desplazamiento de mercurio en los volúmenes picnómetro y granos por el o método "Kobe" "ley de Boyle". Los volúmenes de poro se obtienen por sustracción. Las principales ventajas de la obtención de volúmenes a granel en un picnómetro de mercurio son que el método es rápido y la muestra sufre un daño físico mínimo y la contaminación.

1.11. ANÁLISIS GRANULOMÉTRICO.

El análisis del tamaño de partículas es el procedimiento estándar de laboratorio para la determinación de la distribución del tamaño de partícula de un suelo. El suelo está formado por un conjunto de partículas de suelo en última instancia (partículas discretas) de varias formas y tamaños. El objeto de un análisis del tamaño de partícula es agrupar estas partículas en rangos separados de tamaños y así determinar la proporción relativa en peso de cada rango de tamaño. El método emplea el tamizado y la sedimentación de una suspensión de suelo / agua / dispersante para separar las partículas. La técnica de sedimentación se basa en una aplicación de la ley de Stokes a un / suspensión de agua del suelo y la medición periódica de la densidad de la suspensión (Departamento de Recursos Naturales Sustentables, 1999). La estructura del suelo determina su idoneidad para el hormigón, el subsuelo de carreteras, cimientos de un edificio, o medios de filtro.

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El suelo tiene cuatro partes constituyentes: La arena es cualquier partícula de suelo mayor que 0,06 milímetros (0,002 pulgadas). El limo es cualquier partícula de suelo 0,002 a 0,06 milímetros. La arcilla es cualquier partícula de suelo por debajo de 0.002 milímetros, incluyendo arcilla coloidal tan pequeño que no se conforma de suspensión en el agua.

La distribución porcentual de esas partes determina la estructura del suelo.

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El análisis mecánico es la determinación de la gama de tamaños de partículas presentes en un suelo, expresado como porcentaje del peso seco total. Hay dos métodos comúnmente utilizados para encontrar la distribución de tamaño de partícula de suelo:  

Análisis de tamizado - para partículas de tamaño superior a 0.075 mm de diámetro, y Análisis hidrómetro - para tamaños de partícula menor que 0,075 mm de diámetro.

El análisis mecánico o tamiz se realiza para determinar la distribución de la más gruesa, las partículas de mayor tamaño, y el método del hidrómetro se utiliza para determinar la distribución de las partículas más finas.

Análisis de tamizado •

Análisis de tamizado consiste en agitar la muestra de suelo a través de un conjunto de tamices que tienen aberturas progresivamente más pequeños.

•

En primer lugar el suelo se secó en horno y luego todos los grumos se rompen en partículas pequeñas antes de que se pasan a través de los tamices. Después de la finalización del período de agitación de la masa de suelo retenido en cada tamiz se determina.

•

Los resultados del análisis de tamiz se expresan generalmente en términos del porcentaje del peso total de suelo que pasa a través de diferentes tamices.

•

Los resultados del análisis mecánico (tamiz y análisis del hidrómetro) se presentan generalmente por parcelas semi-logarítmicas conocidas como curvas de distribución de tamaño de partícula. Los diámetros de las partículas se representan en escala logarítmica, y el correspondiente ciento más fina en escala aritmética.

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Procedimiento de ensayo Análisis Sieve: •

1. Anote el peso de cada tamiz, así como la bandeja del fondo sea utilizado en el análisis.

•

2. Registre el peso de la muestra de suelo seco dado.

•

3. Asegúrese de que todos los tamices están limpias, y montarlas en el orden ascendente de los números de tamiz (# 4 tamiz en la parte superior y tamiz # 200 en la parte inferior). Coloque la bandeja de abajo # 200 tamiz. Vierta cuidadosamente la muestra de suelo en el tamiz superior y coloque la tapa encima.

•

4. Coloque el tamices en el agitador mecánico y agitar durante 10 minutos.

•

5. Retire la pila de la coctelera y sopesar cuidadosamente y registrar el peso de cada tamiz con su suelo retenido. Además, recuerde que debe pesar y registrar el peso de la bandeja del fondo con su suelo bien conservado.

Análisis Hidrómetro: •

1. Tome el suelo fino de la bandeja inferior del juego de tamices, colóquelo en un vaso de precipitados, y añadir 125 ml de agente dispersante (hexametafosfato de sodio [40 𝑔 / 𝐿]) solución. Revuelva la mezcla hasta que el suelo esté completamente mojada. Deje remojar el suelo durante al menos diez minutos.

•

2. Mientras que el suelo está empapando, añadir 125 ml de agente dispersante en el cilindro de control y llenarlo con agua destilada hasta la marca. Tome la lectura en la parte superior del menisco formado por el vástago del hidrómetro y la solución de control. Una lectura inferior a cero se registra como un valor negativo (-) de corrección y una lectura de entre cero y sesenta, se registra como un (+) corrección positiva. Esta lectura se llama la corrección cero. La corrección de menisco es la diferencia entre la parte superior del menisco y el nivel de la solución en el frasco de control (generalmente alrededor de 1). Agitar el cilindro de control de tal manera que los contenidos se mezclan a fondo. Inserte el hidrómetro y un termómetro en el cilindro de control y tenga en cuenta la corrección de cero y la temperatura, respectivamente.

•

3. Transferir la suspensión del suelo en un mezclador mediante la adición de más agua destilada, si es necesario, hasta que la mezcla de la taza es al menos la mitad. A continuación, mezclar la solución durante un periodo de dos minutos.

•

4. Trasladar de inmediato a la suspensión del suelo en el cilindro de sedimentación vacía. Añadir agua destilada hasta la marca.

•

5. Cubra el extremo abierto del cilindro con un tapón y fijarlo con la palma de su mano. A continuación, gire el cilindro hacia abajo y copia en posición vertical durante un período de un minuto. (El cilindro debe ser invertido aproximadamente 30 veces durante la hora.)

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•

6. Ajuste el cilindro hacia abajo y registrar el tiempo. Quitar el tapón del cilindro. Después de un tiempo transcurrido de un minuto y cuarenta segundos muy lentamente y con cuidado inserte el hidrómetro para la primera lectura. (Nota: Debe tener unos diez segundos para insertar o extraer el hidrómetro para minimizar cualquier perturbación, y la liberación del hidrómetro debe hacerse lo más cerca de la profundidad de lectura posible para evitar bamboleo excesivo).

•

7. La lectura se toma mediante la observación de la parte superior del menisco formado por la suspensión y el vástago hidrómetro. El hidrómetro se retira lentamente y se coloca de nuevo en el cilindro de control. Muy suavemente girar en cilindro de control para eliminar cualquier partícula que pueda haber adherido.

•

8. Tome lecturas del hidrómetro después del tiempo transcurrido de 2 y 5, 8, 15, 30, 60 minutos y 24 horas.

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No. UNIDAD TEMÁTICA: II PROPIEDADES DE FLUIDOS, PROPIEDADES DEL SISTEMA ROCAFLUIDOS

OBJETIVO: Explicar las principales propiedades del medio poroso desde el punto de vista petrolero y determinarlas experimentalmente en el laboratorio.

2.1 DENSIDAD DE LÍQUIDOS Y GASES.

La densidad es la masa de una sustancia por unidad de volumen. Las unidades típicas son kg / 𝑚3 . Densidad y el volumen específico son el inverso de la otra. Tanto la densidad y el volumen específico son dependientes de la temperatura y en cierta medida de la presión del fluido (Torsaeter y Abtahi, 1999). La densidad, , es propiedad física elemental de la materia. Una propiedad física se puede medir sin cambiar la identidad química de la sustancia. Dado que las sustancias puras tienen valores únicos de densidad, la medición de la densidad de una sustancia puede ayudar a identificar dicha sustancia. Para un objeto homogéneo se define como la masa (m) del fluido por unidad de volumen (V):



m V

La dimensión de la densidad es kg / 𝑚3 en el SI o lb / 𝑓𝑡 3 en el sistema Inglés. La densidad es también una propiedad intensiva de la materia. Este significa que el valor de la densidad es independiente de la cantidad de materia presente.

2.2 VISCOSIDAD DE LÍQUIDOS Y GASES. La viscosidad es una tensión de cizallamiento externa aplicada a una porción de un fluido introducirá un movimiento de las moléculas de la parte afectada del fluido en la dirección de la tensión de cizallamiento aplicada. Las moléculas que se mueven interactúan con las moléculas vecinas. Esto estrella moviéndose también, pero con una velocidad menor que la de las moléculas expuestas al estrés. La viscosidad dinámica, 𝜇 , de un fluido newtoniano se define como la relación siguiente para el fluido que fluye (Pedersen et al., 1989):

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

donde

 xy  v x   y

(2.1)

  

 xy = esfuerzo de corte vx

= Velocidad del fluido en la dirección x (la dirección del esfuerzo aplicado)

v x = La pendiente de vx en la dirección Y (perpendicular a la y dirección x)

Para un gas diluido, se puede derivar una expresión analítica aproximada para la viscosidad, η. Es:

1 3

  n v MW L

Donde

(2.2)

𝑛 = número de moléculas por unidad de volumen 𝑣 = velocidad molecular medio 𝑀𝑊 = peso molecular 𝐿 = recorrido libre medio entre dos moléculas

Se puede demostrar que la velocidad media, v, es proporcional a (RT / MW) ½ y el camino libre medio de 1 / (n𝜎 2 ), donde σ es el disco diámetro de la esfera molecular. La siguiente dependencia de η de la temperatura y el peso molecular puede entonces ser derivada: σ3 se asocia a menudo con el volumen molar crítico, 𝑉𝐶 .Si se supone además que 𝑉𝐶 es proporcional a 𝑅𝑇𝐶 / 𝑃𝐶 , la siguiente expresión puede obtenerse, por η en el punto crítico:

 c  constant ( MW

1/ 2

2/3

1/ 6

c

c

P /T

)

(2.4)

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A través de la teoría cinética de los gases no es aplicable a la región crítica cerca de, esta expresión juega un papel importante en los cálculos de viscosidad. Es conveniente introducir el reductor de la viscosidad parámetro, ξ (Pedersen et al., 1989):

  T c / MW 1/ 6

1/2

P

2/3 c

(2.5)

2.3 CAMBIO DE PROPIEDADES DE FLUIDOS CON P Y T.

Como la temperatura del fluido aumenta, disminuye la densidad y el volumen aumenta específicos. Desde líquidos se consideran incompresibles, un aumento en la presión dará lugar a ningún cambio en la densidad o volumen específico del líquido. La viscosidad de los fluidos varía con la presión y la temperatura. Para la mayoría de los fluidos la viscosidad es bastante sensible a los cambios de temperatura, pero relativamente insensibles a la presión hasta que se hayan alcanzado bastante altas presiones. La viscosidad de los líquidos por lo general aumenta con la presión a temperatura constante. La temperatura tiene diferentes efectos sobre la viscosidad de líquidos y gases. Una disminución en la temperatura hace que la viscosidad de un líquido se eleve (Torsaeter y Abtahi, 1999).

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2.4 TENSIÓN SUPERFICIAL Y TENSIÓN INTERFACIAL.

Tensión superficial e interfacial de los fluidos son el resultado de las propiedades moleculares que ocurren en la superficie o interfaz. La tensión superficial es la tendencia de un líquido para exponer una superficie libre mínima. Puede ser definida como la tendencia contráctil de una superficie líquida expuesta a los gases. La tensión interfacial es una tendencia similar que existe cuando dos líquidos inmiscibles están en contacto (Torsaeter y Abtahi, 1999).

2.5 DENSIDAD DE LÍQUIDOS.

Densidad (ρ) se define como la masa del fluido por unidad de volumen. En general, varía con la presión y la temperatura. La dimensión de la densidad es kg / 𝑚3 en el SI o lb / 𝑓𝑡 3 en el sistema Inglés. Peso específico (γ) se define como la relación del peso de un volumen de líquido con el peso de un volumen igual de agua a la misma temperatura. La gravedad específica del líquido en la industria del petróleo se mide a menudo por algunos de hidrómetro de que tiene su escala especial, conocido como la escala API, es (Torsaeter y Abtahi, 1999):

 API 

141.5



 131.5

(2.6)

Los métodos más utilizados para la determinación de la densidad o gravedad específica de un líquido son:

1.-equilibrio Westphal 2.-Equilibrio Peso específico (cadena-o maníaco) 3.-hidrómetro API 4.-picnómetro 5.-picnómetro Bicapillary

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Los dos primeros métodos se basan en el principio de Arquímedes: un cuerpo sumergido en un líquido es impulsado por una fuerza igual al peso del líquido que desplaza. Un volumen conocido de líquido a ensayar se ponderada por estos métodos. Los saldos se construyen de forma que deben equilibrar exactamente en el aire. El hidrómetro API se utiliza por lo general para determinar la gravedad de petróleo en el campo petrolero. Cuando un hidrómetro se coloca en aceite, que flotará con su eje vertical después de que se ha desplazado a una masa de aceite igual a la masa del hidrómetro. El hidrómetro se puede utilizar a presión atmosférica o en cualquier otra presión en un cilindro de presión (Torsaeter y Abtahi, 1999). El picnómetro es un frasco hecho con precisión, que puede ser rellenado con un volumen conocido de líquido. La gravedad específica del líquido se define como la relación del peso de un volumen de líquido al peso de un volumen igual de agua a la misma temperatura. Los pesos deben ser corregidos para la flotabilidad (por aire) si se requiere un alto grado de precisión. La relación de las diferencias entre los pesos del matraz lleno de líquido debe ser a la vez a la misma temperatura. El picnómetro bicapillary es otra herramienta para la determinación precisa de la densidad. La densidad de la muestra líquida dibujado en el picnómetro se determina a partir de su volumen y peso (Torsaeter y Abtahi, 1999).

2.6 DENSIDAD DE GASES.

La densidad de una mezcla de gases ideales se calcula aplicando la fracción en peso y reemplazando el peso molecular con el peso molecular aparente de la mezcla de gas para dar (Ahmed, 1989):

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g 

Cuando

pMWa RT

(2.7)

𝜌𝑔 = densidad de la mezcla de gas 𝑀𝑊𝑎 = peso molecular aparente

2.7 VISCOSIDAD.

La viscosidad es una propiedad distintiva de los fluidos. Está ligada a su resistencia al deformarse continuamente cuando se le somete a un esfuerzo de corte. La viscosidad es una tensión de cizallamiento externa aplicada a una porción de un fluido introducirá un movimiento de las moléculas de la parte afectada del fluido en la dirección de la tensión de cizallamiento aplicada (Pedersen et al., 1989). De hecho esta propiedad es la utilizada para distinguir el comportamiento entre los fluidos y los sólidos. Desde el punto de vista físico, la viscosidad se debe al efecto combinado de la cohesión entre las moléculas y al intercambio de cantidad de movimiento entre las capas del fluido en movimiento. La cohesión entre las moléculas hace que al desplazarse unas con respecto a las otras, tiendan a ser arrastradas las partículas vecinas. Esta fuerza de cohesión depende de la separación entre las moléculas, la cual influye de manera importante en los fluidos. A medida que la velocidad crece, este factor disminuye. Debido a que la velocidad de las moléculas de los fluidos aumenta con la temperatura, el efecto de las fuerzas de cohesión disminuye y el intercambio de cantidad de movimiento aumenta. Un gráfico del comportamiento de algunos materiales típicos en función de la viscosidad se incluye en la siguiente figura:

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Fig. 2.1 En esta gráfica puede observarse las diferencias que existen entre los diversos fluidos con respecto a su viscosidad:

   

Flujo ideal, en el cual la viscosidad se puede considerar despreciable. Flujo newtoniano, la viscosidad es constante. Flujo pastico, en el cual es necesario un esfuerzo de corte inicial para que comience a fluir. Este es el caso típico de las pinturas de aceite. Fluido dilatante. En estos casos la viscosidad aumenta con la taza de deformación.

La viscosidad 𝜇 (dinámica o absoluta) deberá tener dimensiones de fuerzatiempo/(longitud)2 o masa/(longitud-tiempo). Se utilizan ambos grupos dimensionales, aunque para la mayoría de los trabajos científicos, las viscosidades se expresan en poises o centipoises.

1𝑔

1 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑠𝑒 = 𝑚∙𝑠

= 1𝑥102 𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒𝑠 = 1𝑥106 𝑚𝑖𝑐𝑟𝑜𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒𝑠 = 6.72𝑥10−2 = 242

𝑙𝑏 (𝑓𝑡)(𝑠𝑒𝑔)

𝑙𝑏 (𝑓𝑡)(ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠) −3 𝑙𝑏

= 2.09𝑥10

𝑓𝑡 2

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Al cociente de la viscosidad dinámica y la densidad del fluido se le conoce como viscosidad cinemática 𝛾, cuyas unidades son m2/s. Comúnmente se emplean los Stokes o los centistokes para representar este parámetro. La reología es la ciencia que se encarga de estudiar las propiedades viscosas de los fluidos. La forma más simple de ver el efecto de la viscosidad es aplicándole un esfuerzo a un líquido colocándolo entre dos placas paralelas y desplazando una placa con respecto de la otra a velocidad constante (𝑣), como se muestra en el siguiente dibujo. Como consecuencia de la viscosidad, se crea un perfil de velocidades (𝛾 = 𝑑𝑣/𝑑𝑦 con unidades de 𝑆 −1 ) en el fluido, ya que las moléculas junto a la placa móvil (arriba) tenderán a desplazarse con la velocidad de esta placa y el líquido junto a la placa fija (abajo) tenderá a estarse quieto. La reología nos dice que el esfuerzo cortante (𝜏 = 𝐹/𝐴, la fuerza por unidad de área [𝑃𝑎])) es proporcional al perfil de velocidades que se genera en el fluido:

𝑑𝑣

𝜏 = 𝜇 (− 𝑑𝑦) = 𝜇 ∙ 𝛾

𝐸𝑐. 2.8

Los fluidos que se comportan reológicamente como indica la ecuación 1 se denominan Newtonianos. En los fluidos Newtonianos el esfuerzo cortante es proporcional al gradiente de velocidad, o lo que es lo mismo, la viscosidad es una constante que no depende de la velocidad con la que una placa se mueva respecto de la otra. El agua y otros líquidos formados por moléculas pequeñas son fluidos Newtonianos a temperatura y presión atmosféricas.

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Ya que la temperatura modifica las fuerzas de interacción entre las moléculas, la viscosidad varía con la temperatura. Normalmente, a mayor temperatura menor viscosidad. Para fluidos Newtonianos, la dependencia es exponencial:

𝜇 = 𝐴 exp (

donde:

𝐵 ) 𝑅∙𝑇

𝐴, 𝐵 = son constantes propias del líquido 𝑅 = es la constante de los gases ideales 𝑇 = es la temperatura absoluta del fluido

2.7.1 Reología de fluidos complejos Al añadir a un líquido simple moléculas grandes o pequeñas partículas sólidas, el comportamiento reológico se desvía del Newtoniano. En algunos casos, el esfuerzo cortante (esfuerzo cortante) es proporcional al gradiente de velocidad (velocidad de cizallamiento) elevado a una potencia (𝑛) que se denomina constante de pseudoplasticidad:

𝜏 = 𝐾 ∙ 𝛾𝑛

La constante de proporcionalidad (𝐾 ) es el índice de consistencia. Esta ecuación se puede escribir de forma análoga a la ecuación 1 definiendo la viscosidad aparente como:

𝜇 = 𝐾 ∙ 𝛾 𝑛−1

Para 𝑛 < 1 la viscosidad aparente decrece con el perfil de velocidades, y el fluido se denomina pseudoplástico (cizalla-adelgazamiento). Fig. 2.1 Para 𝑛 > 1 la viscosidad aparente crece con el gradiente de velocidades y el fluido sería dilatante (engrosamiento de cizalla). Fig. 2.1

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Otros fluidos necesitan un esfuerzo excedente (𝜏𝑦 [límite elástico]) para iniciar el movimiento:

𝜏 = 𝜏𝑦 + 𝜇 𝑝 ∙ 𝛾

donde 𝜇𝑝 es una viscosidad límite a altos gradientes de velocidad. En este caso la viscosidad aparente sería:

𝜏𝑦 𝜇𝑎 = ( ) + 𝜇𝑝 𝛾

Estos fluidos se denominan tipo Bingham, y como se puede apreciar son fluidos pseudoplásticos. Los fluidos complejos son sistemas materiales que cambian de forma al aplicarles un esfuerzo, pero que presentan comportamientos reológicos tan ricos y variados como estos que acabamos de mencionar. Normalmente los fluidos complejos están formados por varias fases, al menos una de ellas va a ser un fluido simple. Una única fase formada por moléculas grandes que se mueven con mucha dificultad unas con respecto de otras también se comporta como un fluido complejo. Son ejemplos de fluidos complejos los polímeros con moléculas lineales grandes en estado líquido, las disoluciones poliméricas en disolvente orgánico o acuoso, las mezclas de polímeros de distintos pesos moleculares, las emulsiones, las suspensiones de partículas pequeñas (polvos y coloides) en una fase líquida, mezclas de partículas o moléculas que interaccionan electrostáticamente, etc. La reología de estos sistemas materiales tiene una gran importancia en el procesado de los materiales. El transporte de las materias primas normalmente se realiza utilizando un fluido soporte (aire o agua). El mezclado de las materias primas se facilita mediante la disolución o suspensión del material finamente dividido en un fluido. En el conformado (darle forma a las piezas) la mezcla de materias primas debe ser fluida o plástica para que se deforme mediante la aplicación de esfuerzos. Y finalmente en el sinterizado (de material finamente dividido a sólido rígido) la viscosidad aumenta hasta alcanzar el estado sólido. Cuando se tienen moléculas de polímeros lineales en una fase líquida, la viscosidad aumenta con el peso molecular promedio del polímero. La viscosidad suele disminuir si la distribución de pesos moleculares del polímero es muy ancha. Mediante agitación mecánica (mezclado, transporte, etc.) se produce la rotura de algunas moléculas del polímero, lo que incrementa la distribución de tamaños y la viscosidad aparente disminuye.

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En una suspensión de partículas sólidas en una fase líquida, el movimiento laminar orienta las partículas o moléculas en la dirección del flujo, y una vez que están orientadas la resistencia al flujo disminuye. Es un fluido pseudoplástico. Las suspensiones con concentraciones de sólido moderadas y con aglomerados o agregados grandes y ramificados suelen ser dilatantes. Las mezclas de sólidos y líquidos que contienen partículas que interaccionan entre ellas con fuerzas atractivas y repulsivas fuertes (fuerzas electrostáticas) necesitan un esfuerzo excedente para iniciar el movimiento.

Si hay aditivos ligantes que favorecen la atracción entre las partículas (moléculas orgánicas o partículas coloidales de arcilla), la viscosidad aumenta con la concentración de ligante. En los fluidos tixotrópicos la viscosidad aparente disminuye con el tiempo para un gradiente de velocidad determinado. Esto ocurre en suspensiones pseudoplásticas con partículas o agregados con un alto factor de forma, esto es, cuya longitud en una dimensión es mucho mayor o menor que en las demás dimensiones (partículas alargadas o planas) y que interaccionan electrostáticamente entre sí. Las partículas y agregados tienen un movimiento lento y van orientándose poco a poco en la dirección del flujo, con lo que la viscosidad aparente disminuye con el tiempo. Después de un periodo de reposo, el esfuerzo excedente para iniciar de nuevo el movimiento es mayor porque la interacción entre las partículas ha hecho que se reordenen y se formen nuevos agregados y complejas estructuras en suspensión. Otros fluidos complejos presentan un comportamiento reopéctico, que consiste en que se produce un incremento de la viscosidad aparente con el tiempo para un perfil de velocidades fijo (al contrario que los tixotrópicos). En este caso, es el movimiento de las partículas el que favorece las interacciones atractivas entre ellas, y el propio flujo va formando nuevos agregados que oponen una mayor resistencia al movimiento.

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2.7.2 Métodos de medición de la viscosidad 2.7.2.1. Viscosímetro tipo capilar. La viscosidad de los líquidos está determinado por instrumentos llamados viscosímetros. Normalmente estos modelos tienen la forma de un tubo de 𝑈, así tenemos el viscosímetro de Ostwald, el viscosímetro de Cannon-Fenske y el viscosímetro de Ubbelohde. En el viscosímetro de Ostwald, la viscosidad se deduce de la comparación de los tiempos requeridos para un volumen dado de los líquidos ensayados y de un líquido de referencia fluya a través de un tubo capilar dado bajo condiciones de carga iniciales especificadas. Durante la medición de la temperatura del líquido debe mantenerse constante sumergiendo el instrumento en un baño de agua de temperatura controlada (Torsaeter y Abtahi, 1999). El viscosímetro se llena con la solución que se desea evaluar hasta el nivel superior, o marca A, posteriormente le fluido se succiona rebasando la marca del bulbo a través del tubo capilar, hasta la marca B. Como siguiente paso, el fluido pasa a través del tubo capilar bajo la influencia de la presión hidrostática del mismo. Se registra el tiempo que tarda en pasar el fluido de la marca B a la marca C a través del tubo capilar. El tiempo se multiplica por una constante del instrumento para determinar la viscosidad cinemática del fluido:

𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐶𝑖𝑛𝑒𝑚á𝑡𝑖𝑐𝑎 = 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 ∙ 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜

El tiempo que le toma al fluido pasar por el tubo capilar es inversamente proporcional a la densidad del fluido, y directamente proporcional a la viscosidad dinámica-(se determina midiendo el gradiente de velocidad del fluido y el esfuerzo cortante), obteniendo la expresión:

𝑡∝

donde:

𝜇 𝜌

𝜇= viscosidad dinámica [𝐶𝑃 ] 𝜌= densidad del fluido [

𝑔 𝑐𝑚3

]

Como el tiempo es dependiente de la viscosidad y la densidad de un fluido, el viscosímetro de flujo capilar da una lectura de la viscosidad cinemática. Frecuentemente el viscosímetro de Ostwald se emplea en la determinación del peso molecular de polímeros. Debido a que el fenómeno de capilaridad que presenta un fluido depende del diámetro del tubo en el que se encuentra, es necesario utilizar diversos tubos, con la finalidad de obtener el más adecuado a las características de la sustancia a probar.

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El viscosímetro de Cannon-Fenske el error producido durante la caída de presión en el tubo vertical incluyendo un tubo inclinado por el que pasara el fluido. Los dos bulbos se encuentran exactamente sobre el mismo eje y el capilar está inclinado. La desventaja que tiene el que trabaja con un viscosímetro de tubo en U es como mantener sin movimiento el instrumento suspendido y que se pueda garantizar que siempre estén con la misma inclinación, así como el no poder realizar determinaciones a temperaturas diferentes a las ambientales. Las características más sobresalientes de este tipo de viscosímetro son las siguientes:      

Elevada precisión. Tiempos de medición largos. Solo para líquidos newtonianos y fluidos transparentes. Precio razonable. Error de operador. Automatizable (caro).

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En este método la ley de la Poiseuille para un tubo capilar con un régimen de flujo laminar se utiliza:

Q

V Pr 4  t 8l

(2.8)

Donde t es tiempo requerido para un volumen dado de líquido 𝑉 con una densidad de 𝜌 y la viscosidad de 𝜇 fluya a través del tubo capilar de longitud y el radio 𝑟 por medio de gradiente de presión 𝑃. la fuerza 𝑃 conducir de este instrumento es gl . Entonces (Torsaeter y Abtahi, 1999):

V glr 4  t 8l



gtr 4  Const. pt 8V

(2.9)

(2.10)

2.7.2.2. Viscosímetro caída de bola. Otro instrumento comúnmente utilizado para determinar la viscosidad de un líquido es la caída (o laminación) viscosímetro bola, que se basa en la ley de Stoke para una esfera que cae en un fluido bajo efecto de la gravedad. Una bola de acero pulido se deja caer en un tubo de vidrio de un diámetro algo más grande que contiene el

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líquido, y el tiempo requerido para que la bola caiga a velocidad constante a través de una distancia especificada entre las marcas de referencia es grabadora. La siguiente ecuación se utiliza:

  t  b   f K

donde

(2.11)

μ = viscosidad absoluta, 𝐶𝑃 t = tiempo de caída, 𝑠 𝑝𝑏 = densidad de la bola, 𝑔 / 𝑐𝑚3 𝜌𝑓 = densidad del fluido a medir la temperatura, 𝑔 / 𝑐𝑚3 K = constante del balón

La constante K de la pelota no tiene dimensión, sino que implica el equivalente mecánico del calor. El viscosímetro de bola rodante dará buenos resultados, siempre y cuando el flujo de fluido en el tubo se mantiene en el rango laminar. En algunos instrumentos de este tipo tanto en la presión y la temperatura pueden ser controlados (Torsaeter y Abtahi, 1999).

La Fig. 2.7.1. Representación esquemática del viscosímetro de laminación.

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Dentro del tubo, está colocado un termómetro que permite ver al usuario la temperatura que tiene el fluido. El fabricante proporciona un cronometro para que el usuario determine el tiempo de la caída de la esfera. Debido a esto, este modelo es apto para medir viscosidades bajas. Este equipo ofrece la capacidad de medir gases utilizando bolas de borosilicato y además permite variar el ángulo de inclinación del recipiente para poder medir fluidos pseudoplásticos. Las principales desventajas que tiene este medidor son:    

Si la velocidad a la que cae la bola es muy grande, la lectura no será exacta. La medición de la viscosidad requiere de la intervención de un usuario, lo que resulta un problema si se requiere realizar varias pruebas. Este instrumento no puede medir viscosidades de sustancias opacas. Tampoco cuenta con una interfaz para PC.

Se concluye que el equipo más adecuado para medir la viscosidad es el Viscosímetro de caída de bola dado que es más adecuado para desarrollar y construir, por las razones siguientes: Procesamiento de la información:  

El cálculo de la viscosidad es simple, puesto que se obtiene midiendo el tiempo que tarda un cuerpo en pasar a través de dos puntos. Los elementos que intervienen en la medición de la viscosidad son pocos en comparación con otros equipos, haciendo su control más eficiente. Además, cada uno de ellos puede caracterizarse fácilmente, puesto que sus parámetros son constantes e independientes (masa y volumen). Para lograr lo anterior, es posible utilizar instrumentos que se encuentren al alcance (calibrador, báscula, pipeta, etc.).

Fabricación:  

Los materiales con el cual se construye el viscosímetro son de fácil adquisición. El costo de fabricación es bajo.

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2.7.2.3. Viscosímetros Rotacionales. Estos viscosímetros se basan en el principio de que la fuerza requerida para rotar un objeto inmerso en un fluido puede indicar la viscosidad del fluido. Estos instrumentos consisten en una copa conteniendo la muestra, la cual gira a una velocidad rotacional 𝜔. En el líquido se encuentra un cilindro sumergido representando un cilindro coaxial de altura ℎ y de radio R1. El cilindro interno está suspendido a un alambre de torsión produciendo un torque como resultado de las fuerzas viscosas del fluido rotando sobre éste, logrando un estado estacionario del movimiento. En algunos instrumentos el cilindro está rotando y el torque se mide en la copa, o bien, a un torque constante aplicado se observa la deformación resultante. A una distancia 𝑅 del centro, ese torque es igual a:

𝑇 = 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝑅2 ∙ ℎ ∙ 𝐹

donde:

𝑇 = torque [ℎ𝑝] ℎ = altura [𝑚] 𝑅 = radio [𝑚] 𝑁

𝐹 = tensor del esfuerzo al radio [𝑚2 ]

Así a partir de una medición de torque leída, podemos estimar el tensor de esfuerzos aplicado al fluido. Los viscosímetros rotacionales pueden tomar varias formas, y estas son normalmente descritas en términos de sus sistemas de medición pero el principio es el mismo para todos. Algunos de ellos son:  

El viscosímetro de aguja que funciona determinando el torque requerido para lograr una cierta rotación. El viscosímetro de cono y plato que emplea un cono que se introduce en el fluido a una muy poca profundidad haciendo contacto con el plato.

Un ejemplo de este viscosímetro es el que se muestra en la siguiente figura, el cual determina la viscosidad y otras características reológicas. Cuenta con un display digital que muestra directamente la lectura de la viscosidad en centipoises, centistokes o milipascales, la velocidad en rpm, la temperatura en °C o °F, la densidad en gr/cm3 y también indica que aguja se está usando durante la prueba. Este viscosímetro es un modelo innovador frente a otros aparatos pues incluye las siguientes funciones:

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           

Tiene la posibilidad de cambiar las unidades del Sistema Inglés (SI) al Sistema Métrico Decimal (CGS). Se puede escoger 19 velocidades desde 0.3 hasta 200rpm. Se puede programar el torque para que el aparato se detenga cuando se cumpla con esta consigna. Se puede programar el tiempo de duración de la prueba. El equipo lleva a cabo un AUTOTEST con alarmas visuales y acústicas en caso de funcionamiento incorrecto. Disminución progresiva de la velocidad cada vez que la rotación tiende a detenerse para evitar una vibración brusca en el eje. Función de AUTORANGO. Tiene 10 memorias de trabajo (recuerda tipo de aguja, velocidad, unidades utilizadas, etc.). El usuario puede calibrar la viscosidad y la temperatura. Tiene una interface bidireccional RS232 para enviar los datos a un PC o una impresora. Tiene 8 opciones de lenguaje. Programa Datalogger para enviar los datos a la PC directamente a Excel vía RS232.

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Protocolo para la realización de práctica con viscosímetro rotacional. En esta práctica se determinará la viscosidad de varios fluidos complejos a distintas velocidades de rotación, realizando medidas al menos a 6 velocidades diferentes (10, 12, 30, 50, 60 y 100 rpm por ejemplo). De este modo se podrá concluir si los sistemas son o no Newtonianos.

1- Preparación del fluido: Se estudiarán tres fluidos complejos diferentes:

 



Glicerina (polímero de bajo peso molecular). Pintura al agua (contiene partículas cerámicas de tamaños variados en suspensión, pigmentos y otros aditivos orgánicos e inorgánicos con un contenido en sólido del 41.6 % en peso). Látex vinílico de alta viscosidad (partículas poliméricas en suspensión, de tamaño bastante homogéneo y con un contenido en sólido del 41 % en peso).

Para preparar el sistema se vierte entre 400 y 500 ml de producto en un vaso de precipitado de 600 ml. Este tipo de vasos tiene el diámetro apropiado para que las paredes no afecten a la medida de la viscosidad. En el caso del látex vinílico el frasco que lo contiene tiene un diámetro muy similar al del vaso, por lo que se puede medir la viscosidad directamente en el recipiente que lo contiene. La glicerina apenas necesita agitación. Los otros dos sistemas contienen partículas de distintas densidades que sedimentan con el tiempo. Antes de medir la viscosidad hay que agitarlos bien - con una varilla de vidrio con cuidado de no introducir burbujas de aire - hasta que se vean homogéneos.

2- Selección del husillo: A 23 ºC, la viscosidad de la glicerina se mide bien con el husillo R3, el R4 para la pintura y el R5 para el látex. Si la temperatura del laboratorio es más baja, puede que haya que utilizar husillos de números mayores, capaces de medir viscosidades más altas (R4, R5 y R6 respectivamente). En la tabla de los husillos y velocidades se indican los rangos de viscosidades que se pueden medir con cada husillo y la sensibilidad del equipo en cada caso (Increment en la tabla). Anota los datos correspondientes a los husillos que utilices para incluirlo en el informe. Para seleccionar un husillo que sea adecuado para todo el rango de velocidades donde se va a medir se procede del siguiente modo:

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

 

Coloca el vaso con el sistema homogeneizado debajo de la cabeza del viscosímetro. Introduce el husillo en el líquido de modo que el disco entre de forma oblicua para evitar que atrape burbujas de aire. Una vez mojado en el fluido, enróscalo en el eje del viscosímetro con cuidado de no forzarlo o darle golpes. Baja la cabeza del viscosímetro girando el tornillo en el lado posterior izquierdo sumergiendo el husillo hasta la señal que tiene en el eje. Enciende el viscosímetro pulsando el interruptor en la parte posterior izquierda de la cabeza.

El controlador del viscosímetro tiene 6 botones:

-- ON es para el que eje comience a rotar. -- QUIT para que se pare. -- ENTER para validar los valores introducidos. -- 𝛥 y 𝛻 para subir y bajar los valores de los parámetros. -- TAB para pasar de un campo a otro del display.



 





En la pantalla, selecciona MEASUREMENT y pulsa ENTER. Utilizando las teclas de subida y bajada, coloca en SP el número del husillo que está puesto en el viscosímetro y pulsa ENTER. Pulsa TAB y coloca la velocidad más baja (10 rpm) en el campo RPM y pulsa ENTER. Una vez introducidos los parámetros, pulsa ON y el viscosímetro comenzará a funcionar. El viscosímetro proporciona sucesivos valores de la viscosidad del sistema en 𝑚𝑃𝑎 − 𝑠, y debajo indicará el porcentaje del fondo de escala, que debe estar entre el 15 y el 20%. No es recomendable trabajar con valores de viscosidad inferiores al 15% del fondo de la escala seleccionada. Cuando el viscosímetro está midiendo en estas condiciones poco apropiadas avisa con un sonido repetitivo. Con el viscosímetro en marcha, incrementa la velocidad pulsando la tecla Δ hasta que llegue a 100 rpm y mira a ver si el viscosímetro sigue proporcionando una medida de la viscosidad. El porcentaje del fondo de escala debe estar ahora mucho más alto (por encima el 50%, incluso cercano al 100%). Si el viscosímetro no proporciona valores de la viscosidad a velocidades mayores hay que cambiar a un husillo de mayor número, y si pita a las velocidades bajas (<15% del fondo de escala) habrá que cambiar a un husillo de menor número. Para cambiar el husillo, para la rotación pulsando la tecla QUIT. Sube la cabeza del viscosímetro con el tornillo en el lado posterior izquierdo. Desenrosca el husillo con cuidado de no forzar el eje y sácalo completamente del líquido, colocándolo donde no manche. Coloca el nuevo husillo como se indicó anteriormente y vuelve a bajar el cabezal del viscosímetro. Antes de poner en marcha el viscosímetro habrá que meter el número del nuevo husillo en el campo SP de la pantalla y pulsar ENTER.

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

Si no consigues un husillo apropiado para un rango de velocidades entre 10 y 100 rpm, realiza las medidas a seis velocidades diferentes en un rango menor (entre 5 y 50 o entre 6 y 60 rpm).

3- Medida de la viscosidad a distintas velocidades de rotación: Una vez seleccionado el husillo apropiado para el sistema y el rango de velocidades donde se va a trabajar, se procede a realizar las medidas de viscosidad a las diferentes velocidades. Anota la temperatura del laboratorio al comienzo y al final de la medida de cada sistema. Se tomará el valor medio como temperatura a la que se ha realizado el experimento. Comienza por la velocidad más baja (10 rpm). Cuando el sistema empiece a girar, espera un par de minutos para que se estabilice y entonces comienza a tomar valores de la viscosidad por un periodo de dos o tres minutos. Toma al menos 20 valores de la viscosidad de los que proporciona el equipo constantemente. Anota también algunos valores del porcentaje del fondo de escala al que se ha realizado la medida. Sube la velocidad pulsando la tecla Δ hasta que se alcance el siguiente valor (12 rpm), y procede a medir la viscosidad para la nueva velocidad del mismo modo que en el paso anterior. Cuando hayas medido la viscosidad a 6 velocidades distintas para el primer sistema, detén la rotación del viscosímetro pulsando la tecla QUIT. Sube la cabeza del viscosímetro y desenrosca el husillo con cuidado de no forzar el eje. Sácalo completamente del líquido y colócalo en un lugar que no manche para pasar a medir la viscosidad del siguiente sistema. Repite este procedimiento para cada uno de los tres sistemas. Cuando acabes con el tercer sistema, apaga el viscosímetro pulsando el interruptor en la parte posterior izquierda.

4- Recuperación de los sistemas y limpieza del material: Devuelve los sistemas a sus frascos originales tapándolos herméticamente. Lleva todo el material de vidrio que se ha utilizado al fregadero para limpiarlo con agua del grifo y una esponja suave. En el caso de la glicerina utiliza jabón abundantemente. Enjuagar todo muy bien con agua del grifo, y finalmente con un poco de agua destilada. Seca el exterior con papel para que no gotee y déjalo todo escurriendo en tu lugar de trabajo sobre papel de filtro.

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2.8 MOJABILIDAD Y ÁNGULO DE CONTACTO.

El ángulo de contacto Cuando un líquido se pone en contacto con una superficie sólida, el líquido ya sea expandir sobre toda la superficie o de las gotas pequeñas en la superficie. En el primer caso el líquido mojará el sólido completamente mientras que en el último caso un ángulo de contacto θ>0 desarrollará entre la superficie y de la gota. Cuando dos fluidos inmiscibles en contacto con una superficie sólida, una de ellas tiende a extenderse o adherirse a ella más que a continuación del otro. La tensión de adhesión que es función de la tensión interfacial, determina qué fluido preferentemente moja el sólido (Torsaeter y Abtahi, 1999).

Mojabilidad La humectabilidad de un sistema de fluido de roca del yacimiento se define como la capacidad de un fluido en la presencia de otro a extenderse sobre la superficie de la roca. El grado de humectación de sólido por líquidos generalmente se mide por el ángulo de contacto que una interfaz líquido-líquido hace con un sólido. La humectabilidad de un sistema de depósito de roca dependerá de los siguientes factores (Torsaeter y Abtahi, 1999):

    

Material de la roca reservorio y la geometría de los poros Mecanismos geológicos (acumulación y migración) Composición y cantidad de aceite y salmuera Condiciones físicas: presión y temperatura Mecanismos que ocurren durante la producción

Considérese, como ejemplo, un experimento en el que se coloca una gota de agua sobre una superficie sumergida en aceite. Entonces un ángulo de contacto se forma, que puede variar en cualquier lugar de 0⁰ a 180⁰. Como puede verse, hay tres diferentes tensiones superficiales están relacionados por la ecuación de Young-Dupre:

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 ow cos   os   ws

(2.12)

donde 𝜎𝑜𝑤 es la tensión interfacial entre el aceite y el agua, y 𝜎𝑜𝑠 y 𝜎𝑤𝑠 son las tensiones superficiales entre el aceite y la superficie sólida, y el agua y la superficie sólida, respectivamente. Normalmente, el ángulo θ de contacto se mide a través de la fase de agua. Estrictamente hablando, si 𝜃 < 90⁰, la superficie puede ser considerado como el agua húmedo. Sin embargo, en la práctica, 𝜃 < 65⁰ en sistemas de mojado de agua de un lado a otro, mientras que 105⁰ < 𝜃 < 180⁰ para sistemas de aceite mojado. Si 65⁰ < 𝜃 < 105⁰, el sistema se dice que es intermedia en húmedo, y no tiene una fuerte preferencia por cualquiera de los fluidos. Otro caso importante es la mojabilidad mixta, en la que la humectabilidad de la superficie cambia de poro de los poros o de una porción de la superficie a otra. Esto es causado por la heterogeneidad química de la superficie, y es realmente la situación que uno tiene que hacer frente a la mayoría de los yacimientos de petróleo (Muhammad Sahimi, 1995).

2.9 SATURACIÓN MÚLTIPLE DE FLUIDOS.

Antes de medir la porosidad y permeabilidad, las muestras de núcleos se deben limpiar de líquidos residuales y completamente secan. El proceso de limpieza puede ser también, aparte de la determinación de la saturación de fluido. La saturación de fluido se define como la relación entre el volumen de fluido en una muestra de núcleo dado para el volumen de poros de la muestra:

V V V Sw  w ; So  o ; S g  g Vp Vp Vp

(2.13)

S w  So  S g  1

(2.14)

donde V w ,Vo ,V g

Fig. 2.9.1. La saturación de un fluido

y V p son el agua, el petróleo, el gas y el volumen de poros,

respectivamente, y S w , S o , S g

ya son las saturaciones de agua, petróleo y gas.

Tenga en cuenta que la saturación de fluido puede informar ya sea como una fracción de la porosidad total o como una fracción de porosidad efectiva. Puesto que el líquido en los espacios de poros que no están interconectadas no puede ser producido a partir de un

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pozo, las saturaciones son más significativos si se expresa sobre la base de la porosidad efectiva. El peso del agua recogida de la muestra se calcula a partir del volumen de agua por la relación:

Ww   wVw

(2.15)

donde  w es la densidad del agua en g cm . El peso de aceite retirado del núcleo 3

puede ser calculado como el peso de menos peso líquido de agua:

Wo  WL  Ww

(2.16)

donde 𝑤𝐿 es el peso de los líquidos extraídos de la muestra de núcleo en gramos. Volumen de aceite puede entonces calculado como Wo  o . El volumen de poros V p se determina por una medición de la porosidad, y el aceite y la saturación de agua se pueden calcular por la Ec. (2,12). Saturación de gas se puede determinar utilizando Ec. (2.13) (Torsaeter y Abtahi, 1999).

2.10 PRESIÓN CAPILAR.

Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto en los intersticios de un medio poroso, existe una discontinuidad en presión a través de la interfaz de la separación de ellos. La diferencia de presión Pc se llama la presión capilar, que es la presión en la fase no humectante menos la presión en la fase de ajuste:

Pc  Pnon wetting  Pwetting

(2. 17)

Por lo tanto, la presión capilar puede tener valores positivos o negativos. Por y aceite-agua, gas-agua o el sistema de gasaceite, la presión capilar se define como:

Pc  Po  Pw

(2.18)

Pc  Pg  Pw

(2.19)

Pc  Pg  Po

(2.20)

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la presión hidrostática de un líquido con densidad 𝜌 es dependiente de la elevación z como sigue:

dP  g dz

(2.21)

Para un sistema de agua y aceite, la presión capilar se convierte en:

dPc   w  o g dz

(2.22)

En las columnas de fluidos son continuas en el depósito, la siguiente relación: z

Pc ( z )  Pc ( zo )  g   w   o dz

(2.23)

zo

Donde 𝑃𝑐 (z) es la presión capilar a una altura 𝑧 por encima 𝑍𝑂 y 𝜌𝑤 , 𝜌𝑜 son densidades de agua y aceite, respectivamente.

La presión capilar es el resultado de la curvatura de las interfaces de fluido, de acuerdo con la ecuación de Laplace bien conocido:

Donde 𝜎 es la tensión interfacial entre los dos fluidos y 𝑟1 y 𝑟2 son principio radios de curvatura (Torsaeter y Abtahi, 1999).

2.10.1 Fig. Curvas capilares típicos y las relaciones de medida humectabilidad por Amott y prueba USBM para PC.

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2.11 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS.

La permeabilidad es una propiedad del medio poroso y es una medida de la capacidad del medio para transmitir fluidos. La permeabilidad es un tensor que en general es una función de la presión. Muy a menudo la permeabilidad varía en varias magnitudes, y tal heterogeneidad, por supuesto, influir en la recuperación de petróleo. La permeabilidad se refiere a 100% de saturación de un fluido de una sola fase. En yacimientos de petróleo, sin embargo, las rocas son generalmente saturadas con dos o más fluidos, tales como agua, petróleo y gas. Es necesario generalizar la ley de Darcy, introduciendo el concepto de permeabilidad efectiva para describir el flujo simultáneo de más de un fluido (Torsaeter y Abtahi, 1999).

Permeabilidad efectiva Es la capacidad del material poroso para llevar a cabo un fluido cuando su saturación es inferior a 100% del espacio de poros. Si hay dos fluidos, tales como aceite y agua, siguiendo simultáneamente a través de un medio poroso, entonces el fluido de cada uno tiene su propia llamada, permeabilidad, eficaz. Estas permeabilidades son dependientes de las saturaciones de cada fluido y la suma de las permeabilidades efectivas es siempre menor que la permeabilidad absoluta (Torsaeter y Abtahi, 1999).

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Permeabilidad relativa Es la relación de la permeabilidad efectiva de una fase dada, por ejemplo aceite de 𝑘𝑜 , en presencia de otras fases (agua y/o gas), a la permeabilidad 𝑘 absoluta:

kro 

ko k

(2.25)

Las permeabilidades relativas están influenciadas por los siguientes factores (Torsaeter y Abtahi, 1999):

     

saturación historia de saturación mojabilidades temperatura Viscoso, capilar y las fuerzas gravitacionales geometría del poro

2.12 TENSIÓN SUPERFICIAL Y TENSIÓN INTERFACIAL.

La tensión superficial e interfacial de los fluidos es el resultado de las propiedades moleculares que ocurren en la superficie o interfaz. La tensión superficial es la tendencia de un líquido para exponer una superficie libre mínima. Puede ser definida como la tendencia contráctil de una superficie líquida expuesta a los gases. La tensión interfacial es una tendencia similar que existe cuando dos líquidos inmiscibles están en contacto (Torsaeter y Abtahi, 1999).

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La ecuación de Young-Laplace para el equilibrio mecánico de una superficie arbitraria es:

1 1 P2  P1       r1 r2 

(2.26)

Al presentar el radio medio de curvatura 𝑟𝑚 definido por:

1 1 1 1      rm 2  r1 r2 

(2.27)

La Ley de Laplace se convierte en:

P2  P1 

2 rm

(2.28)

La tensión superficial de una superficie líquida en contacto con su propio vapor o con aire se encuentra a depender sólo de la naturaleza del líquido, y de la temperatura. Por lo general, tensiones superficiales disminuyen a medida que aumenta la temperatura (Torsaeter y Abtahi, 1999).

Métodos de medición de tensión interfacial

Método de ascenso capilar Este método se basa en el aumento de un líquido en un tubo capilar y el hecho de que la altura del líquido, depende de la tensión interfacial. Consideremos un tubo circular de radio 𝑟, humedecida por el líquido a ensayar. El líquido con densidad 𝜌 inmediatamente se eleva a una altura h por encima del nivel de líquido libre en el recipiente. La columna de líquido en el capilar debe mantenerse contra la fuerza de gravedad por una fuerza, el llamado de succión capilar. Podemos escribir:

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2r cos (capillary suction)  ghr2( gravity pull)

(2.29)

donde θ es el ángulo de contacto entre el tubo de líquido y vidrio y g es la aceleración de la gravedad. Por lo tanto el valor de 𝜎 se calcula por:

Ssfffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff

ffff  

ghr rp  2 cos 2 cos

(2.30)

Cuando 𝑝 es la presión hidrostática de la columna de líquido en el capilar (Torsaeter y Abtahi, 1999).

Método del plato Wilhelmy Una placa delgada de vidrio o platino 'continuar' 'de la bodega hasta parte del líquido que está en contacto con la placa. La medición dinámica de la tensión interfacial se muestra en la figura. En este método, la fuerza necesaria para romper la película de líquido en esta posición se determinará:

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F  W p  2( x  y )

(2.31)

dónde ( x  y ) está la zona de contacto entre el líquido y la placa, y es el peso de la placa. En el método estático de la placa se lleva a cabo en la feria posición de la figura y la ecuación será:

F  W p  b  2( x  y ) cos

(2.32)

dónde b es la fuerza de flotación de la parte sumergida de la placa en el líquido y θ es el ángulo de contacto. Este instrumento se puede calibrar de tal manera que la tensión interfacial lee directamente (Torsaeter y Abtahi, 1999).

Método del anillo

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El anillo o método du Noüy de la superficie de medición y la tensión interfacial es de uso general y el aparato se llama un tensiómetro de anillo. Para medir la tensión interfacial, un anillo de platino se coloca en el líquido de ensayo. La fuerza necesaria para retirarlo del líquido se determina. Cuando el anillo está completamente mojada por el líquido (𝜃 = 0), se obtiene esta ecuación

F  Wr  b  2(2r )

(2.33)

donde F es la fuerza medida, r es el radio del anillo en el centro (el radio de la amenaza de platino es insignificante en comparación con 𝑟), 𝑊𝑟 es el peso del anillo en el aire y b es la fuerza de flotación del anillo sumergido en el líquido. Para las mediciones de interfaciales, el anillo se coloca en la interfaz y la fuerza necesaria para romper la película interfacial se determina con el anillo. El instrumento puede ser regulado de tal manera que el peso del anillo y el efecto de flotabilidad son atendidos con un factor de corrección C (Torsaeter y Abtahi, 1999):

 C

F 2(2r )

(2.34)

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Método de caída de peso El método de peso gota es la medición de la tensión interfacial de líquido con respecto al aire consiste en determinar el número de gotas que caen de un capilar. Las gotas pueden caer en un recipiente hasta que se han recogido suficiente para que el peso por gota puede determinarse con precisión. El principio del método es que el tamaño de la gota que cae de un tubo capilar depende o la tensión superficial del líquido. La cantidad máxima de 𝑊 líquido que puede colgar de un tubo capilar con un radio r sin caer depende de la tensión superficial como:

W  mg  2r

(2.35)

donde 𝑚 es la masa por gota. Observaciones de la caída de gotas muestran que una porción considerable de la gota (hasta 40%) puede permanecer unido al extremo capilar. Este efecto será compensado con un factor de corrección f :

f

mg 2r

(2.36)

El factor de corrección varía en la región de 0.5 a 1.0. El método de la gota se puede utilizar para la determinación tanto de gas-líquido y tensiones interfaciales líquido-líquido (Torsaeter y Abtahi, 1999).

Método gota colgante Pequeñas gotas tienden a ser esférica, porque las fuerzas de superficie dependen de la zona. En principio, se puede determinar la tensión de interfaz a partir de mediciones de la forma de la gota. En el caso de la gota colgante, la cantidad depende más conveniente y medible forma es 𝑆 =

𝑑𝑠 𝑑𝑒

. Como se indica en la fig. 2.12.3., de es el diámetro ecuatorial y

𝑑𝑠 es el diámetro medido de la distancia desde la parte inferior de la gota. La tensión interfacial puede ser calculada por la siguiente ecuación:

pg d e

2



H

(2.37)

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donde H es una forma de determinar variable. La relación entre la cantidad depende de la forma H y la forma experimentalmente medido cantidad dependiente 𝑆 se determina empíricamente. Se obtiene un conjunto de 1/𝐻 frente a los valores 𝑆 desde las tablas. La cantidad de 𝑆 se calcula después de la medición de 𝑑𝑠 y 𝑑𝑒 de forma de la gota colgante, y luego 1/𝐻 puede determinarse a partir pestaña. El método de gota colgante es ampliamente utilizado y tiene una buena precisión (Torsaeter y Abtahi, 1999).

2.13 PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE FLUIDOS DE YACIMIENTOS.

Conductividad De la evidencia fragmentaria disponible, la conductividad eléctrica de hidrocarburos es bastante pequeña. Por ejemplo, los hidrocarburos normales (de hexano*+) tienen una conductividad eléctrica menor que 10−16 𝛺/𝑐𝑚; benceno en sí tiene una conductividad eléctrica de 4,4 𝑋10−17 𝛺/𝑐𝑚, y ciclohexano tiene una conductividad eléctrica de 7 𝑋10−18 𝛺/𝑐𝑚. En general se reconoce que los hidrocarburos no suelen tener y la conductividad eléctrica mayor que 10−18 𝛺/𝑐𝑚. Por lo tanto, no es sorprendente que la conductividad eléctrica de aceites de hidrocarburos también es extremadamente pequeña de la otra de 10−19- 10−12 𝛺/𝑐𝑚.

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Los datos disponibles indican que la conductividad observada es con frecuencia más dependiente del método de medición y la presencia de trazas de impurezas que en el tipo de química del aceite. La conducción a través aceites no es óhmico; es decir, la corriente no es proporcional a la intensidad de campo: en algunas regiones se observa para aumentar exponencialmente con el último. También se observan efectos en tiempo, el ser actual en un principio relativamente grande y disminuyendo a un valor constante más pequeño. Esto es en parte debido a la polarización del electrodo y en parte debido a los iones eliminados de la solución. La mayoría de los aceites aumento de la conductividad con aumento de las temperaturas (Speight, 1999). Las rocas y minerales que forman rocas también son muy variadas en sus propiedades eléctricas con sus conductividades que van desde 104 a 10-14 𝑆/𝑚 (Guéguen, 1994).

La ley de Ohm La ρ resistividad eléctrica y su inversa σ la conductividad eléctrica son cantidades que caracterizan el transporte de carga eléctrica 104 to 10-14 S/m. La conductividad es proporcional a la densidad de portadores de carga, su carga, y su movilidad. Sobre la base de su conductividad eléctrica, los sólidos se dividen generalmente en tres grupos: conductores (105 <σ <108 S / m), semiconductores (10−7<σ <105 S / m), y aislantes (σ <10−7S / m). Estas variaciones extremas de conductividad reflejan él variaciones en la naturaleza del portador de carga, su densidad número, y su movilidad (Guéguen, 1994).

  1  J  E  E



(2.38)

Constante dieléctrica La constante dieléctrica,  , de una sustancia puede ser definida como la relación de la capacidad de condensador con el material entre las placas de condensador C para que con un condensador de vacío y bajo vacío 𝐶0 :



C C0

(2.39)

La constante dieléctrica del petróleo y sus derivados se puede utilizar 𝑡 el cual indican la presencia de varios componentes, tales como los asfaltenos, resinas o materiales oxidados. Además, la constante dieléctrica de productos de petróleo se utiliza en equipos, tales como

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condensadores, pueden afectar realmente a las propiedades eléctricas y del funcionamiento del equipo. La constante dieléctrica de hidrocarburos y por lo tanto más aceites crudos y sus productos son generalmente baja y disminuye con un aumento en la temperatura. También es de destacar que para materiales de hidrocarburos de la constante dieléctrica es aproximadamente igual al cuadrado del índice de refracción. Materiales polares tienen constantes dieléctricas mayor que el cuadrado del índice de refracción (Speight, 1999).

Rigidez dieléctrica La rigidez dieléctrica, o voltaje de ruptura, es el mayor gradiente de potencial o potencial que un aislante puede soportar sin permisos y la descarga eléctrica. La propiedad es, en este caso para los aceites, así como otros materiales dieléctricos, algo dependiente del método de medición, es decir, de la longitud de la trayectoria a través del cual se produce la ruptura, la composición, forma y estado de las superficies de los electrodos, y la duración de la diferencia de potencial aplicada. La prueba estándar utilizado en América del Norte se aplica a los aceites de origen del petróleo destinados a cables, transformadores, interruptores de circuito de aceite, y un aparato similar. Aceites de alta pureza y limpieza muestran casi el mismo valor en condiciones estándar, por lo general de 30 a 35 𝑘𝑉. Para alcanos la resistencia dieléctrica se ha demostrado que aumenta linealmente con la densidad del líquido, y el valor de un aceite mineral se ajusta bien a los datos. Para nheptano se encontró una correlación entre la resistencia dieléctrica y los cambios de densidad con la temperatura. Hay muchas razones por las que la rigidez dieléctrica del aislante puede fallar. El más importante parece ser la presencia de algún tipo de impureza, producido por la corrosión, la oxidación, el craqueo térmico o eléctrico, o descarga gaseosa; la invasión de agua es un problema común (Speight, 1999).

Pérdida dieléctrica y factor de potencia Un condensador aislado con un dieléctrico ideal no muestra la disipación de la energía cuando se aplica un potencial alterno. La corriente de carga, denomina técnicamente la corriente que circula, retardos exactamente 90⁰ en ángulo de fase detrás del potencial aplicado, y la energía almacenada en el condensador durante cada medio ciclo se recuperó por completo en el siguiente. No hay verdaderas exhibiciones materiales dieléctricos este comportamiento ideal; es decir, parte de la energía se disipa bajo tensión alterna y aparece en forma de calor. Tal falta de eficiencia se denomina ampliamente pérdida dieléctrica.

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La conducción ordinaria comprende un componente de pérdida dieléctrica. Aquí la carga de capacitancia-celebrada se pierde en parte por corto circuito a través del medio. Otros efectos en la presencia de un campo alterno se producen, y un dieléctrico de conductividad cero todavía puede presentar pérdidas. Gotitas suspendidas de otra fase de oscilación se someten esferoidal por los efectos de inducción electrostática y disipan la energía en forma de calor como consecuencia de la viscosidad del medio (Speight, 1999).

2.13 PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE FLUIDOS DE YACIMIENTOS.

Las moléculas polares oscilan como electrones y disipan la energía en caso de colisión con otros. Todas estas pérdidas son de importancia práctica cuando se utiliza el aislamiento en relación con el equipo de corriente alterna. La medida de la pérdida dieléctrica es el factor de potencia. Esto se define como el factor 𝑘 en la relación:

k

W EI

(2.40)

donde W es la potencia en vatios disipada por una parte de circuito de bajo voltaje E y que pasa corriente I.

De la teoría de la fábrica de energía de CA es reconocido como el coseno del ángulo de fase entre la tensión y la corriente, donde existe una onda sinusoidal pura a partir de ambos; aumenta con un uso de la temperatura. Cuando un material aislante sirve como el dieléctrico de un condensador el factor de potencia es una propiedad intrínseca del dieléctrico. Para los equipos eléctricos de la práctica, los factores de baja potencia para el aislamiento, por supuesto, siempre es deseable; los aceites de petróleo son generalmente excelente a este respecto, que tienen valores del orden de 0.0005, en comparación con resinas de poliestireno y de cuarzo fundido. El factor de potencia de hidrocarburos puros es extremadamente pequeño. Los rastros de impurezas polares, sin embargo, causan un aumento llamativo. Todos los aceites eléctricos,

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por lo tanto, son refinados y manejarse con cuidado para evitar la contaminación de manera drástica; productos de oxidación insolubles son particularmente indeseable (Speight, 1999).

Estática de electrificación Los líquidos dieléctricos, especialmente nafta ligera, pueden adquirir altas cargas estáticas en que fluya o se pulveriza desde tubos de metal. El efecto parece estar asociado con los contaminantes coloidalmente dispersas, tales como productos de oxidación, que pueden eliminarse por filtración o adsorción drástica. Desde un peligro de incendio considerable está implicada una variedad de métodos han sido estudiados para minimizar el peligro. Para el almacenamiento a gran escala, la evitación de agitación de la superficie y el uso de los techos de metal flotando en tanques son beneficiosos. La alta humedad en la atmósfera circundante 𝐼 útiles en la reducción de la carga estática, y materiales radiactivos se han utilizado para tratar de inducir la descarga a tierra. Una variedad de aditivos se ha encontrado que aumentan la conductividad de líquidos de petróleo, disminuyendo así el grado de electrificación; sales de cromo de ácidos salicílico alquilados y otras sales de ácido sulfosuccínico alquilado se emplean en concentraciones bajas, dice 0,005% (Speight, 1999).

2.14 SATURACIÓN DE FLUIDOS.

La saturación de fluido se define como la relación entre el volumen de fluido en un ejemplo de núcleo dado al volumen de poros de la muestra.

Sw 

Vg Vw V ; So  o ; S g  Vp Vp Vp

S w  So  S g  1

(2.13)

(2.14)

donde V w ,Vo ,V g y V p son el agua, el petróleo, el gas y el volumen de poros, respectivamente, y S w , S o , S g son las saturaciones de agua, petróleo y gas. Tenga en cuenta que la saturación de fluido puede informar ya sea como una fracción de la porosidad total o como una fracción de porosidad efectiva. Puesto que el líquido en los espacios de poros que no están interconectadas no puede ser producido a partir de un pozo, las saturaciones son más significativos si se expresa sobre la base de la porosidad efectiva.

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Es costumbre para iniciar la medición de la "curva de presión capilar" con la muestra de 100% saturado con el fluido humectante.

El peso del agua recogida de la muestra se calcula a partir del volumen de agua por la relación:

Ww   wVw

(2.15)

donde 𝑝𝑤 es la densidad del agua en g/cm3. El peso de aceite retirado del núcleo puede ser calculado como el peso de menos peso líquido de agua:

Wo  WL  Ww

(2.16)

donde 𝑊𝐿 es el peso de los líquidos extraídos de la muestra de núcleo en gramos. Volumen de aceite puede entonces calculado como Wo  o . El volumen de poros V p se determina por una medición de la porosidad, y el aceite y la saturación de agua se pueden calcular por la Ec. (2,13). La saturación de gas se puede determinar utilizando la Ec. (2.14) (Torsaeter y Abtahi, 1999).

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No. UNIDAD TEMÁTICA: III FUNDAMENTOS DEL COMPORTAMIENTO DE FASE

OBJETIVO: Explicar los fundamentos teóricos fundamentales comportamiento presión-volumen-temperatura de las mezclas hidrocarburos encontrados en los yacimientos petroleros.

del de

3.1 CONCEPTOS BÁSICOS.

1. Hidrocarburos- Comportamiento de fase A '' fase '' se le define como cualquier parte homogénea de un sistema que está físicamente separado del distrito y otras partes del sistema por límites definidos. Por ejemplo, hielo, agua líquida y vapor de agua constituyen tres fases separadas de la sustancia pura H2O porque cada uno es homogénea y físicamente distinto de los demás; por otra parte, cada uno está claramente definido por los límites existentes entre ellos. Si existe una sustancia en un sólido, líquido, o en fase gaseosa se determina por la temperatura y la presión que actúa sobre el fondo. Se sabe que el hielo (fase sólida) se puede cambiar a agua (fase líquida) mediante el aumento de su temperatura y, al aumentar aún más la temperatura, los cambios de agua a vapor (fase de vapor). Este cambio de fases se denomina comportamiento de fase. Los sistemas de hidrocarburos que se encuentran en depósitos de petróleo son conocidos por mostrar un comportamiento multi-fase más amplios rangos de presiones y temperaturas. Las fases más importantes que se producen en depósitos de petróleo son: Fase líquida, por ejemplo, aceites crudos o condensados. Fase gaseosa, por ejemplo, gases naturales

80

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Los datos experimentales o las determinaciones matemáticas de las condiciones bajo las cuales estas fases existen, se expresan convenientemente en diferentes tipos de diagramas, comúnmente llamado diagramas de fase (Ahmed, 1989).

2. Cálculo de hidrocarburos

volúmenes

de

Considere un depósito que se llena inicialmente con aceite líquido. El volumen de aceite en el depósito (aceite en su lugar es):

OIP  V 1  Swc 

(3.1)

donde 𝑉 = el volumen de la masa neta de la roca del yacimiento 𝛷 = la porosidad, o fracción de volumen de la roca que es porosa 𝑠𝑊𝐶 = la saturación de agua congénita o irreducible y se expresa como una fracción del volumen de poros.

El 𝑉𝛷 producto se denomina el volumen de poro (𝑃𝑉 ) y es el volumen total en el depósito que puede ser ocupado por fluidos. Del mismo modo, la VΦ producto (1 − 𝑠𝑊𝐶 ) se denomina el volumen de poros de hidrocarburos (HCPV) y es el volumen total del depósito que se puede llenar con hidrocarburos, ya sea petróleo, gas o ambos (Dake, 1978).

El volumen de aceite se calcula utilizando la Ec. 3.1 se expresa como un volumen de embalse. Dado que todos los aceites, en las altas presiones y temperaturas en los embalses que prevalece, contienen diferentes cantidades de gas disuelto por unidad de volumen, es más significativo para expresar volúmenes de petróleo en el tanque de almacenamiento

81

Ignacio Aviña Vega

(superficie) condiciones, a la que el petróleo y el gas se han separado. Así, el tanque de almacenamiento de petróleo original en sitio es:

STOIIP  N  V 1  Swc  / Boi

(3.2)

donde 𝐵𝑜𝑖 es el factor de volumen de formación de petróleo, en las condiciones iniciales, y tiene el volumen del tanque de volumen unidades reservorio / acción, por lo general, los barriles del yacimiento / barril tanque de almacenamiento (Rb / STB). Por lo tanto un volumen de 𝐵𝑜𝑖 𝑦 𝑅𝑏 de aceite producirá una 𝑆𝑡𝑏 de aceite en la superficie junto con el volumen de gas que se disolvió inicialmente en el aceite en el depósito (Dake, 1978).

3. Los regímenes de presión de fluidos La presión total en cualquier profundidad, resultante del peso combinado de la formación de roca y los fluidos, ya sea agua, aceite o gas, es conocida como la presión de sobrecarga. En la mayoría de las cuencas sedimentarias la sobrecarga de presión aumenta linealmente con la profundidad y típicamente tiene un gradiente de presión de 1 psi / ft. Los regímenes de presión de fluido en columnas de hidrocarburos son dictados por la presión del agua que prevalece en la proximidad del depósito. En un caso perfectamente NORMAL la presión del agua a cualquier profundidad se puede calcular como:

 dp  pw   D  14.7   dD  water

(3.3)

en la que dp/dD, el gradiente de presión de agua, depende de la composición química (salinidad), y para el agua pura tiene el valor de 0,4335 psi / ft. La Ec. 3.3 se supone que no es tanto la continuidad de la presión del agua a la superficie y que la salinidad no varía con la profundidad. En contraste con esta situación normal, se encuentran la presión hidrostática anormal que puede ser definido por la ecuación:

 dp  pw   D  14.7  C   dD  water

(3.4)

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donde C es una constante que es positivo si el agua es sobrepresión y negativo si bajo presión.

Bradley ha incluido varias condiciones que pueden provocar presiones de fluido anormales en arenas acuíferas cerradas, que incluyen: 





El cambio de temperatura; un aumento de temperatura de un grado Fahrenheit puede causar un aumento en la presión de 125 psi en un sistema de agua dulce sellado. Cambios geológicos tales como la elevación del embalse, o su equivalente, la erosión superficial, los cuales resultan en la presión del agua en la arena depósito a ser alta por su profundidad de enterramiento; el efecto contrario se produce en un depósito abajo tirado en el que puede producirse anormalmente baja presión del fluido. La ósmosis entre las aguas con diferente salinidad, la actuación de esquisto sellado como la membrana semi permeable en este intercambio iónico; si el agua dentro del sello es más solución salina que el agua que rodea la ósmosis provocará una presión anormalmente alta, y viceversa.

Los regímenes de presión de hidrocarburos son diferentes en que las densidades de petróleo y gas son menos de agua y, en consecuencia, el gradiente de presión están siendo, figuras típicas más pequeños:

psi  dp   0.45   ft  dD  water

psi  dp     0.35 ft  dD oil

psi  dp     0.08 ft  dD  gas

En él contacto agua-petróleo, a 5500 ft, la presión en el aceite y el agua debe ser igual de lo contrario no existiría una interfaz estática. La presión en el agua se puede determinar utilizando la ecuación. (3.5), redondeado de la psi más cercano, como:

pw  0.45D  15 (psia)

(3.5)

La ecuación lineal para la presión del aceite, ya Po=2,490 psia a D = 5.000 pies, la constante se puede evaluar para dar la ecuación:

po  0.35D  565 (psia)

(3.6)

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En el contacto gas-aceite a 5200ft, la presión en ambos fluidos debe ser igual y se puede calcular, usando la ecuación. (3.7), para ser 2385psia. La ecuación de la línea de presión de gas puede entonces determinarse como:

po  0.08D  1969 (psia)

(3.7)

Recuperación 4. Aceite: factor de recuperación

El factor de recuperación en un número entre cero y la unidad que representa la fracción de petróleo recuperable. Para empezar, se puede distinguir claramente entre dos tipos de factor de recuperación. Hay uno que se rige por las actuales circunstancias económicas y, cada vez cada vez más, por las consideraciones ambientales y ecológicas, mientras que el segundo puede ser clasificado como un factor de recuperación puramente técnico en función de la física del sistema de depósito-fluido. Las dos categorías principales de la recuperación de hidrocarburos se denominan primario y complementario. La recuperación primaria es el volumen de hidrocarburos que se pueden producir en virtud de la utilización de la energía natural disponible en el depósito y su acuífero adyacente. En contraste, la recuperación suplementaria es el aceite obtenido mediante la adición de energía para el sistema de depósito de fluido. El tipo más común de recuperación suplementaria es la inundación de agua en la que se inyecta agua en el depósito y desplaza el aceite hacia los pozos de producción, aumentando así la energía natural del sistema.

5. Volumétrica: ingeniería de yacimientos de gas Numerosos intentos se han hecho en el pasado para tener en cuenta las derivaciones de un gas real, a partir de la ecuación del gas ideal de estado, en condiciones extremas. Una de la más célebre de ellas es la ecuación de van der Waals que, por una lb-mole de un gas, se puede expresar como:

a    p  2 V  b   RT V  

(3.8)

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donde a y b son constantes que dependen de la naturaleza del gas.

El principal inconveniente en intentar usar Ec. 3.8 para describir el comportamiento de los gases reales encontradas en los embalses es que la presión máxima para la que la ecuación es aplicable es todavía muy por debajo del rango normal de las presiones del yacimiento. Más ecuaciones recientes y más exitosas del estado han sido derivadas; pero la ecuación más comúnmente utilizado en la práctica por la industria es

pV  ZnRT

(3.9)

En la que Z es adimensional, llamado el factor Z, puede interpretarse como un término por el cual la presión debe ser corregida para tener en cuenta la salida de la ecuación del gas ideal.

Los propósitos de ingeniería de depósito Fro, el interés principal residen en la determinación de Z, como una función de la presión, a una temperatura constante de depósito.

Las formas de determinar la Z(p) relación son:   

determinación experimental Las correlaciones Z-factor de pie y Katz Cálculo directo del factor Z

6. Gas de balance de materiales: factor de recuperación La ecuación de balance de materiales, para cualquier sistema de hidrocarburos, es simplemente un balance de volumen que equivale la producción total a la diferencia entre el volumen inicial de hidrocarburos en el depósito y el volumen actual. En la ingeniería de depósito de gas la ecuación es muy simple y ahora será considerado para los casos distintos en los que no existe influjo de agua en el depósito y también cuando hay un grado significativo de afluencia (Dake, 1978).

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3.2 SISTEMA DE UN SOLO COMPONENTE.

El tipo más simple de sistema de hidrocarburos a considerar es que contiene un componente (Ahmed, 1989). Un sistema de un solo componente se compone en su totalidad de un tipo de átomo o molécula. Su diagrama de fase es típico de un sistema de un solo componente. Por debajo del punto crítico (temperatura crítica Tc y presión Pc), el hidrocarburo se asume ninguna uno de tres estados - sólido (región S), líquido (L), o gas (V), dependiendo de la temperatura y de la presión real. Por encima de la temperatura crítica, sólo puede existir en la fase gas, incluso a altas presiones vey (Chierici, 1994).

Fig. 3.2.1. Diagrama de fases de una sustancia pura.

La regla de las fases siguientes se aplica: 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑖𝑏𝑒𝑟𝑡𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = (𝑁° 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠) − (𝑛° 𝑑𝑒 𝑓𝑎𝑠𝑒𝑠) + 2 Por lo tanto, nuestro sistema de un solo componente es monovariante (un grado de libertad) a muy punto de su diagrama de fases en las que existen dos fases en equilibrio. Esto corresponde a las líneas de AO (gas sólido +), OB (líquido + sólido) y OC (gas líquido +). En cualquier punto en estas líneas, el valor de cualquiera de una de las variables termodinámicas P y T se determina por el otro - que no son libres para variar independientemente.

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En el punto O, ay que las tres fases aparentemente que pueden coexistir, es una característica del sistema llamado punto triple. La regla de las fases indica cero grados de libertad (O es par presión-temperatura única). El punto crítico es el punto en el que todas las propiedades intensivas de los gases de una fase líquida son iguales (Chierici, 1994).

3.3 SISTEMAS BINARIOS.

Una característica distintiva del sistema de un solo componente es que, a una temperatura fija, pueden existir dos fases (vapor y líquido) en equilibrio en una sola presión; esta es la presión de vapor. Para un sistema binario, pueden existir dos fases en equilibrio a varias presiones a la misma temperatura. Una de las características importantes de los sistemas binarios es la variación de sus propiedades termodinámicas y físicas con la composición. Por lo tanto es necesario especificar la composición de la mezcla en términos de fracciones molares o peso. Se acostumbra a designar uno de los componentes como el componente más volátil y el otro el componente menos volátil, dependiendo de su presión de vapor relativa a una temperatura dada (Ahmed, 1989). Supongamos que se introduce en un cilindro de una mezcla binaria de una composición general conocida. Considere que el 𝑃1 presión inicial ejercida sobre el sistema, a temperatura fija de 𝑇1 , es lo suficientemente bajo que existe todo el sistema en estado de vapor, esta condición inicial de la presión y la temperatura que actúa sobre la mezcla está representada por el punto 1 en el diagrama 𝑃𝑉 de la Fig. 3.1. A medida que aumenta la presión isotérmicamente, se alcanza el punto 2 en el que se condensa una cantidad infinitesimal de líquido. La presión en su punto se denomina punto de rocío 𝑃𝑑 o presión de la mezcla. A la presión del punto de rocío, la composición del vapor es igual a la composición global de la mezcla binaria.

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El proceso de condensación se continúa hasta que la presión alcanza el punto 3, en el que traza de gas permanecerá. En el punto 3 de la presión correspondiente se denomina 𝑃𝑏 presión del punto de burbuja. Debido a que en el punto de burbuja de la fase de gas es sólo del volumen infinitesimal, la composición de la fase líquida, por lo tanto es idéntica a la de todo el sistema. En el diagrama 𝑃𝑉 la curva del punto de burbuja, como se representa por la línea de AC, representa el lugar geométrico de los puntos de presión y volumen en el que se forma la primera burbuja de gas. La curva del punto de rocío (línea BC) describe el lugar Fig. 3.3.1. Diagrama de presión-volumen para un geométrico de los puntos de presión y sistema binario. volumen en el que se forma la primera gotita de líquido. Las dos curvas se encuentran en el punto crítico. La presión crítica, la temperatura y el volumen se dan por la 𝑃𝑐 , 𝑇𝐶 y 𝑉𝑐 , respectivamente. Cualquier punto dentro de la envolvente de fases (línea ACB) representa un sistema que consta de dos fases. Fuera de la envolvente de fases, sólo una fase puede existir (Ahmed, 1989).

Fig. 3.3.2. Diagrama de P-V para un Sistema de dos componentes

Fig. 3.3.3. Diagrama de T-P típico para un sistema de dos componentes

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3.4 SISTEMAS MULTICOMPONENTES.

El comportamiento de fase de sistema de hidrocarburos multi-componente es la región de líquido-vapor es muy similar a la de los sistemas binarios. Sin embargo, como el sistema se vuelve más complejo, con un mayor número de diferentes componentes, la presión y los rangos de temperatura en la que existen dos fases aumentan significativamente. Aunque un sistema de hidrocarburos diferente tendría un diagrama de fase diferente, la configuración general es similar. Estos diagramas P-T de múltiples componentes se utilizan esencialmente a:   

Clasificar los embalses Clasificar los sistemas de hidrocarburos de origen natural Describir el comportamiento de fase del fluido del yacimiento Fig. 3.4.1. Diagrama P-T típico de un Sistema de varios componentes

Para entender plenamente el significado de los diagramas de puntos, es necesario identificar y definir los siguientes puntos clave en el diagrama PT (Ahmed, 1989): 

Cricondenterma (TCT) - la cricondenterma se define como la temperatura máxima por encima de la cual el líquido no puede formarse independientemente de la presión (punto E). La presión correspondiente se denomina 𝑃𝑐𝑡 presión cricondenterma.



Cricondenbárica (PCB) - la cricondenbárica es la presión máxima por encima del cual no hay gas puede estar formado independientemente de la temperatura (punto D). La temperatura correspondiente se denomina temperatura cricondenbárica 𝑇𝐶𝐵 .



Punto crítico - el punto crítico para una mezcla de varios componentes se conoce como el estado en el que todas las propiedades intensivas de las fases de líquido y de gas son iguales (punto C). En el punto crítico, la presión y la temperatura correspondiente se llaman la presión crítica 𝑃𝑐 y 𝑇𝑐 la temperatura crítica de la mezcla.



Envolvente de fases (región de dos fases) - La región encerrada por la curva del punto de burbuja y la curva del punto de rocío (BCA línea), en el que gas y líquido coexisten en equilibrio, se identifica como la envolvente de fases del sistema de hidrocarburos.

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

Líneas de calidad- Las líneas punteadas en el diagrama de fases se llaman líneas de calidad. Se describen las condiciones de presión y temperatura para volúmenes iguales de líquidos. Tenga en cuenta que las líneas de calidad convergen en el punto crítico (punto C).



Punto de burbuja - La curva del punto de burbuja (línea BC) se define como la línea que separa la región de fase líquida de la región de dos fases.



Punto de rocío - La curva del punto de rocío (línea AC) se define como las líneas que separan la región de fase de vapor de la región de dos fases.

Fig. 3.4.2. Diagrama P-T típica de un sistema ssssssssde varios componentes.

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3.5 CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS PETROLEROS DE ACUERDO A SU DIAGRAMA DE FASE.

En general, los embalses están convenientemente clasificados sobre la base de la ubicación del punto que representa el depósito de presión inicial 𝑃𝑖 y la temperatura 𝑇 con respecto al diagrama del fluido del depósito. En consecuencia, los depósitos se pueden clasificar en dos tipos esencialmente. Estos son: 



Reservas de aceite - Si la temperatura del yacimiento 𝑇 es inferior a la temperatura crítica 𝑇𝐶 del fluido del depósito, el depósito está clasificado como un depósito de aceite. Reservas de gas - Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica del fluido de hidrocarburo, el depósito se considera un depósito de gas.

Dependiendo de 𝑃𝑖 inicial presión del yacimiento, los yacimientos de petróleo pueden subclasisified en las siguientes categorías (Ahmed, 1989):







Depósito de aceite sobresaturado. Si el pi presión del depósito inicial, (como se representa por el punto 1 en la Fig. 3.5.2.), Es mayor que la presión del punto de burbuja 𝑃𝑏 del fluido del depósito, el depósito se etiqueta un depósito de aceite sobresaturado. Depósito de aceite saturado. Cuando la presión inicial del depósito es igual a la presión del punto de burbuja del fluido del depósito, como se muestra en la fig. 3.5.2. por el punto 2, el depósito se llama un depósito de aceite saturado. Depósito de casquete de gas. Si la presión inicial del depósito está por debajo de la presión del punto de burbuja del fluido del depósito, como se indica en el punto 3 en la fig. 3.5.2., El depósito se denomina casquete de o depósito de dos fases, en el que la fase gaseosa o de vapor está sustentada por una fase de aceite. La relación entre el volumen de gas-tapa para depósito de volumen de aceite está dada por la línea de calidad apropiada.

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Fig. 3.5.2. Diagrama P-T típico de Sistema multicomponente

En general, los crudos se clasifican comúnmente en los siguientes tipos:    

Aceite negro ordinario. Baja contracción petróleo crudo. De alta contracción (volátil) de petróleo crudo. Crudo casi crítica.

Esta clasificación se basa esencialmente en las propiedades exhibidas por el petróleo crudo, incluyendo:     

propiedades físicas composición La relación gas-aceite apariencia Presión-temperatura de la fase-diagrama

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1. El aceite negro ordinario. Un diagrama de fase P-T típico de un aceite negro ordinario se muestra en la Fig. 3.5.3. El diagrama de fase se caracteriza por líneas de calidad que son aproximadamente equidistantes. Siguiendo el camino de reducción de presión como se indica por la línea vertical en la Fig. EF. 3.5.3., La curva de contracción líquido, como se muestra en la figura. 3.5.4., se prepara por el trazado el porcentaje en volumen de líquido como una función de la presión. La curva de contracción líquido se aproxima a una línea recta, excepto a presiones muy bajas. Cuando se produce, aceites negros comunes, en general producen relaciones gas-petróleo entre 200 a 700 pc / STB y petróleo gravedades de 15 a 40 ° API. El petróleo en condiciones de tanque es generalmente de color marrón con el color verde oscuro.

Fig. 3.5.3. Diagrama P-T típico de un aceite negro ordinario.

Fig. 3.5.4. Curva de contracción líquido para el aceite negro.

2. Aceite de baja contracción. Un diagrama de fase P-T típico para un aceite de baja contracción se muestra en la Fig. 3.5.5. El diagrama de fase se caracteriza por líneas de calidad que están estrechamente espaciados alrededor de la curva del punto de rocío. La curva de contracción líquido, tal como se indica en la figura. 3.5.6., se muestran las características de contracción de esta categoría de aceites crudos. Las otras propiedades asociadas de este tipo de crudo son:    

La relación gas-aceite de menos de 200 pc / STB La gravedad de aceite de menos de 15 ° API Negro o color profundo Recuperación de líquidos sustancial en las condiciones de separación, como se indica en el punto G en la línea de la calidad del 85% de la Fig. 3.5.5.

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Fig. 3.5.5. Diagrama de fases típico para un aceite de baja contracción.

Fig. 3.5.6. Curva típico de contracción líquido para un aceite de baja contracción.

3. Crudo volátil. El diagrama de fases para un aceite volátil (de alta contracción) en bruto se da en la Fig. 3.5.7. Tenga en cuenta que las líneas de calidad están muy cerca, cerca del punto de burbuja y en una menor presión que están más espaciados. Este tipo de aceite en bruto se caracteriza comúnmente por una alta contracción líquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como se muestra en la Fig. 3.5.8. Las otras propiedades características de este aceite incluyen:    

La relación gas-aceite entre 2000-3500 pc / STB Gravedades del petróleo entre 45 a 55 ° API Recuperación de líquido inferior de las condiciones de separación, como se indica en el punto G en la Fig. 3.5.7. Verdoso y naranja

Fig. 3.5.7. Diagrama P-T típico para petróleo crudo volátil

Fig. 3.5.8 Curva típica de contracción líquido durante un crudo volátil.

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4. Crudo cercanos al punto crítico. Si la temperatura de depósito T se encuentra cerca de la temperatura crítica Tc del sistema de hidrocarburos, como se muestra en la Fig. 3.5.9., la mezcla de hidrocarburos se define como un aceite crudo casi crítico. Debido a que todas las líneas de calidad convergen en el punto crítico, una caída de presión isotérmica (como se muestra por la línea vertical EF en la Fig. 3.5.9.) puede reducir el tamaño del petróleo crudo de 100% del volumen de poros hidrocarbono en el punto de burbuja para 55 % o menos a una presión de 10 a 50 psi por debajo del punto de burbuja. La contracción de comportamiento característico del aceite crudo casi crítico se muestra en la Fig. 3.5.10. (Ahmed, 1989).

Fig. 3.5.9. Un diagrama de fases esquemático para el aceite crudo cerca del crítico.

Fig. 3.5.10. Curva de contracción líquido para el petróleo crudo-casi crítico.

3.6 PROPIEDADES Y USOS DEL MERCURIO METÁLICO.

El mercurio es un elemento natural que se encuentra en el aire, agua y suelo. Existe en varias formas: mercurio elemental o metálico, compuestos inorgánicos de mercurio y compuestos orgánicos de mercurio. El mercurio elemental constituye tan sólo 0.5 partes por millón de la corteza terrestre, por lo que es más escaso que el uranio, pero más abundante que el oro o la plata. El mercurio elemental es un metal brillante, de color blanco plateado que es líquido a temperatura ambiente, y se utiliza en termómetros, bombillas fluorescentes y algunos interruptores eléctricos. Compuestos inorgánicos de mercurio (en forma de sales), normalmente se utilizan como fungicidas, antisépticos o desinfectantes. Compuestos orgánicos de mercurio, como el metil-mercurio, se forman cuando el mercurio se combina con carbono. Los organismos microscópicos convierten el mercurio inorgánico en metil-mercurio, que es el compuesto de mercurio orgánico más común que se encuentra en el medio ambiente.

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Propiedades  MW= 200.59  Líquido  D= 13.55 g/mL @20⁰C  BP= 356⁰C  HP= -39 ⁰C 3

 VP= 0.16 Pa (0.0012mHg; 13.2mg/m ) @20⁰C  Densidad de vapor (air=1) 7.0 Fig. 3.6.1 El mercurio elemental. Es símbolo en la tabla periódica de elementos es Hg.

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3.6 PROPIEDADES Y USOS DEL MERCURIO METÁLICO.

Mercurio-Propiedades. Efectos sobre la salud La exposición a niveles excesivos puede causar daños permanentes en el cerebro y los riñones. Los compuestos orgánicos de mercurio, como el mercurio de metilo, se consideran las formas más tóxicas del elemento. La inhalación del vapor de mercurio elemental es la vía más común de exposición. Cuando el mercurio se derrama o se deja entrar en contacto con el aire, se evapora. El mercurio climatizado evapora a una velocidad mucho más rápida, lo que resulta en un riesgo significativamente mayor de la exposición. La absorción de mercurio elemental a través de la piel puede causar reacciones alérgicas. El contacto directo de mercurio a la piel puede producir dermatitis.

3.7 CALIBRACIÓN DE BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO DE MERCURIO.

Para determinar el volumen de la celda a presión atmosférica (𝑃 = 14.7 𝑝𝑠𝑖𝑎) y la temperatura ambiente, el procedimiento de calibración ha de ser llevado a cabo lentamente para permitir que se establezca el equilibrio en cada paso. Esto puede ser confirmado por unos pocos minutos de presión estable. La célula a calibrar se llena con el fluido desplazador sin presión. El volumen de fluido desplazado se mide entonces usando las lecturas de la bomba corregidos.

  

Abra la válvula de derivación manómetro. Abra la válvula de salida de la bomba. Cebe la bomba centrífuga admitiendo agua lado a otro de la tubería para el derecho de la bomba hasta que el agua (pizca haya burbujas de aire) sale de la válvula de

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 



 

escape abierta en la parte superior de la carcasa de la bomba. La válvula de cebado es del sistema de agua de la cabeza de 55 pies. Cierre todas las válvulas de cebado y abrir las válvulas de salida del tanque y de entrada de pesaje totalmente abierta. Encienda la bomba y, después de cerrar la válvula de derivación manómetro, observe la lectura máxima en el manómetro conectado al orificio. No vaya por encima de un rpm de 2400. Cerrar la válvula de entrada del tanque de pesaje hasta que el manómetro conectado al medidor venturi indica aproximadamente 1/8 del caudal máximo. Cierre la salida del tanque de pesaje y permite la entrada de agua para cubrir las aberturas de entrada. Registrar las medidas que se requieren tanto para la caracterización de la bomba y los metros de Venturi y orificios al mismo tiempo. Obtener datos de al menos 8 incrementos de flujo para cada velocidad de la bomba.

3.8 PRESIÓN CAPILAR.

Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto en los intersticios de un medio poroso, existe una discontinuidad en presión a través de la interfaz de la separación de ellos. La diferencia de presión 𝑃𝐶 se llama la presión capilar, que es la presión en la fase no humectante menos la presión en la fase de ajuste:

Pc  Pnon  wetting  Pwetting

(3.10)

Por lo tanto, la presión capilar puede tener valores positivos o negativos. Por y aceite-agua, gas-agua o el sistema de gas-aceite, la presión capilar se define como:

Pc  Po  Pw

(3.11)

Pc  Pg  Pw

(3.12)

Pc  Pg  Po

(3.13)

la presión hidrostática de un líquido con densidad 𝜌 es dependiente de la elevación z como sigue:

dP  g dz

(3.14)

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Para un sistema de agua y aceite, la presión capilar se convierte en:

dPc   w  o g dz

(3.15)

En las columnas de fluidos son continuas en el depósito, la siguiente relación:

z

Pc ( z )  Pc ( zo )  g   w  o dz

(3.16)

zo

donde 𝑃𝑐 (𝑧) es la presión capilar a una altura 𝑧 por encima 𝑧𝑜 y 𝜌𝑤 , 𝜌𝑜 son densidades de agua y aceite, respectivamente.

La presión capilar es el resultado de la curvatura de las interfaces de fluido, de acuerdo con la ecuación de Laplace bien conocido:

1 1 Pc       r1 r2 

(3.17)

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donde 𝜎 es la tensión interfacial entre los dos fluidos y 𝑅1 y 𝑅2 son principio radios de curvatura (Torsaeter y Abtahi, 1999).

No. UNIDAD TEMÁTICA: IV MUESTREO DE YACIMIENTOS

OBJETIVO: Explicar los fundamentos teóricos de los diferentes métodos de toma de muestra de fluidos en los pozos petroleros.

4.1 CONCEPTOS BÁSICOS. Existen básicamente tres técnicas de muestreo para la obtención de muestras de fluidos de yacimiento para el análisis de la presión, el volumen y la temperatura (relaciones PVT). Estas tres técnicas son conocidas comúnmente como (Amyx, 1969):   

Muestreo 1. Hoyos de fondo Muestreo 2. La recombinación Muestreo 3. Split-stream

Los fluidos del yacimiento se tomarán lo antes posible durante la vida de la producción de un yacimiento. Cuando las presiones depósito desciende por debajo de la presión inicial de saturación de la fase de hidrocarburo forma dos fases de gas y líquido.

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La relación molar de las dos fases que fluyen hacia el pozo no es generalmente igual a la formada en el depósito. La muestra puede ser recogida, ya sea como una única fase en el orificio inferior, cuando la presión es todavía por encima del valor de saturación, o en la superficie. Las muestras del fondo del pozo habitualmente se toman pruebas de formación, antes de la producción. El muestreo de superficie se lleva a cabo en pozos de producción, ya sea en la cabeza del pozo, como una muestra que representa la corriente de la mezcla que produce, o como gas separado y las muestras de líquido fuera del separador (s). La producción de fluidos está generalmente en condiciones de dos fases. En primer lugar, se debe asegurar que los fluidos representativos están fluyendo fuera de la formación, por el condicionamiento adecuadamente el pozo antes del muestreo. A continuación, las muestras de líquido deben recogerse en todas las fases coexistentes, y recombinados en la relación de la producción (Danesh, 1998).

4.2 MUESTREO EN EL FONDO DEL POZO.

El factor de éxito más importante para la obtención de muestras de fluidos de yacimientos representativos es la de mantener el fluido en una sola fase durante el muestreo y la transferencia (Halliburton). El ingeniero debe seleccionar un pozo con una alta productividad a fin de mantener una presión tan alta como sea posible en la formación que

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rodea el pozo. Se sugiere que el pozo sea tan nuevo como sea posible para reducir al mínimo la saturación de gas libre.

El pozo seleccionado no debe ser la producción de agua libre (Amyx, 1969). En el muestreo de aceite, si la presión del agujero del fondo del pozo ha caído por debajo del punto de burbuja de aceite, el pozo está condicionada en general por un período de flujo reducida, seguido de un período de cierre en de alrededor de 1-3 días. Esta baja es la presión de extracción hacia abajo y se eleva la presión del aceite, posiblemente por encima de su punto de burbuja inicial. El método no es adecuado para un depósito de condensado de gas. Entonces formación de condensado inicia alrededor del pozo, donde la presión está en su valor más bajo en el depósito. La región de dos fases crece gradualmente en el mayor reservorio como la presión disminuye durante la producción. A medida que la tasa de agotamiento es baja, el avance de la región de dos fases es baja. Por lo tanto, es razonable asumir una condición de estado estable cuasi alrededor del productor, con cambios mínimos en un período corto. En tales condiciones, la composición global de la mezcla de gas condensado que fluye en el pozo es la misma que fluye en la región .de dos fases, ya que no se produce la acumulación de condensado en esa región. Por lo tanto el flujo. de .salida del depósito, si ----------------------------------------------…recoge adecuadamente, debe representar el único ………………………………………….fluido del yacimiento fase original (Danesh, 1998).

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Una encuesta de presión de la tubería se lleva a cabo para localizar las interfaces de gaspetróleo y agua-aceite. Una bomba de muestreo especial se ejecuta en una línea de alambre. Esta bomba se activa en la superficie con el fin de recuperar una muestra de fluido inferior hoyos bajo presión. Hay varios tipos de dispositivos de muestreo de fondo de pozo en el mercado. La preparación así que antecede y procedimiento de muestreo pueden utilizarse con cualquier sistema de gas de petróleo crudo normal. Este procedimiento a menudo se modifica cuando los fluidos y las condiciones del yacimiento necesitan requisitos especiales. La bomba y su muestra de fluido son llevadas a la superficie. La presión en la bomba debe ser ligeramente menor que la presión inferior hoyos. Normalmente, la presión de saturación de la muestra recogida en la temperatura de la superficie se mide mediante el bombeo de agua o de mercurio en la muestra y observar el comportamiento de volumen-presión. Esta presión debe ser inferior a la presión a la que se recogió la muestra. Si se excede la presión de muestreo, a continuación, el dispositivo de muestreo, ya sea gas libre recogido o aceite filtrado. ……………………………………..Si Si el depósito eran inicialmente a su presión de saturación, la parte inferior hoyos muestra obtenida probablemente indica una presión del punto de solución de gas-aceite-relación y la burbuja diferente de la del fluido del depósito original (Amyx, 1969).

4.3 MUESTREO EN SEPARADORES SUPERFICIALES.

El muestreo en condiciones de la superficie permite un control exacto de la toma de muestras y no pone ninguna restricción sobre volúmenes de muestra. Si se obtiene la misma relación gas/petróleo (GOR) valor durante varios o todos los caudales, uno tiene un

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fuerte indicador de muestras representativas. El separador de muestreo es el mejor método para un fluido del yacimiento cerca o en la presión de saturación (ya sea punto de burbuja o punto de rocío). Existe un caso especial donde hay un contacto gas-aceite en el depósito. Las perforaciones en todo el contacto darán muestras en la superficie que se puede recombinar basado en la presión en el contacto y no de acuerdo con el GOR medido (Halliburton). Una muestra de separador de aceite y el gas separador se recogen, y esta muestras se recombinan en el laboratorio en las proporciones adecuadas según lo determinado por las características de producción medidos en la superficie durante las operaciones de muestreo. La selección de la fuente de la que para recoger la muestra se basa en las mismas condiciones especificadas para el muestreo inferior hoyos. Una vez seleccionado el bien, se hace fluir por un período de tiempo suficiente para estabilizar la relación gas-aceite de producir en la superficie. Se desea tener la relación gas-aceite verificado durante al menos tres intervalos de tiempo comparables. Estos controles pueden ser más de 2 horas, 4 horas, o intervalos de tiempo más largos si es necesario para obtener la deseada estabilidad de la relación gas-aceite que produce.

Las muestras de gas y líquidos se recogen de la misma separación en las mismas condiciones. Una cantidad lager de gas separador debe ser recogida debido a su alta compresibilidad en comparación con el líquido. La forma de este líquido muestras recolectadas varía con la empresa y las preferencias individuales. Los contenedores de muestras se pueden conectar al separador.

Fig. 4.3.1.

Independientemente del método de recolección de las muestras de fluidos, los siguientes datos deben ser registrados: 

Un volumen de aceite en el separador en comparación con un volumen de aceite en el tanque de almacenamiento. Esta información permite el cálculo de campo de un factor de contracción para el aceite de separación. El factor de contracción final de

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      

petróleo separador se determina en el laboratorio mediante el parpadeo de las condiciones de los tanques de valores. La temperatura y presión del separador. La temperatura y la presión del tanque de almacenamiento. El peso específico del aceite tanque de almacenamiento. La cantidad de productor de gas separador por barril tanque de almacenamiento (GOR, la relación gas-aceite) La gravedad de la separador de gas obtenido en el campo o en el laboratorio para corregir mediciones metros. La presión del fondo hoyos flujo y la temperatura. La presión del fondo hoyos de cierre y la temperatura.

Con estos datos es posible obtener un análisis del fluido que entra en el separador de recombinando correctamente el líquido separador de gas y separador (Amyx, 1969).

4.4 MUESTREO EN LÍNEAS DE FLUJO.

Este método se utiliza principalmente en el muestreo de pozos de gas condensado. Además de los datos medidos para la muestra de recombinación, es necesario tener en cuenta la temperatura y la presión de la corriente de flujo del punto en el que se recoge la muestra. En el muestreo de flujo dividido, un tubo de pequeño diámetro se inserta en el medio de la corriente de flujo. Parte del flujo se desvía a través de este tubo en ya sea un separador auxiliar o botellas de muestreo. En la mayoría de los casos, esta muestra se obtiene insertando el tubo en tubo a 8 o 10 pies por debajo de las conexiones del cabezal así la superficie o en la corriente de flujo justo aguas arriba del separador. La velocidad del flujo de fluido en el tubo de muestreo debe ser mantenida igual a la velocidad en la tubería. La cantidad de líquido eliminado por el tubo de muestreo no debe exceder la cantidad de fluido que fluye en una zona comparable dentro de la corriente de flujo principal. Este método es rápido y, si se utiliza en conjunción con un separador pequeño, de temperatura controlada, permitirá un análisis del fluido del depósito en el campo. El tubo de muestreo se puede conectar directamente a la botella de muestra. La muestra así obtenida es comparable a

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una muestra parte inferior hoyos tomado bajo condiciones de flujo. El fluido desde el tubo de muestreo se puede separar con el fin de recoger gas separado y muestras líquidas como en el método de recombinación. El método split-stream de muestreo pierde exactitud con los líquidos de alto contenido líquido. Es difícil asegurar la entrada adecuada de gas y líquidos en el tubo de muestreo para alta relación de gas líquido que fluye (Amyx, 1969).

No. UNIDAD TEMÁTICA: V ANALISIS PRESION-VOLUMEN-TEMPERATURA OBJETIVO: Realizar análisis presión-volumen-temperatura de muestras representativas de los fluidos de yacimientos petroleros, para determinar los elementos básicos que orienten la explotación de los referidos yacimientos.

5.1 CONCEPTOS BÁSICOS.

Fig. 5.1.1.

Las pruebas PVT están diseñados para estudiar y cuantificar el comportamiento de fase y las propiedades de un fluido del depósito en condiciones de recuperación simulados. El efecto del agua intersticial en el comportamiento de fase de los fluidos de hidrocarburos son ignorados en la mayoría de las pruebas, y las pruebas PVT se llevan a cabo en ausencia de agua. La mayoría de las pruebas son experimentos de reducción, donde se baja la presión del fluido de prueba de una sola fase en pasos sucesivos ya sea aumentando el volumen de fluido o de la eliminación de parte de ella.

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La reducción de los resultados de presión en la formación de una segunda fase, excepto en las mezclas de gases secos y húmedos. Una prueba importante en todas las muestras de fluidos de yacimiento es la determinación de la composición del fluido. El método más común de análisis de la composición de los fluidos de alta presión está a parpadear un volumen relativamente grande de la muestra de fluido a la presión atmosférica para formar generalmente dos estabilizado fases de gas y líquido. Las dos fases se analizan individualmente y después numéricamente recombinan, utilizando la relación de las fases separadas. El gas y el líquido son comúnmente analizados por cromatografía de gases y la destilación, respectivamente (Danesh, 1998). La relación presión-volumen-temperatura para un gas real se puede definir de forma única por la sencilla ecuación de estado:

pV  ZnRT

(5.1)

en el que el factor Z.

El control en relación volúmenes de superficie de producción a la retirada subterránea se gana mediante la definición de los siguientes tres parámetros PVT que todo se puede medir por medio de experimentos de laboratorio realizados sobre muestras del aceite del depósito, además de su gas disuelto en un principio.

Fig. 5.1.1. La producción de hidrocarburos de yacimientos (a) superiores a la presión del punto de burbuja, (b) por debajo de la presión del punto de burbuja.

𝑅𝑠: la solución (o disuelto) Relación de aceite-gas, que es el número de pies cúbicos estándar de gas que se disuelve en un barril tanque de almacenamiento de aceite cuando ambos se toman hacia abajo para el depósito en el depósito de presión y la temperatura predominantes (unidades- scf.gas / aceite STB).

𝐵𝑜: el factor de volumen de formación de petróleo, es el volumen en barriles ocupados en el depósito, a la presión y la temperatura predominantes, por un barril tanque de

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almacenamiento de aceite además de su gas disuelto (unidades de rb (gas disuelto aceiteaceite stb)). Bg: el factor de volumen de formación de gas, que es el volumen de barriles que un pie cúbico estándar de gas ocupará de gas libre que haya en el depósito a la presión del depósito imperante y (unidades-rb libre de gas / gas scf), temperatura (Dake, 1978).

Fig. 5.1.2. Aplicación de parámetros PVT relacionar superficie a volúmenes de hidrocarburos depósito; encima de la presión del punto de burbuja.

Fig. 5.1.3. Aplicación de parámetros PVT relacionar superficie a volúmenes de hidrocarburos depósito; debajo de la presión del punto de burbuja.

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Más allá de la determinación de los tres parámetros PVT primarias 𝐵𝑜, 𝑅𝑠, y 𝐵𝐺 , el análisis completo de laboratorio por lo general consiste en la medición o el cálculo de la densidad de fluido, viscosidades, composición, etc. Los experimentos esenciales necesarios para determinar los tres parámetros básicos serán detallados, junto con la forma en que los resultados de un análisis PVT se deben modificar para que coincida con las condiciones de funcionamiento de campo. El análisis consta de tres partes:   

Expansión flash de la muestra de fluido para determinar la presión del punto de burbuja Expansión diferencial de la muestra del fluido para determinar los parámetros básicos 𝐵𝑜, 𝑅𝑠, y 𝐵𝑔. Expansión de inflamación de las muestras de fluidos a través de diversas combinaciones de separación para permitir la modificación de laboratorio derivados datos PVT para que coincida con las condiciones de separación de campo.

El aparato utilizado para llevar a cabo estos experimentos es la célula PV, como se muestra en la figura 5.1.4. La presión de la celda es controlada por una bomba de desplazamiento positivo de mercurio y se registra en un manómetro de presión exacta. El movimiento del émbolo se calibra en términos de volumen de mercurio inyectado o retirarse de la célula PV de modo que los cambios de volumen de la célula pueden medirse directamente (Dake, 1978).

Fig. 5.1.4. Esquema de células PV y el equipo asociado.

El análisis PVT completa 𝑓𝑟𝑜 aceite, proporcionado por la mayoría de los laboratorios, por lo general consta de los siguientes experimentos y cálculos. 

Análisis de la composición del aceite y separador de gas, para las muestras recogidas en la superficie, junto con la recombinación física, o, análisis de la

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

composición del fluido depósito de recogida en una muestra subsuelo. Estos análisis suelen dar las fracciones molares de cada componente hasta los hexanos. Los heptanos y componentes más pesados se agrupan juntos y el peso molecular medio y la densidad de este último se determinan. Expansión Flash, llevada a cabo en la temperatura del yacimiento. Estos experimentos determina: La presión del punto de burbuja La compresibilidad del aceite saturado bajo como:

Co  



1 dvo 1 dBo  vo dp Bo dp

(5.2)

El 𝑉𝑡 volumen total del petróleo y gas en cada etapa de agotamiento. Experimento liberación diferencial, para determinar: 𝐸, 𝑍, 𝐹 y 𝑣𝑜 , con 𝐹 y 𝑣𝑜 miden en relación a la unidad de volumen de aceite de punto de burbuja. Alternativamente, midiendo 𝐶𝑑𝑏 durante la última etapa de la liberación diferencial, los datos anteriores pueden ser presentados como 𝐸, 𝑍, 𝑅𝑆𝐼𝐷 − 𝑅𝑆𝐷 (o simplemente 𝑅𝑆𝐷) y 𝐵𝑜𝑑 , con 𝑅𝑆𝐷 y 𝐵𝑜𝑏 miden con respecto al volumen de aceite residual.

Además, la gravedad de gas se mide en cada etapa de agotamiento. 





Medición de la viscosidad del aceite a la temperatura de depósito (generalmente utilizando el viscosímetro de bola rodante), en toda la gama de pasos de presión de punto de burbuja por encima de la presión atmosférica. Viscosidades de gas se calcula normalmente a la temperatura del depósito, a partir de un conocimiento de la gravedad de gas, usando correlaciones estándar. Separador pruebas para determinar la contracción, 𝐶𝑏𝑓 , y la relación de gasóleo solución, 𝑅𝑠𝑖𝑓 , de unidad de volumen de aceite de punto de burbuja (1 barril), cuando pasó por varias combinaciones de separación. En lugar de realizar estas pruebas en realidad, en muchos casos se obtienen los resultados con la técnica de cálculo de equilibrio de fases. Composición y gravedad de la separador de gas en las pruebas anteriores de separación (Dake, 1978).

5.1.1 Gas seco Como no se produce ningún cambio de fase para un gas seco, su composición permanece sin carga durante la producción. La única prueba PVT requerido para un gas seco es la relación presión-volumen a la temperatura de depósito. Un volumen del gas se carga en una célula se mantiene a la temperatura del yacimiento. El volumen de gas se mide a la presión del depósito y un número de intervalos de presión por

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debajo de ella. La gravedad específica del gas, en relación con 60⁰F aire se determina midiendo el peso de un volumen conocido de gas, o utilizando el peso molecular del gas conocer su composición. La gravedad específica de gas, 𝑆𝑔 , y el peso molecular, 𝑀𝑔 , están relacionadas por la siguiente relación, como gases casi obedecen la ley de gas ideal a la presión atmosférica:

Sg 

Mg Mg  M air 28.96

(5.3)

El volumen de gas a condiciones de yacimiento se requieren para producir una unidad de volumen de gas en las condiciones estándar se define como el factor de volumen de formación de gas, Bg :

Bg 

 T  P  VR  Z   sc  Vsc  Tsc  P 

(5.4)

donde V R es el volumen de gas a condiciones de yacimiento de presión P y temperatura T con el factor de compresibilidad del gas de Z y Vsc es el volumen de gas en las condiciones normales de presión y temperatura Psc Tsc 14,7 psia y 288 K, respectivamente. Sustituyendo los valores:

Bg  3.47 x10 4 Z T / P 

(5.5)

donde T y P están en K y MPa.

Los datos de presión-volumen medida se emplean para calcular el factor de compresibilidad, Z, y el factor de volumen de formación de gas 𝐵𝑔:

Z

PV nRT

(5.6)

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5.1.2 Gas húmedo Las pruebas PVT para un gas húmedo a condiciones de reservorio son similares a las de un gas seco. El factor de volumen de formación de un gas húmedo, BWG, se define como el volumen del gas a condiciones de reservorio requieren para producir una unidad de volumen del líquido del tanque de valores. El peso molecular y la gravedad específica de condensado producido se miden en el laboratorio. El peso molecular se determina habitualmente disolviendo el líquido en benceno y la medición de la depresión de su punto de congelación. La densidad del líquido, por lo tanto, su gravedad específica relativa al agua, está determinada por un picnómetro o un densitómetro tubo oscilante. El peso molecular mezcla puede ser determinado por cálculos de balance de materiales:

m m  M m  (mg  mo ) /  g  o   M g Mo 

(5.7)

5.1.3 Petróleo negro La transición de fase de un aceite sobresaturado durante el agotamiento se representa en la figura 5.1.5. Lejos del pozo, la zona A, donde la presión es todavía por encima del punto de burbuja, el aceite se expande como una sola fase líquida. La presión en la zona B es justo por debajo del punto de burbuja y el volumen de gas desprendido es demasiado pequeño para permitir su movilización. En la zona C, el flujo de gas evolucionado hacia el productor, pero segrega del aceite debido a la gravedad y las fuerzas de superficie. Datos de prueba PVT típicos según lo informado por un laboratorio se muestran en la tabla 2.1.

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5.1.4 Gas y condensado El análisis de la composición de los líquidos condensados de gas se lleva a cabo generalmente en más detalles que el de aceite. Los datos de composición a menudo se utilizan en los modelos de comportamiento de fase, en particular en simulaciones de yacimientos. El fluido es comúnmente analizó mediante el parpadeo de que a la presión atmosférica y la medición de la composición del gas estabilizado y fases líquidas. Tablas de un informe de laboratorio PVT en una muestra de condensado de gas del Mar del Norte se presentan en forma de tablas 2.2 mientras 2.2A tabla muestra los datos de composición de medición típicos.

5.1.5 Aceite volátil Las pruebas PVT en muestras volátiles del petróleo no están bien definidos y documentados. Pruebas similares a las descritas para los aceites negros se llevan a cabo comúnmente en los aceites volátiles. La producción de aceite volátil por el agotamiento no es un método eficaz para la recuperación de aceite óptimo. A medida que la presión cae por debajo del punto de burbuja, un gran volumen de gas se produce que puede alcanzar una movilidad superior a la del aceite, dando como resultado una producción de gas grande y dejando detrás el aceite en el depósito. Por lo tanto una prueba de depleción de volumen constante, similar a la de condensado de gas a veces se lleva a cabo Fig. 5.6. (Danesh, 1998).

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5.2 PUNTO DE SATURACIÓN (BURBUJA O ROCÍO).

El punto de un sistema de burbuja se define como la presión en el que, a temperatura constante, el sistema de aceite está en equilibrio con una infinitesimalmente pequeña burbuja de gas. La presión del punto de burbuja, 𝑃𝑏, de un sistema de hidrocarburos se define como la presión más alta a la que una burbuja de gas se libera primero del aceite. Esta propiedad importante se puede medir experimentalmente para un sistema de petróleo crudo mediante la realización de un ensayo de expansión constante composición. En ausencia de la presión del punto de burbuja medido experimentalmente, es necesario para el ingeniero para hacer una estimación de esta propiedad de petróleo crudo en los parámetros medidos producen fácilmente disponibles. Se han propuesto varias correlaciones gráficas y matemáticas para determinar Pb durante las últimas cuatro décadas. Estas correlaciones se basan esencialmente en el supuesto de que la presión del punto de burbuja es una fuerte función de la solubilidad del gas, Rs; la gravedad gas, γg; la gravedad de aceite, API; y la temperatura, T:

𝑃𝑏 = 𝑓 (𝑅𝑠 , 𝛾𝑔, 𝐴𝑃𝐼, 𝑇)

La presión del punto de rocío se define como la presión a la que se forma la primera droplet de líquido (Ahmed, 1989).

5.3 VOLUMEN RELATIVO.

Volumen total Relativo El volumen total relativo se mide por un equilibrio, o "flash '", es el proceso de liberación comúnmente llamado presión-volumen, o prueba PV. La prueba se inicia con una muestra de fluido del depósito en una celda de alta presión a temperatura depósito y a una presión en exceso de la presión del depósito. Se conoce el volumen de la célula bajo estas condiciones. La presión en la celda se reduce al aumentar el espacio disponible en la célula para el fluido. Dependiendo de la célula, el volumen se incrementa por la captación de mercurio a partir de la célula o la eliminación de un pistón. Una representación esquemática de la prueba se muestra en la Fig. 5.7. La presión de la celda se reduce en pequeños incrementos, y el cambio de volumen por cada incremento de presión registrada. Este procedimiento se repite hasta que se indica un gran cambio en la pendiente de presiónvolumen. Este cambio es la pendiente se produce cuando el gas se libera de la solución.

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La presión a la que se produce el gran cambio en la pendiente de presión-volumen es considerado el punto de burbuja (Amyx, 1960). Después se libera gas, el procedimiento se altera y la muestra se llevó al equilibrio después de cada cambio en el volumen. Para obtener el equilibrio, la muestra se agita a fondo, ya sea con un dispositivo de mezcla interna o agitando la celda de ensayo. Se registra la presión de equilibrio. Este procedimiento se sigue hasta que se alcanza la capacidad de volumen de la célula de laboratorio. Los datos resultantes se expresaron como el volumen total relativo. El volumen total del gas y el aceite se determina por los cambios de mercurio de volumen durante la prueba. Todo el gas libre es expulsado de la celda a una presión constante mediante la inyección de mercurio. El volumen del gas libre desplazada y el aceite restante en la celda se midió en condiciones tanto de células. El gas libre también se mide en condiciones estándar. Este procedimiento se repite para todos los incrementos de presión de aceite hasta que sólo permanece en la celda a la temperatura del depósito y la presión atmosférica. El gas que se libera mediante un proceso diferencial, de la presión del punto de burbuja a la presión atmosférica a la temperatura del yacimiento, puede calcularse a partir de estos datos. El factor de encogimiento para el aceite, debido al cambio de temperatura, se determina por expulsar el aceite fuera de la célula en un recipiente de manera que su volumen se puede medir en 60⁰F. Con los procedimientos de cálculo apropiados, los factores de volumen de formación diferencial en todos los diversos intervalos de presión se pueden calcular.

5.4 FACTORES DE VOLUMEN.

El volumen total del gas y el aceite se determina por los cambios de mercurio de volumen durante la prueba. Todo el gas libre es expulsado de la celda a una presión constante mediante la inyección de mercurio. El volumen del gas libre desplazada y el aceite restante en la celda se midió en condiciones tanto de células. El gas libre también se mide en condiciones estándar. Este procedimiento se repite para todos los incrementos de presión de aceite hasta que sólo permanece en la celda a la temperatura del depósito y la presión atmosférica. El gas que se libera mediante un proceso diferencial, de la presión del punto de burbuja a la presión atmosférica a la temperatura del yacimiento, puede calcularse a partir de estos datos. Un factor de encogimiento para el aceite, debido al cambio de temperatura, se determina por expulsar el aceite fuera de la célula en un recipiente de manera que su volumen se puede medir en 60⁰F. Con los procedimientos de cálculo apropiados, los factores de volumen de formación diferencial en todos los diversos intervalos de presión se pueden calcular.

116

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5.4.1 Factor de volumen formación de aceite del diferencial y el gas en solución El factor de volumen de formación diferencial de aceite y gas en prueba de la solución comienza de la misma manera como la prueba de volumen total relativo. La muestra se coloca en una celda de alta presión con la presión por encima de la presión del punto de burbuja de depósito y la temperatura de la celda a temperatura depósito. La presión se reduce en incrementos, y el cambio de volumen en la célula observó. La presión se reduce hasta el momento en que el gas libre se libera en la célula. Entonces, para incrementos de presión o volumen predeterminado, el mercurio se retira de la célula, el gas se libera de la solución, y la célula se agita hasta que el gas liberado se encuentra en equilibrio con el aceite. Una representación esquemática de la prueba se muestra en la Fig. 5.8.

5.4.2 Factores de volumen de formación de petróleo y gas en solución diferencial-flash El factor de volumen de formación diferencial no es el mismo que el factor de volumen de formación de flash. Tampoco son las relaciones gas-aceite del diferencial y el flash de la misma. Por lo tanto, independientemente de los procedimientos de prueba o -flash differential- alguna corrección debe hacerse en los datos resultantes para aproximar el comportamiento de los fluidos en el proceso de producción de petróleo. Otro tipo de prueba ha sido sugerido por Dodson que representa una combinación de proceso de liberación diferencial y flash. Por lo tanto, este método se llama liberación de material compuesto. La prueba es más difícil de realizar y requiere la recogida de muestras del fluido del yacimiento más grandes. La muestra es diferencialmente liberada a una presión. El aceite resultante de esta liberación diferencial es entonces brilló a las condiciones del tanque de valores. El gas liberado por el gas en el gas en solución, y el volumen de aceite descargado desde la célula en comparación con el volumen de aceite resultante es el factor de volumen de formación. El proceso diferencial se continuó a un valor inferior de la presión. El líquido resultante a esta presión más baja se dedicó a las condiciones de los tanques de valores, rendimiento de datos como en el flash anterior. El proceso se repite durante un número de pasos de presión para asegurar el análisis completo. El procedimiento de laboratorio anteriormente puede ser utilizado para obtener una representación más precisa de la separación real impuesta sobre un sistema de gas de petróleo en el proceso de producción.

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5.4.3 Factores totales de volumen El factor de volumen total 𝐵𝑡 es el volumen del depósito de líquido y gas necesario para producir 1 bbl de petróleo tanque de almacenamiento. Con frecuencia, el factor total de volumen se refiere como el volumen del depósito ocupado por un barril tanque de almacenamiento de aceite y su complemento de gas. El factor total de volumen es una función de la contracción del fluido y el volumen de gas liberado. Por esta razón hay tres maneras distintas en las que el factor total de volumen puede ser calculado. Los tres factores volumen total resultan de los diferentes procesos de liberación de gas: flash, diferencial, y una combinación de los dos procesos.

5.4.3.1 Factor total de volumen de Flash El factor de volumen total para el flash de la liberación se calcula a partir de los datos del informe de análisis de fluidos. El volumen relativo total (relación presión-volumen) es una expresión del volumen total ocupado por el líquido y gas que comprende originalmente 1 bbl de punto de burbuja líquido. El volumen de petróleo del punto de ebullición requerido para producir un barril de petróleo tanque de almacenamiento se utiliza para convertir el volumen relativo total al total de los factores de volumen. El factor de volumen total de flash está dada por las siguientes relaciones:

Btf 

Vt Vb Vt V 1  Bofb  t Vb VRf Vb Vb SH b

(5.8)

donde

V t = volumen del depósito ocupado por el gas y el líquido V b = Volumen ocupado por el líquido de punto de burbuja

V Rf = Volumen de existencias-tanque que resulta en parpadear aceite del punto de burbuja a través del separador de la condición común-tanque

Bofb = Aceite de punto de burbuja requerida para producir un barril de tanque de aceite cuando dirigió a las condiciones de separación, bbl

SH b = Factor de contracción, bbl de petróleo en condiciones de tanque por bbl de petróleo del punto de burbuja

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5.4.3.2 Factor de volumen total diferencial El segundo medio de calcular el factor de volumen total es asumir un proceso diferencial completa de la liberación. Este factor de volumen también puede calcularse a partir de datos en el informe de análisis de fluidos. El factor diferencial de volumen total se expresa por la siguiente relación:

Btd  Bod  ( RL ) st

donde

Bg B  V  Bodb   ( RL ) b g  5.61 5.61 Vb

(5.9)

Btd = factor total de volumen a la presión P Bod = Factor de volumen de formación diferencial a la presión P, aceite del depósito bbl por bbl de petróleo en condiciones de tanque

( R L ) st = Gas liberado por la liberación diferencial de punto de burbuja a la presión P por barril en acciones tanque de aceite, SCF

B g = Factor de volumen de formación de gas, cu depósito pies / pc 5,61 = factor de conversión, cu ft / bbl

B odb = Aceite de punto de burbuja necesaria para producir 1 bbl de petróleo en condiciones de tanque de proceso diferencial, bbl

V / Vb = Volumen de aceite relativo, volumen de petróleo en P por volumen de aceite a presión del punto de burbuja

( R L ) b = Gas liberado de Pb de P por el proceso diferencial con respecto a 1 bbl de aceite a presión del punto de burbuja, SCF

5.4.3.3 Factor de combinación de volumen Para el cálculo de un factor de volumen total más realista, los dos procesos de liberación deben combinarse. El factor de volumen total se puede expresar como: donde está el volumen de líquido del depósito en P necesaria para producir 1 bbl de petróleo en condiciones de tanque por un proceso de actualización de P al separador y condiciones de tanque (Amyx, 1960).

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5.5 RELACIÓN GAS DISUELTO ACEITE.

La solubilidad del gas, 𝑅𝑠, se define como el número de pies cúbicos estándar de gas que se disuelven en un barril de tanque de petróleo crudo a cierta presión y temperatura. La solubilidad de un gas natural en un aceite crudo es una fuerte función de la presión, la temperatura, la gravedad API, y la gravedad de gas (Ecuaciones de estado y análisis PVT, Ahmed, 2007). Una curva típica de la solubilidad del gas, como una función de la presión para un aceite crudo sobresaturado, se muestra en la Fig. 5.5.1. A medida que la presión se reduce desde la presión inicial del depósito, pi, a la presión del punto de burbuja, Pb, no hay gas evoluciona a partir del aceite y por consiguiente la solubilidad del gas permanece constante en su valor máximo de 𝑅𝑠𝑏 Por debajo de la presión del punto de burbuja, el gas en solución se libera y el valor de 𝑅𝑠 disminuye con la presión (Ecuaciones de estado y análisis PVT, Ahmed, 2007). El gas en solución por debajo del punto de burbuja mediante la prueba de flash también se puede calcular mediante la combinación de los datos diferenciales de liberación y resultados de la prueba de inflamación del aceite inicial. El gas desprendido por debajo del punto de burbuja es igual a la original de gas 𝑅𝑠𝑑𝑏 menos el gas restante RSD por el proceso de diferencial. La unidad de este Gasis en SCF por barril de aceite residual. El gas desprendido por STB en entonces igual a:

( Rsdb  Rsd )

Rob Rodb

(5.11)

La relación de gas total y el volumen de aceite a las condiciones del yacimiento a la cantidad de aceite tanque de almacenamiento se expresa por el factor de volumen total, Bt. Puede ser definido como el volumen del depósito ocupado por una unidad de volumen del tanque de almacenamiento de petróleo y su gas asociado (Danesh, 1998). Por lo tanto, el gas en solución 𝑅𝑆 , es igual a (Danesh, 1998):

Rs  Rsb  ( Rsdb  Rsd )

Rob Rodb

(5.12)

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5.6 DENSIDAD DEL ACEITE CON GAS EN SOLUCIÓN A CONDICIONES DE YACIMIENTO.

La densidad del petróleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen de petróleo crudo a una presión y temperatura especificada. Se expresa generalmente en libras por pie cúbico (Ahmed, 1959). La densidad del petróleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen del crudo a una presión específica y la temperatura, masa/volumen. La densidad se expresa generalmente en libras por pie cúbico y varía entre 30 kg/ 𝑚3 de aceite volátil luz a 60 kg/𝑚3 de crudo pesado con poca o ninguna solubilidad del gas. Es una de las propiedades de petróleo más importantes, debido a que su valor afecta sustancialmente los cálculos de volumen de petróleo crudo. Este establecimiento de aceite esencial se mide en el laboratorio como parte de las pruebas rutinarias PVT. Cuando medición de la densidad del petróleo crudo laboratorio no está disponible, las correlaciones se pueden utilizar para generar los datos de densidad requeridas en virtud de la presión del yacimiento y la temperatura. Se han propuesto en los últimos años numerosas correlaciones empíricas para el cálculo de la densidad de líquidos. Sobre la base de los limitados datos medidos disponibles en el crudo, las correlaciones se pueden dividir en dos categorías: • Las correlaciones que utilizan la composición de aceite crudo para determinar la densidad aa la presión y la temperatura predominantes. • Las correlaciones que utilizan datos PVT limitadas, como la gravedad de gas, la gravedad ade aceite, y la relación gas / petróleo, como la correlación de los parámetros.

5.7 VISCOSIDAD DE ACEITE CON GAS EN SOLUCIÓN A CONDICIONES DE YACIMIENTO.

La viscosidad del aceite crudo es una propiedad física importante que controla e influye en el flujo de aceite a través de medios porosos y tuberías. La viscosidad, en general, se define como la resistencia interna del fluido a fluir. La viscosidad del aceite es una fuerte función de la temperatura, la presión, la gravedad de aceite, la gravedad de gas, y la solubilidad de gas (Ahmed, 1959). Si se desea la viscosidad del aceite a presión del depósito y la temperatura, es necesario utilizar una rodadura de bola viscosímetro de alta presión. Este instrumento mide el tiempo requerido para que una bola de acero de precisión para rodar una distancia dada en un tubo lleno de aceite. El tiempo de desplazamiento se convierte a la viscosidad por medio de una curva de calibración para el instrumento. El espacio libre entre la bola y el tubo se puede cambiar cambiando el diámetro de la bola. Cuanto menor es la viscosidad del fluido, menor es el espacio libre utilizado.

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Con el fin de medir la viscosidad yacimiento de petróleo, el viscosímetro de bola rodante se carga con una muestra de depósito de fluido a una presión en exceso de la presión original. La presión en el viscosímetro se baja por la separación diferencial de gas y líquido en el interior del viscosímetro (Amyx, 1960). La 𝜇 𝑜 viscosidad de aceite a 𝑃 y 𝑇 es menor que el valor 𝜇 𝑜 , sc para el aceite de muertos en condiciones normales, debido al contenido de gas disuelto y el aumento de la temperatura. También existen numerosas correlaciones empíricas para calcular 𝜇 𝑜 en 𝑃 y 𝑇 específica de 𝑅𝑆𝐹 y la gravedad API del petróleo. Esto se hace en dos etapas. En primer lugar, los muertos μ0 viscosidad del aceite * se calcula a la temperatura 𝑇. correlación de glaso es:



* o

(mPa s ) 

3.141x1010 (log  API )10.313log(1.8T 459.76) 36.447 (1.8T  459.76) 3.444

(5.13)

donde T es en K. La viscosidad del aceite a P puede entonces calculada a partir del uso de la correlación de Beggs y Robinson: j

 donde

( mPa s )  A(  ) B *

o

o

(5.14)

A = 4.406 (RSF + 17.809) -0,515 B = 3.036 (RSF + 26.714) -0,388

𝑅𝑆𝐹 está expresada en unidades del SI. Las ecuaciones (5.13) y (5.14) se deben utilizar para calcular la viscosidad de un aceite saturado. Si la presión se incrementa más allá del punto de burbuja, el aceite se convierte en sobresaturado y su viscosidad aumentará como consecuencia de su mayor densidad. La ecuación más sencilla, y uno que es razonablemente precisa, fue propuesta por Vázquez y Beggs (Chierici, 1994):

   o ( p)   o ( pb ) pp   b

m

(5.15)

donde la presión 𝑃 se expresa en MPa.

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5.8 PUNTO DE SATURACIÓN Y COMPRESIBILIDAD DE HIDROCARBUROS.

Compresibilidad isotérmica y Coeficiente de Petróleo Crudo El coeficiente de compresibilidad isotérmica se define como la tasa de cambio en volumen con respecto al aumento de presión por unidad de volumen, todas las variables distintas de la presión es constante, incluyendo la temperatura. Matemáticamente, la compresibilidad isotérmica, de una sustancia se define por la siguiente expresión:

c

1 V

 V     p  T

(5.16)

Coeficientes de compresibilidad isotérmica son requerida en la solución de muchos problemas de ingeniería de yacimientos, incluyendo problemas de flujo de fluidos transitoria; También se le pide en la determinación de las propiedades físicas del petróleo crudo sobresaturado. Para un sistema de aceite crudo, el coeficiente de compresibilidad isotérmica de la fase de aceite, 𝐶𝑂 , se clasifica en los dos tipos siguientes sobre la base de la presión del yacimiento: 



A presiones de depósito que son mayores que o igual a la del punto de burbuja de presión (𝑃 ≥ 𝑃𝑑 ), existe el aceite bruto en forma de una sola fase con todo su gas disuelto todavía en solución. El coeficiente de compresibilidad isotérmica de la fase de aceite, 𝐶𝑂 , por encima del punto de burbuja refleja los cambios en el volumen asociado con la expansión del aceite o la compresión del aceite de una sola fase con el cambio de la presión del depósito. La compresibilidad de aceite en este caso se denomina sobresaturado coeficiente de compresibilidad isotérmica. Por debajo de la presión del punto de burbuja, el gas en solución se libera con la disminución de la presión del yacimiento o redisuelve con el aumento de la presión. Los cambios en el volumen de aceite como resultado de cambiar la solubilidad del gas deben ser considerados al determinar el coeficiente de compresibilidad isotérmica. La compresibilidad de aceite en este caso se denomina coeficiente de compresibilidad isotérmica saturado.

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Coeficiente de compresibilidad isotérmica Sobresaturado En general, los coeficientes de compresibilidad isotérmica de un aceite crudo sobresaturado se determinan a partir de un estudio de laboratorio PVT. Una muestra del aceite crudo se coloca en una celda PVT a la temperatura de depósito y una presión mayor que la presión del punto de burbuja del aceite crudo. En estas condiciones iniciales, existe el depósito de fluido como un líquido de una sola fase. Se deja que el volumen del aceite a expandirse a medida que disminuye su presión. Este volumen se registra y se representará gráficamente como una función de la presión. Si el diagrama de presión / volumen experimental para el aceite está disponible, el coeficiente de compresibilidad instantánea, 𝐶𝑂 , a cualquier presión se puede calcular mediante la determinación gráficamente el volumen, V, y la pendiente correspondiente, (𝜕𝑉/𝜕𝑝) 𝑇, a esta presión. A presiones por encima del punto de burbuja, cualquiera de los siguientes expresiones equivalentes es válido en la definición de 𝐶𝑂 (Ecuaciones de estado y análisis PVT, Ahmed, 2007). :

c

1  V    V  p T

c

1  Bo    Bo  p T

c

donde

(5.17)

1   o     o  p T

𝐶𝑜 = isotérmica compresibilidad del petróleo crudo, 𝑝𝑠𝑖 −1

  o   p

  = Pendiente de la presión isotérmica /curva de volumen en p T

𝑝𝑂 = densidad del petróleo, 𝑙𝑏/𝑓𝑡 3 𝐵𝑂 = factor de volumen de formación de petróleo, bbl / STB

Coeficiente de compresibilidad saturada isotérmicamente A presiones por debajo de la presión del punto de burbuja, el coeficiente de compresibilidad isotérmica del aceite debe ser modificado para tener en cuenta la contracción asociada a la liberación del gas en solución con la disminución de la presión del yacimiento o hinchazón del aceite con presurizar el depósito y redisolver el gas en solución. Estos cambios en el volumen de petróleo como resultado del cambio de la solubilidad del gas deben ser considerados al determinar el coeficiente de compresibilidad isotérmica de la

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compresibilidad del aceite. Por debajo de la presión del punto de burbuja, 𝐶𝑂 , se define por la siguiente expresión:

co 

 1 Bo Bg Rs  Bo p Bo p

(5.18)

donde 𝐵𝑔 factor de volumen = formación de gases, bbl / pc.

5.9 VISCOSIDAD DE HIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTO.

La viscosidad del aceite es una fuerte función de la temperatura, la presión, la gravedad de aceite, la gravedad gas, solubilidad del gas, y la composición del petróleo crudo. Siempre que sea posible, la viscosidad del aceite debe ser determinado por las mediciones de laboratorio a temperatura y presión del depósito. La viscosidad generalmente se reporta en PVT análisis estándar. Dependiendo de la presión, p, la viscosidad de los aceites crudos se puede clasificar en tres categorías: • Viscosidad del aceite Muerto, 𝝁𝒐𝒅 . La viscosidad del aceite muertos (aceite sin gas en la solución) se define como la viscosidad del aceite crudo a presión atmosférica y temperatura del sistema, T. • Viscosidad del aceite saturado, 𝝁𝒐𝒃 . El (punto de burbuja) la viscosidad del aceite saturado se define como la viscosidad del aceite crudo a cualquier presión inferior o igual a la presión del punto de burbuja. •Viscosidad del aceite infrasaturados, 𝝁𝒐 . La viscosidad del aceite sobresaturado se define como la viscosidad del aceite crudo a una presión por encima de la del punto de burbujeo y la temperatura del yacimiento. La definición de las tres categorías de la viscosidad del aceite se ilustra conceptualmente en la figura. 5.9.1.

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Sobre la base de estas tres categorías, la predicción de la viscosidad del aceite sigue un procedimiento similar de tres pasos (Ecuaciones de estado y análisis PVT, Ahmed, 2007).   

Paso 1 Calcular la viscosidad del aceite muertos, 𝝁𝒐𝒅 ., a la temperatura de depósito especificada y la presión atmosférica sin gas disuelto: 𝑅𝑠 = 0. Paso 2 Ajuste de la viscosidad del aceite muertos a cualquier presión del depósito especificado (𝑃 ≤ 𝑃𝑏 ) de acuerdo con la solubilidad del gas en 𝑃. Paso 3 Para presiones superiores a la presión del punto de burbuja, se realiza un nuevo ajuste a 𝝁𝒐𝒃 para dar cuenta de la compresión del aceite anterior 𝑃𝑏.

5.10 ANÁLISIS P. V. T.

Una descripción exacta de las propiedades físicas de los crudos es de una importancia considerable en los campos de la ciencia aplicada y teórica y sobre todo en la solución de problemas de ingeniería de yacimientos de petróleo. Las propiedades físicas de interés principal en los estudios de ingeniería de petróleo incluyen: • La gravedad de fluidos. • La gravedad específica del gas en solución. • La densidad del aceite. • Solubilidad del gas. • La presión del punto de burbuja. • El factor de volumen de formación de petróleo. • Isotérmica coeficiente de compresibilidad de los aceites crudos infrasaturados. • Infrasaturados propiedades de petróleo. • Factor de total de volumen de formación. • Viscosidad del aceite crudo. • La tensión superficial.

Los datos sobre la mayoría de estas propiedades de los fluidos se determinan generalmente mediante experimentos de laboratorio realizados sobre muestras de fluidos de yacimientos reales. En la ausencia de propiedades medidas experimentalmente de aceites crudos, es necesario para el ingeniero de petróleo para determinar las propiedades de las correlaciones derivadas empíricamente. Estudios de laboratorio precisos de PVT y eliminación equilibrios comportamiento de los fluidos del yacimiento son necesarios para la caracterización de estos fluidos y la evaluación

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de su rendimiento volumétrico en los distintos niveles de presión mediante la realización de pruebas de laboratorio de una muestra de fluido del yacimiento. La cantidad de datos deseados determina el número de pruebas realizadas en el laboratorio. En general, tres tipos de pruebas de laboratorio se utilizan para medir muestras de yacimientos de hidrocarburos: 



Prueba 1. Primaria Estas son pruebas simples de campo (in situ) de rutina que involucran las medidas de la gravedad específica y la relación gas/petróleo de los fluidos de hidrocarburos producidos. Prueba 2. Pruebas de laboratorio de rutina varias pruebas de laboratorio se llevan a cabo de forma rutinaria para caracterizar el fluido de hidrocarburo del yacimiento. Estas pruebas incluyen: • Análisis de la composición del sistema. • La expansión constante-composición. • Liberación diferencial. • Las pruebas de separador. • El agotamiento de volumen constante.



Prueba 3. PVT Especial pruebas de laboratorio se realizan estos tipos de pruebas para aplicaciones muy específicas. Si un depósito debe ser agotado bajo inyección de gas miscible o esquema de ciclo de gas, las siguientes pruebas se pueden realizar: prueba delgado tubo o hinchazón de prueba (Ecuaciones de estado y análisis PVT, Ahmed, 2007).

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5.11 CROMATOGRAFÍA DE GASES.

La composición del gas se determina, invariablemente, por cromatografía de gases (GC). La muestra se inyecta en una zona calentada, se vaporiza, y transportado por un gas portador, normalmente helio, en una columna rellena o recubierta internamente con una fase líquida o sólida estacionaria, resultando en compartimentación de los constituyentes de la muestra inyectadas. Los compuestos eluidos se realizan, por el gas portador, en un detector donde la concentración de componente está relacionado con el área bajo la curva de tiempo de respuesta del detector se muestra en la Fig. 5.11.1. Picos individuales pueden ser identificadas mediante la comparación de sus tiempos de retención en el interior de la columna con las de los compuestos conocidos previamente analizadas en las mismas condiciones cromatográficas. Las dos más comúnmente detectores son el detector de ionización de llama (FID) y el detector de conductividad térmica (TCD). La respuesta FID es casi proporcional a la concentración en masa del compuesto ionizado. Es, sin embargo, no puede detectar que no son hidrocarburos tales como N2 y CO2. Por lo tanto, TCD se utiliza a menudo para el análisis de mezclas gaseosas que contienen componentes no hidrocarbonados. Almuerzos columnas, con una eficiencia que van desde decenas a cientos de etapas de equilibrio, son los dispositivos más versátiles y de uso frecuente. Estas columnas son capaces de separación de la línea de base de los compuestos gaseosos, por lo tanto, la determinación de sus concentraciones como compuestos discretos. Las fracciones intermedias y pesadas se eluyen, sin embargo, como una corriente continua de compuestos que se solapan. Las columnas capilares, lo que equivale a miles de etapas de equilibrio teórico, se pueden utilizar en lugar de columnas de relleno, para mejorar la separación y reconocimiento de picos.

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NOTAS:

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