EXPERIENCIA No. 3 DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN POR EL METODO DE DESTILACIÓNEXTRACCIÓN ANDREA DEL PILAR MORALES FELIPE GASPAR REYES KENIA GONZALEZ PEDRAZA
GENERALIDADES Y FUNDAMENTACIÓN
Porosidad
Describe el espacio en la roca no ocupado por algún mineral o material solido , lo que permite al almacenamiento de fluido. Para determinar la cantidad de hidrocarburos en un yacimiento es necesario determinar la fracción de volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos f luidos presentes.
SATURACIÓN
Aplicando este concepto a cada fluido de yacimiento se tiene:
Si se trata de un yacimiento subsaturado, las sumatorias de las saturaciones es:
Todas las saturaciones están basadas en el volumen poroso y no en el volumen bruto del yacimiento. Por esta razón en la industria petrolera se usa a menudo el concepto de porosidad
del hidrocarburo.
Saturación de agua connata: La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.
Saturación
crítica de una fase: La saturación
crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.
Saturación residual de una fase: La saturación residual de
una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.
FACTORES QUE AFECTAN LA SATURACION DE FLUIDOS EN LOS NUCLEOS. Presiones
considerables por la columna de lodo en el pozo. La
reducción de presión cuando la muestra es llevada a superficie.
Métodos Directos • Saturación obtenida laboratorio” . • Análisis
“directamente
utilizando métodos de
de muestras representativas del yacimiento (núcleos).
Métodos Indirectos • Registros
de pozos -> Swc • Presión Capilar -> K->J Leverett
MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN DE MUESTRAS DE NÚCLEOS Método de la Retorta a presión atmosférica Método de lavado con solvente (KarlFischer) Métodos de exploración (Barrido) Análisis carbon Oil Shales Núcleos que contienen Yeso MÉTODO DE EXTRACCIÓN POR DESTILACIÓN (DEAN STARK Y SOXHLET)
METODOS PARA DETERMINAR SATURACIONES DE FLUIDOS METODO DE LA RETORTA El método de la retorta se aplica sobre una muestra de roca pulverizada la cual se somete a diferentes temperaturas que permiten vaporizar de forma selectiva los fluidos presentes. Tras su condensación los fluidos son atrapados en una trampa calibrada para su medición. El método es rápido, sin embargo es destructivo, requiriendo que las pruebas de porosidad y permeabilidad sean realizadas sobre muestras aledañas.
METODO DE LA RETORTA
DESVENTAJAS
VENTAJAS
Prueba de corto tiempo.
deben lograr unas temperaturas de 1000 a 1100 °F.
Datos
A
aceptables. La perdida de granos no afecta la saturación.
Se
altas temperaturas el aceite sufre cracking and coke (cambio en las moléculas de los hidrocarburos (liquido se pierde). Generalmente
muestras se arruinan .
las
MÉTODO DE LAVADO CON SOLVENTE (KARL(KARL-FISCHER) úcleos enteros y tapones. Dean Stark
Pesar muestra= porta-núcleos, recoger fluidos producidos
Contenido de agua de la solución, Karl Fisher.
Inyección metanol/tolueno.
Peso solvente.
Frasco de vidrio: Reactivo inicial. Solvente: Solvente: Muestra de corazón
Repetir: Solvente: 1. alterno. 2. Inicial
Muestra: descargar, secar, pesar = volumen poroso Método de inyección de Helio.
S A J A T N E V
Todos los niveles de saturación pueden ser determinados.
Metanol: absorbe humedad del ambiente. Técnica costosa.
compleja
y
más
Exacta Daño a los minerales sensibles: mínimo Remueve: Remueve: sales de la muestra.
aturación de aceite asume que no hay pérdidas de granos en la muestra. No es apropiada: halita, azufre u otros minerales solubles en metanol.
D E S V E N T A J A S
MÉTODOS DE EXPLORACIÓN Absorción lineal de rayos X.
Tomografía asistida por computador (
Absorción lineal de rayos gamma.
Ajuste del nivel de energía.
Material de marcado y su concentración.
Consideraciones
Interacción fluido roca fluido – fluido
Resonancia magnética nuclear (
Absorción de microondas.
Radiografía de atenuación neutrónica.
Resonancia de ondas de radio.
S A J A T N E V
-Suministra
distribución espacial de la saturación de fluidos. -Mediciones no invasivas y no destructivas. -CT y NMR ->S en 3D -Microondas y NMR -> S sin marcadores.
Equipos costosos. -NMR no funciona en núcleos con arcilla, gas o ferromagenéticos.
L I M I T A C I O N E S
ANÁLISIS DE CARBÓN
• Los
análisis de retorta y de extracción de solvente por destilación no son adecuados.
•El
fluido de principal importancia es el agua.
•La muestra debe
tener mínimo 500 gramos de peso.
•El
contenido de humedad es una propiedad fundamental del carbón que debe determinarse con exactitud para evaluar un estrato de carbón apropiadamente.
•La
pérdida de peso es equivalente equivalente a la cantidad de agua sacada.
VENTAJAS
LIMITACIONES
OIL SHALES
NÚCLEOS CON YESO
SHALE: roca compuesta de partículas con tamaño entre arcilla y cieno. Contienen material orgánico sólido (ejemplo: kerógeno).
No se recomiendo Dean Stark. El yeso se deshidrata en el punto de ebullición del tolueno
Se obtienen las saturaciones de petróleo y agua gal/ton
Se pueden utilizar técnicas como NMR y el método de titulación de Karl Fisher. No están disponibles comercial/.
Proceso de retorta de alta temperatura. Horno 1000°F (538°C). No se considera la K
La comparación de la porosidad de retorta con la porosidad de baja temperatura identifica identifica las zonas que contienen yeso.
MÉTODO DE DESTILACIÓNEXTRACCIÓN (DEANSTARK Y SOXHLET) Apropiado para muestras de tapones y para núcleos de pared por rotación.
EQUIPOS Y MATERIALES
CARACTERÍSTICAS DEL TOLUENO
PROCEDIMIENTO
Condensación de agua en una trampa calibrada.
Posteriormente se condensa el disolvente.
Acción del disolvente vaporiza la fracción de agua.
Extracción de la destilación de agua junto con el disolvente de la fracción de aceite.
Extrae el aceite (remojo de muestra)
Muestra secada en el horno, se saca y pesa.
MÉTODO DE EXTRACCIÓN POR DESTILACIÓN (DEAN STARK Y SOXHLET)
El contenido de aceite es determinado por diferencia de peso en la muestra.
1. PREPARACIÓN DE MUESTRA Presión de confinamiento con Nitrógeno.
Presión de saturación con Aire comprimido .
Presión de Saturación Movilidad de emulsión, rapidez del proceso.
P con N2
>
P con Aire Comprimido
1. ADI DICI CIÓN ÓN DEL DEL SOL SOLVENT VENTE E (TOLUENO) A LA MUESTRA. 2. ADI DICI CIÓN ÓN DE CALO CALOR R (CALENTADOR) 3. COND CONDEN ENSA SACI CIÓN ÓN DEL DEL AGUA Y POSTERIOR CONDENSACIÓN DEL TOLUENO. 4. LECT LECTUR URA A DE LOS LOS ml ml DE DE AGUA OBTENIDOS (TRAMPA) 5. RETI RETIRO RO LA MU MUES ESTR TRA A DEL DEL DEAN STARK Y LA PESO SATURADA CON TOLUENO. 6. PASO AL SOXH SOXHLE LET T DON DONDE DE SE EXTRAE EL ACEITE DE LA MUESTRA. 7. RETI RETIRO RO LA MU MUES ESTR TRA A.
3. Secado y desecado de la la muestra
4. Pesaje final de la muestra
CÁLCULOS % ( ( é é) ) =
% ( ( é é) ) =
% =
×
− −
×
% = ×
×
•Si el agua connata es una solución salina altamente concentrada, la densidad del agua debe corregirse para la sal en la solución.
Donde: •
Vbr = volumen de salmuera correspondiente al volumen de agua destilada recobrada del tapón, cm3.
•
Vw = volumen de agua destilada recobrada del tapón (e.g. DeanStark), cm3.
•
ρw = densidad del agua destilada, g/cm3.
•
ρb = densidad de la salmuera que tiene una concentración de Cs de sal, g/cm3.
•
Cs = la concentración de sales disueltos en la salmuera-
=
(1.000.000)( )
CÁLCULOS precisión
VENTAJAS Y DESVENTAJAS
BIBLIOGRAFÍA •
PARRA Pinzón Ricardo. Guías de laboratorio Análisis de Núcleos. Facultad de Ingeniería.Universidad Surcolombiana.
•
Norma API para operaciones de Núcleos.
•
PARÍS DE FERRER, Magdalena. (2009). Fundamentos de ingeniería de Yacimientos. Capítulo 3: Propiedades de los fluidos.
