EQUIPO DE MEDIDA DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS Para la medida de las propiedades petrofísicas en el laboratorio es importante entender y conocer el funcionamiento de los equipos del laboratorio y materiales necesarios. 1. Equipo: Lavado de muestras o o o o
Balón Manta Soxhlet Condensador
1.1. Materiales: o o
Agua Solvente (Tolueno, Metanol, Xileno, ect.)
1.2. Procedimiento a) Situar la muestra de roca en la cámara del equipo. b) Verter el solvente en el balón. c) Montar el balón, la cámara, la trampa y el condensador previamente ensamblados en la manta de calentamiento. d) Calentar la manta para que se evapore el solvente y arrastre los fluidos presentes en la muestra. e) Abrir el flujo de agua del condensador para garantizar que el agua condense los solventes que están siendo evaporados en el balón. f) Dejar el sistema en funcionamiento hasta observar que el volumen de agua recuperado en la trampa no varía durante un tiempo de 15 minutos. g) Una vez extraído el volumen de agua de la muestra se procede a reportar el volumen leído de agua dividido por el volumen poroso como la saturación de agua de la muestra de roca.
Saturación: Propiedad estática que nos permite conocer el contenido de fluidos que se tienen el roca en un momento determinado. Sin embargo en el trabajo experimental dicha propiedad es simplemente un indicativo base y no una medida precisa.
2. Dean Start: Conociendo la saturación de agua y el volumen poroso se puede determinar la saturación de petróleo, pero no se puede determinar la saturación de gas.
2.1. Equipo: o o o
Retorta Recolector de fluidos Calentador
2.2. Materiales: o Agua 2.3. Procedimiento: a) Tomar 100 gramos de roca y triturarla. b) Introducir la muestra en la retorta y conectar tanto la manguera para permitir la circulación de agua, como el recipiente recolector de fluidos. c) Iniciar el calentamiento y reportar la hora. El agua comenzará a acumularse en el cilindro graduado después de aproximadamente 5 minutos de haberse iniciado el calentamiento. d) Iniciar la circulación de agua hasta que termine de condensarse el agua presente en la muestra, lo cual será después de 20 o 25 minutos de iniciado el ensayo. Este tiempo será suficiente para que la muestra alcance unos 200°C, temperatura a la cual el agua y las fracciones livianas del crudo se evaporan.
e) Parar la circulación de agua para que la temperatura se incremente (hasta unos 600ºC) y así tenga lugar el cracking térmico de los hidrocarburos que permanecen en la muestra. El cracking es un proceso que deja un residuo de carbón dentro del núcleo. Es por eso que la cantidad de crudo que se recupera es menor que la cantidad real que hay en el núcleo. Como el calor es muy grande, el agua de cristalización de las arcillas y otros minerales hidratados es removida, así que la cantidad de agua recuperada es un poco mayor que la cantidad de agua real que ocupa el volumen poroso del núcleo. f) Una vez se observe que no se recuperan más fluidos de la roca se da por finalizada la prueba. g) Finalmente es importante anotar que este método puede ser utilizado en muestras consolidadas, pero es de esperar que sea menos eficiente en estas condiciones dado que el área superficial será menor. La figura 4.4 presenta el equipo utilizado para realizar esta prueba
Porta muestras
Calentador Portamuestras
Recolección de Fluidos
Porosidad: Propiedad estática permite saber el volumen poroso disponible en la roca en el cual se pueden alojar los fluidos presentes en ella. Dependiendo de la rigurosidad del método empleado para encontrar e volumen poroso de la muestra, se determina y la porosidad obtenida es efectiva o absoluta.
3. Determinar el volumen total 3.1. Método directo: Muestras con geométrica bien definida, de tal forma que los errores de medición sólo serán de naturaleza humana. Las dimensiones de la muestra son determinadas dependiendo de la geometría de la muestra y con ello se calcula el volumen total. Para muestras cilíndricas:
(
)
3.2. Método de Arquímedes: a) Someter el núcleo a un vacío para retirar el aire al interior del mismo. b) Saturar lentamente con un líquido la muestra con el fin de llenar completamente los poros del núcleo. c) Llenar un beaker hasta un nivel determinado con el mismo fluido con el que se saturó el núcleo. Marcar el nivel del fluido en el beaker. d) Introducir el núcleo en el beaker y determinar y marcar el nuevo nivel alcanzado por el fluido en el mismo. e) Con una bureta de muy buena precisión (2 mm), y dejando el núcleo al interior del beaker, retirar fluido hasta que el nivel de fluido en el mismo alcance el nivel inicial. 3.3. Picnómetro micrométrico a) Sumergir la muestra de roca en el líquido b) Medir el volumen total de líquido desplazado por la roca por medio de un tornillo calibrado que permite medir el volumen de líquido desplazado abriendo o cerrando un circuito eléctrico que se establece entre el fluido, el tornillo y un bombillo. c) Así, en el momento en que se corta el circuito y el bombillo se apaga corresponde al desplazamiento del tornillo el cual se ha desplazado desde un punto inicial hasta un punto final que corresponde exactamente con la lectura de fluido en términos de volumen en centímetros cúbicos, para el cual el aparato ha sido calibrado. d) El volumen total de una muestra es medido por desplazamiento directo de un tubo calibrado debidamente. 4. Determinación del volumen poroso 4.1. Método gravimétrico: Obtener el volumen poroso efectivo, es decir el volumen de poros que están interconectados.
o o o o
4.1.1. Equipo: Bomba de vacío Recipiente con válvula inferior Balanza Erlenmeyer con accesorio lateral
4.1.2. Materiales: o Muestra a saturar o Salmuera 4.1.3. Procedimiento a) Tomar una muestra de roca, lavarla con un solvente y secarla para luego obtener su peso en estado limpio y seco. b) Someter la muestra a vacío en un recipiente apropiado. Inicialmente se hace vacío durante un tiempo de 15 o 20 minutos. c) Luego, se hace penetrar un fluido gota a gota regulando la entrada del mismo mediante un embudo con válvula.
d) El proceso se realiza mientras el fluido penetra al recipiente y termina cuando éste cubra totalmente la muestra. e) Finalmente se determina el peso de la muestra saturada de fluido y se halla el volumen poroso así:
El núcleo es saturado con un fluido de densidad conocida: El núcleo saturado es nuevamente pesado: El núcleo es pesado en estado seco:
El volumen poroso es el volumen que está siendo ocupado por fluido:
Recipiente con válvula inferior
Erlenmeyer con accesorio lateral
Bomba de vacío
4.2. Método Boyle: Permite obtener el volumen poroso absoluto, es decir el volumen de poros que están y no interconectados.
o
4.2.1. Equipo: Porosímetro de Boyle
o
4.2.2. Materiales: Helio
a) b) c) d) e) f) g) h)
i)
4.2.3. Procedimiento: Tomar la muestra limpia y seca, Colocar la muestra en la cámara 1. Presión en la cámara 2 (serpentín) inyectando Helio desdela pipeta. Hasta una presión determinada. Luego cerrar la válvula de la cámara 2 y esperar a que se estabilice la presión. Abrir la válvula que conecta las dos cámaras. Realiza una expansión del fluido permitiendo que el gas pase a otra cámara, que se encuentra conectada a la primera por medio de una válvula de cierre. Esperar a que la nueva medida de la presión se estabilice. Como el volumen de las cámaras es conocido, y las presiones son medidas, aplicando la ley de Boyle se tiene lo siguiente:
Abrir la válvula 3 para permitir la salida del gas y la liberación de la presión.
Cámara 2 (serpentín)
Manómetro Válvula Cámara 1
Permeabilidad: Propiedad dinámica que da cuenta de la capacidad de flujo de una roca, permite saber cuán fácilmente fluye el fluido de interés. Debe tener en cuenta varios factores como: Esfuerzo efectivo (presión de sobrecarga y de poro) y temperatura. 5. Permeabilidad al líquido 5.1. Equipo: o Bomba de vacío o Bomba de desplazamiento positivo o Bomba de sobrecarga o Coreholder o Transductor o manómetros
o o o o
Equipos de inyección Horno Sistema de contrapresión (Poro) Frascos recolectores
5.2. Materiales: o Tersol (Fluido desplazante) o Salmuera o Crudo (Fluido desplazado) o Muestra a evaluar 5.3. Procedimiento: a) Medir dimensiones de la muestra. b) Saturar la muestra al vacío con el fluido a trabajar. c) Insertar la muestra en el coreholder. d) Aplicar presión de sobrecarga para evitar canalización de los fluidos de inyección y para simular presión de formación por overburden. e) Empezar la inyección de fluidos, con un caudal fijo. f) Cuando la presión se haya estabilizado, tomar el dato de presión y caudal de inyección. g) Calcular permeabilidad absoluta. A continuación se presenta el equipo para medir permeabilidad al líquido:
5.3.1. Sistema de transductor: Se usa básicamente para medir presión diferencial entre dos valores de presión distintos (presión de entrada y salida de la muestra). El equipo arroja datos consecutivos y en tiempo real con una ventana de aproximadamente tres (3) segundos entre dato y dato. Este instrumento es delicado, uno de los cuidados más importantes, además de corroborar el voltaje del conector, es la apertura y cierre del mismo después de estar saturado.
5.3.1.1. Apertura a) Primero se abre la válvula de Baja presión. b) Luego se cierra la válvula de alivio del “arreglo de araña”. c) Finalmente se abre la válvula de Alta presión. 5.3.1.2. Cierrre a) Primero se Cierra la válvula de Alta presión. b) Luego se abre la válvula de alivio. c) Finalmente se cierra la válvula de Baja presión.
5.3.2. Bomba de desplazamiento positivo: Bomba utilizada para desplazar fluidos, se fija un caudal en el panel de control, y la trasmisión mueve el pistón dentro del cilindro para inyectar al caudal deseado.
Recarga de tersol Válvula de alivio
Manómetro Cilindro de desplazamiento
Transmisión
Panel de control
5.3.3. La Temperatura: Se simula colocando la muestra en un horno o en un Baño María, el cual es precalentado a la temperatura requerida, este proceso requiere de unos 30 minutos, adicionalmente los fluidos deben ser pasados por tuberías en forma de espiral que permite a los fluidos ganar la temperatura a la cual se encuentra la muestra. Este es en proceso muy necesario sobre todo en cuando se utilizan crudos con gran contenido de parafinas o asfáltenos que a temperatura ambiente pueden solidificarse y depositarse en las líneas taponándolas. Horno
Coreholder
Contrapresión
Cilindro
5.3.4. La presión de poro: Se logra utilizando un sistema que impide la salida del fluido inyectado hasta que se logre un nivel de presión que ha sido preestablecido. Comercialmente existen varios diseños, unos utilizan diafragmas plásticos, otros utilizan diafragmas metálicos los cuales son empujados contra una superficie sobre la cual existen dos agujeros uno centrado por el cual ingresa el fluido proveniente de la roca y el cual debe vencer la presión aplicada al otro lado del diafragma por un fluido. Una vez el fluido proveniente de la roca logra vencer la presión aplicada sobre el diafragma se abre paso hacia otro agujero situado en la misma superficie y sale una línea exterior de la cual se recolectan los fluidos provenientes de la muestra. El fluido con el que es empujado el diafragma proviene de un sistema que permite manipular la presión con facilidad, esto se logra utilizando un fluido levemente compresible como aceite saturado con gas o un sistema multiplicador de presión que permite utilizar un gas a baja presión para inyectar un aceite a alta presión. 5.3.5. Multiplicador de presión: El sistema de contrapresión consiste en básicamente en el movimiento de un pistón, que permite el movimiento de un fluido (Aceite cristal o tersol) de un cilindro de mayor área, ubicado en la parte inferior de la base a uno de menor área.
1.
Entrada de aire.
2.
Entrada fluido estático. Presión multiplicada. 3. Presión de fluido salida del sistema. 4. Salida de fluido.
Salida del fluido Manómetro de Salida Entrada de aire Manómetro de entrada
Sistema con pistón
5.3.6. La Presión de sobre carga: La estructura de una roca porosa que contenga hidrocarburos se encuentra sometida a los esfuerzos generados por el peso de los estratos superiores, a esfuerzos de fractura laterales debidos a fuerzas de compresión de tipo estructural y a un esfuerzo ejercido con igual magnitud en todas las direcciones por el fluido presente en los intersticios. Antes de perforar una formación, estos esfuerzos se encuentran en equilibrio. Pero luego de empezar a producir los fluidos, a medida que la presión del fluido disminuye, la carga neta sobre la estructura de la roca aumenta trayendo como resultado la compactación de la roca y la consiguiente disminución del volumen poroso. Simultáneamente, los granos se expanden dentro del poro debido a la disminución de presión del fluido1. La teoría clásica de yacimientos petrolíferos propone que para simular en el laboratorio los esfuerzos a que está sometida una muestra de roca en el yacimiento basta con conocer el gradiente de presión y multiplicarlo por el valor numérico de la profundidad a la cual se encontraba la muestra. La figura 5.2 muestra un esquema sobre los esfuerzos a los cuales se encuentra sometida una muestra de roca en el yacimiento. Tradicionalmente se ha asumido que los esfuerzos laterales son iguales a cero, de tal forma sólo existen esfuerzos verticales. Sin embargo, toda la teoría moderna sobre la geomecánica de yacimientos de hidrocarburos se fundamenta en idea de un esfuerzo horizontal diferente de cero y propone nuevos elementos teóricos y conceptuales que permiten actualizar la ingeniería de yacimientos incorporando este nuevo paradigma técnico.
De esta forma, la permeabilidad de muestras de roca varía con el cambio de esfuerzos de suerte que para determinar el valor de permeabilidad se debe buscar la forma de simular los esfuerzos a que se encuentra sometida la muestra de roca. Existen 3 tipos de porta-muestras que permiten simular el esfuerzo efectivo. 5.3.6.1. Coreholder Biaxial: Esfuerzo en dirección axial, permite simular el esfuerzo radial, suposición de que no existen deformaciones laterales.
5.3.6.2. Coreholder Triaxial: Biaxial en 3D se aplica esfuerzo en sentido uniaxial y otro circunferencial independientes, permite estimar esfuerzos de fractura. 5.3.6.3. Coreholder Hidrostático: Biaxial, donde los esfuerzos aplicados tienen la misma magnitud, tanto radial como axialmente.
5.3.7. Bomba hidráulica: Esta bomba es empleada para simular la sobrecarga del yacimiento para valores menores a 5000 psi, si el valor requerido es mayor es necesario utilizar la bomba booster, esta bomba trasmite presión a un pistón que tiene de un lado aceite hidráulico y del otro lado salmuera, para transmitir la presión hasta el coreholder.
Bomba
Válvula de alivio
Control Pistón
6. Permeabilidad al gas 6.1. Equipo: o Medidor de caudal o Bomba de sobrecarga o Coreholder (porta-muestras) o Manómetros o Horno 6.2. Materiales: o Aire o Mezcla de gases 6.3. Procedimiento: a) Medir dimensiones de la muestra. b) Lavar y secar la muestra. c) Insertar la muestra en el coreholder. d) Aplicar presión de sobrecarga para evitar canalización de los fluidos de inyección y para simular presión de formación por overburden. e) Empezar la inyección de aire a una presión determinada. f) Cuando el caudal en el medidor se estabilice, tomar el dato de presión y caudal. g) Calcular permeabilidad absoluta al gas.
Panel
Coreholder
Medidor de caudal
Presión capilar: propiedad que determina la presión que necesita un fluido para penetrar en los poros de la roca, depende del diámetro de la garganta de poro y del fluido. 7. Método del diafragma poroso: Este es un método bastante simple y didáctico para medir la presión capilar en medios porosos no consolidados. Es muy fácil de hacer en el laboratorio pues se realiza con un equipo bastante sencillo que consiste de una especie de embudo de vidrio que cuenta con un diafragma semipermeable. 7.1. Equipos: o Diafragma poroso o Bureta o Válvula o Soportes o Regla o Vidrio de reloj o Tensiómetro 7.2. Materiales: o Arena o Salmuera o Tersol 7.3. Procedimiento: a) Se llena el sistema hasta que el nivel de líquido llegue hasta el límite inferior del diafragma, garantizando que ninguna burbuja de aire quede por debajo del diafragma. b) Teniendo en cuenta la posición de la bureta, se hacen pasar 50 cm3 hacia el contenedor. Esto quiere decir que este volumen quedará por encima del diafragma poroso. Esto se logra haciendo ascender la bureta hasta asegurarse que respecto a una referencia inicial se transfirieron 50 cc hacia el embudo contenedor.
c)
d)
e)
f) g)
Luego, se miden 100 cm3 de arena y se depositan lentamente dentro del contenedor agitando regularmente para garantizar que la arena quede bien saturada de agua y que ninguna burbuja de aire quede atrapada. Luego se hace descender la bureta con el propósito de retirar el exceso de agua que queda por encima de arena. Si se tiene en cuenta que se retiró el exceso de agua que había sobre la arena y que la arena está complemente saturada de agua, puede obtenerse el volumen poroso de la arena saturada sabiendo que en el contenedor existían 50cc inicialmente y que luego se evacuó un volumen que puede leerse directamente en la bureta. Es evidente que la diferencia entre 50cc y el volumen leído en la bureta es igual al volumen poroso, pues el agua que no está en la bureta se encuentra ocupando los poros de la arena. Se monta el embudo contenedor en un soporte Universal con un aro de tal forma que permanezca fijo. Se Monta la bureta en otro soporte Universal de 1 metro a unos 20 centímetros del extremo superior. Debe garantizarse que la bureta una vez fijada, quede a una altura tal que no quede exceso de agua por encima de la arena, ni que se haya sacado agua de la arena, es decir, el menisco debe coincidir con el tope superior de la arena. Coloque un vidrio de reloj sobre el embudo contenedor. Se traza una escala de alturas a partir del punto en el que se encuentra el soporte con los valores presión que se quieran aplicar, se recomiendan los siguientes: 2, 4, 8, 16, 24, 32 40 y 48cms. Se lee el volumen de agua que se tiene en la Bureta y se toma como volumen de referencia. Proceda a realizar la curva de imbibición subiendo la bureta punto a punto desde el punto final.
Plato poroso Soporte
Bureta
Válvula
7.4. Tensiómetro: El tensiómetro está diseñado para medir exactamente el empuje de un líquido sobre un anillo cuando éste es humectado por el líquido. 7.4.1. Procedimiento a) Se introduce agua destilada en un recipiente completamente limpio y se sumerge el anillo en el agua. b) Se lleva el anillo hasta el interior del fluido. c) Se baja el soporte móvil suavemente para que el anillo atraviese la interfase. d) Se lee en el display la medida de tensión superficial. e) Para el agua destilada el valor de tensión debe estar entre 71 y 74 Dinas/ cm. Si ese valor no se obtiene deben hacerse correcciones de ajuste, de limpieza del aparato o de calibración. f) El procedimiento anterior se repite hasta que se obtenga el valor asignado para el agua destilada y en ese momento se inicia la medición del fluido de prueba donde se repite el procedimiento hasta que se obtenga cuatro veces el mismo valor en forma consecutiva.
Display Anillo Recipiente Soporte móvil
Humectabilidad: Propiedad que determina la tendencia de una superficie de roca a entrar en contacto con determinada fase de fluido cuando está en presencia de más de un fluido. 8. Método de Imbibición: Consiste en colocar una muestra de roca completamente satura con un fluido en presencia de otro fluido y observar cuanto fluido es desplazado de la muestra por efecto de imbibición del fluido que se encuentra en el exterior de la muestra. 8.1. Equipos: o Celda de Imbibición o Frasco con tapa 8.2. Materiales: o Tersol
o o
Salmuera de 10000 ppm 4 Muestras de roca de 11/2 pulgadas de diámetro y 7 centímetros de longitud
8.3. Procedimiento: a) Lavar y secar cuatro muestras de roca b) Inyectar 10 volúmenes porosos de salmuera, en cada una de ellas. c) Inyectar aceite en dos muestras cada una de las muestras hasta lograr Swr (10 volúmenes porosos). d) Colocar las dos muestras en sendas celdas de imbibición en presencia de agua. e) Para cada muestra, medir la cantidad de aceite desplazado, agitando cuidadosamente, para los siguientes tiempos medidos en minutos: 25, 50, 100, 180, 900(18 horas) y 2160 (36 horas). f) Tomar la dos muestras que no habían sido utilizadas y desplazarles agua hasta lograr Sor (10 volúmenes porosos). g) Colocar las dos muestras en sendas celdas de imbibición en presencia de aceite h) Repetir el paso 5) para estas muestras. i) Graficar Volumen de agua y aceite desplazados en cc versus tiempo para cada una de las muestras (cuatro gráficos). Si el núcleo es fuertemente humectado por agua la tasa de imbibición es alta y se reduce a menor humectabilidad al agua. Si no imbibe agua el núcleo tiene humectabilidad neutra o es humectado por aceite. Si el núcleo no imbibe agua se lleva a Sor y se sumerge bajo aceite. 9. Método de Flotación: Utilizado en la medición de la humectabilidad de las arcillas, el procedimiento que se realiza es el siguiente: a) Suspender las partículas inicialmente en agua b) Agregar aceite por gotas desde el fondo del recipiente c) Observar el comportamiento de las partículas: • Las partículas mojadas por agua permanecen en el agua. • Las partículas humectadas por aceite se adhieren al aceite y flotan hacia la superficie.
