INTRODUCCIÓN Los análisis petrofísicos petrofísicos especiales han demostrado ser ser indispensables, indispensables, una herramienta infal infalta tabl ble e para para el inge ingeni nier ero o de petró petróle leos os.. Cual Cualqu quie ierr trab trabaj ajo o de la indu indust stri ria a de los los hidrocarburos principalmente los relacionados directamente con el yacimiento, los métodos de producción, recobro mejorado, mejorado, el cálculo de reservas, la simulación, simulación, entre otros, se ve influenciado en gran medida por la buena toma de dichas propiedades petrofísicas. or ende se hace indispensable el entendimiento de cada unas de estas propiedades, sus relaciones y la buena manera en que se reali!an las pruebas. "urante el desarrollo de este te#to se apreciará de manera e#plícita la forma e#perimental en la cual se pueden pueden determin determinar ar propied propiedades ades petrofísi petrofísicas cas como$ como$ mojabili mojabilidad, dad, presión presión capilar capilar,, propieda propiedades des eléctrica eléctricass y permeab permeabilid ilidades ades relativas relativas,, haciendo haciendo hincapié hincapié en los métodos más usados en la industria para deducirlas.
MOJABILIDAD OBJETIVOS % "eterminar la mojabilidad de una muestra de roca por los métodos del ángulo de contacto, visual y &mott'(arvey. % )econocer la importancia de la mojabilidad en lo que respecta al transporte de los fluidos en yacimiento. % *den *dentitififica carr los los fact factor ores es que que afec afecta tan n la moja mojabi bililida dad d y rela relaci cion onar arlo loss con con las las demá demáss propiedades propiedades petrofísicas especiales.
MARCO TEÓRICO La mojabilidad e#presa la tendencia de un sólido a permanecer en contacto con uno de los fluidos presentes, siendo estos inmiscibles. +sta propiedad es observada al llover en la formación de gotitas gotitas en la superficie de los carros encerados, encerados, esto para protegerlo protegerlo de la herr herrum umbr bre. e. &sí mism mismo o es prep prepon onde dera rant nte, e, indi indisp spen ensa sabl ble e para para la prod produc ucci ción ón de hidrocarburos, pues considerar una formación mojada por agua o petróleo erróneamente, puede causar daos permanentes en las formaciones. -e considera una roca fuertemente mojada por algn fluido cuando este muestra una gran tendencia a permanecer adherido en la roca. Cuando no e#iste una preferencia de la roca por ninguno de los fluidos se considera de mojabilidad neutra o intermedia. "ebido a que las formaciones pueden ser muy complejas y contener una gran cantidad de minerales distintos, e#iste otra condición llamada mojabilidad mi#ta que ocurre cuando las formaciones no tiene un mojabilidad homogénea, es decir en diferentes lugares de las rocas y la formación pueden verse mojabilidades mojabilidades diversas.
+n una roca fuertemente mojada por agua, la tendencia es a que el crudo permane!ca en el centro de los poros, en los espacios más grandes. ero la mojabilidad mojabilidad no implica saturación.
La imbibición implica el despla!amiento de fluidos inmiscibles pero cuando este aumenta la saturación de fluido mojante y el drenaje es el proceso contrario, donde se aumenta la saturación del fluido no'mojante. no'mojante.
+l método de la gota de -essilé utili!a un cristal mineral pulido y plano.
-i consid considera eramos mos el ángul ángulo o suplem suplemen entar tario io de θ /+/ /+/&, β se establece que si se encuentra entre 0 y 10% la roca será fuertemente mojada por petróleo, entre 220% y 230% fuertemente mojada por agua y la región comprendida entre los ángulos 10% y 220% como una !ona de mojabilidad neutra por lo que la roca no presenta una preferencia marcada por ninguno de los fluidos. f luidos.
VISUAL EQUIPO Y ELEMENTOS ' 4uest uestra ra de for formaci mación ón ' +spátula ' robeta ' &ceite mineral ' &gua de de fo formación PROCEDIMIENTO *nicialmente se disgrega la muestra de roca, se preparan en probetas separadas el agua de formación y el aceite mineral. -e agrega con la espátula una pequea cantidad del material disgregado, disgregado, esto en cada una de las probetas para poder observar si la muestra se dispersa o flocula durante su deposición. deposición. &demás se pueden probar tensoactivos en la5s probeta5s en que floculan las partículas de la muestra de roca.
(aceite mineral +ste procedimiento nos permite conocer a grandes rasgos la tendencia mojante de la roca, es rápido y sencillo. -i las partículas floculan al caer en el fluido, se e#pone la naturale! no' mojante de este. -i se dispersa se puede deducir que es mojado por el fluido. +n ocasiones puede flocular o dispersarse en ambos fluidos y se hace necesario un método más detallado y preciso, también puede ser indicio de una mojabilidad neutra.
ÁNGULO DE CONTACTO
EQUIPO Y ELEMENTOS ' 4uestra de formación ' jeringa ' vaso de precipitado ' Cristal mineral pulido
PROCEDIMIENTO -e limpia con mucho cuidado el cristal mineral, ya que diminutos contaminantes pueden afectar en gran medida la prueba.
-e deposita utili!ando un capilar una gota del hidrocarburo del yacimiento sobre la superficie sólida y empleando lentes generalmente de alta precisión se mide el ángulo formado por la gota y el sólido. CONCLUSIONES -i bien e#isten diversos métodos para encontrar la mojabilidad el de la gota de -esil resulta sumamente provechoso y sencillo. RECOMENDACIONES +s importante que las muestras tanto del hidrocarburo como de la salmuera del yacimiento no tengan ningn contaminante o variación de concentraciones para que el análisis sea lo más verídico o preciso posible.
AMOTT-HARVEY +sta es una de las pruebas más utili!adas en la industria de los hidrocarburos debido a que no requiere tanto tiempo 6entre 3 y 20 días7. 8na muestra, con saturación de agua irreducible, -9ir, colocada en un tubo lleno de agua absorbe espontáneamente agua a lo largo de un cierto período: 20 días como mínimo, y a veces mucho más tiempo. Luego, la muestra se coloca en una celda de flujo por la que se hace pasar agua, observando la e#tracción adicional de petróleo. La muestra se encuentra ahora en un estado de saturación de petróleo residual, -or, y el proceso se repite con un tubo de imbibición lleno de petróleo y luego con un dispositivo de inundación con petróleo. EQUIPO Y ELEMENTOS ' -almuera de la formación ' &ceite de formación. ' Celda de vidrio. 'Centrifugador
PROCEDIMIENTO
2. Limpiar la muestra para asegurar una mejor calidad de toma de información
;. -aturar la muestra 200< con salmuera de la formación. =. -e ubica la muestra en un tubo ocupado por aceite con el fin que el crudo desplace al agua por imbibición, de allí se obtiene >9e 6volumen de agua espontáneo7. ?. "espla!ar aceite hasta -9irr 6-aturación de agua irreducible7, obteniendo así >9f 6volumen de agua for!ado7.
@. Colocar la muestra en la celda llena con salmuera para despla!ar el volumen de aceite. La cantidad de salmuera debe estar por lo menos 2 cmA= encima del cero en la sección del tubo medidor para asegurar una correcta lectura. B. 4edir entre 3 y 20 días, >o 6 volumen de aceite despla!ado espontáneo7 1. "espla!ar salmuera hasta -or6-aturación de petróleo residual7 y medir >of 6>olumen de aceite for!ado7 3. Calcular mojabilidad utili!ando el índice de &mott.
ndice de &mott6*7$ 4uestra preferencia por el agua entre 0.= y 2, preferencia por el aceite entre '2 y '0.=, además entre '0.= y 0.= se denomina como mojabilidad Deutra
-e puede generar una gráfica de la cantidad de agua que es e#pulsada espontáneamente en función de la cantidad de días que permanece en análisis y se observa como al pasar entre 3 y 20 días la variación se estabili!a.
CONCLUSIONES La mojabilidad es un parámetro indispensable para los estudiosos de los yacimientos, no sólo durante la etapa inicial de la vida productiva de los po!os sino a través de toda su e#istencia pues esta puede ir cambiando con la temperatura, la presión y el despla!amiento de los fluidos. &l ser el método de &mott'(arvey un método cualitativo permite conocer de manera más precisa la mojabilidad.
RECOMENDACIONES -e recomienda tener e#tremo cuidado con las muestras de roca, tanto durante la perforación como durante el trabajo en el laboratorio, es preferible que no se evapore nada de la salmuera, se debe tener un control especial con las temperaturas, las presiones y las corrientes de aire. &demás se debe tener especial cuidado durante la prueba, no retirar la muestra antes del tiempo sugerido
Bi!li"#ra$%a /esis, efectos de la mojabilidad en las propiedades petrofísicas y operacionales de recobro secundario, Elas 4iguel -algado 4, Libardo &ndres Fon!ále! >, ;00@. -chlumberger Gilfield)evie9 Gtoo ;001'HLos fundamentos de mojabilidadH .''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''''' PRESIÓN CAPILAR
OBJETIVOS ' Comprender el concepto de presión capilar aplicado a los diferentes procesos de estudio a formaciones. ' )econocer los factores que afectan o varían la presión capilar ' "eterminar las diferentes características de cada muestra, como tipo de roca, saturaciones y distribución de fluidos en el yacimiento. ' Conocer los procedimientos y objetivos para las pruebas reali!adas con el método del plato poroso y el método de inyección de (g. MARCO TEÓRICO
-e define presión capilar como el diferencial de presión e#istente en la *nterfase que separa dos fluidos inmiscibles. "icha interfa! es la resultante a la tensión de adhesión con las paredes de los poros y la tensión interfacial entre los fluidos. +s una función del diámetro de las gargantas de poros, la mojabilidad de la roca y la tensión interfacial entre los fluidos. Los datos de presión capilar se utili!an para determinar la distribución de los fluidos en el yacimiento, la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones esperadas de agua fósil. +n cualquier medio poroso con presencia de fluidos bifásicos, la fase mojante tendrá siempre la presión más baja. or lo tanto, las curvas de presión capilar se pueden también utili!ar para determinar las características de mojabilidad del yacimiento. (ay varios métodos para determinar la presión capilar y se aplica cada cual dependiendo de los requerimientos. +l método del plato poroso se caracteri!a por ser aplicable a varias muestras al tiempo las cuales pueden ser heterogéneas, permite determinar la saturación de agua crítica y con el tra!ado de la curva de saturación de agua versus presión capilar, se puede determinar la composición de la roca. La orosimetría por *nyección de 4ercurio consiste en inyectar mercurio a presiones incrementales en una muestra que ha sido previamente evacuada. +l registro de las presiones de mercurio y las saturaciones permite la generación de las curvas de resión Capilar ' -aturación a partir de las cuales se pueden anali!ar las diferentes características de la muestra y en general del yacimiento
PLATO POROSO EQUIPO Y ELEMENTOS I "esecador de vidrio I Cámara de vacío. ' Eomba de vacío I Calibrador digital I Ealan!a analítica. I +rlenmeyer de @00 ml. I +quipo de presión capilar plato poroso I latos porosos de 2 y 2@ bares I Cora!ón de análisis I /ierra diatomácea I apel Jleene# I robeta aforada
PROCEDIMIENTO 2.
)egistrar
el
peso
de
la
muestra
seca
y
limpia
como
Kmd.
;. Calcular las dimensiones de la muestra, tomando B medidas de cada dimensión y hallando sus promedios.
=. "eterminar la porosidad y el volumen poroso de la muestra por medio del método de saturación y el método del porosímetro de helio vistos en la práctica anterior, haciendo uso de la ley de boyle. ?. -aturar el plato poroso 62 o 2@ bares7 con una salmuera sintética de las mismas características del agua de formación o con agua de formación filtrada y llevarlo a una celda que lo cubra totalmente para aplicar presión.
@. -aturar al 200< la muestra con salmuera sintética o agua de formación. B. Colocar el plato de 2 bar en la celda 1. &dherir a la muestra una capa muy fina de tierra diatomácea en la superficie de un papel Jleene#. 3. Colocar en el plato poroso las muestras de roca y cerrar la celda herméticamente.
. &brir la fuente de aire. 4anipular el paso de aire al regulador de alta mediante la válvula >2 y luego de este al de baja, >;. La otra válvula debe estar cerrada. Mijar diferentes presiones capilares entre 2@ y ;00 psi. 20. &brir la válvula >= para permitir el paso del aire del regulador de baja presión al saturador y luego a la celda.
22. 8bicar una probeta graduada al otro e#tremo de la celda con aceite mineral para evitar que se evapore el agua que va saliendo. 2;. Las lecturas del nivel de agua despla!ado deben hacerse dos veces al dia. Cuando la lectura sea la mismas por dos días, desmontar y pesar las muestras. DG/&$ -e deben registrar los pesos obtenidos en cada incremento de presión al igual que el agua despla!ada de las muestras. )epetir el procedimiento con cada punto de presión. CONCLUSIONES
+l método del plato poroso tiene como ventaja el poder estudiar varias muestras similares a la ve! pero su ejecución demanda gran cantidad de tiempo Los datos registrados de presión capilar son de gran importancia ya que son utili!ados directamente en programas numéricos de simulación y la determinación de la distribución de los fluidos en el yacimiento. INYECCIÓN DE MERCURIO
EQUIPO Y ELEMENTOS EG4E& "+ 4+)C8)*G muestra limpia y seca camara de vacio cilindro de D;
PROCEDIMIENTO &' Inicialmente eterminar el )"l*men e la cela +in la m*e+tra ;. llevar el mercurio hasta el primer capilar, colocar las bombas de lectura en 0 y llevarlo hasta el segundo capilar =. devolver el mercurio y colocar las bombas de lectura nuevamente en 0
?. 8bicar la muestra en la celda. @. -e aplica vacío al sistema durante apro#imadamente ; o = horas para e#traer el aire contenido por la roca y la celda. B. "espla!ar el mercurio al capilar superior, disponer el medidor de volmenes de la manivela en 0, luego aumentar la presión al valor deseado y registrar el volumen de mercurio que debe despla!arse para que este llegue al capilar superior. 1. -e debe hacer la corrección por la compresibilidad del mercurio a esta presión alcan!ada. DG/&$ -e debe repetir el proceso para cada una de las presiones propuestas, registrando en cada caso el volumen leído. -e debe hacer corrección a cada uno de los volmenes, restando el volumen de corrección.
CONCLUSIONES La inyección de mercurio es apropiada para el estudio de formaciones con poca litificación o para muestras que esten disgregadas pero el uso de mercurio podria alterar en cierta medida las propiedades originales que presenta la muestra. La elevada tensión superficial del mercurio permite obtener mayor sensibilidad que con otras metodologías para caracteri!ar detalladamente la estructura poral.
BIBLIO,RA-.A /tt0122333'a#atla!+'c"m2S0ani+/2c"ntent2merc*r4in5ecti"n'/tm http$55999.agatlabs.com5-panish5content5capillarypressure.htm http$55999.inlab.com.ar5cN(g.htm
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PROPIEDADES EL6CTRICAS
OBJETIVOS 2. Conocer el procedimiento por medio del cual se calculan las propiedades eléctricas de la roca almacén y así poder estimar la saturación de agua en yacimiento. ;. "eterminar de forma precisa el factor de formación y el e#ponente de saturación. =. &prender a dar un correcto uso de los equipos de laboratorio necesarios en la determinación de las propiedades eléctricas del yacimiento. MARCO TEÓRICO La resistividad eléctrica de una sustancia es su capacidad de impedir el flujo de corriente eléctrica a través de sí misma. La unidad utili!ada en los registros es el ohmio'metro; 5
metro, generalmente e#presada como ohmio'm. La conductividad eléctrica es el recíproco de la resistividad y se e#presa en miliohms por metro 6mmho5 m7. or principio físico, las rocas secas no conducen efectivamente la corriente eléctrica, es decir la matri! de la roca tiene una conductividad nula o una resistividad infinitamente alta. 8na corriente eléctrica fluirá solo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación, más solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas, por lo tanto entre mayor sea la porosidad de la formación mayor será la cantidad de agua en la misma, y menor será su resistividad, la cual es directamente proporcional a salinidad del flujo. +l factor de resistividad de formación 6MMo M)7, algunas veces es función de la geometría interna de la roca, de acuerdo a la ecuación: M) O J ϕAm. "onde J, es algunas veces en función de la tortuosidad y m 6e#ponente de cementación7, es función del nmero de reducciones en el tamao de poros intercomunicados o de canales cerrados. +sto sugiere que J debe ser 2 o mayor, y el valor de m, segn la teoría, se encuentra entre 2 y ;. EQUIPO I +quipo medidor de resistividad I +quipo de presión capilar plato poroso I Calibrador digital I (orno convencional y horno de humedad controlada I Ealan!a analítica. Con resolución en milésimas. I &ire comprimido I Cora!ones de análisis I Fuantes desechables I /ierra diatomácea I apel Jleene# I robeta aforada de ;@ mililitros PROCEDIMIENTO 2. -e elige la muestra a anali!ar la cual se debe encontrar limpia y seca.
;. ese la muestra seca, registre eso como Kd.
=. "eterminar el volumen de la muestra, para ello estime sus dimensiones por medio del caliper digital. Calcular el volumen de la muestra, registrarlo como >t . ?. -aturar la muestra 200< agua de formación filtrada o con salmuera utili!ando el método de vacío o el de despla!amiento miscible.+l líquido saturante debe estar libre de aire. osteriormente se pesa la muestra y se registra como Ks. @. (allar el volumen poroso de la muestra restando la masa de la muestra saturada menos la muestra seca y dividiendo el resultado por la densidad de la salmuera, registrar el dato como >p. B. 4ontar la muestra saturada en el equipo de medición a presión de yacimiento y temperatura ambiente. 1. "espla!ar salmuera a través de la muestra a ra!ón de 2 >p5día, para acelerar el equilibrio iónico entre la roca y la salmuera. 3. 4onitorear todos los días la resistencia de la muestra. +l equilibrio iónico se alcan!a cuando la medida de la resistencia se estabili!a. . "eterminar la resistividad de la muestra 200< saturada. 20. +mpe!ar a desaturar la muestra preferiblemente por el método del plato poroso, siguiendo el procedimiento de presión capilar por el plato poroso.. 22. Calcular el índice de resistividad *) 6o)*7. 2;. Calcular el e#ponente de saturación n, con base en la gráfica log'log de *) vs. -9. 2=. Calcular la resistividad de la salmuera que está saturando la muestra, )9. 2?. Calcule el Mactor de resistividad de la formación, también llamada Mactor de formación, M) o MM.
2@. Calcule el e#ponente de cementación m, con base en la gráfica log'log de MM >s. P de la muestra.
RESULTADOS
MUC7AC7OS LOS RESULTADOS SON LAS -OTOS QUE VAN A VER A CONTINUACIÓN8 YA EST9N EN ORDEN ES SOLO COPIAR8 PARECE MUC7O PERO REALMENTE NO LO ES'
CONCLUSIONES 2. -e comprendió la forma adecuada de conocer la saturación de agua en yacimiento haciendo uso de las propiedades eléctricas de la roca reservorio para tal fin. ;. Mue posible entender la forma correcta de operar los equipos de laboratorio para así posteriormente dar un buen uso de ellos y poder establecer las propiedades fisicoquímicas de las muestras. =. -e anali!ó la forma teórico'e#perimental de calcular los e#ponentes de saturación y cementación QnH y QmH respectivamente. BIBLIO,RA-.A http$55ingenieria'de'petroleo.lacomunidadpetrolera.com5;0050B5registros'electricos.html http$55tangara.uis.edu.co5biblio9eb5tesis5;02052==?2.pdf
::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: PERMEABILIDADES RELATIVAS MARCO TEÓRICO +l proceso más importante en la recuperación de hidrocarburos y agua de formación es la circulación de los fluidos: esta se caracteri!a comnmente con la permeabilidad relativa de la formación ya que esta describe el flujo de dos a tres fluidos inmiscibles por el medio poroso. +sta propiedad de las formaciones puede ser estimada tomando la permeabilidad efectiva en función de la saturación método conocido como estacionario, o basándose en interpretar un proceso de despla!amiento inmiscible, método no estacionario. +l método que implementaron Rohnson, Eossler y Daumann, se utili!a para calcular individualmente las permeabilidades relativas del gas, del aceite o del agua a partir de los datos obtenidos durante un empuje de gas o un e#perimento de inyección de agua reali!ado en un medio poroso lineal. +stá fundamentado en la teoría de EucSley'Leveret' Kelge. La teoría asume dos condiciones: la velocidad de flujo sea lo suficientemente alta para alcan!ar un despla!amiento estabili!ado y la velocidad del flujo sea constante en toda la sección transversal del medio poroso lineal. +ste método presenta resultados rápidos y confiables para muestras de cora!on de tamao normal. OBJETIVOS ' *dentificar la influencia e importancia de la permeabilidad relativa frente a la producción de hidrocarburos. ' Comprender los procesos desarrollados en el método RED y su utilidad en los estudios de formaciones con hidrocarburos.
Johnson, Bossle ! N"#$"nn %JBN& EQUIPO Y ELEMENTOS I +quipo de despla!amiento con todos los equipos accesorios I +quipo de vidrio: probetas, receptores aforados, butirómetros, etc I Calibrador digital I (orno convencional y horno de humedad controlada I Ealan!a analítica. Con resolución en milésimas. I Core'holder tipo (assler I Cora!ones de análisis I Fuantes desechables
PROCEDIMIENTO 2. )egistrar las diferentes dimensiones de la muestra ;. "eterminar la porosidad por medio de la ley de Eoyle =. ara restaurar la mojabilidad de la muestra, sature la muestra con una salmuera de composición y propiedades eléctricas iguales al agua de formación. "etermine la permeabilidad absoluta de la muestra.
?. "esplace aceite mineral a temperatura de yacimiento hasta de saturación de agua irreducible. @. *nyectar crudo a la muestra y despla!ar el aceite mineral. )egistrar -9irr y la permeabilidad efectiva al aceite. B. *nyectar aceite mineral a la muestra dentro del cold holder para despla!ar el crudo presente en la muestra. "eterminar la permeabilidad efectiva al aceite mineral después de haber restaurado la mojabilidad de la muestra. 1. "isminuir la presión del sistema de inyección los segn los criterios 3. "espla!ar agua y la registrar la cantidad de agua y aceite producidos, delta de presión, caudales y tiempo. . +mpiece el despla!amiento de salmuera dependiendo de la permeabilidad de la roca. 20. 4edir el tiempo desde que empie!a a despla!ar el agua. Cuando ocurra la ruptura del agua, medir el agua y el aceite recuperados, la caída de presión y tasa de despla!amiento. 22. Cuando la muestra no permita el despla!amiento de más aceite, determinar la permeabilidad efectiva al agua. DG/&$ /omar todas las medidas con la mayor e#actitud posible.y graficar los datos.
CONCLUSIONES
+l estudio de la permeabilidad efectiva de las formaciones con hidrocarburos es fundamental ya que hace parte de las propiedades principales para el estudio ingenieril de los yacimientos. La ilustración gráfica de los datos obtenidos permite conocer la mojabilidad de la roca ya que si el intercepto de las curvas de la permeabilidad relativa al aceite y la permeabilidad relativa al agua, ocurre por encima del @0 < de -9, la muestra es preferiblemente mojada por agua , en contraparte, si el cruce ocurre por debajo del @0 < de -9, la muestra es preferiblemente saturada por aceite.
BIBLIO,RA-.A /esis, -imulacion numerica de los procesos de despla!amiento reali!ados en el modelo coreflooding, Gviedo >argas (arold &, )oja! -uare! &driana, ;00B.
