Medida De Propiedades Petrofísicas Básicas (P.P.B.) En Medios Porosos Consolidados Y No Consolidados Andrés David Aguirre, Ingrid Daniela Bustos & Sebastián Danilo Narváez
Resumen. El presente documento es un informe correspondiente a las medidas de propiedades petrofísicas básicas (P.P.B.) de núcleos porosos consolidados y no n o consolidados, tales propiedades son medidas por medio de los métodos de Boyle, gravimétrico, permeabilidad al gas y permeabilidad al líquido que ayudan a determinar la capacidad de almacenamiento de la muestra y medir la capacidad de flujo del medio. Estas pruebas se realizaron en el laboratorio de yacimientos de la Universidad Nacional de Colombia sede Medellín en el periodo 2016-1. 1. Introducción. Las P.P.B. son esenciales en la determinación de la rentabilidad de yacimientos petroleros ya que éstos no solo permiten calcular el volumen asociado a la porosidad efectiva, sino también la capacidad de flujo asociada a la permeabilidad, estas características son estimadas mediante pruebas como los métodos gravimétrico y porosidad Boyle, para medir la porosidad y las pruebas de permeabilidad al gas y al líquido para medir la permeabilidad , cabe tener en cuenta que aunque no se realizó porosidad Boyle en esta práctica debido a insuficiencia de tiempo, se comparan y analizan resultados de otras pruebas. También se realiza un nuevo método que denominaremos como “método ingeniería civil”, para civil”, para encontrar la capacidad que tiene un medio poroso para transportar los fluidos. 2. Marco Teórico. A continuación se presenta la definición de las propiedades petrofísicas que van a ser medidas en el laboratorio por distintos métodos: POROSIDAD. La porosidad es la propiedad que indica el volumen poroso disponible en la roca para almacenar fluidos. [1] La manera de determinar su valor es midiendo el volumen poroso y el volumen total de la roca
Donde: Vp: volumen poroso Vt: volumen total de la roca La porosidad se puede clasificar como efectiva cuando tiene en cuenta solamente la presencia de poros interconectados, y se mide con el método de gravimétrico, mientras la porosidad absoluta tiene en cuenta la presencia de poros ya sean interconectados o no, que se mide con el método de porosidad Boyle. [3] Por tanto la porosidad absoluta es mayor
que la porosidad efectiva [1] La porosidad es una fracción que varía entre 0 y 1, [3] Cabe tener en cuenta que la proporción de los espacios porosos en la roca depende del tamaño y empaquetamiento de los granos que la forman. [4] Además la porosidad es mayor en los sedimentos no consolidados (arena, grava) que en aquellos consolidados (areniscas, conglomerados), ya que la litificación destruye el espacio entre los granos que son apretados originando la pérdida de la porosidad. [5] Factores que afectan la porosidad: [1]
Tipo de empaque Material cementante. Geometría y distribución de los granos Presencia de partículas finas de arcilla. Presión de las capas.
PERMEABILIDAD.
La permeabilidad (K) de una muestra es la medida de su capacidad para permitir el transporte de fluidos cuando está 100% saturado [5]. Ésta depende del tamaño, forma y distribución de granos, de la comunicación de los poros, tipo de empaquetamiento, grado de compactación y contenido de arcilla. [2]. Su unidad de medida es Darcy [4]. Cabe tener en cuenta que una muestra no consolidada no siempre tiene mayor permeabilidad que una consolidada [1] Se puede medir permeabilidad al gas y permeabilidad al líquido en Esta propiedad puede medirse en el laboratorio en pequeñas muestras asumiendo un flujo laminar y que solo un fluido fluye por el medio poroso [4]. La evaluación de la permeabilidad absoluta se basa en la aplicación de la Ley de Darcy, razón por la cual se procede a deducir dicha ley para un sistema poroso lineal de área constante A y longitud L. [2]. Así, la permeabilidad se puede determinar con la siguiente expresión [2]: =
245,6 Δ
Donde: : Viscosidad en [cp] L: Longitud en [cm] A: Área transversal en [cm2] q: Caudal en [cm3/min] ΔP: potencial en [psi] K: Permeabilidad en milidarcys [md] Un parámetro muy importante es el hecho de que cuando la permeabilidad al gas Kg de un medio poroso es determinada con el mismo gas a diferentes presiones, la curva de Kg vs. 1/P es lineal y cuando la presión tiende a un valor muy grande las distancias entre las moléculas del gas son similares a las que se presentan entre las moléculas
de líquido. Por esta razón el gas se comporta como si fuese un líquido y por ende la permeabilidad de éste es aproximadamente igual a la permeabilidad del líquido. Este fenómeno es conocido como efecto Klinkenberg [2] Entre las propiedades que afectan el valor de la permeabilidad podemos nombrar las siguientes [2]: • Presión de sobrecarga. • Contenido de arcillas. • Migración de finos.
3. Trabajo experimental 3.1 Objetivos:
Medir, analizar y discutir propiedades petrofísicas básicas, como son permeabilidad al líquido y al gas y porosidad por método Boyle y gravimétrico para un medio poroso definido Comparar ventajas y desventajas de la evaluación de permeabilidad al líquido contra permeabilidad al gas. Evaluar el efecto de la tasa de flujo y de las presiones de sobrecarga y de poro en la permeabilidad absoluta al líquido teniendo en cuenta la ley de Darcy, así como el efecto klinkenberg.
3.2 Equipos y materiales 3.2.1 Permeabilidad al gas.
Teflón Arena 70-100 Jeringa Salmuera Medidor de caudal Aire Bomba de sobrecarga Porta-Muestras Manómetro
3.2.2 Permeabilidad al liquido • Arena 70-100 • Salmuera • Agua • Teflón • Jeringa • Bomba de desplazamiento positivo • Bomba de sobrecarga
• Equipos de inyección • Manómetro • Medidor de caudal 3.2.3 Permeabilidad “Método ingeniería civil”
Jeringa Salmuera Porta-muestra Muestra Manómetro Cronometro
3.2.4 Porosidad método gravimétrico
Balanza Erlenmeyer Muestra Bomba de vacío Salmuera
3.2.5 Porosidad Boyle
Helio Muestra Cámaras Válvulas de presión Porosimetro
3.3 Procedimiento
Se debe tener en cuenta las siguientes observaciones: Se trabaja con una muestra no consolidada de arena 70-100 al 100% La prueba se realizó con una presión de sobrecarga de 1500 psi. Se utiliza salmuera con concentraciones de 2,31 g /L; 0,06 g/L y 0,2 g/L para Cloruro de sodio, cloruro de potasio y cloruro de calcio, respectivamente.
3.3.1 Permeabilidad al gas [2].
Para poder calcular la permeabilidad al gas se hacen necesario el conocimiento de la viscosidad del fluido que es 0.018 cp medida a 25°C y la presión atmosférica, que para Medellín es 12.4 Psi. A continuación, se presentan los pasos a seguir:
a) Se mide las dimensiones de la muestra y la llevamos al porta muestras. b) Se aplica presión de sobrecarga con salmuera para evitar canalización de los fluidos de inyección y así evitar una conexión. c) Inyectar el aire a una presión determinada. d) Una vez el caudal se estabilice, registrar la presión y caudal. e) A continuación se calcula permeabilidad absoluta al gas. Conociendo los datos anteriores se hace uso de la ecuación 1 para poder determinar la permeabilidad al gas, teniendo en cuenta que la presión de salida es atmosférica:
Ecuación. Darcy
f) se calcula 1/P para realizar la gráfica K vs 1/P y así demostrar el efecto klinkenberg. 3.3.2 Permeabilidad al líquido [2].
Se toma la muestra, se le inyecta fluido (salmuera), luego se somete a una presión de sobrecarga y se verifica si se ha o no conectado, al ver que no lo ha hecho se sigue con la inyección del fluido a un caudal constante (0,5 cm^3 / min) y se mira permeabilidad a partir de Darcy con variaciones en la presión. Los pasos a seguir se indican a continuación: a) Se mide las dimensiones de la muestra b) Se lleva la muestra al vacío y se satura con salmuera. c) Se introduce la muestra en el Porta-Muestras, para aplicar la presión de sobrecarga. d) Se inyecta el fluido (agua) con un caudal fijo. e) Se espera a que se equilibre la presión para después tomar los datos de presión y caudal de inyección. f) se calcula la permeabilidad absoluta. 3.3.3 Permeabilidad “Método ingeniería civil”
Con este método se realiza la medición de permeabilidad sin tener en cuenta la presión de sobrecarga, los pasos son los siguientes: a) Se mide las dimensiones de la muestra. b) llevar la muestra al porta-muestra. c) A continuación se inyecta un volumen conocido de fluido (agua) en la muestra saturada d) Se toma el tiempo en que tarda en salir el fluido, esta información permite obtener el caudal. e) Registrar la diferencia de presión, dada por el manómetro f) Finalmente se procede a calcular la permeabilidad.
3.3.4 Porosidad método gravimétrico [1].
a) b) c) d) e)
Se toma la muestra limpia y seca y se mide sus dimensiones. Llevar la muestra al vacío durante aproximadamente 15 o 20 minutos. Se inyecta salmuera hasta saturar la muestra. A continuación se mide el peso de la muestra saturada de fluido. Se calcula el volumen de poro mediante la siguiente ecuación:
Donde: msat: es la masa del núcleo saturado con agua. msec: es la masa del núcleo sin saturar. pL: es la densidad del agua. Vp: es el volumen poroso efectivo de la roca.
Como ya se conoce el volumen poroso y el volumen total de la muestra, se procede a calcular la porosidad efectiva mediante la siguiente expresión: ∅=
3.3.5 Porosidad método Boyle [1].
Este método se calcula con ecuación de Boyle: =
La temperatura permanece constante durante la prueba, por lo que la expresión se reduce a lo siguiente: =
El porosímetro está compuesto por dos cámaras, un manómetro y una válvula. Los pasos a seguir son los siguientes: a) La muestra limpia y seca se pone en la cámara 1. b) Se abre la válvula 1 para presurizar la cámara 1 a una presión P0 con helio c) Cuando se estabilice la presión se abre la válvula que conecta las dos cámaras, esto para permitir el paso del gas a la otra cámara. d) Esperar que se estabilice la presión y se reporta éste dato como Pf e) Procedemos a cortar el suministro de gas, reduciendo la presión con un regulador. f) Abrir válvula 3 para extraer la muestra de roca de la cámara 1 g) Se aplica la ley de Boyle, una vez medidas las presiones, así:
Si se despeja de la anterior expresión el volumen sólido y se reemplaza los datos de la tabla, obtenemos que el volumen del sólido y reemplazándolo en la ecuación de y conociendo el volumen total se obtiene: =
−
3.4 Resultados.
Inicialmente se determinó los datos de la Tabla 1 para medir permeabilidad al gas Donde D: Diámetro Li: Longitud sin la arena de la manga con le cabezote Lf: Longitud con la arena de la manga con el cabezote L: Diferencia entre Lf y Li A: Área transversal μ: viscosidad
D (cm)
3,795
L (cm)
7,418
Li(cm)
10,15
A (cm^2)
Lf (cm)
2,732
μ (cp)
11,311324 0,018
Tabla 1. Datos iniciales de la muestra antes de medir permeabilidad al gas
Al medir permeabilidad al gas se obtuvieron los datos presentados en la Tabla 2. Caudal Presión Presión 1 / P (cm^3 ent sal (psi^/min) (psi) (psi) 1) K (mD) 1500
22,50
0
0,044 209,600
2000
40,00
0
0,025 88,425
2500
58,50
0
0,017 51,676
3000
75,00
0
0,013 37,728
4000
91,50
0
0,011 33,797
6000
105,50
0
0,009 38,134
Tabla 2. Medidas de caudal, presión de entrada y presión de salida para permeabilidad al gas .
A continuación se procedió a realizar cálculos para obtener la gráfica de K vs 1/P obteniendo la gráfica 1
Permeabilidad al gas vs 1/P 250.000 ) 200.000 D m (
y = 287,9x - 1,4554
d 150.000 a d i l i b a 100.000 e m r e P
50.000
0.000 0.000
0.005
0.010
0.015
0.020
0.025
0.030
0.035
0.040
0.045
0.050
Axis Title
G rafica 1. Permeabilidad al g as vs 1/P
Posteriormente se obtuvieron los datos de la Tabla 3 Para medir permeabilidad al líquido. DATOS
‘ L (cm) 6,302
A (cm) 11,3411495
D (cm) 3,8
μ (cp)
Li (cm) 10,049
Li(cm) 3,747
1
Tabla 3. Datos de la muestra antes de medir permeabilidad al líquido
Para medir permeabilidad al líquido se dejó un caudal constante variando la presión de sobrecarga y la presión, así se obtuvieron los datos que se presentan en la Tabla 4.
Tabla4. Medidas de presión de sobrecarga, caudal (constante), diferencia de presión y permeabilidad al líquido a distintas presiones y sobrecargas.
Finalmente para medir porosidad efectiva, por método gravimétrico, se obtuvieron los siguientes datos indicados en la Tabla 5. DATOS L (cm) 6,302
A (cm) 11,3411495
D (cm) 3,8
μ (cp)
Li (cm) 10,049
Li(cm) 3,747
1
Tabla 5. Datos de la muestra antes de medir porosidad efectiva.
Finalmente se obtuvieron las mediciones de la Tabla 6 al realizar la prueba de porosidad gravimétrica. VALOR m(seco) m(húmedo)
1634,19 1656,05
Densidad salmuera V poroso L D A Vm
1 21,86 6,302 3,8 11,3411495 71,471924
φe
0,30585437
UNIDA DES g g g/cm^ 3 cm^3 cm cm cm^2 cm^3 Adime nsiona l
Tabla 6. Medidas de peso seco, peso húmedo, densidad salmuera, volumen poroso, volumen muestra y porosidad efectiva
Por ultimo al realizar la medición de permeabilidad al líquido por el método de “ingeniería civil” se obtuvieron los resultados indicados en la tabla 7.
Donde: Pob: Presión de sobrecarga Q: Caudal ΔP: diferencia de presión entre la entrada y la salida
K: permeabilidad Pob (psi) Q (cm^3/min) ΔP (psi)
K (mD)
1000
0,5
5,132
13,2963685
1500
0,5
7,587
8,99393215
2000
0,5
10,582
6,44839947
3000
0,5
15,221
4,48308017
Tabla 7. Datos permeabilidad al líquido método “ingeniería civil”.
3.5 Discusión y análisis de resultados . 3.5.1 Análisis de resultados de la muestra A70100 o
o
o
La prueba de permeabilidad al líquido mostró resultados satisfactorios al demostrar una relación inversamente proporcional entre la permeabilidad y la presión de sobrecarga como lo ya visto en la ley de darcy. La prueba de permeabilidad al gas fue extrapolada siguiendo el efecto klinkemberg para hallar la permeabilidad al líquido arrojando un dato negativo, debido a esto no es posible encontrar un resultado concluyente para la medida de permeabilidad al líquido en esta prueba. No se puede comparar los dos datos de permeabilidad al líquido, en los métodos de convencionales e “ingeniería civil”, ya que el método de ingeniería
civil no simula las presiones de yacimiento, como la presión de sobrecarga, entonces se estaría midiendo solo la permeabilidad de la arena además la
prueba se midió a distintos caudales (q) y presiones (p), por lo cual se obtienen datos con una diferencia de aproximadamente 3000 mD. o
o
El método gravimétrico arrojó una porosidad del 30,6% para la muestra A70100, según Freeze & Cherry (1979) la porosidad de las arenas finas se encuentran entre 25-50%, de esto se desprende que el método y los instrumentos utilizados para la prueba fueron adecuados para la medida [6]. La prueba de permeabilidad al gas corroboró que las permeabilidades medidas fueran mayor que las permeabilidades en el líquido en cada uno de los datos, de igual forma se constata que a intervalos similares de permeabilidades correspondieron diferencias de presión iguales como resultado de la ley de darcy para gases, sin embargo de los anteriores planteamientos se dedujo que los datos no fueron suficientes para mostrar un efecto klinkemberg adecuado.
3.5.2 Análisis de resultados generales y comparaciones
Comparando el dato de porosidad por el método Boyle de la muestra de bérea con el rango que proporciona Freeze and Cherry (1979) se encuentra que el dato entra en el rango, lo que nos da a entender que el método utilizado es el apropiado para esta medición de porosidad absoluta. A pesar de que en la muestra de la Berea se trabajaron con presiones entre 10 y 120 psi, y en la muestra del mirador se trabajó en un rango de 3-6 psi, las porosidades efectivas y permeabilidades al gas son similares, esto debido a que ambas son muestras consolidadas.[5] Se observa que la porosidad efectiva de las muestras no consolidadas es mayor que la de las muestras consolidadas, esto debido a que en las muestras no consolidadas se presenta mayor espacio entre partículas debido a que no existió diagénesis.[4] Se observa que la porosidad efectiva de la mezcla arena 30-50(50%) con arena 70-100(50%) es mayor que la de las muestras puras, esto debería suceder gracias a que la porosidad se ve afectada por la geometría de las partículas y al mezclar dos tipos de arenas con distinta geometría su porosidad aumenta.[1],[4] Muestra 0-30(A00030) En la prueba de permeabilidad al gas la muestra A00030 mostró una mejor aproximación de línea de los datos a diferencia de la muestra A70100 sin embargo el rango de caudales fue más estrecho en comparación con la muestra A70100 lo que pudo ocasionar que el intercepto de la
liberalización de la arena 0-30 que el intercepto de la muestra A70100. Añadido a lo anterior la prueba de permeabilidad al líquido por método gravimétrico en la muestra A00030 tuvo rangos de presión mucho mayores que la muestra A70100 aunque la presión de sobrecarga fue la misma en cada dato, en base a lo anterior es posible una relación entre la geometría del grano y la distribución de las presiones al interior de los medios, no obstante, los cambios de permeabilidad fueron más apreciables en la muestra A70100 aunque en ambas muestras se evidencio la correlación de los datos como lo ya visto en la literatura. En lo que respecta a la porosidad es posible apreciar un cambio substancial entre la muestra A00030 y A70100 debido posiblemente a la geometría y distribución de los granos en la muestra que provoca cambios de hasta 5% Muestra 30-50 (A03050) En la prueba de permeabilidad al gas la muestra A03050 un rango de caudales mucho mayores que A70100 y A0030, sin embargo las presiones mostradas fueron similares a las muestras A00030 y A70100, en consecuencia a esto fue posible apreciar una aproximación de la permeabilidad al gas por medio del efecto klikenberg a diferencia de las pruebas anteriores en el que el resultado no fue concluyente por el rango pequeño de caudales recolectado. Añadido a esto la permeabilidad al liquido de A03050 tuvo valores menores que la muestra A70100 y mayores a los de la muestra A00030, en base a lo anterior es posible enlazar los tamaños de granos con la permeabilidad del medio de manera inversamente proporcional debido probablemente a la tortuosidad de cada uno de los medios. En lo que respecta a porosidad la muestra A03050 tuvo valores mucho menores que la muestra A 00030y A70100 que se explica mediante la geometría en cada uno de los medios y que es el factor que mas afecta la porosidad en cada medio.
Independientemente de que el efecto klinkerberg no se pudo apreciar en algunas muestras, la gráfica de permeabilidad al gas vs el inverso de la presión presento un comportamiento lineal. Se observa en las muestras consolidadas de berea y la del mirador, que la porosidad efectiva es menor que la porosidad absoluta, tal como se encuentra en la literatura [1]. Podemos notar que la muestra de berea con una permeabilidad al líquido con valores entre 90 y 108 md, es congruente con la literatura que afirma que una permeabilidad regular-mala a: 50< K (md)< 100 es propia de una muestra consolidada que tendrá una baja permeabilidad.[5]
4.6 Análisis de error
Al realizar la prueba de permeabilidad al gas ocurrió una conexión, produciendo intrusión de fluidos a la muestra que modificó los datos de presión lo que produjo que la extrapolación para determinar permabilidad al líquido indicara valores negativos. Aunque si se hiciera una extrapolación de los datos también ocurre una diferencia de más de 2000 md entre los resultados de ambos métodos, esto podría ser causa de la poca exactitud del primer método, ya que se utilizó herramientas con alta incertidumbre, y muy poco adecuadas para la medida de ésta propiedad.
4.7 Conclusión
Los instrumentos utilizados para medir la permeabilidad al líquido no son los suficientemente adecuados para las muestras no consolidadas, ocasionando medidas poco confiables. Aunque no se pudo aplicar el efecto klinkenberg a las muestras ya que la permeabilidad extrapolada arrojó resultados negativos, las pruebas de porosidad gravimétrica y permeabilidad al gas se resultaron coherentes al compararlas con la literatura, especialmente se comprobó la correlación de Darcy, que a mayor presión de entrada, menor permeabilidad. A mayor presión de sobrecarga, menor capacidad de flujo en todas las muestras como lo ya visto en la literatura. Se comprobó en las muestras consolidadas que la porosidad efectivas es menor que la porosidad absoluta
4. Bibliografía
[1]. Lopera, S. (2009). Porosidad de la Formación. Análisis Petrofísicos Básicos y Especiales. Medellin-Colombia. [2]. Lopera, S. (2009). Determinación de la Permeabilidad Absoluta. Análisis Petrofísicos Básicos y Especiales. Medellín-Colombia [3]. Catarina. Evaluación de la porosidad en las partículas, capítulo 6. Recuperado a partir de: [http://catarina.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/lim/davila_n_jr/capitulo6.pdf ] [4]. Castillo, A & Ríos, J. (2008). Caracterización petrofísica a partir de núcleos de perforación y registros de pozo para las areniscas de la formación mugrosa del campo colorado bloques I y II. Bucaramanga-Colombia. [5]. Ardila, M & Arenas, F. (2010). Metodología para el análisis e interpretación de resultados del laboratorio de análisis petrofísicos de la escuela de ingeniería de petróleos. Bucaramanga-Colombia.
[6].Freeze and Cherry. (1979).Flujo poroso [http://es.slideshare.net/MirkoG/200-civ361-flujo-poroso1]
1.
Recuperado
de
