UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERAFACULTAD DE INGENIERA DE PETROLEO,GAS NATURAL Y PETROQUMICA

MTODOS PARA ESTIMAR LA POROSIDAD DE UNA ROCA RESERVORIO

LABORATORIO DE NCLEOS

INFORME N1

ELABORADO POR:JHONY MIGUEL ROJAS VALDEZPROFESOR:Ing. DANIEL CANTO ESPINOZALIMA PER2013

I

SUMARIOEs sabido que los fluidos de formacin tales como petrleo, agua, gas y sumndoles a estos los minerales y contaminantes; han sido almacenados segn el paso de millones de aos, y que hoy en da se encuentran acumulados en pequeos espacios intercomunicados o no intercomunicados en una roca reservorio denominados poros. La importancia del estudio de estos espacios porales, recae en estimar cuanto fluido existe en una formacin.En el presente informe se mencionarn los mtodos utilizados en el laboratorio para la determinacin de dichos espacios porales.

IIMTODOS PARA ESTIMAR LA POROSIDAD DE UNA ROCA RESERVORIO

INDICESUMARIOIINDICEII

OBJETIVOS1

CAPITULO I. MARCO TEORICO21.1.- DEFINICIN DE POROSIDAD21.2.- SIMBOLOGA21.3.- POROSIDAD EXPRESADA MATEMTICAMENTE21.4.- CLASIFICACION DE POROSIDAD41.4.1.- EN BASE A SU ORIGEN41.4.1.1.- POROSIDAD PRIMARIA41.4.1.2.- POROSIDAD SECUNDARIA51.4.1.2.1.- POR LIXIVIACIN51.4.1.2.2.- POR FRACTURA61.4.1.2.3.- POR DOLOMITIZACIN6

1.4.2.- EN BASE A LA COMUNICACIN DE POROS71.4.2.1.- POROSIDAD ABSOLUTA71.4.2.2.- POROSIDAD EFECTIVA81.5.- FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD91.5.1.- TIPO DE EMPAQUE91.5.1.1.- EMPAQUE CBICO101.5.1.2.- EMPAQUE RMBICO101.5.1.3.- EMPAQUE TETRAGONAL111.5.1.4.- EMPAQUE ROMBOHEDRAL121.5.2.- MATERIAL CEMENTANTE131.5.3.- GEOMETRA Y DISTRIBUCIN DE GRANOS141.5.4.- PRESENCIA DE PARTCULAS FINAS151.5.5.- PRESENCIA DE CAPAS SUPRAYACENTES161.6.- VALORES PROMEDIO DE POROSIDAD171.6.1.- PROMEDIO ARITMTICO171.6.2.- PROMEDIOS PONDERADOS181.6.2.1.- POR ESPESOR DE ARENAS181.6.2.2.- POR AREA DE DRENAJE181.6.2.3.- POR VOLUMEN191.6.3.- PROMEDIOS ESTADSTICOS19

1.7.- DETERMINACION DE LA POROSIDAD EFECTIVA 211.7.1.- MTODOS DIRECTOS211.7.1.1.- EVALUACIN DEL VOLUMEN BRUTO211.7.1.2.- EVALUACIN DEL VOLUMEN DEL GRANO221.7.1.3.- EVALUACIN DEL VOLUMEN POROSO221.7.2.- MTODOS INDIRECTOS22CAPTULO II. EQUIPOS Y MATERIALES23

2.1.- CORTE Y LIMPIEZA DEL CORTE232.2.- PARA EL VOLUMEN BRUTO242.2.1.- MTODO DEL PICNMETRO242.2.2.- MTODO DEL RUSSELL242.2.3.- MTODO ELCTRICO252.3.- PARA EL VOLUMEN POROSO252.3.1.- MTODO DE SATURACIN252.4.- PARA EL VOLUMEN DEL GRANO262.4.1.- MTODO DEL POROSIMETRO HELIUM26CAPITULO III. PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL273.1.- CORTE Y LIMPIEZA DEL CORTE273.2.- PARA EL VOLUMEN BRUTO293.2.1.- MTODO DEL PICNMETRO293.2.2.- MTODO DEL RUSSELL293.2.3.- MTODO ELCTRICO313.3.- PARA EL VOLUMEN POROSO323.3.1.- MTODO DE SATURACIN323.4.- PARA EL VOLUMEN DEL GRANO333.4.1.- MTODO DEL POROSIMETRO HELIUM33CAPITULO IV. CLCULOS Y RESULTADOS344.1.- PARA EL VOLUMEN BRUTO 344.1.1.- MTODO DEL PICNMETRO344.1.2.- MTODO DE RUSSELL344.1.3.- MTODO ELCTRICO354.2.- PARA EL VOLUMEN POROSO354.2.1.- MTODO DE SATURACIN354.3.- PARA EL VOLUMEN DEL GRANO364.3.1.- MTODO HELIUM POROSIMETER364.4.- CLCULO DE LA POROSIDAD EFECTIVA37CAPITULO V. CONCLUSIONES385.1.- CONCLUSIONES TERICAS385.2.- CONCLUSIONES NMERICAS E INTERPRETACIN39RECOMENDACIONES40BIBBLIOGRAFIA41APORTE42

OBJETIVOS Determinacin de la porosidad, mediante mtodos directos en laboratorio.

Medicin del volumen bruto, volumen poroso, volumen de grano.

Conocer todos los mtodos y sus respectivos equipos para calcular la porosidad (En laboratorio se halla solamente porosidad efectiva).

Deducir que mtodos nos dan volumen bruto, volumen de los poros, o volumen de los granos; directa e indirectamente.

Dar una justificacin del cual es el mtodo ms preciso y con una buena aproximacin, debatiendo nuestros resultados.

CAPITULO IMARCO TEORICO1.1.- DEFINICIN DE POROSIDADAlmacenamiento de fluidos de formacin (Gas, Petrleo, Agua. etc.); entre los poros interconectados y no interconectados en la roca reservorio.El espacio vaco creado a lo largo de las camas entre los granos, llamados espacio de los poros o intersticios, est ocupada por los fluidos.1.2.- SIMBOLOGALa porosidad se simboliza con la letra griega Phi ().1.3.- POROSIDAD EXPRESADA MATEMTICAMENTEEs la fraccin o relacin que se da entre el volumen total de poros (interconectados no interconectados) ver Figura 1, con el volumen bruto o volumen total de la roca; es decir:Ecuacin (1)Dnde: = porosidad.Vp = volumen poroso.Vb = volumen bruto de la roca.La porosidad es una fraccin que vara entre 0 y 1, aunque tambin puede representarse en porcentaje; sin embargo, cuando se utiliza en las ecuaciones se expresa como una fraccin. La proporcin de los espacios porosos en la roca depende del tamao y empaquetamiento de los granos que la forman. As, la porosidad es mayor en los sedimentos no consolidados (arena, grava), que en aquellos sometidos a litificacin (areniscas, conglomerados), ya que la conversin

Figura 1En la figura 1, se observa los poros interconectados de grano en grano. Los granos no interconectados o aislados. Los granos en una porcin de roca.

de los sedimentos en roca sedimentaria origina la prdida de la porosidad como consecuencia de la compactacin (espacios destruidos debido a que los granos se aprietan entre s) y la cementacin (espacios llenos de material cementante para que los granos se junten).

1.4.- CLASIFICACIN DE LA POROSIDADLa porosidad se puede clasificar de dos maneras:1.4.1.- EN BASE A SU ORIGEN1.4.1.1.-POROSIDAD PRIMARIA O INTERGRANULAREste tipo de porosidad, tambin conocida como porosidad original, es la que se desarroll al mismo tiempo que los sedimentos se depositaron, y est conformada por los espacios vacos que quedan entre los granos y los fragmentos minerales despus que se acumulan como sedimentos. Como se observa en la Figura 2, los poros formados de esta manera son intersticios de granos individuales de sedimento.Las rocas sedimentarias que representan este tipo de porosidad son las areniscas detrticas y las calizas oolticas.

Figura 2. Porosidad primaria o intergranular.

La Tabla 1 que se presenta a continuacin fue dada por Levorsen, muestra el rango de porosidades de algunos yacimientos petrolferos.

Tabla 1. Porosidades de algunos yacimientos petrolferos.Generalmente los yacimientos con baja porosidad no son explotables desde el punto de vista econmico. Los valores ms comunes de porosidad para las areniscas varan entre 2 y 25%, con un valor del 17%. Los carbonatos (calizas y dolomas) tienen porosidades entre 3 y 39%, con un promedio de 21.7%. los yacimientos carbonatados son ms fciles de caracterizar.1.4.1.2.- POROSIDAD SECUNDARIA O VUGULARTambin conocida como porosidad inducida, es la que se form por un proceso geolgico posterior a cuando se deposit el material. Puede clasificarse a su vez en:1.4.1.2.1.- POR LIXIVIACINSe relaciona con la topografa de antiguas superficies de erosin. Este proceso requiere un periodo de erosin suficientemente largo y un relieve superficial por encima del nivel hidrosttico tal que permita la accin disolvente de aguas en percolacin. La mayora de los yacimientos de caliza se deben a este tipo de proceso. Ver Figura 3.

Figura 3. Porosidad por solucin.1.4.1.2.2.- POROSIDAD POR FRACTURAOriginadas en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo. Ver Figura 4.

Figura 4. Porosidad por fractura.1.4.1.2.3.- POROSIDAD POR DOLOMITIZACINLa resultante de la sustitucin molecular de calcio por magnesio en las calizas; es decir, las calizas se transforman en dolomas, que son ms porosas.Los empaques de granos que presentan las rocas con porosidad secundaria son, generalmente, de tipo rombohedral; sin embargo en rocas calcreas es frecuente encontrar sistemas porosos con configuraciones ms complejas. Ver Figura 5.

Figura 5. Porosidad por dolomitizacin.1.4.2.- EN BASE A LA COMUNICACIN DE POROSEsta clasificacin tiene que ver con el aislamiento que experimentan algunos poros cuando se forma la roca, proceso de litificacin. Esto es a medida que se fueron depositando los sedimentos y las rocas se fueron formando, algunos de los espacios vacos quedaron aislados de los otros debido a la excesiva cementacin, mientras que otros quedaron interconectados. En las rocas gneas y metamrficas, por ejemplo, este espacio es pequeo debido a que el proceso de cristalizacin domina al contacto de entrelazamiento de los granos. En contraste, en las rocas sedimentarias, las partculas se van depositando discretamente, en un ambiente suave, que dando abundantes espacios vacos entre los granos. Segn la comunicacin entre poros se distinguen dos tipos de porosidades: Porosidad absoluta. Porosidad efectiva.

Tal como se observa en la Figura 6, unaroca puede tener las siguientes porosida-des: efectiva, no efectiva y absoluta o to-tal (suma de todas las porosidades).

Figura 6. Ilustracin de porosidades.1.4.2.1.- POROSIDAD ABSOLUTAEs el porcentaje de espacio poroso total, con respecto al volumen total de la roca, considerando los poros que estn o no interconectados entre s. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aun as, no tener conductividad a los fluidos, debido a la falta de comunicacin entre los poros.Matemticamente la porosidad absoluta se define segn la siguiente ecuacin:Ecuacin (2)Dnde:Vp.int = volumen de poros interconectados.Vp.n.int = volumen de poros no interconectados o aislados.Vb = volumen bruto o total de la roca reservorio.O tambin:Ecuacin (3)Dnde:Vg = volumen de los granos.1.4.2.2.- POROSIDAD EFECTIVAEs el porcentaje de espacio poroso intercomunicado, con respecto al volumen total de la roca. Por consiguiente, es una indicacin de la facilidad a la conductividad de los fluidos por la roca, aunque no es una medida cualitativa de este parmetro.La porosidad efectiva es una funcin de muchos factores litolgicos. Los ms importantes son: tamao de los granos, empaque de los granos, cementacin meteorizacin y lixiviacin, cantidad y clases de arcillas, y estados de hidratacin de las mismas.Ecuacin (4)Dnde:e = porosidad efectiva.La porosidad efectiva es la que se mide con la mayora de los posmetros, y es en realidad la que interesa para las estimaciones de petrleo y gas en sitio, ya qu solos los volmenes de hidrocarburos almacenados en los poros interconectados pueden ser extrados parcialmente del yacimiento. Esta porosidad normalmente representa un 90 a 95 % de la porosidad total. En la mayora de yacimientos la porosidad vara lateral y verticalmente y se encuentra en un rango de 5 al 20 % (ver Tabla 2), y su calidad puede especificar as:

Tabla 2. Calidad de la porosidad.Un yacimiento que posea una porosidad menor del 5% no se considera comercial, a menos que posea otros factores que la compensen, entre otros: fracturas, fisuras o grandes espacios vacos.1.5.- FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDADLos factores principales son:1.5.1.- TIPO DE EMPAQUEPara apreciar los mximos valores de porosidad en arenas no consolidadas, varios autores han determinado la porosidad para sistemas ideales con granos perfectamente esfricos y de igual dimetro, entre los que se pueden sealar los siguientes:

1.5.1.1.- EMPAQUE CBICOEl cual es el arreglo de mnima compactacin y por lo tanto mxima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre s ngulos de 90. Ver Figura 7.

Figura 7. Empaque cbico.De la Figura 7, y aplicando definiciones tenemos:

1.5.1.2.- EMPAQUE RMBICO U ORTORRMBICOLas esferas se acomodan formando sus ejes ngulos entre s de 60 en un plano y de 90 en otro plano. Ver Figura 8.

Figura 8. Empaque ortorrmbico.De la Figura 8, y aplicando definiciones tenemos:

1.5.1.3.- EMPAQUE TETRAGONAL ESFENOIDALLos ejes de las esferas forman en todos los sentidos ngulos entre s de 60. Ver Figura 9.

Figura 9. Empaque tetragonal esfenoidal

1.5.1.4.- EMPAQUE ROMBOHEDRALEl cual es el arreglo de mxima compactacin. Ver Figura 10.

Figura 10. Empaque rombohedral.Tenemos:

En la Tabla 3, se presenta una comparacin de porosidades segn su tipo de arreglo.

Tabla 3. Porosidades para diferentes tipos de empaques.1.5.2.- MATERIAL CEMENTANTELa cementacin es el agente que tiene mayor efecto sobre la porosidad original y afecta el tamao, forma y continuidad de los canales porosos. El material cementante une los granos entre s y est compuesto principalmente por slice, carbonato de calcio y arcilla. Puede haber sido transportado en solucin cuando los sedimentos ya estaban depositados o ser producto de la disolucin de los mismos sedimentos o, bien, haber sido incluido mecnicamente entre los poros de la roca, como se muestra en la Figura 11.

Figura 11. Efecto del material cementante en la porosidad de una roca.

De las caractersticas del material cementante depender la firmeza y compactacin de la roca sedimentaria y, adems, su mayor o menor contenido le dar la solidez. A medida que aumenta la cantidad de material cementante la porosidad disminuye debido a que este material se aloja en los espacios disponibles para la acumulacin de fluidos. Por estas circunstancias, la porosidad de arenas no consolidadas es mucho mayor que la de las arenas altamente consolidadas o compactadas, debido a que presentan poca cantidad de material cementante.1.5.3.- GEOMETRA Y DISTRIBUCIN DE LOS GRANOSLos materiales que se forman originalmente en la naturaleza estn compuestos por una variedad de partculas de diferentes tamaos y formas, lo cual se debe a varios factores: a) las condiciones de transporte y sedimentacin, b) el grado de erosin al que ha sido sometidos y la accin a la que estn expuestos debido a las corrientes de los ros y c) las acciones de comprensin y trituramiento entre las rocas, las cuales ocasionan que los granos sean bastantes irregulares y puntiagudos. Para analizar la geometra y distribucin de los granos se toman en cuenta su redondez, referida al grado de angulosidad que presentan las aristas y los vrtices de un grano, y la esfericidad, definida como el grado en que un grano se aproxima a una esfera. La determinacin de estas propiedades resulta frecuentemente muy complicada, por lo que se han construido grficos para expresar visualmente las formas de diferentes tamaos de clastos. As por ejemplo, en la Figura 12, se presenta la geometra de los granos segn su ndice de redondez y esfericidad:

Figura 12. Configuracin de los granos segn su ndice de redondez y esfericidad

Ahora bien, debido a la diversidad de tamao de los granos, la configuracin del espacio poroso en el yacimiento es obviamente diferente a la de los empaques formados por granos uniformes, como se muestra en la Figura 13.

Figura 13. Patrones visuales para determinar el grado de seleccin del tamao de los granosUna caracterstica que a menudo se usa para medir la porosidad de la roca es la densidad del grano, la cual relaciona el peso de la roca con su unidad de volumen. Generalmente vara entre 2,65 hasta 3,9 g/cm3, dependiendo de los minerales que la componen. La Tabla 4, muestra la densidad de los minerales ms comunes en las rocas sedimentarias.

Tabla 4. Densidad de los principales minerales que componen las rocas sedimentarias.1.5.4.- PRESENCIA DE PARTCULAS FINASEn la Figura 14 se muestra una arenisca con el espacio poroso lleno de arcilla. Se observa como al aumentar el material intersticial se reduce el espacio poroso de la roca.Sin embargo, la arcilla como material cementante no cauda endurecimiento de las arenas, sino que hace a las rocas bastantes friables. De hecho, el cemento de

Figura 14. Presencia de arcilla en el espacio poroso.arcilla se deposita generalmente al mismo tiempo que los granos de arena y se adhiere a estos, de manera que an despus de haberse depositado existe una porosidad considerable de la roca.1.5.5.- PRESIN DE LAS CAPAS SUPRAYACENTES Y CONFINANTESEste factor afecta de tres maneras la porosidad: 1) a medida que la presin de las capas suprayacentes aumenta, la formacin se comprime y los granos de las rocas reducen su empaquetamiento, lo cual causa disminucin correspondiente de porosidad; 2) debido tambin a la produccin de los yacimientos, la presin confinante en la formacin disminuye y ocurre un movimiento hacia debajo de la superficie de la tierra respecto al nivel del mar, conocido como subsidencia, el cual tambin es un registro visual en superficie de la disminucin de la porosidad en yacimientos agotados y 3) en un caso ms general, a ,medida que la profundidad aumenta, la porosidad tiende a disminuir, como se observa en la Figura 15, representada por Hall. El efecto ilustrado se debe principalmente al empaquetamiento resultante despus de la compactacin. As los sedimentos que se han enterrado profundamente, aun cuando posteriormente sean removidos y levantados, muestran porosidades ms bajas que los que no se han enterrado a una gran profundidad.

Figura 15. Porosidad en funcin de profundidad1.6.- VALORES PROMEDIO DE POROSIDADLas medidas de porosidad hechas en los yacimientos varan unas de otras ya que son tomadas en diferentes partes del medio poroso y usando diferentes tcnicas. Para realizar algunos clculos de ingeniera, se hace necesario homogenizar el yacimiento y ello se hace estableciendo valores promedio para el parmetro de inters. Existen diferentes formas para calcular dichos promedio, entre las cuales se tienen:1.6.1.- PROMEDIO ARITMTICOEs el ms sencillo y consiste en determinar la media aritmtica de las porosidades:

Ecuacin (5)

Dnde:n = nmero total de muestras disponibles.i = porosidad de cada muestra.1.6.2.- PROMEDIOS PONDERADOS O PESADOSPueden ser de tres tipos: ponderados por espesor de arena, ponderados por rea o ponderados por volumen.1.6.2.1.- PONDERADOS POR ESPESOR DE ARENASe aplica en caso de tener espesores conocidos o, bien, para varios valores de porosidad tomados en diferentes pozos del yacimiento, cuyo espesor de arena neta petrolfera es conocido:

Ecuacin (6)

Dnde: hi = espesor de arena neta petrolfera1.6.2.2.- PONDERADOS POR AREA DE DRENAJEEn el promedio se toma en cuenta el rea de drenaje de cada pozo del yacimiento:

Ecuacin (7)

Dnde:Ai = rea de drenaje de cada pozo del yacimiento1.6.2.3.- PONDERADOS POR VOLUMENProduce un valor promedio de porosidad de mayor confiabilidad:

Ecuacin (8)

1.6.3.- PROMEDIOS ESTADSTICOSEs uno de los ms representativos y se basa en datos estadsticos clasificados en rangos de la variable en consideracin, en este caso porosidad, y el nmero de ocurrencia de la variable en cada rango tabulado. En la Tabla 5 se presentan los datos estadsticos obtenidos de las porosidades determinadas en 4.256 muestras de un yacimiento. El procedimiento consiste en elaborar una tabla, donde n, es el nmero total de muestras y Fi, la frecuencia o el nmero de ocurrencias en un rango en particular. La suma de frecuencias en el nmero de rangos presenta los datos y es igual al nmero total de datos. Generalmente la frecuencia se expresa como la fraccin del nmero total de muestras que se analizan. Luego, en un papel de probabilidades aritmtico, se elabora un grfico de frecuencia acumulada vs porosidad media en cada rango y se traza la mejor curva que une los diferentes puntos. La porosidad promedio se obtiene de este grfico para la frecuencia acumulada del 50%La Figura 16 muestra el histograma de porosidad y la curva de distribucin acumulada para los datos presentados en la Tabla 5. El histograma es relativamente simtrico como son la mayora de las distribuciones de porosidad y muestra dos medidas estadsticas de tendencia central (valores medios): 1) la mediana en una porosidad de 17,8% y 2) la media aritmtica en una porosidad de 18,6%.

Tabla 5. Clasificacin de los datos en rangos de porosidades del 2% para todas las muestras analizadasLa mediana es, por definicin, el valor de la variable en el punto de la curva de frecuencia acumulada correspondiente al 50 por ciento y, por lo tanto, divide el histograma en zonas iguales. La media aritmtica depende del tratamiento de los datos. Para datos no clasificados, la media aritmtica es la suma de los valores individuales de la variable dividida por el nmero total de esos valores. Para los datos clasificados es conveniente expresar la media aritmtica por la siguiente ecuacin:

Ecuacin (9)

Dnde: a = porosidad aritmtica promedio.i = porosidad en el punto medio de cada rango.Fi = frecuencia de cada intervalo o rango.n = el nmero de clases de intervalos.

Figura 16. Histograma de porosidad y distribucin estadstica de la porosidadEn algunos yacimientos la arena neta productiva puede determinarse por una distribucin de la porosidad. Para ello, se selecciona un cut-off (valor de corte) de porosidad, de manera que slo sean tomadas en cuenta las arenas netas con porosidades mayores que el valor de corte seleccionado. 1.7.- DETERMINACIN DE LA POROSIDAD EFECTIVA EN EL LABORATORIOLa porosidad puede determinarse con:1.7.1.- MTODOS DIRECTOSEn la determinacin de la porosidad en el laboratorio es necesario conocer o evaluar los dos parmetros que la definen, es decir, el volumen bruto (Vb) y el volumen del grano (Vg) o el volumen poroso (Vp). Para ello se usan muestras o ncleos obtenidos en los pozos, previamente tratados.1.7.1.1.- EVALUACIN DEL VOLUMEN BRUTO (Vb) Medida Directa. Picnmetro de Mercurio. Volmetro de Russell. Mtodo Gravimtrico.1.7.1.2.- EVALUACIN DEL VOLUMEN DEL GRANO (Vg) Trituracin de la muestra. A partir de la densidad de los granos. Mtodo de inmersin. Porosmetro de Stevens. Utilizando la cmara de presin (ley de Boyle -Mariotte).1.7.1.3.- EVALUACIN DEL VOLUMEN POROSO (Vp) Medicin del volumen de aire contenido en los poros, mediante el porosmetro de E. Vellinger o el porosmetro de Washburn Bunting. Pesando un lquido que llene los poros o mtodos de saturacin. Inyeccin de Mercurio. Porosmetro de Expansin de Burean of Mines.1.7.2.- METODOS INDIRECTOS A partir del factor de formacin. A partir de perfiles de macro resistividad. A partir de registros de micro resistividad. A partir del perfil neutrnico. A partir del perfil snico. A partir del perfil de densidad.Una vez estimada la suficiente informacin puntual de porosidad, deben prepararse mapas de isoporosidad, los cuales juntos con otros mapas de otras propiedades de roca, presin, etc., permiten la escogencia de nuevos pozos a ser perforados, el control de avances de fluidos, etc., es decir, un efectivo manejo de la explotacin del yacimiento para un ptimo recobro econmico.

CAPITULO IIEQUIPOS Y MATERIALES2.1.- CORTE Y LIMPIEZA DEL CORE

En la figura de la izquierda se muestra el Equipo Rocwell Model Rusca Drill press con la broca de tungsteno de de pulgada de dimetro con flujo de agua; en la parte derecha se observa la muestra del core que utilizaremos durante todo el curso.

Izquierda.-Equipo de destilacinSoxhlet con tolueno para limpiar los cores; medio.-balanza electrnica; derecha.- Calentador tipo 2600 hot plate thermolyne HV. Kessel USA.

2.2.-PARA EL VOLUMEN BRUTO2.2.1.- MTODO DEL PICNMETRO

Observamos un picnmetro, un plato de metal, el plug, una brocha para limpiar las bolitas de mercurio

2.2.2.- MTODO DE RUSSELL

Observamos en un vaso de precipitado con kerosene, un matraz, el core, el Volumetro Russell2.2.3.- MTODO ELCTRICO

Equipo elctrico

2.3.- PARA EL VOLUMEN POROSO2.3.1.- MTODO DE SATURACIN

DERECHA.- olla de saturacin; IZQUIERDA.-bomba de vaco 2.4.- PARA EL VOLUMEN DEL GRANO2.4.1.- MTODO DEL POROSIMETRO HELIUM

DERECHA.- baln de gas nitrgeno; IZQUIERDA.- dedales, core, plato,

DERECHA.- Porosmetro Helium; IZQUIERDA.- vernier digital

CAPITULO IIIPROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL3.1.- CORTE Y LIMPIEZA DEL CORE Usamos la cortadora de ncleos Ruska, la cual consta de una broca de tungsteno de de pulgada de dimetro con un flujo de agua que simula ser el fluido de perforacin. Tomamos un pedazo de ncleo de una formacin que ha sido obtenida a travs de un Muestreo de fondo del pozo. Colocamos la muestra en la cortadora y procedemos extraer el plug (perpendicular al eje del ncleo). A medida que perforamos se va vertiendo agua para lubricar y enfriar la broca. Sacar el plug mediante un torque e identificamos nuestro core con una marca, para reconocimiento en futuros laboratorios.

PLUG

CORE

Luego de la obtencin del core se procede a la limpieza mediante el mtodo Soxhlet, con tolueno y tetracloruro de carbono. Se evapora el tolueno con la finalidad de que el vapor generado fluya a travs de todo el equipo. Parte del vapor del tolueno va a pasar a travs de los poros del plug logrando as la limpieza entre los poros interconectados. Con el flujo de agua fra el tolueno empieza a condensarse. Despus de la limpieza del core se seca el core en un horno a 110C aprox.

CONDENSADOR

TOLUENO

En la parte izquierda se observa el equipo soxhelt en el cual se hace la limpieza del plug; en la parte derecha se observa un horno el cual el plug ser llevado ah para que se vaporicen los residuales.

3.2.-PARA EL VOLUMEN BRUTO3.2.1.- MTODO DEL PICNMETRO Se pesa el plato vaco, luego se vierte mercurio al picnmetro, limpiando el plato de posible cantidad de mercurio derramada. Se introduce el plug dentro del picnmetro con mercurio se sella este lentamente obteniendo as un volumen de mercurio desalojado. Finalmente pesamos el plato con el mercurio desalojado. El volumen desalojado de mercurio entre la densidad del mismo nos dar el volumen bruto del plug.

Peso inicial en la parte izquierda; en el medio los implementos al utilizar; a la derecha se encuentra el peso final; al restar el peso final, menos inicial es igual al mercurio.3.2.2.-MTODO DE RUSSELL Antes de realizar dicha experiencia se procede a saturar de kerosene nuestro plug. Se llena el Volmetro Russell acoplndolo al matraz, se voltea y se encuentra el volumen o (Vo). Se voltea nuevamente, se saca el matraz y ahora se introduce el plug, acoplamos y volteamos nuevamente y ahora observamos nuestro nivel de volumen (Vf). El nuevo nivel observado Vf, menos el nivel o, Vo, ser el volumen bruto del plug saturado.

IZQUIERDA.- Se llena el kerosene el el Volumetro Russell, DERECHA.- Se acopla el matraz y se da la vuelta para tomar nuestra medida cero.

IZQUIERDA.- Se acoplar el matraz junto con el core al Volumetro Russell; DERECHA.- Se observa la medida del volumen final.

3.2.3.- MTODO ELCTRICO Se calibra el equipo, segn sea la posicin del cero y se toma el valor del error, siendo positivo si se encontrase el 0 en la posicin derecha; y negativa en el caso de estar el 0 en una posicin izquierda; visto desde planta. Comenzamos enchufando el equipo a la fuente de energa de corriente, despus se procede con la calibracin del equipo, giramos el disco metlico hasta que se encienda la pequea bombilla, cuando este sucede anotamos el error. Una vez que el equipo esta calibrado introducimos el plug en el cilindo de mercurio, lo sellamos y procedemos a girar el disco nuevamente hasta que se encienda la pequea bombilla. Una vez que est encendida, se registra la lectura en la regla metlica y se suma o se resta segn sea, el error, y esta ser el volumen de manera directa del plug.

IZQUIERDA Y DERECHA.- Se hace la calibracin del equipo, para luego hacer la medida de nuestro volumen bruto.

3.3.- PARA EL VOLUMEN POROSO3.3.1.- MTODO DE SATURACIN Se comienza pesando el plug seco, despus se lleva a una bomba de vaco donde ser saturado con querosene; una vez ya saturado se seca y se pesa nuevamente. La diferencia del peso saturado del plug y el peso seco entre la densidad del kerosene no dar el volumen poroso del plug.

IZQUIERDA.- los plugs sern saturados en la olla de saturacin; DERECHA. Se deber esperar la saturacin hasta que las pequeas burbujas dejen de notarse.

IZQUIERDA.- se muestra el peso del plugs inicial; DERECHA.- se muestra el peso del plug saturado con kerosene.3.4.- PARA EL VOLUMEN DEL GRANO3.4.1.- MTODO HELIUM POROSIMETER Iniciamos suministrando al equipo gas nitrgeno a partir de un tanque a una presin de 120 psi. Se procede con la calibracin del equipo ya que este cuenta con dos perillas una para calibrar al 0 psi y la otra para calibrar al 100 psi, usando a su vez dos mandos denominados source (origen), y supply (suministro). Con el equipo ya calibrado procedemos a medir el volumen de la celda vaca (Vv), colocando est en la celda y activando el control core holder. Luego medimos el volumen de la celda con el plug en el interior, ms los dedales que ayuden a minimizar errores, procediendo de la misma manera que el paso anterior. Medimos los volmenes de los dedales con la ayuda de un vernier.

Inicialmente se muestra el Vv o volumen vaco; luego se observa la lectura del volumen ledo.

CAPITULO IVCLCULOS Y RESULTADOS

4.1.- PARA EL VOLUMEN BRUTO (Vb)4.1.1.- MTODO DEL PICNMETROPuesto a que los datos de laboratorio tomados la primera vez hubo muchos errores, volv a realizar la experiencia, minimizando errores de tal manera que los datos que presentar a continuacin no coinciden con la hoja de datos tomadas en laboratorio.Wplato = 139,8 gr = W1Wplato + volumen desplazado de Hg = 219.3 gr= W2Donde:WHg = Wp+Hg - WpWHg = W2 W1 = 79,5 gr.Ahora podemos determinar el volumen bruto del plug:Vb =V volumen desalojado de Hg =WHg / HgHg = 13.54gr/cm3Vb = 79,5 gr / (13.54gr/cm3)Vb = 5,8715 cm3Resultado 14.1.2.- MTODO DE RUSSELL VO = 22.2 cm3Vf = 16.6 cm3

Hallamos el volumen bruto mediante diferencia de medidas:Vb = VO - Vf = 5,6 cm3 Resultado 2

4.1.3.- MTODO ELCTRICOERROR = +0.05 cm3Decimales: 0.19Entero: 6Vb = 6 + 0.19 =6.19 + 0.05 = 6.24 cm3Volumen bruto = 6,24 cm3 Resultado 3

4.2.- PARA EL VOLUMEN POROSO (Vp)4.2.1.- MTODO DE SATURACINW plug seco = 13,9643 gr.Wplug saturado= 14,2536 gr. Obtencion del volumen poroso del plug:Wkerosene = Wplug saturado - W plug seco = 0,2893 grDe las tablas sabemos:kerosene = 0,816 gr/cm3 @ 60F.Entonces haciendo la relacin: Wkerosene / kerosene =0,2893 gr/ 0.816 gr/cm3= Vkerosene = VpObtenemos: Vp = 0.3545 cm3Resultado 4

4.3.- PARA EL VOLUMEN DEL GRANO (Vg)4.3.1.- MTODO HELIUM POROSIMETERVv=31.2cm3Vleido:= 13,05 cm3Vg: volumen de los granos.VD1 =volumen del 1er dedal=Pi.(D2/4).h=12,8703 cm3

Calcularemos el volumen de los granos igualando volmenes,Vv= VD1 + Vleido + Vg, donde;Vg = Vv (VD1 + Vleido)Vg =31.2 cm3 - (12,8703 cm3 + 13 1 cm3)Vg =5.2297 cm3 Resultado 5

*Usando el Vp encontrado en el mtodo de saturacin obtenemos el volumen bruto:Vb = Vg + Vp = (5.2297+0.3545)= 5,5842 cm3 Resultado 6 Si comparamos con todos los mtodos tenemos:PICNMETROELCTRICORUSSELLHELIUM

Vb (cm3)5,87156,245,65,5842

4.4.- CLCULO DE LA POROSIDAD EFECTIVA (e)Utilizaremos la Ecuacin 1, para el clculo de porosidades efectivas: Mtodo del Picnmetro:

Mtodo. Rusell:

Mtodo. Elctrico:

Mtodo. Helium Porosimeter:

Nota: Como se puede observar, el volumen poroso utilizado es la perteneciente al mtodo de saturacin; ms adelante se estar analizando a detalle los resultados.

CAPITULO VCONCLUSIONESEn el presente captulo se darn anotaciones ms por la parte del anlisis de los resultados, puesto que es un tema de inters. En el caso de encontrarnos en una formacin que ya se haya demostrado la presencia de hidrocarburos, este nos servir para calcular la cantidad de OOIP (original oil in place), claro est que se necesitarn otras propiedades; pero con ayuda de la porosidad efectiva se puede hacer un estimado, siempre y cuando que la roca presente una regular medida de porosidad.5.1.- CONCLUSIONES TERICAS Partimos del tipo de roca de nuestra muestra plug; a simple vista resalta que es una arenisca de porosidad media. La limpieza por el mtodo soxhlet y el secado por el horno debe ser tal que no hayan impurezas en nuestros espacios porales, para que nuestros datos sean en lo ms minimizado de errores. La saturacin que se dio inicialmente a los plugs con el kerosene, no afectar en el clculo de volumen bruto, pues el kerosene ocupar los espacios porales interconectados. Los espacios porales no interconectados se incluyen en el volumen del grano. Algo bien importante de mencionar para el mtodo helium, es que nuestra muestra debe estar seca y que su peso del plug debe ser similar o semejante al peso inicial que se tom antes de saturarlo con kerosene; pues segn los clculos que hice de:Tomando en cuenta que mi peso inicial del plug seco fue de : 13,9643cuando mi plug tena un peso de 14,0255 el volumen de grano era mayor respecto al volumen de grano que obtuve cuando mi peso fue de 13,9540 , esto es debido a que cuando ms seco est el plug habr ms espacios porosos el cual ser llenado por el gas nitrgeno.

5.2.- CONCLUSIONES NUMRICAS Y SU INTERPRETACIN con los resultados de porosidad efectiva de 6,34% (helium), y 6,33% (Russell ); estos son los que presentan un error de 0.01; dndonos datos confiables, puesto que en nuestra ejecucin del mtodo Russell no hubo perdida de kerosene y adems el plug estaba saturado; mientras que en el Helium las medidas se dieron primero calentando en el horno y haciendo evaporar el kerosene residual, logrando as que el nitrgeno ocupe todos los espacios porales interconectados y un resultado confiable; razn por la cual nuestros resultados se asemejan bastante. En el caso del mtodo elctrico presenta una porosidad efectiva de 5.68 %, siendo est la menor de los resultados; variando inmensamente de las otras, puesto que su volumen bruto es mayor que los dems, debido que en nuestra medicin hubo un error en la calibracin. La porosidad a tomar en cuenta para mi persona es la que nos presenta el mtodo Russell y la del helium. Que en promedio de las dos sera: e = 6,335%

RECOMENDACIONESPara poder tener una buena medicin se recomienda: Evitar errores en medicin, minimizndolas; evitando derramar los materiales en ste caso del mercurio, del kerosene. Para el caso de saturacin se recomienda esperar que ya no se observen las pequeas burbujas, ests nos indicar que ya los espacios porales interconectados estn saturados de kerosene. Para el caso del picnmetro es importante evitar el derrame de las pequeas gotitas de mercurio, puesto que estas pequeas bolitas son peso, debido a que el mercurio presenta una densidad de 13,6 g/cm3. Evitar el derrame de kerosene en el mtodo Russell ,ser de gran ayuda para la conclusin de datos.Para poder tener un buen resultado en los clculos: Se recomienda siempre trabajar con 4 cifras significativas. Es de importancia enfatizar en que el peso inicial del plug seco y el peso que se tomar para hacer la medicin de volumen de grano del helium deben asemejarse, de no ser as se recomienda llevarlo al horno para su mejor secado.

BIBLIOGRAFA Prcticas de Ingeniera de Yacimientos Petrolferos, Autor: Ing. Jos S Rivera V. FUNDAMENTOS DE INGENIERA DE YACIMIENTOS, Autor: MAGDALENA PARIS DE FERRER, EDICIN: Astro data S.A; pg. 221-250

CARACTERIZACION FISICA DE YACIMIENTOS,AUTOR: ING. JESUS E. MANNUCCI V., MSC.

Anlisis de ncleos, Autor: Ing. Csar Tipian.

Schlumberger, Oilfield Review, Volumen 24, no.3.

APORTES

POROSMETRO DE BOYLE

La determinacin del volumen de los granos o del esqueleto slido de las muestras puede realizarse por medio de porosimetros de Boyle Figura I

El procedimiento es el siguiente:

Una vez terminadas las etapas de extraccin y secamiento, la muestra se coloca en una copa de acero que se llena con un gas (aire generalmente) hasta una presin conocida (4 o 5 atmsferas). Luego se permite que el gas se dilate dentro de un volumen calibrado bastante grande en comparacin con el volumen de la copa, y se registra la presin resultante en el sistema. El mismo procedimiento se repite de nuevo pero esta vez sin la muestra. De esta forma, y segn la ley de Boyle, se puede determinar el volumen total del esqueleto slido de la muestra. La prueba se repite con una muestra artificial sin porosidad y similar al del ncleo de prueba.

Figura I.- Representacin esquemtica del porosmetro de boyle