Analisis convensionales de testigos

ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA

MIN. EDUCACION SUPERIOR

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

LABORATORIO DE ANALISIS

ING. JESUS ATAHUACHI

GRUPO: “B” AULA: 208

ANALISIS CONVENCIONALES

DE TESTIGO

http://www.udabol.edu.bo/index.php

INTEGRANTES

-Fabian Cerezo Garamendi

-Ivan Valencia Guzman

-Erika Robles

-Joel Soria

-Oleg Gisnov


DE TESTIGO


INTRODUCCION:

*Definicion de porosidad

*Tipos Basicos de porosidad

*Medicion de porosidad mediante el

porosimetro de Boyle

*Medicion de la porosidad por

saturacion de fluidos

*Medicion de porosidad bajo

presiones de confinamiento


DE TESTIGO


La porosidad es

una medida de espacios vacíos en un

material, y es una fracción del volumen de

huecos sobre el volumen total, entre 0-1, o

como un porcentaje entre 0-100%.

DEFINICION DE POROSIDAD






TIPOS BASICOS DE POROSIDAD

La porosidad de una roca puede

clasificarse de dos formas:

-Según la comunicación de los poros.

-Según el origen o el tiempo de la

porosidad.


TIPOS BASICOS DE POROSIDADSegún la comunicación

Porosidad Absoluta:

La porosidad total o absoluta de una roca sedefine como la fracción del volumen total dela misma que no esta ocupada por matriz.

Porosidad Efectiva:

La porosidad interconectada o efectiva sedefine como el volumen total de la roca querepresenta espacios que pueden contenerfluidos y se encuentran comunicados entresí.

Porosidad no interconectada o no efectiva:

es aquella que representa la fracción delvolumen total de la roca que estaconformada por los espacios que puedencontener fluidos pero no están comunicadosentre sí.


TIPOS BASICOS DE POROSIDAD

Matemáticamente…

Porosidad Absoluta:

Porosidad Efectiva:

Porosidad No efectiva:

Según la comunicación


TIPOS BASICOS DE POROSIDADSegún el origen o el tiempo

-Porosidad IntergranularFormado por espacios vacíos entre los granos de la roca. es

llamado porosidad primaria y se desarrolla con el depósito de

los sedimentos que componen la roca, está representada por la

porosidad intergranular de areniscas y la porosidad

intercristalina de algunas calizas.

-Porosidad Inducida o vugular y Porosidad

de FracturaFormados por canales de disolución, fracturas y

vúgulos, es llamado porosidad secundaria ó cuando nos

referimos únicamente a vúgulos y fracturas, porosidad

vugular / porosidad de fractura. La porosidad secundaria

es el resultado de procesos geológicos después de la

depositación de las rocas sedimentarias, en general es

debido a disolución, recristalización, dolomitización

(procesos diagenéticos), y fracturamiento.


METODOS PARA

DETERMINAR LA

POROSIDAD


MEDICION DE LA POROSIDAD

MEDIANTE POROSIMETRO BOYLE

Porosímetro de Boyle

Es un instrumento para medir el volumen poral, y por ende la

porosidad de una muestra de roca. El término se utiliza además

para ciertos instrumentos que miden efectivamente el volumen

de granos, tal como el método de Doble Celda de la Ley de

Boyle. Por consiguiente, el volumen poral se obtiene a partir de

la diferencia existente entre el volumen aparente y el volumen

de granos. El volumen aparente se mide en general por Por lo

general, el volumen poral se mide directamente con el método

de la Celda Sencilla de la Ley de Boyle, mediante la

flotabilidad, el desplazamiento del mercurio o una medición

física del tamaño (calibrado); el volumen de granos con el

método de Doble Celda de la Ley de Boyle o la

desagregación de la muestra. Salvo por la desagregación,

todas las técnicas determinan la porosidad efectiva, en el

sentido de todos los poros salvo los aislados.










En 1.662, el físico inglés Robert Boyle (1.627 –

1.691), como conclusión de

sus investigaciones, estableció la relación:

Este modelo se basó en la comprensibilidad de

los gases

En dicho modelo se tiene:

P = Presión sobre el gas

V = Volumen del gas

cte = Valor constante

P. V = cte

P1. V1 = P2. V2



MEDIANTE POROSIMETRO BOYLEMétodo de medición de la porosidad (Boyle)

Equipamiento:

Tubos de Helio, celdas y manómetros calibrados y celdas

portamuestras de volumen fijo o variable.

Gas empleado:

Helio

Tipos de muestras:

Trozos de corona o muestras cilíndricas de 25mm o 38 mm de

diámetro. Para casos especiales INLAB dispone de un equipo para

trabajos sobre coronas a pleno diámetro.

Métodología Experimental:

Se determina el volumen aparente y de granos (matriz porosa y poros

no interconectados ) de la roca.

Volumen de granos (La muestra debe encontrarse limpia y seca,

provenientes de las etapas de lavado ya descriptas).

· Calibración de porosímetro con muestras de volumen conocido.

· Medición del volumen de celda vacía.

· Medición del volumen de celda con la muestra.

· Cálculo del volumen de roca por diferencia de los dos volúmenes

mencionados.



MEDIANTE POROSIMETRO BOYLEVolumen aparente("bulk")

Se obtiene por Picnometría con mercurio. En muestras con poros o fisuras

capaces de admitir mercurio por inmersión en este fluido, se recurre a

mediciones geómetricas para estimar su volumen.

Precisión:

Las mediciones resultan reproducibles dentros de 0.3 unidades de porosidad

para un mismo operador, y dentro de 0.5 unidades de porosidad para distintos

laboratorios.

Tiempo de medición:

En muestras consolidadas, de buena porosidad y permeabilidad, se realizan

alrededor de cuarenta mediciones diarias. Muestras de muy baja permeabilidad

pueden llevar hasta 60 minutos por cada medición.

Mediciones alternativas:

· En ocaciones se mide el VP el lugar del volumen de roca. Para ello se

empaqueta la muestra en celdas adecuadas para trabajo a distintas presiones

de confinamiento (NOBP).

· Saturación del volumen poral (VP) con fluidos inertes.

Chequeos:

El 10% de las muestras se somete a re-medición, a modo de control de calidad

de las mediciones.

También se remiden aquellas muestras que se apartan notablemente de la

correlación (Porosidad-Permeabilidad).





MEDICION DE LA POROSIDAD POR

SATURACION DE FLUIDO

Crudo

Agua

La Saturación

corresponde a la

fracción del

espacio poroso

ocupado por un

fluido.




Para estimar la cantidad de

Hidrocarburos presentes en un

yacimiento, es necesario determinar la

fracción del volumen poroso ocupado por

cada uno de los fluidos presentes. Esta

fracción es precisamente lo que se

denomina Saturación del fluido.

Matemáticamente, esta porosidad se

expresa por la siguiente relación:




Donde:

Sx = Saturación de la fase X.

Vx = Volumen que ocupa la fase X.

Vt = Volumen poroso total de la roca.


Aplicando este concepto a cada fluido del

yacimiento saturado se tiene:






La sumatoria de las saturaciones detodos los fluidos que se encuentranpresentes en el espacio poroso de unaroca, debe ser igual a 1. Si consideramosun yacimiento saturado, tenemos:

Donde:So = Saturación de petróleo.

Sw = Saturación de agua.Sg = Saturación de gas.


En caso de que se trate de un yacimiento

subsaturado, la sumatoria de las saturaciones

es:

Donde:

So = Saturación de petróleo.

Sw = Saturación de agua.

Sg = Saturación de gas.






MÉTODO DE LA RETORTA:

El método de la retorta se aplica sobre una

muestra de roca pulverizada la cual se somete

a diferentes temperaturas que permiten

vaporizar de forma selectiva los fluidos

presentes. Tras su condensación los fluidos

son atrapados en una trampa calibrada para

su medición. El método es rápido, sin embargo

es destructivo, requiriendo que las pruebas de

porosidad y permeabilidad sean realizadas

sobre muestras aledañas.




Desventajas

1. Se deben lograr unas temperaturas de 1000 a 1100

°F, para evaporizar el aceite, así que el agua de

cristalización de la formación se evaporiza causando un

aumento en la saturación del agua.

2. A altas temperaturas el aceite sufre cracking and

coke (cambio en las moléculas de los hidrocarburos (liquido

se pierde).

3. Generalmente las muestras se arruinan.

Ventajas:

1.Prueba de corto tiempo.

2. Datos aceptables.

3. La perdida de granos no afecta la saturación.







Aparatos y ReactivosEl aparato consiste de un

manto eléctrico o un

aparato calentador con

controles termostáticos.

La unidad de

destilación/extracción para

una muestra consiste de

un frasco de ebullición, un

cartucho, sifón o trampa

calibrada, y un

condensador.


-El aceite puede contener compuestos que exhiben propiedades cancerígenas y

este puede ser inflamable.

-El tolueno es moderadamente tóxico por absorción por la piel e inhalación.

-Los vapores del solvente deben condensarse en la tercera parte inferior del

intercambiador de calor refrigerado por encima de la trampa de agua.

-El analista debe estar atento al cambio en el punto de ebullición del solvente con

altura o el cambio en el punto de ebullición del agua debido a sal en la solución.

Precauciones:

Cálculos:

Porcentaje en peso de Agua (Gravimétrico)= (Peso de agua)*100/

Peso inicial de la Muestra

Porcentaje en peso de Sólidos (Gravimétrico) = Peso de la

muestra seca x 100 / Peso inicial de la Muestra

Porcentaje en peso de Aceite (Gravimétrico) = (Peso Inicial -Peso

Seco -Peso del Agua) x 100 / Peso Inicial de la Muestra.


% Agua = Volumen de Agua x 100/ Volumen del volumen poroso

% Aceite=( Peso Aceite)/(Densidad Aceite) x 100 Volumen de Volumen

poroso

•Las saturaciones normalmente son expresadas como porcentajes de espacio

poroso de la muestra. Por lo tanto, se requieren la porosidad de la muestra, la

densidad del agua, y la densidad del aceite.

•Si el agua connata es una solución salina altamente concentrada, la densidad

del agua debe corregirse para la sal en la solución.

Conociendo la salinidad y la densidad de la salmuera, se puede calcular el

volumen de salmuera que se encontraba en el núcleo del volumen de agua

destilada recobrada de la siguiente manera:

Vbr= [(Vw)(ρw)/ρb] [1.000.000/(1.000.000 -Cs)]

Donde:

Vbr= volumen de salmuera correspondiente al volumen de agua destilada

recobrada del tapón, cm3.

Vw= volumen de agua destilada recobrada del tapón (e.g.Dean-Stark), cm3.

ρw= densidad del agua destilada, g/cm3.

ρb= densidad de la salmuera que tiene una concentración de sal, g/cm3.

Cs = la concentración de sales disueltos en la salmuera = 1000000*(peso de

sal)/(peso de la salmuera) ppm




Este procedimiento es apropiado para muestras de

tapones y para núcleos de pared por rotación. El

método depende de la destilación de la fracción de

agua, y la extracción de solvente de la fracción de

aceite de la muestra. Se pesa la muestra y la fracción

de agua es vaporizada por un solvente en ebullición. Se

condensa el agua y se recolecta en un recipiente

calibrado. El solvente vaporizado también se condensa,

remoja la muestra y extrae el aceite. La muestra se

seca al horno y se pesa. El contenido de aceite es

determinado por diferencia gravimétrica.


MEDICION DE LA POROSIDAD BAJO

PRESIONES DE CONFINAMIENTOPresión de confinamiento.

Es la presión resultante de sumar la

presión litostática ( o de carga de todos los

materiales que están encima) más la

presión de fluidos (en poros y rocas), suele

ser agua y petroleo.

Presión litostática.

Es la presión que ejerce una columna de

roca situada sobre un punto. Depende de

la densidad y del espesor de la columna

de roca. Es un tipo de presión que actúa

por igual en todas las direcciones.

Presión de fluidos.

Es la fuerza que ejercen los fluidos que se

encuentran en los poros de las rocas sobre

los cristales adyacentes. Es un tipo de

presión que a poca profundidad es igual a

la presión litostática.



PRESIONES DE CONFINAMIENTO

La presion de confinamiento se calcula a partir de la

densidad combinada de la matriz rocosa y de los

fluidos contenidos en los espacios porosos

multiplicados por la profundidad de interés.

P l. = ρ · g · z.

Presión litostática.

Donde:

p= Es la densidad media de las rocas

g= Es el valor de la aceleración de la gravedad

z = Es la profundidad




Ej. A 1 km de profundidad, asumiendo una

densidad media de las rocas de 2’6 gr / cm 3, la presión

litostática será:

Pl = 2’6 gr / cm 3 · 981 cm / seg 2 · 10E5 cm

= 2550’6 · 10E5barias = 255 bars.= 25500Kpa.

La presión litostática en la base de una corteza continental

normal de unos 35 km de espesor

es, aproximadamente, de 10 kbars o 1 Gpa.




Donde:

•P es la presión hidrostática (en pascales);

•p es la densidad del líquido (en kilogramos partido metro cúbico);

•g es la aceleración de la gravedad (en metros partido segundo al cuadrado);

•h es la altura del fluido (en metros). Un líquido en equilibrio ejerce fuerzas

perpendiculares sobre cualquier superficie sumergida en su interior

• Po es la Presión atmosférica (en pascales)

Presión de fluidos.

Ej. ¿Cuál es la presión a 1000 m de profundidad desde

la superficie del mar?. Suponga que densidad p=

1,03 X 10 e 3 Kg/ m3 como densidad del agua de mar y

que la presión atmosférica en la superficie del mar es

de 1,01 X 10e5 Pa. Suponga además que a este nivel

de precisión la densidad no varía con la profundidad.




Solución: En función de la profundidad la presión es:

por tanto:

P = 1,01x10e5 Pa + (1,03x10e3 Kg/m3). ( 9.8 m/s2) . (h)

si h = 1000 m P = 1,02 x 10e7 Pa = 10,195Kpa




Presión de confinamiento.

Pconf.= la presión litostática + la presión

de fluido

Pconf.= P.l + P.f = 25500Kpa. + 10,195Kpa

Pconf.= 25510,195


GRACIAS!!!


Documents

Analisis convensionales de testigos