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

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.

Según la comunicación
Porosidad Absoluta:
La porosidad total o absoluta de una roca se
define como la fracción del volumen total de
la misma que no esta ocupada por matriz.
Porosidad Efectiva:
La porosidad interconectada o efectiva se
define como el volumen total de la roca que
representa espacios que pueden contener
fluidos y se encuentran comunicados entre
sí.
Porosidad no interconectada o no efectiva:
es aquella que representa la fracción del
volumen total de la roca que esta
conformada por los espacios que pueden
contener fluidos pero no están comunicados
entre sí.

Matemáticamente…
Porosidad Absoluta:
Porosidad Efectiva:
Porosidad No efectiva:
Según la comunicación

Según el origen o el tiempo
-Porosidad Intergranular
Formado 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 Fractura
Formados 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

Método 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.

Volumen 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 de
todos los fluidos que se encuentran
presentes en el espacio poroso de una
roca, debe ser igual a 1. Si consideramos
un 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 Reactivos
El 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 CONFINAMIENTO
Presión 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.

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

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