SATURACION DE FLUIDOS DE RESERVAS ROCOSAS Y PROPIEDADES CAPILARES.

31. FLUIDOS CONTENIDOS EN RESERVORIOS ROCOSOS Y AGUA INTERSTITIAL.

31.1. FLUIDOS CONTENIDOS EN EL RESERVORIO.Como resultado de los orígenes del aceite y su condición de formación y migración. El reservorio rocoso contiene los siguientes fluidos:

(a) hidrocarburos líquidos: aceite de fracción liviana para asfalto-(b) hidrocarburos gaseosos.(c) Agua (agua salada)

Estos fluidos están distribuidos en cierta manera en los poros medios del reservorio bajo condiciones de temperatura y presión, están generalmente encontradas en diferentes distribuciones traídas del testigo a la superficie.Estas modificaciones están sujetas a los siguientes factores:a) Primeramente las causas que son difícil de evitar son:· La invasión del fluido de perforación o filtrado.· Expansión de gas se debe a la caída en presión durante el levantamiento del testigo.b) Segundo, hay a menudo errores manejables como el lavado del testigo con agua o secado a altas temperaturas o la falta de preservación.La medición del fluido en los poros, expresada como un porcentaje de vp es llamada saturación de fluido.

1.2 DEFINICION DE AGUA INTERSTICIAL.El agua contenida o intersticial esta presente en todos los reservorios de aceite o gas. Esta agua rodea los granos y llena los pequeños poros. En general, los hidrocarburos ocupan el centro de los poros grandes y grietas.La saturación de agua depende de:a) El tamaño y la distribución de los poros.b) la altura de la muestra por encima de la zona de la marca de agua.

Fig. 31.21. El diagrama muestra la distribución del fluido de aceite no húmedo (en negro) dentro de los poros de la roca llenado con agua (liquido húmedo).

1. Saturación de aceite en el orden de 80 % (zona productiva)2. Saturación de aceite en el orden de 50 % (zona transaccional)3. Saturación de aceite en el orden del 10 al 20 % (zona de medición de agua)

Arena granulada y piedras rocosas, oolithic y vuggy, piedra caliza y todas las rocas con poros largos tienen relativamente bajo contenido de saturación de agua, mientras muy finos granos de piedra rocosa tienen relativamente alta saturación de agua intersticial.La saturación de agua decrece como la distancia desde el punto de la zona de medición de agua incrementa.La saturación de agua intersticial es determinada con cada elevación por el fenómeno de atracción capilar de los poros pequeños.

32. ROCAS DE PROPIEDADES CAPILARES.La superficie especifica área de rocas (superficie limita el área de espacios vacíos en los poros medios) incrementa el tamaño constituyente de los granos, mostrado en la tabla de abajo:

DIAMETRO DE LOS GRANOS (mm)

SUPERFICIE DEL AREA EXPUESTA AL FLUIDO (m²/m³ del total del volumen de la roca)

1.661 0.883 0.417 0.208 0.104 0.050

2510 5000 10050 20000 42700 83000

El rol de los fenómenos de la superficie en los poros medios incrementa en importancia al medio mas fino y viene a dar un par de fluidos.Este fenómeno esta linkeado a las afinidades de la superficie sólida relativas para cada uno de estos fluidos y de la tensión interfacial entre los fluidos.Algunas ideas importantes están revisadas abajo.

32.1. EVALUACION DE ALGUNAS IDEAS CONCERNIENTES AL FENOMENO DE SUPERFICIE.

32.11 FLUIDO/FLUIDOS INTERFASE Y TENSION INTERFACIAL. PRESION CAPILAR.Los fenómenos de superficie están sujetos a la atracción molecular particular la cual aparece cuando dos fluidos los cuales no mesclables en todas sus proporciones están en contacto, si una muestra de mercurio es examinada sobre una tabla se puede observar si actúa como si una membrana elástica fuera estirada sobre la superficie de la muestra sosteniéndose en el fluido, si hiciéramos una incisión sobre la membrana seria necesario ejercer una fuerza perpendicular en dirección de la incisión y proporcional a su largura para mantener los dos lados de la incisión en contacto. Esta fuerza por unidad de largura es la tensión de superficie del mercurio T (T Hg = 480 dyn / cm.).

(1) la determinación del área de superficie especifica esta basada en el fenómeno de absorción de temperatura. Esta deducido de la cantidad de gas o vapor necesario para formar una capa de gas molecular en la superficie de la muestra. El área ocupada por cada molécula de gas es conocida.

Si el otro fluido no es aire, la tensión es llamada interfacial. Los siguientes valores deberían ser conocidos:

(a) tensión de superficie del agua = 73 din/cm.(b) Tensión de superficie del agua/aceite ~ 28 – 30 dyn/cm.

En la mayoría de los casos el contacto de la superficie entre dos fluidos tienen cierta curvatura excepto si esta superficie esta muy extendida. Hay dos principales radios de curvatura R1 y R2 en cualquier punto dado. El hecho es que esta curvatura no hace que sea nula la diferencia en presión entre los fluidos en contacto.Esta diferencia en presión es llamada presión capilar. Y la presión mas alta esta en el lado donde la curvatura del centro de superficie esta localizada. La ecuación para el equilibrio de superficie es la siguiente: Pc = T (1/R1+1/R2) (Eq. 32.111) Comentario: Tensión interfacial existe incluso si Pc = 0

32.12. CONTACTO SÓLIDO DE INTERFASE Y ANGULO DE CONTACTO.Los experimentos mostrados en la (fig. 32.121 y 32.122) esas separaciones de las superficies o menisc entre dos fluidos no mesclables tocan el muro sólido el cual los lleva a cierto ángulo llamado “ANGULO DE CONTACTO” de los dos fluidos del sistema y el sólido. El ángulo de contacto esta en relación a la idea de la superficie humedecida.

El vaso con agua (deja una muestra de liquido) pero el mercurio no humedece el vaso. El Angulo de contacto del agua es menos de 90° mientras que para el mercurio es más de 90° (de el orden de 140°).Esta observación que el Angulo de contacto es menos de 90° podría caracterizar la fase de humectación preferencial de las superficie sólida (fig.32.123,32.124).El agua cerca al menisci la presión esta por debajo de la presión en el aire por la cantidad Hpwg con la gravedad específica del aire Pa no tomada en cuenta a continuación: Pc = hpW g (Eq. 32.120) h=alta capilaridad. Pw = gravedad especifica del agua. g=gravedad constante. De otra manera en el mercurio (fig.32.124) cerca de meniscos, la presión por encima de la presión del aire por la cantidad h.pHg.g.Como dijimos arriba la presión más alta esta siempre al lado del centro de la curvatura.

En general de menising, pueden ser asimilados desde las superficies esféricas.(Fig.32.125): Pc=2T/R (Eq. 32.121) Desde R = R1 = R2Habrá por lo tanto la siguiente ecuación de presión capilar, ángulo de contacto, tensión interfacial y radio de poro: Pc = 2T*cos Ø/r (Eq. 32.122) Grupo (T*cos Ø) características del par de fluidos (T) y el sólido .En el orden para hacer el fluido viscoso penetrar en los poros con radio r con sistema (T) a presión Pc es necesario, poner un sistema (T,) a presión Pc es necesario .Presiones Pc y Pc y vinculada con la ecuación: Pc/T*cos Ø =P´c/T´*cos Ø (Eq. 32.123) Esto hace posible los cambios de un par de fluidos u otro en el orden del estudio morfológico del poro o la saturación correspondiente a varios valores de la presión capilar.

En el caso de grietas gruesas (fig. 32.126) este es el ancho de la grieta la cual reproduce la parte del radio del poro. La principal curvatura del radio es en un caso infinita i en otro caso. R = e * 1 2 cosø Tenemos: Pc = T (1/R + 0)

Si Ø = 0: Pc =2T/e

Aire Aire

Si Ø 0: Pc =2T cosø/e

32.13. Factores que afectan la tensión interfacial entre los de reservorios de aceite y agua.Temperatura: la tensión interfacial cae como la temperatura sube. T - aTr + bTr = temperatura reducida.A,b = constantes positivas.

Presión: tensión interfacial cae como la temperatura sube. T = -aP +b

Gas disuelto en aceite o agua: debajo del punto de burbuja la tensión interfacial se incrementa con la cantidad de gas disuelto.Superficie de agentes activos: su presencia en el agua o aceite deja caer la tensión interfacial.

32.14. Presión capilar en el campo. Definición.Dos fluidos no mezclables (agua, aceite) se considera que están en equilibrio en los poros medios. Ha sido mostrado experimentalmente en un rango relativamente amplio del fluido de saturación valuada en cada fase de los poros medios continuos.Los poros medios son considerados:

a) En estado de equilibrio.b) En el campo gravitacional.c) A cierta temperatura.

Las leyes de los hidrocarburos muestran que la presión en cada fluido depende solo de la elevación de Z: dPw = wg ( Eq. 34.141) dz y dPo = og ( Eq. 34.141) dz Estas ecuaciones pueden ser inmediatamente integradas a temperatura desde = constante, pw y definiendo las funciones (de Pw y Po):

d (Pw – Po) = g(w - o) =g dzDonde:Pw y Po = presiones de agua y aceite,Pw y po = gravitaciones especificas del agua y el aceite,Z = elevación en el campo contada positivamente desde arriba hacia abajo.

El razonamiento puede ser extendido a todo el medio el cual se supone que va a ser continuo.Presión capilar será definida a cada punto del poro medio por: Pc = Pw -Po La marca de Pc esta sujeta a conversiones arbitrarias.Como resultado de (eq.34.141 y 34.142) y dPc = gpdz, Pc = (Sw). Pc (z) = Pc (zo) + g (w - o) dz (Eq. 34.143)La presión capilar depende de la saturación: Pc = (Sw)Es necesario para examinar el significado microscópico de la presión capilar.

En un estado de equilibrio entre los dos lados de la interfase la separando dos fluidos no mesclables, hay una diferencia en presión proporcional a la curvatura C de la interfase, con la presión mas altas comienza a localizarse en el lado cóncavo.

Pc = Pw –Po = CT (Eq. 34.144) Pc = T (1/ R1 + 1/R2) = 2T/R (Eq. 34.145)

T = tensión interfacial característica del par de fluidos,R1, R2 = radio principal de la curvatura.Por tanto la presión capilar se debe ala curvatura de la interfase de separación de los dos fluidos y de la tensión interfacial. Según la (Eq.34.143), la condición hidrostática de equilibrio, la curvatura de interfase define al pozo en función de la elevación de z. En el bloque de poros el cual es suficientemente pequeño, entonces esta sobre esta escala donde es posible dejar fuera de consideración los efectos de la gravedad, hay una curvatura constante con vinculada a Pc por la Eq.34.143En acorde a las leyes de capilaridad, la interfase debería unirse a la superficie sólida en los poros medios en el pozo definiendo el ángulo = ángulo de humedad.Si Pc nos da, la interfase entre los dos fluidos esta sujeta a las siguientes condiciones:

a) La curvatura : Eq.34.144 b) Los puntos en los cuales se encuentra la superficie sólida intersectada con el

ángulo que también nos da.En ciertos casos simples (tubos cónicos capilares) es suficiente para determinar completamente la posición de la interfase. La proporción de un fluido dado contenido en los poros será directamente unido con la presión capilar. Los argumentos de este tipo nos llevan a la supocision que para los poros medios dados debería haber una ecuación de la siguiente forma: Pc = (Sw)Es difícil aplicar los argumentos procedentes a los poros medios con una geometría compleja.32.2.Humectabilidad solido thereshold Presión de desplazamiento.Supongamos que un pozo medio saturado con cierto fluido dentro, el cual tiene otro fluido por entrar. Este es el caso de la migración de aceite durante periodos geológicos o para la entrada de agua dentro de una zona de medición de aceite. De otra manera si el fluido en el lugar no es el fluido del par el cual humedece lo mas sólido, la invasión de este medio por el liquido externo tomara lugar espontáneamente incluso si es opuesta por la fuerza de gravedad.En el siguiente experimento (fig.32.21) tenemos un núcleo saturado de agua los muros han sido hechos a prueba de agua por ejemplo por baquelizacion dos terminaciones han sido fijadas al núcleo (la primera de arriba para la inyección de gas, mientras que la de abajo esta llena de agua y abierta dentro de un pequeño tubo a la salida del nivel del centro del núcleo. Un soporte de tubería C hace posible la posición del aire/agua meniscos en la salida del tubo.El meniscos C mantiene invariable hasta que la presión Pd thereshold desplazamiento de presión es alcanzada. El meniscos es desplazado después Pd pero una presión Ps debe ser alcanzada para que el desplazamiento sea continuo.Tenemos el siguiente esquema (fig.32.22) :

a) el thereshold corresponde a el flujo interno dentro de los poros grandes.b) La presión thereshold corresponde al pasaje a través del cuello de la botella en la

dirección de mínima resistencia unida a las dos fases de la muestra

Puede por tanto verse que, en el orden para hacer un fluido penetrado viscoso, es necesario para ejercitar una presiona por arriba de una igualdad mínima a la presión capilar correspondiente a la presión capilar del poro acorde a A. Houpeurt, los siguientes resultados son obtenidos:

Muestras a (mD)

Ø (%)

Presión (cm de agua)

Radio () Radio

Treshol

Desplazamiento

Amplitud

Cuello de botella

Desplazamiento del cuello de botella

SandstoneCuarzoLimestoneFotakara 2SandstoneFotakara 2 sandstone

3.1

805

13.6

47.9

10.4

38

17.8

16.1

413

62

265

202

650

69

326

243

3.63

24.2

5.66

7.43

2.31

21.7

4.60

6.77

1.57

1.11

1.23

1.21

Fig 32.33 Muestra una correlación entre Ka y una presión de desplazamiento Pd (agua-aire) para un grupo de 200 muestras trabajo no publicado.32.21 Reservorios Sólidos y fluidos. a) Hidrofilito: cuarzo, mica, carbonatos, sulfatos y varios minerales como arena.b) Hidrofobito: sulfuro, talc, grafito y sulfito.c) Reservorio Hidrofobito natural: arena atabasca (Canadá).

Saturación del fluido del reservorio y propiedades capilares de la roca.

Fig.32.23 correlación de threshold presión de desplazamiento y aire permeabilidad por agua/aire a la par.(Curva promedio por 200 muestras de diferentes tipos donde 3000>Ka>0.00002 md)Wilcox sandstones (Oklahoma) = Sw = 0.03.Areniscas Springer (Oklahoma).Areniscas Tensly.Comentario: Componente polar fácilmente absorbible modificando la humedad y produciendo humedad heterogénea.32.3 Estudio morfológico de los poros por inyección de mercurio.32.31 Equipamiento y método (Fig. 32.311)El equipamiento consiste de:

a) Una bomba de volumen de mercurio.b) Una celda contenedora de muestra con un sistema de ventanas para observar

constantemente el nivel de mercurio.c) Un manómetro severamente calibrado.d) Una bomba vacía y manómetro de mercurio.e) Un gas bajo presión (por ejemplo N2).

Método operativo:Una muestra por la cual el volumen del poro (y ø) es conocida esta sujeta a un vaciado muy alto (con liquido y aire atrapados) el cual es controlado por medidas de Mac Leod gage.El nivel de mercurio es llevado a la marca (en frente de las ventanas) con la muestra completamente inmersa. La bomba esta situada en cero.La presión de gas se incrementa hasta que excede la presión del mercurio para que el anterior penetre en la muestra. El nivel constante es restablecido en la ventana por medio de la bomba de mercurio. El volumen de mercurio inyectado, el cual es leído por medio de la bomba es anotado para cada estado de equilibrio y para cada plateau presión.La bomba de muestra es llevada afuera antes y después de medir la muestra. La bomba de muestras es llevada afuera , en igual presión y en temperatura constante que en las mesetas.

Perm

eabi

lidad

del

aire

Ka

(Md)

Presión de desplazamiento

El volumen del mercurio inyectado es obtenido para cada presión por medio de la diferencia entre las lecturas con o sin las muestras.La saturación de mercurio es calculada como un porcentaje de volumen de los poros en términos de presión en orden para establecer las curvas de presión capilar por la inyección de mercurio (Método Purcell).

Fig. 32.311 Montaje con la bomba de mercurio para presiones capilares por inyección de mercurio.Remarcar:

a) Al comienzo en el momento de poner a cero cuando el enchufe es inmerso en el mercurio aunque un pequeño desplazamiento (de 2 o 3 cm. de mercurio) el mercurio ya ha penetrado dentro de un muy grande o un macro poro, esta penetración puede ser muy considerable en ciertos casos ascendiendo como mucho al 30 o 40 % esto debería ser medido.

b) En la práctica en el último momento corresponde los 250 bars. En aquel momento las muestras están prácticamente 100% saturadas. Esta presión corresponde al poro con radio del orden de 0.04 micrones.

c) Los estados de equilibrio pueden ser muy largos en caso de bajas permeabilidades.

32.32 Interpretación de las curvas presión capilar por inyección de mercurio.Ver el párrafo 34.2.

32.33 utilización de la curva de presión capilar por inyección de mercurio: Concepto de la mayoría de los poros frecuentes. Supongamos que una curva de presión capilar por inyección de mercurio: P(s).El eje ordinario es dividido en dos distancias iguales P correspondiendo a cierto radio. Se puede ver la variación de saturación en varios intervalos es una fracción variable de del volumen de poro representando cierto porcentaje de el (Fig. 32.311).Si nosotros trazáramos una curva de estos porcentajes en términos de presión P (o radio de poro) se obtiene una curva parecida como la Fig.32.332 El pico de la curva corresponde a cierto radio del poro llamado “El poro más frecuente”).

Fig 32..311 partes de la bomba de mercurio para la presión capilar con iyeccion de hg

Bomba volumétrica de mercurio

muestr

ventana

Botella

La curva de frecuencias acumuladas también puede ser trazado para cada radio de poro la suma de porcentajes correspondiente a todos los tamaños el cual es mas grande que el primero, son trazados bajo consideración la curva de consideración para el radio de poro son obtenida.Nota: En unidades prácticas los radios de los poros son dados por la siguiente ecuación: r () = 7.35Pc (bar.)T = 480 dyn/cm.Ø = 140°

33. EFECTOS DE LA MIGRACION DEL PETROLEO POR LAS FUERZAS CAPILARES.Esta admitido que la presencia de hidrocarburos en un lugar es el resultado de la migración que lleva los hidrocarburos desde su punto bioquimico original del lugar donde las fuerzas gravitacionales están en equilibrio con las reacciones de la tierra. Este movimiento de un tipo especial difiere del caso en el cual la capilaridad y las fuerzas gravitacionales son permanentemente opuestas en ausencia de una gradiente de presión en el área.

33.1 MIGRACION CAPILARFigura 33.11 representa, en un poro medio, una amplia sucesión en el cuello de botella con una pequeña cantidad de aceite que se mueve a través de un canal el cual estaba inicialmente llenado con agua. Esta burbuja de aceite la cual es mas liviana que el agua intenta levantarse, y su cara H esta al centro del cuello de botella con el radio R en orden para ir a través del cuello de botella es necesario que el contacto de la superficie aceite agua tome forma esférica con el radio R.

Por lo tanto H sobre cada lado de los meniscos existe la siguiente diferencia en presión:

Fig. 32.332. concepto más frecuente de la radio del poro

----------------presión--------------------

Fig.32.331 División de la curva de la presión critica en ΔP=1 unidad

Saturación de mercurio en % VpPr

esió

n

Agua

PHo – PHw = 2T (Eq. 33.11) rH

(Suponiendo que la roca esta humedecida por el agua es cual es el caso) La base de la burbuja de aceite es en B y tiene una forma que puede ser considerada esférica con el radio R en el agua tenemos:

PBw = PHw + hpwg (Eq. 33.12)Donde:

H = altura de la burbujaPw = Gravedad especifica del aguaG = aceleración gravitacional.

En el punto B en el aceite tenemos: PBo = PHo + hpog (Eq. 33.13)

Donde Po es la gravedad específica del aceite en el punto B en cada lado del meniscus tenemos

PBo – PBw = 2T (Eq. 33.14) rB

Desde aquí es deducido lo siguiente:

2T = (PHo – PHw ) – h (w - o)g rBi.e.PHo – PHw = h (w - o)g + 2T (Eq.33.15) rB Si PHo – PHw > 2T La burbuja va ir a través del cuello de botella

rBSi PHo – PHw < 2T La burbuja no va ir a través del cuello de botella

rB Si suponemos rH = 0.5 y T = 30 dyn/cm, tenemos:

2T = 2 * 30 1.2 bar. rB 0.5 * 10 -4 Cada uno es relativamente altamente valuado.

33.2 EQUILIBRIO FINAL DEL CAMPOHay muchos obstáculos opuestos a la migración de aceite el retardo es en realidad posible solo como un resultado de los tamaños variables de los cuellos de botella, los cuales son presentados a la superficie de la burbuja entonces se puede encontrar una salida lateral por lo tanto la parte mas alta de la burbuja podría ser bloqueada contra la garganta. La burbuja se rompería y una partícula aislada en equilibrio será eliminada.De otra manera una entrada adicional a esta burbuja bloqueada entonces que la altura crítica correspondiente al cuello de botella es alcanzada podría ser esto posible para moverse de nuevo.Todas estas ideas podrían ser verificadas en laboratorio con canales capilares.

En el caso de rocas homogéneas, la saturación de hidrocarburo se incrementa desde el fondo ascendentemente. En el caso de rocas con macroporos en una elevación dada, es posible que las grietas y los macro poros estén impregnados con aceite mientras el matriz no. La variación lateral en fases esta también encontrada con muy diferente impregnación:0 en la parte compacta, alto en las partes con poros grandes. Verticalmente es por tanto posible tener zonas impregnadas separadas por marcadas capas de agua

Si nosotros tenemos un pozo en observación (fig.33.21) el cual ha sido completado y cerrado después descargado en agua y zonas marcadas de hidrocarburo se puede esperar que el fluido en equilibrio va a ser establecido en este pozo de observación porque:

a) La presión absoluta la cual debería existir en la interfase.b) La presión capilar en la base de acumulación.

El nivel libre en la observación del pozo es necesario bajar más dentro de la tierra (el nivel es el mismo cuando la base de la acumulación esta en la caverna) La diferencia en la elevación h junto con la base de acumulación en equilibrio y el nivel del pozo es tal que:

PcB = h (w - o)g (Eq. 33.21)

Pcb = La presión de capilaridad en la base de la zona de acumulación = punto B.w = gravedad especifica del agua,o = gravedad especifica del petróleo,g = aceleración gravitacional.

El nivel de capilaridad cero toma la forma de interfase en la observación del pozo.La presión capilar alcanza un valor mínimo en la base de nivel. Si penetrar en los pequeños poros y no en los poros largos. El resultado es que la base de la zona de acumulación es necesariamente en la parte baja la presión capilar que puede presentar los poros medios, i.e. presión desplazada.La referente elevación h desde el nivel del agua en los pozos observados. Muy a menudo sin embargo, no son observados en el pozo dentro del campo Esto es posible contar h desde la interfase agua/petróleo definida anteriormente. La presión capilar no es cero en la interfase como lo vimos previamente.En general, la interfase de agua/petróleo al nivel el cual tiene una producción del 100% de agua .La saturación del reservorio de agua es del 100% diferente para la saturación residual del petróleo.Hemos visto (Eq. 34.143):

Pc (z) = Pc (zo) + g (w - o) dzi.e. Pc (z) = Pc (zo) + g (z –zo) (w - o) (Eq.33.32)o Pc (z) = Pc (zo) + (w - o) hg (Eq. 33.23)

Fig.33.21.pozo exploratorio

pozo exploratorio

Petróleo

Agua

(w y o son constantes a ser supuestas con la profundidad de pequeñas variaciones) y h tiene como origen la elevación Zo donde Pc = Pc (zo) i.e. por debajo del nivel cuya producción consiste de un cien por ciento de agua. De acuerdo a la ing. de reserva, Pc (zo) en la práctica puede ser estimado en uno de los siguientes valores:

a) Presión de capilaridad donde So=0, i.e. presión desplazada.b) Presión de capilaridad en la base de la zona de transición.c) Presión de capilaridad en el contacto agua/petróleo (“nivel de agua”).

El valor Pc (Zo) están estimadas generalmente por el resultado de la curva de la presión capilar trazada en laboratorio.

33.3 EFECTOS DEL GRADIENTE DE PRESIÓN.Si la migración toma lugar en una roca la cual es lugar de un flujo, la migración es afectada por el latter. Las burbujas de petróleo están flotando rodeando el medio y sujetas a conducir este medio.Es fácil demostrar que la acumulación de hidrocarburos no es necesariamente toma lugar en los puntos altos de la estructura y que la base de acumulación cambia de horizontal a pendiente dz que nos da:

dx hw

dz = x (Eq.33.31)dx w - o - hw

w zCon hw representando la cabeza hidrostática del agua en una elevación de referencia. El aceite y el gas pueden acumularse en diferentes lugares como componentes sujetos a flotaciones los cuales son diferentes en ambos casos la inclinación de la base de acumulación es estudiada en un futuro detallado en base a hidrodinámica. Estos puntos teóricos son raramente confirmados. El almacenamiento bajo tierra en beynees (gas de Francia) es un ejemplo.En los campos con niveles gruesos y un poco cubiertos, los tipos de acumulación encontrada dependen de la intensidad del agua actual y de la intensidad del aceite (fig.33-31)

34. DETERMINACION INTERSTICIAL DEL AGUA EN EL LABORATORIO. El desplazamiento del aceite no se completa porque hay poros infinitamente pequeños mientras que una presión capilar finita es necesaria. Para determinar la cantidad de agua o aceite la cual pude volver en el lugar en el campo para determinar la saturación del agua del reservorio de los núcleos, se puede usar el siguiente método:

a) medida de la presión capilar por:

a) Método de restauración de estado. b) Inyección de mercurio. c) Evaporación. d) Centrifugado.

b) Medida de saturación de agua del núcleo con lodo natural en el agua.

El agua contenida es calculada por tablas empíricas en la base de la saturación total del agua, la saturación del gas y porosidad.

c) Medida y saturación de los fluidos para los núcleos con lodo en el petróleo.

En el caso de que la saturación de agua medida represente la saturación de agua contenida. Como sea la presencia del lodo hace necesaria una verificación cuidadosa, la medida de presión capilar será considerada más amplia.

34.1. MEDIDA DE PRESIÓN CAPILAR POR EL METODO DE RESTAURACION DE ESTADO.Si nosotros suponemos una muestra de roca en un campo localizado con una altura H por arriba del nivel capilar 0, el par de fluidos presentado en el campo es caracterizado por:

þo = gravedad especifica.þw = gravedad especifica del agua.T = tensión interfacial de par de fluidos.Tenemos que la presión capilar: Pc = h (þw-þo-)g + constante.

Los meniscos radio R corresponde esta presión capilar y este par de fluidos los cuales: Pc = 2T cos ø/r = T/r * g (Sw) La relación entre R y la saturación de agua Sw no es rigurosamente constante si vamos de un par a otro pero supondremos que hay una relación invariable entre Sw y R. La cual es obtenida experimentalmente en laboratorio entre Pc y Sw Puede por tanto ser transformada validamente por el par real por la ecuación:

Pc = T cosø/T´ cosø´*P´c = h (þw – þo) g + constante. (Ecuación 34.11)

Corriente débil o el aceite ligero

Corriente moderada o aceite de media densidad

Corriente fuerte o el aceite pesado

Si P´c, T´ y ø´ son conocidos para un par, To para el otro par y también Pw, Po la siguiente curva puede ser trazada:

a) Presión capilar en términos de saturación de agua.(Fig. 34.11)b) Saturación de agua en términos de distancia H, por encima del nivel capilar 0.

La altura H es dada por la ecuación:

h = Pc – Pc (zo)/( þw – þo)g ( ecuación 34.12)

Si H es contada desde el nivel de presión capilar 0 = Pc (Zo) =0.a) Si H es contada desde la interfase agua/petróleo (“nivel del agua”) previamente

definida (párrafo 32.2) como Pc (Zo) ≠ 0.Mencionar:Unidad:Acorde ala Eq.34.11 tenemos:

h(cm) = Pc/ ( þw – þo)g

h(m) ~10.2 Pc/ ( þw – þo)g

h(pie) = 144 Pc/ ( þw – þo)g

Cuando una muestra es drenada progresivamente incrementa su presión capilar por etapas, se puede observar que la permeabilidad del gas retorna a 0 hasta que una cierta presión es alcanzada esto se convierte a una presión capilar creada (Fig. 34.11).Durante la inhibición, la permeabilidad del gas cae en una forma diferente durante el drenaje y se convierte en 0 para un valor de presión capilar el cual no es 0 y siempre se encuentra en el mismo lugar de la presión de desplazamiento es probable que debajo de la presión capilar en la fase no humedecida no es continua por tanto no puede ser atribuida un valor de presión. La presión capilar larga definida.Sobre la curva de presión capilar lo siguiente puede ser distinguido (Fig.34.12)

drenaje

invasión

Pres

ión

capi

lar P

c

Efecto en superficie

Valo

res

sobr

e la

pre

sión

cap

ilar

a) Saturación cerca al 100% correspondiente al nivel del agua (la medida toma lugar en la superficie de la muestra).

b) Zona de transición.c) Región de saturación irreducible correspondiente a la parte vertical. La

saturación de agua irreducible es afectada por las partículas arcillosas: hay una fijación de agua la cual no es determinada por las leyes de la capilaridad.

La presión de capilaridad Pc depende de:a) Tensión interfacial = T.b) Angulo de contacto =0.c) Permeabilidad de la roca = K.d) Porosidad de la roca = Ø.

Las curvas en la figura 34.13, 34.14, 34.15, 34.16 representan la variación de Pc con T, 0, K, Ø.La curva en la figura 34.17 muestra una distribución de agua intersticial en términos de permeabilidad para varios poros medios el ensamblado utilizado para método de estado restaurado en orden para desplazar la humedad del lugar es mostrado en la fig.34.18.Tenemos:

a) Una celda de acero para la presión impuesta.b) Un muro semipermeable C (parte principal del ensamblado) el cual tiene finos

muros de porcelana con grandes poros que son lo suficientemente pequeños para ser permeables solo con presiones de 5 bares.

c) Manómetro y fuente de gas saturada con vapor de agua.El muro de brine saturado esta en contacto con la cámara conteniendo brine. La fase del agua esta completamente a una presión atmosféricas muestras las cuales están saturadas 100% en este brine están ubicadas sobre el muro con la muestra – muro el contacto comienza a ser completado como es posible (diatomo muy fino incontable).Por encima del muro las celdas son llenadas con una presión constante de aire a cada presión de superficie (del orden de 48 horas) se denota lo siguiente:

a) El volumen de la salmuera producido (capilaridad de tubo).b) O la variación en peso.

Entonces es posible determinar la relación Pc en términos de saturación de la salmuera (Sw expresada como porcentaje del volumen del poro).La presión de superficie las cuales son frecuentemente usadas son: 0-0.3-0.07-0.14-0.28-0.56-1-2-3-4 Bares relativo (en el caso de agua/aire el par de presión capilar de 3 bar. corresponde a la altura por encima del nivel capilar 0 del orden de 30.5 mts. Para el par agua/petróleo)

Fig 34.12.tipica curva de presión capilar

Región de saturación irreducible

Zona de transición

Mesa de agua

Saturación de agua % de Saturación de agua irreducible

La determinación de la presión capilar por el método de estado restaurado puede ser lenta y compleja, este es un excelente método.Esta altamente recomendado especialmente si las muestras son: inperseptiblemente cliyed.34.2. MEDIDAS DE PRESIÓN CAPILAR POR LA INYECCION DE MERCURIO (METODO PURCELL)Tenemos descritas (párrafo 32.3) el aparato y método para determinar la presión capilar por la inyección de mercurio.En el caso del par agua/aire donde la fase de humedad es desplazada siempre hay una dirección a través de la cual la circulación es posible permitiendo la circulación de una saturación irreducible en los poros la cual no participa en esta circulación.En el caso del par mercurio/aire esta condición no existe y la curva obtenida no muestra al asíntota característica para la saturación irreducible el después puede quizá ser definido por la saturación correspondiente al comienzo de la parte rectilínea de la curva (si este punto esta remarcado) o, si no a la saturación correspondiente a la presión de, por ej.10 a15 o 20 bar.dependiendo de las muestras.La forma de la curva obtenida por el trazado de la ecuación para la presión capilar como una función de la saturación del mercurio expresada como un porcentaje del volumen de l poro es muy variable de una muestra a otra (el volumen del poro esta cuidadosamente determinado por un método apropiado como la inmersión en un solvente)Fig. 34.21 Concerniente a una matriz media homogénea. El comienzo de la curva corresponde a un efecto de la superficie el mercurio aun no a entrado definitivamente a

los poros por el significado de una “corrección de superficie” es claramente posible eliminar esta parte. La parte representada por una línea rota es obtenida luego. En ciertos casos donde el radio de los poros son pequeños thereshole. De Ps1 theresholed puede elevarse: hasta 30 bares inclusive mas.Fig.34.22 Hace posible distinguir:

a) Los macro poros, la parte 0-A la cual esta invadida bajo presiones muy bajas.b) Los poros constituyen la matriz (como por arriba) los cuales están relativamente

distribuidos regularmente. La parte AB corresponde al os canales los cuales pueden ser usados para circulación mientras que la parte BD corresponde a los bordes de los canales.

Fig.34.23 Corresponde al caso 2 de la matriz media homogénea separada por un medio intermedio, por ejemplo caliza cubriendo los poros grandes.

Esta forma se puede interpretar observando que los macro poros tienen que ser llenado después por otro medio.La velocidad de este método cuenta por eso es muy usado. No se sugiere para una para muestras con presión y saturación altas por que los poros son invadidos por arcilla.

34.3 MEDIDA DE PRESIÓN CAPILAR POR EVAPORACION.(Método messer)Método utilizado en laboratorios para determinar saturación irreducible. La muestra es saturada en tolueno o agua, etc. Y es secada con aire el cual puede o no estar caliente. El peso perdido de la muestra para un balance esta anotado en términos de tiempo.El peso da la curva de tiempo muestra el fin de un punto angular (Fig. 34.31).El peso correspondiente al punto angular es usado para calcular el agua irreducible.Al comienzo la evaporación de la superficie esta alimentada por el agua intersticial a un pendiente dada. Cuando el agua irreducible es alcanzada hay una evaporación solo por difusión entonces la pendiente es mucho mas plana (método usado por continental oil Co. Federal de minas, Elf, Etc.)

34.4 MEDIDA DE PRESIÓN CAPILAR POR CENTRIFUGADO.La muestra de la salmuera saturada con densidad p1 es localizada en una rotación centrifuga a n RPM. La muestra es ubicada entre medio con la gravedad especifica p2 (aire o aceite) la presión máxima diferenciada en el lado final del núcleo es dada por la ecuación: Ap = A * (p1 – p2)n² h * øDonde: Ap = diferencia de presión en el lado final yPm = AP/2h = radio de centrifugado de la superficie.Ø = Constante que depende del instrumento.A = Constante dependiente de las unidades.

En el caso de muestras pequeñas con n = 16000 RPM y þ1 –þ2 = 1.064 – 0.754 = 0.310, llevan una base de centrifugado de AP = 11.95 bares y Pm = AP/2 ~ 6 bares.

Caso de aplicación:Ciertas muestras tienen las margas inchadas y con muy bajo ka para tener un punto por encima de la presión máxima posible con muros semi-permeables (4 a 5 bares), el método de centrifugado es usado por que muestra uno o dos puntos como más alto 21 bares.

34.5. COMPARACION DE DIFERENTES METODOS PARA DETERMINAR EL AGUA INTERSTICIAL POR LAS MEDIDAS DE PRESIÓN CAPILAR.a) Estado Restaurado.Da la curva entera pc = f (sw). La saturación de agua irreducible es determinada en la curva. Si las muestras son arcillas el método es preferible a otros.La desventaja es el tiempo que tarda de tres semanas a un mes, para la descripción de una curva completa (medidas rutinarias) se necesario tener instrumentos de baterías o muros semi impermeables que puedan sostener muchas muestras.b) Inyección de Mercurio.Es un método rápido y preciso y muy usado para el análisis de la morfología de los poros. No da directamente la saturación de agua irreducible. No es recomendable en el caso de muestras clayey.

c) Evaporación Usado para determinar rápidamente la saturación de agua irreducible.

d) Centrifugado usado para obtener un punto correspondiente para la presión más alta.

34.6 CONVERSION DE RESULTADOS DEL LABORATORIO.La medida de presión capilar hecha en el laboratorio con mercurio/aire o agua/aire debe ser convertida para el par agua/ petróleo el cual existe en el campo. Si suponemos una

curvatura aproximada de una interfase en una roca es solo una función de saturación de fluido. El radio de la presión capilar en el caso del mercurio /aire y agua/aire es: (Pc Hg/ aire) / (Pc agua/aire) = 480/70 = 6.57 (eq.34.61)

La experiencia nos a mostrado que tenemos:a) Para limestone: Un radio del orden de 5.8.b) Para piedras arenosas: un radio del orden de 7.5.

No es un factor común para todas las rocas para usar el resultado de los laboratorio es necesario convertirlas a condiciones de laboratorio los resultados son obtenidos con un sistema gas/agua, petróleo/agua el cual tiene las mismas propiedades físicas que el agua, petróleo o gas de reservorio. Las dos técnicas difieren solo por su hipótesis inicial son usadas para convertir los resultados de presión capilar de laboratorio para condiciones de reservorio: (Pc) reservorio = Tagua/petróleo cosø agua/petróleo * (P´c) laboratorio (Eq. 34.62) T´agua/gas cosø agua/gas

(Pc) reservorio = T reservorio * (P´c) laboratorio (Eq. 34.62) T´ laboratorio Ejemplos:

1. Conversión del par agua/aire (laboratorio) al par agua/ petróleo (reservorio). En el laboratorio En el reservorio Presión de capilaridad = P´cT´agua/aire ~ 70 dinas/cmsØ´ agua/aire ~ 0°

PcTagua/petróleo ~ 28 dinas/cms ø agua/petróleo ~ 33 a 55°cosø = 0.869 a 0.643

Desde (Pc) agua/petróleo = 28 * 0.869 *(P´c) agua/aire (Eq. 34.64) Reservorio 70 laboratorio Pc ~ 1 P´c 3 a 4

2. Conversión del par mercurio/aire (laboratorio) al par agua/aceite (reservorio) En el laboratorio En el reservorio P´cT´ mercurio/aire ~ 480 dinas/cmsØ´ mercurio/aire ~ 140°

PcTagua/petróleo ~ 28 dinas/cms ø agua/petróleo ~ 33 a 55°

Desde (Pc) agua/petróleo = (0.066 a 0.05)*(P´c) mercurio/aire (Eq. 34.64) Reservorio laboratorio Pc ~ 1 P´c 15 a 20En realidad el factor de conversión depende de la saturación

34.7 RESULTADO PROMEDIO PARA LA PRESIÓN CAPILAR Y CORRELACIONES.

Los dos métodos son usados para establecer una correlación entre los resultados de la presión capilar para la misma formación geológica.

34.71 LA FUNCION DE LA PRESIÓN CAPILAR.Algunos autores unen la permeabilidad de la roca a su morfología en un campo mas limitado. Leberet cree que esas muestras diferentes del mismo sedimento tiene propiedades unidas entonces existe una variante especifica para el sedimento. El a introducido la función J (Sw) la cual es conocida como la función de la presión capilar la cual dimensiona un grupo de propiedades físicas de la roca y de la saturación de fluidos: J(Sw) = Pc* (k)½ (Eq. 34.711) T (ø)Algunos autores escriben esto: J(Sw) = Pc x (k)½ (Eq.34.712) Tcos ø (ø)

Se debe notar: que la función J (Sw) es proporcional a una cantidad la cual esta en relación relativamente directa al radio de los poros la función J tiene como primer propósito un significado de conversión para todos los resultados de la presión capilar para una curva general. Hay diferencias considerables en la correlación entre la función J y la saturación de agua de una información a otra lo cual hace posible trazar una curva general.El ejemplo muestra en la Fig.34.711 acorde a W.Rose y W.A.Bruce que es la función J (sw) trazada sobre la base de la curva de presión capilar para varias muestras en el caso del par agua/aire.34.72 METODO DE SEGUNDA CORRELACION PARA CALCULAR LA SATURACION DE AGUA CONTENIDA.La medida de presión capilar están hechas para una selección de muestras representativas la selección esta hecha en términos de permeabilidad (Fig.34.721) En acorde a Wright y Wooddy como una primer aproximación, para el establecimiento de la correlación de la presión capilar, la curva de saturación de agua como una función de registros Ka son trazadas para los valores de presión capilar constante (valores

escogidos arbitrariamente) para cada valor de presión capilar es obtenida la siguiente formula: Sw = a log k + constante. (Eq. 34.721)El valor promedio de K en el reservorio es conocido y es posible determinar la curva de presión capilar promedio para el resultado de la distribución de permeabilidad para el campo.La curva de presión capilar (Fig.34.721) nos da la correlación Sw = a log k+constante Fig. 34.722 La tendencia de todas las curvas de presión capilar a converger por sus altos valores de permeabilidad debe ser denotado.34.73 CORRELACION DE LA SATURACION DE AGUA IRREDUCIBLE Y PERMEABILIDAD – POROSIDAD.Hemos visto en el párrafo 34.1, Fig. 34.16 Y 34.721 que la presión capilar depende de las características físicas del reservorio de rocas para el propósito del análisis del campo para una información dada, una correlación entre la saturación de agua irreducible: Siw (parte vertical de la curva de presión capilar por el método de estado restaurado), permeabilidad K y porosidad Ø. En general se usa la siguiente formula: (Fig.34.731): Siw = a log k + C (Eq. 34.731) Siw = a1ø + a2 log k + C (Eq. 34.732) Siw = a1ø + a2 ø + a3 log k + a4 (log k)² + C (Eq. 34.733)a…C son constantes.

35 DETERMINACION INSITU DE LA SATURACION DE AGUA INTERSTICIAL.Con registros eléctrico hemos visto en el capitulo 1 que el factor de formación ff = Ro/Rw(Ro resistividad de muestra 100% saturada con brine con resistividad propia Rw) unida a la porosidad Ø por una ecuación de la forma : ff = A/ Øm donde A y m son características constantes de la roca (m variando desde 1.3 a 2.2 y mas, dependiendo del estado de cementación del reservorio).Desde que el petróleo es un insulador eléctrico se puede ver que el hecho de cierta cantidad de agua es reemplazada por petróleo en la roca significa un incremento en la resistividad. Archie a mostrado experimentalmente que entre la verdadera resistividad (r)

De la roca particularmente saturada con petróleo el valor S de la saturación de agua corresponde a su resistividad y la resistividad Ro de la roca 100% saturada con petróleo existe la siguiente ecuación: Sn = Ro/Rt = RR (resistividad de radio)La cual puede ser escrita: Sn = (ff) Rw/Rtn~2 Si la roca esta impregnada.2<n<4 Si la roca impregnada por petróleo.Esta ecuación hace posible obtener insitu la saturación de agua intersticial de la roca en la medida básica de resistividad.

35.2 CASO DE LA ZONA DE MEDICION DE AGUA.Si la formación es homogénea y la visibilidad de medición de petróleo la parte de arriba y la medición de agua en la base de log eléctrica hace posible determinar Ro y Rt inmediatamente.

35.3 DETERMINACION POR EL FACTOR DE FORMACION.a) El logs da Rt.b) Micro registros o Registro microlateral da FF.c) Rw esta determinado directamente por el SP.d) GHENCE Ro = (FF)* Rw y S2 = Ro/Rt.

Si (FF) no es conocido puede ser reemplazado por los datos de porosidad (medida sobre el núcleo o en acuerdo de la curva neutron).35.4 METODO TIXIER.Este método se basa en la existencia de la zona invadida es usado relativamente para la formación compacta utiliza la hipótesis de que hay una relación residual entre la saturación de petróleo en la zona invadida por lodo filtrado y la saturación original. Una ecuación de la siguiente forma es supuesta: S²i =S (Eq.35.41)Donde Si es la saturación de la zona invadida por el fluido conductor. Si R2 es la resistividad de estos fluidos conductores (filtrado mas agua de campo), la formula de H en forma modificada puede aplicada a la zona invadida: S²i = (FF) * Rz (Eq.35.42) Ri S = Ri * Rw (Eq.35.43) Rt Rz

Rt esta dada por la curva de resistividad con un espacio amplio.Ri esta dada por la curva de resistividad con un espacio limitadoRz esta determinado por medidas directas en el filtro y el agua de campo.El potencial espontáneo (SP) esta unida a la resistividad del agua de campo y hay una relación entre Rw/Rz y el valor SP esto esta resuelto en el capitulo donde el valor de SP y el radio R1/Rt están ingresados directamente (ver colección de SPE Schlumberger, etc. capitulo).35.5 RAPIDA APROXIMACION SIMPLICADA.La utilización de la formula de Archie requiere un calculo complejo, excluyendo toda la interpretación continua que no esta hecha por computadora una rápida aprox. simplificada para un análisis cuantitativo continuo de saturación de agua por significado de registros han sido presentada por J.Raiga Clemenceau retornando la idea del radio

del volumen de agua al volumen de los poros facilita la aproximación quebrando los parámetros tratados al comienzo. Debería notarse que la porosidad del agua del reservorio Øw = Ø * Sw puede ser leída directamente en una resistividad real aplicando la calibración apropiada. La curva de resistividad real puede ser trazada en términos de porosidad sobre un bloque de porosidad total por un cambio en la escala el cual es mostrado gráficamente un bloque de resistividad puede ser considerado como un bloque de porosidad de agua Øw. Tenemos:

a) Factor relativo de formación para la fraccion de agua de porosidad total: Fw = Rt = a ~ 1 Rw øw øw²

b) øw es deducido por las propiedades del diagrama de la colección de Schlumberger (C10):

øw = (Rw/Rt)½

El objetivo final es encontrar la porosidad del petróleo (y la saturación del petróleo):Øo = Ø-ØwLa velocidad y simplicidad de la operación hace posible usar los resultados en el lugar donde son hechas las grabaciones con límites muy certeros.36. METODO INDIRECTO PARA DETERMINAR LA SATURACION DE FLUIDOS BASADO EN EL ANALISIS DE ROCA.

Hay una tendencia a confundir el contenido de agua intersticial en el insitu con el contenido del agua que tiene cuado esta llega a laboratorio después de ser removida de la barrera del núcleo. Las dos no están relacionadas.Los valores de saturación son modificados por las siguientes causas:Invasión por lodo filtrado es mostrada insitu por una reducción en saturación de petróleo y un incremento en saturación de agua.Mientras el núcleo es traído desde el fondo de la superficie. La caída en presión resulta en una caída en presión de petróleo y la aparición de una fase de gas como resultado de la expansión de los gases disueltos hay una caída de presión en la saturación de petróleo (shrinkage) y una reducción en la saturación de agua (expansión de gases disueltos y expulsión).La evaporación es inevitable durante el manejo o el transporte si las precauciones necesarias no fueran tomadas, las dos tablas de abajo esquemáticamente muestran esta invasión en el caso de dos tipos diferentes de lodo: Base de lodo agua y base de lodo petróleo.

a) Variación en saturación de fluido para un núcleo en el reservorio y la superficie en el caso de lodo base agua:

Saturación Petróleo Gas AguaEn la superficie

Dentro la barrera del núcleo

Dentro del reservorio

12% Reduce 15% 70%

40% Expande 0

0

48% Expulsa 85% Invade 30%

b) Variación en saturación de fluido del núcleo entre el reservorio y la superficie en el caso de lodo base petróleo:

Saturación Petróleo Gas AguaEn la superficie

Dentro la barrera del núcleo

Dentro del reservorio

40%Reduce y expulsa 70% Invade 70%

30%

0

0

30%

30%

30%

Esta claro que la medida de saturación de fluido pude ser sacada solo sobre muestras de muy bien protegidos y frescas. En ningún caso las muestras deben ser lavadas cuando son removidas del sostenedor del núcleo o expuestas demasiado los fluidos contenidos en el núcleo, cuya saturación debe ser medida son por lo tanto: Gas - Petróleo - Agua.36.1. DETERMINACION DE LA SATURACION DE GAS.Esta determinación esta hecha inyectando mercurio en un núcleo fresco de un volumen conocido. El procedimiento será descrito mas adelante bajo el llamado método de exhumación de fluido. El equipo usado es un abomba de volumen de mercurio.

36.2. DETERMINACION DEL AGUA Y LA SATURACION DE PETROLEO POR DESTILACION DE PRESIÓN ATMOSFERICA.Un peso conocido y un volumen de muestra fresca del centro del núcleo es tierra arenosa localizada en un horno caliente Fig.36.21 cuya temperatura es controlada.El petróleo y el agua son colectadas en tubos de pruebas por destilación.Si el volumen de la roca y el agua colectada y el volumen del petróleo son conocidos es posible determinar el volumen de los fluidos como un porcentaje del volumen de la roca la saturación es calculada por el concepto de porosidad.En este método es necesario notar:

a) Las altas temperaturas producen la deshidratación de las arcillas. la cantidad de agua colectada será demasiado grande. Será necesario establecer un avance del volumen de agua colectada en el momento de la curva de calentamiento fig.36.22. Para evitar estas desventajas determinando la superficie de arriba por el cual las arcillas son deshidratadas.

b) La parte del petróleo que es perdida por las grietas que es también necesaria para establecer una medida real del petróleo, la curva real del petróleo depende del petróleo encontrado (o si no una curva promedio) (Fig. 36.23).

A pesar de la necesidad para estas curvas de muestreo y la posibilidad de emulsión estos métodos tienen las siguientes ventajas:a) La saturación es determinada por un fragmento grande y representativo seleccionado del centro del núcleo fresco. b) El volumen de cada fluido colectado es medido directamente y no es estimado por diferencias.c) No hay errores por los depósitos de sal.d) No hay pérdida de material en el manejo.e) Es un método muy rápido el cual da resultado teniendo un alto grado de precisión

36.3. DETERMINACION DE LA SATURACION DE AGUA Y PETROLEO POR DESTILACION AL VACIO.La muestra fresca contiene sus fluidos en una destilación al vació. El método usado para el análisis de todos los núcleos será descrito debajo (Fig.36.31) muestra un diagrama del ensamblado. Los fluidos colectados después de la condensación (mezcla de metil alcohol y hielo seco): agua+ petróleo están sujetas a las mismas condiciones como arriba.

36.4DETERMINACION DEL CONTENIDO DE AGUA POR EXTRACCION DEL SOLVENTE.(Destilación de Deanstark).La agencia de minas a desarrollado un proceso el cual combina la extracción por difusión con destilación. El aparato de la Fig.36.41 consiste de:

a) Un termo donde el núcleo es colocado.b) Una trampa hasta la cual colecta el agua la cual deja de correr después de la

condensación de la mezcla aseo trópica destilada.El problema consiste en la colección en la trampa de agua en la cual debería encontrar solamente la sustancia que hay allí. Hay muchas fuentes de error y el método no siempre es muy efectivo, mientras el momento de extracción es muy largo (días a semanas).La cantidad de agua es leída directamente.

Fig. 36.41. ASTM. Aparato de extracción de destilación (modificado por RAP)36.5. DETERMINACION DEL CONTENIDO DE AGUA POR REACCION DE HIDRATACION DEL CALCIO.Este método fue desarrollado y usado principalmente por S.N.Repal y SNPA. La muestra es colocada en un tubo de prueba con material inerte.3 gramos de calcio hidratado en polvo son colocados en el tubo y el tubo es conectado a un ensamblado para medir el volumen de gas descargado. El tubo es inmerso en un baño de petróleo del cual se traen las muestras de una temperatura de 40 a 130°C en aprox. Una hora y media.Si la muestra es arcilla la temperatura final será < a 110°C.El tiempo de calentamiento es de 2 a 3 hrs. Para permeabilidades próximas, 8 hrs. Para permeabilidades bajas. La siguiente reacción química exotérmica ocurre: CaH2 + 2H2O – Ca (OH)2 + 2H2.

Si la temperatura es alta tendremos: CaH2 + H2O – Ca O + 2H2.El volumen medido de H2 (correcto para la presión de atmósfera y temperatura) es mucho más alto en el segundo caso para la misma cantidad de agua.

36.6 DETERMINACION DEL CONTENIDO DE PETROLEO POR COLORIMETRIA.a) Primero una escala colorimetrica es establecida con tubos de prueba conteniendo un solvente e incrementando cantidades de crudo siguiendo una progresión y un cuidado selectivo.b) Una cantidad desconocida de roca es colocada en el tubo de prueba conteniendo solvente similar a la mencionada antes el color obtenido es comparado con la escala colorimetrica una cantidad de petróleo por gramo de roca es por tanto obtenida.c) El método también puede ser usado con el solvente contenido en el ASTM después del lavado de la muestra.El método puede ser mejorado a través del uso de un foto colorímetrico esto deberá ser considerado como un método semicuantitativo. Las muestras mas antiguas usadas para la escala colorimetrica deberán ser anotadas.