Saturación De Fluidos 5k6971

Saturación de fluidos La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de un medio poroso, en tanto que la permeabilidad indica la facilidad con la cual un fluido pasa a través de el. De igual o más importancia a estas propiedades, es la determinación de la naturaleza de los fluidos presentes a estas propiedades, es la determinación de la naturaleza de los fluidos presentes en una roca de yacimiento, ya que una formación con alta porosidad y permeabilidad es de poca importancia para el ingeniero de petróleo, a menos que contenga petróleo y/o gas en cantidades comerciales. Normalmente, en los yacimientos de petróleo se encuentran presentes más de un fluido. Cuando se descubre un yacimiento puede haber petróleo, agua y gas distribuido a lo largo del yacimiento. El término de saturación de un fluido se define como la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido. La saturación se vera afectada por las condiciones del yacimiento, así como por los fluidos presentes en el mismo. Su nomenclatura corresponde a las letras si, en donde el subíndice i corresponde a los fluidos agua (sw) petróleo (so) gas (sg). La saturación de un fluido se ve afectada matemáticamente por la siguiente ecuación So: volumen de petróleo/volumen poroso*100 Sw: volumen de agua/volumen poroso*100 Sg: volumen de gas/volumen poroso*100 En el medio poroso se cumplirá la siguiente relación: Sw + so + sg: 1 %sw + % so + %sg: 100% La saturación residual: es la fracción de petróleo que queda en la roca después de aplicar todas las técnicas de recobro posibles. Agua intersticial o connata: es aquella que esta presente en cualquier punto de todo yacimiento de hidrocarburos. Esta agua rodea a los granos y llena los pequeños poros, en general, los hidrocarburos ocupan la parte central de los poros grandes y las grietas.

La saturación de agua depende de: • Tamaño y distribución de los poros • La profundidad de la muestra por encima de la zona productora. Tipos de saturación: 1. Saturación absoluta: cuando el volumen poroso lo ocupa un solo fluido 2. Saturación parcial: cuando hay más de un fluido presente en el yacimiento 3. Saturación crítica: es el valor mínimo de un fluido dentro de un yacimiento La determinación de la saturación de los fluidos presentes en los diferentes estratos de un yacimiento puede realizarse, al igual que la porosidad y la permeabilidad de dos formas diferentes: 1. Métodos directos: por medio de registros de pozos (miden propiedades eléctricas y radioactivas). 2. Métodos directos: son utilizados en el laboratorio tale como: el método de la retorta, método de extracción por solvente, método de destilación, método de la temperatura critica. Ventajas y limitaciones del método de extracción por solvente Ventajas • El procedimiento es simple y requiere poca atención durante la destilación • Puede medirse exactamente la cantidad de agua • La desincorporacion de minerales es insignificante, debido a las bajas temperaturas Limitaciones • El aumento en la cantidad de agua afecta al petróleo • Temperaturas altas causan perdidas del agua de arcilla y temperaturas bajas dejan solventes residuales en la muestra.

Cualquiera de estos 2 factores afecta el contenido de petróleo calculado • Perdidas de granos de arena causan tan bien errores en el calculo del contenido de petróleo. Tensiometro: es un aparato que mide la tensión superficial y Angulo de o de un líquido. Hidrometro: Instrumento que sirve para medir el caudal, la velocidad o la fuerza de un líquido en movimiento. Medidos de presiones capilares en medios porosos y con resistividades. Cuestionario: ¿Por que se debe hacer vació en la muestra antes de sumergirla en el envase de hidrocarburo? Esto se hace para hacer que las columnas de mercurio del manómetro se equilibren. ¿Con que equipo se mide la saturación de fluidos? Para medir la saturación de fluidos en el laboratorio son utilizados métodos directos tales como: método de la retorta, método de la extracción por solvente, método de destilación En esta práctica medimos la saturación de fluidos a través del método de la extracción por solvente donde utilizamos el equipo de extracción por solvente. ¿Como se determinan los grados API? o

API: 141.5-131.5 /ρo.

¿Que tipo de solvente podemos utilizar en el laboratorio para determinar la saturación del fluido con el método de extracción por solvente? Los solventes apropiados que se pueden utilizar para determinar la saturación del fluido con el método de extracción por solvente son: tolueno, xileno, o una fracción de gasolina a temperatura de ebullición de 150oc En este caso nosotros utilizamos como solvente el tolueno para realizar esta práctica.

¿Por que es importante determinar la saturación de fluidos en un yacimiento? Es importante porque a través de ella podemos conocer la fracción de volumen porosos que ocupa un fluido en un yacimiento ya que un yacimiento de petróleo normalmente se encuentran más de un fluido distribuido a lo largo del yacimiento. *Procedimiento experimental la saturación de fluidos por el método de extracción por solvente El tamaño de la muestra debe ser tal que pueda colocarse en el aparato de extracción Preparación de la muestra 1. Colocar la muestra en el equipo para hacer vació asegurándome que quede herméticamente cerrado 2. Encender la bomba y esperar hasta que las columnas de mercurio del manómetro se equilibren 3. A equilibrarse las columnas de mercurio apagar la bomba y sacar la muestra rápidamente y sumergirla en un envase con hidrocarburo mínimo 24 horas. 1. 2. 3. 4. 5. 6.

7. 8. 9.

Procedimiento Pesar el portamuestra vació sacar la muestra del envase de hidrocarburo y secarle el exceso de petróleo con una hoja de toallin colocar la muestra dentro del porta muestra y pesarlo determinar el peso de la muestra saturada con el petróleo mediante la ecuación pomw: Ppmo-Ppv abrir la entrada del agua del equipo, para mantener el sistema frió llenar el frasco de destilación con un solvente apropiado (tolueno, xileno, o una fracción de gasolina a temperatura de ebullición de 150oc. sacar la muestra del portamuestra y colocarla en un dedal dentro del equipo de extracción por solvente armar el aparato y sellar la parte superior del condensador para evitar condensación de mezcla atmosférica en el tubo inferior encender el calentador y permitir la extracción por un mínimo de dos horas

10. sacar rápidamente la muestra del dedal, colocarla en el portamuestra y pesarla (pmt), debido a la volativilidad del solvente, asumiendo completa saturación 11. después de pasada sacar la muestra del portamuestra y colocarlo en el horno a +/- 2100f por lo menos 2 horas durante este tiempo obtenga la densidad del solvente usado y la del petróleo 12.observar en la trampa de agua la cantidad de agua que tiene la muestra en cc y suponer que la densidad del agua es 1gr/cc 13. sacar la muestra del horno, dejarla enfriar y pesarla (pms) 14. hallar el volumen de petróleo mediante la ecuación: vo: Pmow-PmsPw/ρo 15.hallar el volumen poroso suponiendo que el tolueno satura 100% el volumen poroso de la muestra mediante la ecuación: vp: Pmt-Pms /ρt 16. hallar so y sw mediante las siguientes ecuaciones: so: vo*10/ vp 17.determinar las densidades del petróleo, el peso especifico y la densidad del tolueno: • • • • •

Petróleo se toma un picnómetro limpio, seco de volumen conocido (Vcv) y se pesa se llena el picnómetro con petróleo y se pesa (Ppp) se calcula el peso del petróleo, Pp: Ppp-Ppv se calcula la densidad en gr/cc : ρo : Pp se calcula el peso especifico del petróleo por la ecuación :δ-ρo/ρw

Solvente De igual manera se procede para calcular la densidad del solvente 18. calcular los oAPI: del petróleo utilizado mediante la ecuación: 0API: 141.5-131.5 / ρo 19. con el valor de los oAPI obtenidos, clasificar el tipo de crudo

Resultados Densidad del petróleo: ρo: Ppo-Ppv / Vic Donde: Ppo: peso del portamuestra con petróleo: Ppm Ppv: peso del portamuestra vació Vic: volumen conocido del picnómetro: Vcv Ρo: 39.9 gr-12,9 gr / 25ml: 1.08 gr/ml Densidad del tolueno: ρt: Ppt-Ppv/vic Ppt: peso del portamuestra con tolueno. Ρt: 39.9-12.9/25ml: 1.08gr/ml Volumen del petróleo: vo: Po-Ps/ρo Donde: Po: peso de la muestra saturada con petróleo Ps: peso de la muestra seca Ρo: densidad del petróleo Vo: 27.1gr-26.6gr/ 1.08 gr/ml: 0.46ml Volumen del tolueno: vt: Pt-Ps/ρt Donde: Pt: peso de la muestra con tolueno Ρt: densidad del tolueno Vt: 27gr-26.6gr/ 1.08gr/ml: 0.37 ml Volumen poroso: Ө: vp/vt: vp: Ө*vt Donde Ө: porosidad VT. Volumen total Vp: 0.24*12.81cc: 3.07cc: 3.07ml Saturación de petróleo So: vo/vp*100

So: 0.46/3.07: 0.15 Saturación de agua Sw: 1-so Sw: 1-0.15:0.85 o

API del petróleo. 141.5-131.5/1.08: 9.5 crudo extrapesado

Picnómetro de solidó

picnómetros de líquidos