Wetland Systems

Se utiliza como base el concepto de porosidad, por lo tanto, si Vs es el

volumen de la parte sólida y VTel volumen total de la muestra, la porosidad es:

T s T V V V    3.2

Si se quiere medir la porosidad de un yacimiento por el método directo, en laboratorio, se necesita muestras. A cierta profundidad se debe hacer una toma de testigos con un saca testigos mediante coroneo. Muestra representativa (que no este contaminada de lodo).

Para determinar la porosidad necesitamos conocer el volumen total de la roca y el volumen de los sólidos.

Determinación del volumen total de la roca

Hay varios métodos para la medición del volumen total de la muestra, pero generalmente se utiliza el método de fluido desplazado por la roca, para esto es necesario evitar que en la roca penetre el fluido que vamos a utilizar (generalmente se usa mercurio).

Un picnómetro de acero ó de vidrio se llena de mercurio y se le coloca la tapa la cual tiene una pequeña abertura. La tapa, que tiene unas agujas para empujar la muestra, descansa sobre una unión ahuecada y esmerilada y se ajusta contra su asiento, mientras que el exceso de mercurio, que sale por la abertura, se recoge y se guarda.

Luego el picnómetro se destapa y se coloca la muestra sobre la superficie de mercurio, seguidamente se sumerge con las agujas de la tapa tal como se indica en la figura. La tapa se ajusta de nuevo contra su asiento, esto causa que una cantidad de mercurio, equivalente al volumen total de la muestra, salga por la abertura de la tapa. Las agujas se deben colocar sobre la muestra de tal forma que la muestra no toque los lados del picnómetro para evitar que queden atrapadas burbujas de aire. Determinando el volumen o peso del mercurio recuperado en esta última operación, se puede conocer el volumen total de la muestra.

Determinación del volumen poral

Todos los métodos que miden el volumen poral determinan la porosidad efectiva. Los métodos se basan ya sea en la extracción de un fluido de la roca o la introducción de un fluido en los espacios porales de la roca.

Uno de los métodos más utilizados es la técnica del helio, que utiliza la ley de Boyle. El gas helio en la celda de referencia se expande isotérmicamente a la celda de la muestra. Después de la expansión, se mide la presión resultante de equilibrio. El porosimetro de helio se muestra esquemáticamente en la Figura 3.5

P1 P2 - CAMARAS camara de volumen de muestra Referencia Regulador V2 V1 de Presión Válvula Válvula A fuente de gas

Fig. 3.5 Diagrama esquemático del porosímetro de helio. El helio tiene ventajas frente a otros gases porque:

 Sus moléculas pequeñas penetran rápidamente los pequeños poros

 Es inerte y no se adsorbe en la superficie de la roca como puede hacerlo el aire  Puede considerarse como un gas ideal (o sea Z = 1) para presiones y

temperaturas comúnmente usadas en las pruebas

 Tiene una difusividad alta y por tanto es útil para determinar la porosidad de rocas de baja permeabilidad

El diagrama esquemático del porosímetro de helio mostrado en la Figura 3.5 tiene un volumen de referencia V1, a una presión P1, y una cámara matriz con un

volumen desconocido V2, y una presión inicial P2. La celda de referencia y la cámara

matriz están conectadas por un tubo, el sistema puede llevarse al equilibrio cuando se abre la válvula de la cámara que contiene la muestra, permitiendo la determinación del volumen desconocido V2 midiendo la presión de equilibrio

resultante P. ( Las presiones P1 y P2 son controladas por el operador, normalmente

P1 = 100 y P2 = 0 psig). Cuando la válvula de la cámara de muestra se abre, el

volumen del sistema será el volumen de equilibrio V, que es la suma de los volúmenes V1 y V2. La ley de Boyle es aplicable si la expansión tiene lugar

isotérmicamente. Luego los productos de presión por volumen son iguales antes y después de abrir la válvula de la cámara de muestra

P1V1+ P2V2= P(V1+ V2) 3.3

Resolviendo la ecuación para el volumen desconocido, V2:

P P V P P V    2 1 1 2 ) ( 3.4 Como todas las presiones en la ecuación 3.4 deben ser absolutas y se acostumbra poner P1 = 100 psig y P2 = 0 psig, la ecuación 3.4 puede simplificarse

como sigue: P P V V 1(100 ) 2   3.5

donde V2 en cm3 es el volumen desconocido en la celda matriz y V1 en cm3 es el

volumen conocido de la celda de referencia, P en psig es la presión leída directamente del manómetro.

Utiliza un equipo de extracción continua. La muestra de roca se coloca en el equipo el cual trabaja con tolueno que se mantiene en ebullición, a 110ºC, el cual se recicla por condensación en un sistema refrigerante. Al pasar por este sistema, el fluido que condensa atraviesa por una trampa donde se acumula toda el agua que destila junto al tolueno. El tolueno reciclado gotea sobre la muestra de roca y elimina mediante lavado los hidrocarburos presentes inicialmente en la roca porosa. Cuando se agota la recuperación de agua se asume que se ha completado el lavaje y se procede al secado de la muestra rocosa, hasta obtener un peso constante.

Ejemplo 3.3.

Una muestra de 95 cm3 ha sido sometida al proceso de Dean-Stark Se obtuvo la siguiente información:

Peso Inicial de la Roca incluyendo los fluidos presentes: 233.65 g Peso de la roca luego del secado (hasta peso constante) 215.12 g Volumen de agua recogido en la trampa durante el lavado 9.03 cm3 Calcular:

a) el volumen original de petróleo considerando que su densidad es 0.78 g/cm3 y b) la porosidad de la roca.

Solución:

La pérdida de peso puede obtenerse de la diferencia entre el peso inicial y el final, o sea:

233.65 - 215.12 = 18.53 g

Peso de petróleo inicial en la roca = pérdida de peso de la roca – agua de la trampa (asumiendo gravedad del agua = 1):

18.53 – 9.03 = 9.5 g

Por consiguiente, volumen original de petróleo = 9.5g/0.78 g/cm3 = 12.18 cm3 Por lo tanto, el volumen poral es igual a: 12.18 + 9.03 = 21.21 cm3

Entonces, la porosidad de la roca es: = 21.21 cm3/95 cm3 = 0.223

3.5 PERMEABILIDAD

Es la habilidad, o medida de la habilidad de una roca de transmitir fluidos, generalmente es medida en darcies o milidarcies. Las formaciones que transmiten fluidos prontamente, tales como las areniscas, son consideradas permeables y tienen la característica de poseer grandes poros interconectados; las formaciones

impermeables tales como las lutitas tienden a poseer granos finos o mezcla de

tamaños de grano, con poros pequeños no interconectados.

La permeabilidad absoluta es una propiedad solo de la roca, mientras que la permeabilidad efectiva es una propiedad de la roca y los fluidos presentes en la roca. Generalmente, la permeabilidad usada en la industria del petróleo es una constante en la ecuación de Darcy (toma en cuenta la tasa de flujo, gradiente de presión y propiedades del fluido). En este sentido y por definición, una medida directa de la permeabilidad requiere un proceso dinámico de flujo.

Si se considera que no existen poros interconectados en una roca, esta sería impermeable, por lo que puede afirmarse que existe cierta correlación entre la permeabilidad y la porosidad efectiva, por lo tanto, todos los factores que afectan a la porosidad afectarán igualmente a la permeabilidad. En este sentido, y considerando que la medida de la permeabilidad es dificultosa de obtener, se utiliza la porosidad correlacionada a la permeabilidad para obtener la permeabilidad entre pozos.