Guía de Laboratorio de Yacimientos (UDO ANZ)

Guía de

Laboratorio De

Yacimientos.

Realizado por: Anés Nayarit;Véliz Marian

01/03/2011

Guía de Laboratorio de Yacimientos Página 2

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO

LABORATORIO DE YACIMIENTOS

Guía de Laboratorio

De Yacimiento.

Barcelona, Marzo 2011.


Practica 1:

POROSIDAD


Porosidad.

La fracción del volumen total libre de material sólido, o la fracción del volumen total por

volumen poroso, se le denomina Porosidad también llamada oquedad. Algunas veces esta

palabra es usada inadecuadamente. La porosidad no es una medida de la fracción de vacío

sino de tamaño del vacío. Dependiendo del medio poroso, la porosidad puede variar de

valores cercanos a cero o valores cercanos a uno.

∅ =

Yacimiento.

Es una unidad geológica de volumen limitado, porosa y permeable que contiene

hidrocarburo en estado líquido y/o gaseoso. Los cinco elementos básicos que deben estar

presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son:

1. Fuente

2. Camino Migratorio.

3. Trampa

4. Almacenaje/Porosidad.

5. Transmisibilidad/Permeabilidad.

Cuando ocurre la migración secundaria del petróleo a la roca almacén el agua contenida en

éste es desplazada por el petróleo y sólo una pequeña porción de ella queda atrapada. En

cualquier punto de un Yacimiento siempre se encontrará agua y petróleo.

Características Fundamentales De Los Yacimientos

Ser subterráneo.

Ser Poroso, es decir, poseer un volumen vacío dentro de su unidad física.

Ser Permeable, es decir, que ese espacio vacío esté conectado entre sí para que pueda

existir movimiento de los fluidos contenidos en él.


Contiene fluidos, los cuales son hidrocarburos (gas y/o petróleo) y agua.

Es de Volumen Limitado.

Posee energía que permite la movilización de los fluidos contenidos.

Clasificación de la porosidad.

La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:

Según la comunicación de sus poros.

Según su origen.

Según la comunicación de sus poros

Debido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca, aislándolos del

resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos entre sí, o aislados.

Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar

de la siguiente manera:

La porosidad total o absoluta de una roca se define como la fracción del volumen

total de la misma que no está ocupada por matriz.

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.

La porosidad no interconectada o no efectiva es aquella que representa la fracción

del volumen total de la roca que está conformada por los espacios que pueden

contener fluidos pero no están comunicados entre sí.

Como la sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el volumen de

los poros interconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la

porosidad absoluta o total del sistema es igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la


porosidad no efectiva.

Según su origen

De acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o intergranular y

secundaria o inducida. La porosidad primaria o intergranular es aquella que se origina

durante el proceso de deposición de material que da origen a la roca. Aquellos poros que se

forman subsecuentemente a la deposición es referida como secundaria. La porosidad

primaria es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas y las calizas oolíticas. La

porosidad original se desarrolla durante la deposición de sedimentos y los procesos de

litificación posteriores la reducen a su porosidad primaria. Por otra parte la porosidad

secundaria es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores

al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados, es de

mayor importancia en rocas carbonadas.

En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que

aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida.

Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución,

las fracturas y la dolomitización.

Porosidad por disolución

La disolución es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los

fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso origina una

modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad. Las aguas que

se filtran y circulan por el subsuelo, las cuales son ricas en minerales pueden dar lugar a

depósitos que sellen parcialmente algunos de los poros o canales de la formación,

fenómeno que reduce su porosidad. Sin embargo puede ocurrir un incremento de la

porosidad ocasionada por la disolución del material solido soluble que constituye la roca. Si


las aguas son ricas en sales de magnesio al filtrarse a través de la calcita puede provocar el

fenómeno de dolomitización.

Porosidad por fracturas

Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de

producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar

sometida a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que

pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca.

Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener

fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad.

Porosidad por dolomitización

La dolomitización es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La

reacción química que permite visualizar el proceso de dolomitización se muestra a

continuación:

Factores geológicos que afectan a la porosidad.

1. Grado de cementación o consolidación: la cementación es el agente que tiene

mayor efecto sobre la porosidad original y afecta el tamaño, la forma y la

continuidad de los canales porosos. El material cementante está formado por el

cemento que une los granos entre si. Los materiales cementantes más comunes son

el sílice, carbonato de calcio, carbonato de magnesio, arcilla y hasta una mezcla de

los anteriores. Del material cementante depende la firmeza y compactación de la

roca sedimentaria por ello los estratos se identifican como consolidados, poco

consolidados y no consolidados. Tanto la porosidad como la permeabilidad decrece

con la mayor cantidad de cemento.

2. Compactación: es el efecto de la compresión provocado por el peso de la roca

suprayaciente. La fuerza de la compactación es en función de la profundidad de


enterramiento de los estratos, es decir, a mayor profundidad mayor efecto de la

compactación.

Métodos para determinar la porosidad.

Método directo: Este método consiste en la medición del volumen de una muestra

porosa y entonces de alguna manera destruye los huecos y mide sólo el sólido. Este

método comprende la utilización del porosímetro de Helio.

Método óptico: La porosidad de una muestra es igual a la “porosidad areal”. La

porosidad areal es determinada por secciones pulidas de la muestra. Es

frecuentemente necesario impregnar los poros con algún material como: cera;

plástico o algún otro material para hacer los poros más visibles y así distinguirlos

entre poros interconectados o no interconectados. Este método puede tener muchas

variaciones con otros métodos debido a que poros pequeños a lo largo de poros

grandes son difíciles de cuantificar y sugieren errores.

Método de imbibición: Este método consiste en sumergir un medio poroso

completamente en un fluido humectante en vacío durante suficiente tiempo para

causar que el fluido humectante penetre en todos los poros. La muestra es pesada

antes y después de la imbibición. Estos dos pesos junto con la densidad del fluido

permiten la determinación del volumen de poro. Cuando la muestra está

completamente saturada con el líquido humectante da directamente el valor del

volumen de la muestra. Desde el volumen de la muestra y el poro, la porosidad

puede ser directamente determinada. La Imbibición si es hecha con suficiente

cuidado, será el mejor valor de la porosidad efectiva.

Método de inyección de mercurio: El volumen de la muestra es determinado por la

inmersión de la muestra en mercurio. Después de evacuar la muestra la presión

hidrostática del mercurio es la cámara contendiendo la muestra y el mercurio, se


incrementa a altos niveles. Como resultado el mercurio penetrará en el espacio de

poro y debido a que la presión es suficientemente alta, el mercurio penetrará en

poros suficientemente pequeños. Sin embargo, la penetración nunca es perfecta

debido a que se necesitaría una presión infinita para hacer que todos los poros

fueran llenados completamente y como una alta presión provocaría cambios en la

estructura de los poros en la muestra este método tiene sus deficiencias.

Método de expansión de gas: Este método también mide la porosidad efectiva. El

volumen de la muestra es medido por separado. La muestra es encerrada en un

contenedor de volumen conocido, bajo presión de gas conocida y conectado con un

contenedor evacuado de volumen conocido. Cuando la válvula entre estos dos

contenedores es abierta el gas se expande dentro del contener evacuado y la presión

del gas decrece. El volumen efectivo del poro de la muestra puede ser calculado

usando la ley de gases ideales.

Método de densidad: El método de densidad depende en la determinación de la

densidad de muestra y la densidad del sólido en la muestra. Desde que la masa de

un medio poroso reside enteramente en la matriz sólida.

Factores que rigen la magnitud de la porosidad.

Tipos de Empaque: Es el arreglo geométrico o disposición en la que se presentan los

granos de la roca en conjunto. Durante los procesos geológicos se pueden formar

varios tipos de empaquetamiento que tienen diferentes valores de porosidad,

dependiendo de la presión de confinamiento principalmente.

Tamaño, uniformidad y tipo de grano: a menor tamaño de los granos menor la

porosidad, a mayor variación del tamaño menor va a ser la porosidad.


%,

.

6447

61

8

3

48

3

33

r

rr

Influencia del grado de redondez y tamaño del grano en la porosidad.

El grado de redondez tiene influencia en la porosidad, los granos con mayor redondez

permiten una mayor porosidad y viceversa. Con una mezcla de tamaños de los granos la

porosidad disminuye, porque los granos más pequeños llenan parcialmente los espacios

vacíos existentes entre los más grandes. El Escogimiento: Se debe a la uniformidad y

clasificación de los granos. Un buen escogimiento esté determinado por un tamaño

parecido de los granos, la cual favorece la porosidad bebido a que los espacios vacíos no se

ven obstruidos por granos más pequeños.

Matemáticamente (determinación de la porosidad de vol. de los empaques) se demuestra

que el radio de los granos no afecta el valor calculado de porosidad en ningún tipo de

empaque existente. Ejemplo del empaque cúbico:

Como se puede apreciar los radios se cancelan y la porosidad es 47,64%, esto se debe a que

la variación del tamaño del grano no afecta la porosidad de la roca, siempre y cuando se

mantenga el tipo de arreglo o empaque de los grano.


Procedimiento Experimental

Experiencia 1. Determinación de la Porosidad Absoluta a través del Porosímetro Universal

RUSKA. Método de KOBE.

1. Manipular el volante hasta que la escala este aproximadamente en 45cc,

destapar el picnómetro y seguir manipulando el volante hasta que el mercurio

desaparezca del picnómetro.

2. Poner la tapa y abrir la válvula que se encuentra en la parte superior de ésta.

Girar el volante gasta que el mercurio aparezca en el orificio que está en la parte

superior de la tapa del picnómetro y llevar la escala y el dial a cero (0).

3. Manipular el volante hasta que la escala este en 30cc aproximadamente.

Quitar la tapa y seguir manipulando el volante hasta que quede una gota de mercurio

en la parte inferior del picnómetro. Luego tomar la lectura en la escala y el dial. Este

valor viene a ser el volumen del picnómetro.

4. Colocar la tapa y llevar nuevamente la gota de mercurio a la parte superior

del picnómetro. Poner la escala y el dial a cero (0) si es necesario.

5. Con la válvula abierta girar el volante hasta llevar la escala a 40cc. Cerrar la

válvula y comprimir el aire que se encuentra en el picnómetro a 2 atm o 30 lbs. Tomar

la lectura en la escala y el dial. Esta lectura representa el valor de Vf.

6. Repetir el paso 5, pero ahora con 30cc. Tomar la lectura y ésta representará

el valor de Vf1.

7. Teniendo la escala en 30cc aproximadamente, destapar el picnómetro e

introducir la muestra que va a trabajar. Tapar el picnómetro y observar que la válvula

está abierta. Manipular el volante lentamente hasta que la gota de mercurio aparezca

en el orificio. Tomar la lectura de la escala y el dial, esta lectura es el Vt.


8. Con la muestra dentro del picnómetro, retroceder con el volante hasta que la

escala y el dial estén en 40cc. Cerrar la válvula y comprimir hasta 2atm. Tomar la

lectura en la escala y el dial, esta lectura es el Vf2.

Porosimetro Universal RUSKA

Experiencia 2. Determinación de la porosidad efectiva a diferentes muestras de roca.

1. Seleccionar 4 beakers y llenar cada uno de los beakers con un tipo de arena

diferente (Arena fina, gravilla, arena sintética) y en el último beaker colocar los 3

tipos de arenas. Anotar el volumen. Este volumen será el volumen total.

2. Llenar un cilindro graduado con agua.

3. Echar agua en los 1 beakers hasta que se sature en un 100%. Tomar la

medida del volumen de agua desalojado del cilindro graduado. Este valor cual será el

volumen poroso.

4. Hacer lo mismo con los dos beakers restantes.

5. Por último, con los volúmenes obtenidos proceder a determinar los valores

de porosidad para cada muestra.


ECUACIONES A UTILIZAR

Datos obtenidos:

Nro. De muestra Muestra 1 Muestra 2 Muestra 3

Vt


Practica 2:

PERMEABILIDAD


Permeabilidad

La permeabilidad es la facilidad con la que un fluido se mueve a través de un medio poroso

sin alterar dramáticamente la estructura interna del mismo. Un ensayo de permeabilidad

consiste en inducir un flujo conociendo las condiciones de borde y la cantidad de flujo. El

coeficiente de permeabilidad se puede determinar en laboratorio, en campo o a partir de la

curva granulométrica. Así mismo existen numerosos criterios para hallar el valor de “k”.

Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad

apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es

despreciable.

La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos:

la porosidad del material;

la densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura;

la presión a que está sometido el fluido.

Para ser permeable, un material debe ser poroso, es decir, debe contener espacios

vacíos o poros que le permitan absorber fluido. A su vez, tales espacios deben estar

interconectados para que el fluido disponga de caminos para pasar a través del material.

Se considera que los suelos y rocas en general tienen una permeabilidad media o

cierto grado de permeabilidad, considerando al flujo del fluido a través de los poros vacíos,

discontinuidades o fisuras como laminar, es decir un flujo no turbulento. La representación

para un flujo promedio en condiciones de permeabilidad media es expresada por la ley de

Darcy.

Ley de Darcy

“La velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de

presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido, la constante de

proporcionalidad k es la permeabilidad”.


Teoría de Darcy

“Un medio poroso tiene la permeabilidad de un Darcy cuando un fluido de una sola fase

con una viscosidad de un centipoise y que satura totalmente el medio poroso, fluye a través

de él bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un cm3 por segundo, por un área

transversal de un cm2, por cm. de longitud y bajo un diferencial de presión de una

atmósfera”.

Validez de la ecuación de Darcy

En la determinación experimental Darcy determinó:

1. Sistema de fluido monofásico y homogéneo.

2. No hay reacción entre el fluido y la roca.

3. Flujo laminar. Se ha comprobado que la ley de Darcy no es válida para números de

Reynolds mayores de uno. Afortunadamente en aplicaciones prácticas generalmente es

laminar.

Tipos de Permeabilidad

Permeabilidad absoluta:

Es aquella que tiene un medio poroso saturado un 100% por una única fase esta es

una propiedad del medio y por lo tanto no depende del fluido, tasa de flujo y diferencial de

presión.

Permeabilidad efectiva:

Es aquella que corresponde a una determinada fase cuando fluye en el medio poroso

dos o más fases, es una función de la saturación del fluido en consideración. La

permeabilidad efectiva aun fluido dado siempre será menor a la permeabilidad absoluta el

único caso donde la permeabilidad efectiva es igual a la absoluta es cuando la saturación de

un fluido dado es 100%.


Permeabilidad relativa:

Es la permeabilidad con respecto a un fluido cuando más de un fluido está presente,

y su valor se expresa en fracción de la permeabilidad absoluta (permeabilidad a 100 por

ciento de saturación por un solo fluido). Es la razón o cociente que hay entre la

permeabilidad efectiva de un fluido y la absoluta.

Con relación a las permeabilidades relativas todavía no emerge consenso sobre

cómo deben medirse en el laboratorio, si bien se ha avanzado de manera significativa,

experimental y numéricamente, en la comprensión del papel que juegan las variables que se

muestran a continuación:

1. Saturación: A medida que aumenta la saturación de una fase incrementa la

permeabilidad relativa de esta hasta alcanzar un valor máximo a la saturación

máxima de dicha fase; por otro lado, ocurre disminución de la saturación de la otra

fase hasta alcanzar un valor cero a la saturación mínima de la fase.

2. Geometría de los poros: La geometría de los poros tiene un fuerte efecto sobre la

curva de permeabilidades relativa, incluyendo factores tales como punto de cruce

(kro=krw) y saturación de agua inicial. En estudio se encontraron diferencia

significativa en rocas con grandes poros, poros interconectados cuando fueron

comparadas con rocas que contiene numerosos poros pequeños, menor

interconexión de poro.

3. Grado de consolidación: En la figura se observa el efecto del grado de

consolidación de medio poroso sobre las permeabilidades relativas. Swe observa

que en arenas consolidadas, para una misma saturación del petróleo, la

permeabilidad relativa al petróleo es menor en comparación con una arena no

consolidada, mientras que para el gas es mayor. En dicha figura se puede observar

que el punto de intersección de las dos curvas (Krg=Kro) se logra a valores de

saturación de petróleo mayores en arenas consolidadas.

4. Humectabilidad: La humectabilidad tiene un fuerte efecto sobre las permeabilidades

relativas. A medida que un núcleo se hace mas humectado por petróleo la

permeabilidad relativa al agua incrementa y la permeabilidad relativa al petróleo

decrece (figura). Las diferencias en las permeabilidades relativas medidas en unos


sistemas fuertemente humectados por agua y fuertemente humectados por petróleo

son causadas por la diferencia en la distribución de fluidos.

5. Historia de saturación (histéresis): Como se sabe las permeabilidades relativas no

solo son una función de la saturación de los fluidos y de la humectabilidad sino

también de la historia de saturación. Las características de las curvas de

permeabilidad son dependientes a la dirección en que varia la saturación de los

fluidos, es decir, por aumento o por disminución de la fase humectante. Las

permeabilidades relativas son esenciales en la descripción del flujo multifásico en la

ingeniería de yacimientos.

Por otra parte cabe destacar que la sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es

menor que la absoluta y la unidad. Esto es debido:

1. Algunos canales que normalmente permiten el flujo cuando hay una sola fase son

bloqueados cuando dos o más fases se encuentran presentes en el medio poroso,

reduciéndolos y disminuyendo la capacidad de la roca de que el fluido fluya a través

de ella.

2. La presencia de interfaces entre los fluidos que saturan la roca, implican la

presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares por lo tanto se generan

fuerzas que disminuyen la velocidad del flujo de los fluidos a través del medio

poroso.

Permeabilidad capilar:

Cuando un fluido humectante se mueve dentro de un tubo capilar bajo flujo laminar

o viscoso (debido al efecto de la caída de presión entre dos puntos), el perfil de distribución

de la velocidad del fluido es parabólico, con una velocidad máxima en el eje del tubo y una

velocidad mínima en la pared.

En este sistema, el flujo puede ser visualizado como una serie de superficies

parabólicas concéntricas moviéndose a diferentes velocidades y, por consiguiente,

ejerciendo fuerzas viscosas entre sí.


Permeabilidad coloidal:

Es cuando en el yacimiento existen dos fases, una continua (fluido) y una dispersa

(partículas) en donde la dispersa se encuentra en menor proporción.

Factores que afectan la permeabilidad

Reacciones Entre Los Líquidos y El Yacimiento: A pesar de que el agua se le

considera como un líquido no reactivo, la presencia de arcillas expansivas en muchos

yacimientos causa que ella se convierta en el líquido reactivo que más frecuente se

presenta en relación con la permeabilidad. La inyección de agua fresca en un

yacimiento conduce a la reducción en la permeabilidad, especialmente si hay arcilla

presente aunque sea en pequeñas cantidades ya que esta última al reaccionar con el agua

se hincha y disminuye la capacidad de la roca de que el fluido fluya a través de sus

poros conectados.

La Orientación del Flujo: La permeabilidad vertical es normalmente inferior que la

horizontal, por lo menos en un medio desprovisto de fisuras verticales, esto se debe a la

orientación de la disposición de los sedimentos.

Daño a la Formación: Es la alteración de la permeabilidad debido a todas las

actividades realizadas durante la perforación, cementación y/o completación del pozo.

Cuando se introduce un fluido a la formación residuos de este así como partículas

sólidas tienden a quedar en las paredes de dicha formación, taponando al mismo tiempo

alterando sus condiciones y disminuyendo la permeabilidad.

Efecto Klinkenberg: A través de estudios principalmente utilizado aire klinkenberg,

pudo deducir que todos los gases sea cual sea su composición a presiones altas y

temperaturas bajas tienden a comportarse como líquidos. Su permeabilidad varía con el

recíproco de la presión promedio. La permeabilidad a un gas es una función del camino

promedio libre de paso de las moléculas y por lo tanto depende de los factores que lo

afectan tales como: la presión, temperatura y la clase del gas.


En otras palabras el efecto Klinkenberg es esencialmente cuando los gases a alta presión

se comportan como un líquido, es decir, el gas no reacciona con el medio poroso.

Determinación de la permeabilidad intrínseca

La permeabilidad se puede determinar directamente mediante la Ley de Darcy o

estimarla utilizando tablas empíricas derivadas de ella.

La permeabilidad es una parte de la constante proporcional en la Ley de Darcy, que

se relaciona con las diferencias de la velocidad del fluido y sus propiedades físicas (por

ejemplo, su viscosidad) en un rango de presión aplicado al promedio de porosidad. La

constante proporcional específica para el agua atravesando una porosidad media es la

conductividad hidráulica. La permeabilidad intrínseca es una función de la porosidad, no

del fluido.

Permeabilidad del suelo

En geología la determinación de la permeabilidad del suelo tiene una importante

incidencia en los estudios hidráulicos portante del sustrato (por ejemplo previo a la

construcción de edificios u obras civiles), para estudios de erosión y para mineralogía, entre

otras aplicaciones.

No todos los suelos tienen la misma permeabilidad, de ahí que se los haya dividido

en suelos permeables e impermeables, estos últimos son generalmente suelos arcillosos,

donde la cantidad de escurrimiento del agua es pequeña y lenta.

La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas, juntas

u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la

arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables.

Existen factores que influyen en la permeabilidad de un suelo, como por ejemplo la

viscosidad del fluido (varía según la temperatura), el tamaño, continuidad de poros y grietas

a través de los cuales pasa el fluido o la presencia de discontinuidades.

En laboratorio, la medida del coeficiente de permeabilidad se realiza por medio de

permeámetros, los que pueden ser de nivel constante o nivel variable dependiendo del tipo


de suelo analizado. La importancia de este coeficiente, es vital para poder determinar por

ejemplo: la capacidad de retención de aguas de presas o embalses de tierra, la capacidad de

las bombas para rebajar el nivel freático en una excavación y para poder determinar la

velocidad de asentamiento de una estructura al escurrir el agua, entre otros.

Método para suelos granulares. Este método se conoce como ensayo de nivel de

agua constante, se aplica generalmente a suelos granulares (arenas) y se consume

una cantidad grande de agua para mantener el nivel de esta en forma constante.

Método para suelos fino. Este método se conoce como ensayo de nivel de agua

variable, se aplica generalmente a suelos finos arcilloso o limo arcilloso. El ensayo

en sí es de larga duración, ya que generalmente la cantidad de flujo que atraviesa la

muestra es muy pequeña.

Importancia de la permeabilidad del suelo.

El suelo debe tener un equilibrio en su permeabilidad, no puede dejar de permear

porque se inundaría la superficie, tampoco puede permearse el 100% del agua porque el

suelo se quedaría sin agua suficiente para poder alimentar a toda la meso fauna y plantas

que dependen del suelo para poder sobrevivir.

La permeabilidad del suelo determina el tipo de vegetación y fauna que existe sobre

el que también a su vez depende del clima que exista en una región determinada.


PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL

Experimento 1: Permeámetro a gas RUSKA.

1. Una vez extraído el núcleo y limpio, introduzca la muestra en el porta núcleos y

adáptelo al sistema.

2. Abra la válvula de la bombona de nitrógeno o aire que regula la presión de entrada al

aparato a 30lbs, si se utiliza un compresor de descarga a 30lbs.

Selección del medidor de flujo.

3. El rango de variación en los tubos está entre 20 a 120 divisiones. Mediante la válvula

se pone en operación el tubo de flujo ("largo”), se abre la válvula reguladora de

presión lentamente hasta alcanzar en el manómetro una presión de 0.25 atm. Es

aconsejable golpear el vidrio del manómetro mientras se ajusta la presión se ajusta la

presión, anote la altura alcanzada por el flotador en el tubo de flujo, si el flotador

está por encima de 20 divisiones aproximadamente.

4. Si el flotador queda por debajo de las 20 divisiones, ponga en operación el tubo

intermedio (“Médium”) mediante el selector e incremente la presión a 0.5 atm.

5. En caso del que el flotador no alcance el nivel en el tubo largo ni en el medio a las

presiones respectivas, ponga en operación el tubo pequeño (“Small”), e incremente

la presión a 1 atm.

6. Cuando se haya determinado el tubo de flujo a utilizar mediante el procedimiento

señalado, toma la lectura. Esta corresponderá a la altura del flotador en el tubo de

flujo respectivo. Se debe tomar la presión en ese momento y la temperatura.

Incremente la presión mediante el regulador del permeámetro en 0.05 atm, haga la

lectura en el medidor de flujo y toma la presión y temperatura. Continúe este proceso

repetidamente aumentando la presión en el diferencial de 0.05 atm, hasta obtener

varios puntos, si es posible.


Experimento 1: Permeámetro a liquido RUSKA.

1. Sature la muestra trabajar previamente con fluido que se va a utilizar, para ello se

utiliza una solución de NaCl ( 15 gr de sal, 500 ml de agua) al 3% en peso y un

equipo de saturación que está conectado a una bomba de vacío.

2. Una vez saturada la muestra, colóquela en el porta núcleos y adáptelo al

permeámetro.

3. Llene el bulbo con el mismo fluido utilizado para saturar la muestra. Dicho bulbo se

encuentra adaptado al permeámetro por medio de una manguera y está colocado en

la parte izquierda superior del mismo.

4. Abra la válvula que se encuentra en la parte superior de la bureta calibrada. (gire

hasta que esta quede abierta).

5. Abra la válvula que se encuentra en la parte inferior de la bureta, el líquido

comenzará a entrar en ella, esta bureta está adaptada al permeámetro, conectada al

porta núcleos.

6. Cuando el nivel del líquido se encuentre por encima de la marca superior de la

bureta, cierre la válvula que está ubicada en la parte inferior de la bureta. Cierre

completamente la válvula superior.

7. Abra la válvula de la bomba de nitrógeno o aire que esta adjunta al permeámetro.

Regule la presión a 30lbs. Si se utiliza un compresor, regule la presión de descarga a

30lbs.

8. Manipule el regulador de presión que está adaptada al permeámetro hasta que el

manómetro marque 1 atm.

9. Tome un cronometro y abra la válvula que está en la parte superior de la bureta

graduada girando media vuelta.

10. Cuando el nivel del líquido pasa por la marca superior ponga en funcionamiento el

cronometro, igualmente, deténgalo cuando el nivel pase por la marca inferior. De

esta manera se toma el tiempo en que el volumen de líquido contenido en la bureta

pasa a través de la muestra.


CÁLCULOS A REALIZAR:

(permeabilidad promedio)

Tabla 1: Datos de permeámetro a gas

PERMEAMETRO A GAS

MUESTRA 1 2 3 4 5

LONGITUD

DIAMETRO

MEDIDOR

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

Tabla 2: Datos del permeámetro a líquido

PERMEABILIDAD A LIQUIDO

TIEMPO (sg)

PRESION (atm)


Practica 3:

GRANULOMETRIA


Granulometría

La granulometría se define como la distribución de los diferentes tamaños de las

partículas de un suelo, expresado como un porcentaje en relación con el peso total de la

muestra seca. Aprenderemos a utilizarla como un instrumento en la clasificación de los

materiales, ya que la descripción por tamaño tiene especial interés en la selección de

materiales para rellenos de carreteras y presas, los cuales requieren materiales con

graduaciones determinadas.

El método de determinación granulométrico más sencillo es el tamizado, el cual un

proceso físico, con el objeto de separar la materia en sus distintos tamaños. Se realiza con

una herramienta denominada tamiz, puede ser simplemente una red, o un proceso

industrial.

El tamizado consiste en hacer pasar las partículas por una serie de mallas de

distintos anchos de entramado (a modo de coladores) que actúen como filtros de los granos

que se llama comúnmente columna de tamices. El tamizado puede realizarse en seco (el

material está en polvo) o en húmedo, el tamizado en húmedo se efectúa con adición de

agua, o un fluido al material (como el esmalte).

En cerámica su uso está más que justificado ya que nos es de utilidad para un

análisis de los componentes, para una mayor uniformidad en los esmaltes, así como para

que no se atoren las herramientas. Se clasifican según los orificios que tiene por unidad de

medida, se denominan escala mesh.

La granulometría es la distribución de los tamaños de las partículas de un agregado

tal como se determina por análisis de tamices (norma ASTM C 136). El tamaño de

partícula del agregado se determina por medio de tamices de malla de alambre aberturas

cuadradas. Los siete tamices estándar ASTM C 33 para agregado fino tiene aberturas que

varían desde la malla No. 100(150 micras) hasta 9.52 mm.


Distribución Granulométrica

Se denomina distribución granulométrica de un suelo a la división del mismo en

diferentes fracciones, seleccionadas por el tamaño de sus partículas componentes; las

partículas de cada fracción se caracteriza porque su tamaño se encuentra comprendido entre

un valor máximo y un valor mínimo, en forma correlativa para las distintas fracciones de tal

modo que el máximo de una fracción es el mínimo de la que le sigue correlativamente.

Clasificación Granulométrica

Se denomina clasificación granulométrica o granulometría, a la medición y

gradación que se lleva a cabo de los granos de una formación sedimentaria, de los

materiales sedimentarios, así como de los suelos, con fines de análisis, tanto de su origen

como de sus propiedades mecánicas, y el cálculo de la abundancia de los correspondientes

a cada uno de los tamaños previstos por una escala granulométrica.

Escala granulométrica

Partícula Tamaño

Arcillas < 0,002 mm

Limos 0,002-0,06 mm

Arenas 0,06-2 mm

Gravas 2 mm-6 cm

Cantos

rodados

6-25 cm

Bloques >25 cm

http://es.wikipedia.org/wiki/Grano_(mineral)

http://es.wikipedia.org/wiki/Roca_sedimentaria

http://es.wikipedia.org/wiki/Suelos

http://es.wikipedia.org/wiki/Arcilla

http://es.wikipedia.org/wiki/Limo

http://es.wikipedia.org/wiki/Arena

http://es.wikipedia.org/wiki/Grava

http://es.wikipedia.org/wiki/Canto_rodado

http://es.wikipedia.org/wiki/Canto_rodado

http://es.wikipedia.org/wiki/Bloque_(roca)


Curva Granulométrica o Grafica Granulométrica

La distribución del tamaño de las partículas que constituyen un suelo grueso se pude

expresar gráficamente mediante una Curva de Distribución Granulométrica. Para trazar

dicha curva se usa el eje de las ordenadas a fin de localizar el porcentaje de partículas en

peso, cuyo tamaño resulta menor que el diámetro dado por eje de las abscisas.

Entonces, una curva granulométrica nos indica en general el tamaño de los granos y

la buena o mala graduación de estos.

A partir de la curva de distribución granulométrica pueden obtenerse dos importantes

indicadores que caracterizan a un suelo.

El Coeficiente de Uniformidad (Cu)

El Coeficiente de Curvatura (Cc).

El coeficiente de uniformidad (Cu) representa la extensión de la curva de

distribución granulométrica, es decir, a mayor extensión de esta curva, se tendrá una mayor

variedad de tamaños, lo que es propio de un suelo bien graduado.; generalmente esto se

cumple en arenas para un Cu > 6, y en gravas con un Cu > 4.

El coeficiente de curvatura (Cc) nos indica una curva granulométrica constante, sin

“escalones”; esto se cumple tanto en arenas como gravas para cuando 1< Cc < 3. Por lo

tanto ambos coeficientes sirven para indicarnos de una manera práctica y sencilla en el

laboratorio cuando un suelo se encuentra bien graduado o mal graduado.

Dónde:

D10 = Diámetro Efectivo, ósea el diámetro que corresponde a las partículas cuyo tamaño es

mayor o igual que el 10 % en peso del total de partículas de un suelo.

D30 = Diámetro de partículas, cuyo tamaño es mayor o igual que el 30 % en peso del total

de partículas.

D60 = Diámetro de partículas cuyo tamaño es mayor o igual que el 60 % del peso total de

las partículas.


Análisis Granulométrico

De los distintos métodos existentes para realizar el análisis granulométrico, quizá el

más utilizado sea la tamización con tamices acoplados en cascada. Para realizarlo se coloca

un juego de tamices en cascada, es decir, ordenados de arriba abajo por orden decreciente

de luz o abertura de malla. El producto a analizar se añade sobre el primer tamiz, es decir

aquel de abertura de malla mayor y se somete el conjunto a un movimiento vibratorio.

El producto a analizar o producto bruto, queda distribuido en diferentes fracciones

según el tamaño de partícula denominándose:

• RECHAZO: Producto que queda sobre el tamiz.

• CERNIDO: Producto que atraviesa el tamiz.

En una tamización en cascada el cernido de un tamiz constituye la alimentación del

siguiente, por tanto se obtienen tantos rechazos como tamices constituyan la cascada y un

solo cernido, constituido por el producto que atraviesa las mallas del último tamiz o tamiz

de abertura de malla más pequeña.

Granulometría de los Agregados Finos

Depende del tipo de trabajo, de la riqueza de la mezcla, y el tamaño máximo del

agregado grueso. En mezclas más pobres, o cuando se emplean agregados gruesos de

tamaño pequeño, la granulometría que más se aproxime al porcentaje máximo que pasa por

cada criba resulta lo más conveniente para lograr una buena trabajabilidad. En general, si la

relación agua cemento se mantiene constante y la relación de agregado fino a grueso se

elige correctamente, se puede hacer uso de un amplio rango de granulometría sin tener un

efecto apreciable en la resistencia. Entre más uniforme sea la granulometría, mayor será la

economía.

Las cantidades de agregado fino que pasan las mallas de 0.30 mm (No. 50) y de

1.15 mm (No. 100), afectan la trabajabilidad, la textura superficial, y el sangrado del

concreto. El módulo de finura (FM) del agregado grueso o del agregado fino se obtiene,

conforme a la norma ASTM C 125, sumando los porcentajes acumulados en peso de los


agregados retenidos en una serie especificada de mallas y dividiendo la suma entre 100. El

módulo de finura es un índice de la finura del agregado entre mayor sea el modo de finura,

más grueso será el agregado. El módulo de finura del agregado fino es útil para estimar las

proporciones de los de los agregados finos y gruesos en las mezclas de concreto.

Granulometría de los Agregados Gruesos

El tamaño máximo del agregado grueso que se utiliza en el concreto tiene su

fundamento en la economía. Comúnmente se necesita más agua y cemento para agregados

de tamaño pequeño que para tamaños mayores, para revenimiento de aproximadamente 7.5

cm para un amplio rango de tamaños de agregado grueso.

El numero de tamaño de la granulometría (o tamaño de la granulometría). El número de

tamaño se aplica a la cantidad colectiva de agregado que pasa a través de un arreglo mallas.

El tamaño máximo nominal de un agregado, es el menor tamaño de la malla por el cual

debe pasar la mayor parte del agregado. La malla de tamaño máximo nominal, puede

retener de 5% a 15% del agregado dependiendo del número de tamaño.

Agregado con granulometría discontinua

Consisten en solo un tamaño de agregado grueso siendo todas las partículas de

agregado fino capaces de pasar a través de los vacios en el agregado grueso compactado.

Las mezclas con granulometría discontinua se utilizan para obtener texturas uniformes en

concretos con agregados expuestos. También se emplean en concretos estructurales

normales, debido a las posibles mejoras en densidad, permeabilidad, contracción, fluencia,

resistencia, consolidación, y para permitir el uso de granulometría de agregados locales.



1. Selección de la cantidad de muestra a utilizar para el estudio de granulometría

en este caso 500gr.

2. Ensamblar los tamices previamente de arriba abajo en orden decreciente de

tamaños de abertura con el fondo y la tapa.

3. Verter el material (la muestra de 500gr) en la columna tamizadora.

4. Encender la tamizadora por 20min, lo cual se somete a vibración y movimientos

rotatorios intensos.

5. Se retiran los tamices y se desensamblan.

6. Pesar el material obtenido en los 6 tamices, finalizando manualmente el

tamizado.

7. Realizar los cálculos para el porcentaje de muestra retenido en cada tamiz.

Tamizadora.


CALCULOS A REALIZAR

Tabla 1: Datos de tamizado

Tamiz Diámetro

(mm)

Tipo de suelo

Porcentaje de recuperación (%)

Log. Diámetro de tamiz (mm)


PRACTICA 4:

DENSIDAD, GRAVEDAD Y TENSIÓN

SUPERFICIAL E INTERFACIAL


DENSIDAD Y GRAVEDAD ESPECÍFICA

La densidad es una magnitud referida a la cantidad de masa contenida en un

determinado volumen, simbolizada habitualmente por la letra griega rho (ρ). Su unidad en

el Sistema Internacional es el kilogramo por metro cúbico (kg/m3), aunque frecuentemente

se expresa en gr/CC. La densidad es una magnitud intensiva.

Algunas de las unidades de densidad más usadas son:

Kilogramo por metro cúbico (Kg/m3)

Gramo por centímetro cúbico (g/cm3)

Gramo por galón (g/gal)

Gramo por pie cúbico (g/Pie3)

Libra por pie cúbico (lb/Pie3)

La densidad puede ser:

La Densidad Absoluta que es aquella que se refiere a la masa de un cuerpo por

unidad de volumen, también suele llamarse densidad real.

Densidad relativa gravedad específica o (o) que se puede definir como la razón de

la densidad del petróleo a la densidad de una sustancia estándar, ambas a las mismas

condiciones de presión y temperatura. Por conveniencia se utiliza el agua a 60°F o 32.2°F.

La gravedad específica de un gas es un número abstracto el cual denota el

porcentaje del peso del agua como el volumen de aire, ambos medidos a presión y

temperatura constante.


La industria petrolera usa la llamada gravedad API° la cual está relacionada a la

gravedad específica por medio de la siguiente ecuación:

La Densidad y la Gravedad Especifica son propias de cada sustancia, primeramente

se ven influenciadas por el agente con el cual se trate, además, como esas relacionadas

directamente con el volumen y este es afectado por la presión y la temperatura, están

también lo estarán, es decir, el volumen es directamente proporcional a la temperatura, e

inversamente proporcional a la presión, por tanto la densidad varía según el caso. De

acuerdo a esto es necesario decir la temperatura la cual se trabaja.

Leyes por las que se rigen la gravedad específica y la densidad:

La Ley de Charles (Gay – Lussac): esta ley dice que para un peso de gas dado a

presión constante, el volumen varía directamente con la temperatura absoluta, por

consiguiente la densidad de un gas es inversamente proporcional a la temperatura absoluta.

Esto es porque la densidad de un gas disminuye al incrementar la temperatura o al

disminuir la presión y aumenta al disminuir la temperatura o al aumentar la presión.

La Ley de Boyle: la cual enuncia que para un peso de gas dado a temperatura

constante, la densidad de un gas es directamente proporcional a la presión absoluta. Ya que

la densidad es función de la temperatura y de la presión. La variación de la densidad de los

líquidos es muy pequeña salvo a muy altas temperaturas.

El Principio de Arquímedes: el cual enunció que todo objeto de un volumen

determinado sumergido en un fluido es impulsado hacia arriba por una fuerza igual al peso


del fluido del mismo volumen interpretándose como el efecto del empuje ascendente que es

directamente proporcional al peso del líquido desplazado.

Factores que afectan la gravedad específica y la densidad:

Efecto de la presión: la compresibilidad de los líquidos disminuye lentamente

cuando aumenta la presión, la compresibilidad de las sales y los óxidos

inorgánicos sólidos es quizás diez veces mayor que la de los líquidos, a veces

algunos sólidos orgánicos pueden tener una compresibilidad bastante mayor que

otros tipos de sustancias, tal vez del mismo orden de los líquidos.

Efecto de la concentración de los líquidos: las variaciones de los volúmenes

podemos relacionarlas con la constante de Van Der Waals y las constantes

críticas en el caso de los líquidos de moléculas no asociadas como una regla

aproximada, en cambio se aproximan a cero (0) a medida que las presiones

críticas de los componentes se aproximan una a otras, por consiguiente podría

esperarse que las moléculas semejantes no polares se mezclaran sin cambio

grande en el volumen.

Efecto de la temperatura: la densidad de una sustancia disminuye lentamente

cuando aumenta la temperatura, salvo a temperaturas de transición de una fase a

otra en condiciones en las cuales las estructuras moleculares como la disociación

de la asociación química, la densidad de los líquidos suele cambiar más

rápidamente con la temperatura que la densidad de los sólidos.

Métodos para determinar la gravedad específica y la densidad en el laboratorio.

Determinación de la Densidad por el Método Geométrico: este método consiste en

pesar el sólido (Ws) y medir sus dimensiones (si tiene una forma geométrica

regular). Si se trata de un paralelepípedo, el volumen corresponde al producto: V= a


x b x c. Donde a, b y c corresponden a las dimensiones. Si el objeto es esférico V=

∏r2h, siendo r el radio y h la altura o V= 4/3∏r3 si el objeto es esférico.

Determinación de la Densidad por el Método de la Probeta: consiste en sumergir

con cuidado y completamente un sólido en una probeta que contiene un volumen

exacto de agua, luego se lee el volumen final y el volumen del sólido corresponde a

la diferencia: V= Vf - Vo. Con los datos obtenidos se puede determinar la densidad.

Determinación de la Densidad por el Principio de Arquímedes: Consiste en pesar

un vaso de precipitado parcialmente lleno de agua, luego se ata un sólido con un

hilo delgado y se suspende en el beaker con agua. La cuerda sostiene el peso del

sólido pero no anula el empuje, de tal manera que el peso es igual al peso del

recipiente con agua más el empuje.

Picnómetro o botella de gravedad específica: es un frasco con un cierre sellado, de

vidrio con un tapón con un finísimo capilar, de tal manera que un volumen puede

obtenerse con gran precisión. Esto permite determinar la densidad de un fluido, en

referencia a un fluido de densidad conocida como el agua o el mercurio, usando el

principio de Arquímedes.la palabra Picnómetro proviene del griego puknos, que

significa densidad.

La balanza Westphal es especial para determinar densidad de líquidos, está dotada

de brazos desiguales; con un contrapeso en uno de sus extremos y de un índice que

marca la posición de equilibrio. Al colgar el flotador en el aire, pendiente de su

gancho, el sistema se encuentra equilibrado. Cuando el cilindro se sumerge en el

agua contenida en una probeta, la balanza se desequilibra como consecuencia del

empuje de Arquímedes, y en este caso se precisa colocar una pieza en forma de

reiter montada inmediatamente encima del gancho flotador y en su misma vertical.

Así se indica que el peso del referido reiter es el mismo que el del volumen de agua

desalojado por el cilindro y que la densidad es 1. Cuando la operación se realiza

http://es.wikipedia.org/wiki/Vidrio

http://es.wikipedia.org/wiki/Volumen

http://es.wikipedia.org/wiki/Densidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Fluido

http://es.wikipedia.org/wiki/Agua

http://es.wikipedia.org/wiki/Mercurio

http://es.wikipedia.org/wiki/Principio_de_Arqu%C3%ADmedes

http://es.wikipedia.org/wiki/Idioma_griego


sumergiendo el flotador o cilindro en el seno de un líquido desconocido y de

densidad superior a la del agua, el peso del líquido desalojado es mayor en este

caso, por lo que se necesitan añadir otros reiteres en las muescas señaladas sobre el

brazo más largo de la balanza. Estas marcas están a distancias determinadas, de

manera que cada una de ellas representa un valor diferente del efecto gravitatorio

provocado en la muesca o marca anterior. Además del reiter superior existen otros

más pequeños con valores que significan la décima parte de la masa del anterior. De

esta forma es posible establecer el equilibrio con los reiteres adecuados una vez

situados en las posiciones que correspondan.

TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL.

Fuerzas Intermoleculares

Son fuerzas de atracción y repulsión entre las moléculas. El comportamiento

molecular depende en gran medida del equilibrio (o falta de él) de las fuerzas que unan o

separan las moléculas, y el estudio de esos fenómenos fue parte importante del desarrollo

de la química física en el siglo XX.

Las fuerzas de atracción explican la cohesión de las moléculas en los estados líquido

y sólido de la materia, y se llaman fuerzas de largo alcance o Fuerzas de Van der Waals en

honor al físico holandés Johannes van der Waals. Estas fuerzas son las responsables de

muchos fenómenos físicos y químicos como la adhesión, rozamiento, difusión, tensión

superficial y la viscosidad.

Todas las moléculas en un fluido (gas y liquido) se atraen con fuerzas proporcionales a su

masa e inversamente proporcional al cuadrado de la distancia entre ellas.

Se llama tensión superficial a una manifestación de las fuerzas intermoleculares en

los líquidos. Junto a las fuerzas que se dan entre los líquidos y las superficies sólidas que

entran en contacto con ellos, da lugar a la capilaridad. Fuerza que actúe tangencialmente

por unidad de longitud en el borde de una superficie libre de un líquido en equilibrio y que

tienda a contraer dicha superficie. La tensión superficial se define normalmente como la


fuerza que actúa perpendicularmente a cualquier línea de longitud unidad sobre la

superficie del líquido. Sin embargo, esta definición, aunque resulta apropiada en el caso de

películas líquidas tales como espuma, es algo imprecisa puesto que no hay una fuerza

elástica o fuerza tangencial como tal en la superficie de un líquido puro.

La tensión superficial depende de la naturaleza del líquido, del medio que le rodea y

de la temperatura. Líquidos cuyas moléculas tengan fuerzas de atracción intermoleculares

fuertes tendrán tensión superficial elevada.

La tensión interfacial es cuando un líquido en contacto con otra sustancia (sólido,

líquido o gas) posee una energía que es el resultado de la diferencia del grado de atracción

de las moléculas de la superficie entre ellas con la del grado de atracción de otra sustancia.

Este fenómeno se define como la cantidad de energía que hace falta para separar un área

unitaria de una sustancia desde otra. Esta energía es consecuencia de las tensiones

superficiales de los dos líquidos, y evita que se emulsiones espontáneamente, es decir,

fluidos inmiscibles.

En los acuíferos no encontramos (en la zona no saturada) agua formando capas

alrededor de los granos del suelo que no puede fluir por la fuerzas de capilaridad, pero que

interactúa, con la fase líquida no acuosa del contaminante. El contacto trifásico agua (W),

crudo (O) y sólido (S) está caracterizado por los ángulos de contacto.

Las tensiones interfaciales y superficiales dependen de los fluidos (composición), presión y

temperatura. En el caso de sustancias puras se puede definir únicamente especificando la

presión y la temperatura.

Factores que afectan la Tensión Superficial e Interfacial

Al ser la tensión interfacial consecuencia directa de la tensión superficial, la tensión

interfacial se ve afectada por los mismos factores que la tensión superficial.

Las sustancias tenso activas: disminuyen la tensión superficial e interfacial del

agua.

Las sales: aumentan la tensión superficial e interfacial del agua.


La temperatura: se relaciona en forma inversa con la tensión superficial e

interfacial.

La tensión interfacial (al igual que la superficial) puede reducirse con el uso de

aditivos emulsificantes. Estas sustancias se acumulan en la zona de contacto de las dos

fases de la emulsión, reduciendo la tensión interfacial. Las siliconas, por ejemplo, se

utilizan en los aceites minerales para reducir la tensión superficial y facilitar la formación

de emulsiones.

Si se considera un yacimiento que contiene agua, petróleo y gas, una molécula de

agua lejos de la superficie o interfase se encuentra rodeada por moléculas iguales y por lo

tanto la fuerza resultante sobre la molécula es igual a cero. Sin embargo, una molécula en la

superficie de contacto entre agua y petróleo, tiene una fuerza hacia arriba producto de la

fuerza de atracción de las moléculas de petróleo inmediatamente encima de ella y una

fuerza hacia debajo de las moléculas de agua de bajo de la molécula de agua de referencia.

Las dos fuerzas no están balanceadas y dan origen a la tensión interfacial. Estas fuerzas no

balanceadas entre las moléculas en la superficie entre líquidos inmiscibles originan una

superficie parecida a una membrana (menisco).

Menisco es la superficie libre del líquido contenido en un capilar. Es la curva de la

superficie de un líquido que se produce en respuesta a la superficie de su recipiente. Esta

curvatura puede ser cóncava o convexa, según si las moléculas del líquido y las del

recipiente se atraen o se repelen.

La concavidad del menisco se origina cuando las fuerzas de adhesión entre las moléculas de

un líquido y las paredes del recipiente que lo contiene son mayores que las fuerzas de

cohesión del líquido. La convexidad del menisco surge cuando las fuerzas de cohesión son

mayores que las de adhesión. De hecho la forma del menisco está relacionada con la altura

de un líquido en un capilar a través de la ley de Jurin.

La tensión superficial actúa succionando el líquido cuando el menisco es cóncavo, y

rechazándolo cuando es convexo. Debido a esta característica se da el fenómeno de

capilaridad que, por ejemplo, se produce en las plantas para transportar el agua.


Existen varios métodos para medir la tensión interfacial y superficial en el laboratorio. Los

métodos para medir la tensión superficial e interfacial se pueden clasificar en:

Presión Capilar.

Se define como la diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera. Las

presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de

interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-

salmuera.

Capilaridad.

La elevación o descenso de un líquido en un tubo capilar vienen producidos por la

tensión superficial dependiendo de las magnitudes relativas de la cohesión y de la adhesión

del líquido a las paredes del tubo. Los líquidos ascienden por tubos que mojan (cohesión <

adhesión) y descienden por tubos que no mojan (cohesión > adhesión). La capilaridad tiene

importancia en tubos estrechos <10mm, para valores mayores de 12mm es despreciable.

Humectabilidad.

La humectabilidad o mojabilidad puede definirse como la como la tendencia de un

fluido de cubrir o adherirse a una superficie sólida, en presencia de otros fluidos

inmiscibles, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido. Ocurre

cuando existe más de un fluido saturando el medio poroso y es función de la tensión

interfacial.

La humectabilidad del sistema roca/fluido es importante debido a que es el factor

más importante que controla la ubicación, flujo y distribución de los fluidos en el

yacimiento.

Factores que afectan la Humectabilidad.

Superficies Minerales.


Naturaleza del Petróleo.

Estabilidad de la película de agua

Saturación de agua.

Química de la salmuera.

Distribución de tamaño de poro.

Tipos de Yacimientos de Acuerdo a su Humectabilidad.

Yacimiento Hidrófilos: estos yacimientos son mojados preferencialmente por agua.

El ángulo de contacto es menor a 90°. El agua, fase humectante, se encuentra

ocupando los poros pequeños y formando una película delgada sobre la superficie

de los granos. El petróleo, la fase no humectante, ocupara el centro de los poros

grandes. De acuerdo a la teoría de flujo por los canales, en los yacimientos

hidrófilos el petróleo fluye por los canales de mayor área y el are se desplaza por los

canales de flujo más pequeños.

Yacimiento Oleófilo: en una roca fuertemente humectada por petróleo, la roca esta

preferencialmente en contacto con el petróleo. El ángulo de contacto es mayor a

90°. El petróleo generalmente se encuentra en los poros pequeños y como una


película delgada sobre la superficie en de la roca, mientras que el agua se localiza en

el centro de los grande poros. La saturación de agua intersticial está localizada como

gotas en el centro de los poros en algunos yacimientos fuertemente humectados por

petróleo.

Los recobros de petróleo en los yacimientos hidrófilos son mayores que en los

yacimientos oleófilos.


Experimento N° 1: Método del Picnómetro


1.- Se pesó el picnómetro en la balanza analítica, en la cual inicialmente se registró un

peso aparente del picnómetro y con una graduación del equipo se obtuvo el peso

real de este.

2.- Se quitó el tapón del picnómetro y se agregó agua hasta llenarlo por completo.

3.- Se colocó el tapón con cuidado y se observó cómo se desplazó el exceso de fluido.

4.- Se secó el picnómetro y se colocó nuevamente en la balanza ahora con fluido.

5.- Seguidamente se tomó nota del peso del picnómetro lleno y se procedió a obtener el

peso del fluido.

Picnómetro

Experimento N° 2: Balanza de lodo.

1.- Se tomó la balanza y se le agrego el líquido de estudio.

2.- Luego se calibro y se tomó lectura de la densidad (Lb/ gls.).

Balanza de lodos

Experimento N° 3: Hidrómetro.


1.- En un cilindro graduado de 1000 ml, se agrega petróleo y se introduce el

hidrómetro.

2.- Se espera a que se estabilice y se procede a la lectura de los grados API° del

petróleo.

Hidrómetro

Experimento Sencillo #1: Tensión Interfacial

1.- Se colocó agua coloreada en un beaker.

2.- Seguidamente se agregó aceite.

CALCULOS A REALIZAR:

Experimento N° 1: Método del picnómetro.


Datos del Picnómetro

m(antes)

m(después)

V

Experimento N° 2: Balanza de lodo.

Balanza de lodo

ρw

ρchicha

ρaceité

ρo

ρleche

Grados API°

Hidrómetro

Picnómetro

Balanza de lodo


Practica 5:

REGISTROS


REGISTRO DE POZOS

Un registro o perfil de pozo quiere decir “una grabación contra profundidad de

alguna de las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de

medición (herramientas) en el hoyo del pozo”.

Los registros de pozos de petróleo son técnicas geofísicas in situ, que se utilizan en

las operaciones petroleras para obtener una mayor información de los parámetros físicos y

geológicos del pozo, tales como; cantidad de petróleo móvil, saturación del agua en la

formación, resistividad de las rocas, porosidad, etc.

Haciendo una clasificación física tenemos que estas técnicas son de naturaleza;

eléctrica, nuclear, acústica y electromagnéticas, cada una da una información específica en

función de sus propiedades físicas. El análisis en conjunto de varias de ellas, sumada con la

información que se tenga del campo petrolero (sísmicas, pozos cercanos y otros), permitirá

obtener un perfil de la formación adyacente al pozo de petróleo, así como estimar la

cantidad de petróleo extraíble y finalmente determinar su valor comercial.

Finalidad

A través de los perfiles de pozos medimos un número de parámetros físicos

relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han penetrado.

Además, los registros nos dan información acerca de los fluidos presentes en los poros de

las rocas (agua, petróleo o gas). Por lo tanto, los datos de los perfiles constituyen una

descripción de la roca. La principal función del perfilaje de pozos es la localización y

evaluación de los yacimientos de hidrocarburos.

Permite evaluar las características de las formaciones en el subsuelo, con los

siguientes objetivos principales:

Identificar la presencia de yacimientos

Estimar el volumen de hidrocarburos “in situ”

Estimar el volumen de hidrocarburos recuperable

Auxiliar en la identificación de ambientes de depósito.


De manera más específica:

Identificar litología.

Delimitar estratos de yacimientos.

Calcular porosidad y saturación de hidrocarburos.

Seleccionar estratos a probar.

Hacer correlaciones a nivel de campo, semi-regional o regional.

Registros de Potencial Espontaneo (SP)

El SP es un registro de los potenciales naturales terrestres, que se producen entre un

electrodo móvil dentro del pozo (A) y un electrodo fijo en superficie (B).

Las deflexiones de la curva del SP provienen de las corrientes eléctricas que fluyen en el

lodo del pozo.

El SP tiene 2 componentes: un componente Electro cinético y un componente

Electroquímico.

El Componente Electro cinético.

Este componente se conoce también como potencial de corriente o potencial de electro-

filtración. Se produce cuando un electrolito fluye debido a que una solución es forzada por

presión diferencial a fluir a través de un medio poroso, permeable no metálico (membrana).

El Componente Electroquímico

Este potencial se produce por contacto de soluciones de diferentes salinidades. El contacto

puede ser directo o a través de una membrana semi-permeable como las lutitas. De acuerdo

con el tipo de contacto el potencial puede ser: Potencial de contacto de líquidos o potencial

de membrana.

Potencial de Contacto de Líquidos

Tiene lugar en el límite entre la zona lavada y la zona virgen, no hay lutitas separando las

dos soluciones. Tanto los aniones como los cationes pueden pasar de una solución a otra.


Debido a que la salinidad del agua de formación es más alta, tanto los cationes Na+ y los

aniones Cl- migrarán hacia el filtrado del lodo. El ión Na+ es comparativamente mayor y

arrastra 4.5 moléculas de agua. El ión Cl- es más pequeño y arrastra solo 2.5 moléculas de

agua. De allí que el Cl- migrará más fácilmente que los iones Na+.

El resultado es un incremento de las cargas positivas dejadas en el agua de

formación, estas cargas restringen la migración de Cl- hacia la zona lavada esto equivale a

un flujo de corriente convencional en la dirección opuesta.

Potencial de Membrana

Debido a la estructura laminar de la arcilla y a las cargas en las láminas, las lutitas

son permeables a los cationes Na+ pero impermeables a los aniones Cl-,es decir actúan

como membranas selectivas por esto el potencial a través de las lutitas se llama potencial

de membrana.

El registro de potencial espontaneo mide las corrientes eléctricas dentro del pozo

debido al contacto entre diversos fluidos de diferentes salinidades, por consiguiente este

registro se corre normalmente en pozos perforados con fluidos cuya base sea agua dulce.

Los filtrados de lodo de perforación invaden aquellas zonas que exheben alguna

permeabilidad y en consecuencia se generan corrientes; si la zona es impermeable, como es

el caso de las lutitas, no habrá invasión por los filtrados y no se generaran “corrientes SP”,

por lo tanto el trazo de la curva será relativamente recto y sin caracteres distintivos. Debido

a que la SP no es una curva que empieza con un valor de cero, la deflexión se mide a partir

de una “línea base de lutita” que la determina el ingeniero que corre el registro y no afecta

la interpretación de la curva SP, las deflexiones hacia la izquierda de la línea base de lutita

representan una formación poroso-permeable (arena) y cuando las curvas se encuentren

relativamente recta se dice que se está en presencia de una lutita. Puesto que las lutitas no

tienen permeabilidad, en tanto que las arenas, calizas y dolomitas si la tienen hasta cierto

punto, la SP es indudablemente una herramienta invaluable en la identificación de la

litología.


Potencial espontaneo

Registros GAMMA RAY (GR)

Cuando las condiciones en el pozo son tales que no se puede obtener una curva SP

(por ejemplo, cuando se perfora con fluidos de interés o con aire), o cuando la curva SP no

ofrece los resultados definitivos, se corre una curva de rayos Gamma. La curva de rayos

gamma puede obtenerse en un pozo entubado, lo cual no puede hacerse con la curva SP, y

ello aumenta su valor como herramienta de correlación. La curva de rayos gamma es

simplemente una medición de la radiación natural de la formación y generalmente refleja el

contenido de arcilla o lutita de las rocas sedimentarias. Los elementos altamente

radioactivos tienden a concentrarse en las arcillas o lutitas; por consiguiente, lutitas

areniscas lutíticas muestran una radioactividad alta, en tanto que arenas limpias y

carbonatos generalmente exhiben niveles bajos de radioactividad.

En otras palabras, la curva de rayos gamma permite diferenciar entre lutitas y

posibles rocas almacenadoras; es decir, se puede utilizar para determinar la litología.

Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía y son

estadísticos por naturaleza, esto significa que el número de rayos gamma registrado por el

instrumento es variable aun en el caso de que el instrumento se mantenga fijo dentro del

pozo. Estas variaciones estadísticas se eliminan usando constantes de tiempo o

compensando los circuitos.

http://2.bp.blogspot.com/__nRwW6ejU8U/SfR7Bde2roI/AAAAAAAAAiU/fzt5tCt5ggM/s1600-h/SP1.jpg


Fue utilizado por primera vez en 1939, como técnica para determinar la litología de

pozos entubados que nunca antes habían sido registrados. Los usos principales de este perfil

son para:

1. Correlación.

2. Determinación del contenido de arcillas de la formación.

3. Análisis mineralógico.

Este perfil puede correrse en hoyos abiertos o entubados, ya sean vacios o llenos de fluido

de cualquier tipo. Los rayos gamma son radiaciones naturales emitidas espontáneamente

por algunos elementos radioactivos como el uranio, el potasio y el torio que están presentes

en las formaciones.

Registro Gamma Ray

Registros de Resistividad- Registros Eléctricos

La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de

hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de una formación debido al agua

conductiva que contenga dicha formación.

El registro eléctrico convencional consiste en medir la resistividad de la formación,

ofreciendo de esta manera una herramienta muy importante para el geólogo, geofísico,


petrofísico, ingeniero de petróleo y perforador, ya que permite identificar zonas

prospectivas y otras.

Por lo general, el perfil eléctrico contiene cuatro curvas:

Normal Corta (SN) de 16”, esta mide la resistividad de la zona lavada (Rxo), es decir la

zona que fue invadida por el filtrado de lodo.

Normal Larga (NL) de 64”, ésta mide la resistividad la resistividad en la zona virgen (Rt).

Lateral de (18 ’- 8”), es utilizada para medir la resistividad verdadera de la formación

cuando no es posible obtener un valor preciso de la curva normal larga.

Potencial espontáneo (SP), es un registro de la diferencia de potencial entre el potencial

eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de electrodo fijo en la

superficie en función de la profundidad.

Dispositivo normal (izq.) y dispositivo lateral (der.)

Enfrente de lutitas, la curva de SP por lo general, define una línea más o menos

recta en el registro, que se llama línea base de lutitas.

Enfrente de formaciones permeables, la línea muestra deflexiones con respecto a la línea

base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión

esencialmente constante, definiendo así una línea de arenas.


Ésta curva de potencial espontáneo es muy útil, ya que permite detectar capas permeables,

correlación de capas, determinar la resistividad del agua de formación y una estimación

aproximada del contenido de arcillas.

Principio de funcionamiento de los perfiles eléctricos

Se introducen corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se

miden los voltajes entre los electrodos de medición. Estos voltajes proporcionan la

resistividad de cada dispositivo.

Se deben utilizar lodos conductivos a base de agua o lodos de emulsión de petróleo.

En general, cuanto mayor sea el espaciamiento entre los electrodos, mayor es la

investigación dentro de la formación. Así, la curva lateral de 18 pies 8 pulgadas, tiene

mayor profundidad de investigación y la normal corta de 16”, las más somera.

Registro Neutrónico (CNL)

Los registros de neutrón son mediciones de la radiación inducida en la formación.

Esta inducción se obtiene bombardeando la formación con neutrones que se mueven a gran

velocidad.

Los neutrones son partículas eléctricamente neutras, cuya masa se aproxima a la del

núcleo de hidrogeno. Cuando los neutrones veloces se emiten en una fuente química dentro

del instrumento de registro, penetran la formación densa, tal como la matriz de las arenas o

calizas, en forma más fácil que las partículas con cargas eléctricas, además que sufren una

menor pérdida en la cantidad de energía o velocidad. Sin embargo, cuando un neutrón

choca con uno de los núcleos de hidrógenos (cuya masa es aproximadamente igual) del

fluido en los poros, el neutrón perderá aproximadamente la mitad de su energía, después de

alrededor de 20 choques con los núcleos de hidrógenos, la velocidad térmica del neutrón se

habrá reducido tanto que será capturado fácilmente por cualquiera de los elementos

presentes en la formación. Los neutrones así capturados emiten un rayo gamma de origen

secundario. Por lo que se llega a decir que el registro neutrón mide la cantidad de hidrogeno

presente en la formación.


Debido a que la diferencia en la concentración de hidrogeno en petróleo al agua es

mínima, los registros neutrón son una medición del volumen de fluidos en los poros. Si se

identifica un gran número de neutrones, ello indica una porosidad baja y viceversa.

Equipo de registro neutrónico

Registro CALIPER (CALI)

Los perfiles “Caliper” son usados para determinar el diámetro del hoyo perforado a

distintas profundidades y es utilizado para determinar la cantidad de cemento necesario

para labores de cementación de los revestidores. Para tales fines se utiliza herramientas de

dos, tres y/o cuatro brazos o “Springs” flexibles, los cuales se expanden o contraen según el

diámetro del hoyo, enviando la información a superficie por medio de señales eléctricas las

cuales son analizadas en instrumentos apropiados. Mientras mayor sea el diámetro del hoyo

en comparación con el diámetro de la mecha, menor es la competencia de la roca perforada

(hoyo derrumbado), en cambio, si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la mecha,

indica que la roca es competente (hoyo no derrumbado), y si el diámetro del hoyo es menor

que el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan lutitas expansivas o que se formo

un revoque muy grueso. Los usos de perfiles “Caliper” son variados, siendo el más obvio

la determinación del volumen del hoyo (derrumbado o no derrumbado) para propósitos de

cementación.

Selección de secciones de diámetros real para bajar empacaduras.

Interpretación de perfiles eléctricos y correlaciones litológicas.


Determinación de la mala o buena inhibición proporcionada por el fluido de

perforación.

Registro de Inducción

Consiste en una combinación de curvas eléctricas y de inducción; por lo tanto mide la

conductividad de la formación, y es muy efectivo en formaciones con porosidad de

intermedia a alta. Incluye una curva SP y/o curva de Rayos Gamma, la normal de 18’’ y la

curva de inducción tanto en la columna de resistividad como en la de conductividad. En

aquellas aéreas donde la resistividad es baja es común registrar una curva normal de 18’’

expandida. En el registro de inducción se hace circular una corriente alterna constante por

una bobina transmisora aislada. Su capacidad de leer la resistividad real de la formación es

independiente de la profundidad de la invasión y de la conductividad del fluido invasor. El

registro de inducción no exige flujo de corriente desde el aparato a la formación en vez de

esto se activan las formaciones mediante un campo magnético alterno creado por el aparato

introducido en el pozo. Es el mejor perfil o método para obtener las resistividades de las

formaciones, utiliza bobina en vez de electrodos. Este tipo de registro no es afectado por la

columna de lodo, puede funcionar con cualquier fluido no conductor, puede determinar con

mayor exactitud las verdaderas resistividades de capas relativamente delgadas.

Inducción eléctrica


Registro de Densidad (FDC)

Este registro mide la densidad de los electrones en la formación mediante una fuente

química de rayos gamma y dos receptores sellados de dichos rayos. El número de

electrones que puede transmitirse de la fuente a los receptores es proporcional a la densidad

de la formación. Para la mayor parte de los minerales que se encuentran en la exploración

para petróleo, la densidad de los electrones es igual a la densidad total. El sistema de

detección doble compensa las irregularidades en el pozo así como la presencia de la costra

de lodo (revoque). Los registros de densidad, a diferencia de los acústicos, pueden correrse

en pozos perforados con aire comprimido o con cualquiera clase de fluido.

En las formaciones de densidad baja (alta porosidad), la mayor parte de los rayos

gamma producidos por la fuente llegan hasta el receptor y pueden ser contados; a medida

que aumenta la densidad (baja porosidad), menos y menos rayos llegan al receptor.

La penetración del registro de densidad es relativamente poca; por consiguiente, en

la mayoría de las formaciones permeables el líquido en los poros es el filtrado del lodo de

perforación en combinación con algo de hidrocarburos residuales, generalmente se asume

que la densidad del fluido es 1,0. Cuando la saturación en hidrocarburos residuales es

relativamente alta, los valores calculados para la porosidad pueden ser mayores que los

verdaderos, por lo tanto se deben corregir estos efectos. El registro de densidad es muy

sensible a los derrumbes en el pozo; de allí la conveniencia de comparar las lecturas de

densidad con el “Caliper”, a fin de asegurarse de su validez.


Efectos del gas en los registros neutrónicos y densidad

Registro Sónicos (BHC)

Es un registro que mide la velocidad del sonido en la formación, este tipo de registro es un

derivado de los estudios de reflexión sísmica que se han llevado a cabo durante años. El

instrumento acústico contiene un transmisor y dos receptores; cuando se activa el

transmisor, la onda acústica se transmite por la columna de lodo, entra a la formación,

regresa a la columna de lodo y se registra en los receptores. La velocidad en la formación (o

tiempo de propagación de la onda) se determina mediante la diferencia en el tiempo en los

dos receptores. Este tiempo de propagación de la onda sonara en la roca se expresa en

microsegundos/pie y se le denomina tiempo de tránsito, el cual es el inverso de la velocidad

sónica, o sea, la velocidad del sonido en el material considerado. El sistema consta de

circuitos que compensan los cambios en el diámetro del pozo o en la inclinación del

instrumento dentro del pozo.

Lo que se registra es el tiempo de recorrido, el cual es el reciproco de la velocidad, el

tiempo de recorrido del sonido en la formación es principalmente función de la litología y


de la porosidad, es decir, a mayor densidad o consolidación, corresponderá un menor

tiempo de recorrido, por otro lado un aumento en el tiempo de recorrido indica un

incremento en la porosidad. En las calizas por ejemplo, es menor que en las areniscas. En

las lutitas el valor varía según la compactación. En los líquidos (agua, petróleo) la

velocidad de propagación del sonido es menor, luego el tiempo de transito es mayor. Si el

fluido intersticial es gas el tiempo de transito tendrá un valor aun mayor que en el caso de

un líquido.

Registro sísmico

Geófonos


Diferencias entre la corrida de registros de pozos verticales y la corrida de registros en

pozos horizontales

La diferencia que existe entre ellos es la facilidad que se tiene para correrlos y la

precisión que éstos proporcionan respecto a lo que se desee obtener.

Los registros en pozos verticales son más fáciles de correr con respecto a los

registros en pozos horizontales, y los problemas están condicionados por el hecho de que la

mayoría de las herramientas para registros fueron diseñadas para ser usadas en pozos

verticales que penetran capas casi horizontales y no pozos horizontales que penetran capas

casi horizontales.

Por otro lado, las correcciones ambientales en las herramientas para pozos

horizontales son más complejas que en los pozos verticales debido principalmente a las

manifestaciones 3D de invasiones diferenciales de filtrados de lodo y la heterogeneidad de

las formaciones. La interpretación de registros ya corregidos ambientalmente de pozos

horizontales presenta mayores dificultades que en los registros correspondientes a pozos

verticales o incluso de alto ángulo. Un problema primordial al respecto, es la naturaleza y

escala de la anisotropía de formación y en este sentido son factores claves la anisotropía

intergranular, la anisotropía laminar y la anisotropía de estratificación, los cuales pueden

coexistir entre ellos.


Practica 6:

Recuperación secundaria


Procesos EOR: La recuperación mejorada de petróleo EOR se refiere a todos los

procesos utilizados para recuperar más petróleo de un yacimiento del que se lograría por

métodos primarios. En su mayoría consisten en inyección de de gases o químicos líquidos

y/o en el uso de energía térmica.

Los fluidos inyectados y los procesos de inyección complementan la energía natural del

yacimiento para desplazar petróleo hasta el pozo productor en donde se da una disminución

de la tensión interfacial, hinchamiento del petróleo, reducción de su viscosidad,

modificación de la humectabilidad o comportamiento favorable de fases.

Los procesos EOR se han utilizado como una continuación de la recuperación secundaria,

por los que se les ha denominado procesos de recuperación terciaria.

Proceso MEOR: Es una técnica que emplea microorganismos y sus productos

metabólicos para la estimulación de la producción de petróleo en ciertos reservorios, esta

consiste en la inyección de microorganismos seleccionados dentro del reservorio y la

posterior estimulación y transporte de sus productos metabólicos generados in situ a fin de

obtener una reducción del petróleo residual dejado en el reservorio. Estos microorganismos

pueden actuar como agentes movilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar

selectivamente zonas no deseadas del reservorio.

Canalización: es un fenómeno que ocurre cuando un fluido trata de barrer a otro y este

en vez de barrerlo uniformemente, se introduce dentro del fluido que es barrido

uniformemente de manera puntual, disminuyendo la efectividad del barrido, esto es

producto de la resistencia que puso el fluido barrido, cabe destacar que si se convierte en

puntual se desplaza a través del medio poroso mucho más fácil. Para que se canalice hay

dos opciones que el fluido que se desea barrer tenga mucha más viscosidad que el inyector

o que la presión con que se inyecte sea muy alta, es por esta razón que para que no ocurra la

canalización de fluidos tiene que haber un control de la presión de inyección.

Orimulsión: es un combustible fósil no convencional altamente energético no

explosivo que resulta de combinar 70% de bitumen (hidrocarburo pesado) y 30% de agua

con una mezcla especial de sulfactantes. La orimulsión es una emulsión estable de bitumen


en agua, lo cual en términos sencillos podría decirse que es la suspensión de partículas

infinitesimalmente pequeñas de bitumen en agua.

METODOS DE PRODUCCION

El Yacimiento

Un yacimiento de petróleo puede definirse como un volumen poroso que contiene agua,

petróleo y a veces una fase gaseosa. La proporción volumétrica del petróleo puede alcanzar

a veces el 40%.

Perforación

La perforación de pozos es el único método para llegar hasta el yacimiento y remover

muestras de roca y aceite que permitan obtener informaciones precisas acerca del

yacimiento.

Condiciones de explotación

La producción de petróleo involucra dos aspectos. El primero es la producción última

posible en función de las técnicas empleadas, y el segundo es el ritmo de producción de

acuerdo con el comportamiento de los pozos y de los diferentes métodos de estimulación

aplicables (fracturación, acidificación, inyección de vapor).

Tradicionalmente se hace la distinción entre dos períodos durante la explotación de un

yacimiento: la recuperación primaria y la recuperación secundaria. Desde el aumento del

precio del petróleo al principio de los años 70, se considera además una eventual

recuperación terciaria, y/o una recuperación (secundaria) mejorada.

Recuperación Primaria

Durante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del

gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.

La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado

demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado importantes de otros

fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación primaria del crudo originalmente en sitio

es en promedio del orden de 10-15% pero puede ser tan bajo como 5% en yacimientos sin


gas disuelto o alcanzar 20% y aún más en yacimientos que poseen una baja permeabilidad y

una bolsa de gas o un acuífero activo. Hoy en día se inician las operaciones de recuperación

secundaria mucho antes de llegar a este punto, y la escogencia del método de explotación

en un yacimiento o en una parte de un yacimiento obedece a criterios de optimización.

Recuperación Secundaria

Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un

fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de presión. Estos fluidos

se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo

hacia los otros pozos (productores).

Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos fluidos

susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en ciertos casos el gas natural.

El drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente en sitio hasta un

promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta 40% según los casos.

Recuperación Terciaria y/o Mejorada

Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía 60-

80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a que la eficiencia de

los métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos factores:

A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual suficientemente

baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos, atrapados por las fuerzas

capilares.

A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado

durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja permeabilidad de estas zonas,

porque siguen caminos preferenciales, o porque la geometría de implantación de los pozos

no es favorable.

Con el aumento del precio del crudo en la década de los 70, ya se volvió económico

inyectar otra cosa que agua con el propósito de aumentar la recuperación final y se

realizaron numerosas investigaciones en este sentido.


Entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del desplazamiento mediante una

reducción de las fuerzas capilares, se pueden citar la utilización de solventes miscibles con

el crudo y la obtención de baja tensión interfacial con soluciones de surfactantes o

soluciones alcalinas. Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la viscosidad del

crudo mediante calentamiento, aumentar la viscosidad del agua con polímeros

hidrosolubles, o taponar los caminos preferenciales por ejemplo con espumas.

Los métodos actualmente propuestos para la recuperación mejorada involucran uno o

varios de estos aspectos. En lo que se refiere a la utilización de surfactantes, se destacan los

siguientes:

Drenaje miscible con microemulsiones.

Drenaje inmiscible con soluciones de surfactantes y polímeros (y a veces álcali).

Inyección de vapor con surfactante – espumas.

MECANISMOS DE MOVILIZACIÓN

Movilización miscible

Si la formulación de la fase acuosa es tal que ésta pueda formar una sola fase con el aceite,

entonces las fuerzas capilares no entran en línea de cuenta ya que la interfase desaparece. El

desplazamiento miscible puede obtenerse con soluciones alcohólicas, con soluciones

concentradas de surfactante o con dióxido de carbono supercrítico. Hoy en día, el único

método miscible probado es aquel con dióxido de carbono (SACROC).

Movilización por baja tensión

Si la formulación de la solución acuosa es adecuada, la tensión interfacial entre ésta y el

crudo puede bajar a 0,001 - 0,0001 dina/cm (o mN/m). Las condiciones de obtención de

tales tensiones corresponden a la llamada formulación óptima y están asociadas con la

presencia de un sistema trifásico en el cual coexisten una microemulsión y fases exceso de

agua y de aceite.


Movilización por solubilización y ensanchamiento

Cuando se deja equilibrar un sistema surfactante-agua-aceite, la fase que contiene la

mayoría del surfactante es a menudo una microemulsión que puede solubilizar

considerables cantidades de la otra fase. Según que la microemulsión está en equilibrio con

una fase acuosa, una fase aceite o ambas, sus características de solubilización son distintas.

Movilización por cambio de mojabilidad

La presencia de un surfactante puede modificar la mojabilidad del sólido; sin embargo y a

pesar de decenas de estudios, no está claro si es mejor tener una roca mojable por el agua o

mojable por el aceite. Lo que sí se sabe, es que el fenómeno clásico de desplazamiento del

sucio presentado en los mecanismos de detergencia no se aplica aquí, más que todo porque

se carece de la energía mecánica necesaria.

Emulsionación espontánea

Este proceso de no-equilibrio se ha observado desde hace mucho tiempo al verter un

concentrado limpiador o agrícola, o de aceite de corte en agua. Se forma una nube blanca

característica. También existen fenómenos aparentados durante el enfriamiento de

aleaciones metálicas que lleva el nombre de descomposición espínodal. En el caso de

sistemas surfactante-agua-aceite se observó que la transferencia de masa puede producir

cerca de la interfase zonas sobre-saturadas que se separan en dos fases espontáneamente, de

donde el nombre de emulsionación espontánea. El frente de la solución acuosa de

surfactante entra en contacto con el glóbulo de aceite y se produce una transferencia de

masa de surfactante en el aceite, luego una transferencia de agua en aceite o de aceite en

agua.

MÉTODOS UTILIZADOS EN LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA DEL

PETRÓLEO.

Durante las tres últimas décadas se han buscado nuevas técnicas para extraer más

petróleo de los yacimientos agotados que, sin embargo, pueden contener todavía hasta 50%

de petróleo original en sitio, o de yacimientos poco agotados, pero cuyas características no

permiten más producción comercial sin aplicación de técnicas específicas de extracción.

Corrientemente, estos métodos se clasifican de la siguiente manera:


1. Métodos térmicos.

Inyección cíclica (alternada) de vapor: consiste en la generación e inyección de

hasta 5000 toneladas de vapor de agua en un pozo que luego de un periodo relativamente

corto de haberse cerrado (para disipar el calor) se pone de nuevo a producir. El calor de

vapor inducido, aumenta la temperatura del yacimiento y disminuye la viscosidad del

petróleo, resultando así un notable aumento en su movilidad y en las tasas de producción

del crudo pesado.

Inyección continúa de vapor: el vapor forma una zona saturada alrededor del pozo

de inyección, concentrada en la parte superior de la formación debido al afecto de

gravedad. La temperatura de esta zona es prácticamente igual a la del vapor inyectado. A

medida que el vapor se aleja del pozo inyector, su temperatura disminuya debido a la

disminución de presión, a la expansión de vapor y a las pérdidas de calor hacia las

formaciones adyacentes. A cierta distancia del pozo inyector, el vapor se condensa en un

frente de agua caliente. En la zona de vapor, el petróleo es desplazado gracias a su

destilación, empuje por expansión y por los efectos de “acquatermólisis” (reacciones

químicas).

Combustión “in situ” (seca y húmeda). Existen esencialmente dos procesos:

combustión progresiva y combustión regresiva. En la progresiva, la combustión (oxidación

acelerada) empieza en la vecindad del pozo inyector de aire y el frente de combustión se

aleja del pozo y se dirige hacia los pozos productores debido a la inyección continua de

aire. En la combustión regresiva se empieza de la misma forma como en la combustión

progresiva, pero cuando el frente está a una cierta distancia del pozo cambia la inyección de

aire del pozo inyector a los pozos adyacentes, desplazando así el frente en dirección

opuesta hacia el pozo inyector original.

Los procesos descritos se conocen como combustión seca. Si en algún momento del

proceso se inyecta agua al yacimiento, el agua se evapora al hacer contacto con la

formación calentada por el frente de combustión y se produce simultáneamente la

generación de vapor “in situ” para lograr la combustión húmeda.


Los tres métodos son empleados en la actualidad, y la mayor experticia reside en los

campos de California y Venezuela en lo que se refiere a los dos primeros métodos. El

tercero ha sido probado pero es difícil de controla RY no se está utilizando comercialmente.

Son métodos de aplicación casi imprescindible para crudos pesados y extrapesados.

2. Métodos químicos.

Inyección de tensoactivos- polímeros: este proceso se desarrolla en dos etapas:

primero tensoactivo y después polímero. La función del primero es bajar la tensión

interfacial y desplazar el petróleo que no puede ser desplazado solo con agua, mientras que

la función del polímero es proporcionar el mejor control de la movilidad de los fluidos e

inducir en desplazamiento tipo pistón.

Inyección de polímeros: esta técnica requiere adición de un agente que disminuya la

movilidad del agua (que la haga más viscosa) y de esta manera:

Mejora la relación de movilidad.

Mejora los barridos horizontales y verticales.

Se disminuye la cantidad total del agua requiere para lograr la saturación residual.

Tanto el costo de las sustancias químicas como la heterogeneidad del yacimiento son los

principales obstáculos para su aplicación.

Esquema del proceso de inyección de polímeros.


Inyección de solución de soda caústica: es un proceso el cual requiere que el pH del

agua inyectada sea controlado en el rango de 12-13 (mediante adiciones de 1-5% de peso

de NaOH) para mejorar la extracción de petróleo por encima de la que procura la inyección

convencional de agua. El proceso puede, algunas veces, producir emulsiones que más bien

podrían deteriorar la recuperación esperada. Este proceso hace que disminuya la tensión

interfacial mejorando la movilidad del petróleo.

DRENAJE CON SURFACTANTE/POLÍMERO

Este método consiste en inyectar sucesivamente diferentes fluidos. Cada inyección

de un fluido diferente se llama "tapón" (en inglés slug – babosa – para indicar que se mueve

lentamente como un bloque). En tal sucesión de tapones cada uno debe idealmente

desplazarse en flujo tipo pistón, es decir que cada nuevo fluido debe empujar el fluido que

lo antecede.

La figura 16 indica los diferentes tapones existentes entre el pozo inyector y un pozo

productor, en el medio de tal proceso. Los números corresponden a estados del yacimiento

antes, durante y después del pase del tapón de surfactante.

1. Es la zona que corresponde al estado inicial del yacimiento después del drenaje con

agua. La saturación de aceite es típicamente 30%, apenas un poco superior a SOr. Se puede

decir que el aceite se encuentra en forma de glóbulos desconectados atrapados en los poros

por fuerzas capilares.

2. Esta zona corresponde al banco de aceite, es decir a un estado en el cual ambos

fluidos presentan continuidad. En esta zona se produce un flujo difásico. La saturación de

aceite es notablemente más alta que en la zona (1) y esto se debe a que el tapón de

surfactante (3) está empujando hacia adelante una cierta cantidad de aceite movilizado. Este

aceite coalesce con el aceite atrapado y aumenta la saturación. Cuando el banco de aceite

alcanza el pozo productor, empieza la recuperación mejorada de aceite. Si el método se

aplica en lugar de la recuperación secundaria, la saturación en aceite en (1) es mucho mayor


que Sor y el banco de aceite se extiende en todo el yacimiento; sin embargo, la saturación

es mucho más alta delante del tapón de surfactante, típicamente del orden de 50-60%.

3. El frente del tapón del surfactante es la zona donde la solución acuosa de surfactante

entra en contacto con el aceite atrapado y la moviliza. La movilización se efectúa por los

mecanismos vistos anteriormente, más que todo por baja tensión interfacial e hinchamiento.

La condiciones físico-químicas cerca de la formulación óptima hacen que las emulsiones

formadas sean muy inestables, y que las gotas coalescan inmediatamente al contactarse. En

consecuencia, los glóbulos de aceite movilizados coalescen entre sí y con los glóbulos

atrapados para formar una fase aceite continua. Hay evidencia de que, mediante el proceso

de coalescencia e interconexión, el aceite se desplaza más rápidamente que el agua y que

por lo tanto el banco de aceite se forma delante del tapón de surfactante. Esto es lógico si se

examinan los fenómenos involucrados; de una parte la saturación de aceite aumenta

considerablemente en la zona de movilización y por lo tanto la permeabilidad relativa

aumenta también y el aceite se desplaza más rápidamente que el agua. Este desplazamiento

produce un aumento de saturación en el banco de aceite y la relación WOR en este depende

de las movilidades relativas.

4. En un proceso que funciona idealmente, todo el aceite está movilizado al pasar el

frente del tapón de surfactante. La zona (4) actúa por lo tanto sólo como una reserva para

compensar las pérdidas de surfactante por adsorción sobre la roca o transferencia hacia el

aceite. Desde el punto de vista práctico, permite también que el surfactante penetre en las

zonas menos permeables, y permite compensar ciertas inestabilidades. Hay también otras

razones para inyectar un tapón del orden de 10% de volumen de poro al 5-10% de

surfactante/alcohol. El frente del tapón de surfactante se va gastando poco a poco y por lo

tanto el tamaño del tapón de surfactante se va reduciendo a medida que transcurra el

proceso. Además de reducirse en tamaño este tapón puede diluirse con el agua de la

formación y el fluido que lo sigue, es decir que lo empuje. Peor aún el fluido que empuja el

tapón de surfactante puede producir digitaciones, es decir inestabilidades.


5. Para evitar o reducir al máximo la degradación del tapón de surfactante cuando este

progresa en el yacimiento, se empuja con un fluido viscoso, que es una solución de

polímeros hidrosolubles de tipo poliacrilamida o polisacárido. Ya que el tapón de

surfactante es más viscoso que el agua (por el surfactante), y que en el frente se producen

emulsiones (que aumentan la viscosidad), es imprescindible disponer de un fluido de

viscosidad de por lo menos 50-100 cp para evitar inestabilidades de tipo digitación

producidas por una relación desfavorable de las movilidades. Por razones económicas no se

puede sin embargo inyectar polímeros hasta tanto el tapón de surfactante haya llegado al

pozo productor. Se usa en general un tapón de 10-20% de volumen de poro, y la

concentración de polímero va bajando lentamente en la cola del tapón, es decir que la

transición con la zona (6) es continua.

6. Finalmente se empuja el tapón de polímero con una inyección de agua. Se toman las

precauciones necesarias para que los fenómenos de digitación y penetración del agua en el

tapón del polímero sean lo menos severos posibles. Se usa un tapón de polímero con "cola

decreciente" y una velocidad de inyección baja.


DRENAJE ALCALINO

El drenaje alcalino consiste en inyectar una solución acuosa alcalina conteniendo

del orden de 0.1 - 2.5% de hidróxido de sodio, carbonato de sodio u otro producto para

lograr un pH entre 8 y 10. A tal pH los ácidos nafténicos contenidos en ciertos crudos

reaccionan con la fase acuosa alcalina para formar in situ las sales de sodio, que son

surfactantes similares a los jabones, y a menudo se llaman así.

Estos jabones poseen propiedades surfactantes y son susceptibles de modificar la

mojabilidad de la roca y de reducir la tensión interfacial.

Finalmente hay evidencia de que la viscosidad interfacial tiende a aumentar en

presencia de una fase acuosa alcalina, probablemente por el aumento de la adsorción de

moléculas anfífilas de gran tamaño. Tal fenómeno está ligado con un aumento de

estabilidad de las emulsiones y en ciertos casos esto parece mejorar la eficiencia de

recuperación.

PROBLEMAS DE EMULSIONES

En el frente del tapón de surfactante se produce la movilización del aceite atrapada,

la cual tiene tendencia a desplazarse. El cizallamiento producido por el movimiento en el

medio poroso es muy bajo, pero en presencia de una tensión interfacial ultra-baja, puede ser

suficiente para producir emulsiones. Por otra parte, las emulsiones pueden resultar de

procesos de no-equilibrio como la emulsionación espontánea en presencia de surfactantes, o

cuando éste se forme in-situ al contactarse un crudo ácido con una solución alcalina.

La experiencia muestra que si el sistema está a la formulación óptima, las emulsiones son

extremadamente inestables, y se han encontradas varias razones a eso. En este caso la

emulsión coalesce, lo que favorece la formación del banco de aceite.

Esto no ocurre obligatoriamente en los procesos de drenaje alcalino, ya que la emulsión

formada resulta de un fenómeno de no-equilibrio (transferencia de masa) que no se produce

necesariamente a la formulación óptima. En tal caso las emulsiones formadas pueden ser a

menudo estables y viscosas y pueden taponar el yacimiento. Eso ha ocurrido en ciertos

ensayos pilotos, y por lo tanto ha despertado suspicacia acerca del método alcalino. Sin


embargo debe notarse que la presencia controlada de una emulsión viscosa puede ser

beneficiosa porque puede taponear las zonas de alta permeabilidad y así obligar el fluido

inyectado a penetrar en las otras zonas. Esto implica saber producir tales emulsiones

cuando se quiere, es decir al principio de la inyección o en el frente del tapón, y por otra

parte saber evitarlos después. La combinación de inyección alcalina y de surfactantes

seguida de un tapón de polímero (llamado método ASP) debería permitir resolver este

problema.

PROBLEMAS CON POLÍMEROS

El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-químico

que el tapón de surfactante. Sin embargo los polímeros son también susceptibles de

precipitarse, formar nuevas fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca,

o ser retenido por filtración en los poros pequeños. Además se debe considerar que una

molécula de polímero hidrosoluble que se desplaza con su fluido solvente está sometido a

esfuerzos de cizallamiento al atravesar cada poro, y eso millones de veces

consecutivamente. Tal "mal" tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica,

resultando ésta en una degradación del polímero y una disminución de su efecto viscosante.


Experimento # 1

1. Se abrió el paso de agua hacia el simulador.

2. La válvula izquierda (válvula de inyección) del simulador fue abierta, lo que

permitió el paso del agua hacia éste; posteriormente se abrió la válvula derecha

(válvula de producción) que permitió la salida del alcohol desplazado por el agua.

3. Mientras que el agua desplazaba el alcohol se fue tomando una cantidad aproximada

de 30 ml de este líquido en cada tubo de ensayo, para luego medir el índice de

refracción de cada muestra.


4. Las muestras fueron tomadas hasta que el líquido recuperado era de color

blanquecino, posteriormente fueron cerradas las válvulas de inyección y

producción.

5. Fue cerrado el paso de agua hacia el simulador.

6. Para medir el índice de refracción de cada muestra se colocó una gota del fluido en

el porta muestra del refractómetro, este fue cerrado y colocado hacia la luz para

medir dicho índice.

7. Se tomó nota de cada uno de los valores de índice de refracción de cada muestra y

fueron anotados en una tabla.

8. Una vez que el medio se encontraba totalmente saturado por agua se procedió a

desplazar ésta por petróleo, abriendo el paso de petróleo al sistema y las válvulas de

inyección y producción.

9. Las válvulas se mantuvieron abiertas hasta que en un cilindro de 1000 ml en el cual

se recogía el líquido recuperado cayeron 20 gotas de petróleo.

10. Se cerró el paso de petróleo al sistema.

11. Se abrieron las válvulas de inyección y producción y posteriormente se abrió el

paso de agua para comenzar la recuperación o desplazamiento de petróleo por agua.

12. Se midió la cantidad de petróleo recuperado y el tiempo que tardó el agua en

desplazar al petróleo, hasta que salieron la primeras 20 gotas de agua.


Experimento #2.

1. Se tomaron los 9 frascos enumerados y se llenaron con proporciones de alcohol y

agua como se indican a continuación:

Frasco 1: 9cc de agua y 1cc de alcohol.



El modelo se encuentra saturado con alcohol para conservar intactas las

propiedades del mismo.

2. Desplace el alcohol con agua, tome muestras a la salida del modelo

aproximadamente de 30cc en cada cilindro.

3. Mida el índice de refracción de cada cilindro utilizando el refractómetro. Abra el

refractómetro y coloque una pequeña cantidad de fluido en el porta muestra, ciérrelo

y encienda la luz. Observe la división y luego la escala. Se dará explicación más

detallada durante el desarrollo de la práctica.

4. Una vez que el modelo este saturado totalmente de agua, mida el tiempo en que el

volumen determinado pasa por el modelo para calcular así la tasa de flujo de agua.

5. Abra la Los valores obtenidos fueron anotados en una tabla.

CALCULOS A REALIZAR

Datos del Refractómetro

Sustancia Índice de refracción

Agua

Alcohol


Volumen de solución (ml) Índice de refracción

Relación de agua y alcohol para cada frasco

FRASCO 1 9cc de agua y 1cc de alcohol






FRASCO 7 3cc d agua y 7cc de alcohol




% Agua Índice de

Refracción

% Alcohol

ECUACIONES

100*Vt

Vp

P*A

L*Q*K

100*Vp

VrVpSrw%

100*Vr

VtrVrSor%

100*Vp

VrSo%

100*Vr

VtrcobroRe%

Ø: Porosidad; Vp: Volumen poroso.(cc); Vt: Volumen Total.(cc); Vr: Volumen

recuperados de agua.(cc); Vtr: Volumen total recuperado petróleo.(cc); Srw: Saturación de

agua irreducible; Sor: Saturación de petróleo residual.

Guía de Laboratorio de Yacimientos (UDO ANZ)

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