DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN POR EL MÉTODO DE LA DESTILACIÓN - EXTRACCIÓN
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA FACULTAD DE INGENIERÍA INGENIERÍA DE PETRÓLEOS NEIVA – HUILA 2014
OBJETIVOS Objetivo General
-
Determinar el contenido de agua y aceite de una muestra, empleando el método de destilación extracción con un solvente. Objetivos Específicos
-
Aplicar los conceptos básicos de Balance de masa para la determinación de saturaciones en una muestra de yacimiento. Adquirir los conocimientos básicos acerca de la realización de la prueba y ponerlos en uso para la determinación de las características estudiadas. Calcular la saturación de agua, gas y crudo en la muestra asignada, para así poder dar un análisis de las reservas del yacimiento.
ELEMENTOS TEÓRICOS La saturación es conocida como la relación de cantidad de fluido que satura el medio poroso. Cuando se conoce ésa cantidad y la extensión del volumen poroso se puede determinar el fluido que está en la roca: S
Volumendefluido
*100
volumentotal
En ingeniería de Yacimientos es muy importante conocer las propiedades del medio poroso porque las cantidades de crudo producidas hasta la superficie dependen de ellas (Porosidad, permeabilidad y saturación del fluido). Algunos conceptos básicos indispensables para conocer éstas propiedades. Agua innata, connata o intersticial: Agua que existe en las zonas gasíferas-petroleras de un yacimiento por encima de la zona de transición. Saturación residual de petróleo: Es valor de saturación por debajo de la cual no puede reducirse la saturación del petróleo. Saturación residual del gas: es la saturación al momento de abandonar el yacimiento de gas. Puede medirse por muestras representativas de la formación, también se puede obtener por un yacimiento invadido de agua siempre y cuando pueda estimarse con precisión el volumen invadido. Saturación crítica: Saturación máxima alcanzada en el yacimiento al disminuir la presión por debajo del punto de burbuja antes de que el gas libre del yacimiento comience a fluir a través de los canales de la roca (Antes de que la permeabilidad relativa al gas tenga un valor definido). Para determinar la saturación, existen varios métodos: Directos o indirectos. En los primeros se usan muestras de la formación y se les determina la saturación en el laboratorio. Los indirectos son las mediciones de registros eléctricos, presión capilar entre otros. Un procedimiento básico, para determinar el petróleo en una roca es el de determinar la saturación de agua en un núcleo por cualquier método apropiado y medir la pérdida total de peso en la muestra luego de que haya sido sometida al debido proceso de extracción y secado. El petróleo presente se calcula restando el peso del agua de la pérdida total en peso. Un método práctico en el laboratorio es el de destilación en una trampa graduada del agua contenida en la muestra. El aceite se remueve con solventes orgánicos y su volumen se calcula por diferencia de peso entre la muestra saturada y la muestra seca. En el yacimiento, se determina la saturación de los fluidos al analizar los núcleos (contenido de agua y petróleo). La saturación de gas se obtiene restando la de petróleo y agua respectivamente.
PROCEDIMIENTO
Destilación de la muestra INICIO l Se pesa el forro (dedal) seco l Luego de que se introduce la muestra, se registra el peso muestra-dedal l Pasar la muestra al extractor ASTM, conectar el intercambiador de calor (refrigerante) e iniciar el equipo l Se espera que el volumen de la trampa permanezca constante por 30 minutos para pasar la muestra a un extractor Soxhlet l Si el color del solvente en el sifón no es limpio después de 1 hora se repite el proceso anterior, sino l se coloca el dedal con la muestra en un horno precalentado a 105°F y se saca cuando ya no haya olor a solvente l Esperar hasta que la muestra alcance la temperatura ambiente, en el horno l Se pesa nuevamente dedal-muestra l Registrar los datos l Realizar los cálculos para calcular las respectivas saturaciones l FIN
TABLA DE DATOS Tabla 1. Dimensiones de la muestra Numero de Muestra Volumen de agua Peso saturado con crudo Peso saturado con solvente Densidad Solvente Peso seco Longitud Muestra Diámetro Muestra
268 4 ml 120.38 g 121.39 g 0.87 g/cc 111 g 4.95 cm 3.80 cm
TALLER 1. Calcular la densidad del agua (composición practica 2) y odel crudo (realizar el balance a condiciones del laboratorio), temperatura de laboratorio 88 F
En la práctica 2 de corazonamiento se determinó que el así que, con el método de Dunlap se obtiene:
Se calcula a condiciones de laboratorio: P laboratorio= 722 mmHg T laboratorio= 88 °F
Correlación McCain:
Así que la densidad del agua es:
2. Con la densidad del solvente determinar el volumen poroso de la muestra y la porosidad de la muestra, ¿La porosidad calculada es total o efectiva, explique?
3. Calcular la saturación de fluidos. - SATURACIÓN DE AGUA
-
Volumen poroso (agua + aceite)
-
SATURACIÓN DE ACEITE
Donde
De la anterior ecuación:
( )
Donde
-
Peso del agua en la trampa
-
Peso del aceite en la muestra
-
Volumen del aceite
-
SATURACIÓN DEL GAS
Para esta prueba la saturación del gas es cero, ya que solo se utilizaron agua y crudo como fluidos saturantes de la roca de yacimiento. De acuerdo a esto la suma de las fracciones de saturación de agua y aceite debe ser 1.
4. Explique los métodos para determinar el volumen total de los núcleos. -
INMERSIÓN EN MERCURIO
Se sumerge un tapón de núcleo en mercurio y el volumen del mercurio desplazado por la muestra se determina gravimétricamente (Principio de Arquímedes). Se coloca un vaso de mercurio sobre la balanza electrónica de bandeja sencilla, y se sumerge el tenedor hasta la marca de referencia. La marca se ubica de tal manera que la parte superior del tapón de núcleo quede sumergido de 3 a 7 milímetros dentro del mercurio. Luego se tara la balanza. Se retira el tenedor del mercurio, y el tapón que se va a medir flota a lo largo en el mercurio con el tenedor en la misma marca de referencia. La muestra no debe tocar los lados del recipiente de mercurio. El peso resultante representa la masa del mercurio desplazado. El volumen total se calcula utilizando la siguiente ecuación:
-
DESPLAZAMIENTO DE MERCURIO (BOMBA DE DESPLAZAMIENTO VOLUMÉTRICO)
El volumen total de la muestra se mide por desplazamiento de mercurio utilizando una bomba de desplazamiento volumétrico a la cual se conecta una cámara de acero inoxidable. El volumen total de una muestra de núcleo de forma regular o irregular se obtiene por medio de desplazamiento de mercurio. La cámara que no contenga ninguna muestra, se llena con mercurio hasta el nivel de referencia. El aparato de lectura del instrumento se coloca en cero. Luego se baja el nivel de mercurio, se introduce la muestra y se llena la cámara nuevamente hasta el nivel de referencia. Se obtiene la lectura del volumen del instrumento. La diferencia entre esta lectura y el cero del instrumento es el volumen total de la muestra. - FLOTABILIDAD (ARQUÍMEDES) CON FLUIDOS DIFERENTES AL MERCURIO (EJEMPLO, SALMUERA, ACEITE REFINADO O TOLUENO) Un cuerpo colocado en un líquido flota por una fuerza igual al peso del líquido desplazado. Se satura una muestra con un líquido de densidad conocida. La muestra puede ser esencialmente 100% saturada con líquido evacuando el espacio poroso. Se remueve el exceso de líquido cuidadosamente (evitando la pérdida de grano) de la muestra y luego la muestra saturada se pesa en el aire. Se llena un cubilete con líquido saturante. Un soporte de alambre fino (de diámetro máximo de 1.0 milímetro) conectado al estribo de una balanza se sumerge en el líquido hasta una marca de referencia, y la balanza se coloca en cero. Luego, se coloca la muestra en el soporte, se sumerge hasta la marca de referencia y se obtiene el peso sumergido de la muestra. Se puede hacer una revisión al volumen poroso tomando (a) la diferencia en peso de la muestra 100% saturada en el aire y el peso seco y b) dividiendo por la densidad del líquido saturante. 5. Explicar los métodos recomendados según la litología de la roca para determinar saturación de fluidos (NORMA RP-40) MÉTODOS DE PRUEBA RECOMENDADOS Tipo de Roca Carbonatos, clásticos consolidados No consolidadas (aceite liviano) No consolidadas (aceite pesado) Carbonatos con vugs Fracturadas De Arcilla Evaporados Baja permeabilidad Carbón Shales Oil shale Biatomita
a,b,c,d,e,f, c,d,e c,c(*),e b,d,e,f a,b,d a,c(*),e g,e a,b,c,d,e,f, H a,b,c a(*) c,e,
Clave: a=retorta a presión atmosférica b=extracción por destilación (diámetro completo) c=extracción por destilación (tapón) d=método de núcleo con presión retenida e=lavado con solvente/Karl Fischer f=método de núcleo de esponja g=método de contenido de yeso h=método de carbón (*)=procedimiento modificado A continuación explicamos algunos métodos contenidos en la norma API RP40 Método de la Retorta a presión atmosférica Se obtienen las saturaciones de fluidos de agua y aceite con un proceso de retorta en el cual el aceite y el agua contenidos en una muestra fresca de material de núcleo triturado son vaporizados, condensados y recolectados en probeta calibrada. La saturación de gas se determina en una muestra adyacente litológicamente similar colocándola en una bomba de mercurio y midiendo la cantidad de mercurio inyectado con el agua y/o aceite en sus lugares. Lo bueno de éste método es que os fluidos son recolectados de muestras relativamente grandes asegurando la mejor representación de la litología e incrementando la potencial precisión de todas las mediciones; El proceso analítico es rápido y proporciona los datos de saturación requeridos dentro de pocas horas; Los volúmenes de fluidos son medidos directamente a diferencia de otras técnicas que dependen de las combinaciones de volúmenes de fluidos y la pérdida de peso total; y que la pérdida de granos, comúnmente asociado con areniscas friables y algunos carbonatos, no afecta los datos de saturación de fluidos. Aunque la saturación de agua (y porosidad) puede ser demasiado alto si las muestras contienen grandes cantidades de montmorillonita o yeso que se descomponen en altas temperaturas. Esto a su vez resultará en saturaciones de aceite demasiado bajas o altos porque el volumen de aceite se expresaría como un porcentaje de un volumen de volumen poroso demasiado alto, o porque la muestra contiene hidrocarburos sólidos que se descomponen en altas temperaturas respectivamente. Esto a su vez resultará en saturaciones de agua demasiado bajas porque el agua de poro se expresa como porcentaje de un volumen de volumen poroso demasiado alto. Se requieren curvas de corrección del volumen de aceite y puede que no sea posible obtener las correcciones para el aceite en cuestión. Puede ser necesario utilizar curvas generalizadas de corrección, basadas en gravedades API reportadas o supuestas. Otra limitación es la de requerir un segundo fragmento del material de núcleo para determinar el volumen total, densidad natural y el volumen poroso lleno de gas, además de que la muestra debe ser litológicamente similar a la muestra triturada para los datos de aceite y agua y los líquidos destilados puedan formar emulsiones. -
Método modificado de la Retorta Este método es una modificación del procedimiento básico de retorta. La diferencia principal es que las mediciones de los volúmenes de gas, aceite y agua son realizadas sobre la misma muestra a diferencia del procedimiento básico en donde se requieren fragmentos de núcleos adyacentes. En el procedimiento para muestras de pared las muestras son más pequeñas y por lo tanto los equipos son reducidos a escala para proporcionar una precisión comparable. Se puede aplicar este método en los núcleos de pared por rotación, pero esto daña las muestras para futuras pruebas. -
Método de extracción por destilación (diámetro completo) Este procedimiento es apropiado para muestras de tapones y para núcleos de pared por rotación. El método de extracción por destilación (Dean Stark) para determinar la saturación de fluidos depende de la destilación de la fracción de agua, y la extracción de solvente de la fracción de aceite de la muestra. Se pesa la muestra y la fracción de agua es vaporizada por un solvente en ebullición. Se condensa el agua y se recolecta en un recipiente calibrado. El solvente vaporizado también se condensa, remoja la muestra y extrae el aceite. La muestra se seca al horno y se pesa. El contenido de aceite es determinado por diferencia gravimétrica. Este método es bastante aceptado porque el volumen determinado es bastante exacto, la muestra no se daña y se puede utilizar en otras pruebas, pero su humectabilidad puede ser alterada por las arcillas o lo yesos. Se utilizan temperaturas bajas (100°C) que remueven poco agua del hidróxilo de la arcilla. Sin embargo pueden haber errores debido a la presión atmosférica, las perlas de destilación se pueden pegar al vidrio del condensador, puede haber precipitaciones de sales por lo que se tiene que usar metanol. Se tiene que corregir la densidad de la salmuera si la concentración de sólidos es mayor a 20mil ppm, se pueden presentar pérdidas de agua, tiempo insuficiente de destilación, se debe suponer una densidad para el aceite (error de cálculo de saturación del aceite). El material arcilloso puede pegarse y generar más errores. -
Shale Productiva Rocas compuestas de partículas de tamaño que varía desde la arcilla hasta el limo y son potencialmente productoras de petróleo (Kerógeno). El análisis de muestras tomadas de este tipo de formación puede requerir un manejo especial debido a su baja permeabilidad, una posible presencia de agua densa y presencia potencial de orgánicos sólidos. No se recomienda un proceso de retorta para muestras que contengan orgánicos sólidos. Los orgánicos sólidos en temperaturas utilizadas en este proceso generarán petróleo produciendo altos volúmenes. Se debe utilizar un proceso de destilación para determinar los datos de saturación de fluido. Si se requieren tiempos de análisis más cortos, la remoción de hidrocarburos puede agilizarse aplastando la muestra. La muestra aplastada también agilizará el tiempo de equilibrio para las mediciones de volumen de grano. El método de extracción por destilación puede utilizarse para determinar las saturaciones de fluido en arenas de brea (petróleo) no consolidadas. Con las debidas modificaciones representadas en la norma. -
Análisis de Carbón Las técnicas básicas de análisis de corazones, como el análisis de retorta y de extracción de solvente por destilación no son adecuados para determinar saturaciones de fluidos en muestras de carbón. Se han desarrollado métodos alternativos para medir la saturación de fluido del carbón. En el caso del carbón el fluido de principal importancia es el agua. La saturación de agua, o más bien, el contenido de humedad es una propiedad fundamental del carbón que debe determinarse con exactitud para evaluar un estrato de carbón apropiadamente. El método descrito aquí para determinar el contenido de humedad en el carbón incluye el secado del agua en una muestra aplastada en un horno de convección y tomar las mediciones sucesivas de peso hasta que se logre el equilibrio. La pérdida de peso es equivalente a la cantidad de agua sacada, y el contenido de humedad es reportado como porcentaje de peso de humedad con respecto al peso de la muestra de carbón mojado. Este método es bastante simple y no se necesitan equipos muy caros, además de que las lecturas las puede hacer cualquier persona (sin tener muchas bases teóricas). La oxidación puede ser un gran problema en el carbón y la humedad será relativamente baja, además de la variación de su peso seco que aumentará por éste proceso. Se usa nitrógeno en vez de aire para ayudar a reducir éste proceso. -
- Núcleos con Yeso
Pueden usarse métodos de destilación excluyendo el tolueno como solvente, ya que este en su punto de ebullición deshidrata al yeso, por consiguiente si la muestra contiene gran cantidad de yeso, se presentaran grandes errores en la medición de los volúmenes (agua y poro). El volumen de petróleo extraído de la muestra no se ve afectada por la presencia de yeso. Aunque el proceso de limpieza tarda mucho tiempo, dependiendo de la gravedad del petróleo y la permeabilidad del núcleo, y la precisión de las saturaciones de agua y aceite es baja con respecto a muestras que no contengan yeso; los daños a éste son mínimos cuando la limpieza se realiza con una presión moderada. El volumen del poro es más representativo si el yeso no está dañado y con el contenido del yeso se puede estimar la porosidad.
CUESTIONARIO 1. ¿Qué ventajas y desventajas presenta este método?
-
-
-
Ventajas: La determinación del volumen de agua es generalmente muy precisa. Por lo general, la muestra no se perjudica y puede ser usada para pruebas posteriores. Sin embargo la humectabilidad puede ser alterada en ciertas arcillas o yeso. Temperaturas relativamente bajas (100°C) son usadas. Por lo tanto, pueden ser menores si se remueve cualquiera se las aguas de las arcillas. El procedimiento es simple y requiere poca atención durante la destilación lo que le da una practicidad especial al método Desventajas: Condensación de agua atmosférica en el condensador. Los tubos desecadores pueden ser usados para evitar el problema. El agua es evaporada de la muestra a temperatura de laboratorio cuando no se ubica inmediatamente en el extractor con el condensador de agua. Pérdidas de agua debido a que las uniones del frasco de extracción no fueron apretadas o por una temperatura demasiado alta de extracción. El tiempo de extracción puede ser insuficiente. Si la verdadera densidad del crudo no se conoce se puede introducir un error en el cálculo de saturación de crudo debido a que debe asumirse una densidad de crudo. Los volúmenes de crudo no se encuentran directamente y pueden ser imprecisos debido a lo siguiente: Al agua adicional recogida o a la pérdida como se mencionó antes. Pérdida de sólidos. Limpieza incompleta de la muestra. Secado a una alta temperatura que pueda remover el agua de hidratación. La humectabilidad de la roca puede ser alterada. La matriz arcillosa puede alterarse lo que puede resultar en una medida imprecisa de la permeabilidad.
2. ¿Qué otros solventes se pueden usar? ¿Qué condiciones deben cumplir? Solvente
Xileno
Características Aromáticos
Dimetilbenzol, tiene tres isómeros (orto, meta y para); líquido inflamable, de olor semejante al del benceno, incoloro; se encuentra en el alquitrán de hulla. Se utiliza como disolvente u como diluyente.
Usos y aplicaciones
Sus usos principales son: solventes para resinas, lacas, esmaltes, caucho, tintas, cuero, gasolina para aviación, agente desengrasante, producción de resinas epóxicas, elaboración de perfumes, producción de insecticidas y repelentes.
Acetatos
Se recomienda como disolvente y para Acetato de Líquido incoloro, fácilmente Butilo inflamable, hierve a 126.5ºC. aumentar el número de octanos. Gasolvente Se usa especialmente como extractor de Líquido inflamable, volátil e aceites vegetales, para efectuar reacciones incoloro, componente de la de polimerización, como diluyente de Hexano gasolina y del petróleo, olor pinturas, solventes en la preparación de ligeramente aromático, soluble en adelgazadores, como alcohol alcohol, acetona y éter. desnaturalizado. Estos solventes son útiles ya que cumplen con las condiciones requeridas como lo son: tener un punto de ebullición más alto que el agua, ser inmiscibles, son inertes y no reaccionan con el agua. 3. Respuesta se encuentra en las preguntas del taller. 4. Explique por qué este método no es recomendable hacerlo cuando tenemos alta presencia de arcillas. Cuál es la reacción química que se presenta en estos casos. La saturación de agua puede ser muy alta si la muestra contiene gran cantidad de yeso o montmorillonita. La permeabilidad y la porosidad pueden afectarse si el agua de hidratación presente en el yacimiento es removida durante el procedimiento de extracción y secado, el secado a una temperatura más alta que la temperatura de extracción puede quitar el agua de la hidratación adicional y exagerar el volumen del aceite. 5. Cuál es el solvente a utilizar en el método Dean-Stark cuando la concentración de los sólidos provenientes del agua de formación es mayor a 20000ppm Debe analizarse le cambio en el punto de ebullición del solvente por altitud o el cambio en el punto de ebullición del agua debido a la sal en solución. El punto de ebullición del solvente debe chequearse para asegurar una temperatura adecuada para destilación del agua. Cuando se usan fluidos de perforación con KCl, el agua filtrada debe tener una concentración en el orden de 300000 ppm, y consecuentemente ebulle a una temperatura mucho más alta que la del agua fresca. El uso de ortoxileno es sugerido como sustituto del tolueno en estos casos.
ANÁLISIS DE RESULTADOS Según la experiencia que se ha desarrollado se permite encontrar las características de la formación gracias al análisis de los fluidos que se encuentran presentes en la muestra. Con los resultados que se obtuvieron se encuentra que la porosidad del 21% que muestra un buen índice de porosidad para el lugar de donde fue tomada la muestra, y al observar que la saturación del crudo es de alrededor 73%, se puede decir que es una zona con características optimas de producción y la formación puede ser favorable para su explotación. Por otra parte comparando los resultados de Volumen poroso de la muestra calculado con la muestra saturada de solvente son bastante similares o precisos comparados con el volumen poroso calculado con el volumen de aceite en la muestra. Al hacer este análisis determinamos que la saturación del gas es cero, ya que en la muestra no se encuentra esta fase debido a la pérdida del mismo durante los procesos a los que se somete el núcleo, como los cambios de presión y de temperatura desde el yacimiento a la superficie al momento de ser transportado para su respectivo análisis. Según estos resultados esta muestra fue obtenida en una zona de transición de agua-petróleo pero de la parte más cercana a la zona de 100% de petróleo.
FUENTES DE ERROR Los errores en los que durante la realización de la práctica se pueden cometer serían: - Si el petróleo que satura la muestra contiene contaminantes que luego efecten o reaccionen con la litología del núcleo. - Al determinar las dimensiones de la muestra como longitud, diámetro y peso, cambien durante el desarrollo del laboratorio, por ejemplo, el peso puede variar dependiendo de la consolidación de la muestra y la pérdida de sus granos que está directamente relacionada con esta propiedad. - Al comenzar la extracción del agua por destilación, usando solventes como el tolueno o el xileno y que estos no logren arrastrar completamente el agua emulsionada obteniendo como resultado final un volumen en la trampa que no es el real. - Al realizar los cálculos de densidad del agua, crudo y solvente, podrían haber errores causados por aproximaciones.
RECOMENDACIONES - Cuando se va a trabajar con muestras poco consolidadas se debe tener en cuenta la pérdida de granos durante la limpieza, ya que esta influye en el peso final de la muestra y en el cálculo de la porosidad, para evitar esto se debe confinar la muestra en una manga. - Certificar que antes de llevar la muestra al secador, este completamente libre de crudo, es decir, que cuando se encuentre sumergida en el solvente no se vea un aro alrededor del núcleo, para certificar que la prueba va a dar resultados reales.
CONCLUSIONES La muestra corresponde a una formación productora de hidrocarburos debido al alto valor de saturación de aceite que se obtuvo correspondiente a un 73%, mientras que contiene una mínima saturación de agua con un valor de 27 %, lo que nos indica que esta zona es de una excelente calidad de producción. Es importante conocer acerca de las propiedades de la saturación de las rocas que se encuentran en un yacimiento, para poder hacer estimaciones que permitan determinar qué tan productivo y que producción económica puede llegar a brindar la explotación del pozo estudiado.
BIBLIOGRAFÍA
-
-
-
-
PARRA, Ricardo. GUÍA DE LABORATORIO DE YACIMIENTO. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva, 1999 (Experiencia 3) ESCOBAR Freddy H. FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva. (Saturación de fluidos. Pág 57). PARRA, Pinzón Ricardo. Propiedades físicas de los fluidos de yacimientos, Neiva, Huila Noviembre/2008. (Densidad del agua a la temperatura del Laboratorio. Pág 331 – 332) API - RP 40. Recommended Practice for Core Analisis procedure American Petroleum Institute. Pág. 1-2, 1-3, 3-4.
