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• Andres Fernando Burgos

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ANALISIS GRANULOMETRICOS CAPITULO 7

7. PRUEBAS COMPLEMENTARIAS 7.1 Conceptos Generales 7.2 Caracterización Petrográfica 7.3 Distribución del Tamaño del Grano 7.4 Gravedad del Petróleo 7.5 Caracterización del Petróleo 7.6 Solubilidad Acida 7.7 Determinación de la Salinidad del Agua en la Muestra 7.8 Referencias Bibliográficas 7.9 Bibliografía Figuras 7.1 Ejemplos de formas gráficas para el Reporte de los Datos del Análisis del Tamiz 7.2 Diferencia del Indice de Refracción (RI) vs Salinidad (RI de la solución – RI del Agua Destilada). 7.3 Tabla de conversión de Resistividad Salina vs Temperatura y Salinidad Tablas 7-1 Tamaño de tamices disponibles 7-2 Ejemplo de Datos obtenidos del Análisis del Tamiz

PRACTICAS QUE SE RECOMIEDAN ANALISIS DE LA MUESTRA

PARA

EL

del grano, el ordenamiento, redondeo y forma de este grano. Las observaciones mineralógicas incluyen el tipo de grano y su abundancia. Las cantidades aproximadas de los componentes de cemento y matriz pueden calcularse en la mayoría de los casos utilizando un microscopio binocular.

Junto con los análisis de la muestra es posible encontrar datos complementarios como la solubilidad ácida o calcimetría, la gravedad del petróleo, la salinidad del agua en la muestra, la distribución del tamaño del grano y la caracterización básica del petróleo. Por lo tanto, se han incluido estos tests debido a que los datos así obtenidos son de gran utilidad en la comprensión e interpretación de los resultados del análisis practicado a la muestra.

7.2.3 Puede obtenerse información Petrográfica cuantitativa y semicuantitativa a partir de cortes delgados, difracción con rayos X (XRD), análisis químico de la roca (generalmente utilizando la fluorescencia con rayos X – XRF) y la espectroscopía de Transformación infrarroja de Fourier (FTIR). La microscopía electrónica de barrido (SEM) es de gran utilidad en la determinación de la distribución espacial de los minerales arcillosos dentro de la muestra.

7. PRUEBAS COMPLEMENTARIAS 7.1 ASPECTOS GENERALES

7.2 CARACTERIZACION PETROGRAFICA 7.3 DISTRIBUCION DEL TAMAÑO DEL GRANO La caracterización Petrográfica constituye una parte importante del análisis de la muestra. Los resultados conjuntos de la información Petrográfica y los análisis básicos de la muestra nos suministran un marco de referencia integrado para la evaluación del depósito o reservorio, incluyendo la interpretación de los registros. Utilizando datos geológicos es posible ampliar los resultados de los análisis de la muestra hacia partes del reservorio o depósito donde no se han realizado mediciones. El análisis petrográfico también es la base para la interpretación de los análisis de la muestra, especialmente de aquellos que tuvieron un comportamiento inesperado o anómalo. Este tipo de resultados pueden tener validez y su origen puede radicar en las variaciones que tiene la textura de la roca y/o en su mineralogía. 7.2.1 La caracterización Petrográfica se ejecuta con mayor precisión utilizando el mismo tapón de muestra que se usó en los análisis de rutina, de tal manera que los datos obtenidos se pueden aplicar de manera directa. En aquellos casos en los que no pueda utilizarse la mima muestra, se puede tomar las secciones de los extremos que se sacaron al preparar las muestras o se puede obtener material del mismo lecho rocoso de donde salieron las muestras. Se recomienda utilizar mínimo una (1) pulgada cúbica [40 gramos aproximadamente), los cuales deben guardarse desde el principio para ser destinados a esta caracterización Petrográfica. 7.2.2 La descripción de las muestras y su análisis nos suministran una información valiosa respecto a la calidad y carácter de la muestra. Las descripciones deben hacerse tomando las muestras extraídas con la ayuda de un buen microscopio binocular. Se deben registrar los datos referentes a la porosidad visual y el tipo de poro (intergranular, fisura, móldico), aspectos inducidos por el proceso de muestreo [perforación] como por ejemplo, fracturas inducidas, invasión de fluido durante la perforación y aspectos relacionados con la heterogeneidad natural (láminas de arcilla, variación litológica normal en el lecho, fracturas mineralizadas etc.). La caracterización Petrográfica debe incluir información de la textura y de los principales observaciones a nivel mineralógico. Los datos de la textura incluyen la información respecto al tamaño

Las aplicaciones de los datos respecto a la distribución del tamaño del grano son de gran utilidad en las siguientes áreas: (a) a nivel de ingeniería, en programas de completamiento de pozos en sedimentos friables y sin consolidación. (b) a nivel geológico, para la evaluación de la heterogeneidad de la arena e interpretación del ambiente deposicional en sedimentos clásticos consolidados y no consolidados. (c) a nivel petrofísico, en las fases de evaluación de las formaciones para poder entender las repuestas de los registros. La distribución del tamaño del grano también se utiliza generalmente para los análisis de las paredes de la muestra y así derivar la permeabilidad. Los métodos que se utilizan generalmente incluyen el tamizado en húmedo y en seco, análisis del tamaño de las partículas que se quedaron en el tubo, análisis del tamaño del grano en secciones delgadas y el análisis del tamaño de las partículas por difracción láser . 7.3.1 Análisis con Tamiz (Agitador Mecánico) 7.3.1.1

Principio

Se somete a vibración mecánica una masa de peso conocido, desagregada, haciéndola pasar por pantallas organizadas en hileras donde las aperturas se hacen cada vez más pequeñas. Los pesos parciales de la muestra que se quedan en las pantallas individuales se utilizan para el análisis del tamiz tabulando tamaño de la apertura vs porcentaje de muestra retenida. 7.3.1.2

Equipo

Se recomienda la utilización del siguiente equipo: a. Dispositivo para tamizar de manera mecánica b. Tamices de estándares US o Tyler (los tamices deben estar diseñados de acuerdo con la norma E-11 de la ASTM, Especificaciones de los Tamices de Alambre destinados a ser Utilizados en Pruebas. c. Balanza que mida 0.01 gramos d. Mortero con un mango de punta suave e. Cepillo de cerdas suaves f. Horno para secar. 7.3.1.3 Procedimiento Los tamices deben estar limpios, secos, su peso debe ser conocido y deben estar ordenados de acuerdo a su

tamaño, desde el más grande al más pequeño. Se debe colocar una bandeja en la parte inferior del ensamblaje. La tabla 7-1 muestra los tamices disponibles y su equivalente en tamaño.

430 Bandeja

Tabla 7-1 Tamaños de Tamices Disponibles

7.3.1.4

Tamiz – Estándar US 5 6 7 8 10 12 14 16 18 20 25 30 35 40 45 50 60 70 80 100 120 140 170 200 230 270 325 430

Gravilla Gravilla Gravilla Gravilla Gravilla Arena muy Gruesa Arena muy Gruesa Arena muy Gruesa Arena muy Gruesa Arena Gruesa Arena Gruesa Arena Gruesa Arena Gruesa Arena Media Arena Media Arena Media Arena Media Arena Fina Arena Fina Arena Fina Arena Fina Arena muy Fina Arena muy Fina Arena muy Fina Arena muy Fina Arenisca Arenisca Arenisca

Se extrae una muestra representativa y se le retiran los hidrocarburos y la sal. Se seca hasta lograr un equilibrio en su peso retirando el solvente y el agua. La muestra se desagrega suavemente, se pesa hasta el 0.01 gramo más cercano (una muestra en términos generales debe tener 100 gramos si se van a utilizar pantallas de 8 pulgadas de diámetro) y se colocan en la pantalla superior. El conjunto de pantallas se somete a vibración con un agitador mecánico o manual. Los granos se van hacia abajo hasta que son retenidos en una pantalla que tiene un tamiz mas pequeño que las dimensiones mínimas del grano. Se pesa entonces cada pantalla con su carga. Se resta el peso de la pantalla vacía de este peso total para de esta manera obtener el peso del material retenido. Los datos se reportan como porcentaje de peso retenido en las pantallas individuales y como porcentaje acumulado incluyendo cada pantalla. Los datos se reportan en tablas y en gráficas (ver tabla 7-2 y figura 7-1). Tabla 7-2 Ejemplo de Datos Obtenidos Tamiz Estándar US 10 18 35 60 120 170 230 325

Tamaño en Micras        

2000 1000 500 250 125 88 63 44

 30 < 30

Precauciones

Las precauciones que deben tenerse son las siguientes: a. La muestra debe estar libre de hidrocarburos residuales. En algunos caso, también se recomienda eliminar la sal. Se debe tener cuidado en todo el proceso de extracción para evitar pérdidas. b. El nivel de desagregación de la muestra debe ser tal que la muestra debe reducirse a granos individuales sin pulverizar la muestra o fracturar los granos. c. Las pantallas deben inspeccionarse con un microscopio para de esta manera garantizar que no se encuentran dañadas. La presentación de huecos o de rupturas constituyen un problema particularmente en aquellas pantallas de tamiz pequeño. d. Se debe emplear el tiempo suficiente de vibración para permitir que cada fracción se quede donde debe ser. La duración de la prueba varía de acuerdo con la cantidad y el tipo de muestra que se utiliza en un vibrador dado. e. La balanza debe calibrarse de manera adecuada. f. En el caso de arenas con esquistos, la utilización de electricidad estática evita que partículas cargadas de tamaño inferior a 0.044 milímetros se queden en la bandeja (ver sección 7.3.3 – alternativa de tamices húmedos).

7.3.1.5

Cálculos

Los cálculos de este método son: % Retenido en cada pantalla = [(Peso pantalla cargada – peso pantalla vacía) / Peso total muestra] x 100 (1) % Retenido Acumulado = suma del porcentaje retenido en cada pantalla (hasta la pantalla deseada, incluyendo todas las pantallas que se encuentren por encima de la misma). 7.3.1.6

Ventajas

Las ventajas de este método son: a. Se considera un método aceptable para clasificar los tamaños del grano que tengan más de 0.044 milímetros, en arenas con cementación mínima. Este método es estándar y preciso. b. La muestra puede volverse a examinar, De esta Porcentaje Retenido manera se garantiza la repetibilidad. c. La muestra puede mezclarse nuevamente o 3.72 mantenerse en fracciones separadas para 12.69 después realizar otras pruebas. 34.74 d. Es una prueba sencilla que se puede realizar 21.74 con un equipo mínimo. 7.30 2.36 3.08 7.3.1.7 Limitaciones 1.55

2.90 9.92

Es un método que requiere de cierto tiempo para realizarlo (se recomienda una hora por muestra, en pantallas que tengan un diámetro de 8 pulgadas), se necesita una cantidad de muestra relativamente alta y nos puede dar resultados inexactos en arenas con esquistos y en arenas consolidadas.

7.3.2.5

7.3.1.8

Las ventajas que se tienen con este método son las siguientes: a. Se considera un método aceptable para clasificar los tamaños del grano que tengan más de 0.044 milímetros, en arenas con cementación mínima b. Es una prueba sencilla que se puede realizar con un equipo mínimo. c. Este test es más rápido de hacer que el método donde se utiliza el agitador mecánico (se demora aproximadamente 15 minutos en cada muestra). d. Se necesita menos muestra (5-15 gramos) e. La muestra puede mezclarse nuevamente para efectuar el procedimiento otra vez, guardarse en fracciones separadas o se puede utilizar en tests adicionales.

Exactitud y Precisión

Si el test se ejecuta de manera adecuada y se toman todas las precauciones enunciadas, se espera que la desviación sea del 3% en la muestra total y de 0.5% en cada pantalla. 7.3.1.9

Calibración

Los documentos utilizados en este caos son el ASTM C136 Método Estándar para el Análisis de Tamices y Agregados Gruesos y el ASTM C-702 Práctica para la reducción de la Muestra agregada hasta llegar al nivel utilizado en la muestra. 7.3.2

Análisis del Tamiz (Agitador Sónico)

7.3.2.1

Principio

Consulte la sección, 6.2.1, con la salvedad de que las muestras preparadas se someten a vibración utilizando energía acústica. 7.3.2.2.

Equipo

Se recomienda la utilización del siguiente equipo: a. Aparato para tamizado sónico b. Tamices estándar US o Tyler (consulte la sección 7.3.1.2.b.) c. Balanza que mida 0.001 gramos d. Mortero y mango con punta suave e. Cepillo de cerdas suaves f. Diseminador de muestra g. Horno para secar

Consulte la sección 7.3.1.5 7.3.2.6

7.3.2.7

Procedimiento

La preparación de la muestra y los procedimientos de material son similares a los descritos en la sección 7.3.1. S e colocan entre cinco y quince gramos de muestra en la pantalla superior. Se ajustan las amplitudes para el proceso de tamizado y el pulso para que se agiten los granos. El tiempo del procedimiento varía entre 10-20 minutos y depende del tamaño de la muestra y del grado de finura. 7.3.2.4

Precauciones

Las precauciones que deben tenerse en este método son: a. Consulte la sección 7.3.1.4, puntos a al f. b. Se debe tener en cuenta que las determinaciones de peso deben ser más exactas en este método puesto que las muestras son más pequeñas.

Ventajas

Limitaciones

Las limitaciones que se observan en este método son: a. Se debe tener precaución para obtener una muestra representativa debido a que su tamaño es muy pequeño. b. Debido a que los marcos de las pantallas son de plástico, es posible que se observe retención de partículas cargadas lo cual representa un inconveniente. Esto da como resultado que se deba aumentar el tiempo de tamizado en arenas finas. En gran parte de los caso, este aumento significativo de tiempo no se considera apropiado para el desplazamiento de partículas < 0.044 milímetros a la bandeja.

7.3.2.8 7.3.2.3

Cálculos

Precisión

Consulte la sección 7.3.1.8 7.3.2.9

Calibración

Consulte la sección 7.3.1.9 7.3.3

Análisis con Tamiz (Combinación Húmeda y Húmeda/Seca)

7.3.3.1 Contrastando con la técnica en seco en la cual la muestra se agita utilizando vibradores mecánicos o sónicos, el uso de un tamiz húmedo se refiere a la técnica de lavar una muestra representativa a través de tamices individuales. Esta técnica requiere de más tiempo para su ejecución pero se prefiere cuando se va a trabajar con arenas finas. 7.3.3.2 La combinación de una análisis en húmedo / seco, como su nombre lo dice, es una combinación de técnicas húmedas y secas. Es una buena alternativa cuando se va a trabajar con arenas finas. Se pesa la muestra y luego se hace pasar de forma húmeda por un tamiz 325 y de esta manera se retira la fracción < 0.044 mm. El material que ha quedado

retenido en el tamiz 325 se somete a un proceso de secado, se pesa y se tamiza de la manera descrita en las secciones 7.3.1 o 7.3.2 (con un agitador mecánico o sónico). 7.3.4

7.3.4.1

Análisis del Tamaño de las Partículas (Difracción Láser) Principio

Se coloca una muestra extraída y desagregada en un fluido apropiado (que puede ser oleoso o acuoso, depende del criterio del test). Este líquido se mezcla, se revuelve o se somete a recirculación para de esta manera garantizar la dispersión de las partículas. Se proyecta un rayo láser a través de la muestra dispersa y por medio de un computador se analizan los patrones de difracción. El principio utilizado para calcular la distribución del tamaño del grano es la teoría de difracción de Fraunhofer. Los ángulos de la luz incidente son inversamente proporcionales al tamaño de las partículas y la intensidad de la luz distribuida por las partículas es directamente proporcional a la cantidad de partículas. 7.3.4.2

Procedimiento

Se extrae una muestra representativa y se le retiran los hidrocarburos y se somete a un proceso de secado para retirarle el solvente. La dispersión de partículas se hace antes de la medición con la ayuda de un equipo de sonificación. Se carga el depósito del fluido con el fluido respectivo y se hace una medición de referencia. Se introduce la muestra sobre la cual se agrega una solución surfactante (que con frecuencia es el hexametafosfato de sodio) para de esta manera reducir la tensión de la superficie y estimular la desfloculación de las partículas. Esta mezcla de fluido con la muestra se somete a un proceso de recirculación o se revuelve para garantizar que la dispersión de las partículas sea uniforme. Durante la fase de medición, se proyecta un haz de rayo láser de longitud de onda conocida de tal manera que atraviese la mezcla fluido / muestra. El rayo de luz difractado hace impacto en un fotodetector y posteriormente se utiliza la teoría de difracción de Fraunhofer para calcular la distribución del tamaño de las partículas a partir de la luz difractada. Los datos obtenidos se reportan en forma de tabla o gráfica hasta el rango de submicras (ver tabla 7-2 y figura 7-1). 7.3.4.4

c. d. e.

7.3.4.5

Los Equipos deben estar calibrados de manera apropiada (incluyendo la alineación del láser, la calibración del fotodetector etc.). El fluido que sirve de transportador no debe tener burbujas ni partículas extrañas en todo el período de medición. La muestra debe encontrarse dispersa de manera uniforme en el fluido de transporte y debe desflocularse durante la fase de medición. Se debe tener especial cuidado en la obtención de la muestra, la cual debe ser representativa.

Cálculos

Los algoritmos que se utilizan para calcular la distribución del tamaño del grano a partir de patrones de difraccion son de naturaleza compleja y dependen del fabricante. De todas maneras se pueden utilizar las siguientes ecuaciones para ilustrar las relaciones existentes entre el ángulo del patrón de difracción, el tamaño de las partículas, intensidad de la luz y cantidad de las partículas. El ángulo del patrón de difracción está dado por la siguiente ecuación:

Equipo e Reactivos

Se recomienda el siguiente equipo para la ejecución de este método: a. Dispositivo láser / computador adecuado. b. Diseminador de la muestra c. Balanza que mida 0.0001 gramos. d. Mortero y mango de punta suave e. Equipo para sonificación f. Solución desfloculante g. Horno para efectuar el secado.

7.3.4.3

b.

Precauciones

Las precauciones que deben tenerse en este caso son: a. Consulte la sección 7.3.1.4, puntos a y b.

Seno de θ = 122 λ / d (3) Donde: θ = Medio ángulo medido hasta el primer mínimo del patrón, en grados. λ = Longitud de onda de la luz incidente, en micras d = diámetro de las partículas, en micras. La intensidad total de la luz distribuida está dada por la ecuación: I = Knd2 I = Luz difractada total, en watt K = Constante de calibración del Equipo, en watt / micras2 n = número de partículas d = diámetro de las partículas, en micras. 7.3.4.6

Ventajas

Las ventajas de este método son: a. El rango de medición del tamaño del grano nos da una clasificación de las partículas hasta el nivel de micras incluido (es decir, areniscas muy finas y partículas arcillosas). b. Los datos se pueden repetir, es decir, la reproducibilidad de la prueba es alta. c. La técnica requiere cantidades mínimas de muestra (< 1.0 gramos) d. La medición es un procedimiento rápido (va desde 30 segundos hasta varios minutos).

7.3.4.7

Limitaciones

Las limitaciones de este método son: a. Existe un límite en cuanto al tamaño por encima del cual no se pueden realizar mediciones. Este

b.

7.3.4.8

límite está en la fracción de la arena gruesa. Si el tamaño de las partículas supera este límite, se necesita realizar un pre – tamizado y se deben combinar los conjuntos de datos. El equipo y el hardware acompañante es costoso.

Calibración

Los requisitos de calibración dependen del fabricante del Equipo y del Equipo en si. Generalmente incluye una alineación correcta del láser, una calibración del fotodetector y una calibración del patrón de difracción utilizando un estándar de precisión. 7.3.4.9

Precisión del Método

No se dispone de información suficiente en este momento para determinar la exactitud del método. 7.3.5 Medición del Tamaño del Grano en Secciones Delgadas (Técnica Visual)

7.3.5.1

Principio

Esta medición del tamaño del grano utilizando secciones delgadas se puede efectuar en muestras que van desde la arena sin consolidación hasta la roca que está bien consolidada. Es el método de elección en el caso de las rocas consolidadas debido a que estas muestras no pueden someterse a buenos procesos de desagregación sin que ocurra rompimiento de los granos o fallas en la separación de granos adyacentes bien cementados. La técnica se basa en la preparación de una sección delgada y en la medición del tamaño de los granos individuales ya sea de manera visual o con la ayuda de un sistema de análisis de imagen, utilizando un microscopio petrográfico. 7.3.5.2

Equipos e Reactivos

Se recomienda el siguiente equipo para la realización de este método: a. Microscopio petrográfico equipado con un micrómetro ocular. b. Equipo para la preparación de la sección delgada. c. Laminas de vidrio d. Resina epóxica coloreada.

7.3.5.3

Procedimiento

Las muestras se impregnan con resina epóxica coloreada y se montan sobre una lámina de vidrio para proceder al corte de las láminas, las cuales deben tener 30 micras de grosor. Este grosor permite que la luz se transmita a través de la mayoría de los granos de arena. El tamaño del grano se mide utilizando el eje más largo de las secciones transversales de los granos individuales en una sección bidimensional. En gran parte de los casos, las muestras que no tienen consolidación alguna necesitan dispersión en aceite, el cual se coloca sobre la lámina de vidrio. Generalmente se restringe la medición del tamaño a una especie mineral específica (casi siempre cuarzo en el caso de la arena), aunque se

pueden incluir otras especies (como el feldespato). En términos generales se miden entre 200 – 300 granos. El número de granos en realidad depende del ordenamiento. Las arenas que tengan un ordenamiento pobre necesitan más mediciones que las arenas cuyo ordenamiento sea bueno. Los granos se seleccionan al azar utilizando la técnica de conteo de punto descrita por Chayes (1956). Las mediciones se expresan en milímetros y posteriormente convertidas a las unidades de preferencia (ya sea pulgadas, unidades pi, etc.). 7.3.5.4

Precauciones

Las precauciones que deben tenerse con este método son: a. Las secciones delgadas permiten que la medición del tamaño del grano se efectúe en dos dimensiones únicamente. Teniendo en cuenta que los granos tienen formas irregulares, no tienen un tamaño uniforme y que casi todos los sedimentos que están compuestos de partículas no – esféricas muestran anisotropía dimensional (es decir, hay una orientación definida del grano), es necesario hacer suposiciones que simplifiquen el proceso puesto que de lo contrario no existiría una solución única para determinar la distribución del tamaño del grano a partir de secciones delgadas (Blatt et al, 1980). b. Los aparatos deben calibrarse c. Las secciones delgadas deben ser representativas del intervalo del depósito. d. Se debe tener especial cuidado en la obtención de la muestra representativa debido a que se van a medir relativamente pocos granos. e. Deben existir suficientes granos disponibles para la medición en la sección delgada para de esta manera garantizar que puede haber confiabilidad estadística. f. Para las arenas laminadas que tienen un tamaño de grano que contrasta entre las láminas, se considera que es difícil la selección de un tamaño de grano sin que se presente ninguna desviación.

7.3.5.5.

Cálculos

El tamaño del grano se mide utilizando unidades no dimensionales que son visibles a través del ocular del microscopio. Estas unidades se llevan a milímetros utilizando un factor de conversión que depende del grado de magnificación que se utilice. La distribución del tamaño se calcula con base en la frecuencia del volumen. 7.3.5.6

Ventajas

Las ventajas que tiene este método son: a. El rango de medición generalmente se toma a partir de un tamiz tipo US entre 10-400 b. La medición de la distribución del tamaño del grano en la sección delgada se puede aplicar perfectamente a la mayoría de las rocas que se encuentran en los depósitos o reservorios (areniscas y rocas más gruesas).

c.

7.3.5.7

La técnica permite una medición estandarizada del tamaño del grano en los reservorios caracterizados por una consolidación rocosa.

Limitaciones

Las limitaciones de este método son las siguientes: a. La técnica es dispendiosa, toma mucho tiempo realizarla y está limitada a una visión bidimensional. b. El equipo y los Equipos que se utilizan son costosos. c. La obtención del promedio del tamaño del grano y de la distribución del tamaño a partir de la sección delgada no es un procedimiento directo y puede estar sometido a variaciones. Los datos se consideran relativamente apropiados (Kellerhals et al). d. La resolución de la imagen (que depende de la magnificación y del grosor de la sección) limita la medición de partículas muy pequeñas (areniscas y fracciones arcillosas).

separan del fondo utilizando una diferencia de intensidad para el fondo (más brillante) y para los granos (más oscuro) como criterio para establecer el umbral. mas oscuro) como criterio para establecer el umbral. En términos generales se necesitan 200-500 granos que a su vez requieren de 5-15 minutos para su procesamiento.

7.3.6.4 Procedimiento (Arenas Consolidadas) La determinación de la distribución del tamaño del grano utilizando técnicas de análisis de imagen en arenas consolidadas es un procedimiento complicado por la característica misma de las muestra: hay gran contacto entre los grano. Sin embargo, existen técnicas que utilizan las distancia entre los centros de los poros intergranulares para calcular el tamaño del grano. 7.3.6.5

Precauciones

Los datos tienen una ligera desviación hacia las partículas pequeñas. La precisión está en función del número de granos medidos.

Las precauciones que deben tenerse en este caso son: a. Consulte la sección 7.3.5.4 b. Se pueden presentar mediciones inexactas si los granos que se van a medir están en contacto unos con otros. Esto da como resultado la obtención de diámetros mayores que los reales.

7.3.5.9

7.3.6.6

7.3.5.8

Exactitud y Precisión

Calibración

Es posible efectuar una calibración del tamaño medido en la sección delgada utilizando el tamizado y otras técnicas (Rosenfeld et al, 1953). 7.3.6 Medición del Tamaño del Grano en Secciones Delgadas – Análisis de la Imagen 7.3.6.1

Principio

La medición del tamaño del grano a partir de arenas no consolidadas o consolidadas se puede efectuar utilizando procedimientos automatizados o semiautomatizados de análisis de imagen. La información que se consigna en este caso se refiere al cálculo del tamaño del grano en arenas no consolidadas. 7.3.6.2

Equipo e Reactivos

Se recomienda el siguiente equipo: a. Analizador de imágenes b. Microscopio petrográfico con fuente de luz c. Equipo para la preparación de secciones delgadas d. Láminas de vidrio e. Resina epóxica coloreada. 7.3.6.3 Procedimiento (Arenas No Consolidadas) Se dispersan los granos de arena sobre la lámina de vidrio de tal manera que pocos se toquen entre sí. El área de proyección o diámetro de cada grano se puede hallar utilizando un aparato de análisis de imagen que consta de una cámara de vídeo adherida a un microscopio (Mazullo y Kennedy, 1985). Los granos se

Ventajas

Las ventajas que se tienen con este método son: a. La obtención de los primeros datos se hace de una manera relativamente rápida y los datos se almacenan en formato digital. b. Se pueden analizar muestras muy pequeñas 7.3.6.7

Limitaciones

Las limitaciones que tiene este método son: a. Se debe tener cuidado en que los granos sean representativos. Es por lo tanto necesario que la separación de la muestra y la selección de los granos se realice de manera muy cuidadosa. b. La adquisición del sistema de análisis de imagen junto con el software respectivo y la cámara de vídeo puede ser más costoso que la técnica visual.

7.3.6.8

Cálculos

Los datos deben convertirse a frecuencia de volumen. Esto se efectúa de la siguiente manera: (a) definiendo el número de intervalos de clase basado en el diámetro del grano. (b) elevando al cubo el radio de todos los granos en cada intervalo y agregando los volúmenes dentro de cada intervalo. (c) sumando todos los volúmenes de los intervalos para de esta manera obtener el volumen total. La fracción de volumen en cada intervalo se calcula dividiendo por este total. 7.3.6.9

Exactitud y Precisión

Se ha demostrado que los datos son precisos y que se desvían ligeramente de los datos del tamiz (la diferencia se debe al hecho de que los tamices son selectivos tanto para forma como para tamaño).

7.3.6.10 Calibración Debe definirse el tamaño del pixel o punto para una magnificación dada al utilizar este sistema. 7.3.7

Análisis del Tamaño de las Partículas – Ley de Stokes

7.3.7.1

Principio

Se introduce una muestra representativa dentro de una columna líquida y se determinan las velocidades de sedimentación de la partículas monitoreando el incremento de peso que sufre la bandeja que se encuentra suspendida en la columna. Se calcula el diámetro de la sedimentación de las partículas (el diámetro de una esfera de igual densidad que tiene una velocidad igual de sedimentación) utilizando ya sea la Ley de Stoker, una forma modificada de la misma o la Fórmula de Gibbs (Gibbs et al 1971). Los datos se reportan de la misma manera que los datos de un tamiz estándar. 7.3.7.2

Equipo

El equipo que se recomienda en este caso es el siguiente: a. Mortero y mango de punta suave b. Cepillo de cerdas suaves c. Balanza de cargue inferior (de 0.001 gramos) o transductor de resistencia d. Columna de decantación y hardware relacionado. e. Horno para secar

7.3.7.3

Procedimiento

La preparación de la muestra debe seguir el protocolo que se ha resumido en la sección 7.3.1. Se pesan la muestra de manera muy precisa (hasta 0.001 gramos) y se introduce en la columna de decantación. Las partículas empiezan a caer a través del líquido en proporción a su tamaño, forma y densidad. Las partículas se acumulan en la bandeja que se encuentra suspendida en una balanza de precisión o un transductor de resistencia, la cual se ubica a una distancia conocida tomando como punto de referencia la parte superior de la columna. Se toman los datos de peso y de tiempo y se registran en un computador y se procede a calcular las velocidades de sedimentación. La duración del test varía desde varios minutos hasta 20 minutos y está relacionado con el tipo de equipo / Equipo y con el tamaño de las partículas. Se utiliza una forma modificada de la Ley de Stoke o la Fórmula de Gibbs para calcular los diámetros de sedimentación. Si no se recupera toda la muestra al final del test, la diferencia se clasifica como más fina que el diámetro equivalente de sedimentación en la última medición.

7.3.7.4

Precauciones

Las precauciones que deben tenerse en este método son: a. Consulte la sección 7.3.1.4, puntos a, b y c. b. La columna de sedimentación debe estar limpia (la densidad del fluido debe ser constante y la medición de las partículas suspendidas al efectuar otra medición debe darnos una cantidad despreciable). c. Las partículas deben estar uniformemente dispersas apenas se introduzcan en la columna y deben estar desfloculadas. d. Puesto que la cantidad de muestra es muy pequeña, se debe tener especial cuidado en el pesaje de la misma. e. Se deben eliminar las corrientes de convección.

7.3.7.5

Cálculos

Se utiliza la Ley de Stoke, una forma modificada de la misma o la Fórmula de Gibbs para calcular el radio de los granos a partir de los datos de velocidad de sedimentación. La Ley de Stoke: V = 2gr2 (ρg - ρƒ ) / 9µ (5) La Fórmula de Gibbs: V = - 3µ + √ 9µ2+ gr2 ρƒ (ρg - ρƒ ) (0.015476+ 0.19841r) / ρƒ ( 0.011607+014881r) Donde: V = Velocidad de sedimentación, en cm / seg. g =aceleración de la gravedad, en cm / seg2 r = Radio del grano, en cm ρg = Densidad del grano, en g / cc ρƒ = Densidad del Fluido, en g /cc µ = Viscosidad del fluido, en poise.

7.3.7.6

Ventajas

Las ventajas de este método son las siguientes: a. Es un test rápido (hasta 20 minutos) b. El equipo no es costoso c. El rango de medición es relativamente amplio (a través de un tamiz 500, estándar US). 7.3.7.7

Exactitud y Precisión

No hay información disponible al respecto 7.3.7.8

Calibración

El procedimiento de calibración para este caso se describe en la publicación de Gibbs et al 1971. 7.4

GRAVEDAD DEL PETROLEO

Es necesario conocer la gravedad específica del petróleo para poder convertir el peso del petróleo en volumen dentro del método de destilación –

extracción que determina la saturación de fluidos (ver la sección 4.3). La gravedad del petróleo puede determinarse por medio del método de la gota de petróleo, por el método del índice refractivo, utilizando un método gravimétrico, el densitómetro digital o un método de resonancia magnética nuclear. 7.4.1

Método de la Gota de Petróleo

Ventajas No se necesita un equipo demasiado elaborado o complejo. Limitaciones No se dispone en el momento de información suficiente al respecto.

Principio

Exactitud y Precisión

Este método consiste en suspender una gota de petróleo en un medio líquido cuya gravedad se puede medir con un hidrómetro o con una balanza para gravedad específica.

No se dispone en el momento de información suficiente al respecto.

7.4.1 Método del Indice de Refracción 7.4.1.2

Equipo

El Equipo que se utiliza en este método es el siguiente: a. b.

Cilindro de vidrio o de plástico transparente Hidrómetro API o balanza para gravedad específica

Procedimiento Se coloca una gota de petróleo que ha sido recuperada de la muestra durante la prueba de saturación de fluido en un cilindro de vidrio o plástico que contiene una solución de alcohol metílico y agua. Posteriormente se ajusta la gravedad de esta solución añadiendo alcohol o agua hasta que la gota de aceita permanezca suspendida, es decir, que cuando después de agitar la solución, la gota no se va al fondo ni sube. La gravedad de la solución se mide entonces con la ayuda de un hidrómetro API o una balanza para gravedad específica. El procedimiento correcto para medir la gravedad utilizando un hidrómetro se encuentra en la norma ASTM D 287-55 Método para hallar la Gravedad API del Petróleo. La gravedad que se observe a temperatura ambiente se corrige a temperatura 60 grados Fahrenheit y se convierte en gravedad específica utilizando las tablas 5 y 3 respectivamente que se encuentran en la publicación ASTM- IP Tablas de medición de petróleo. (Edición Norteamericana). La balanza para medir gravedad específica permite realizar una lectura directa de la gravedad. Una tabla simple que ayude en la conversión de unidades de gravedad en líquidos y densidad puede ser de gran utilidad en este caso. Precauciones Las precauciones que deben tenerse con este método son: a.

b.

Se deben retirar todas las burbujas que se encuentren adheridas a la superficie de la gota antes de ajustar la gravedad en la solución de alcohol y agua. La solución debe agitarse después de agregar alcohol o agua para de esta manera garantizar que la solución es uniforme y una detección efectiva de la gravedad.

7.4.2.1

Principio

El método del índice de refracción para determinar la gravedad API se utiliza generalmente para determinar la gravedad del petróleo. Este petróleo se recupera de las muestras mientras se efectúa la sumatoria de la prueba de fluidos de saturación. Esta técnica también se utiliza para determinar la gravedad API de un tanque de petróleo, prueba de formación, prueba de perforación etc. Y en los casos en que se disponga de muy poca cantidad de petróleo. Se necesitan unas muestras de petróleo de gravedad API conocidas pues es la base para el rango donde se van a ubicar el petróleo sometido al test. Se miden los índices de refracción del petróleo antes y después del procedimiento de sumatoria de fluidos. Se plotea el índice de refracción versus la gravedad dl petróleo. La gravedad del petróleo se determina o calcula utilizando una regresión lineal simple. 7.4.2.2

Equipo

El equipo que se necesita en este caso es: a. b. c. d. 7.4.2.3

Hidrómetros API Material de vidrio variado Pipeta de vidrio Refractometro (rango del índice de refracción 1.30-1.90) Procedimiento

La gravedad API de una muestra de petróleo se determina con el hidrómetro API utilizando la norma ASTM D287-55: Método para hallar la gravedad API del Petróleo o utilizando una balanza para gravedad específica. Con la ayuda de una pipeta de vidrio se toma una muestra de petróleo del tanque y se coloca en el Refractómetro. Se determina el índice de refracción de la muestra. La muestra se somete entonces a una fase de análisis de la sumatoria de fluidos (retorta) (ver sección 4.2 Método de retorta para Determinación de Saturación con Fluidos, análisis de muestras convencionales y laterales). Se determina el índice de refracción del petróleo recuperado. Se plotea el índice de refracción antes y después de la retorta versus la gravedad API. Se determinan las gravedades API de manera gráfica o se calculan matemáticamente. 7.4.1.4

Precauciones

Las precauciones en este método son las siguientes: a. b. c. d. e.

La operación del Refractómetro debe verificarse midiendo el índice de refracción de un líquido conocido. El prisma del Refractómetro y la placa de vidrio del ocular deben estar completamente limpias. El prisma del Refractómetro debe colocarse y asegurarse contra el ocular cuando se efectúen las mediciones. Antes de efectuar las mediciones, se debe retirar todo el material contaminante acuosos y sólidos. El petróleo crudo debe tener un color claro y se debe utilizar un Refractómetro de película delgada.

7.4.1.5

Cálculos

Se puede hacer una regresión lineal simple de las gravedades y de los índices de refracción. Para calcular la gravedad API se utilizan la pendiente, el índice de refracción y el intercepto. 7.4.1.6

Ventajas

Las ventajas que tiene este método son: a. b. c.

La técnica es sencilla y rápida y los datos obtenidos tienen buena precisión . No se necesita de un equipo complejo La prueba requiere de muy poca cantidad de muestra (0.03 cc).

7.4.1.7

Exactitud y Precisión

La gravedad que se determine con este método debe estar ± 1 grado API con respecto a la gravedad determinada con el ASTM D287-55, si se efectúan las calibraciones adecuadas y se toman las medidas de precaución necesarias. 7.4.2 Método Gravimétrico (Método del Micro – Picnómetro) 7.3.4.1

Principio

La densidad del petróleo se determina utilizando un picnómetro pequeño y se calcula entonces la gravedad API. 7.4.3.2

Equipo

El equipo que se necesita en este método es: a. b.

7.4.3.3

Balanza (que mida 0.001 gramos) Picnómetros calibrados – los picnómetros pueden estar hechos de vidrio delgado en forma de U. Se pueden preparar varios tamaños de muestra cambiando la longitud o el diámetro interno del tubo. Los volúmenes deben calibrarse con un líquido de densidad conocida, con el picnómetro completamente llenos o llenos hasta la línea de referencia (se puede utilizar agua destilada libre de gas). Procedimiento

Se pesa un picnómetro seco y limpio. Una porción del petróleo que se va a analizar se coloca en el picnómetro.

Es preferible utilizar la cantidad más grande de la muestra para la determinación de la gravedad. Se pesa nuevamente el picnómetro y se calcula el peso del petróleo y se divide por el volumen capilar para determinar la densidad. La gravedad específica se calcula dividiendo la densidad del petróleo por la densidad del agua a temperatura ambiente. Se calcula la gravedad API. 7.4.2.4

Precauciones

El peso del picnómetro debe minimizarse con respecto al peso del petróleo. De esta manera se reduce el error a medida que la diferencia de peso se hace más precisa. 7.4.2.5

Cálculos

En este método se realizan los siguientes cálculos: Densidad del Petróleo = Peso Picnómetro cargado (gr.) – Peso inicial Picnómetro / Volumen Picnómetro Gravedad específica = Densidad del petróleo (g / cc) / Densidad del Agua (g/cc) Gravedad API (deg) = (141.5 / Gravedad específica) – 131.5 7.4.2.6

Ventajas

Las ventajas que tiene este método son: a. b.

Se pueden obtener datos precisos si el picnómetro se calibra de manera apropiada. La determinación es rápida.

7.4.4.

Método del Densitómetro Digital

7.4.4.1

Principio

El principio para la medición utilizando el densitómetro digital se basa en el cambio de la frecuencia natural de un oscilador hueco cuando se encuentra lleno de un fluido. El cambio en la frecuencia del oscilador está relacionado con el cambio de masa del oscilador que ocurre después de colocar la muestra y, por lo tanto, está también relacionada con la densidad de la muestra. 7.4.4.2

Equipo

Se necesita un densitómetro digital. 7.4.4.3

Procedimiento

Se determinan las constantes de calibración del Equipo midiendo las frecuencias del oscilador cuando tiene aire y cuando tiene agua destilada. Se inyecta la muestra en el oscilador y se determina la frecuencia. La gravedad API se calcula de acuerdo a lo indicado en la sección 7.4.3.5. 7.4.4.4

Ventajas

La técnica es rápida y precisa. 7.4.4.5

Limitaciones

Se necesitan cantidades relativamente altas de petróleo (1-2 cc).

b. 7.4.3 Método de la Resonancia Nuclear (NMR) 7.4.5.1

Magnética

Principio

El método de la NMR para determinar la viscosidad del petróleo crudo se basa en la relación de Stoke que existe entre la viscosidad y la difusión molecular rotacional y translacional que ocasiona la relajación del giro NMR. Se puede utilizar ya sea 1H o 13C NMR. La principal ventaja de este método es que puede aplicarse a una gran cantidad de petróleo crudo y a emulsiones de petróleo crudo y agua, al petróleo que esta dentro de los tapones de muestra o en la muestra total o al petróleo que se encuentra disuelto en solventes.

7.4.5.2

Procedimiento

El tiempo de relajación de la rejilla 1H o 13C (T1) se mide con una secuencia de recuperación inversa o de saturación. La viscosidad y la gravedad API se miden a partir de correlaciones que ya están publicadas en reportes. Se prefiere utilizar el 13C NMR para el análisis del petróleo dentro de las muestras puesto que no se necesita la separación por cambio químico entre las fases del petróleo y el agua. La aplicación de un campo magnético amplio y de pulso constante hace posible que se hagan mediciones directas de difusión translacional de 1H NMR en líquidos. La secuencia de pulso es generalmente un eco que produce una vuelta de 90o – T – 180o, aplicándose un gradiente de pulso en el campo magnético después de los pulsos RF de 90o y de 180o. La difusión en el gradiente de campo aplicado ocasiona una pérdida irreversible en la amplitud del eco debido a que únicamente aquellos núcleos que no se difunden a una región donde hay un campo magnético diferente son los que se van a enfocar nuevamente. El tiempo entre pulsos (T) se mantiene muy corto (aproximadamente un milisegundo) para evitar que se presente una difusión restringida en las paredes del poro. Las señales de agua y petróleo se separan ya sea por medio de espectroscopía para cambios químicos o agregando Mn ADTA al agua para eliminar las señales respectivas. El coeficiente de difusión del petróleo se relacionan con la viscosidad por medio de la Ley de Stoke y la gravedad API se calcula a partir de reportes que ya están publicados entre la viscosidad y la gravedad API. 7.4.5.4

e. Se necesita muy poca cantidad de petróleo para la NMR 1 H (< 0.1 cc). 7.4.5.5

La técnica es rápida, no invasiva y puede automatizarse

Limitaciones

Las limitaciones que tiene este método son: a. b.

7.5

El espectrómetro NMR es costoso. Se puede aplicar el método T1 para las muestras de petróleo que tengan hasta 1000 cp (aproximadamente 15 grados de API) debido al aplanamiento del T1 versus la correlación de la viscosidad. Esta limitación no se aplica a las mediciones de difusión con NMR, las cuales se limitan únicamente al nivel de fuerza del gradiente de campo aplicado. CARACTERIZACION DEL PETROLEO

7.5.1 Caracterización del Petróleo (Método Cromatográfico / Vaporización de Hidrocarburos) Los hidrocarburos residuales que se quedan en los cortes del taladro y en las muestras se pueden analizar para cuantificar el volumen de hidrocarburo presente y las características de composición del petróleo. Estos datos se pueden interpretar para de esta manera obtener información que es útil en las siguientes áreas: a.

b.

c.

Ventajas

Las ventajas que tiene este método son: a.

d.

Equipo

El equipo es un espectrómetro NMR de transformación de Fourier con capacidad para cambios químicos 1H o 13 C. Para las mediciones de la difusión, se necesita una sonda NMR de gradiente de pulso, teniendo en cuenta que los gradientes deben estar por encima de los 100 gauss / cm.

7.4.5.3

c.

La técnica se aplica al petróleo ya sea que se encuentre en grandes cantidades, en muestras o en extractos líquidos. Se requiere una preparación mínima de la muestra Las mediciones se pueden hacer en emulsiones de petróleo / agua

d.

Procesos de Alteración – La calidad del crudo está determinada por uno o más procesos de alteración que afectan el petróleo durante el su acumulación en el reservorio. Los cambios resultantes de los procesos de alteración se reflejan en la composición del hidrocarburo residual que se encuentra en los espacios o poros de la roca. Tipo de Producción de Hidrocarburos – La composición del hidrocarburo residual en la matriz de la roca ubicada en la superficie refleja la composición original del reservorio menos los componentes que se han escapado durante el proceso de depleción ocasionada por la presión. La distribución de los componentes intermedios y más pesados se puede utilizar para predecir el tipo de producción de hidrocarburos (no productiva, gas, condensado o petróleo). Cambios en las características de la roca (Permeabilidad) - El escape de los componentes durante la depleción causada por la presión se encuentra limitado por el tamaño molecular y por la volatilidad del hidrocarburo, aunque no se descarta que está influida en gran medida por la permeabilidad. El contraste composicional puede relacionarse con la permeabilidad y la variación de la misma. Contaminación (Fluidos de perforación y/o aditivos) – Los fluidos de perforación y/o los aditivos se pueden analizar utilizando el mismo procedimiento que el utilizado en las muestras

e. 7.5.1.1

de roca. Se puede utilizar el contraste composicional y las técnicas relacionadas con la proporción de hidrocarburos para distinguir entre hidrocarburos nativos y contaminantes que entran en la perforación. En la correlación de petróleo producido con respecto a los cortes o muestras. Principio

Este método involucra la vaporización de los hidrocarburos residuales en los cortes de perforación o en las muestras directamente en una columna de cromatografía. Los componentes separados por la columna se detectan utilizando un detector de ionización de llama (FID). Los resultados nos permitirán encontrar los picos y las áreas.

7.5.1.2

b. c.

d. e.

Las muestras más grandes pueden aumentar el nivel de repetibilidad pero al mismo tiempo pueden restringir la resolución del pico. La alta saturación de agua ligada puede ocasionar una supresión de la respuesta del detector, particularmente en los componentes más livianos. Se necesita exactitud en los pesos (± 0.001 gramos) Se debe tener cuidado para evitar el calentamiento durante el proceso de secado de la muestra y de esta manera evitar pérdidas de los componentes más livianos.

7.5.1.5

Cálculos

7.5.1.5.1

Cuantificación del volumen Hidrocarburo residual:

de

Area total normalizada (Ant) = Area total (At)

Equipo

El equipo recomendado en este caso es el siguiente: a.

b. c. d. e. 7.5.1.3

Procedimiento

Se selecciona una muestra representativa (0.01 a 1 gramo) y se coloca en un bote especial para la muestra que el cual se ha tarado (los cortes deben lavarse con agua para retirar el fluido producto de la perforación y se seca al aire entre dos y cuatro horas antes de colocarse en el bote). La cantidad de la muestra utilizada depende de la saturación del petróleo, la capacidad del detector y las limitaciones que tenga la columna. Se pesa el bote con la muestra y se coloca en la celda de vaporización. Se considera que la grasa o aceita que sale de la piel humana es un contaminante y por lo tanto se debe tener cuidado y evitar en lo posible manipular la muestra directamente. Se vaporizan los hidrocarburos a una temperatura tal que no se induzca el cracking, teniendo en cuenta que temperaturas superiores a 320 grados centígrados van a ocasionar el cracking de moléculas grandes. El gas resultante se pasa directamente a la columna sin separarlo. Se puede aumentar el nivel de resolución incrementando la temperatura de la columna en una proporción programada. El producto del detector de ionización de llama se puede convertir en milivoltios (altura) y en milivoltios x segundos (área). Se identifican los picos específicos de acuerdo al tiempo de retención.

7.5.1.4

Precauciones

Las precauciones que se deben tener en este método son: a.

P es o de la mu est ra (gr am os)

Cromatógrafo – el cromatógrafo debe contener una columna capilar grande (ID 0.5 milímetros) que tiene una fase estacionaria que es adecuada para la separación y un detector de ionización de llama. Celda de vaporización (nivel bajo de volumen muerto, control exacto de la temperatura y distribución uniforme de temperatura). Bote para la muestra (tubo de cuarzo) Integrador Balanza (0.001 gramos).

La muestra debe ser representativa

7.5.1.5.2

Procesos de Alteración – Los índices pueden tabularse para diferenciar cambios en la composición.

A continuación se relacionan varios índices que se utilizan generalmente para determinar el tipo, el origen y los procesos de alteración:

a. b.

n – C15 + (%) = > area n – C15 x 10 At n – alcano (%) = n – c área componentes x 100 At

c.

Proporción n-C17 + n-C18 con respecto al pristano + fitano = (Altura n-C17 + altura n-C18) / (Altura del pristano + altura del fitano)

d.

Proporción pristano / fitano = Altura del pristano Altura del fitano

e.

Indice de Preferencia del Carbono = [Σalturas impares n –C17-C31] / [Σalturas pares n –C16-C30] + [Σalturas impares n –C17-C31] / [Σalturas pares n –C18-C32]

7.5.1.5.3

Tipo de Producción de Hidrocarburo

El porcentaje de area dentro de cada grupo (liviano, intermedio y pesado) de carbono se calcula de la siguiente manera:

a.

% de los componentes livianos = < Area C8 x 100 A t

b.

% de componentes intermedios = < Area C13 x 100 A t

c.

b.

c.

% de componentes pesados = < Area C8 x 100 A t

La predicción de la producción de hidrocarburos se puede basar en las siguientes normas: a. No – hidrocarburo Productivo – porcentaje relativamente alto de componentes livianos, area total relativamente baja. b. Productivo de Gas – Porcentaje relativamente alto de componentes más livianos con porcentajes bajos de componentes intermedios. Area total relativamente alta. c. Productivo de Petróleo – Porcentaje relativamente alto de componentes intermedios y pesados. Area total grande. 7.5.1.6

Ventajas

Las ventajas que tiene este método son: a. b. c.

Se pueden utilizar muestras extremadamente pequeñas (0.01 – 1.0 gramos) No se necesita extracción del solvente y partición de la muestra Se puede monitorear de manera simultánea la composición del petróleo y el contenido de hidrocarburos residuales.

7.5.1.7

Limitaciones

7.6

Precisión

Si se hacen pesos exactos de la muestras y se lleva un control cuidadoso de las condiciones de operación, se producirán volúmenes reproducibles en un 3%. La reproducibilidad de la distribución de los componentes depende del mantenimiento de las condiciones operativas y de la condición de la columna. Esto puede verificarse corriendo nuevamente la prueba. 7.5.1.9

Calibración

La calibración del equipo es muy importante para obtener resultados consistentes. Las siguientes áreas se consideran críticas: a.

Identificación de los componentes – La identificación de los picos individuales se basa en parte en el tiempo de retención. El tiempo de retención depende de la tasa de flujo del gas transportador, de la temperatura de la columna y de las condiciones de la fase estacionaria de la columna. Se debe calibrar el flujo del gas transportador y el sistema en general debe revisarse de manera rutinaria para evitar las goteras. Se pueden medir los tiempos de retención para los picos específicos. La

SOLUBILIDAD ACIDA

7.6.1 Principio Las pruebas de solubilidad ácida efectuadas en cortes o muestras se utilizan para evaluar el HCl y/o la reactividad del lodo ácido con la roca del reservorio (HCl / HF). Estos datos se utilizan para evaluar el éxito potencial de la estimulación ácida, retiro del daño cerca al pozo, para evaluar la sensibilidad del daño de la formación, para determinar la proporción de calcita / dolomita en los carbonatos y para determinar el contenido de cuarzo en los carbonatos. Los procedimientos de la prueba se pueden adaptar para determinar los volúmenes ácidos que se necesitan para el tratamiento a nivel de campo y para determinar los coeficientes de respuesta al ácido. El test de solubilidad ácida es una prueba gravimétrica que se ejecuta para determinar la sensibilidad que tiene la formación al ácido. Se coloca una masa conocida de muestra seca en exceso de ácido durante un período de tiempo específico. Posteriormente la muestra se seca y se vuelve a pesar. La diferencia en peso se utiliza para determinar el porcentaje de material soluble en ácido. 7.6.2 Equipo y Materiales

El agua ligada puede suprimir la respuesta del detector, particularmente de los componentes más livianos. 7.5.1.8

muestra se puede inyectar con componentes específicos que ayudan en la calibración como es el caso de alcanos normales. Calibración de la Respuesta del detector – Se debe utilizar un estándar para revisar la resolución del pico y el ruido del sistema. Las áreas relativas deben ser consistentes. Es típico encontrar una desviación estándar del 23%. Reproducibilidad – La reproducibilidad puede evaluarse haciendo pruebas repetidas sobre la misma muestra. Los índices específicos que se utilizan deben revisarse junto con el área total normalizada por el peso.

El equipo que se utiliza para la determinación de la solubilidad ácida incluye: a. b. c.

d. e. f. g. h. i. j.

Balanza (0.001 gr.). Material de vidrio variado para solubilidad de HCl (vasos de precipitado, embudos, cilindros graduados etc.). Vasos de precipitado de polietileno o polipropileno, embudos, cilindros graduados etc. del mismo material para determinar la solubilidad del lodo ácido. Mortero y mango Tamiz US de pantalla 80 Horno para secar Papel de filtro resistente al ácido HCl, 15% en peso. Lodo ácido (HCl 12% en peso – HF 3% en peso) Equipo de seguridad industrial apropiado (máscara, delantal etc. ).

7.6.3 Procedimiento

(Solubilidad contenido de calcita)

en

HCl

;

Se saca una muestra representativa y se le retiran los hidrocarburos. Se procede a secar la muestra hasta que se alcance un peso contante garantizándose de esta manera la remoción de solvente y de agua. La muestra

se desagrega de manera suficiente para producir varios gramos de material más fino que el tamiz 80. Se pesa aproximadamente un (1) gramo de muestra y se coloca en 150 cc de HCl 15% por un tiempo mínimo de 60 minutos y un máximo de 65 minutos sin revolverla. Se prepara el equipo de filtración y se pesa el papel de filtro. La muestra ácido / muestra se filtra y se enjuaga con agua desionizada. La muestra restante se seca y se pesa. La diferencia en peso se utiliza para calcular el porcentaje de material soluble en ácido.

7.6.4. Procedimiento (Solubilidad en Contenido de Calcita + Dolomita).

HCl

;

La dolomita es soluble en HCl a 80 grados centígrados. Aplicando el procedimiento descrito en la sección 7.6.3 y a esta temperatura se obtiene el valor considerado como el valor total de carbonato (calcita + dolomita).

% de Dolomita = % Contenido Total de Carbonato - % contenido de calcita Contenido Total Soluble en Acido (Lodo Acido): % Soluble en Acido = Peso Inicial de muestra – Peso final de la muestra x 100 Peso Inicial de la muestra 7.6.8 Ventajas La técnica no tiene complicación alguna y el equipo para realizarla es simple.

7.6.9 Limitaciones Las limitaciones que tiene este método son: a.

7.6.5 Procedimiento (Solubilidad en Lodo Acido – Contenido Total de Material Soluble en Acido) Los carbonatos y el material silíceo como por ejemplo los feldespatos y las arcillas se disuelven en una mezcla de HCl y HF. Esta mezcla se denomina lodo ácido. Aunque se utilizan varias concentraciones, se recomienda la mezcla de 12% en peso de HCl y 3% en peso de HF. Se aplica el procedimiento ya descrito utilizando un Equipo que tolere el HF y el resultado será la solubilidad ácida total (es decir, carbonatos, feldespatos, óxidos de hierro, arcillas etc. ).

b.

El procedimiento es indicativo de la reactividad máxima de la roca puesto que la muestra se encuentra desagregada y el test se realiza en exceso de ácido. La siderita es soluble en HCl a temperatura ambiente y por lo tanto puede ocasionar distorsiones en el cálculo del contenido de calcita.

7.6.10

Exactitud y Precisión

No se cuenta con información al respecto.

7.6.11

Calibración

7.6.6 Precauciones La balanza debe estar calibrada. Es un procedimiento gravimétrico y por lo tanto requiere que los procedimientos se sigan de manera estricta y con una buena técnica de laboratorio para de esta manera garantizar la reproducibilidad. PRECAUCION. Se deben emplear todas las precauciones necesarias en el manejo de ácidos en los procedimientos contenidos en las secciones 7.6.3, 7.6.4 y 7.6.5.

7.6.7 Cálculos A continuación se detallan los cálculos utilizados en este método: Contenido de Calcita (HCl, Temperatura ambiente) % Soluble en Acido = Peso Inicial muestra – Peso final de muestra x 100 Peso Inicial de la muestra Contenido Total de Carbonato (HCl, 80 grados centígrados) % Soluble en Acido = Peso Inicial de muestra – Peso final de la muestra x 100 Peso Inicial de la muestra

7.7 DETERMINACION DE LA SALINIDAD DEL AGUA PRESENTE EN LA MUESTRA Es aconsejable realizar una determinación del agua presente en la muestra debido a que esto podría ser de gran ayuda en la interpretación de los datos que resulten del análisis practicado a la muestra y en la evaluación de los registros eléctricos. La salinidad, también denominada sólidos disueltos totales (TDS) se define como la suma de todos los materiales disueltos en términos de miligramos de sal por kilogramo de solución (mg/kg.), lo cual es equivalente a parte por millón (ppm). La salinidad se calcula a partir de la cantidad de ion cloro presente en el agua de la muestra y se expresa como la cantidad equivalente de cloruro de sodio. No obstante, si se calcula la salinidad a partir de mediciones de resistividad, ésta se representa como el equivalente de NaCl en todos los iones solubles (electrolitos). Las mediciones que se hagan de la salinidad del agua se basan en la suposición de que todos los iones químicos y los gases presentes en la muestra a nivel de reservorio son los mismos presentes en la muestra a condiciones de medio ambiente. Es posible que esto no pueda aplicarse a la salmuera con concentraciones iónicas cercanas a los límites de la solubilidad, es decir, soluble a temperatura y presión del reservorio pero insoluble a condiciones ambientales.

Durante la operación de muestreo, el filtrado del fluido (lodo) puede invadir la muestra o núcleo y diluir la formación de formación de agua. Por lo tanto se deben tener en cuanta las siguientes precauciones: el material de la muestra debe obtenerse utilizando una técnica poco invasiva, el fluido del a muestra debe tener bajas pérdidas de fluido API, las muestras del núcleo destinadas al análisis deben obtenerse en el sitio del pozo, justo después de las superficies del núcleo. Los tapones que se destinen a análisis de la salinidad del agua deben ser los ubicados en el centro de la muestra, lo más lejos posible del perímetro donde se presenta la más alta filtración de fluido. Con el fin de evitar la evaporación de agua a partir del material, el tapón o la muestra deben sellarse justo después de haber sido retiradas (ver sección 2.5). No se recomienda como técnica alterna a la recolección de la muestra en el sitio del pozo, el congelar toda la muestra una vez se ha retirado del barril para evitar migraciones (trazas) y saturación contra corriente. El frente de salinidad se desarrolla a medida que la muestra se congela, concentrándose la sal por delante de la línea de congelamiento. Si se conoce la salinidad del agua de formación y del filtrado, el grado de lavado que experimenta el fluido de la muestra se puede calcular por medio de la salinidad del agua presente en la muestra (aunque puede afectarse por distribuciones no uniformes). Aun si se desconoce la salinidad del agua de formación, el grado de lavado se puede calcular si el fluido de la muestra contiene un químico que pueda ser rastreado como por ejemplo el agua tritiada, bromuro o yoduro que se asumen bajos en el agua de formación. Si el fluido de la muestra contiene altas concentraciones de potasio, debido a que el cloruro de potasio es la fuente principal de la salinidad, se puede rastrear el ion potasio. En el agua de formación, la proporción de sodio : potasio es mayor que uno (1). Un análisis catiónico (de sodio y de potasio) del agua de la muestra nos proporciona un método para poder determinar se la muestra se encuentra relativamente libre de fluido. Si se rastrea el potasio se podrá únicamente obtener un indicativo cualitativo del grado de invasión de fluido en la muestra. Es más cuantitativo rastrear químicos como el agua tritiada, el bromuro o el yoduro. Estos aniones no se atenúan químicamente por efectos de la matriz de la roca como si puede sucederle a los aniones como el potasio. 7.7.1

Recuperación del Agua de la Muestra

Para medir la salinidad del agua presente en la muestra se debe primero separar esta agua de la muestra. Esto puede lograrse utilizando medios mecánicos, sacando el agua con lavados de fluidos no miscibles o con centrifugación. Los medios mecánicos no reportan buenos resultados cuando el agua de la muestra se encuentra cerca de un nivel de saturación en el cual no puede reducirse. Cuando no pueda sacarse salmuera utilizando medios mecánicos, las sales pueden sacarse con agua a partir de una muestra seca. La salinidad se calcula a partir de la cantidad de sal extraída y de la cantidad de agua que estaba inicialmente presente en la muestra. 7.7.1.1

Centrifugación

7.7.1.1.1 Principio

Los fluidos presentes en la muestra, incluyendo el agua de formación, pueden extraerse al centrifugar la muestra. 7.7.1.1.2 Equipos El equipo que se recomienda en este caso es: a. Centrífuga y contenedores para la muestra b. Material de vidrio variado. 7.7.1.1.3 Procedimiento La centrífuga debe ser de tal tamaño y manejarse de tal manera que se pueda generar una fuerza de por lo menos 1000 veces la fuerza de la gravedad en el centro de la muestra. El recipiente donde se va a colocar la muestra debe ser una unidad con poco aire, perforada en la parte inferior donde se ubica la cámara de recepción. Las muestras se colocan de maneras simétrica, de tal manera que correspondan al tamaño de los recipientes. Se someten luego a un proceso mínimo de centrifugación de una (1) hora o se deja toda la noche si la permeabilidad de la muestra es menos que 100 md. Se recoge la salmuera con la ayuda de un embudo separador o utilizando una pipeta. Se debe guardar esta muestra para la determinación de la salinidad. 7.7.1.1.4 Precauciones Las precauciones que deben tenerse con este método son: a. b.

La temperatura de la centrifuga debe controlarse para de esta manera reducir la pérdida potencial de agua Se debe tener cuidado en evitar la evaporación de agua en cualquiera de los pasos descritos que comienzan con la manipulación de la muestra hasta el traslado de la muestra de salmuera al contenedor y la determinación de su salinidad.

7.7.1.1.5 Ventajas Las ventajas que se observan con este método son: a. No es necesario que la muestra tenga forma cilíndrica o que esté consolidada b. La presencia de petróleo crudo en la muestra no interfiere con este procedimiento ni con la validez de los resultados.

7.7.1.1.6 Limitaciones Las limitaciones que tiene este método son: a. El tiempo necesario para la centrifugación puede prolongarse en las muestras con baja permeabilidad b. El procedimiento funciona únicamente su la muestra contiene un nivel de saturación de sal lo suficientemente alto que permita la remoción de una porción a la velocidad más alta posible. c. La fuerza centrífuga sobre la muestra puede alterar de manera irreversible la matriz de la roca, cambiando la porosidad y la

d.

permeabilidad de tal manera que la muestra no puede utilizarse en otros análisis. La salinidad del agua de la muestra que ha sido extraída puede no ser representativa de la salinidad del agua en las condiciones de presión y temperatura que se observan en el ámbito de reservorio

7.7.1.1.7 Exactitud / Precisión La precisión de la técnica de separación se encuentra limitada por la capacidad que se tenga de preservar la muestra desde el sitio del pozo hasta el laboratorio y el posterior manejo que se le haga durante los procesos de extracción para no afectar la salinidad del agua. La evaporación afecta las muestras pequeñas o las muestras que tengan saturaciones bajas de sal, Sw = < 5% aumentando su salinidad. El porcentaje de error se reduce significativamente a medida que la cantidad de volumen de agua aumenta. Si se tienen todos los cuidados necesarios, el error en la detección de salinidad será menor del 2% total. 7.7.1.2

Lavado de Fluido No Miscible

7.7.1.2.2 Principio Se puede expulsar el agua de formación utilizando un lavado de desplazamiento con material no miscible. 7.7.1.2.2 Equipo El equipo que se utiliza en este caso es: a. Recipiente para la muestra tipo Hassler o triaxial b. Bomba solvente c. Material de vidrio variado

solución al recipiente donde se analizará la salinidad.

7.7.1.2.5 Ventajas La presencia de petróleo crudo del reservorio en la muestra no interfiere con este procedimiento ni afecta la validez de los resultados. 7.7.1.2.6 Limitaciones Las limitaciones de este método incluyen las siguientes: a. Para las muestras que tengan baja permeabilidad es posible que se prolongue el tiempo de lavado. b. Este procedimiento arroja buenos resultados siempre y cuando la muestra contenga una saturación salina que se reduce por la caída de presión aplicada, es decir, la muestra proviene de zonas de transición de agua o de agua – petróleo. c. Si la presión hidrostática neta utilizada para confinar la muestra durante el proceso de lavado supera la presión neta del reservorio, la porosidad de la muestra puede sufrir compactamientos irreversibles y por lo tanto esta muestra queda inservible para ser utilizada en otros análisis d. La muestra debe tener forma cilíndrica e. Es posible que la salinidad del agua extraída no sea representativa de la salinidad presente en el reservorio donde hay otras condiciones de presión y de temperatura.

7.7.1.2.7 Exactitud – Precisión

7.7.1.2.3 Procedimiento

Consulte la sección 7.7.1.1.7

Se monta la muestra en una manga de goma tipo Hassler o Triaxial que permite que el fluido salga a través de la matriz de la muestra. Los detalles de este procedimiento se dan en la sección 3.6.4.1. Como fluido no miscible en agua se puede utilizar el aceite mineral o un solvente orgánico como el tolueno. Entre más alta sea el contraste de la viscosidad entre el fluido insoluble en agua y el agua, más probabilidades habrá de que se produzca agua de formación durante el lavado. Se separa una muestra de la solución salina producida utilizando un embudo de separación o utilizando una pipeta y tomando la muestra de la capa de solución con sal. Esta muestra debe guardarse para efectuar con ella la determinación de la salinidad.

7.7.2

Extracción Acuosa de la Sal presente en la Muestra

Se extraen las sales del agua presente en la muestra seca. 7.7.2.1

Equipo

El equipo a utilizar en este caso es: a. Mortero con mango b. Balanza c. Equipo de Desecación d. Material de vidrio variado.

7.7.1.2.4 Precauciones 7.7.2.2 Las precauciones que deben tenerse en este método son las siguientes: a. El fluido utilizado para expulsar el agua de formación debe tener una baja solubilidad en agua para que no se cambie la salinidad del agua extraída. b. Se debe tener un cuidad especial para evitar la evaporación del agua durante la manipulación de la muestra, el lavado y la transferencia de la

Procedimiento

Se selecciona una muestra de aproximadamente 50 gramos. Se debe conocer la saturación de agua. El método de elección es utilizar una porción de la muestra que ya ha sido utilizada en un test para determinar la saturación. No es tan recomendable seleccionar la muestra del material situado en un punto que se encuentra lo más cercano posible a la muestra utilizada en el test de medición de saturación.

La muestra debe estar libre de hidrocarburos. Se considera adecuado utilizar muestras que han pasado por un proceso de extracción con Tolueno Dean Stark. Se maceran las muestras en un mortero hasta lograr un tamaño de tamiz 16 y se seca en el horno hasta lograr un peso constante. Una vez se enfría en el equipo de desecación, se pesa y se transfiere a un recipiente de vidrio. Se agregan 100 ml de agua destilada y se mezcla vigorosamente durante varios minutos. La agitación se continúa de manera intermitente hasta completar un mínimo de 1 hora. La solución salina resultante se filtra o se decanta y se guarda para la determinación de salinidad. 7.7.2.3

Ventajas

Se trata de un procedimiento simple que puede realizarse con ayuda de pocos Equipos en un período corto de tiempo. 7.7.2.5

d. e.

Precauciones

Las precauciones que deben tenerse con este método son: a. Si se sospecha que la muestra contiene material arcilloso, durante la etapa de secado se debe utilizar un horno para humedad constante a una temperatura de 140 grados Fahrenheit (60 grados centígrados) y 45% de humedad para determinar el contenido de agua en la muestra. Esto se efectúa para evitar la remoción de agua ligada ya sea química o físicamente (agua que no contribuye a la salinidad). De esta manera se evita hacer sobre estimaciones de la cantidad de agua presente en la muestra, lo cual da como resultado una sub estimación de la salinidad. Puesto que el proceso de secado a humedad constante como el que se realiza en estas condiciones no deshidrata las arcillas, no se utilizará esa fracción de 100 ml de agua que se recomendaba para rehidratarlas. b. Se debe tomar medidas para evitar la evaporación del agua en todos los pasos, comenzando con el proceso de guardar la muestra y luego con su transferencia al contenedor donde se va a determinar la salinidad.

7.7.2.4

c.

Limitaciones

Las limitaciones que se detectan en este método son las siguientes: a. La presencia de hidrocarburos en la muestra interfiere con la determinación del contenido de agua en la misma. Durante el proceso de secado, se pierden los componentes más volátiles de los hidrocarburos y por lo tanto se puede sobre estimar la cantidad de agua presente. b. Si la muestra contiene minerales en forma de sulfuro, como la pirita que ha sufrido oxidación durante la manipulación, almacenamiento o extracción, se puede correr el riesgo de incurrir en una sobre estimación de las sales extraídas. La oxidación de la pirita produce sales de sulfato de hierro que son solubles en agua.

7.7.3

Si la matriz de roca in situ incluye sales solubles en su fase sólida (que están en un equilibrio de solubilidad con respecto a la formación de la solución salina), como por ejemplo el caso de la Anhidrita o del cloruro de sodio, durante la fase de secado y extracción estas sales pueden también extraerse debido a que existe una proporción alta agua : roca, lo cual nos puede producir una exagerada salinidad del agua en la muestra. La muestra se destruye. Es posible que la salinidad calculada del agua presente en la muestra no sea representativa con respecto a la presión del reservorio y a las condiciones de temperatura existentes allí.

Determinación de la Salinidad del Agua presente en la Muestra

La salinidad del agua se determina utilizando (a) determinación química del ión cloruro; (b) el índice de refracción o (c) medición de la resistividad. La salinidad se expresa como parte de cloruro de sodio por millón de agua (aunque otras sales estén presentes), lo cual equivale a miligramos de cloruro de sodio por kilogramo de solución (cloruro de sodio y agua). Existen otras técnicas analíticas para medir el contenido de sal del agua. Estas técnicas incluyen la cromatografía de iones, la absorción atómica y la espectroscopía de plasma apareado. La combinación de estos métodos puede determinar de manera precisa la composición aniónica y catiónica del agua presente en la muestra aunque se debe considerar que el equipo que se utiliza es mucho más costoso que el que se describe para los procedimientos en 7.7.3.1, 7.7.3.2 y 7.7.3.3. 7.7.3.1

Determinación Química del Ion Cloruro

La concentración de cloruro se mide en la solución salina no diluida que sale de la muestra o a partir el filtrado que se obtiene por la separación de la muestra fraccionada y el agua utilizada en el proceso de lavado. La salinidad del agua se expresa en forma de partes por millón de cloruro de sodio en el agua de la muestra (mg/kg.). 7.7.3.1.1 Equipos y Procedimiento Los aparatos a utilizar, los reactivos y el procedimiento se describen en detalle en la forma API RP 45 Prácticas Recomendadas para el Análisis de Aguas en los Pozos de Petróleo y también en la publicación ASTM D512-89 Métodos Estándar para Determinar el Ion Cloruro en Agua. De los cuatro métodos ASTM que se relacionan, el método A (Titriado Mercurimetrico), el Método B (Titriado con Nitrato de Plata), el Método C (Colorimétrico) y el Método D (Electrodo selectivo a ciertos iones), se recomienda utilizar el Método B. Los cálculos que se describen en esta publicación dará la salinidad en términos de iones cloruro en lugar de cloruro de sodio. Para calcular el cloruro de sodio, consulte la sección 7.7.3.1.3. 7.7.3.1.2 Precauciones Las precauciones que deben tenerse son las siguientes:

a. b.

La solución salina debe diluirse para ubicarla dentro del rango óptimo que necesitan los procesos de tritiado y los equipos. Realice determinaciones de cloruro en blancos para corregir cualquier cloruro que se encuentre en el material de vidrio y en agua que se utilicen durante la prueba.

7.7.3.1.3 Cálculos Se utilizan los siguientes cálculos: a. La salinidad del agua presente en la muestra una vez extraída puede calcularse de manera directa. La normalidad de la solución salina que se mide con el tritiado con cloro puede convertirse a un valor de concentración de cloruro de sodio en mg/kg. de la siguiente manera:

Conc. De NaCl (mg/kg.) = 1000 x N1 x MWNaCl / Dw Donde : N1 = V2 x N2 / V1 N1 = Normalidad de la solución salina tritiada, en meq/ml V1 = Volumen de la solución salina tritiada, en ml N2 = Normalidad del reactivo cloruro (por ejemplo Nitrato de plata), en meq/ml V2 = Volumen del reactivo cloruro al final del proceso de tritiado, en ml Dw = Densidad del agua en la muestra, en g/ml MWNaCl = Peso equivalente del NaCl = 58.5 g/equ b. Cuando no pueda sacarse el agua de la muestra y las sales se extraen con agua, la salinidad del agua presente originalmente en la muestra se puede calcular yendo hacia atrás en el proceso. La salinidad determinada por el método químico se convierte en miligramos totales de cloruro de sodio que sale de la muestra. Este número representa la sal total en el agua presente en la muestra. Los datos referentes a la sal total en miligramos y al peso del volumen del agua de la muestra que se obtiene con las pruebas de saturación se utilizan para calcular la concentración de sal en el agua de la muestra. Este valor se expresa en partes por millón de cloruro de sodio. Los miligramos de cloruro de sodio que se lixiviaron de la muestra se calculan de la siguiente manera (se parte del modo del método de Titriado con cloruro). Peso del NaCl (mg) = N1 x 58.5 x Vw Donde: N1 = V2 x N2 / V1 N1 = Normalidad de la solución salina tritiada. V1 = Volumen de la solución salina tritiada. N2 = Normalidad del reactivo cloruro (por ejemplo Nitrato de plata). V2 = Volumen del reactivo cloruro al final del proceso de tritiado, en ml Vw = Volumen del agua utilizada para lixiviar o extraer la muestra, en ml. El peso del agua presente en la muestra se puede obtener directamente por diferencia, restando el peso de la muestra antes y después del secado, si no hay

petróleo presente. El proceso de secado debe seguir las instrucciones dadas en la sección 5.3.2.2.3.6 La salinidad (mg/kg.) del agua presente se obtiene aplicando: Mg NaCl/kg. agua en muestra = mg NaCl x 1000.0 (27) g de agua en la muestra + g de NaCl Si la muestra contiene petróleo, se utiliza la siguiente fórmula que nos dan una aproximación al valor de la salinidad. La saturación del fluido y la porosidad deben determinarse utilizando ya sea esta misma muestra o una tomada de un núcleo adyacente. La cantidad de agua de la muestra se calcula de la siguiente manera: Peso del agua en la muestra, g. = Vb x θ x Sw x Dw (28)

Donde : Vb = [(W/Dg / 1 - θ)]

(29) W = Peso seco de la muestra, en g Dg = Densidad del grano, en g/cc θ = Porosidad como fracción Vb = Volumen total de la muestra, cc Sw =Saturación del agua, como fracción del volumen del poro Dw = Densidad del agua en la muestra, en g/ml Si no se ha determinado la densidad del grano, se utiliza un valor representativo para la formación que sea pertinente. La densidad del agua en la muestra se asume que es inicialmente 1.00. Una vez que se ha calculado la salinidad con la ecuación 27, el peso del agua en la muestra obtenido con la ecuación 28 se vuelve a calcular utilizando una nueva densidad que se basa en la salinidad ya calculada. Se calcula entonces una nueva salinidad utilizando la ecuación 27. 7.7.3.1.4 Ventajas Las ventajas que tiene este método son: a. Es rápido y conveniente b. La determinación de cloruro es precisa. 7.7.3.1.5 Limitaciones Las limitaciones que tiene este método son: a. El resultado se expresa en forma de cloruro de sodio. Los aniones diferentes al cloruro, como por ejemplo el sulfato y el bicarbonato no se detectan aunque estén presentes en la solución. b. Otros iones haluros como es el caso del bromuro y el yoduro se determinan como cloruros. 7.7.3.1.6 Exactitud / Precisión Al recuperar el agua de la muestra utilizando procesos como la centrifugación o lavado con materiales no miscibles, la exactitud en la determinación de la salinidad (en mg/kg.) está controlada por la técnica que se utilice para la determinación de la salinidad, tritiado con cloro, en la muestra que tiene aproximadamente ± 12% de la salinidad total. La practica API 45 que se recomienda reporta que la precisión es de aproximadamente un 1% y la exactitud es de casi 2% de la cantidad presente. Cuando las sales del agua

presente en la muestra se tienen que extraer de un a muestra seca, la exactitud en la determinación de la salinidad está limitada por la determinación del contenido de agua. McCoy et al publicaron reportes donde las determinaciones de la salinidad (cloruro) en lodos con base de petróleo (OBM) en contacto con la fase petróleo – agua concordaban en un 1% en promedio con la salinidad del agua producida. Las mediciones de concentración de cloruro se obtuvieron de extractos de agua en muestras de aproximadamente 2000 OBM (utilizando procedimientos similares a los descritos en las secciones 7.7.2 y 7.7.3). 7.7.3.2.

Medición del Indice de Refracción

Todos los iones que se encuentren en el agua se calculan como cloruro de sodio. 7.7.3.2.6 Exactitud / Precisión Consulte la sección 7.7.3.1.6 donde se consignan unos comentarios generales al respecto. De conformidad con la norma ASTM D4542, la determinación de la salinidad utilizando el Refractómetro tiene una exactitud de ± 300 mg/kg. de salinidad. 7.7.3.3

Medición de la Resistividad

Los constituyentes iónicos totales del agua se pueden calcular midiendo el índice de refracción. Este índice de refracción varía de forma directa con la concentración iónica de cloruro de sodio y otras sales. A partir de los reportes que se encuentran en la literatura, se pueden preparar gráficas estándar que muestran el índice de refracción de las soluciones de cloruro de sodio a varias salinidades y temperaturas (ver figura 7-2). Si se conoce el índice de refracción, se puede determinar la salinidad del agua presente en la muestra que se expresa en forma de partes por millón de cloruro de sodio (mg/kg.) con esta gráfica y utilizando el índice de refracción conocido.

Se pueden calcular los constituyentes iónicos totales del agua por medio de la medición de resistividad. La resistividad varía de forma inversa con la concentración iónica de cloruro de sodio y otras sales en una gama amplia de concentraciones. Las gráficas estándar como la que se muestra en la figura 7-3, muestra el valor de resistividad para varios niveles de salinidad y temperatura de soluciones de cloruro de sodio. Si se conoce la resistividad, se puede determinar la salinidad del agua presente en la muestra, la cual se expresa en forma de partes por millón de cloruro de sodio (mg/kg.). Esto se realiza con la ayuda de la gráfica y utilizando un valor de resistividad ya calculado.

7.7.3.2.1 Equipo.

7.7.3.3.1 Equipo

El equipo que se utiliza en este método es el siguiente: a. Refractómetro b. Material de vidrio diverso

El equipo que se utiliza en este caso es: a. Celda de resistividad b. Medidor de resistividad c. Material de vidrio variado.

7.7.3.2.2 Procedimiento

7.7.3.3.2 Procedimiento

Se debe calibrar el Equipo con concentraciones conocida de soluciones de cloruro de sodio, lo cual da como resultado una gráfica que es similar a la que se muestra en la figura 7-2. Los detalles del Equipo y de los procedimientos se encuentran consignados en la publicación ASTM D542-85, Método Estándar para la Extracción del Agua presente en el Poro y Determinación del Contenido Soluble de Sal de los Suelos Utilizando un Refractómetro. El índice de refracción se mide un una muestra de solución salina. Si se utiliza la gráfica estándar (ver figura 7-2) y los cálculos apropiados, el índice de refracción se puede convertir en un valor de salinidad.

Se debe calibrar la celda de resistividad con concentraciones conocidas de cloruro de sodio, lo cual nos dará una gráfica que es similar a la que se muestra en la figura 7-3. Se toma una porción de la solución obtenida por lixiviación de la muestra y se coloca en la celda. La resistividad se mide con un medidor apropiado y se calcula en Ohmetros. Utilizando la gráfica estándar ya descrita (figura 7-3) y los cálculos pertinentes, el valor de resistividad se convierte en valor de salinidad. Para mayor información respecto al aparato y al procedimiento, consulte la publicación ASTM D1125-82, Método para Probar la Conductividad Eléctrica del Agua.

7.7.3.2.3 Precauciones

7.7.3.3.3 Precauciones

Se debe corregir el valor del índice de refracción a una temperatura estándar.

Las precauciones que deben tenerse con este método son las siguientes: a. Se debe calibrar el medidor de resistividad y la celda b. El valor de resistividad debe corregirse a temperatura estándar c. Asegúrese de que los electrodos de la celda de resistividad estén limpios antes de tomar las mediciones. d. Calibre el electrodo con una solución salina estándar durante la utilización de la técnica para determinar / revisar la constante de la celda, tal como lo describe Worthington et al.

7.7.3.2.4 Ventajas Las ventajas que tiene este método son las siguientes: a. La determinación es rápida b. Se determina la concentración equivalente total de cloruro de sodio.

7.7.3.2.5 Limitaciones

e.

El sulfuro de hidrógeno puede ocasionar cambios en la calibración de ciertos electrodos.

7.7.3.3.4 Cálculos Los cálculos que se utilizan en este método son los siguientes: a. Se puede calcular directamente la salinidad del agua que sale de la muestra. La resistividad de la solución salina se puede convertir directamente a concentración de miligramos de sal por kilogramo de solución, utilizando una tabla de conversión del tipo que se ilustra en la figura 7-3. b. Cuando no se pueda extraer el agua de la muestra y la sales se saquen con agua, se debe calcular la salinidad del agua que estaba presente originalmente en la muestra. La salinidad obtenida a partir de la medición de resistividad se convierte en miligramos totales de cloruro de sodio lixiviado de la muestra. Este número representa el total de sal presente en el agua de la muestra. La sal total en miligramos y el peso del volumen de agua de la muestra que se obtiene con la prueba de saturación se utiliza para calcular la concentración de sal en el agua de la muestra y este valor se expresa en partes por millón de cloruro de sodio. La salinidad (mg/kg.) del agua se obtiene con los cálculos de la sección 7.7.3.1.3 b.

acoplando de manera inductiva (ICPES). Se pueden determinar también de manera individual utilizando un espectrómetro de absorción atómica (AAS). Algunos fluidos en la actualidad presentan altas concentraciones de potasio. En la mayoría de las aguas de formación, la proporción de sodio : potasio es mayor que uno. De esta manera se puede afirmar que para los fluidos que tengan como base el potasio, la invasión puede calcularse con base en la proporción de potasio : sodio en el agua de la muestra. 7.7.3.4.1 Equipo y Procedimiento El equipo y el procedimiento para la determinación de cationes utilizando AAS se encuentra detallada en la publicación ASTM D4191 en el caso del sodio, ASTM D4192, para el potasio, ASTM E508 para el calcio. El aparato y el procedimiento para la determinación de Cationes utilizando el ICPES se describe en la publicación ASTM D1976. 7.7.3.4.2 Precauciones Las precauciones que deben tenerse con este método son: a.

b.

7.7.3.3.5 Ventajas Las ventajas que tiene este método son: a. Rápida determinación b. Los datos de resistividad se relacionan directamente con los registros eléctricos c. Se determina la concentración total de cloruro de sodio equivalente.

7.7.3.3.6 Limitaciones Todos los iones que se encuentren presentes en el agua se calculan en forma de cloruro de sodio. Exactitud / Precisión Consulte los comentarios generales que se encuentran en la sección 7.7.3.1.6 y la publicación ASTM D1125, si desea información específica respecto a la resistividad. 7.7.3.3

Determinación de Cationes

El análisis directo de sodio, potasio, calcio y magnesio permite la determinación de la salinidad del agua y puede representar un método para conocer la salinidad del agua y ver si está libre de fluido de la muestra. Otros cationes participan en la formación de aguas pero representan menos del 5% de la salinidad. La salinidad del agua presente en la muestra se puede calcular a partir de la concentración de estos cuatro iones. La concentración de estos iones puede medirse rápidamente, de manera simultánea y muy precisa utilizando un espectrómetro de emisión atómica

c. d.

Para el cálculo de la salinidad, se asume que el anion es cloruro aunque se encuentran cantidades significativas de iones sulfato y carbonato y cantidades más pequeñas de otros iones. El cálculo de la invasión de fluido utilizando la proporción Na/K requiere de un conocimiento respecto a la interacción entre el potasio y la arcilla sódica de bentonita en el fluido de la muestra y con otras arcillas a nivel de roca de formación. Se necesita tener un conocimiento claro de las evaporitas locales y sus efectos en la preparación de la muestra. Unicamente personal entrenado en estas técnicas puede realizar el análisis, el cual debe hacerse en un laboratorio que tenga el equipo instalado de manera permanente.

7.7.3.4.3 Cálculos Se pueden utilizar los métodos descritos en la sección 7.7.3.1.3 para calcular la concentración de cloruro de sodio en la solución salina no diluida y el lixiviado se puede utilizar para calcular la concentraciones de Cationes reemplazando el pesos molecular del cloruro de sodio por el peso atómico del cation. 7.7.3.4.4. Ventajas Las ventajas que tiene este método incluyen las siguientes: a. b. c.

Tanto el ICPES como el AAS son métodos analíticos muy precisos. Con estos datos es posible determinar la invasión del fluido de la muestra. El análisis de los cationes puede suministrar una imagen más completa de la salinidad en lugar de asumir que el sodio es el único cation presente, que es lo que se hace cuando la determinación de la salinidad se basa únicamente en el análisis del cloruro.

7.7.3.4.5 Limitaciones

Las limitaciones son la falta de disponibilidad que tiene la técnica y el alto costo que tiene el ICPES y el AAS. 7.7.3.4.6 Exactitud / Precisión Consulte la sección 7.7.3.1 si desea unos comentarios generales y la publicación ASTM D4191, D4192, E508 y D1976 si desea más detalles. En términos generales, el AAS y el ICPES deben determinar la concentración de estos Cationes con una exactitud y precisión del 1% – 2%