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Porosidad efectiva de una muestra

Enviado por sweetkill79



  1. Marco Teórico
  2. Tablas
  3. Análisis de resultados

MARCO TEÓRICO

1.- Porosidad:

Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

La porosidad es el volumen de huecos de la roca, y define la posibilidad de ésta de almacenar más o menos cantidad de fluido. Se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). Además de esta porosidad total, se define como porosidad útil la correspondiente a huecos interconectados, es decir, el volumen de huecos susceptibles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad útil está directamente relacionado con el de permeabilidad.

La porosidad útil es, en general, inferior en un 20-50% a la total, dependiendo, sobre todo, del tamaño de grano de la roca: cuanto menor sea este tamaño de grano, más baja será la porosidad útil respecto a la total. También influye la forma de los granos.

Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior

2.- Tipos de Porosidad:

Absoluta:

La porosidad absoluta es considera como el volumen poroso el total de poros estén o no interconectados.

Efectiva:

La porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulación de fluidos. O se considera como el volumen poroso solamente conectados entre si.

No Efectiva:

Esta porosidad no efectiva representa la diferencia entre las porosidades anteriores, es decir, la porosidad absoluta y la efectiva.

2.- Según su origen y tiempo de deposición de las capas:

- Porosidad Primaria:

Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o depositaciòn del estrato.

Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento.

Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (Detríticas o Clásticas) y calizas ooliticas (No-Detríticas), formándose empaques del tipo cúbico u ortorrómbico.

- Porosidad Secundaria o Inducida:

Es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso geológico subsecuente a la depositaciòn del material del estrato o capa. Esta porosidad puede ser:

Porosidad en solución:

Disolución de material solidó soluble constitutivo de las rocas.

Porosidad por Fractura:

Originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.

Porosidad por Dolomitizacion:

Proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son mas porosas.

Los empaques de granos que presentan las rocas con porosidad secundaria son en general del tipo rombohedral, aunque es frecuente encontrar sistemas porosos de morfología compleja.

Porosidad Total:

Corresponde a los llamados "yacimientos de doble porosidad"

Øt = øp + øs

3.- Porosimetro de Boyle:

En 1.662, el físico inglés Robert Boyle (1.627 – 1.691), como conclusión de sus investigaciones, estableció la relación:

Este modelo se basó en la comprensibilidad de los gases.

En dicho modelo se tiene:

P = Presión sobre el gas
V = Volumen del gas
cte = Valor constante
P. V = cte


P1. V1 = P2. V2

4.- Porosimetro de Coberly Stevens:

Este porosimetro funciona con la imbicion de gas preferiblemente helio, dentro una sección de referencia cuya medición de presión es efectuada con instrumentos de alta precisión electrónica.

Una vez leída la presión de entrada se realiza una expansión del gas dentro del portamuestra se lee el resultado a baja presión, obteniéndose el volumen de los granos por una simple expresión (P1.V1 = P2.V2) El volumen total de la muestra es referido si el volumen de la muestra ciega equivalente.

TABLAS

Tabla # 1

Tabla de Datos Del Porosimetro de Boyle.

Muestra

P1

P2

V1 (cc)

V2 (cc)

∆V (cc)

Vs (cc)

L (cm)

D (cm)

Vt (cm)

1

5

25

8.9

5.7

3.2

11.7

2.61

2.57

13.5

2

5

25

8.8

5.0

3.8

9.1

2.45

2.57

12.7

3

5

25

8.9

5.1

3.8

9.1

2.47

2.57

12.8

4

5

25

8.9

4.6

4.3

6.98

2.14

2.47

10.3

5

5

25

8.85

5.4

3.45

10.5

3.0

2.42

13.7

6

5

25

9.4

7.0

2.4

14.9

3.15

2.50

15.5

7

5

25

9.1

6.5

2.6

14

2.91

2.52

14.5

Tabla # 2

Tabla de Datos Del Porosimetro de Coberly Stevens.

 

Portamuestra Vació

Portamuestra Con Muestras Ciegas

Portamuestra Con Muestras Estudio

 

Muestra

Longitud (pulg)

Zo (psi)

Piv (psi)

Pfv (psi)

Pic (psi)

Pfc (psi)

Pie (psi)

Pfe (psi)

No Muestras ciegas

Vol. de Muestra Ciega

Peso de la Muestra

1

2.71

-0.30

100.59

50.79

100.47

65.82

100.61

61.85

1

12.811

26.35

Tabla # 3

Tabla de Resultados.

Muestra

ρ (gr/cc)

Ф Boyle (%)

Ф Coberly Stevens (%)

1

 

13.3

 

2

 

28.3

 

3

 

28.9

 

4

 

32.23

 

5

 

23.4

 

6

 

3.8

 

7

 

3.4

 

8

2.63

 

12.6

CÁLCULOS

Fórmulas Empleadas:

Porosidad:

Porosimetro de Boyle.

Para ver la fórmula seleccione la opción "Descargar" del menú superior

Donde:

Vp = Volumen Poroso (cc)

Vt = Volumen Total (cc)

Vs = Volumen Sólido o de los Granos (cc)

Ø = Porosidad (%)

Volumen Total:

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Porosimetro de Coberly Stevens:

( B / Vg )

Para ver la fórmula seleccione la opción "Descargar" del menú superior

Donde:

Pie = Presión Inicial.

Pfe = Presión Final.

Para ver la fórmula seleccione la opción "Descargar" del menú superior

Donde:

B= Volumen de Muestra Ciega.

Piv = Presión Inicial con Portamuestra del vació.

Pfv = Presión Final con Portamuestra del vació.

Pic = Presión Inicial con Portamuestra Ciega.

Pfc = Presión Final con Portamuestra Ciega

Cálculos Obtenidos:

A partir de Datos Obtenidos del Porosimetro de Boyle:

Muestra # 1

Para ver la fórmula seleccione la opción "Descargar" del menú superior

Vs1 = se obtiene con ∆V e la figura nº 1.2 de la curva de calibración de Boyle.

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Muestra # 2

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Muestra # 5

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Muestra # 6

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Muestra # 7

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A partir de Datos Obtenidos del Porosimetro de Coberly Stevens:

Muestra # 8

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ANÁLISIS DE RESULTADOS

Muestra # 1

En este núcleo se ha determinado por medio de un método directo de laboratorio una porosidad efectiva por medio de el porosimetro de Boyle de 13.3 %, perteneciendo este a un yacimiento "regular". Dado que la porosidad esta íntimamente relacionado con las reservas de hidrocarburos este tiene una capacidad de almacenamiento regular por lo cual puede ser explotable.

Muestra # 2, 3, 4 y 5

A todos estos núcleos analizados se les determino una porosidad efectiva por medio del porosimetro de Boyle cuyos resultados arrojados son mayores del 20 % Lo que nos determina que estas muestras pertenecen a tipo de yacimiento según su porosidad bueno. Dado que mayor porosidad hay mayor capacidad de reserva, la muestra # 4 es la posee mayor prospección con una porosidad 32.23 %.

Muestra # 6 y 7

Estos dos núcleos presentaron una porosidad efectiva menor del 5% perteneciendo estos a un tipo de yacimiento según su porosidad despreciable los cuales no resultan prospectivos para ser explotados. Estas muestras presenta un Tamayo de grano muy pequeño con respecto a las otras muestras analizadas y por lo tanto su porcentaje de porosidad es menor.

Muestra # 8

A esta muestra le hallamos una porosidad efectiva por medio del porosimetro de Coberly Stevens cuyo resultados arrojo un porcentaje de porosidad 12.6% lo que nos indica que este tipo de yacimiento según su porosidad es regular. También analizamos su densidad y este núcleo nos presento una roca tipo arena lo que representa una posible capacidad de hidrocarburos ya que estas son las mayor de almacenamiento de crudo.

Análisis General:

De los resultados obtenidos en las tablas nos percatamos de que a mayor volumen de grano (Vs), el porcentaje de porosidad es menor

 

Luis Roberto Nava Hernandez

Republica Bolivariana de Venezuela.

Universidad Del Zulia.

Facultad de Ingeniería.

Laboratorio de Ingeniería en Yacimientos.


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