SATURACION

La Saturación corresponde a la fracción del espacio poroso ocupado por un fluido.

La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.

SATURACIÓN DE FLUIDOS (S)

Métodos de determinación

Los métodos para determinar las saturaciones de fluidos en los yacimientos consisten en analizar los núcleos del yacimiento en su contenido de petróleo y agua. La saturación de gas se obtiene restando de la unidad la suma de las saturaciones de petróleo y agua.

Como práctica general, un procedimiento simple para determinar el petróleo en una roca consiste, primero, en determinar la saturación de agua en un núcleo por un método apropiado, y luego medir la pérdida total de peso de la muestra después del proceso de extracción y secamiento. La cantidad de petróleo presente se calcula restando el peso del agua de la pérdida total de peso.

En el cálculo de la saturación de agua innata o intersticial, la cantidad de agua obtenida en el análisis debe corregirse a las condiciones de presión y temperatura existentes en la formación. Dicha corrección debe hacerse, porque la temperatura del yacimiento y las sales en solución causan un aumento volumétrico del agua con respecto al volumen determinado en el laboratorio, debido a los efectos de expansión térmica y de solubilidad. Sin embargo, la reducción volumétrica debido a la compresión resultante por la carga hidrostática, compensa, casi en su totalidad, la expansión mencionada.

Método de destilación. Los métodos de destilación, tales como el método ASTM y el método de Dean y Stark, se pueden emplear para determinar la saturación de agua. Con tal fin, de las partes centrales de núcleos grandes, se preparan muestras de 50 a 60 cc en

volumen, se colocan en un casquillo o dedal de extracción y se pesan. Las muestras y el casquillo se colocan en un matraz o retorta que contiene un líquido solvente, tal como xileno, tolueno o una fracción de gasolina, de temperatura de ebullición de 150° C aproximadamente.

Al matraz se le conecta un condensador de reflujo, cuya función es devolver el condensado a una trampa de vidrio calibrada. Cuando esta trampa se llena el condensado vuelve otra vez al matraz o retorta (figs. 2-9a y b). El hidrocarburo líquido ebulle, al mismo tiempo que el agua presente en la muestra se vaporiza y pasa al condensador de reflujo y de allí a la trampa. Cuando el volumen de agua en la trampa permanece constante por un determinado tiempo, se lee el volumen de agua recolectado y el casquillo con las muestras se pasa a un aparato “soxhlet” (fig. 2-9c) para la extracción final. El casquillo y las muestras se secan y se pesan. La saturación total de fluidos se obtiene por diferencia de peso e incluye la saturación de agua y de petróleo. De nuevo, por diferencia de peso, se obtiene el peso del petróleo, y usando una densidad apropiada se calcula su volumen. Las saturaciones de agua y petróleo en base del volumen poroso de la roca se pueden calcular fácilmente.

Si se desea, el casquillo de extracción se puede colgar encima del líquido que está hirviendo y la extracción completa se puede llevar a cabo en un solo aparato sin tener que pasar las muestras a un extractor “soxhlet” (Yuster, 1944, y Rail y Taliaferro, 1947).

Si las muestras son suficientemente grandes que contengan de 5 a 10 cc de agua, la variación de los resultados puede ser del 2 por ciento, lo que se considera satisfactorio en vista de las incertidumbres que inevitablemente se presentan durante las operaciones de obtención de núcleos del yacimiento. Este método es bastante práctico, especialmente cuando se hacen numerosos análisis diariamente. Una sola destilación toma aproximadamente 2 horas y la extracción en el “soxhlet” de 6 a 24 horas adicionales.

Método de la temperatura crítica de la solución. El método para determinar la saturación de fluidos haciendo uso de la temperatura crítica de una solución alcohol-agua fue propuesto por Taylor (1938).

El agua presente en la muestra se extrae con alcohol etílico o isopropílico. Luego se determina la temperatura a la cual una mezcla compuesta de volúmenes iguales de la solución de alcohol empleada en la extracción y de keroseno se vuelve clara cuando se calienta (o turbia cuando se enfría). Ésta es la temperatura crítica de la solución. Debido a que esta temperatura es afectada en parte por la presencia del petróleo y de las sales en el agua extraída, es necesario calibrar el método para cada salmuera en particular y para cada petróleo crudo de interés. Una mejor forma de llevar a cabo la extracción consiste en triturar la muestra en alcohol y luego decantar una parte de la solución de alcohol para el análisis. Usando aproximadamente 50 cc de una mezcla del 98 % de alcohol etílico o del 96 % de alcohol isopropílico por cada 1 ó 2 cc de agua de la muestra, la temperatura crítica de solución estará entre 25 y 60° C. Para dichas cantidades la temperatura crítica de la solución obtenida varía aproximadamente 20° C por cada cc de agua presente. Este método da resultados bastante exactos aun para muestras pequeñas; fuera de esto, es rápido. Una determinación completa de la saturación y la porosidad puede hacerse en una hora. Sin embargo, el método no es práctico cuando se analizan muchos núcleos por día; en este caso, el método de destilación presentado anteriormente es más práctico si se poseen suficientes extractores.

El contenido de petróleo se determina por la diferencia en peso de la muestra de formación antes de la extracción con alcohol y después del proceso de extracción y secamiento. El peso del petróleo presente es igual a la diferencia resultante entre el peso del fluido extraído y el peso del agua determinada por el método de la temperatura crítica de la solución. Empleando la densidad corres-pondiente, se obtiene el volumen de petróleo, de donde la saturación de petróleo se determina fácilmente.

Método de titulación. El método de titulación es otro procedimiento para determinar la saturación de fluidos. El contenido de agua se obtiene removiendo el fluido con alcohol anhídrico (metílico, etílico o isopropílico) y luego titulando la solución de alcohol para determinar el contenido de agua. El contenido de agua del núcleo también puede obtenerse destilando el agua de los núcleos calentados al vacío, condensando el vapor de agua en una trampa enfriada con hielo seco, y titulando luego el contenido de la trampa. En cualquiera de los dos casos, la titulación se hace con el reactivo de Fisher (anhídrido sulfuroso, yodo y piridina disueltos en alcohol anhídrico metílico). Si existe agua en el recipiente de titulación, el yodo es reducido por anhídrido sulfuroso; cuando toda el agua se ha extraído, el color caramelo del yodo indica el punto final de la reac-ción. El reactivo no es muy estable y debe protegerse de la luz y del vapor de agua y debe normalizarse contra cantidades conocidas de agua.

El contenido de petróleo se determina de nuevo tomando la diferencia de peso del núcleo antes y después de la extracción y secamiento y luego sustrayéndole el peso de agua determinado por el método de titulación.

Este método se puede emplear para muestras pequeñas. Una vez los núcleos triturados, el análisis de éstos puede realizarse en una hora, debido al menor tiempo que toman los procesos de extracción y secamiento.

Método de la retorta. Este método toma una pequeña muestra de roca y se calienta la muestra a fin de vaporizar el agua y el aceite, que se condensa y se recoge en un pequeño recipiente de recepción.

El método de retorta tiene varias desventajas en lo que se refiere al trabajo comercial. En primer lugar con el fin de eliminar todo el aceite, es necesario acercarse a temperaturas del orden de 1000 a

1100 ° C. A temperaturas de esta magnitud el agua de cristalización dentro de la roca es impulsada afuera, causando que los valores de recuperación de agua a ser mayor que sólo el agua intersticial.

El segundo error que se produce a partir de muestras de retorta es que el propio aceite cuando se calienta a altas temperaturas tiene una tendencia a agrietarse y volverse coque. Este cambio de una molécula de hidrocarburo tiende a disminuir el volumen de líquido y también en algunos casos recubre las paredes internas de la propia muestra de roca.

La gravedad API del petróleo con la gravedad inicial API aceite. Es normal que el aceite de la gravedad del líquido recuperado sea menor que el aceite de la gravedad del líquido originalmente en la muestra de roca. La retorta es un método rápido para la determinación de la saturación de fluidos, y la utilización de las correcciones produce resultados satisfactorios. Se da tanto el agua y los volúmenes de aceite, de modo que las saturaciones de aceite y agua pueden calcularse a partir de fórmulas sencillas.

Método de cloruro. Existe un método rápido y práctico para determinar la saturación de agua de formación, el cual se basa sobre la constancia relativa de la salinidad del agua innata en un yacimiento determinado o inclusive en una formación establecida dentro de una región de extensión limitada. La salinidad se puede determinar del agua innata extraída preferiblemente de un núcleo de baja permeabilidad o relativamente compacta, ya que en muestras de este tipo el agua de formación sólo sufre una contaminación mínima por el lodo de perforación. El valor de la salinidad también puede obtenerse de muestra de salmuera de pozos que producen de un yacimiento o formación particular. La salinidad se expresa en partes por millón de cloruro de sodio, aunque frecuentemente se hallan presentes otras sales. Los cloruros se pueden determinar rápidamente por titulación

química, pero un método aún más rápido es el que emplea una pila de conductividad sumergible.

La calibración del cloruro en el agua innata se puede hacer por la titulación con nitrato de plata de unos 50 cc de una muestra diluida, neutralizada si es necesario, usando cromato de potasio como indicador. Para determinar la saturación de agua innata en una muestra se debe determinar la cantidad de iones de cloruro que se pueden lixiviar de la muestra. Con tal fin, se toman unos 10 gramos del núcleo triturado, se pesan y luego se pasan a una solución que consta de 100 cc de agua destilada y 5 cc de una solución saturada de cromato de potasio usado para flocular las partículas de arcilla de arena. La muestra se enfría antes de filtrar. El filtrado se neutraliza, si es necesario, y se titula con una solución normal de nitrato de plata, usando como indicador cromato de potasio. Conociéndose la salinidad del agua innata, se hace una reducción cuantitativa para calcular la saturación de agua innata en la muestra.

El método de cloruro tiene la desventaja de que está basado en la determinación de un solo ion, mientras que en el agua innata de un núcleo existen realmente gran número de iones diferentes.

Hay un método, sin embargo, que permite determinar todos los iones presentes en el agua de la muestra, basado en la medición de la conductividad eléctrica del agua extraída de un núcleo triturado. El método emplea una pila electrolítica estándar de sumersión con un puente de corriente alterna. Dicho método es de gran sensibilidad e indica variaciones mínimas que pueden ocurrir en el electrolito cuando se prueban soluciones diluidas. A continuación se presenta el desarrollo de la operación. Se trituran aproximadamente 50 gramos del núcleo y después se mezclan con 250 cc de agua destilada; luego se agita ocasionalmente. La muestra se deja asentar a temperatura ambiente y se mide la conductividad eléctrica del fluido. Esta lectura se convierte a saturación de agua innata de la muestra. El procedimiento requiere la calibración de la pila de sumersión con volúmenes conocidos de muestras representativas de agua innata.

También se recomienda que los experimentos se conduzcan a temperatura constante ya que de otra forma se deben hacer correcciones por variaciones en temperatura.

La determinación del agua innata residual se realiza a partir de un análisis de cloruro por medio de una titulación en la conductividad en base de una salinidad standard de agua intersticial.

En vista de las incertidumbres inherentes en la determinación de la saturación de una muestra de yacimiento, y en particular la saturación de agua innata, es recomendable que las operaciones de toma de núcleos se lleven a cabo empleando lodos a base de petróleo.

.Método de la presión capilar. En vista de las dificultades

presentadas en la determinación de saturaciones de fluidos en los núcleos, Thorton y Marshall (1947) propusieron el uso de curvas de presión capilar (succión capilar vs. saturación de salmuera) como sustitución a las mediciones directas del agua innata. El procedimiento requiere la determinación de curvas de presión capilar entre aire y agua en muestras seleccionadas (la muestra se satura primero con agua y el agua se desplaza después con aire); la determinación de la distancia por encima del contacto agua-petróleo de donde las muestras se obtuvieron, y el uso de una corrección para reducir la curva de presión capilar entre aire y agua a una presión capilar entre petróleo y agua. Esta corrección es necesaria debido a la diferencia que existe entre la tensión superficial entre aire y agua y la tensión interfacial entre petróleo y agua. Generalmente consiste en un factor de reducción de 3/8 aproximadamente, o sea la relación de las tensiones superficiales de agua y petróleo a las condiciones existentes en el yacimiento. Dicha corrección asume que los glóbulos del fluido a una determinada saturación tienen el mismo radio de curvatura y forman el mismo ángulo de contacto con los sólidos. Debido a que la presión capilar, Pc} es igual a la presión de succión sobre el fluido humectativo (agua) y siendo también una función de la

saturación de fluidos a una altura determinada, h3 por encima del nivel de la saturación de agua de 100 %, la saturación de agua correspondiente puede leerse directamente de la curva de presión capilar al punto Pc, calculado de Pc = ghAp, donde g es la aceleración de gravedad y Ap la diferencia en densidad entre el agua y el petróleo. En unidades prácticas Pc =h donde Pc está en libras por pulgada cuadrada y h en pies.

Una característica desalentadora de este ingenioso método de presión capilar para determinar la saturación de agua es el tiempo que requiere la prueba. Cuando se trabaja con núcleos de baja permeabilidad, se deben usar presiones altas, lo que presenta dificultades por lo friable de los filtros empleados a través de los cuales pasa la salmuera expulsada de los núcleos. En los experimentos de presión capilar se necesitan muestras de formación suficientemente consolidadas, que se puedan modelar, lo que establece otra limitación del método. Sin embargo, si las medidas de presión capilar se hacen por inyección de mercurio, se pueden eliminar las dificultades mencionadas. Este método fue propuesto por Purcell (1948)

En resumen, de todas las medidas hechas en muestras de roca reservo- rio, la determinación de la saturación de fluidos es tal vez la de mayor desconfianza. Quizás la solución a este problema sea la correlación de información cuantitativa obtenida por métodos diferentes, dos de los cuales se han presentado y son: medición directa sobre las muestras de la roca de acumulación y medición indirecta por medio de las curvas de presión capilar.

APLICACION DE SATURACIÓN DE FLUIDOS.

La aplicabilidad de esta medición es muy dependiente del reservorio.

En términos generales y sólo como herramienta orientativa

puede establecerse que:

• Con fluidos de perforación en base agua, todas las saturaciones resultan alteradas, excepto en zonas de petróleo residual, donde la Sor puede resultar de interés en la evaluación de eficiencias de barrido.

• Con fluidos de perforación en base petróleo (emulsión inversa), suelen obtenerse coronas con saturaciones de agua representativas de las saturaciones del reservorio.

• En casquetes de gas, puede ser de interés la evaluación de la Saturación Residual de Petróleo en la corona.

• En formaciones de baja permeabilidad, donde la saturación de agua en el reservorio suele ser un valor estimado con poca exactitud, mediante estudios de invasión y salinidad en la corona puede establecerse la saturación de agua "ln situ" por una vía independiente. Para ello pueden emplearse trazadores (naturales o aditivados) en los fluidos de perforación.

FACTORES QUE AFECTAN LA SATURACION DE FLUIDOS EN LOS NUCLEOS.

Los núcleos entregados al laboratorio para la determinación de la saturación de fluidos son cortados de la formación durante la perforación del pozo; en todos los casos, el contenido de fluidos de estas muestras han sido alteradas por dos procesos: primero, la formación es sometida a presiones considerables por la columna de lodo en el pozo, lo cual conduce a la invasión de fluidos de perforaciones las proximidades de la pared del agujero. Los lodos de base agua utilizados como fluidos de perforación, permite que el agua de filtrado invade al núcleo y desplace algo del aceite y acaso algo del agua intersticial original. Estos procesos de desplazamiento modifican el contenido original de fluidos de la roca a las condiciones

del yacimiento. Segundo, la reducción de presión cuando la muestra es llevada a la superficie, provoca la expansión del agua entrampada, aceite y gas. El gas, de alto coeficiente de expansión expulsa al aceite y agua del núcleo; en consecuencia, los contenidos del núcleo en la superficie mostrarán cambios con respecto a las saturaciones existentes originalmente en la formación.

Medición InSitu de fluorescencia

La fluorescencia InSitu Depósito del líquido de medición de fluorescencia detecta burbujas de gas libre y retrógrada deserción líquido condensado para el aseguramiento de una sola fase, mientras que la realización de DFA (Downhole fluid analysis ) y muestreo. El tipo de fluido también se identifica. La información de fase fluido resultante es especialmente útil para definir la diferencia entre condensados retrógrados y aceites volátiles, que pueden tener GORS similares y densidades de aceite vivo.

Debido a que la medición de la fluorescencia también es sensible a los líquidos precipitación en un condensado de gas cuando la presión de flujo cae por debajo el punto de rocío, que se puede utilizar para vigilar la separación de fase en tiempo real a garantizar la recogida de muestras monofásicas representativas.

La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos:

• Núcleos tomados en pozos perforados.

• Cálculos a partir de las curvas de presión capilar.

• Cálculo a partir de registros eléctricos.