CORE LABORATORIES VENEZUELA, S.A.PROPIEDADES DE LA ROCA

CURSODE

NUCLEOS

Recopilado Por:Ing. Felix Villegas

Maracaibo, Venezuela 1999

CONTENIDO GENERAL

1.- PROGRAMA DE TOMA DE NUCLEOS 2.- PROPIEDADES BASICAS DE LA ROCA

3.- PROPIEDADES AVANZADAS DE LA ROCA

1. GENERALIDADES

Antes de entrar en la materia que nos compete, es conveniente dirigir la atención a losdiferentes tipos de muestras de rocas que durante la perforación de un pozo petroleropodemos encontrar.

1.1 Muestras de Canal (Ripios)

Consiste en el conjunto de fragmentos de roca que provienen de las formacionesatravesadas durante la perforación, que llegan a la superficie traidas por el lodo deperforación. Su recuperación es conveniente porque ésto permite el avance enprofundidad del pozo, son recuperadas a bajo costo, la descripción litológica de éstasmuestras permite un control de la estratigrafía de la zona aparte de que se puedenrealizar estudios de geoquimica, interpretaciones cualitativas de la saturación dehidrocarburos, ademas de otros análisis.

1.1.1 Desventajas de las muestras de canal

a.- No se les puede asignar una profundidad exacta.b.- Llegan a la superficie muy contaminadas con el lodo de perforación.c.- Tienen una forma geométrica amorfa y no pueden ser colocadas en los equiposexistentes para realizarles medidas petrofisicas.

1.2 Muestras de Pared

Son muestras de roca tomadas de la pared del pozo que pueden ser tomadas de dosmaneras diferentes: a Percusión y Rotacional.

1.2.1 Método de Percusión

El procedimiento consiste en bajar un cañon con balas (portamuestras) independientes,que están adheridas al cañon por una guaya fina, cuando el cañon está en la posicióndeseada se disparan selectivamente las balas (portamuestras) contra la pared del pozo.El cañon tiene 30 pies de longitud y pueden ser disparadas mas de una bala por pie.

1.2.2 Ventajas del método de percusión

1.- Se puede correr un perfil eléctrico antes del muestreo, permitiendo ser mas selectivocon el intervalo de interés.2.- Es relativamente mas económico, en función del tiempo de taladro.3.- Normalmente se puede volver a intentar tomar muestras en aquellas zonas dondeno se recuperó.

1.2.3 Desventajas del método de percusión

1.- El recobro de muestras es limitado. Una muestra de pared por pie resulta en recobrovertical, menos de una pulgada en doce pulgadas (un pie).2.- Las muestras son tomadas de la zona lavada.3.- Comparadas con núcleos convencionales, están altamente contaminadas por elfluido de perforación y alteradas fisicamente por el impacto de la bala contra laformación.

4.- Son exclusivas de formaciones blandas.

1.2.4 Método rotacional.

El procedimiento consiste en bajar una herramienta de brazo que se apoya contra lapared del pozo y puede ser posicionada a voluntad despues de evaluar el perfil rayosgamma , el brazo de la herramientra se extiende apoyándose contra la pared deenfrente, lo cual permite que la mecha se ajuste contra la parte de la formación que sedesea cortar. Posee una mecha de diamante con capacidad de rotar hasta 2000 rpm ycortar muestras de diámetro de 15/16” por 1 3/4” de longitud, mediante un dispositivotelemétrico se permite al operador monitorear el proceso de corte, despues que lamuestra ha sido cortada un movimiento vertical de la pequeña mecha retira la muestrade la pared del hoyo y la introduce en un tubo recibidor. La herramienta queda entonceslista para cortar en la próxima posición.

1.2.5 Ventajas del método rotacional

1.- Se pueden tomar muestras no disturbadas, el arreglo granulométrico natural no sealtera.2.- Las muestras se presentan en forma cilindrica y pueden adaptarse a los equipos demedidas petrofisicas.3.- Hay buen recobro en zonas duras.4.- Se pueden muestrear aquellas zonas donde ya se tomó núcleos en el mismo pozo.5.- Correlación positiva, la herramienta provee de un sistema que le permite ubicarexactamente la posición deseada.6.- Método disponible para todo tipo de roca: Duras a friables.

1.2.6 Desventajas del método rotacional

1.- Recuperarlas es mas costoso si las comparamos con las tomadas a percusión.2.- El recobro de muestras en formaciones no consolidadas tiende a ser bajo.

Las muestras de pared ofrecen información cualitativa de los yacimientos, lo cualrepresenta una ayuda significativa en la evaluación de las formaciones, particularmenteen interpretaciones puntuales. Permiten obtener información para establecer lapresencia o ausencia de saturaciones de hidrocarburo. Son de un incalculable valor enaquellas posibles zonas de producción donde un programa de núcleos no es práctico.

1.3 Nucleos

1.3.1 Alcances

Esta sección dirige la atención hacia la complejidad de la planificación de un programade toma de núcleos, las decisiones que deben tomarse y los factores que influyen entales decisiones.

1.3.2 Principios

Un programa de toma de núcleos es similar a muchos proyectos de ingeniería.Comienza con la premisa de que toda inversión obtendrá una recompensa. Estoprogresa a través de una fase de información alternada de exploración, pruebas depozos, perfiles, toma de núcleos anteriores, muestras de canal y/o muestras de pared ytraza sismica.La planificación comienza haciendo una lista de los objetivos de un programa de tomade núcleos. Esto debe ser realizado por un equipo humano multidisciplinario conrepresentantes de petrofisica, yacimiento, geología, perforación y producción. Cuandose reúnan para discutir los objetivos, cada gasto debe en ultima instancia ser usadopara producir mas petróleo y gas a un costo mas bajo. En el programa debe sercolocado el estimado de costos, la localización y el estimado de tiempo para comenzar.El diámetro del hoyo, ángulo de desviación, presión y tipo de roca ejercerán influenciaen la selección de la herramienta de muestreo. La planificación llega a ser un procesointeractivo donde el consenso de los participantes construirán un programa detallado.Las claves del éxito para una operación de toma de núcleos son la planificación y lacomunicación.

1.3.3 Objetivo

El objetivo de cada operación de toma de núcleos es obtener información que conduzcaa una mas eficiente producción de gas y petróleo.Para una labor mas especifica, se debe incluír lo siguiente:

A. Objetivos geológicos

1. Información litológica a. Tipo de Roca b. Ambientes Depositacionales c. Tipo de Poros d. Mineralogía/Geoquimica

2. Mapas Geológicos 3. Orientación de Fracturas

B. Ingeniería Petrofisica y de Yacimiento

1. Información de Permeabilidad a. Correlación de Permeabilidad/Porosidad b. Permeabilidad Relativa

2. Datos de Presión Capilar 3. Datos para refinar cálculos de perfiles

a. Propiedades Electricas

b. Densidad de Granos c. Registro Core Gamma d. Capacidad de Intercambio de Cationes y Mineralogía

4. Estudios de Recuperación Mejorada de Petróleo 5. Estimado de Reservas a. Porosidad b. Saturaciones de Fluidos

6. Perforación y Completación a. Estudios de Compatibilidad Fluido/Roca b. Tamaño de Grano Predominante para diseño de empaques c. Datos de Propiedades Mecánicas

1.3.4 FLUIDO DE PERFORACION PARA LA TOMA DE NUCLEOS

La selección del fluido de perforación a ser usado en una toma de núcleos debe estarbasada en cuatro puntos:

a. Seguridad b. Cumplir objetivo primario del muestreo c. Impacto Ambiental d. Costo

a. La seguridad debe ser prioridad sobre los otros factores. El lodo de perforacióndebe ser diseñado para soportar la presión de la formación esperada, tambien comolimpiar, lubricar y estabilizar el hoyo.

b. Los objetivos de un programa de toma de núcleos deberían influenciar la seleccióndel fluido de perforación/muestreo.Todos los fluidos de perforación usados en toma de núcleos deberían ser diseñadospara tener baja pérdida de filtrado para minimizar la invasión en el núcleos.

c. El impacto ambiental debería ser considerado y presupuestado. Esto puedetraducirse en el uso de un sistema de fluido de perforación mas caro para cumplir conlos objetivos ambientales o proveer un equipo adicional para el manejo del fluido deperforación para asegurar la contención del fluido.

d. El costo es importante, es una buena práctica revisar el costo del programa enteroincluyendo los análisis de los núcleos y los beneficios esperados de ellos mientras seevalúa el sistema de lodo de perforación.Un ahorro de dinero en el diseño del fluido de perforación puede incrementar el costode los análisis del núcleo y poner en peligro la precision del estudio.

La pregunta de cual lodo de perforación es el mejor para la toma de núcleos no puedeser respondida directamente. Lodos de perforación en base agua, aceite, espuma, airey mezclas de ellos han sido usadas con éxito para cortar núcleos. La mejorrecomendación es seguir el criterio dado anteriormente. Evaluando las necesidades dela perforación, el programa de análisis de núcleos encontrará una apropiada selecciónal respecto.

1.3.5 SELECCION DEL INTERVALO DE INTERES

La toma de núcleos puede ser realizada en forma continua o alterna, dependiendo delos objetivos fijados al comienzo del proyecto, pero los siguientes criterios deben serconsiderados:

1.3.5.1 Costos.

Una toma de núcleos incrementa los costos de perforación, en función del área dondese encuentre el pozo, la profundidad elegida y la cantidad de pies que deben sertomados, aunque lo ideal sería tomar núcleos en cada pozo, esto no es posible, ya quelos gastos adicionales que se derivan eleva el costo total de la perforación.

1.3.5.2 Datos de la traza sismica

Los resultados aportados por la sismica constituyen una valiosa ayuda para seleccionarlos horizontes prospectivos y realizar no solamente una perforación, sino tambien paraelegír el intervalo de una toma de núcleos. En pozos exploratorios constituye a veces elúnico soporte técnico para seleccionar un determinado intervalo para tomar núcleos.

1.3.5.3 Correlaciones

Cuando se está desarrollando un campo, tenemos información de pozos vecinos en loreferente a Estratigrafía y tipos de fluidos, se hace mas fácil en éstos tipos de pozos dedesarrollo, seleccionar un buen intervalo para tomar un núcleos satisfactorio.

1.3.5.4 Muestras de canal

En un pozo exploratorio, que haya sido seleccionado por datos de traza sismica, si sequiere afinar en detalles el intervalo a ser muestreado se debe recurrir tambien almonitoreo continuo de las muestras de canal, de ésta manera se hará un buen ajustede la prognosis con la realidad. Esta técnica tiene grande aplicación en arenaslenticulares.

1.4 EQUIPOS DE TOMA DE NUCLEOS1.4.1 Amplitud

Esta sección presenta una revisión a fondo de las herramientas para tomar núcleosincluyendo directrices a seguir para la selección de ellas y aplicaciones específicas.Detalles particulares de sistemas de muestreo y recomendaciones de trabajosespecificos de muestreos anteriores deberían ser obtenidos de reconocidas compañiasde servicios.

1.4.2 Principio

El equipo de toma de núcleos está diseñado para recuperar muestras de roca desdegrandes profundidades en el subsuelo para estudios geológicos y petrofisicos. Lasherramientas hacen un excelente trabajo de recobro del núcleo incluyendo algunasespecializadas capaces de tomar núcleos sin dejar escapar los fluidos del yacimiento,manteniendo la presión de fondo del pozo.

1.4.3 Equipos

Con varias excepciones notables los sistemas de muestreo consisten de unportanúcleos (tubo interno), suspendido por un sistema de giro libre con rolineras conun tubo externo que está anexado a la sarta de perforación. Una mecha para cortarnúcleos (con un hueco en su centro), es colocada en la parte final del tubo externo delportanúcleos y un retenedor de núcleos (Core Catcher) es colocado al final del tubointerno. El fluido de perforación es bombeado abajo en el hoyo y conducido por la sartade perforación, directo desde el acople del swivel hasta el espacio anular entre el tubointerno y el tubo externo, saliendo en la mecha.

1.5 Sistema de toma de núcleos convencionales

Las herramientas de toma de núcleos convencionales están disponibles para cortarnúcleos de diámetro desde 1.75” hasta 5.25” . Las longitudes de los núcleos pueden serde 30, 60, 90, 120, 150,..., hasta 400 pies en un viaje, para formaciones masivas,uniformes y consolidadas. El diámetro del hoyo, ángulo de desviación, dureza y litologíacontrolarán el diámetro y longitud del núcleo que puede ser cortado en un viaje. Laselección final de un sistema particular dependerá de la formación, localización yobjetivos del programa de toma de núcleos. La tabla 1-1 resume las opcionesdisponibles para usar una herramienta convencional.

Tabla 1-1 Sistema de toma de núcleos Convencionales

Portanúcleo Longitud del núcleo Caracteristica EspecialAcero Templado 30-120 pies(9.14-36.58)m Sist-Preserv. Alta Temp.Acero de alto grado 120-400 pies(36.38-121.9)m Fuerte con stabilizacionFibra de vidrio 30-90 pies (9.14-27.43)m Sist-Preserv.250-350°F

Aluminio 30-90 pies (9.14-27.43)m Sist-Preserv.350°FAcero con linea plástica 30 pies (9.14 m) Sist-Preserv. 180 °FAcero con linea fibravidrio

30 pies (9.14 m) Sist-Preserv. 250°F

Acero con linea aluminio 30 pies (9.14 m) Sist-Preserv.350°F

1.6 Sistema Convencional Super Resistente

Una herramienta especial para muestreos pesados ha sido desarrollada, para núcleosmas duros que las formaciones normales y poder extender la longitud de corte denúcleos. El acople de la herramienta, permite mas torque a ser aplicado a la mecha ymejora el margen de seguridad contra el fracaso de la herramienta.Esta herramienta está diseñada para cortar núcleos hasta 5.25” de diámetro, tambienson especialmente atractivas en situaciones donde el tiempo de taladro es muycostoso. Este sistema de herramientas son usados para mejorar las ventajas cuando elmuestreo de núcleos es de una gran longitud de formación homogénea o cuando seanticipa que habrá un torque mas alto de lo normal.El portanúcleo marino fué el precursor de ésta herramienta, fué desarrollado para ser elsistema de muestreo de núcleos mas fuerte que existiera. La herramienta fuedesarrollada para ser usada Costa Afuera. El portanúcleos marino incrementa elmargen de seguridad para que la herramienta no falle, pero está restringida para cortarnúcleos de 3” de diámetro.

1.7 Portanúcleos con Revestimientos internos

El uso de un portanúcleos con revestimiento interno mediante un tubo adicional tienedos funciones primarias: Mejorar la calidad del núcleo proporcionando un soporte fisicoal material del núcleo durante las operaciones de manejo y para servir como un sistemade preservación del núcleo.Los tubos antes mencionados se deslizan dentro del portanúcleo convencional y sonmantenidos en su lugar por el montaje del retenedor de núcleos (Core Catcher) y lafricción.Los tubos adicionales tienen medidas de 30 pies de longitud. Ellos pueden tenerdimensiones mas cortas para aplicaciones especiales, pero su máxima longitud raravez sobrepasa los 30 pies debido a limitaciones de manejo. Actualmente sonacoplables para 30, 60, 90 y mas pies.Los tubos son colocados dentro del tubo interno del portanúcleos, cuando el muestreova a ser realizado en formaciones no consolidadas, y/o fracturadas. Estos equipostambien son apropiados cuando el muestreo se hace en rocas duras y en localizacionesremotas y costa afuera, cuando se requiere la inmediata preservación de los núcleos.Los tubos plásticos pueden ser usados hasta temperatura de 180°F (82.2°C). Los tubosde fibra de vidrio pueden usarse hasta temperatura de 250°F (121°C) y 350°F(176.7°C), si son usados con un recubrimiento de resina para altas temperaturas. Lostubos de aluminio son generalmente recomendados cuando la temperatura excede de250°F (121°C). La desventaja del uso de los tubos de revestimiento dentro del tubointerno del portanúcleos es que ellos reducen el diámetro efectivo del tubo delportanúcleos en 0.5”.

1.8 Toma de núcleos en pozos con alto angulo de desviación o pozoshorizontales

Pozos con radios medios entre 290 a 700 pies (88.4 a 213.4 metros) y longitudesextendidas pueden ser muestreados con sistemas de núcleos convencionalesaccionados desde la mesa rotaria o motores de fondo. La mayoria de los núcleos seráncortados sin usar motores de fondo, pero habrá situaciones en que se justificará su uso.El uso de un motor de fondo permitirá un muestreo que procede sin rotar la sarta deperforación. La longitud del portanúcleos recomendado es de 30 pies (9.14 metros), elcual es colocado mas adelante del motor de fondo. Sin embargo la longitud y diámetro

del portanúcleos puede ser variado, para acomodarse a las restricciones deperforación. Este tipo de motor produce alto torque a muy baja velocidad de rotaciónlogrando un óptimo muestreo. El tubo interno del portanúcleos es estabilizado usandoun sistema especial de rolineras. La herramienta “drop ball”, puede ser colocada entreel motor y el portanúcleos para permitir al fluido de perforación fluir directamente al tubointerno del portanucleos, limpiándolo de ripios antes de comenzar el muestreo.Activando la válvula de desviación, el fluido de perforación fluye en el espacio anularentre los tubos interno y externo del portanúcleo. En algunos casos, durante elmuestreo será necesario mantener un control estricto del ángulo de desviación delpozo. El muestreo sin motor de fondo puede mejorar el control del ángulo.

1.10 SISTEMAS ESPECIALES DE PORTANUCLEOS

1.10.1 General

Sistemas especiales de portanúcleos han sido desarrollados para resolver necesidadesespecificas de toma de núcleos. Portanúcleos con retenedores de presión y esponjasson usados para mejorar los datos de saturación de petróleo. Los sistemas de mangade goma y cierre completo fueron desarrollados especificamente para mejorar lacalidad de los núcleos cortados en formaciones no- consolidadas. Algún otro sistemaespecial de muestreo igualmente tiene un unico fin de ser útil a ingenieros y geologospara darles su mejor uso. La tabla 1-2 presenta un resumen de las herramientasespeciales disponibles

Tabla 1-2Sistemas Especiales de Portanúcleos

Núcleo Dimensiones Máximas Aplicaciones EspecialesPresión Retenida 3.75” X 10 pies (5000 lpc)

2.5” x 20 pies (10000 lpc)Saturaciones de Fluidos, vol. ycomposición del gas.

Con Esponja 3.5” x 30 pies Saturacion de FluidosCierre Completo 4.0” x 30 pies Recobro no-consolidadoManga de Goma 3.0” x 20 pies Rec. No-cons, fract, conglom.Recuperable guaya 2.75 x 30 pies Muestreo sin tuberia

1.10.2 Portanúcleos con presión retenida

Los portanúcleos con presión retenida fueron diseñados para obtener núcleosmanteniendo las condiciones de presión del yacimiento. Es aceptado como el mejormétodo para obtener datos de saturación de petróleo, mediante el uso de éstaherramienta tambien se puede capturar gas del yacimiento. La herramienta esespecialmente útil para estudios de factibilidad de proyectos de recuperación mejoraday estimados de contenido de metano y carbón.Los portanúcleos de presión retenida están disponibles en dos diámetros diferentes:6” y 8” que cortan núcleos de 2.5” y 3.75” respectivamente. La herramienta de 6” dediámetro tiene capacidad para cortar núcleos de 20 pies de longitud y mantener unapresión interna de 10000 lpc, y la herramienta de diámetro de 8” con capacidad paracortar núcleos de 10 pies de longitud y mantener una presión interna de 5000 lpc. La

máxima temperatura de operación recomendada son 180 °F (82 °C). La presente esuna sofisticada herramienta requerida en el campo para manejar núcleos presurizados.

1.10.3 Sistema de portanúcleos con esponja

El sistema de portanúcleos con esponja fué desarrollado para mejorar la precisión delos datos de saturación de petróleo basado en núcleos. El sistema de esponja no atrapagases del yacimiento, en lugar de ello atrapa el petróleo expelido cuando el núcleo esllevado desde el fondo del pozo a la superficie. La información de saturación depetróleo basada en núcleos es de mucha utilidad en evaluación de proyectos derecuperación mejorada de petróleo.El sistema de muestreo con esponja tiene la ventaja de ser menos costosa que elsistema de presión retenida, mientras provee una oportunidad para mejorar la precisiónde los datos de saturación de petróleo basados en núcleos. La esponja es estable auna temperatura de 350 °F (176.7 °C). El sistema de muestreo con esponja estálimitado a cortar un máximo de 30 pies (9.14 metros) de 3.5” (88.9 mm) de diámetro denúcleo por viaje.

1.10.4 Sistema de portanúcleos de cierre completo

El sistema de muestreo de cierre completo fué desarrollado para mejorar el recobro enformaciones no consolidadas. Este sistema usa un portanúcleos con tubo adicionaldesechable, y un sistema especial de retenedor de núcleos (Core Catcher), pararecuperar las formaciones rocosas que causan problemas.La tecnología de muestreo de cierre completo permite al tubo interno del portanúcleosdeslizarse sobre el núcleo blando, con un minimo de disturbio, y entonces sella elnúcleo dentro del portanúcleo. Esto es hecho usándo un retenedor de cierre completoque permite una entrada no obstruida del núcleo dentro del tubo interno delportanúcleos, éste es el sitio preparado para recibir al núcleos cortado, despues de locual el retenedor sella la parte inferior del tubo interno. El sistema de cierre completoestá comunmente limitado para cortar núcleos de 3.5” (88.9 mm) de diámetro o 4”(101.6 mm) de diámetro. La longitud recomendada son 30 pies (9.14 metros). Laausencia de un core catcher adecuado puede resultar en perdida del núcleo si laherramienta es levantada del fondo antes de activar el sistema que cierra completo elretenedor de núcleos.

1.10.5 Portanúcleo con manga de goma

El sistema de portanúcleo con manga de goma fué el primer sistema desarrollado paramejorar la oportunidad de recuperar arenas no consolidadas, conglomeráticas yformaciones duras fracturadas. El portanúcleos con manga de goma es único en que eltope del tubo interno no se mueve con relación al núcleo durante el muestreo. El tuboexterno del portanúcleos está cortando el núcleo el cual está progresivamentecolocándose dentro de la manga de goma. La manga de goma es de diámetro inferiorque el diámetro del núcleo, apretándo fuertemente alrededor del núcleo, arropándolocon seguridad y protegiéndolo de la accion erosiva del fluido de perforación. El núcleoes aguantado por la manga de goma, ésto permite ayudar en el recobro de formacionesblandas que no soportarían su propio peso.

Hay solamente un tamaño de portanúcleos con manga de goma, con capacidad paracortar 20 pies (6.1 metros) de núcleos, de 3” (76.2 mm) de diámetro por viaje. Lamanga de goma está limitada para temperaturas mayores de 200 °F (93 °C). Laherramienta no es recomendada para ser usada en hoyos con mas de 45 grados deinclinación. Ademas, el muestreo debe ser detenido aproximadamente cada 2 pies parapermitir que la herramienta vuelva a empezar, ésto debería conducir a que el núcleo seobstruya en formaciones fracturadas. El sistema trabaja mejor desde estructuras deperforación que no se muevan. Sinembargo esto puede ser operado desde taladrosflotantes, si el movimiento del taladro es minimo.

1.10.6 Portanúcleo recuperable con guaya

Las herramientas portanúcleos recuperables con guaya son operacionalmente,similares a los sistemas portanúcleos convencionales, excepto que ellos estándiseñados para que el tubo interno del portanúcleos (con el núcleo cortado en suinterior), sea llevado a la superficie por una guaya. La velocidad de la operación demuestreo, elimina la necesidad de sacar toda la tubería para recuperar el núcleo. Unanueva sección del tubo interno del portanúcleo es llevada abajo y colocada en sitioantes de volver a cortar el próximo núcleo.La herramienta portanúcleo recuperable con guaya es normalmente mas pequeña queel sistema portanúcleo convencional. Eso es una ventaja cuando éstas deben sertransportadas a remotas localizaciones o llevadas en helicoptero. Desafortunadamente,los diámetros de los núcleos están limitados, ya que el tubo interno del portanúcleosdebe pasar completamente por dentro de la sarta de perforación. Tambien se debetener cuidado de prevenir efecto de “suaveo” de petróleo o gas dentro del hoyo, cuandoel tubo interno con el núcleo cortado esté siendo transportado a la superficie.

1.10.7 Núcleos Orientados

Los núcleos orientados son usados para orientar fracturas, campos de esfuerzos ytendencias de permeabilidad. Operaciones de exploración, producción y perforaciónusan la información para explorar yacimientos naturalmente fracturados, diseños deinundación de agua y planear pozos horizontales.Los núcleos orientados son normalmente cortados usando una herramientaconvencional con una zapata de referencia y un dispositivo para registrar la orientaciónde la linea dejada por la cuchilla primaria, relacionándola con el norte magnetico. Losmétodos de laboratorio usados para orientar núcleos son correlaciones de los núcleoscon perfiles de imagenes del hoyo y el método paleomagnético. La tabla 1-3 presentauna lista de los métodos comunmente usados para núcleos orientados.

Tabla 1-3Métodos de Orientación de núcleos

Método Lugar ComentariosInspección Multishot Pozo Parar Perf. Tomar lecturaInspección Electrónica Pozo Registr. Orient. Vs. TiempoMétodo Paleomagnetico Laboratorio Orientar interv. continuoCorrelaciones Perfiles Laboratorio Caract.correl. requeridas

1.11 Mechas

Las mechas para cortar núcleos, son una parte básica en los sistemas de muestreos.Desafortunadamente tanto para los expertos como para los novatos, llegan a tenerdesconcertantes estilos. Afortunadamente, las guias generales de los fabricantes estándisponibles para ayudar en la selección de una apropiada mecha para una formación enparticular. Con una pequeña información, será posible tomar decisiones de los tipos demechas cortadoras, perfiles y consideraciones hidraúlicas para el rango de condicionesde muestreo necesitadas. La decision final acerca del tipo de mecha debe ser guiadapor lo que requiera el programa de muestreo, acompañada con una confirmación de laexperiencia que se ha recogido en el campo de una mecha similar trabajando encondiciones similares. La dureza (esfuerzo compresivo), abrasividad y variabilidad de laroca a ser muestreada tendrán la mas grande influencia en la selección de la cortadora.Una guia general suguiere el uso de cortadores mas pequeños, mas resistentes a losimpactos a medida que las formaciones sean mas duras.Mechas para núcleos con cara de descarga para baja invasión, son diseñadas paraformaciones no consolidadas a esfuezos medios y pueden ser usadas en rocas masduras o mas abrasivas, pero la vida de la mecha puede ser drásticamente reducida. Lainformación presentada en la tabla 1-4, provee una panoramica de los tipos de mechaspara los cortes de núcleos que están disponibles. Los detalles especificos yrecomendaciones para aplicaciones particulares serían obtenidos de las compañias deservicios.

Tabla 1-4Guia General de mechas de toma de núcleos

Propiedades de la Roca Tipo de Roca Tipo de MechaRoca Ultra Dura, Abrasiva Cuarzita, Ignea Diamantes NaturalesRoca Dura Abrasiva Arenisca, Lutita, Limolita Diam. Natural o TSPRoca Dura no Abrasiva Caliza, Dolomita, Anhydrita TSPMed-Dura c/capa abrasiva Arenisca, caliza, Lutita TSP o Diam NaturalesRocas Blandas-Medias Arenisca, Lutita, Yeso PDC c/baja invasiónBlandas s/capas pegajosas Anhydrita, Lutita Sal PDC o cono con rodillosRocas Blandas pegajosas Arcillas PDC cara de descarga

1.11.1 Mechas de diamantes naturales

Las mechas de diamantes naturales, para cortar núcleos son usadas cuando laformación es demasiado dura (alto esfuerzo compresivo), y/o abrasivo para otro tipo deelemento de corte. Los diamantes naturales grandes pueden ser incrustados en unamatriz de carburo, o los diamantes finos pueden ser dispersados en la matriz paraformar lo que es llamado una mecha impregnada con diamantes. Mechas impregnadascon diamantes naturales son usadas para aplicaciones en formaciones ultra duras.

1.11.2 Mechas PDC (Diamantes Policristalinos Compactos)

Las mechas PDC están hechas de material de grano de arenisca de diamante, queconsiste de una capa de diamante sintético del tamaño de un micrón, juntos coninsertos de tungsteno y carburo. El espesor de la capa de diamante policristalino essolamente 0.02 a 0.06 pulgadas (0.51 a 1.52 mm). Las mechas PDC son usadas coneficiencia en formaciones de rango de muy blandas a medianamente duras. Lasmechas son diseñadas, para cortar por resultados de esfuerzos en una rápida tasa depenetración. Debido a la geometría de la cortadora PDC, ellas son susceptibles a dañopor impacto, y sinembargo no son recomendadas para formaciones muy duras,altamente fracturadas o cherts.

1.11.3 Mechas de diamante estables termales (TSP)

El producto termal de diamantes estables (TSP), es similar al PDC en que ambos sonhechos de material sintético. La principal diferencia en el material TSP es que éste tieneun rango mas alto de estabilidad térmica debido a la limpieza del metal usado por elfabricante. Esos cortadores están disponibles para formaciones generalmenteconsideradas demasiado duras y/o abrasivas para cortadoras PDC. Estas no sonrecomendadas para formaciones blandas.

1.11.4 Mechas de conos de rodillo

Las mechas de cono de rodillo usan un set de cuatro conos rotativos con insertos decarburo de tungsteno, o cortadora de dientes pulidos y área de corte dura, conpropositos de muestreo. Los cortadores de éste tipo accionan los conos y rodilloscontra el fondo del pozo arrancando trocitos a la formación. Debido a la baja accion delos trozos desprendidos y al número de partes movibles este tipo de mecha no escomunmente usada.

1.11.5 Caracteristica de los fluidos de descarga de las mechas de núcleos

1.11.5.1 Garganta de Descarga

La garganta de descarga de las mechas para cortar núcleos son diseñadas para tenerla seguridad que el fluido de perforación pasa entre la zapata del núcleo y el diametrointerno de la mecha (garganta). Estas gargantas son diseñadas para mantener limpia elárea de entrada del núcleo al portanúcleos. Esa limpieza reduce las posibilidades deatascamiento del núcleos durante el corte.

1.11.5.2 Cara de Descarga

Las caras de descarga de las mechas de núcleos son diseñadas para desviar algunosfluidos que normalmente pasan directamente de la garganta de la mecha a la cara de lamecha. Esto limpia la cara de la mecha y reduce la cantidad del fluido con residuo deformación que ha estado en contacto con el núcleo durante el corte.

1.11.5.3 Perfil de baja invasión

El perfil de baja invasión de las mechas para cortar núcleos es diseñado para minimizarla invasión del filtrado del lodo de perforación en el núcleo. El diseño incorpora puertosde caras de descarga, un reducido número de cortadores, y un disminuto espacio libre,entre el tubo interno del portanúcleos y la cara de la mecha. El uso de las mechas conperfil de baja invasión es recomendado en formaciones blandas a medianamente duras.Formaciones mas duras bajarían la tasa de penetración y posiblemente dañarían loscortadores.

1.12 Retenedores de núcleos

La mas sencilla y crítica parte de cada sistema de muestreo es el retenedor de núcleos(Core Catcher), que mantiene el núcleo dentro del portanúcleos cuando es llevado a lasuperficie, despues del corte. La tabla 1-5 presenta una lista de los retenedoresdisponibles y sugiere aquellos mas apropiados para los tipos de roca mas especificos.Muchas situaciones se prestan para combinar dos o mas retenedores para asegurar eléxito de la operación. Las secuencias de arenas friables intercaladas con lutita podríanrequerir dos tipos de ellos: Slip y flapper. El retenedor de cierre completo se correprimeramente para asegurar éxito durante el corte de arenas no consolidadas, tambiense incorpora el retenedor split ring o tipo slip para mejorar el recobro del núcleo, encaso de finalizar la toma de núcleos en roca dura.

Tabla 1-5Retenedores de núcleos (Core Catchers)

Tipo de Retenedor Uso RecomendadoSplit-Ring-spring Formaciones ConsolidadasCollet Caracteristicas de la Form. DesconocidasSlip Form. Consolidadas, normalmente corre

con flapper o con cuchillas orientadas.Dog o Flapper Form, Consol.fracturadas, no.consolidada

donde la geología es desconocida.Basket (Canasta) Form. No Consolidada, normal corre con

otro tipo de RetenedorFull Closure (Cierre Completo) Formacion Friable a no consolidada

SECCION 2

• Procedimiento, manejo y Preservación de Núcleos

2. PROCEDIMIENTO DE MANEJO DE NUCLEOS EN SITIO Y PRESERVACION

2.1 GENERAL

2.1.1 Las recomendaciones incluidas en éste documento pueden envolver el uso demateriales peligrosos, operaciones y equipos. Este documento no enfoca todos losproblemas de seguridad asociados con su uso. Es responsabilidad del usuario establecerlas apropiadas practicas de salud y seguridad industrial y determinar las aplicaciones ylimitaciones antes de usarlas.

2.1.2 Los procedimientos de manejo y preservación en sitio, permitirían la mejor practicaposible, porque el valor de todos los análisis del núcleo están limitados a ésta operacióninicial. Los objetivos de un programa de manejo de núcleos son los siguientes:

a.- Obtener material de roca que sea representativo de la formación.b.- Minimizar la alteración fisica de la roca durante el manejo y almacenaje.

Los mayores problemas que confronta el manejo y preservación de la roca para los análisisde núcleos son:

a.- Selección de un material de preservación no reactivo y un método para prevenirpérdidas de fluidos o la adsorción de contaminantes.

b.- Aplicacion de un apropiado método de manejo y preservación, basado en el tipo deroca, grado de consolidación y tipo de fluido.

Diferentes tipos de roca pueden requerir precauciones adicionales para obtener datos deanálisis representativos. Todo el material de roca debería ser preservado en sitio tan prontocomo fuere posible, despues del recobro, para minimizar la exposición a las condicionesatmosféricas.

2.1.3 La terminología que ha estado envuelta para describir el estado de la preservación delos núcleos tiene importancia historica, pero puede confundir porque algunas veces no esusada consistentemente. Por ejemplo el termino “estado nativo”, ha sido a menudo usadopara designar núcleos cortados con lodo de perforación en base aceite o crudo con elpropósito de hacer exacto una medida de saturación de agua. Similarmente, “estadofresco”, ha sido a menudo usado para decir que el núcleo fué cortado con fluido deperforación en base agua y preservado en sitio para prevenir pérdidas por evaporación.Este término tambien han sido usado para incluir núcleos cortados con lodo en base aceite.Con el interés de crear consistencia, se recomienda la siguiente terminología:

2.1.3.1 Núcleo Fresco: Algún nuevo material recuperado y preservado tan rápido comofuere posible, en el sitio para prevenir pérdidas por evaporación y exposición a oxigeno. Eltipo de fluido usado para el corte del núcleo, nótese, i.e. estado fresco (fluido deperforación en base aceite), estado fresco (fluido de perforación en base agua).

2.1.3.2 Núcleo Preservado: Similar al núcleo fresco, pero algún período de almacenaje estáimplícito. El núcleo preservado está protegido de alteración por alguna de las técnicas.

2.1.3.3 Núcleo limpio: Núcleo desde el cual los fluidos han sido removidos por solventes. Elproceso de limpieza (secuencia de solventes, temperatura, etc.) debería ser especificado.

2.1.3.4 Núcleo estado restaurado: Núcleo que ha sido limpiado, entonces vuelto a exponera fluidos de yacimiento con la intención de reestablecer las condiciones de humectabilidaddel yacimiento. Esto es a menudo la única alternativa disponible, pero no es garantía que lahumectabilidad del yacimiento fué restaurada. Las condiciones de exposición del crudo,especialmente saturación irreducible de agua, temperatura y tiempo, todo puede afectar laúltima humectabilidad.

2.1.3.5 Núcleo de presión retenida: Material de roca que ha sido mantenido, tanto como hasido posible, a la presión del yacimiento para evitar cambios en la saturación de fluidosdurante el proceso de recobro.

Ninguno de esos términos por si solos, describen el estado del núcleo, se requiere unadescripción completa del lodo de perforación, del manejo, la preservación y lossubsecuentes tratamientos.

2.1.4 Para los análisis el núcleo necesita ser muestreado. Para obtener un análisis denúcleos representativode la(s) formación(es) de interés, se recomienda que el núcleo seamuestreado completamente. Una sección entera del núcleo debería ser retenida. Hacer elmuestreo en sitio puede ser importante por una variedad de razones, pero esrecomendable hacerlo en el laboratorio. Si el muestreo es requerido hacerlo en sitio,debería ser realizado con mucha conciencia que el procedimiento de muestreo, puede

impactar futuros esfuerzos y resultados de análisis. El muestreo en sitio debe ser minimopara mantener la integridad del núcleo. Las muestras tomadas en sitio deben ser minimaspara mantener la integridad del núcleo. Las muestras para descripción litológica, porejemplo, pueden ser tomadas de pequeños pedazos rotos de núcleos sin dañar ninguno delos pedazos intactos. Si tienen que ser tomadas muestras de las porciones intactas, debenmedirse los trozos tomados y dejar una nota en el sitio de donde se tomó la muestra,indicando las razones para hacerlo y cualquier otra información que se considerenecesaria. Si la muestra se requiere que sea tomada dentro del segmento intacto, debeemplearse un método no de percusión. El objetivo de tener un método standard demuestreo es para obtener muestras uniformes, tomadas con un mismo patrón, de tal formaque los resultados no tengan influencias humanas. La selección de muestras es bastantesimple para formaciones uniformes. Sinembargo, cuando una formación contiene unaamplia variedad de litología y tipos de porosidad heterogenea (tales como conglomerados,cherts, vugular, yacimiento fracturado o arenisca con intercalaciones de lutita), unaselección apropiada de muestras representativas mayor cuidado. Una persona calificada(ingeniero, geólogo, etc), seguiría un procedimiento de muestreo establecido paraminimizar influencias estadisticas.

2.1.5 Los procedimientos de manejo y preservación de núcleos prescritos, son aplicables atodas las muestras de roca tomadas en forma convencional. Muchos de esos mismosprocedimientos son aplicables a muestras de pared y canal. Esos procedimientosrecomendados han sido seleccionados para producir análisis de núcleos representativos. Eléxito de alguna técnica dada está directamente relacionada con las propiedades de la roca.Los procedimientos de manejo tambien están basados en la tecnología usada pararecuperar el material de roca según los objetivos del programa de toma de núcleo. Unarevisión de los materiales de preservación de núcleos es tambien presentada. Cada trabajode toma de núcleos debe ser cuidadosamente examinado antes de diseñar un programa demanejo y preservación.

2.2 PROCEDIMIENTO DE MANEJO DE NUCLEOS

Muchos métodos están disponibles para manejo de núcleos. Las técnicas para tomas denúcleos continuas, convencional, diámetro completo, pueden ser divididas en dos grupos:Aquellas que emplean un tubo interno de acero reusable y las otras que utilizan un tubointerno desechable. Otros métodos de toma de núcleos como las muestras de pared,aparatos para recuperar con guayas, usan equipos muy especializados. Procesos de tomade muestras especiales, incluyendo métodos de presión retenida y esponja, estándisponibles para obtener resultados de núcleos y análisis de fluidos mas representativos.El material de núcleo consolidado obtenido con un tubo de acero reusable, debe sersacado del portanúcleos lo mas pronto posible, despues de llegar a la superficie, paraminimizar la imbibición del lodo de perforación. Entre los posibles efectos no deseadoscausados por la imbibición del lodod de perforación están los siguientes:

a. Cambios en las saturaciones de fluidos, equilibrio geoquimico y gas en solución.b. Cambios en la humectabilidad.c. Movilización de arcillas intersticiales y minerales de granos finos.d. Hinchamiento de arcillas y degradación asociada con propiedades mecánicas.

Alguna demora en sacar el núcleo del portanúcleos debe ser reportado.

Varios tipos de rocas y métodos de toma de núcleos requieren varios niveles de atención ypueden ser separados en dos mayores categorias:

a. Manejo Básico.- Esta categoría requiere minimo entrenamiento y/o experiencia e incluye:

1. El tubo de acero reusable, para obtener núcleos consolidados bastante homogéneos.2. Obtención de muestras de pared por guaya a percusión o rotatorias.

b. Manejo Especial.- Esta categoría requiere entrenamiento intensivo en:

1.- Tubo interno desechable y portanúcleo orientado usado para obtener núcleosfracturados o no consolidados, que pueden requerir estabilización mecanica.

2.- Portanúcleos de presión retenida para mantener el núcleo a presión de yacimiento, paraminimizar expansión de fluidos de la reducción de presión y expulsión de fluidos cuando elnúcleo está siendo llevado a la superficie.3.- El tubo interno de aluminio con esponja en su interior para atrapar fluidos durante laexpansión, de la reducción de presión cuando el núcleo está siendo llevado a la superficie.

El uso de algún tubo adicional dentro del portanúcleos reduce el diámetro resultante delnúcleo.

2.2.2 REMOCION DEL NUCLEO DESDE UN PORTANUCLEOS ESTANDARD DE ACEROREUTILIZABLE

El núcleo debería ser sacado desde el tubo interno del portanúcleos en una posiciónhorizontal, siempre que sea posible.Tener mucho cuidado para minimizar los choques mecánicos, durante la extracción. Sedebería permitir al núcleo deslizarse fuera del portanúcleos, elevando suavemente la puntafinal. Si el núcleo no se desliza, debe usarse un pistón para empujarlo desde elportanúcleos. Si llegase a ser necesario, golpear suavemente el portanúcleos con unmartillo para iniciar el movimiento del núcleo. Sin embargo no golpear el portanúcleos demanera que imparta severos choques mecánicos al núcleo. En todas las manipulacionesfisicas, estar atentos de exponer al núcleo al minimo esfuerzo mecánico. Si el núcleo nopuede ser removido por ninguno de los métodos mencionados, entonces deberíabombearse un fluido dentro que empuje el núcleo fuera del portanúcleos. Si ésto llegase aser necesario se debería disponer de un fluido que no contaminara al núcleo. El fluidousado durante el corte del núcleo puede ser usado. El uso de agua dulce u otros fluidossimilares deben ser evitados. Si se forza agua a pasar y estar en contacto con el núcleo, unvalor muy exagerado de saturación de agua puede ser obtenido cuando se hagan losanálisis de saturación de fluido, como tambien alguna excesiva presurización en elportanúcleos puede causar que el fluido penetre dentro del núcleo. Cualquier dificultad oirregularidad encontrada mientras se está sacando el núcleo, del portanúcleos debería seranotada, i.e., presión usada, en caso de haberlo hecho, fluido usado, perdidad de materialde roca, etc.

2.2.3 El núcleo debería ser extendido y colocado en cajas sobre el piso del taladro, si elespacio fisico lo permite. Otras alternativas pueden ser tomadas en cuenta, como disponerde un lugar techado e iluminado para las labores nocturnas. La identificación y acople de

los núcleos debe ser hecha sin que interfiera con la perforación o las operaciones del cortedel próximo núcleo. Si se toma la decisión de trabajar en el piso del taladro, coloquebandejas/latas o cajas apropiadamente marcadas, cerca del portanúcleos. Si el núcleo va aser extendido sobre el piso, prepare un área limpia para hacerlo. Debe tenerse uidado demantener la orientación del núcleo, no confundir jamas tope con base, y preservar lasecuencia correcta de los trozos de núcleos. El punto clave es que el núcleo debe seridentificado y marcado de una manera, que el intervalo completo tomado pueda serreensamblado sin dificultad en un tiempo futuro. El núcleo debería ser protegido detemperaturas extremas, mezclas y deshidratación, i.e., luz directa del sol, máquinascalientes, lluvia, viento fuerte y humedad relativa baja. El material de preservación yequipos deben estar cerca del área de manejo para facilitar una rápida operación. Medidasprecisas de recobro deben ser hechas y registradas. Algún recobro en exceso en el núcleocortado debería ser reportado, tambien como lo no recobrado. Asignar lo recobrado, o losobrerecobrado a la base de cada núcleo, a menos que alguna observación especialindique que deba hacerse una excepción a ésta regla. Todas éstas excepciones deberíanser anotadas si las hubiere. Los siguientes datos y observaciones deberían ser útiles paradeterminar el origen de las partes no recobradas o sobrerrecobradas:

a.- Parámetros de perforación: tiempo de perforación, torque, tasa de penetración, presiónde bombeo.b.- Condiciones generales del núcleo: continuidad, secciones rotas, fracturas inducidas,etc-c.- Condiciones del montaje del portanúcleos en el fondo del pozo.

Identificar las profundidades del núcleo, desde el tope hasta la base y asignar algunsobrerrecobro, o falta de recobro a la base del núcleo. El tope del próximo núcleos vienedado por el comienzo del corte del núcleo en cuestión. Esto significa que en el caso de unsobrerrecobro habrá la misma profundidad en dos núcleos. Sinembargo, esos núcleosserán distinguibles uno del otro por sus números de núcleos. La profundidad de los núcleosdebe ser ajustada a la profundidad del perfil, antes que la correlación pueda ser hecha,entre las propiedades del perfil y las propiedades del núcleo, y entre pozos con núcleos ypozos sin núcleos. Ajustes núcleo-perfil, deben ser hechos usando descripcionesdetalladas de núcleos. Las siguientes reglas son apropiadas para extender y marcar losnúcleos:

a.- La base del núcleo viene de primero como primera pieza dentro del portanúcleos y debeser colocada en la parte marcada como base en la bandeja/lata o caja que recibirá alnúcleo, cada trozo sucesivo será colocado a continuación mas cerca al tope.

b.- Se debe tener precaución en mantener la secuencia apropiada y la orientación delnúcleo para asegurar que cada segmento individual del núcleo, no está fuera de lugar ovolteado. Alguna porción del núcleo que esté disgregada debe ser colocada en bolsasplásticas y puestas en posición apropiada.

c.- Ensamble los núcleos al mismo tiempo de tal forma que las puntas terminales puedanconcordar, unas con otras, entonces proceda a medir el total recobrado.

d.- No lave el núcleo, si presenta exceso de lodo de perforación debe ser limpiado con untrapo húmedo y escurrirlo tan a menudo como sea necesario.

e.- Con marcadores indelebles rojo y negro, amarrados juntos, raye el núcleo de tope abase con lineas paralelas (ver fig 2-1). La linea roja debe estar a la derecha si el individuoque está marcando está colocado en la base del núcleo. Se deben usar flechas apuntandoel tope del núcleo para evitar confusión.

f.- Con un marcador indeleble o creyón de cera, comenzando del tope a la base se dibujaráuna linea corta indicando y escribiendo la profundidad de cada pie.

g.- Para obtener análisis de núcleos de confianza,se debe tener en cuenta la rapidez parasacar, extender, identificar y preservar el núcleo para minimizar alguna alteración debido ala exposición atmosférica.

h.- El núcleo debería ser preservado y colocado en cajas numeradas para su transporte allaboratorio. Se recomienda que el intervalo entero sea preservado en el sitio de la toma,con el muestreo reservado para ser efectuado en el laboratorio.

Linea Roja

Tope

Base

Linea Negra

Figura 2-1Marcaje de Núcleos

En unos pocos minutos de exposición, dependiendo de las condiciones atmosféricas,pueden causar una significativa pérdida de agua y fracciones de hidrocarburo liviano delnúcleo. Si el núcleo fué accidentalmente lavado con agua, se le debe permitirpermanecer en el portanúcleos, antes de la preservación, luego ésta información debeser registrada.

2.2.4 MANEJO DE PORTANUCLEOS CON TUBO DESECHABLE

El tubo adicional dentro del portanúcleos mejora el recobro de las formacionespobremente consolidadas y fracturadas. Ellos están hechos de plástico, fibra de vidrio oaluminio y son promediadas a varias temperaturas. En tomas de núcleos noconsolidados o pobremente consolidados, se selecciona el tubo adicional o tubodesechable para resistir la temperatura circulante. Las capas duras tales como lutitasson mejor muestreadas usando fibra de vidrio o aluminio para prevenir atascamiento yconsecuente pobre recobro de núcleo. Algunos aditivos del fluido de perforación talescomo soda caustica reaccionan con el tubo de aluminio causando liberación de ionesde aluminio, que pueden reacionar con el núcleo para alterar sus propiedades en lasuperficie.Cuando se toman núcleos en una formación pobremente consolidada, para evitarcompactación de la roca es previsible tomar longitudes cortas, 30 pies o menosdependiendo de la consistencia de la roca. En longitudes grandes, la seccion mas bajadel núcleo puede quedar sobrecompactada y dañada por el peso del materialsobrepuesto. El nucleo dañado es de uso limitado para análisis. Cuando se tomanformaciones fracturadas longitudes cortas pueden ser mas beneficiosas para bajar elriesgo de atascamiento.El portanúcleos debe ser llevado a la superficie suavemente. Durante los últimos 500pies el núcleo debería ser llevado a la superficie mas lento todavía para minimizar laexpansión de gas que puede severamente dañar al núcleo no consolidado si la presiónse reduce demasiado rápido. Cuando se esperan daños por expansión de gas un tuboperforado o tubo desechable perforado puede ser usado para permitir que se escape elgas. Todas las perforaciones deben ser selladas si se usa el tubo perforado para serpreservado. Alternativamente, la sección entera perforada puede ser colocada enbolsas plásticas para prevenir pérdidas de fluidos. Cuando el tubo está lleno con elnúcleo, despues de cortar, puede ser bajado de la planchada usando un sistema depoleas y es colocado sobre una pasarela con rodillos para manejar y preservar. El tubocon el núcleo se acuña para impedir que rote cuando se le está quitando el retenedor(core catcher). Se debe transferir el material de roca del core catcher a un tubo plásticodesechable, con una longitud equivalente a la del core catcher (retenedor).Normalmente el material de roca del core catcher, está demasiado disturbado parahacer análisis cuantitativos.

La pasarela donde se apoya el tubo con el núcleo debe ser de una longitud suficienteque soporte todo el tubo sin permitir que se doble.

El tubo desechable que contiene el núcleo algunas veces no está totalmente lleno,entonces es necesario ubicar el tope del núcleo para cortar el tubo en ese punto queserá el tope del núcleo. El tubo debe limpiarse totalmente en la parte exterior, y luegoproceder a colocar las lineas roja y negra, comenzando desde el tope siguiendo hastala base del núcleo. Luego se trazarán lineas cortas indicando la longitud pie a pie, yescribiéndola sobre el tubo con tinta indeleble y de una forma clara, cada 3 pies setrazará una linea mas gruesa, que indicará los puntos de corte del tubo y núcleo.

El tope del tubo conteniendo el núcleo se empujará un intervalo que supere 3 pies (0.91metros), y se colocará en una prensa manual donde será sujetado fuertemente paracortar los primeros 3 pies (0.91 metros), para realizar ésto se usará un corta tubogigante manual o una sierra electrica con disco circular, se debe tener cuidado de evitarvibración y rotación del tubo. La cara cortada debe ser cubierta con una tapa de goma ysujetada con una abrazadera metalica accionada con un tornillo sin fin, se recomienda

usar destornilladores electricos para realizar la operación mas rápido (si se usa la sierraelectrica, deben colocarse señales de identificación en la cara cortada que permitanubicar la posición original del nócleo cuando éste llegue al laboratorio). La otra cara deltubo de 3 pies cortado debe permanecer abierta por poco tiempo mientras se le permiteal tubo permanecer inclinado para que escurra el posible lodo de perforación alojado enel espacio anular entre el tubo y el núcleo. Para estabilizar fisicamente el núcleo dentrodel tubo, si la roca es no consolidada, se aplica resina epóxica con catalizador noreactiva, primero en la base del tubo hasta formar un soporte que permitirá colocar altubo en forma vertical y llenar el espacio anular vaciando/inyectando desde el tope. Sedebe tener cuidado de que el interior del espacio anular quede libre del fluido deperforación sobre todo si éste es en base aceite. Luego se deben colocar los tubosresinados en cajas de madera previamente identificadas, y dentro de las cajas, lostubos tendrán a su alrededor, goma espuma para evitar golpes frecuentes con lasparedes de la caja durante el viaje al laboratorio. Las tapas de las cajas de maderadeben ser sujetadas con tornillos, no clavos, para evitar golpes. Otra forma deestabilización fisica del núcleo no consolidado, consiste en congelar el tubo completocon el núcleo antes de cortarlo en secciones de tres (03) pies, será necesario hacer unmonitoreo de la temperatura de congelamiento, permitiéndose el uso de termocuplas,entonces el número total de tubos de tres pies cortados serán colocados en una cajacomún con revestimiento térmico en el fondo, paredes y tapa, la cual contendrá hieloseco en el fondo, los tubos en el centro y hielo seco en la parte superior. Finalmente losnúcleos serán llevados al laboratorio para los análisis.

2.2.5 NUCLEOS CON PRESION RETENIDA

Los portanúcleos para presión retenida son diseñados para obtener lo mejor posible,saturaciones de fluidos del yacimiento. Este método de muestreo ofrece una alternativaal portanúcleos convencional, que pierde presión cuando es llevado a superficie. Parapermitir la saturación de fluido a ser medida en el laboratorio, el núcleo debe ir a travésde un manejo riguroso. El equipo portanúcleo es colocado en un lugar especial y elfluido de perforación es barrido del espacio anular entre el tubo interno y el tuboexterno, usando un fluido no reactivo, mientras tanto la presión es mantenida en elresto del sistema. El portanúcleos entero es colocado en una caja refrigerada con hieloseco. En este punto de manejo las operaciones deben ser ejecutadas por personal deservicio especializado. Los siguientes procedimientos realizados a núcleos refrigeradosdeben ser supervisados por personal calificado de la empresa de servicios:

a.- Controlar la presión con hielo seco/nitrógeno lquido, y cortar las secciones a lalonguitud deseada.b.- Colocar cada sección cortada en hielo seco. Tener cuidado de no confundir tope ybase de cada sección, y no confundir su identificación.c.- Colocar las tapas de goma en los extremos cortados sujetándolas con abrazaderas,no olvidar la identificación a cada tubo.d.- La identificación debería mencionar el nombre de la compañia, la presiónrecuperada, nombre del pozo, intervalo de profundidad, número de núcleo y número deltubo cortado.e.- Colocar el tubo cortado con el núcleo en las cajas donde serán enviadas y aplicarhielo seco suficiente. Las cajas deben identificarse con el nombre de la compañia,

nombre del pozo, número del núcleo y profundidad. Si el tiempo de viaje supera las 24horas, será necesario llevar hielo seco adicional.

2.2.6 NUCLEOS CON ESPONJA

El equipo de toma de núcleos con esponja está diseñado para mejorar las medidas desaturación de fluidos del yacimiento. Cuando el núcleo es llevado a la superficie, elfluido que de otra forma se perdería por expulsión, cuando la presión se reduce, esatrapado por una esponja de poliuretano absorbente que rodea al núcleo. El aparato detoma de núcleos consiste de 6 secciones precortadas de 5 pies (1.52 metros) delongitud cada una, de aluminio, corridas dentro de un tubo interno de acero. El núcleocon la esponja se maneja como fué explicado en la sección 2.2.4. En muchos casos eltubo debe ser bombeado usando la misma herramienta. El tubo precortado esalmacenado y preservado en un tubo PVC, llenándose el tubo con un fluido no reactivo.El tubo PVC es sellado con tapas de goma en sus extremos. Para propósitos deorientación, cada sección de tubo con esponja es biselada en uno de sus extremos.Una vez que el núcleo en esponja llega al laboratorio, es abierto y ambos, esponja ynúcleo se le extrae todo el fluido de yacimiento.

2.2.7 NUCLEOS CONTINUOS RECUPERADOS CON GUAYA (WRC)

Las operaciones de toma de núcleos recuperados con guaya, consiste en recuperar elportanúcleos, mientras la sarta de perforación permanece en el hoyo. El tiempo de viajees reducido y consecuentemente el método puede ser menos costoso que una toma denúcleos convencional. Normalmente, se muestrea todo el intervalo continuo, y enalgunos pozos, se toman núcleos desde superficie hasta la profundidad total.

2.2.8.1 LAVADO DE NUCLEOS CONTINUOS RECUPERADOS CON GUAYA(WRC).

Como fué considerado en los núcleos convencionales, se debe tener mucho cuidado,para evitar dañar la roca; i.e., lavándolo con un fluido inapropiado. Si hay alguna duda,referente al fluido usado, o si se debe lavar o no, lo mas aconsejable es evitar lavar elnúcleo.

2.2.8.2 ANALISIS EN NUCLEOS WRC

El alcance para lo cual los núcleos WRC son analizados, varía de operador a operador.Los procedimientos de análisis de núcleos para WRC, difiere significativamente deaquellos usados para núcleos convencionales. En operaciones de toma de núcleosconvencionales, el núcleo es llevado al laboratorio, para sus análisis en algun tiempofuturo. Los resultados de los análisis de núcleos son ajustados a profundidad de perfil.Con los núcleos WRC, muchos de los análisis son realizados en el campo y en muchoscasos los núcleos pueden nunca ser archivados. Normalmente, un geólogo deoperaciones describiría la seccion con suficientes detalles para permitir una buenacorrelación núcleo-perfil. El geólogo pondría enfasis en las emanaciones dehidrocarburos, intervalos porosos y cambios de facies. Algunos operadores usanlaboratorios móviles a través de los cuales ellos realizan abundantes y sofisticadosanálisis, incluyendo core gamma, fotografía ultravioleta, cromatografía de gas y

medidas de porosidad, densidad, susceptibilidad magnética, mineralogía y propiedadesacústicas.

2.2.9 PORTANUCLEOS ORIENTADOS

La orientación de los portanúcleos es realizada usando instrumento multi-shotelectrónico y equipos especializados. Alternadamente, la firma paleomagnética de laroca, puede ser usada para propósitos de orientación de la roca. Estricto procedimientode manejo debe ser permitido para asegurarse que los datos de orientación sonpositivamente correlacionados con profundidad y concuerden apropiadamente con lostrozos de material de roca.

2.3 MUESTRO DE CAMPO Y ANALISIS

2.3.1 General

En general, el muestreo de núcleo recuperado en sitio no es recomendable. Si esnecesario muestrear inmediatamente, deben tomarse las debidas precauciones paraminimizar el tiempo de exposición del núcleo a las condiciones atmosféricas, Elmuestreo debería de ser rápido, eficiente y realizado de acuerdo a las normas deseguridad. Tambien, obtener las muestras usando el menor daño y el mejor métododisponible que no contamine. El núcleo entero debería ser guardado en todos loscasos. Las razones especificas para muestrear en sitio, no están limitadas para a.-Pedacito de muestra para descripción litológica y/o determinación mineralógica. b.-Medidas de propiedades básicas. c.- Pruebas de compatibilidad de fluidos. d.- Estudiosde humectabilidad. e.- Observación de fluorescencia de petróleo. f.- Estudio de metanoen para el análisis de carbón. Todas las secciones removidas del intervalo del núcleodeben ser anotadas en las hojas de datos de campo y debe tomarse un espaciador deltamaño de la muestra tomada y colocarse en el sitio tomado, como evidencia fisica. Lamuestra removida debe ser identificada y preservada de una manara consistente con laprueba que se desee hacer. Cualquier otro dato adicional que se necesite debe estardisponible, para los análisis de laboratorio o campo. Cualquier otra prueba especial decampo que se necesite hacer, debe tenerse las condiciones adecuadas para correrlabajo condiciones controladas. El martilleo intensivo, puede dañar el núcleo e impedirhacer un buen análisis. Si es posible un trozo pequeño de muestra debe ser tomado delas roturas naturales ocurridas en el núcleo o si es posible, cortar la muestra con unasierra de precisión. El tamaño de la muestra sería mantenido en un minimo necesariopara realizar los análisis deseados. Se debe colocar cada muestra en bolsasindividuales y preservar la saturación de fluidos con la técnica de preservaciónadecuada.

2.3.2 TRANSPORTE Y LOGISTICA

El método de transporte sería realizado para proveer una protección contra el daño porcambios en el medio ambiente, vibraciones mecánicas y maltratos. Hay otros factoresimportantes que deben considerarse, cuando se seleccione el medio de transporte,estos son:a.- Distancia desde el pozo al laboratorio.b.- Condiciones geográficas: tierra o costa afuera.c.- Condiciones climatológicas.

d.- Tipo de preservación y empaque.e.- Costos

En todos los casos, se deben tomar precauciones para asegurar la estabilización de losnúcleos. En caso de transporte aéreo, la cabina de almacenaje puede ser nopresurizada, y ésto puede ser un factor a tomar en cuenta en el tipo de preservación.No amontonar cajas con núcleos unas sobre otras, sobrepasando la capacidad deaguante, y causando daños al núcleo. Los correos comerciales desacostumbrados paratransportar materiales frágiles deberían ser usados con mucha precaución. Por razonesde seguridad, los núcleos empacados en hielo seco, pueden ser tratados como“quimicos”, con propósitos de transporte aéreo.En todos los métodos de transporte, una carta de conformación de recibo coninformación correspondiente debería acompañar el envío. Una copia de ésta cartadebería ser enviada al destinatario, via fax/e-mail, para prevenirlo. Los núcleos,particularmente aquellos no consolidados, pueden ser congelados o refrigerados en elpozo, como preservación y estabilización durante el transporte y almacenaje. Si se usael congelamiento, el núcleo debe ser refrigerado completo antes del envío para evitardaños mecanicos. Los núcleos congelados son usualmente embalados en cajas conaislantes térmicos y empacados con hielo seco. Los núcleos refrigerados sonusualmente enviados en unidades refrigeradas, preparadas para éste tipo de trabajo.Un registro y monitoreo de la temperatura, debe acompañar al núcleo para asegurarque las condiciones deseadas, son mantenidas durante el transporte.

2.3.3 HOJA DE DATOS

Una hoja de datos disponible debería ser provista y completada por el ingeniero ogeólogo de pozo, para suministrar un registro completo de las condiciones de la tomade núcleos. Esta información será de gran valor para validar la interpretación de losdatos de análisis de núcleos. Además, éste registro puede sugerir que ciertas pruebasadicionales serán corridas para complementar las pruebas básicas. Esto resultará enmas análisis útiles en menos tiempo y bajo costo.Es importante disponer de los datos pertinentes como sea posible, acompañando alnúcleo. La siguiente es una lista de la información deseable:

a.- Identificación del pozo, gravedad API, elevación, nombre de la persona contacto,dirección, teléfono, fax, e-mail.

b.- Tipo del fluido de perforación usado, contenido de éste y datos medidos.c.- Tipo de núcleo y equipo usado.d.- Información de tope y base de las formaciones atravesadas.e.- Designación de la información crítica y algunas notas de la toma de núcleo, como

total de pies recobrados, tiempo de viaje y dificultades.f.- Salinidad del agua de formación y datos del fluido de producción.g.- Guias de preservación, tiempo de exposicion a la atmosfera.h.- Análisis requeridos.i.- Registro de perforación.j.- Descripción del núcleo.K.- Perfiles del pozo y control de perforación (mud logging), si están disponibles.

2.4 CONSIDERACIONES ESPECIALES DE MANEJO Y TIPO DE ROCA

2.4.1 General

El término “tipo de roca”, es usado para describir las caracteristicas mas resaltantes delnúcleo. Esto puede referirse al grado de consolidación, presencia de fracturas o vugas,litología o propiedades fisicas, i.e., baja permeabilidad de la roca por ejemplo. Lasdescripciones litológicas de las rocas son mas complejas y los esquemas declasificación han sido concebidos para categorizar tipos de roca específicos, conrespecto a textura, tipo de cementación, tamaño de grano, etc. Muchas consideracionesespeciales deben ser tomadas en cuenta, cuando se diseñe un programa de manejo ypreservación de núcleos.

2.4.2 Rocas Consolidadas

Las rocas consolidadas son duras como resultado de la cementación. Ellas nonecesitan un tratamiento tan especial en el pozo. La cementación de las rocas esdefinida como el proceso de precipitación de materiales cementantes alrededor de lasuperficie de granos sólidos. Las rocas pueden ser descritas como consolidadas,pobremente consolidadas (friables) o no consolidadas, dependiendo del grado decompactación y cementación. Ejemplo común de rocas consolidadas son: Calizas,Dolomías, Areniscas y Cherts.

2.4.3 Rocas no consolidadas

Las rocas no consolidadas tienen poco o ningún cemento y son esencialmentesedimentos compactados. Rocas pobremente consolidadas tienen menor cemento,pero no suficiente para hacerlas duras. Esas rocas son mejor tomadas usando un tubointerno adicional o tubo interno desechable, para evitar que el núcleo se disgregue,ademas de asegurarse que el núcleo llegue a la superficie, extenderlo suavemente ypreservarlo, en ambos casos éstos sobrevivirán al transporte.

2.4.4 Rocas no consolidadas - Petróleo liviano y Gas.

Es muy crítico preservar núcleos no consolidados, conteniendo petróleo liviano, de unamanera eficiente y conveniente. Algún movimiento innecesario del núcleo debe serevitado. Los dos métodos comunmente usados para preservar éste tipo de roca son:Congelamiento y estabilización con resina epóxica. Los núcleos no consolidadosconteniendo petróleo liviano son susceptibles a significantes pérdidas de fluidos duranteel manejo en la superficie. Durante el tiempo que el núcleo ha sido traído a la superficie,ha sufrido esfuerzo mecánico y descarga, debido a la remoción de la presión desobrecarga y ha tenido cantidades variables de expansión del gas, cuando se haperdido la presión interna de poros. El grado para lo cual esos efectos alterarán elnúcleo, depende de la profundidad, presión de yacimiento, gravedad del crudo,propiedades de los fluidos, tipo de sedimentos y procedimiento de la toma de núcleos.Los intervalos de núcleos tomados deberían estar limitados en longitud, para prevenirposible daño de roca, bajo su propio peso. Cuando al núcleo le falte unos 500 pies (152metros), para llegar a superficie, el portanúcleos debe ser sacado del pozo de unamanera mas lenta, evitando paradas bruscas de la sarta de perforación, para minimizaroportunidades para que el núcleo se disgregue y causar daños a la roca.Si se usa congelamiento para estabilizar el material no consolidado, el núcleo nodebería ser transportado hasta que esté bien congelado, un congelamiento parcial

puede causar daños estructurales al núcleo. Cuando se use resina epóxica paraestabilización del núcleo, se debe sacar del espacio anular entre el tubo desechable y elnúcleo todo el fluido de perforación que se haya alojado, porque impediría una buenapreservación, la situación se pone mas crítica cuando el lodo de perforación es en baseaceite.

2.4.5 Roca no consolidada - Petróleo pesado

La mas grande dificultad en manejar roca no consolidada conteniendo crudo pesado esla minimización de la expansión demorada del núcleo. La expansión es el resultado dela suave evolución del crudo pesado sin posibilidades de términos cortos de drenajesdebido a la baja movilidad del gas. El hinchamiento de la roca puede facilmentecontinuar hasta que la fase de gas llegue a ser continua y ésto puede requerirexpansión volumétrica en exceso de (6-8) %. En los tubos adicionales del portanúcleos,las areniscas no consolidadas con crudo pesado se expandirán radialmente para llenarel espacio anular vacío. Otra vez el núcleo hinchado se adhiere al tubo que lo contiene,además la evolución del gas puede causar un efecto tipo pistón causando que el núcleose alargue en uno de los extremos llegándo a estirarse un 5 %. Se puede estar tentadoa simplemente cortar la parte que sobresale del núcleo y descartarlo, pero ésto debeevitarse. El material de roca estirado es mantenido en la parte final del tubo que locontiene, las tapas plásticas puestas en los extremos pueden ayudar a mantenerlosuavemente retenido. Para mejorar la calidad del núcleo en areniscas no consolidadascon crudo pesado, se requieren las consideraciones siguientes:

a.- Proveer restricciones mecánicas para la expansión.b.- Proveer una manera para permitir el drenaje del gas.c.- Proveer esfuerzo mecánico al núcleo.

El gas se desprende suavemente del crudo pesado y continuará por meses. Serecomienda entonces efectuar unas perforaciones al tubo desechable que contendrá elnúcleo, para permitir la fuga de gas y eliminar el efecto pistón. Se recomienda hacerperforaciones de diámetro de 1/8” (3.18 milimetros), deben estar espaciados yseparados no mas allá, de una distancia equivalente al diámetro del tubo. Masperforaciones no deben ser hechas una vez que el tubo está en superficie con elnúcleo, porque causaría daños al núcleo. El congelamiento del núcleo con crudopesado, puede ser necesario, aunque en general el congelamiento no sea bienentendido. El congelamiento tiene los siguientes efectos:

a.- Reduce la velocidad de salida y el volumen del gas.b.- Incrementa la viscosidad del gas que restringe la expansiónc.- Congela el agua intersticial que da al núcleo algún esfuerzo mecánico para restringirla expansión y fracturamiento. Como el agua de los poros es usualmente salina, latemperatura tendrá que ser reducida a -40 °F (-40°C), para asegurar completosbeneficios mecánicos.El manejo del núcleo durante el transporte y almacenaje para materiales noconsolidados conteniendo crudo pesado, debe mantener las restricciones mecánicas ybaja temperatura. Cuando se prepare una sección de núcleos para análisis, latemperatura debe permitirse subir gradualmente, de tal forma que el gas que esexpulsado pueda ser disipado, las restriciones mecánicas deben ser mantenidas, hasta

que el núcleo esté equilibrado, éste es un proceso que puede durar semanas debido ala alta viscosidad del crudo y la baja permeabilidad relativa.

2.4.6 Rocas carbonáticas - vugas

Grandes vugas pueden debilitar el material del núcleo y causar dificultades con elrecobro. En muchos casos el recobro del núcleo se reduce a intervalos friables convugas. Un método de preservación estandar consolidado debe ser usado en éste tipode roca.

2.4.7 Evaporitas

Las rocas salinas son generalmente competentes, y excepto por su solubilidad, puedenser consideradas como rocas consolidadas. El núcleo conteniendo sal en secuenciascontinuas, o como vugas o fracturas rellenas no debería ser lavado con agua dulce bajoninguna circunstancia. Porque las propiedades fisicas de la roca salina puede estaralterada por pequeños cambios en contenido de mezclas, los núcleos conteniendo saldeberían ser inmediatamente limpiados hasta quedar secos y luego preservar. Eltransporte y almacenaje de núcleos conteniendo sal, debería siempre emprenderseteniendo en mente la naturaleza soluble de éste. Los núcleos de evaporita, anhidrita,yeso o calcita no presentan ningún problema especial para su manejo.

2.4.8 Rocas fracturadas

Muchos yacimientos de rocas son naturalmente fracturados. Para su toma, serecomienda tubo desechable de aluminio o fibra de vidrio. Un núcleo orientado puedeser útil para determinar dirección de las fracturas y los esfuerzos.

2.4.9 Rocas ricas en minerales de arcilla

Los minerales de arcilla pueden estar presentes en pequeñas cantidades en las rocas,todavía tienen un mayor impacto en las propiedades de la roca. Muchos de los mayoresasuntos en rocas conteniendo minerales de arcilla, incluyen:

a.- La presencia de esmectita (un mineral que se hincha), en muy pequeñas cantidades(1% por ejemplo), es de importancia en manejo de núcleos por el potencial dehinchamiento, alta capacidad de intercambio de cationes.b.- Los minerales de arcilla intersticial pueden ser fisicamente movilizados por cambiosen el contenido de los fluidos, quimicos o disturbios mecánicos conduciendo a bloqueosde la garganta de los poros o cambios en la caracteristicas de los poros en superficieshúmedas u otros cambios fisicos.c.- Los minerales de arcilla en contacto con su fluido de poros naturales están enequilibrio termodinámico y expuestos a otros fluidos alterarán ésto, conduciendo acambios en la actividad mineral de las arcillas, cationes intercambiables, y cambiosconsecuentes en mecánica y comportamiento de flujo.d.- Las lutitas y areniscas esmectiticas pueden hincharse cuando el esfuerzo deconfinamiento les sea removido y el agua libre esté disponible, inclusive si el agua libretiene propiedades idénticas a los fluidos intersticiales. Algún exceso de fluidos orevoque debería ser inmediatamente limpiados de los núcleos de material de esmectitay minerales de arcilla, y seguidamente preservar.

2.4.10 Lutita

Ademas de las recomendaciones para rocas con minerales de arcilla, hay un asuntoespecial, relacionado con el manejo de la alta fisilidad de las lutitas. Estos materialestienen planos altamente físiles de bajos esfuerzos que pueden dividirseespontáneamente, aun si el núcleo es manejado con gran cuidado. Una vez que elnúcleo de lutita físil se ha separado, será imposible obtener una muestra grande, paraanálisis de núcleos.Se recomienda que los núcleos de lutitas físiles sean manejados de la siguientemanera:

a.- Evitar excesivo manejo o movimiento de los núcleos.b.- Remover cualquier exceso de agua.c.- Preservar inmediatamente para impedir la desecación.d.- Empacar usando cinta adhesiva fuerte o fibra de vidrio, arropando los segmentos denúcleos perpendiculares a los planos de fisilidad, para reducir las divisiones. Tambien,puede usarse envolturas plásticas calentadas para sellar.Las lutitas tienen baja permeabilidad y la suave transferencia interna de humedadinevitablemente tendrá lugar entre las capas de los diferentes tipos de mineralogía yésto tambien ocurrirá durante el tiempo de almacenamiento. Si el núcleo estátotalmente libre sin restricciones, ésto puede resultar en demoradas particiones, aún sindesecación o manejo.Las lutitas físiles son excepcionalmente sensitivas a cambios de temperaturas ydeberían ser mantenidas a temperatura constante durante el transporte y almacenaje.El congelamiento de las lutitas no debe permitirse ya que ésto conduce a masivasmicrofisuras y movimiento interno de humedad.Las lutitas con petróleo y volumen quimico orgánico en exceso de 20 %, son sensitivasa temperatura y oxidación, y deben ser preservadas con particular velocidad, si serequieren análisis. Se recomienda preservar con aceite mineral inerte.

2.4.11 Rocas de baja permeabilidad

La evaporación de fluidos, es un problema de todos los materiales de núcleos, es departicular dificultad en núcleos con bajas permeabilidad y porosidad, donde elporcentaje de cambios en saturación puede ser mucho mas grande que el mismovolumen de fluido evaporado. El período de tiempo antes de que el núcleo seaprotegido de la evaporación es crítico para esas muestras. La presencia de mineralesde arcilla puede hacer daño por evaporación irreversible en algunas muestras.

2.4.12 Carbón

El contenido de gas en sitio, el comportamiento del gas, la permeabilidad, lapermeabilidad relativa, análisis de fracturas, composición de los núcleos y elcomportamiento mecánico constituyen el mayor interés en análisis de carbón porproducción de metano desde capas de carbón. Estudios de desorción de gas puedenser realizados en sitio con desorción en latas. El procedimiento para manejo de núcleoscon carbón incluirían instrucciones para esos estudios especiales. Portanúcleosrecuperados con guayas, Portanúcleos con tubos internos o tubos internos desechablesy portanúcleos con presión retenida, han sido usados para cortar núcleos con carbón.

El contenido de gas y la tasa de desorción de gas son comunmente medidas delmétodo de desorción de gas por lata, usando núcleos convencionales, muestras depared perforadas mecanicamente, núcleos continuos recuperados por guaya omuestras de canal. Segmentos de carbón son sellados en latas y mantenidos encondiciones isotérmicas, mientras el volumen de gas que sale de la muestra es medido.Las medidas del contenido de gas por desorción de lata requiere un estimado de lapérdida del volumen de gas, mientras llega el núcleo a la superficie y antes de sellar lamuestra en la lata. El contenido de gas debe ser normalizado a un patrón mineral base.Como el gas expelido no será 100 % metano, la composición del gas debe seranalizada.La tecnología del núcleo de presión retenida, no requiere un estimado de pérdida degas, por tanto ofrece un método mas preciso para determinar en sitio el contenido degas de una capa de carbón. El volumen de gas que sale del núcleo de carbón en elportanúcleo de presión es medido como una función de tiempo, temperatura y presión.Si el método de presión retenida para tomar núcleos con carbón es usado, un sensorespecial interno para controlar temperatura es incorporado y ningún fluido de toma denúcleos es llevado a superficie.

2.4.13 Diatomeas

Las diatomeas son generalmente rocas de alta permeabilidad y alta porosidadcompuestas de fase de opalina-cuarzo, con variable cantidad de material detrítico. Lasdiatomeas son muestreadas con portanúcleos con tubos desechables.Las diatomeas pueden ser preservadas usando método ambiental. El método decongelamiento no es recomendable. La temperatura debe ser controlada para manteneruna constante entre (35-40) °F (1.67-4.44)°C, durante las operaciones de pozo ytransporte.

2.5 PRESERVACION DE NUCLEOS PARA ANALISIS

2.5.1 General

La preservación de un núcleo es un intento para conservarlo, antes de los análisis, en lamisma condición que tenía desde su salida del portanúcleos. En el proceso de cortar unnúcleo, recuperarlo y traerlo a la superficie, los fluidos contenidos en la roca sonalterados por inevitables cambios en presión, temperatura, etc. El método de toma denúcleos con presión retenida intenta minimizar esos efectos. Descuidos o prácticasincorrectas en el manejo causan mas alteración del núcleo y sus fluidos, haciendo elnúcleo aún menos representativo de la formación.La preservación y el empaque de los núcleos puede variar dependiendo de las pruebasrequeridas, el intervalo de tiempo antes de las pruebas y el potencial de realizarpruebas en sitio. Si las muestras del núcleo van a ser usadas para saturación de fluidoso para análisis especiales, será necesario que ellas sean preservadas para transporteal laboratorio. La evaporación y migración de los fluidos tambien como la oxidacióndentro de la muestra debe ser evitada para obtener análisis aceptables. Un objetivoadicional del programa de preservación es prevenir roturas de los núcleos durante elenvío y almacenaje. Los núcleos consolidados por ser suficientemente duros norequieren un procedimiento de manejo especial, sin embargo los núcleos noconsolidados y los fracturados necesitan un procedimiento de manejo especial. El usode envases de vidrio, plásticos deformables (si no son estables), cartones, envases no

rigidos y latas con aire, no son recomendados para propósitos de preservación denúcleos.

2.5.2 Métodos de preservación de núcleos

El mejor método de preservación no existe. La experiencia puede ayudar a determinarel método mas satisfactorio para el tipo de roca en cuestión. La selección del métododependerá de la composición, grado de consolidación y caracteristicas de la roca. Sinembargo, el uso general de un método especifico de preservación no aplicará paratodas las rocas. Las técnicas requeridas para preservar núcleos para pruebas puededepender del intervalo de tiempo para transporte, almacenaje y la naturaleza de laprueba a ser realizada. Algunas variaciones en el método de preservación puedendepender si el núcleo será análizado localmente, o si ellos deben ser preparados paraviajar una gran distancia. Los métodos preferidos para preservar núcleos para análisisde laboratorio, incluyen uno o mas de los siguientes:

a.- Estabilización mecánica.b.- Preservación controlada ambientalmente, usando enfriamiento, humedad regulada ocongelamiento si es necesario.c.- Láminas plásticas selladas con calor.d.- Bolsas plásticas.e.- Baño liquido.f.- Sellamiento de tubos desechables o tubos adicionales.g.- Jarra anaeróbica.

2.5.2.1 Estabilización Mecánica

Todos los tipos de rocas deben ser mecánicamente estabilizados antes de viajar allaboratorio. Esto es particularmente cierto en rocas no consolidadas. El núcleo que hasido tomado usando tubo plástico, fibra de vidrio o aluminio puede ser preservadousando resina, cera o espuma para llenar el espacio anular entre el núcleo y la manga.La resina tiene baja viscosidad y llenará las fracturas delgadas. Sinembargo, esto essolamente derramado dentro del espacio anular y no bajo suficiente presión paradesplazar el fluido de los poros en la roca y sin embargo no impregnar al núcleo. Laestabilización mecánica para núcleos bien consolidados, puede tambien ser tan simplecomo envolver el núcleo en papel burbuja u otro material similar disponible. Todo elmaterial de núcleo se le debe dar un comportamiento de frágil y manejarlo con muchocuidado. Se debe tener especial cuidado para evitar disturbar los núcleos pobrementeconsolidados o fracturados antes de la estabilización mecánica.

2.5.2.2 Preservación Ambiental

Controlando las condiciones ambientales para lo cual el núcleo está dispuesto, pararefrigeracion o manteniendo un ambiente de humedad puede ayudar para preservar elnúcleo. El núcleo refrigerado es usado primeramente para minimizar la evaporación delos fluidos y proveer estabilización mecánica. Esta técnica es útil para prevenir que elnúcleo se reseque, sin embargo su efectividad está condicionada al tipo de fluido deperforación usado durante la toma del núcleo, la roca yacimiento y las propiedades delos fluidos. Cuando el núcleo se refrigera, todavía es necesario estabilizarmecanicamente la roca para el transporte al laboratorio. Los núcleos que son

preservados por enfriamiento, deben ser congelados por aplicación de hielo seco,nitrogeno liquido o ser colocados en una unidad electrica refrigerada. El congelamientopuede resultar en la migración o difusión de fluidos dentro de la estructura del núcleo, oruptura del núcleo.El congelamiento puede causar pérdidas significativas por evaporación, a través de lasublimación. Los núcleos no consolidados que han sido congelados pueden serempacados con una capa de salmuera congelada (revoque de hielo en la superficie),de 1/4 de pulgada de espesor, para reducir el proceso de sublimación. Esta medida escrítica si el congelamiento es usado por largo tiempo. Pueden ocurrir daños en laestructura del núcleo, si éste se deshidrata mientras está congelado.La práctica de congelar núcleos es mas común en roca no consolidada. El efectocompleto causado por el congelamiento, sobre las propiedades de la roca esdesconocido. El congelamiento de núcleos consolidados con agua intersticial, tampocoes bien conocido. La expansión de los cristales de hielo, puede causar dañosirreversibles a la estructura del núcleo. El congelamiento puede afectar las propiedadesde la roca barridas con agua dulce, mas que aquellas barridas con filtrado salino delfluido de perforación. Esos efectos serán menores con un decrecimiento de lasaturación de agua. Si fuera necesario permitir al núcleo calentarse hasta temperaturaambiente antes de las pruebas, la condensación de humedad de la atmósfera sobre lasuperficie del núcleo, debe ser prevenida. El deshielo del núcleo puede causar algunaredistribución de los fluidos dentro de la matriz del núcleo.La saturación de fluidos y las propiedades del yacimiento, pueden tambien serpreservadas, controlando la humedad relativa del núcleo, usando hornos especiales.Esta técnica tiene amplia aplicación y es mas efectiva con rocas conteniendo mineralesde arcilla sensibles a la humedad, o agua contenida alrededor de los minerales.

2.5.2.3 Láminas plásticas sellables por calentamiento.

Variables láminas plásticas sellables por calentamiento están disponibles. Papel dealuminio extra fuerte, puede ser usado para aportar rigidez al laminado. El empaque denúcleos preservados laminados, debería actuar como una barrera al vapor de agua ylos gases y ser resistentes a alteración quimica y degradación por fluidos. El laminadoes fácil de usar y el proceso de preservación puede ser realizado rapidamente. Se debetener cuidado para prevenir desgarres en las láminas. La superficie de la lámina sedebe limpiar y alisar para suavisarla antes del sellamiento. Todo el núcleo debe serpreviamente envuelto y sujetado con cinta plástica fuerte u otro material para cubrir losextremos del núcleo y cerrar los bordes. El segmento de núcleo empacado debería seridentificado con la información del pozo y la profundidad.El proceso de sellado con calor es crítico, para usar el método con éxito. El selladortérmico, debe ser colocado a la temperatura recomendada por el fabricante, paraobtener un sello efectivo. Cualquier discontinuidad en el sello invalidará las propiedadesdel material. Algunas láminas están disponibles en forma tubular que requieren elsellado de solamente dos extremos en lugar de cuatro. Se debe usar suficiente materialpara prevenir debilitamiento, si el paquete es abierto y resellado mas de una vez. Enalgunos casos es previsible evacuar el espacio con gas, motivado por la perdida dehidrocarburo liviano. Un gas inerte tal como nitrógeno puede tambien ser envuelto sobrela roca para minimizar la oxidación. Cuando el núcleo se desgasifica, el paquetelaminado se inflará, ésto no será problema si el paquete está sellado apropiadamente.Si es necesario, el gas desprendido puede ser muestreado directamente, con unajeringa estandard para gas y el paquete vuelto a sellar. El paquete preservado debe ser

identificado, y mecanicamente estabilizado para viajar. De ninguna manera debesometerse el paquete preservado a extremos de temperatura.

2.5.2.4 Bolsas Plásticas

Las bolsas plásticas son solamente recomendadas para intervalos cortos depreservación. Las muestras de núcleos tendrían un minimo de espacio de aire, entre elnúcleo y la pared de la bolsa. Algún exceso de bolsa debe ser doblada contra la pareddel núcleo y sujetada con cinta plástica fuerte e inerte, para asegurar que quedeconvenientemente apretado. Como siempre, identificar claramente seguido delprocedimiento para estabilizar, antes de viajar.

2.5.2.5 Baño Liquido

La preservación de baño liquido se usa cuando el núcleo no va a ser analizado enpocas horas o dias, y cuando va a ser transportado distancias largas. El baño liquido,puede tambien ser usado con la lámina plástica vista en la sección anterior, paraproporcionar mayor integridad mecánica.Precaución: El núcleo nunca debe ser bañado directamente dentro del baño de cera omaterial plástico.Todo el núcleo debe ser envuelto en pelicula plástica inerte, papel de aluminio extrafuerte o lámina sellable con calor, antes de sumergirlo en el baño. Todos los segmentosde núcleos deben ser identificados claramente con la información del pozo y laprofundidad. El propósito de usar la pelicula plástica envolvente, es para prevenircontacto del núcleo y los fluidos dentro del núcleo con el papel de aluminio, porque talcontacto puede producir oxidación del aluminio y pérdida de su humedad. El siguienteprocedimiento debería ser usado con el método del baño caliente:

a.- Preparar el baño con la cera calentándose varias horas antes de ser usado.Observar todas las medidas de seguridad. Seguir todas las recomendaciones de losfabricantes. Sobrecalentar el baño puede ser inefectivo.b.- Envolver el núcleo apretadamente con pelicula plástica inerte para someter lasuperficie de la roca, dando forma a los extremos libres. Varias capas de peliculaplástica inerte de alta calidad deben aplicarse, para prevenir pinchazos.c.- Envolver el núcleo con varias capas de papel de aluminio extra fuerte, dandole formaa los extremos libres. Evitar rasgar la envoltura de papel de aluminio.d.- Atar una cuerda metálica alrededor del núcleo para un mejor manejo.e.- Sumergir el núcleo envuelto con papel de aluminio, en el material derretido dentrodel baño. Se recomienda aplicar una capa de cera con espesor entre 1/8-1/4 depulgada (3.18-6.35) miimetros. El segmento de núcleo con la primera capa debecolocarse al aire libre para que se solidifique, luego que el material esté duro se le daráun segundo baño.f.- Luego del secado del segundo baño, la cuerda metálica debe ser cortada a ras delmaterial de preservación y aplicarle cera derretida en ese punto, para prevenir uncamino de evaporación y oxidación.

El material para derretir debe tener ciertas propiedades, como sigue:

a.- Debe ser dimensionalmente estable, sobre largos períodos de tiempo.b.- No debe reaccionar con petróleo o agua ni contener acido.

c.- Debe tener baja permeabilidad a los gases, petróleo y agua.d.- Debe tener un bajo punto de fusión, preferiblemente bajo 200 °F (93.3 °C) y tenerbaja viscosidad cuando esté fundido. Altos puntos de fusión son aceptables, si eltiempo de exposición al baño se minimiza.e.- Cuando se saque del baño para exponerlo a las condiciones atmosféricas, debesecar en un rango de tiempo entre 5 a 15 segundos.

Como con todos los métodos de preservación de núcleos actualmente usados, laeficiencia de la preservación de los núcleos permanece en incertidumbre, con muchotiempo preservados.

2.5.2.6 Preservación de tubos desechables y tubos rigidos

Un conveniente promedio de preservación de núcleos es posible, cuando se usan tubosrigidos, desechables, plásticos, aluminio o fibra de vidrio. El núcleo puede serpreservado sellando los extremos o puntos de corte. Este no es un método depreservación recomendado para mucho tiempo. Pero permitirá al núcleo ser procesadorapidamente y sin equipo especial. Los huecos hechos al tubo, en caso de haberlonecesitado, deben ser sellados antes del transporte. El núcleo puede ser rapidamenteenviado al laboratorio para la toma de tapones (plugs) y análisis. Es recomendablecolocar los tubos en cajas de madera, para estabilización mecánica, durante el viaje allaboratorio. Las cajas de madera deben ser claramente identificadas. Si el viaje es largose debe colocar algún material fino y rígido en el espacio anular entre el núcleo y lapared del tubo que lo contiene para estabilizarlo.

2.5.2.7 Jarras anaeróbicas

La inmersión del núcleo en liquido dentro de una jarra de vidrio anaeróbica puede serusada para prevenir oxidación, evaporación y secado durante el manejo del núcleo. Elrecipiente anaeróbico es una elongada jarra con una tapa sellante, en el cual un liquidopuede ser introducido y cualquier oxigeno libre puede ser sacado. La inmersión en elliquido debe ser compatible con el núcleo y los fluidos que contenga el espacio poroso yser capaz de mantener la humectabilidad actual de las muestras. A continuación sepresenta una lista de los fluidos que normalmente se usan para la inmersión:

a.- Solución salina desgasificada.b.- Petróleo crudo.c.- Aceite mineral refinado desgasificado.

Como siempre se deben seguir todas las normas de seguridad industrial, cuando seusen las jarras anaeróbicas como método de preservación.

2.6 RECOMENDACIONES DE MANEJO DE NUCLEOS PARA PRESERVARLA HUMECTABILIDAD

2.6.1 General

Las alteraciones de la humectabiliadad pueden tomar lugar durante la toma del núcleo,el tratamiento del núcleo en el pozo o durante el período de almacenaje antes que lasmedidas de laboratorio sean realizadas. En este capitulo solo se discutirán los efectos

por el tratamiento del núcleo en el campo, aunque las medidas recomendadas puedansolamente tener éxito en preservar la humectabilidad, si se toman las precauciones encada paso del recobro del núcleo y el proceso de análisis.La validez de muchas pruebas de laboratorio depende del mantenimiento orestablecimiento de las condiciones de humectabilidad del yacimiento; sinembargo raravez hay un punto de referencia inicial para definir la humectabilidad en sitio. Lasprácticas recomendadas aqui, son intentadas para proveer medidas de humectabilidadtan claras como sea posible, despues de sacar el núcleo de la formación, de tal formaque se establezca un punto de referencia para la humetabilidad. Los núcleos no debenser expuestos al aire mas tiempo de lo que sea necesario. Las pruebas dehumectabilidad deberían ser hechas en el pozo. Una simple observación de imbibiciónde agua y goticas de petróleo colocadas sobre la superficie del núcleo debería serregistrada rutinariamente. En muchos casos, ésto será el alcance de la prueba dehumectabilidad en el campo. Pero pruebas mucho mas comprensivas pueden seriniciadas en el pozo. Algunas facilidades especiales deberían ser requeridas:

a.- La capacidad de tomar tapones (plugs), del núcleo que se acaba de recuperar.Alguna demora en cortar los tapones (plugs), permite capilaridad y difusión paradistribuir en la superficie los constituyentes activos del fluido de perforación en lasporciones no invadidas. Para tomar los tapones (plugs), se debe usar solución salinasintética o aceite mineral refinado.b.- Se necesita tener equipos especiales para inyección de fluido, como celdastriaxiales. Si es posible se debe evitar el daño realizado por una fase de petróleo noestable (uno de los cuales: asfaltenos o parafinas son depositados por cambios enpresión y temperatura), reemplazando rapidamente por una fase de petróleo estable,que no dañe.c.- Las facilidades para las pruebas de imbibición son tambien necesitadas ya que laspruebas de tasas de imbibición y sus alcances son los mejores indicadores dehumectabilidad en el medio poroso.Los requerimientos para mantener la humectbilidad variarán de un yacimiento a otro yalgunos alcances tendrán que ser experimentalmente determinados y se deben aplicarlos métodos de preservación de núcleos disponibles para controlar pérdidas de fluidos,como fueron descritos en la sección 2.5.2

2.7 PRECAUCIONES

2.7.1 General

El objetivo fundamental de un análisis de núcleos es obtener datos representativos delas propiedades de la roca del yacimiento. La toma del núcleo, el manejo y lapreservación debe ser conducida de tal forma para prevenir la pérdida de los fluidosintersticiales y la contaminación con los fluidos foráneos. El núcleo nunca debe serlavado con agua o petróleo/aceites antes de la preservación. Los procedimientos detoma y manejo del núcleo disponibles deben ser aplicados, para obtener datos delaboratorio que sean significativos. La alteración de la roca puede ocurrir durante latoma, manejo, preservación, toma de tapones y preparación antes o durante losanálisis. Para una determinación de confianza de los fluidos contenidos en el núcleo, unprocedimiento uniforme debe ser diseñado para el manejo y preservación. Debe serenfatizado, que un programa diseñado apropiadamente beneficiará no solamente a los

usuarios mas cercanos sino tambien a los futuros usuarios. Algunas precauciones en elmanejo y empaque de muestras son presentadas:

a.- Todos los núcleos deben ser preservados, tan pronto como sea posible despues desacados del portanúcleos. Despues de la preservación las muestras no deberían serexpuestas a condiciones extremas. Los largos períodos de tiempo de efectividad de losmateriales de preservación actualmente en uso son desconocidos. Si el núcleo va a seralmacenado por un extenso período de tiempo, se debería usar un material probado yconfiable.b.- Siempre minimizar el contenido de gas en la parte superior de los envases de vidrio(jarras anaeróbicas), en la preservación de núcleos, usando éste método, para prevenirpérdidas por evaporación, durante el almacenaje. Este procedimiento, tambienminimizará pérdidas de condensación sobre la superficie interna del envase y ayudará aprevenir roturas en las muestras consolidadas durante el envío al laboratorio.c.- Para minimizar pérdida de fluido, no poner en contacto el núcleo con ropa, algodon,papeles ni algún otro material absorbente.d.- No sumerja el núcleo desnudo dentro del baño con algún fluido.e.- Siga rigurosamente las instrucciones para el procesamiento y preservación denúcleos no consolidados.f.- No preserve una roca no consolidada u otro tipo de roca, en el mismo envase conuna roca de marcada diferencia de litología. Esto minimizará el potencial de dañomecánico para las muestras débiles.g.- Si algún núcleo es expuesto a malas condiciones de manejo o lavado, debería éstoser anotado en la hoja de datos. Todos los datos con información del núcleo debenaparecer en la hoja de datos.h.- Identificar apropiadamente cada envase de preservación o cada segmento denúcleo.i.- Se recomienda que un representante de la compañia dueña del núcleo, estépresente durante la toma, manejo y preservación del núcleo. Si esto no es posible, lacompañia de servicios debería recibir instrucciones precisas por escrito, acerca de suresponsabilidad en ésta actividad.j.- Todas las normas de seguridad industrial deben ser aplicadas, durante lasoperaciones de toma, manejo y preservación del núcleo. Los operadores deben estardebidamente protegidos con: braga, guantes, casco, lentes de protección, botas,impermeables contra la lluvia, repelente contra zancudos y protección para los oidos.Cuando se sospeche que hay gases tóxicos, se debe tener disponibilidad de cilindrosde oxigeno con sus respectivas mascarillas.

3 PROTECCION Y PREPARACION DEL NUCLEO

3.1 General

Las recomendaciones incluidas en éste documento, pueden involucrar el uso demateriales peligrosos, operaciones y equipos.Este documento no dirige la atención de todos los problemas relevantes de seguridad,asociados con su uso. Es la responsabilidad del usuario establecer las prácticasapropiadas de seguridad, antes de usar los equipos y materiales.

3.2 DESCRIPCION DEL NUCLEO

3.2.1 Principio

El proposito de la inspección y descripción del núcleo es el reconocimiento de lascaracteristicas litológicas, deposicional, estructural y diagenéticas del núcleo completo oseccionado (slabeado). La descripción del núcleo cualitativa y cuantitativa, proveelasbases para el muestreo de los análisis rutinarios, de facies y estudios de yacimiento,tales como análisis suplementarios de núcleos y calidad de yacimiento. Una descripciónprovee un permanente y accesible registro del núcleo.

3.2.2 Aparatos y suministros

Los siguientes equipos son recomendados para usar en la descripción estandard delnúcleo:

a.- Formatos para recoger los datos sistemáticos.b.- Microscopio o lupa manual.c.- Longitud medida en escala.d.- Escala de densidad de grano.e.- Quimica apropiada, tales como: 1.- Agua o salmuera para mejorar la visibilidad de las estructuras geológicas. 2.- Acido clorhidrico al 10 % para identificar los minerales carbonáticos. 3.- Rojo alizarin para diferenciar calcita y dolomita. 4.- Solventes para detectar corte y fluorescencia del petróleo bajo luz ultravioleta.f.- Perfil de la toma, reporte de perforación, reporte mud log, información del pozo.g.- Perfil de rayos gamma.h.- Luz ultravioleta.

3.2.3 Precauciones

Las siguientes precauciones deberían ser observadas:

a.- Si las muestras que fueron descritas han sido preservadas para pruebas especiales,la exposición al aire o a quimicos, deberían ser evitadas hasta que las pruebas hayansido completadas.

b.- Escoger un formato adecuado para perfilar la información. El objetivo de estosformatos, sería para precisar exactamente la representatividad del núcleo.Cuando se describe el núcleo, es muy importante recoger y registrar todos los datos deuna manera sistemática.

3.2.4 Procedimientos

Los siguientes procedimientos deberían ser usados:

a.- Extender el núcleo a ser analizado en una mesa acondicionada para estas labores.b.- Chequear la cantidad de núcleo con el reporte de campo y asegurarse que ningúnmaterial se ha perdido durante el transporte. Note si hay daño o alteraciones en elnúcleo, causados durante el manejo en el campo o en el transporte.c.- Chequear el número y orden de las cajas o envases con el control de cajas.d.- Chequear la continuidad y orientación del núcleo con respecto al tope. Si el núcleoha sido marcado correctamente, debe aparecer el tope del núcleo hacia arriba cuandola linea roja de referencia esté a la derecha del observador.e.- Chequear el orden de los segmentos en las cajas, buscar que ensamblen oconcuerden los segmentos rotos (base de uno con tope del siguiente), y tambien lossegmentos de la base de una caja con el tope de la siguiente caja.f.- Medir la longitud de núcleo de cada caja y comparar con el control de cajas hecho enel campo.g.- Si el perfil de rayos gamma del pozo está disponible, comparar con el core gammarealizado en el laboratorio, para verificar que la profundidad del núcleo tomado seaconsistente con la profundidad del perfil realizado en el pozo, si no es asi, conautorización de la compañia dueña del núcleo, haciendo una correlación núcleo perfil,se puede colocar los núcleos en profundidad verdadera; de lo contrario se trabajará conprofundidad de núcleo.h.- Evaluar la secuencia del núcleo entero tomado, antes de comenzar los análisis.Tratar de distinguir unidades, contactos, marcadores de referencia (i.e., arcilla,carbón,etc), topes de los miembros/formaciones atravezadas.i.- Registrar las caracteristicas mas resaltantes, usando nomenclatura y abreviacionesestandarizadas: 1.- Litología. 2.- Color- 3.- Capas (contactos, espesores, marcadores). 4.- Estructuras sedimentarias obvias. 5.- Textura (tamaño de granos, angularidad/redondes, escogimiento) 6.- Composición. 7.- Tipos de porosidades visuales. 8.- Caracteristicas diagenéticas y tectónicas. 9.- Notar manchas de petróleo.j.- Hacer la descripción centimetro a centimetro.k.- Registrar las rocas esteriles.l.- Registrar información de fracturas, tales como ancho, longitud, densidad, orientaciónde la fractura si el núcleo es orientado. Cuando sea posible, diferenciar entre fracturasnaturales e inducidas por efecto de la toma.

3.3 PERFILES CORE GAMMA Y RAYOS GAMMA ESPECTRAL

3.3.1 Principio

La emisión natural de rayos gamma, acompañadas con emisiones de uranio, torio ypotasio 40, dan una respuesta medible de rayos gamma que puede ser registrada conprofundidad. Si el registro medido en superficie es comparado con el registro realizadoen el pozo, los resultados pueden ser usados para ajustar la profundidad del núcleo,haciéndolo coincidir con la profundidad del perfil corrido a hoyo abierto y para identificarzonas donde el núcleo no se recuperó.

3.3.2 Aparatos

El aparato recomendado consiste de un transportador para mover el núcleo,conduciéndolo a través de un espacio cerrado y protegido para reducir background deradiaciones gamma teniendo disponible un detector de rayos gamma. Un detector tipicoconsiste de un cristal de centelleo (Scintillation) protegido, acoplado con unfotomultiplicador. El cristal de centelleo es normalmente yoduro de sodio dopado contalium (NaI(Tl)). Otro cristal de centelleo incluye yoduro de cesio (CsI), germanato debismuto (BiGeO). Las señales de los detectores son procesadas y los eventos de rayosgamma son energía seleccionada y contabilizada. Las unidades estandard de rayosgamma proveen conteos de rayos gamma total en unidades API. Con la unidad derayos gamma espectral, esos conteos son convertidos en concentraciones de uranio,torio y potasio, y rayos gamma total estandard en unidades API. Las señales sonpresentadas en una pantalla gráfica computarizada y graficadas en un formatoapropiado a una escala que pueda correlacionarse con el perfil del pozo.

3.3.3 Procedimiento

El siguiente procedimiento sería usado;

a.- Colocar el registro a la escala correspondiente, para usar en conjunto con el perfildel pozo.b.- Los núcleos serán corridos de base a tope, de acuerdo con la secuencia aplicada enel pozo al correr el perfil de rayos gamma.c.- El perfil debe correrse suavemente, sin interrupciones en el orden correcto yencajando cada uno de los segmentos rotos.d.- Como medida de chequeo del funcionamiento del equipo, repetir una sección.

3.3.4 Ventajas

El registro core gamma es ampliamente usado para correlacionar las profundidades delnúcleo con las profundidades del perfil del pozo. El aparato rayos gamma espectraldiferencia concentraciones de uranio, torio y potasio y puede ser usado para identificary diferenciar lutitas, particularmente en areniscas ricas en feldespatos potásicos y mica.Con la respuesta de gamma total de ambos equipos puede contarse la cantidad dearenisca presente.

3.3.5 Limitaciones

Esta técnica está disponible para detectar baja actividad de rayos gamma y puede sufririnterferencias significativas del medio ambiente.La respuesta del equipo de rayos gamma espectral requiere una tasa de movimiento 10veces menor que la usada por el equipo core gamma.

3.3.6 Calibración

Los equipos deben ser calibrados antes de evaluar cualquier núcleo. Las calibracionesson sensibles al diámetro del núcleo y al rango de energia rayos gamma. La calibracióndebe ser hecha midiendo la respuesta de los rayos gamma a los tubos de calibraciónque contienen muestra pura de los elementos de interés. El aparato rayos gamma totalrequiere un tubo de calibración conteniendo Potasio (K-40), uranio (U-238) y torio (T-232) de actividades conocidas. El procedimiento de calibración para la unidad gammaespectral requiere los mismos elementos pero en tubos individuales. Un tubo decalibración en blanco debería ser medido para asegurar una minima cantidad de rayosgamma del medio ambiente, que puedan interferir con el aparato. La velocidad deltransportador debería ser suficientemente baja, para proveer un radio de señalaceptable, para ruidos en el medio ambiente. Una relación de tres veces la raizcuadrada de la tasa de conteo al conteo del background, mayor que uno, es aceptable.

3.3.7 Precision

La precisión de varias medidas con la raiz cuadrada de la tasa de conteo.

3.4 IMAGENES DEL NUCLEO

Un registro de imagenes del núcleo es esencial. Este registro proveerá información quepuede ser usada si la presencia fisica del núcleo no es posible. El registro puede incluir,imagenes visuales de la caracteristica de la superficie del núcleo, usando, técnicasfotográficas, representaciones visuales de la estructura interna del núcleo, tales comorayos X, tomografía computarizada, resonancia magnética o imagenes acústicas. Elregistro debería ser incluido con información de la profundidad del núcleo con unaleyenda a escala indicando rango de intensidad de la imagen registrada. Ademas pararepresentaciones fotográficas, modernas técnicas de imagen proveen informacióncuantificable para el núcleo que puede ser usada como bases para el muestreo de lostapones (plugs), para los análisis rutinarios, análisis de facies, estudios de calidad delyacimiento, análisis complementarios e interpretaciones de registros de pozo.

3.4.1 Fotografías

El núcleo es normalmente fotografiado bajo luz natural y ultravioleta, con una escala decolor estandard. Las fotografías con luz natural muestran litología y estructurassedimentarias que permiten examinar las caracteristicas registradas en el núcleo. Lasfotografías con luz ultravioleta pueden hacer resaltar las zonas de hidrocarburos,pudiéndose notar la fluorescencia en un rango de color naranja/marrón para crudospesados, a amarillo brillante para crudos livianos; los condensados pueden aparecercomo un blanco muy claro a un azul blanquecino. Las zonas que no tienen hidrocarburoaparecerán como regiones púrpuras a oscuras, aunque algunos minerales calcáreos,tambien parecen púrpuras.

3.4.1.2 Ventajas

Las fotografías de núcleos proveen un registro visual del núcleo, que puede ser usadopara reconstruir piezas dañadas de núcleo, minimiza el manejo de los núcleos eidentifica las zonas donde se tomaron tapones, si las fotos fueron tomadas luego delmuestreo.

3.4.1.3 Limitaciones

Algunas veces los colores fotográficos no representan los colores verdaderos de losnúcleos. El resaltamiento de las caracteristicas puede requerir humedecer la superficiedel núcleo para la fotografía.

3.4.2 Tecnicas de rayos X

3.4.2.1 Principios

La técnica de rayos X, puede ser usada para examinar el caracter interno de unnúcleo. Un destello de rayos X es dirigido hacia el núcleo y variaciones en atenuacionesdel destello de rayos X incidente son medidas. Para incrementar la definición esastécnicas son: Fluoroscopía, radiografía X y tomografía computarizada.La utilidad de esos métodos resaltan en su sensitividad en densidad de contrastesdentro del núcleo. Consecuentemente, las áreas densas sin poros contrastarán contralas áreas de baja densidad con poros. Altas definiciones de densidad con variacionesdentro del núcleo requieren medidas multi-direccional o separación espacial de lasáreas contrastadas.

3.4.2.2 Fluoroscopía

En ésta técnica, el núcleo es movido a través de una fuente de rayos X. El destelloatenuado por el núcleo que choca con una pantalla fluorescente es intensificado y esregistrado por una video cámara. La imagen capturada puede ser visualizada por unmonitor, registrada en un video cassette y convertida a formato digital para mas tardeprocesarla y mirarla. El producto final de esta técnica es una imagen contínua a lo largode la longitud del núcleo. Porque el núcleo es movido, la resolución de la imagenresultante puede ser disminuida. Esto, sinembargo permite la identificación de lasvariaciones de densidad, algunas estructuras geológicas y áreas de núcleos perdidosdentro de mangas plásticas o fibra de vidrio. Es tambien útil en identificar zonasfracturadas o gravemente rotas.

3.4.2.3 Radiografía X

Una muestra de roca es posicionada entre una fuente de rayos X y una peliculasensitiva de rayos X. La atenuación del centelleo de rayos X por el núcleo es capturadoen la pelicula. La pelicula desarrollada puede ser vista sobre una mesa de luzincorporada o usada para imprimir una lámina en blanco y negro.Es posible obtener multiples imagenes de la misma pieza de núcleo y mostrarla lado alado. El núcleo debería ser pasado primero por rayos X, para obtener una imagen inicialy es entonces rotada 90 grados para obtener una segunda imagen. Esto es útil en

núcleos orientados en mangas antes del seccionamiento (slabbing), porque esto puedeestablecer la dirección de las capas. Durante la radiografía X, la muestra de núcleo estáestacionaria y provee una alta resolución de imagen que el método fluoroscópico. Laradiografía X permite la detección y evaluación de estructuras geológicas internas, talescomo: Planos de capas, fracturas y nódulos, cambios litológicos y densidad total.

3.4.2.4 Tomografía Computarizada (CT)

En tomografía computarizada, el núcleo es escaneado por un centelleo de rayos X. Losdetectores sobre el lado opuesto del núcleo miden la intensidad del centelleotransmitido. La fuente de rayos X y/o los detectores rotan o traducen alrededor de lamuestra. Una serie de medidas de atenuaciones son hechas y numericamentereconstruidas para dar la distribución espacial del coeficiente de atenuación dentro dela muestra.La resolución de la imagen depende del espesor del haz de luz del centelleo, el númerode detectores del scaner y el tamaño del arreglo de los pixel usados para reconstruir laimagen. El espesor del centelleo de rayos X, varía desde cerca de 2 milimetros a 10milimetros. La tomografía computarizada permite la detección y evaluación de laestructura geológica interna, tales como estructuras laminares, fracturas y nódulos,cambios litológicos y densidad natural. La Combinación de la secuencia del scaner enun plano x-y a lo largo del eje del núcleo puede proveer imagenes seccionadas oimagenes del núcleo en tres dimensiones.

3.4.2.5 Ventajas

La técnica de rayos X provee en forma cuantificada, las representaciones objetivas delnúcleo. Esas representaciones pueden proveer similares ventajas como fuerondescritas para las fotografías en la sección 3.4.1.2 sin la necesidad de desnudar unasuperficie del núcleo.

3.4.2.6 Limitaciones

La resolución de las imagenes es menor que las provistas por las fotografías. Laatenuación de rayos X puede variar con la mineralogía, dependiendo de la energía dehaz de centelleo de rayos X. Algunas aplicaciones están todavía en desarrollo. Masdesarrollos de la relación entre las rocas y la atenuación de rayos X puede prolongaresos métodos a otras áreas de análisis de núcleos.

3.4.3 Resonancia Magnética Nuclear (NMR)

3.4.3.1 Principios

La imagen de resonancia magnética nuclear es usada para proveer una imagenreconstruída de fluidos dentro de la muestra de núcleo. Las medidas de NMR estánbasadas en la observación que cuando la excitación propia del rango de frecuencia es

aplicada a un conjunto de núcleos (parte del equipo de resonancia, no roca), unaporción de núcleos a un bajo nivel de energía puede ser ascendida a un nivel mas altode energía. Cuando la excitación es quitada, la tasa a la cual se excitó el núcleo (noroca) vuelve a su nivel mas bajo y puede ser detectado y medido. La energía deexcitación es suministrada por un campo magnético oscilante, en resonancia con elnúcleo (no roca). La respuesta de éste núcleo es medida a través de una bobinarecibidora sintonizada. La localización del núcleo (no roca) excitado puede serdeterminado por la aplicación del gradiente del campo magnético durante la excitación yel proceso de detección. El núcleo (no roca) primario usado en las aplicaciones delanálisis de núcleos es 1H. Otros nucleos que pueden estar incluidos en la imagenson:2H, 31P, 23Na, 13C.

3.4.3.2 Ventajas

Las imagenes de resonancia magnética son no invasivas y proveen una imagenmostrando la localización dentro de una muestra. Las ventajas descritas en 3.4.2.5aplican tambien para éste servicio, las aplicaciones suministradas a la muestra estáncontenidas dentro de un sostenedor no metálico.

3.4.3.3 Limitaciones

Esta técnica no es descriptiva del núcleo, pero si de los fluidos contenidos dentro delnúcleo. La técnica requiere una alta densidad de resonancia nucleica para unaadecuada señal. Los núcleos de baja porosidad darán una señal débil Los mineralesferromagneticos pueden inhibir o degradar la señal medida y pueden distorsionar laimagen.

3.5 MUESTREO Y PREPARACION DE NUCLEOS (ANALISIS BASICOS )

3.5.1 Principio

El procedimiento de muestreo para los análisis básicos de núcleos, son determinadospor el tipo de información requerida. En forma general, el muestreo incluirá lossiguientes aspectos:

a.- Distribución litológica.b.- Variaciones de Permeabilidad y Porosidad dentro de las unidades litológicas.c.- Distribución de hidrocarburos.

3.5.1.1 Muestras tipo tapón

Los tapones (plugs), deben ser sacados de la sección de núcleo completo orientado,pueden ser horizontales o verticales con respecto al eje del núcleo completo o conrespecto a la normal de los planos de estratificación (Bedding Planes). Estos tapones(plugs) proveerán datos sobre las propiedades de la matríz. La sección 3.5.2.4 contienepaso a paso el procedimiento para tomar tapones.

3.5.1.2 Muestras de diámetro completo

Las muestras de diámetro completo (secciones de núcleo completo), ademas de lasmuestras tipo tapón, deberían ser tomadas en los siguientes tipos de zonas o dondehaya mucha heterogeneidad, que sean diferente de las propiedades de la matríz. Estaspueden ocurrir pero no están limitadas para:

a.- Vugas carbonáticas: Las vugas pueden influir las medidas de porosidad dentro deuna muestra. Las muestras serán tomadas para obtener una representación de laproporción relativa de roca-vuga en el yacimiento.b.- Yacimientos fracturados: Las zonas fracturadas pueden ser muy dificiles paramuestrear, debido a la fragilidad natural de la roca. Sinembargo, las fracturas naturalespueden tener un significativo impacto positivo en la permeabilidad del yacimiento ypudieran ser muestreadas donde fuera posible.c.- Conglomerados: Dentro de un conglomerado, si el tamaño del guijarro es grandecon respecto al tamaño de la muestra, el tamaño de la muestra puede influenciargrandemente, las medidas de las propiedades de la roca. Para obtener una muestrarepresentativa de una unidad de conglomerado es necesario que el tamaño de lamuestra sea suficiente para incluir todos los tamaños de guijarros.

3.5.2 Corte de la muestra, emparejado y montaje

3.5.2.1 Principio

El núcleo será cortado y emparejado para proveer una muestra de forma regular, mascomunmente un cilindro regular. Las muestras no consolidadas, desintegrándose y muyfriables deben ser enmangadas antes de las pruebas. Indistintamente del grado delitificación la manipulación de las muestras debe ser reducido al minimo.

3.5.2.2 Aparatos y suministros

Los siguientes equipos y suministros son comunmente usados en operaciones de cortey emparejado de tapones:

a.- Equipo con disco de diamante para seccionamiento.b.- Equipo para emparejar tapones con disco de diamante.c.- Taladro con mecha con insertos de diamante, con capacidad para tomar muestrascilindricas.d.- Bomba de fluidos para enviar varios liquidos/gases refrigerantes (salmuera, aceite,aire, agua, nitrogeno liquido), a las superficies que se están cortando.e.- Marcadores con tinta indeleble.f.- Mangas de plomo, estaño, aluminio y plásticas para montar muestras blandas, noconsolidadas o muy frágiles.

La siguiente información debe estar disponible, antes de las operaciones de cortar,emparejar o enmangar muestras:

a.- El número total de muestras requeridas.b.- Tamaño y orientación necesitadas.c.- Localizaciones exactas para las muestras y como van a ser identificadas.

d.- Fluido a ser usado en el corte de los tapones, (núcleos conteniendo arcillas olaminaciones de lutita sensibles al agua dulce deteriorarán la roca a menos que se useun fluido apropiado).e.- Disponibilidad de imagenes de la roca.f.- Si hay que represervar, materiales para usar en el método seleccionado.

3.5.2.3 Precauciones

Las siguientes precauciones deben ser tomadas en cuenta, durante las operaciones decorte, emparejamiento y enmangado de las muestras tipo tapón (plugs).

a.- Los operadores de los equipos con discos con insertos de diamante deben haceruso debido del equipo de seguridad industrial.b.- Los fluidos lubricantes/refrigerantes deben ser capaces de enfriar la mecha, losdiscos y sacar los ripios sin erosionar las muestras.

3.5.2.4 Procedimientos

Para preparar varios tipos de muestras, los siguientes procedimientos deben seraplicados:

a.- Muestras tipo tapón (plug).

1.- Taladrar los tapones en los puntos especificados, usando el tamaño de mechaapropiado. Se debe tener cuidado de tomar tapones rectos. Si se aplica demasiadapresión en las operaciones de taladrar, la mecha se flexionará, causando deformaciónen el tapón. 2.- Recortar los tapones a la longitud requerida, asegurándose que las caras de losextremos sean paralelas. Conserve e identifique el material recortado. 3.- Identifique, preserve y/o almacene las muestras cuando sea necesario.

b.- Muestras de diámetro completo:

1.- Cortar secciones del núcleo seleccionado para análisis ligeramente mas largosque los requeridos, para permitir cortar un recorte en cada extremo. 2.- Quitar los recortes y cepillar suavemente las caras de los extremos. La muestradebe tener las caras lo mas paralelas posibles. 3.- Marcar claramente las muestras, preservar y almacenar cuando sea necesario.

c.- Muestras no consolidadas: Hay dos métodos distintos de preparar muestras noconsolidadas. Los procedimientos dependen en si el núcleo es estabilizado porcongelamiento o por impregnación de resina epóxica o no está estabilizado. Losnúcleos estabilizados son generalmente taladrados, mientras los no estabilizados sonoperados hundiendo manualmente una mecha filosa en el núcleo.

1.- Núcleo estabilizado: Los núcleos congelados son obtenidos usando el procedimientocon razonadas modificaciones, para evitar el descongelamiento del núcleo: a.- Enfriar el núcleo con hielo seco y taladrar con nitrogeno liquido como fluidorefrigerante/lubricante.

b.- Taladrar los tapones en los puntos especificados usando el tamaño de mechaapropiada. Tener cuidado para que los tapones sean cilindros rectos. Si se aplicademasiada presión a la mecha durante las operaciones, el tapón se deformará.Asegurarse que haya flujo de nitrogeno liquido, asi que la muestra sea mantenidacongelada y los ripios sean removidos. c.- recortar los tapones a la longitud requerida, usando nitrogeno liquido pararefrigerar el disco, asegurárse que la cara de los extremos sean paralelas. Conservar eidentificar los recortes. d.- Montar los tapones en mangas metálicas previamente pesados, usando el tamañoapropiado y mallas metalicas en los extremos. e.- Identificar, preservar y/o almacenar cuando sea requerido.

Los núcleos estabilizados con resina epóxica, pueden ser congelados y taladradosusando el procedimiento descrito en la sección anterior o el de la sección 3.5.2.4.a-

2.- Núcleos no estabilizados: Los núcleos no congelados pueden ser cortados usandola técnica de hundir manualmente una mecha filosa. La mecha debe ser suavementeempujada dentro del núcleo y sacada. El tapón cortado debe ser suavemente sacadode la mecha, e insertado directamente dentro de una manga previamente pesada. Losextremos de los tapones serán entonces recortados.

3.6 LIMPIEZA DE TAPONES (PLUGS)

3.6.1 Introducción

Previo a las medidas de laboratorio, de permeabilidad y porosidad, el fluido originaldebe ser sacado completamente de la muestra. Esto es generalmente realizado através de inyección de fluidos o contacto con varios solventes para extraer loshidrocarburos, agua y salmuera.

3.6.2 Aparatos y suministros

Varias técnicas y aparatos para limpieza son descritos en los procedimientosencontrados mas adelante en la sección 4.Algunos solventes usados para extraer hidrocarburos son presentados en la tabla 3-1.La lista de solventes son aquellos mas frecuentemente usados, para sacarhidrocarburos de las muestras, para análisis rutinarios. Algunos son preferidos paraaplicaciones especificas: i.e., El tolueno y el cloroformo se han encontrado muy útilespara crudos y una mezcla isotrópica de cloroformo con metanol se ha encontrado muyeficiente para muestras con asfaltenos. Antes de limpiar las muestras, se recomiendausar una muestra adicional para probar con que solvente será mas eficiente la limpieza.Debido a que los cristales residuales de sal afectan las medidas de porosidad ypermeabilidad, las muestras conteniendo agua de formación con alta salinidad,requerirán limpieza adicional para remover la sal. Esta puede ser sacada con metanol uotro solvente en el cual la sal sea soluble.

Tabla 3-1

Solvente Punto de Ebullición (°C) Solubilidad

Acetona 56.5 Petróleo, Agua, SalCloroformo/Metanol 53.5 Petróleo, Agua, SalCiclohexano 81.4 PetróleoCloruro de Etileno 83.5 Petróleo, Agua limitadaHexano 49.7-68.7 PetróleoMetanol 64.7 Metanol, SalCloruro de Metileno 40.1 Petróleo, Agua limitadaNafta 160.0 PetróleoTetracloroetileno 121.0 PetróleoTetrahidrofurano 65.0 Petróleo, Agua, SalTolueno 110.6 PetróleoTricloroetileno 87.0 Petróleo, Agua limitadaXileno 138.0-144.4 Petróleo

3.6.3 Precauciones

Las siguientes precauciones deben ser impuestras durante las operaciones de limpiezadel núcleo:

a.- Cuando se usen los solventes, es responsabilidad del usuario establecer lasapropiadas prácticas de salud y seguridad antes de usar y cumplir con todas las normasrequeridas para el uso y desecho de materiales.b.- El solvente seleccionado no debe atacar, alterar o destruir la estructura de lamuestra.c.- El Cloroformo puede hidrolizar durante la limpieza, formando acido hidrólico.d.- No todos los solventes son compatibles con los equipos de limpieza. Las posiblesreacciones de los solventes con los equipos, deben ser consideradas para hacer unabuena selección solvente/equipo.e.- Calentadores eléctricos cerrados deben ser usados todo el tiempo con solventesinflamables. Se deben tener las debidas precauciones de seguridad como unaadecuada ventilación y disponibildad de extinguidores de fuego.f.- El sistema de limpieza debe ser realizado bajo campana equipada con extractores devapores.g.- Los efectos de temperatura sobre las muestras deben ser considerados.

3.6.4 Procedimientos

3.6.4.1 Limpieza con solvente usando presión directa

La limpieza de hidrocarburos y sal de la roca debe ser realizada inyectando uno o massolventes a la muestra, bajo presión y temperatura ambiente. La presión usada esdependiente de la permeabilidad de la roca y puede estar en el rango de 10-1000 lpc.La muestra debe ser mantenida en una manga de goma, bajo presión de confinamientoo en un aparato de celda triaxial, que permita el flujo del solvente dentro de la matríz dela roca. El volumen de solvente requerido para sacar todo el hidrocarburo de lamuestra, depende del hidrocarburo presente en la muestra y el solvente usado. La

muestra se considera que está limpia, cuando el efluente sale limpio. En algunos casosse necesita mas de un solvente, para limpiar la muestra de crudo pesado tipo asfáltico.

3.6.4.2 Sistema de Limpieza usando el método de la centrifuga

Una centrifuga con un cabezal especial, es usado para rociar solventes limpios y tibiosa la muestra de roca. Las fuerzas centrifugas causan que el solvente fluya a través dela muestra, desplazando y extrayendo el hidrocarburo. La velocidad de rotación debeser variada de unos pocos cientos a varios miles de revoluciones por minutos,dependiendo de la permeabilidad y grado de consolidación de la roca. Los solventesmas comunes pueden ser usados.

3.6.4.3 Extracción de solventes por empuje de gas

En este procedimiento, una muestra de núcleo está sujeta a repetir ciclos de empujepor gas en solución para disolver internamente el hidrocarburo presente. El solventeremanente dentro de la muestra y el agua son sacadas por medio de un horno desecado.Cuando un núcleo tomado de una formación petrolífera es llevada a la superficie, ydespresurizado, el gas disuelto en el petróleo sale de la solución y desplaza algo depetróleo y agua. Esto se traduce en que el espacio poroso que estaba lleno por el gas acondiciones atmosféricas, puede ser llenado por el solvente circundante conteniendo ungas disuelto y aplicándo suficiente presión hidraúlica. Bajo ésta condición, la mezcla desolvente con el crudo y subsecuente despresurización a presión atmosférica saca algodel petróleo residual. El gas Dioxido de Carbono es excelente para éste propósito por elbajo riesgo de coger fuego, poco peligro de explosión y alta solubilidad en massolventes. Algunos de los solventes que puede ser usados son Nafta, tolueno o mezclade ellos. Con ciertos tipos de crudos, el tiempo de limpieza puede ser reducido si lacámara con la muestra de núcleo es calentada por un baño de agua o un calentadorelectrico. Una aplicación exitosa de éste método para limpieza rutinaria de muestras,usa dioxido de carbono y tolueno a 200 lpc, con una presión hidraúlica de 1000 lpc. Seusan ciclos de aproximadamente 30 minutos.

3.6.4.4 Método de Extracción por Destilación

Un extractor tipo Soxhlet y un solvente o solventes es usado para disolver y extraerpetróleo y salmuera. La extracción tiene lugar mediante un ciclo de calentamiento,evaporación y condensación del solvente, en el cual el solvente limpio se condensa enla parte superior y se vierte en forma liquida dentro del soxhlet, entrando en contactodirecto con la muestra, el nivel del solvente dentro del soxhlet con petróleo disuelto dela muestra va en aumento hasta que se alcanza un limite y por principio de vasoscomunicantes, de acuerdo a la configuración del soxhlet, el solvente es sifoneado haciaun balón conectado en la parte inferior del soxhlet, donde el solvente es nuevamentecalentado y el ciclo se repite. La limpieza de la muestra es determinada por el color delsolvente que sifonea periodicamente. La extracción continúa hasta que una muestratomada del solvente que está en contacto con la muestra, se le hace la prueba defluorescencia y no tiene respuesta positiva, bajo la luz ultravioleta. En algunos casos, apesar que el solvente no tiene respuesta a luz ultravioleta, no obstante, la muestrapuede contener material asfalténico y necesitar otro tipo de solvente, para estarcompletamente limpia.

3.6.4.5 Limpieza usando gas licuado

La limpieza por gas licuado usa un soxhlet presurizado y un solvente polar condensadode bajo punto de ebullición. El proceso es una extracción por destilación que usa unsolvente presurizado para limpiar la muestra de roca. El solvente es regenerado através de una destilación a baja temperatura. Debido a que la extracción es llevada acabo a baja temperatura ambiente, puede ser realizado un calentamiento muy sensibletal como en aquellas muestras que contienen yeso.

3.6.5 Ventajas

La limpieza saca los fluidos originales de las muestras de roca, preparándolos paraotras pruebas que no requieren esos fluidos.

3.6.6 Limitaciones

Las condiciones individuales de las pruebas, pueden requerir técnicas particulares delimpieza para resultados óptimos. Algunas técnicas pueden ser mas aplicables a tiposde rocas o requerimientos de limpieza.

3.7 Secado

Las muestras para análisis convencionales pueden ser secadas, por los métodospresentados en la tabla 3-2.

Tabla 3-2Métodos de secados de muestras de núcleos

Tipo de Roca Método Temperatura °CArenisca (bajo contenido dearcilla)

Horno ConvencionalHorno de Vacío

11690

Arenisca (alto contenido dearcilla)

Horno de HumedadRelativa Controlada: 40 %

63

Carbonatos Horno ConvencionalHorno de Vacío

11690

Yeso Horno de HumedadRelativa Controlada: 40 %

60

Cada muestra debe ser secada hasta que su peso llegue a ser constante. El tiempo desecado puede variar sustancialmente, pero generalmente es mayor de cuatro horas.3.7.1 Precauciones

Algunas precauciones deberían ser observadas, en el secado de muestras paramedidas rutinarias de núcleos.

a.- El contenido de arcilla de las muestras no debe ser deshidratada durante lapreparación. Se debe tener cuidado en el secado de ese tipo de muestras. En algunoscasos, temperaturas mas bajas que aquellas indicadas en la tabla 3-2, serán usadaspara prevenir la deshidratación de las arcillas.b.- Las muestras conteniendo yeso requerirán un procedimiento especifico, durante lapreparación. Cuidado extremo debe ser ejercido para evitar pérdida de agua y cambiosde la estructura cristalina.c.- Las muestras deben ser protegidas de la erosión por el goteo de solvente limpio,cuando se utilice la técnica de extracción por destilación.d.- La técnica de extracción no debería dañar fisicamente al núcleo.e.- El criterio usual para limpieza de muestras es una extracción limpia. Sin embargo,muchos solventes no son completamente efectivos para todos los tipos de petróleos yuna extracción limpia pudiera reflejar solamente solubilidad al petróleo y no unaextracción completa.f.- Las muestras conteniendo petróleo pesado asfáltico, pueden requerir ciclos de masde un solvente.g.- Una mas efectiva limpieza de muestras puede a menudo ser alcanzada por unacombinación de solventes.h.- Se debe permitir que los solventes contenidos en las muestras despues de lalimpieza, sean ventilados bajo una campana, antes de colocarlos en el horno parasecado.

3.8 Preservación de muestras

La preservación de muestras en el laboratorio, dependerá del intervalo de tiempo entrelas pruebas y/o el tipo de pruebas a ser realizadas. Alguna técnica de almacenamientoo preservación aseguraría que la integridad estructural sea mantenida, y las nodeseadas evaporación y oxidación sean evitadas.Las muestras de laboratorio pueden ser preservadas usando las técnicas descritas enla sección 2.5. El congelamiento de muestras en el laboratorio debe ser realizado segúnlas precauciones mencionadas en las secciones 2.4.4, 2.4.5 y 2.5.2.2.

4. METODOS DE SATURACION DE FLUIDOS

4.1 Introducción

Esta sección documenta las técnicas especializadas desarrolladas para análisis demuestras de núcleos, con diferentes caracteristicas fisicas y tamaños obtenidas devarios métodos de muestreo. La tabla 4-1, presenta las principales técnicas paradeterminar saturaciones de fluidos.Los párrafos 4.2 hasta 4.3 describen los siete principales métodos de análisis desaturación de fluidos mostrados en la tabla 4-1, para diámetro completo, tapones(plugs) y muestras de pared. Los tapones son definidos, como muestras con formacilindrica tomadas de núcleos recuperados con algunos de los varios dispositivos de

toma de núcleos. Las muestras de pared son definidas como muestras de roca que sonobtenidas despues que el hoyo ha sido creado por la mecha de perforación.Los párrafos 4.6 a 4.8 dirigen la atención hacia los métodos de análisis de saturaciónde fluidos para muestras de carbon, lutitas petroliferas y yeso.Las muestras de carbon y lutitas petrolifera, pueden ser obtenidas de los núcleos dediámetro completo. Sin embargo, la lutita petrolífera y el carbón pueden tambien sersacadas de la superficie o de formaciones poco profundas, y no requieren unprocedimiento de muestreo diferente, que aquellas normalmente usadas en núcleos deyacimientos. El formato de reporte de saturaciones de fluidos para éstos materialesdifieren de los yacimientos tipicos en que las saturaciones pueden ser expresadascomo porcentaje en peso o galones por toneladas, en vez de porcentaje de volumenporoso. Los métodos de exploración que son capaces de medir saturación de fluidos,por técnicas no destructivas están incluidas en la sección 4.5. Adicionalmente, unasección historica (ver 4.9), está incluída en la cual algúnos métodos previamenteaceptables, para determinación de saturación de fluidos, son descritos pero no sonrecomendados.Es dificil, sino imposible la tarea de evaluación de formación, es recuperar un núcleoteniendo la misma saturación y distribución de fluidos como ocurrió en la formaciónantes de la toma de núcleos. Los cambios en la distribución y el contenido de fluido,frecuentemente toman lugar durante las fases de la toma, recuperación, preservacióny transporte. El muestreo, manejo y procesos en el laboratorio pueden aportar masalteraciónes. Esas cosas no son mencionadas en detalles en ésta sección, pero ellector podría estar apercibido de las muchas complicaciones que influyen en los valoresde saturación de fluidos suministrados en un reporte de análisis de laboratorio.

4.2 Método de la retorta a presión atmosférica

4.2.1 Procedimiento Básico

4.2.1.1 Principio de análisis

Las saturaciones de fluido, agua y petróleo, son obtenidos por un proceso de retorta aalta temperatura, en el cual el petróleo y el agua contenidos en una muestra fresca dematerial de roca triturado, es vaporizado, condensado y recogido en tubos de vidriograduado. La saturación de gas es determinada en una muestra adyacente,litológicamente similar, colocándola en una bomba de mercurio y midiéndo la cantidadde mercurio inyectada con el agua y el petróleo dentro de la muestra.

Tabla 4-1Tipo de Roca y métodos de saturación de fluido recomendados

Tipo de Roca Método RecomendadoConsolidada clástica, carbonatos a,b,c,d,e,fNo consolidado (petróleo liviano) c,d,eNo consolidado (petróleo pesado) c,c(*),e

Carbonatos con vuga b,d,e,fFracturados a,b,dArcilla a,c(*),dEvaporita g,eBaja permeabilidad a,b,c,d,e,fCarbon hLutitas a,b,cLutita petrolífera a(*)Diatomea c,e

Leyenda:

a= Retorta a presión atmosfericab= Extracción por método de destilación (diámetro completo)c= Extracción por método de destilación (plugs)d= Método de recobro de núcleos, presión retenidae= Barrido con solventef= Método de recobro de núcleos, esponjag= Método de yesoh= Método de carbon(*)= Procedimiento modificado

4.2.1.2 Aparatos

La siguiente lista describe los aparatos disponibles, en el método básico de la retorta:

a.- Retorta de acero inoxidable.- (ver fig. 4-1). Estos tipos de retortas son diseñadaspara contener de 100 a 175 gramos de material de núcleo triturado. Cada retorta estáequipada con una tapa especial con material de aislamiento térmico para evitar fugasde gases condensables. Un tubo largo de acero inoxidable, con fines decondensamiento es conectado en la parte opuesta final de la retorta. Una mallametálica gruesa es colocada en el fondo de la retorta para impedir que se salga elmaterial triturado del tubo de condensación.b.- Horno.- (ver fig. 4-1). Estos hornos son capaces de mantener multiples retortas almismo tiempo. Elementos electricos de calentamiento, tipo Strip son preferidos.Tambien son requeridos: una termocupla, un controlador de temperatura y undispositivo para leer la temperatura.c.- Baño de agua.- (ver fig. 4-1). Un baño de agua es colocado en la parte inferior delequipo de tal forma que el tubo de condensación pase a través de éste, y permita quelos gases despedidos de la muestra triturada se condensen.d.- Tubos de vidrio recibidores calibrados.- Un tubo de vidrio de 15 mililitros decapacidad, es comunmente usado, sinembargo un tubo con mayor capacidad, puedeser necesario. El tamaño del tubo requerido depende de la cantidad de materialtriturado dentro de la retorta y el total de fluido contenido dentro del material. El tuborecibidor es sujetado a la salida del tubo de condensación ayudado por un tapón degoma.e.- Para triturar la roca que se colocará en la retorta puede usarse cualquier tipo depiqueta para geólogos, o cualquier martillo común.f.- Sierra de diamante.- Una variedad comercial de sierras para cortar núcleos,equipadas con discos con insertos de diamante, pueden ser usadas.

g.- Bomba de mercurio.- Las típicas bombas de mercurio están equipadas con unacelda, tapa y válvulas. Las celdas pueden acomodar una muestra con un volumen totalde 10 a 15 cc. La bomba de mercurio está equipada con un vernier graduado enincrementos de 0.1 cc. Un manómetro capaz de indicar presión hasta 1000 lpc (6.895kPa), es conectado al sistema.

4.2.1.3 Procedimientos/Precauciones

El procedimiento básico está normalmente dirigido a muestras de núcleos tomadas dediámetro completo. Los análisis convencionales son realizados pie a pie, excepto enalgunos tipos de litología como lutita, anhidrita, yeso y arcillas duras. Una muestrarepresentativa de aproximadamente 2 pulgadas de longitud es tomada de cada pie delnúcleo. Esta muestra es seccionada a todo lo largo en dos mitades asimétricas. Unamitad es designada para la saturación de fluidos y la otra mitad es usada para obtenerun tapón (plug), para la determinación de permeabilidad y porosidad. Tambien se tomauna muestra de 10-15 gramos, para la medida de gas en el espacio poroso, se le debedar forma redondeada para que pueda acomodarse en la celda de la bomba demercurio y la inyección de mercurio sea mas uniforme. El peso de la muestra esregistrado y el volumen total es determinado por desplazamiento del mercurio a 700 lpc(5171 kPa) de presión, mas tarde ésta información es usada en los calculos deporosidad por suma de fluidos. La válvula de la celda es cerrada y la presión seincrementa a 1000 lpc (6895 kPa).La muestra usada para las medidas de agua y petróleo es triturada en trocitos deaproximadamente 1/4 de pulgada (6.4 cms). Una cantidad que varía de 100-175gramos de éste material es pesado con una precision de 0.01 gramos y colocadodentro de la retorta. La retorta es cerrada herméticamente y conjuntamente con otrasretortas colocadas en el horno. La temperatura inicial del horno se mantiene a 350 ° F(177 °C), hasta que salga todo el volumen de agua, despues de tomar lecturassucesivas. Entonces la temperatura del horno se incrementa hasta 1200 °F (649 °C), Eltubo recolector es monitoreado hasta que todo el petróleo ha salido, cuando eso ocurreel proceso se considera finalizado. El rango de tiempo de la retorta varía de 20 a 45minutos. Los volumenes de agua y petróleo son registrados.La colocación inicial de la temperatura a 350°F (177 °C) se hace para obtener el aguadel espacio poroso, agua absorbida o agua entre las capas de la roca, no el agua decristalización de las arcillas. Sinembargo éste método no es recomendado paramuestras que contienen yeso, o grandes cantidades de montmorillonita.La temperatura final de la retorta de 1200 °F (649 °C), puede producir un incorrectovolumen de petróleo. Algún material del núcleo triturado puede contener hidrocarburosólido, por ejemplo, kerogen, gilsonita, etc., que puede desprenderse a esatemperatura. En casos extremos, el procedimiento de saturación de fluidos por retortano debe ser usado, entonces se debería recurrir al método de destilación Dean Stark.Otra fuente de error en las medidas del volumen de petróleo son:a.- Interrupciones mecanicas en el tubo de condensación.b.- Fugas en los sellos de la retortac.- Cocinamiento y craqueo de ciertos petróleos. Las curvas de corrección del volumende petróleo deben ser empleadas frecuentemente.

El total del agua recogida despues de completar el proceso, puede ser de gran valorpara determinar si el agua del espacio poroso puede haber sido mecanicamenteretenida, en el tubo de condensación. El analista puede notar una densidad de granos

calculada a una muestra como anormal, analizando la tendencia general. Si alcomparar el agua inicial a la primera temperatura, con el agua final despues de lasegunda temperatura, la diferencia es muy grande esto indicará, que la muestra esaltamente arcillosa, sinembargo el agua inicial será el valor tomado para realizar loscálculos de saturación de agua.

4.2.1.4 Cálculos

El volumen de petróleo corregido (Ver fig. 4-2) y el volumen de agua recogida de cadamuestra, conjuntamente con el volumen de gas, pueden ser expresados como unporcentaje del volumen total, como sigue:

NDHg = WtHg/BvHgBvRet = WtRet/NDHg GB = (HgInj x 100)/BvHg OB = (OilVol x 100)/BvRet WB = (WatVol x 100)/BvRet GS = (GB x 100)/(GS+OB+WB) OS = (OB x 100)/(GB+OB+WB) WS = (WB x 100)/(GB+OB+WB)

Donde:

NDHg = Densidad natural de la muestra de la bomba de mercurio, g/cc WtHg = Peso inicial de la muestra en la bomba de mercurio, g BvHg = Volumen total de la muestra en la bomba de mercurio, ccWtRet = Peso de la bomba en la retorta, g HgInj = Volumen de mercurio inyectado corregido, (factor de calib. de la bomba), ccOilVol = Volumen de peróleo recuperado corregido, con la curva de calibración, ccWatVol = Volumen de agua inicial recuperada, ccBvRet = Volumen total de la muestra triturada en la retorta, g GB = Saturación de gas como un porcentaje del volumen total OB = Saturación de petróleo como un porcentaje del volumen total WB = Saturación de agua como porcentaje del volumen total GS = Saturación de gas como porcentaje del volumen poroso OS = Saturación de petróleo como porcentaje del volumen poroso WS = Saturación de agua como porcentaje del volumen poroso

La densidad de granos puede ser calculada de los datos obtenidos durante el procesode la prueba. Esos datos de densidad de grano, son los valores primarios, comomedida de control, para asegurarnos que no se han tomado lecturas erroneas, quetodos los fluidos han sido determinados apropiadamente, y no se han realizado erroresen los cálculos. Esta no es la medida mas exacta para determinar la densidad degranos verdadera de la roca, sinembargo, el valor obtenido debe ser razonablementerepresentativo de la litología, que se está trabajando. Entonces la densidad de granosdebe ser vista como una herramienta de control de calidad de la prueba.

4.2.1.5 Ventajas

Las ventajas del método básico de la retorta incluye:

a.- Los fluidos son recuperados de una parte mas o menos grande de la roca,asegurándo ésto una mejor representación de la litología e incrementándo la precisiónde todas las medidas.b.- El proceso análitico es rápido y provee los datos de saturación requerida en horas.Muchas muestras pueden ser evaluadas al mismo tiempo, si se dispone de suficientesretortas y hornos.c.- Los volumenes de los fluidos son medidos directamente, en contraposición con otrosmétodos, que hacen una combinación de volumenes de fluidos con pérdidas de peso.d.- La pérdida de granos, comunmente asociada con areniscas friables y algunoscarbonatos, no afectan los datos de saturación de fluidos.

4.2.1.6 Limitaciones

Las limitaciones del método básico de la retorta incluye:

a.- La saturación de agua (y porosidad), pueden ser demasiado altas si la muestracontiene cantidades grandes de montmorillonita o yeso, sensibles a la temperatura.b.- La saturación de petróleo (y porosidad), pueden ser demasiado altas si la muestracontiene hidrocarburos sólidos, afectados por la alta temperatura. Esto redundará enresultados mas bajos de saturación de agua, ya que el agua del espacio poroso esexpresado como un porcentaje del volumen poroso, que es demasiado alto.c.- Las curvas de corrección del volumen de petróleo son necesarias, y algunas vecesno puede ser factible obtener las correcciones para el crudo en cuestión, entonces seránecesario usar curvas de corrección generalizadas, basadas en gravedades APIasumidas.d.- Un segundo trozo de muestra es requerido para determinar el volumen total,densidad natural y llenado del volumen poroso para cálculos del gas por inyección demercurio. Esta muestra debe ser litológicamente identica a la colocada triturada en laretorta para los cálculos de saturaciones de petróleo y agua.e.- Los liquidos destilados pueden formsr emulsiones.

4.2.1.7 PrecisiónLa precisión del método básico de la retorta, incluye:

a.- Para usar la curva de corrección del volumen de petróleo, la precisión del valorobtenido está dentro de ±5 % y una reproducibilidad dentro de ±2.5 % del volumenmedido.b.- La precisión del volumen de agua obtenido por éste método es ±2.5 % del volumenmedido.

4.2.1.8 Calibración

La calibración para el método básico de la retorta, incluye:

a.- Los tubos recolectores graduados de vidrio deben ser chequeados usando unamicrobureta con agua. La limpieza de los tubos de vidrio debe ser rigurosa para poderhacer buenas lecturas de los fluidos, debido a que éstos no mojan el tubo y el meniscola mayoría de las veces es irregular.

b.- La bomba de mercurio usada para medir el volumen total debe ser calibrada consólidos de acero inoxidable de volumen conocido. Adicionalmente un factor del sistemadebe ser determinado a la presión usada, para determinar el gas en el volumen poroso.Las curvas de corrección y/o ecuaciones deben ser usadas en ambas instancias.c.- Todas las balanzas usadas deben tener un mantenimiento frecuente.d.- Las retortas deben ser sometidas regularmente a pruebas de vacío para asegurarseque los sellos funcionan bien.

4.2.2 Muestras de pared a percusión

4.2.2.1 Principio de los análisis

El método es una modificación del procedimiento básico de la retorta (ver sección4.2.1). La diferencia principal consiste en que los volumenes medidos de gas, petróleo yagua son realizados sobre la misma muestra. El equipo está ajustado para proveer unabuena precisión. Este método puede ser aplicado tambien a las muestras de paredrotacionales, pero daña las muestras para futuras pruebas.

4.2.2.2 Aparatos

los aparatos disponibles de la retorta de muestras de pared incluyen:

a.- Retortas de acero inoxidable.- (ver fig. 4-3). El diseño es similar a las retortasusadas en el procedimiento básico. El envase de la retorta donde es alojada la muestraes de menor tamaño y el tubo de condensación es mas corto.b.- Horno.- Tiene los mismos componentes que el usado en el equipo básico. El hornopara muestras de pared está hecho para acomodar multiples retortas.c.- Tubos recibidore de vidrio.- Los tubos deben una capacidad máxima de 5 cc, porquelas muestras son pequeñas. Las graduaciones para las lecturas/interpolaciones debenestar lo mas cerca posible a 0.01cc.d.- Bomba de mercurio.- Se usa la misma bomba de mercurio que para elprocedimiento básico, sinembargo si se usa una cámara mas pequeña mejorará lasmedidas de volumen total y volumen de gas.e.- Un aparato capaz de penetrar la tapa enrroscada en el envase de vidrio, quecontiene la muestra. Esto es opcional. (Ver sección 4.2.2.3)f.- Un detector de gas capaz de dar medidas cualitativas. Esto es opcional. (Ver sección4.2.2.3)g.- Un cromatógrafo de gas. Esto es opcional. (Ver sección 4.2.2.3).

4.2.2.3 Procedimiento/Precauciones

4.2.2.3.1 Procedimiento

Las muestras deberían ser recibidas en el laboratorio selladas en envases de vidrio,enrroscadas con una tapa en uno de sus extremos. Las muestras son ordenadas porprofundidad en orden decreciente. Antes de abrir los envases de vidrio, algunoslaboratorios punzan las tapas con dispositivos especiales para extraer el posible gascontenido en las muestras y determinar la composición por cromatografía.La longitud de la muestra recuperada es chequeada en la escala marcada en uno delos lados del envase de vidrio. Cada muestra es sacada del envase y se les limpia los

residuos del fluido de perforación, usando una cuchilla. Se hace una breve descripciónlitilógica, incluyendo el tipo de roca, color, grano, redondez/esfericidad, etc. La muestraes entonces pesada. Algunos laboratorios pueden dividir la muestra preparada, paraproveer una porción para permeabilidad y otras medidas, como distribución de tamañode particulas, difracción de rayos X, etc. Obviamente ésto está limitado a una muestrainicial de 2 pulgadas (5.08 cms) de longitud. Los datos de saturación de fluido estánconfinados a ser realizados en una muestra bastante pequeña. Otros laboratoriosemplean una aproximación empirica, para calcular permeabilidad, ninguna de esasprácticas será discutida en ésta sección. La muestra es colocada en la celda de unabomba de mercurio, para determinar el volumen total, por desplazamiento de mercurio,(ver sección 5.2.1). Con la muestra sumergida en mercurio, una válvula es cerrada y lapresión es incrementada hasta 750 lpc (5171 kPa). En muestras duras (bajapermeabilidad), la presión es incrementada hasta 1000 lpc (6895 kPa). Esteprocedimiento mide el volumen poroso ocupado por gas, asumiendo que lacompresibilidad del agua y/o petróleo presente en el espacio poroso es minima. Lamuestra es sacada de la celda y rota en pequeñas piezas, para observar el patrón dela penetración del mercurio. El patrón de penetración del mercurio, es útil para predecirprobable producción.El procedimiento de la retorta descrito en la sección 4.2.1.3 es aplicado, incluyendo elregistro de agua inicial y total recuperada, y el uso de las curvas de corrección delvolumen de petróleo. (Ver fig. 4-2).

4.2.2.3.2 Precauciones

Las muestras de pared están sujetas a pérdida de fluido debido a evaporación, eltiempo de exposición atmosférico, debería ser minimizado.

4.2.2.4 Cálculos

El petróleo, el agua de los poros y el volumen de gas en el espacio poroso, pueden serexpresados como porcentaje de volumen total como sigue:

GB = (HgInj x 100)/BVOB = (oilVol x 100)/BVWB = (WatVol x 100)BVGS = (GB x 100)/(GB+OB+WB)OS = (OB x 100)/(GB+OB+WB)WS = (WB x 100)/(GB+OB+WB)

Donde:

BV = Volumen Total de la muestra, ccHgInj = Volumen de mercurio inyectado corregido, por factor de calibración de labomba.OilVol = Volumen de petróleo recuperado corregido, con curvas de calibración, ccWatVol = Volumen de agua inicial recuperada, ccGB = Saturación de Gas, como porcentaje de volumen totalOB = Saturación de Petróleo como porcentaje de volumen totalWB = Saturación de Agua como porcentaje de volumen totalGS = Saturación de Gas como porcentaje del volumen poroso

OS = Saturación de Petróleo como porcentaje de volumen porosoWS = Saturación de Agua como porcentaje de volumen poroso

La densidad de grano puede ser calculada de los datos obtenidos durante la prueba. Ladensidad total (natural), algunas veces usada en varios laboratorios puede sercalculada dividiendo el peso inicial (completo) entre el volumen total.

4.2.2.5 Ventajas

a.- Las medidas de gas, agua y petróleo son hechas usando una muestra.b.- El método es relativamente rápido.c.- Este es un método directo donde las medidas de gas, agua y petróleo sonrealizadas independientemente.

4.2.2.6 Limitaciones

Las limitaciones del procedimiento de la retorta para muestras de pared incluyen:

a.- El liquido destilado puede formar emulsionesb.- Las calibraciones para petróleo y agua son requeridasc.- Los volumenes de petróleo menores de 0.1 cc son dificiles de determinar conprecisiónd.- Para areniscas friables o no consolidadas, el volumen poroso medido para gaspuede ser muy alto debido a la expansión, cuando la presión de sobrecarga es liberada.e.- Las muestras deben ser manejadas con sumo cuidado, para minimizar las pérdidasde liquido, especialmente agua. En una atmósfera con baja humedad, la pérdida deagua puede ser sustancial.f.- Los valores de porosidad y saturación de fluido pueden ser errados, en yeso oarcillas hidratables.g.- La calibración de todos los equipos es crítica, porque las muestras son muypequeñas y pueden contener igualmente pequeñas cantidades de petróleo y agua.Pequeñas diferencias en volumenes de fluido registrados pueden resultar ensignificantes rangos de valores de saturación y porosidad.

4.2.2.7 Precisión

La precisión para el procedimiento de la retorta en muestras de pared es:

a.- La precisión del método depende fuertemente del tamaño de la muestra,especialmente cuando se determina el volumen de petróleo.b.- Un buen criterio analítico debe ser usado cuando se ralicen las pruebas conmuestras que pesen menos de 3 gramos.c.- Cuando se usen las curvas de corrección del volumen de petróleo, la precisión delvalor obtenido debe estár dentro de ±5 % del volumen medido.d.- La precisión del volumen de agua está dentro de ±3 % del volumen medido.

4.2.2.8 Calibración

Tiene igual aplicación que la usada en el procedimiento básico de retorta. (Ver sección4.2.1.8).

4.3 METODO DE EXTRACCION POR DESTILACION (DEAN STARK)

4.3.1 Muestras tipo tapón (Plug)

4.3.1.1 Principios de análisis

Este procedimiento es apropiado para muestras tipo tapón y muestras de paredrotatorias. El método de extracción por destilación (Dean Stark), para determinarsaturaciones de fluidos, depende de la destilación de la fracción de agua, y de laextracción del solvente sobre la fracción de petróleo, de la muestra. La muestra espesada y la fracción de agua es evaporada mediante el efecto del solvente hirviendo. Elagua es condensada y recogida en un tubo recibidor previamente calibrado. El solventeevaporado tambien se condensa, remoja la muestra y extrae el petróleo. Cuando estálimpia se coloca en el horno para secarla, luego es pesada.

4.3.1.2 Aparatos y Reactivos

Los siguientes aparatos están disponibles para éste método y están ilustrados en lafigura 4-4. El aparato debe ser colocado bajo campana, para desalojar los vapores delsolvente.

a.- General- El aparato consiste de una manta electrica o dispositivo de calentamiento,con control termostático. La unidad de destilación/extracción para una muestra consistede un balón donde hierve el solvente, el cuerpo donde es colocada la muestra, latrampa calibrada que recibe el agua evaporada y un condensador.b.- Balón- El balón es de boca ancha y cuello largo, está conectado al cuerpo.c.- Trampa- Tiene una sección graduada, marcada en divisiones de 0.1 cc. La trampagraduada puede ser mas pequeña o mas grande para acomodarse al tamaño de lamuestra, con muy pequeño o muy grande volumen de agua. La trampa está diseñadapara permitir un goteo continuo sobre la muestra, que ayuda a disolver el petróleocontenido en la muestra. Una modificación de la trampa, permite al agua serdeterminada gravimetricamente. (Ver fig 4-5).d.- Condensador- El condensador es un sistema de reflujo de agua fria que penetra porla parte inferior del aparato, circula por el espacio anular entre los dos tubos de vidrio, ysale por la parte superior, está acoplado en la parte superior de la trampa teniendo unalongitud aproximada de 11.8 pulgadas (300 milimetros).e.- Tubo disecador- Un tubo de vidrio con silica gel es colocado en la parte superior delcondensador cuando la muestra está siendo extraída.f.- Dedal- Se recomienda usar un dedal de vidrio con un fondo permeable o un dedal decelulosa, cuando se sospecha que la muestra puede presentar pérdida de granos. Sinembargo, algunos tipos de material de dedales pueden causar errores en peso poradsorción de humedad de la atmósfera.

g.- Horno de secado- Un horno de convección o vacío puede usado, teniendo un controlde temperatura de ±2 °C. Para muestras con alto contenido de montmorillonita serequiere un horno de humedad relativa controlada.h.- Perlitas- Son pequeñas bolitas de vidrio, colocadas en el fondo del balón con elsolvente, para que cuando éste hierva pierda la tendencia a crear turbulencia porsobrecalentamiento e inundar la parte superior donde está la muestra.i.- Solvente- El tolueno de grado certificado es el mas comunmente usado, pero puedenusarse otros.

4.3.1.3 Procedimiento/Precauciones

4.3.1.3.1 Procedimiento

Las muestras son preparadas usando un fluido, que es compatible con el fluido usadopara cortar el núcleo completo, o taladrar muestras de pared en el pozo. Esto asegurala preservación de petróleo residual o saturación de agua dependiendo del fluido usadoen base petróleo o base agua. En el caso de núcleos congelados debe usarsenitrogeno liquido. El exceso de fluido que permanece en la superficie de la muestradespues que se empareja debe ser limpiado con algún material no absorbente. Lasuperficie de la muestra debe dar la sensación de estár seca y no brillante por lahumedad. Los dedales deben ser pesados, en balanza analítica. El proceso debe serrealizado rapidamente para minimizar la evaporación de los fluidos en la muestra.Despues del pesaje las muestras con los dedales deben ser colocados en el aparatoinmediatamente o ser almacenados en un lugar seguro que prevenga la evaporación,antes de ser colocados en el aparato. Este período de almacenamiento (en caso de sernecesario), debe ser minimo. La necesidad de pesar cada componente obedece deminimizar los riesgos de pérdidas de peso. Cuando la extacción con los dedales seaefectuada, ellos son colocados a temperatura ambiente y ponerlos a secar. Lasmuestras deben ser extraídas con un solvente que no se haya trabajado anteriormente.El solvente debe ser colocado previamente a deshidratar, hasta que la concentracióndel posible contenido de agua afuera sea estable. El desecador colocado en el tope delcondensador no afecta el agua recolectada. El agua puede adherirse al condensador ya las paredes de la trampa. Si no se tiene cuidado, ésto puede causar erroresapreciables, sobre todo en muestras con baja porosidad. Para permitir que el agua bajehasta la trampa, se utiliza un agitamiento mecánico con una guaya, o algunas veces seaplica detergente para romper la emulsión, aunque esto no es recomendado porque lainteracción de fluidos de tres fases tiene un efecto no predecible, y la humectabilidad dela muestra puede ser alterada. El proceso de extracción/destilación tiene una duraciónde 48 horas. Los niveles de agua deben ser monitoreados periódicamente y el procesodebe detenerse solamente cuando no haya cambios en el volumen de agua recuperadaen 24 horas. Un intervalo de tiempo largo puede ser requerido dependiendo del tamañode la muestra y su permeabilidad. El agua que es recolectada debe anotarse en la hojade datos.

4.3.1.3.2 Precauciones

Se debe tomar en consideración y aplicar las normas que rigen sobre los solventes yreactivos. En general las siguientes consideraciones deben tenerse presente:

a.- El petróleo puede contener componentes que exhiben propiedades carcinogénicas.Esto puede ser inflamable.b.- El tolueno es moderadamente tóxico. Por inhalación y por adsorción de la piel.Posee propiedades irritantes, anestésicas y es altamente inflamable.c.- Muchos otros solventes, aun cuando son efectivos para el proceso de remover elpetróleo, pueden ser muy peligrosos y tóxicos. Se debe consultar las regulacionessobre el uso de esos solventes.d.- El analista debería tener conciencia de los cambios en los puntos de ebullición delsolvente, o los cambios en el punto de ebullición del agua debido a la sal en solución. Elpunto de ebullición del solvente debe ser chequeado para asegurarse una adecuadatemperatura para la destilación de agua. Cuando se utiliza un lodo de perforación conKCl el filtrado de agua tendrá una concentración de 300.000 ppm, y consecuentementeel punto de ebullición será a una temperatura mucho mas alta que si se tuviera aguadulce. En este caso se sugiere usar xileno, en lugar de tolueno.

4.3.1.4 Cálculos

Los siguientes cálculos son usados por éste método:

% Agua en peso (Gravimétrico)= ((Peso de agua) x 100)/(Peso inicial de muestra) -( I)

% Agua en peso (Volumetrico)= (Vol. Agua)x(Dens. Agua)x100/Peso inic. muestra - (2)

% sólido en peso=(Peso seco de muestrax100)/Peso inicial de muestra - (3)

Las saturaciones son normalmente expresadas como porcentaje del espacio poroso dela muestra. Sin embargo, la porosidad de la muestra, la densidad del agua y ladensidad del petróleo son requeridas. Si el agua connata tiene alta concentraciónsalina, la densidad del agua debe ser corregida por sal en solución.

Los siguientes cálculos aplican:

% Agua = ((Vol. De agua) x 100)/Volumen poroso . (4)

% de Petróleo = [((Peso de petróleo)/(Dens. Petróleo)) x 100]/ Vol. Poroso - (5)

4.3.1.5 Ventajas

Las ventajas de éste método incluye:

a.- Las determinaciones del volumen de agua son generalmente precisas.b.- Normalmente, las muestras no son dañadas y pueden ser usadas para pruebasfuturas.

c.- Se usan temperaturas relativamente bajas, en comparación con el método de laretorta.d.- El procedimiento es sencillo y requiere poca atención durante la destilación.

4.3.1.6 Limitaciones

Las limitaciones de éste método incluye:

a.- Impresición en la determinación de agua debido a lo siguiente:

1.- La condensación de agua de la atmósfera en el condensador cuando la humedadatmosferica es alta. Esto puede evitarse con el uso del tubo con silica gel en el tope delcondensador. 2.- El agua evaporada de la muestra a temperatura ambiente, cuando no esinmediatamente leida con el agua del condensador circulando. 3.- Las goticas de agua pegadas en la trampa no limpia, antes de montar la nuevamuestra. 4.- La precipitación de sal dentro de la muestra. Esto puede resultar en cambiosignificativo en porosidad/permeabilidad. La sal puede ser removida usando metanol. 5.- La corrección por densidad alta de agua salada es requerida, cuando laconcentración total de solidos excede de 20.000 ppm. 6.- Incompleto secado de los solventes. 7.- Pérdida de agua debido a fugas en las conexiones de los compenentes delequipo, o por demasiada temperatura o insuficiente flujo de agua en el condensador. 8.- Tiempo de extracción insuficiente. 9.- Saturación de agua demasiado alta si las muestras contienen grandes cantidadesde yeso o montmorillonita. Los valores de permeabilidad y porosidad tambien puedenser alterados si el agua de hidratación que está presente en el yacimiento es removidadurante la extracción y el secado.10.- Si no se conoce con exactitud la densidad de petróleo, se incurrirá en error en loscálculos si se asume la densidad del petróleo.b.- El volumen de petróleo no es leído directamente y se puede incurrir en error debidoa lo siguiente:

1.- Agua recolectada adicional de la muestra o perdida. 2.- Pérdida de material sólido. 3.- Incompleta limpieza de la fase de petróleo. 4.- Secado a una temperatura demasiado alta, que pueda remover agua adicional.

c.- La humectabilidad de la roca puede ser alterada.d.- Las arcillas pueden ser alteradas, causando alteración en las medidas depermeabilidad/porosidad.

4.3.1.7 Precisión

No hay documentación estandarizada y la precisión de los métodos no puede serevaluada. Sinembargo, con la calibración mostrada en la sección 4.3.1.8, el volumen deagua puede ser evaluado. Un procedimiento similar evalua la precisión del volumen depetróleo.

4.3.1.8 Calibración

La precisión del agua medida debe ser chequeada regularmente, para asegurárse queno haya efecto sobre los resultados.

a.- Para determinación gravimétrica: Se grafican los pesos del agua adicionada a losextractores contra los pesos de agua recuperada, bajo las mismas condiciones deextracción usadas en arenas petrolíferas. Los factores de agua corregida puedencambiar debido a la eficiencia de los condensadores usados en los aparatos.

Peso de agua corregida= (Peso de agua x a) + b

Donde:

a y b, son la pendiente y el intercepto de la ecuación de calibración respectivamente,esto es, a= 1.003, ±0.001; b= 0.090, ±0.009.

b.- Para determinación volumétrica: Se usa una bureta calibrada para obtener elvolumen conocido de agua, dentro de la trampa de agua. Las trampas deben tener unmáximo de escala de error de 0.02 cc. Los factores de corrección por volumen puedenser calculados y aplicados si es necesario.

4.3.2 Núcleos de Diámetro Completo

4.3.2.1 Principio de Análisis

El método de extracción por destilación, para eterminar saturación de fluidos enmuestras de diámetro completo está regida por los mismos principios y procedimientoscomo los explicados en la sección 4.3.1.1, para muestras tipo tapón.

4.3.2.2 Aparatos

Los aparatos usados para la determinación de saturación de fluidos, en muetras dediámetro completo son similares a los usados para muestras tipo tapón, con ladiferencia que son de mayor tamaño.

4.3.2.3 Procedimientos

Los procedimientos son los mismos usados en las muestras tipo tapón, con laexcepción que los pesos deben tener una precisió de 0.1 gramo. Tambien el tiempo delimpieza de 48 horas debe extenderse hasta que la muestra se considere que estácompletamente limpia.

4.3.2.4 Cálculos

Las ecuaciones usadas son las mismas presentadas en la sección 4.3.1.4.

4.3.2.5 Ventajas

Además de las ventajas mencionadas en la sección 4.3.1.5, referidas a muestras tipotapón, hay algunas adicionales, presentadas a continuación:

a.- Una balanza análitica de alta precisión, ya que la precisión necesitada solamente esde 0.1 gramo.b.- La pérdida de granos durante el manejo de la prueba no es crítico, como con lostapones, aunque debería ser minimizado.c.- Los volumenes de agua recuperada son grandes comparados con la de los tapones,sin embargo las lecturas de agua necesitan ser registradas con una precisión desolamente de 0.1 cc.d.- Como los volumenes de petróleo son determinados por diferencias gravimétricas,los valores finales no son impactados de la misma manera que a los tapones, excepto asaturaciones de petróleo muy bajas.

4.3.2.6 Limitaciones

Hay limitaciones adicionales cuando se analizan núcleos de diámetro completo:

a.- Para muestras de mayor tamaño, hay mayores costos en equipos, i.e., Material devidrio, hornos, discos con insertos de diámante, etc.b.- Los requerimientos de espacio de laboratorio son mayores.c.- Los grandes volumenes de roca, requieren grandes volumenes de solventes. Elalmacenaje, logistica de desechos, etc., todo es mas complejo.d.- Las normas de salud y seguridad deben ser cuidadosamente observadas ymonitoreadas, debido a los grandes volumenes de vapores y solventes involucrados.

4.3.2.7 Precisión

Similar a los mencionados en la sección 4.3.1.7.

4.3.2.8 Calibración

Similar a los referidos en la sección 4.3.1.8.

5 DETERMINACION DE POROSIDAD

5.1 General

5.1.1 Comentarios Introductorios y ecuaciones

5.1.1.1 La porosidad, la cual es definida como una relación del volumen poroso alvolumen total de la roca, es una propiedad intrínsica de toda roca yacimiento. Lacantidad de espacio vacío, que puede ser ocupada por hidrocarburos o agua en unyacimiento, debe ser conocido por un estimado inteligente del petróleo/gas inicial ensitio. La precisión con la cual la porosidad puede ser determinada es grandemente unafunción de los métodos usados en esas medidas. Varias herramientas de perfilaje,usando métodos electricos, nucleares, sónicos o de densidad, son usadas para ladeterminación de porosidad continua en el pozo. Las medidas obtenidas de esasherramientas de perfiles de pozo deben ser calibradas a travéz de las porosidadesdeterminadas de los núcleos, bajo condiciones simuladas de yacimiento, teniendo

presente, el volumen de roca investigada por la herramienta de perfilaje. Los efectos dela tendencia, la frecuencia y el volumen de la muestra, deben ser tomados enconsideración. Todas las discusiones referidas a determinación de porosidad a ceroconfinamiento, en porosímetros estandards deben hacerse a 400 lpc (2760 kPa). Elmétodo para determinar porosidad a presión de confinamiento simulada será discutidoen la sección 5.3.2.2.1.2.

5.1.1.2 A menos que se diga lo contrario, los métodos de análisis descritos sonaplicables a muestras tipo tapón cilindricos, tomados en núcleos consolidadosrelativamente homogéneos. La porosidad de los análisis de núcleos, puedencomunmente ser obtenidas por diferentes métodos (ver tabla 5-1).Midiendo el volumen total (BV) y el volumen de granos (GV), se produce por diferenciael volumen de poros (PV), luego la ecuación de porosidad puede ser resuelta.

PV = (BV-GV) ----- (1)

Ø = (BV-GV)/BV ------- (2)

Midiéndo directamente el volumen poroso (PV) y el volumen de granos (GV):

Ø = PV/ (PV+GV) ------ (3)

Midiéndo directamente el volumen poroso (PV) y el volumen total (BV):

Ø = PV / BV ------ (4)

5.1.1.3 En el laboratorio, normalmente son medidos uno o dos tipos de porosidad,efectiva o total. Hay una diferencia entre las definiciones historicas de esas porosidadesy la definición actual usada por los analistas. Esto es mas complicado para las técnicasde análisis de núcleos, diseñadas para dejar varias capas de minerales de arcillamolecular con agua alrededor dentro del espacio poroso (ver fig. 5-1).

5.1.1.4 Históricamente, la porosidad ha sido definida como una medida del espacioporoso conectado. Esto es derivado de la diferencia entre las determinaciones delvolumen total y el volumen de granos o por medida directa del espacio conectado. Elvolumen medido de los poros conectados, puede variar con la preparación de lamuestra y el método analítico usado. La porosidad total es una medida del espacioporoso total, conectado y aislado, en una muestra de roca. Esto puede ser determinadopor el volumen total, peso seco y volumen de granos medidos en una muestradisgregada.

5.1.1.5 En el campo de la interpretación de perfiles, la porosidad efectiva ha sidodefinida como el espacio poroso interconectado, ocupado por fluidos. En estadefinición, la porosidad efectiva no incluye el volumen de arcilla o mineralescircundados por agua, y en algunos enfoques analíticos, no incluyen el agua adicionalmantenidos dentro de la lutita por fuerzas capilares. Tambien en el campo de lainterpretación de perfiles, la porosidad total es aquel volumen ocupado por todos los

fluidos (espacio poroso conectado y no conectado), en la roca, incluyendo el volumenocupado por la arcilla circundada por agua. (Ver fig. 5-1).

5.1.1.6 La experiencia de análisis de núcleos indica que en la roca yacimiento, haypocas rocas con poros no conectados, o que hay una diferencia muy pequeña o nomedible, históricamente definida como porosidad efectiva y total (ver fig 5-1). Entonces,con esas definiciones, la porosidad efectiva determinada de los análisis de núcleos enuna muestra secada totalmente a 210 °F - 240 °F (99 °C - 116 °C), mas exactamentecorresponde a la porosidad total, como es definida por los analistas de perfiles. Enciertas circunstancias, tales como rocas volcánicas, puede haber una diferencia medibleentre la porosidad efectiva (poros conectados) y la porosidad total (poros conectados yno conectados), del análisis de núcleos. Ademas la técnica de secado de la humedaddel núcleo, puede estar hecha a la medida para dejar alguna cantidad de aguaalrededor en la superficie de los minerales.

5.1.1.7 No hay un acuerdo universal entre los analistas de perfiles en la definición deporosidad efectiva (ver fig 5-1). El mas bajo valor para éstos parámetros es obtenido sitodas las lutitas con agua asociada, está incluida como espacio poroso no efectivo. Unvalor alto es obtenido si solamente el agu libre absorbida (definida como una función desalinidad y capacidad de intercambio de cationes o la concentración de arcilla porunidad de volumen, meq/cc) está excluida. Las porosidades de los núcleos basada enmuestras secas por humedad relativa controlada, están normalmente entre este valormas alto y la porosidad total. Esta vez es dificil seleccionar las condiciones delaboratorio que produzcan porosidad efectiva en una muestra de núcleo como esdefinida por los analistas de perfiles.

Tabla 5-1 Volumen Total, Volumen de Grano y Volumen Poroso

Método PropositoArquimedesInmersion en Mercurio

Medida de Volumen total

Desplazamiento con Mercurio Medida de Volumen TotalCaliper Medida de Volumen totalArquimedescon otros fluidos

Medida de Volumen Total

Suma de Volumen de granos yVolumen Poroso

Medida de Volumen total

Volumen poroso Total demuestra disgregada

Medida de volumen de Granos

Ley de Boyle, doble celda Medida de Volumen de GranoLey de boyle, celda sencilla Medida del Volumen porosoSuma de Fluidos Medidas de Volumen Total y

Volumen PorosoSaturación de liquidos Medida del Volumen porosoProcedimientos Históricos medidas de Volumen total, Volumen de

Granos y Volumen Poroso

5.1.1.8 Otra faceta de medida de porosidad, el cual de hecho aplica en el campo de losanálisis de núcleos, es la selección de análisis convencionales versus análisis dediámetro completo. La decisión de cual debería ser usado, idealmente estaría basadoen la homogeneidad de la formación que está siendo analizada. Muchas areniscas sonsuficientemente homogéneas, de tal forma que un pequeño tapón puede considerarserepresentativo del intervalo muestreado. De otra manera cuando tengamos unaformación heterogénea, vugular o fracturada, la técnica mas apropiada la constituyeuna muestra de diámetro completo. Sinembargo, el tamaño de la muestra requeridaque represente la estructura poral y la litología lo controlaría el tipo de análisisrequerido.

5.1.1.9 Información requerida para los análisis básicos

La siguiente información es de valiosa ayuda antes de realizar las medidas deporosidad y permeabilidad, con el objetivo de presentar un informe final representativo.

1.- Presión neta de confinamiento. Esta consiste en la carga litostática menos lapresión del yacimiento referida a un datum. 2.- Topes de las formaciones recuperadas, para hacer cálculos estadísticos porformación.

5.1.2 Muestras pobremente consolidada o no consolidada

5.1.2.1 Las muestras pobremente consolidadas/no consolidadas presentan un solorequerimiento. El término pobremente consolidado abarca un amplio rango de materialde núcleo, desde muestras friables hasta muestras que no presentan ningún tipo decementación entre sus granos. Para el propósito de éste documento, pobrementeconsolidado se refiere a muestras tipo tapón que necesitan ser montadas/enmangadasen un forro metálico, que permita que los granos no se disgreguen durante el procesodel análisis.

5.1.2.2 Las muestras son normalmente empaquetadas en forros metálicos cilindricos.La tabla 5-2, presenta una lista de las mangas mas comunes usadas con sus ventajas ydesventajas.

Tabla 5-2 Forro protector para muestras pobremente consolidadas/noconsolidadas

Material Ventajas DesventajasManga de Plomo Maleable, se adhiere bien

a la muestraInteractúa con mercurio,algunas salmueras,tóxico

Teflón Inerte Poroso y permeableTubo de teflón con calor Inerte, fácil de aplicar A bajo confinamiento no

sujeta bien la muestra,posible alteración a lamuestra por el calor

Manga de Aluminio Maleable se adhiere bien a Interactúa con algunas

la muestra salmueras, a bajoconfinamiento no sujetabien la muestra

Pintura epóxica Barata, fácil para aplicar Interactúa con solventes,pobres esfuerzosmecánicos pueden imbibirdentro de la muestra

Estaño Maleable, sujeta bien lamuestra

Interactúa con mercurio yalgunas salmueras

5.1.2.3 Para permitir el flujo, las dos caras de los tapones son cubiertos con mallasmatálicas. El tamaño de los mesh (abertura de las mallas), deben ser lo suficientementepequeños para prevenir la pérdida de los granos y lo suficientemente grandes para queno haya taponamiento por movimiento de partículas finas. Los tamaños de mallascomunmente usados son de 200 a 120. La mayoría de las veces se colocan dos mallasen cada cara de la muestra, la malla mas fina es colocada en la interior. Se recomiendausar mallas de acero inoxidable o monel 316.

5.1.2.4 El volumen total, volumen de granos y volumen poroso de la manga y lasmallas son medidos para ser tomados en cuenta en los cálculos finales de cadamuestra. Se asume que la densidad de la manga es constante.

5.1.2.5 El volumen de granos y volumen de poros de la manga y las mallas es medidotomándo un número de mallas y manga idénticos, y colocándolos en el aparato dedoble celda con aplicaciones de la ley de Boyle.

5.1.2.6 Debido a sus propiedades fisicas, las muestras pobremente consolidadas sonmas sensibles a la presión de confinamiento, si las comparamos con las muestrasconsolidadas, las medidas realizadas a bajo confinamiento, no son consideradasrepresentativas del yacimiento. Sinembargo, el método recomendado para ladeterminación de la porosidad de muestras pobremente consolidadas es el de ley deBoyle, sistema de celda sencilla (Ultraporosimetro).

5.2 MEDIDAS DE VOLUMEN TOTAL (MUESTRAS TIPO TAPON)

El volumen total de una roca es requerido para determinar la porosidad de lasmuestras. El volumen total de una muestra tipo tapón puede ser determinado por variosmétodos. Las técnicas de medida incluyen Inmersión por Arquimedes, desplazamientopor mercurio y vernier.El volumen total tambien puede ser calculado directamente, sumando las medidas devolumen de granos y volumen poroso. El volumen total de una muestra seleccionadapara porosidad debería tener por lo menos 10 cc. Normalmente las muestras soncilindros rectos con diámetros entre 2.54 cms hasta 3.81 cms y longitud de por lomenos 2.54 cms y 3.81 cms, respectivamente. Las muestras irregulares pueden serusadas tomándo las debidas precauciones, si una muestra de dimensiones regularesno puede ser obtenida.

5.2.1 Inmersión en mercurio, principio de Arquimedes (Flotación)

5.2.1.1 Principio

Una muestra tipo tapón es sumergida en mercurio y el volumen de mercurio desplazadoes determinado gravimetricamente.

5.2.2 Desplazamiento con mercurio

5.2.2.1 Principio

El volumen total de la muestra es medido por desplazamiento de mercurio, utilizandouna bomba de desplazamiento volumétrico con una cámara de acero inoxidable, dondela muestra es alojada.

5.2.3 Caliper (Vernier)

5.2.3.1 Principio

Las muestras con figura geométrica como un cilindro recto u otra forma regular puedeser procesada con un vernier, para obtener volumen total. Un micrómetro o vernier elcual puede leer con precisión de 0.002 cms, cuando realiza las medidas de longitud ydiámetro. Se recomienda hacer un minimo de cinco medidas, para obtener un promediorepresentativo.

5.2.4 Inmersion en mercurio (Principio de Arquimedes), usando otros fluidos(Salmuera, Aceite Mineral refinado y Tolueno)

5.2.4.1 Principio

Una muestra colocada en un liquido flota debido a que recibe en la misma dirección ysentido contrario, una fuerza igual al peso del liquido desplazado.

5.2.4.2 Ventajas

a.- Se pueden obtener valores precisos si se maneja bien la técnica.b.- La muestra puede ser totalmente saturada con liquido y lista para usar en otraspruebas.c.- Si la muestra está 100 % saturada con un solo fluido, antes de la medida devolumen total, entonces el volumen poroso, el volumen de granos y la densidad degranos pueden ser calculadas de los pesos registrados.

5.2.4.3 Limitaciones

Las limitaciones de este método incluye:

a.- El liquido usado pudiera no ser necesario para las pruebas siguientes y entonceshay que removerlo.b.- Los núcleos que contienen vugas no pueden ser medidos por éste método.c.- Aquellos liquidos que pueden causar hinchamiento a las arcillas no deben serusados.

d.- Las muestras con grandes espacios porosos (vugas) o con extremadamente altaspermeabilidades, son llenadas cuando sean sumergidas en el liquido, resultando envalores bajos de volumen total.e.- Esta no es una técnica recomendada para las muestras pobremente consolidadas.

5.2.5 Volumen total calculado por suma directa de volumen de granos (versección 5.3.2.1.1) y volumen poroso (ver sección 5.3.2.2.1)

5.2.5.1 Cálculos

BV = GV + PV

5.3 MEDIDAS DE VOLUMEN POROSO

El volumen poroso es el espacio total vacío, de los poros conectados y no conectados-

5.3.1 Volumen poroso total y densidad de grano de muestra disgregada

El volumen poroso total es igual a la diferencia entre el volumen total de la muestra y elvolumen de granos disgregada. La disgregación es hecha para descubrir algúnvolumen poroso aislado.

5.3.1.1 Método seco para densidad de granos y volumen de granos

5.3.1.1.1 Principio

El volumen total de una muestra limpia es lo primero que se determina. La muestra esentonces secada, pesada y disgregada. Despues de la disgregación, una porciónpesada es colocada en un porosimetro de ley de Boyle, para determinar el volumen degranos. El volumen de granos de la muestra total es calculada usando la relación delpeso seco de la muestra consolidada al peso seco de la muestra disgregada, colocadaen el porosimetro.

5.3.1.1.2 Ventajas

Las ventajas de éste método son:

a.- Rápido.b.- La muestra puede ser usada para medidas suplementarias, que requieran muestradisgregada, i.e., Análisis granulométrico, Difracción de rayos X, SEM, etc.

5.3.1.1.3 Limitaciones

Las limitaciones de éste método son:

a.- Se requiere secar la muestra.b.- No es apropiada para yesoc.- No es recomendable para roca con contenido de minerales como por ejemplo Halitaque es soluble en los fluidos de limpieza.

d.- La técnica asume que algunos poros no conectados permanecen asi, durante eltiempo que la muestra es limpiada.e.- Si el agua llena el espacio poroso no conectado y no es removida, mientras lamuestra se seca, el volumen de granos calculado tendrá un error significativo.

5.3.2 Volumen poroso efectivo de muestras agregadas (granos unidos)

El volumen poroso efectivo puede ser computado, restando el volumen de granosmedido del volumen total de la muestra o por medida directa de volumen vacío de lamuestra.

5.3.2.1 Medida de volumen de grano

5.3.2.1.1 Método para determinar volumen de grano, ley de Boyle de doble celda(Matrix Cup)

5.3.2.1.1.1 Principio

La ley de Boyle dice lo siguiente: Cuando la temperatura permanece constante, elvolumen de una masa de gas ideal varía inversamente con su presión absoluta.

V1 /V2 = P2 /P1 o P1 V1 = P2 V2

La ecuación tomándo en consideración la variación de temperatura y el comportamientode un gas no ideal, para los cálculos de determinación de volumen de grano es:

P1 V1 Z2 T2 = P2 V2 Z1 T1

Esta última ecuación será utilizada con un dispositivo de doble celda cuando se vaya adeterminar el volumen de grano de la muestra (GV). El gas es admitido dentro de unacelda de referencia de volumen conocido (Vr) a una predeterminada presión dereferencia (100 a 200 lpc). El gas de la celda de referencia es entonces enviado dentrode una cámara de volumen conocido, conteniendo la muestra. Esto resulta en unapresión de equilibrio mas baja, desde el cual GV es calculada. El GV es restado delvolumen total para producir el volumen de poros y de esta manera resolver la ecuaciónde porosidad.

5.3.2.1.1.2 ventajas

Las ventajas de éste método incluye:

a.- La muestra no es dañada durante la prueba y puede ser usada para otras medidaspetrofísicas.b.- La operación es rápida, simple y tiene excelente repetibilidad.c.- Muestras de forma irregular o con vugas pueden ser medidas.

5.3.2.1.1.3 Limitaciones

Las limitaciones de éste método incluyen:

a.- Para obtener una buena precisión, se deben extremar los cuidados en lo referente acalibración.b.- Los cambios en temperatura y presión barométrica, deben tenerse en cuenta paralos cálculos.c.- El valor de porosidad resultante será mas alto que el verdadero si el gas se adhierea la superficie de la muestra. El uso del gas Helio minimiza ésta posibilidad.d.-Este método está disponible para muestras pobremente consolidadas/noconsolidadas, si se usa la técnica adecuada. Los volumenes del forro utilizado y lasmallas deben ser determinados con precisión y restados del volumen de granoaparente.

5.3.2.2 Medidas del volumen vacío

5.3.2.2.1 Método para determinar volumen poroso, ley de Boyle celda sencilla

5.3.2.2.1.1 Baja presión de confinamiento

5.3.2.2.1.1.1 Principio

El volumen poroso es determinado en un aparato consistente de una celda dereferencia de volumen conocido cargada con un gas y a una presión inicial, el cual esentonces enviado dentro del volumen poroso de la muestra. La muestra es mantenidaen una celda triaxial (core holder), el cual utiliza una manga de goma y topes en ambascaras. Todo ésto presiona la muestra cuando la presión de confinamiento es ejercidasobre su superficie externa.El volumen poroso es sinembargo determinado directamente usando la ley de Boyle.Esto está en contraste con el método de la doble celda, en el cual el volumen de granoes medido y el volumen poroso es calculado.

5.3.2.2.1.1.2 Ventajas

Las ventajas de éste método incluyen:

a.- La muestra está limpia y seca al inicio de la prueba y asi continúa en las mismascondiciones.b.- La porosidad y la permeabilidad pueden ser corridas una a continuación de la otrasin desmontar la muestra.c.- La operación es rápida y simple.d.- Las reacciones perjudiciales entre la roca y los fluidos saturantes son eliminados porel uso de un gas no reactivo.e.- La medida directa del volumen poroso elimina la sensitividad de error del volumenporoso con las medidas de BV y GV, donde ambos son dos numeros grandes conrespecto al valor del volumen poroso.

5.3.2.2.1.1.3 Limitaciones

Las limitaciones de éste método incluye:

a.- El sistema requiere de una buena calibración del volumen muerto.

b.- Los cambios en la temperatura y la presión barométrica deben ser tomados encuenta para los calculos.c.- La muestra debe ser un cilindro recto de buena calidad, sin vugas en su superficie, o

bordes rotos.d.- La muestra debe estar completamente limpia de hidrocarburos y seca o tendrá unvolumen poroso bajo y errado.e.- El gas usado no debe adherirse a la superficie de la muestra, porque ésto causaríauna medida muy optimista del volumen poroso, ésto puede minimizarse usando helio.f.- Algunas muestras con muy baja permeabilidad (<0.01 md), pueden requerir un largotiempo (30 minutos o varias horas) para alcanzar la presión de equilibrio.g.- Cuando la muestra contiene en su espacio poroso salmuera o filtrado de lodo deperforación mayor de 100.000 ppm, la muestra requiere un lavado adicional conmetanol, para remover las sales.H.- Este método es adecuado para las muestras pobremente consolidadas/noconsolidadas, si se toman todas las precauciones.i.- La porosidad medida a baja presión de confinamiento, resulta mas alta que la quetiene el yacimiento.

5.3.2.2.2 Porosidad por suma de fluidos

La técnica de la determinación de porosidad por suma de fluidos, fue presentada endetalles en la sección 4.2, como un método de saturación de fluidos. El volumen porosoes computado por medidas de los volumenes de petróleo, agua y gas, presentes enuna muestra de roca fresca. La porosidad es determinada dividiendo el volumen porosoentre el volumen total de la roca.

5.4 Procedimientos históricos

Esta sección presenta un resumen de las técnicas que han sido usadas historicamente,para medir porosidad, volumen total y densidad de granos. Estas técnicas han sidoreemplazadas por otras nuevas.

5.4.1 Desplazamiento por mercurio

Fué explicado en la sección 5.2.1. Consiste en sumergir una muestra seca de rocadentro de un picnométro lleno con mercurio.

5.4.2 Medidor de volumen total

Este procedimiento tambien envuelve sumergir una muestra bajo mercurio, El volumende mercurio desplazado por la muestra desplaza un segundo liquido, dentro de un tubode vidrio graguado inclinado.

5.4.3 Método de ley de Boyle, celda sencilla usando el porosimetro Kobe

Fué el pionero de los porosimetros que usan la ley de Boyle para resolver la ecuaciónde porosidad.

5.4.4 Metodo de Washburn-Bunting

Este porosímetro mide el volumen poroso de la muestra. El aparato consiste de unacámara para muestra con un tubo capilar graduado en el tope, con una llave de pasopara abrir y cerrar el sistema a la atmósfera.

5.4.5 Método seco para densidad de grano y volumen poroso

En este procedimiento, la muestra es limpiada de hidrocarburos, secada, triturada ytamizada. Una porción de la muestra triturada que pasa por la malla de 60 mesh espesada y colocada dentro del envase para la muestra del aparato, entonces es usadauna bomba de mercurio. Ver sección 5.3.1.1.

5.4.6 Método húmedo para densidad de grano y volumen poroso

El volumen total es medido y la muestra seca es pesada y triturada. La muestratriturada es adicionada en un envase volumétrico calibrado conteniendo un fluido devolumen conocido, (tolueno, agua, etc). El volumen incrementado es igual al volumende granos de la muestra triturada. La densidad de granos puede ser calculadadividiendo el peso de la muestra triturada entre su volumen medido. El volumen porosopuede ser calculado restando el volumen de granos del volumen total.

5.4.7 Suma de fluidos utilizando el método de la retorta al vacío en muestra dediámetro completo

Este método fué usado con éxito en las rocas duras del oeste de Texas en USA, unaregión donde la producción es predominantemente de formaciones carbonáticas. Cadamuestra de diámetro completo fué pesada y entonces el espacio poroso fué saturadocon agua. La muestra fué otra vez pesada, el incremento del peso igual al volumen degas. Los fluidos dentro del volumen poroso fueron destilados desde el núcleo bajo vacíoparcial a una temperatura máxima de 450 °F (232 °C), los fluidos fueron recogidos enun envase de vidrio apropiado sumergidos en alcohol, en un baño de hielo seco ymantenidos a -75 °F (-59 °C). Esto fué para condensar vapores y prevenir pérdidas através del sistema de vacío. Los volumenes condensados fueron leídos y se empleo elfactor de corrección del petróleo. El agua del volumen poroso fué computado restandoel volumen de gas del total de agua recogida en el tubo de condensación. El volumenporoso fué computado sumando el gas, los volumenes de petróleo corregido y agua delespacio poroso. Un volumen total determinado en la prueba, fué usado para loscálculos de porosidad.Una de las primeras desventajas de éste método fué la condición del núcleo despuesdel proceso de destilación .

5.5 Ultraporosimetro

El sistema de picnómetro ultraporosimetro - 300, coloca nuevos estandares en ladeterminación de los volumenes de grano y poroso. La incorporación de celdas dereferencia variables, le permiten a éste equipo estar conectado a una amplia gama deceldas (core holders), permitiendo la determinación precisa del volumen de granos ytambien el volumen de poros en muestras en rango de tamaño desde 1 pulgada (2.54

cms) de diámetro hasta muestras de diámetro completo seis 6 pulgadas (15.24 cms).Usado en conjunto con la estación de trabajo automatizada Abacus-200, paradeterminaciones de volumen total por mercurio, volumen total por caliper y peso, elultrapore-300 brinda nuevos niveles de sofisticación a las medidads de porosidad ydensidad de granos. Contiene los siguientes accesorios:Una unidad ultrapore-300, un juego de discos de calibración para 1” y 1.5” de diámetro,un computador personal con microprocesador de 100MB de espacio libre, 16 MB dememoria RAM, etc, un recipiente de acero inoxidable para colocar la muestra para lamedida de volumen de grano (matrix cup), Una celda para colocar la muestra a presiónde confinamiento (core holder), equipos complementarios variados.Utiliza el principio de ley de Boyle. Determina el volumen de granos y el volumenporoso, mediante la expansión de masa de un gas conocido, en éste caso helio. Puederealizar medidas con presión de confinamiento hasta 10.000 lpc. Puede hacer medidassobre muestras consolidadas y sobre las muestras pobremente consolidadas/n oconsolidadas con bastante éxito.

5.6 CMS-300

Es un sofisticado equipo automatizado capaz de medir simultáneamente porosidad ypermeabilidad, por lo tanto será detallado en la sección dedicada a los métodos paramedir permeabilidad.

5.7 Factores que afectan la porosidad

Los principales factores que afectan la porosidad, son:

a.- Tipo de empaque (arreglo)

a.1.- Cúbico (Ø = 47.6 %) a.2.- Ortorrómbico (Ø = 39.5 %) a.3.- Tetragonal (Ø = 30.2 %) a.4.- Rombohedral (Ø = 25.9 %)

b.- Material cementantec.- Presión de las capas suprayacentesd.- Presencia de particulas finas

los factores análizados, generalmente tienden a reducir la porosidad. Los yacimientoscon baja porosidad en su mayoria no son explotables desde el punto de vistaeconómico. Los valores mas comunes de porosidad en formaciones consolidads estánen el rango entre 10 % a 25 % y en no consolidadas pueden llegar hasta 35 % y mas.

6 DETERMINACION DE PERMEABILIDAD

6.1 Introducción

La permeabilidad es una propiedad del medio poroso, y es una medida de la habilidadde la roca para transmitir fluidos. La medida de permeabilidad de una roca porosa oestrato, es una medida de la conductividad del fluido. La permeabilidad es el flujo defluidos análogo a la conductividad eléctrica o térmica. El reciproco de la permeabilidad

representa la resistividad viscosa que el medio poroso ofrece al flujo de fluidos cuandoprevalece una tasa de flujo baja. Esta condición de flujo es llamada “flujo viscoso”. Lamedida del flujo de fluidos a través de una muestra en una dirección particular, producela permeabilidad de la muestra en esa dirección. La permeabilidad de un medio porosohomogéneo e isotrópico es la misma en todas partes y en todas las direcciones.Sinembargo, las rocas reales no son perfectamente homogéneas ni isotrópicas.

6.1.1 Definiciones

6.1.1.1 Flujo tipo Darcy

A mediados del siglo pasado, experimentos y estudios de Henry Darcy generaron unaexpresión empirica, de la relación entre las variables involucradas en el flujo de fluidos através del medio poroso, conocida ahora como ley de Darcy. Brevemente, la ley deDarcy dice que la tasa de flujo volumétrico por unidad de área seccional perpendicularal flujo del medio poroso es directamente proporcional al gradiente potencial einversamente proporcional a la viscosidad del fluido. El coeficiente de proporcionalidades la permeabilidad. En los primeros experimentos Darcy no consideró la viscosidad delfluido como variable. Posteriormente, Muskat desarrolló la ecuación para beneficio de laindusria petrólera, tomándo en cuenta dicho parámetro. La expresión matemática massencilla de la ley de Darcy es la siguiente:

V= Q/A = - (K/µ) x (dP/dL)

Donde:

V = Velocidad aparente de flujo, cm/segQ = Tasa de flujo, cc/segA = Area perpendicular al flujo, cm2

K = Permeabilidad, Darcyµ = Viscosidad del fluido, cpsdp/dl = Gradiente de presión en la dirección del flujo, atm/cm

dp/dl tambien se expresa como ∆P/L, con ∆P/L = P1-P2, siendo P1 > P2

6.1.1.2 Factor inercial de Forcheimer

El trabajo de Forcheimer a comienzos de siglo, demostró que la ley de Darcy es uncaso limitante restringido a flujos volumétricos bajos. Para flujos altos, Forcheimerobservó que el gradiente de potencial requerido para un flujo volumétrico dado es masgrande que el predicho por la ley de Darcy, por una cantidad proporcional al productode la densidad del fluido y al cuadrado de su flujo volumétrico. El coeficiente deproporcionalidad β,=es la resistividad inercial del medio poroso. La disipación de energíainercial es debido a innumerables aceleraciones, (i.e., tiempo, cambios de dirección enla tasa de flujo y velocidad), que un fluido experimenta en su viaje tortuoso a través delmedio poroso. Esas aceleraciones causan patrones de flujo secundario, en los cualesparte del flujo de energia es convertida en calor a través de los esfuerzos viscosos.

6.1.1.3 Factor de deslizamiento del gas Klinkenberg

El flujo de gas difiere del flujo de liquido, de la misma forma la permeabilidad al gasdifiere de la permeabilidad al liquido. La permeabilidad al liquido de una roca esconstante e independiente de la presión diferencial, impuesta bajo condiciones de flujolaminar, que no haya reacción entre la roca y el fluido y que el espacio poroso de lamuestra esté lleno 100% saturado con el fluido que fluye. Esto no ocurre con los gases.

Las moléculas de gas fluyen a una tasa uniforme a través de los pequeños poros, lasmoléculas de liquido no hacen ésto. Las moléculas de liquido en el centro del espacioporoso se mueven a velocidades mas altas que en las partes del espacio poroso cercade las paredes. Esta diferencia en movimiento molecular resulta en una dependenciadela pemeabilidad al gas sobre el significado de presión del gas existente durante eltiempo de la medida. El flujo de gas caracteristico es denominado, deslizamiento de gaso “efecto klinkenberg”, en honor a su descubridor. A bajas presiones de gas, lapermeabilidad al gas es mayor que la permeabilidad al liquido. A altas presiones degas, la permeabilidad al gas es igual a la permeabilidad al liquido. La permeabilidad algas corregida por efecto klinkenberg es denominada permeabilidad al liquido. Lacorrección por efecto klinkenberg para reducir la permeabilidad al gas a un valorequivalente a la permeabilidad al liquido, varía con la permeabilidad absoluta al gas.Muestras con baja permeabilidad requieren grandes correcciones. En la tabla 6-1 sepresentan algunos valores tipicos.

Tabla 6-1Correccion por deslizamiento de moléculas de gas

Permeabilidad al Gas(md)

Permeabilidad CorregidaKlinkenberg (md)

Porcentaje deCorrección (%)

0.180 0.120 33

1.00 0.690 32

10.00 7.50 22

100. 99. 12

1000. 950. 5

6.1.1.4 Medidas de Permeabilidad

La permeabilidad puede medirse de las siguientes formas:

1.- En sitio 2.- En el laboratorio

6.1.1.4.1 Medidas en sitio

Haciendo uso de las pruebas de restauración/declinación de presión.

6.1.1.4.2 Medidas en el laboratorio

Las medidas de permeabilidad en el laboratorio se realizan de manera directa, sobre lasmuestras de núcleos restauradas y sobre núcleos frescos y/o secos.Los métodos utilizados son los siguientes:

a.- Permeametro Estandar (mini permeámetro)b.- Perfil Continuo (PDPK)c.- Ultrapermeámetrod.- CMS-300

6.1.1.4.2.1 Permeámetro Estandar (mini permeámetro): El permeámetro estandar ominipermeámetro es usado en propiedades básicas y especiales de la roca, para medirpermeabilidad absoluta al aire, en muestras de roca. La permeabilidad al aire es usadaen la industria petrolera como un correlacionador de la capacidad de flujo de unaformación. Las muestras medidas en el permeámetro deben ser saturadas 100 % conaire. Ni agua ni petróleo deben estar presentes en el espacio poroso de la roca.El permeámetro está diseñado para realizar medidas, de acuerdo a la ecuación deDarcy de flujo compresible.

Pa µ (1000) Qa LK = --------------------- X --------------- (P1 -P2 ) (P1 +P2 ) A --------- 2Donde:K = Permeabilidad, mdµ = Viscosidad del gas, cpsP1 -P2 = Diferencial de presión, lpc

(P1 + P2 )------------ = Presión medida, lpc 2 mm HgPa = Presión atmosferica, --------- 760Qa = Tasa de flujo, cc/segL = longitud, cmA = Area, cm2

Sin embargo la ecuación usada para calcular la permeabilidad usando los datosobtenidos del permeámetro, es una derivación de la mostrada anteriormente y adaptadaa éste equipo:

Permeabilidad = Valor “C” x Valor Orificio (Q) x Columna Agua x Longitud de muestra ------------------------------------------------------------------------------ 200 x Area de la muestra

6.1.1.4.2.2 Permeámetro PDPK: El perfil de permeabilidad continuo de CoreLaboratories, es un dispositivo que está dotado de una caida de presión contra tiempo,el cual incrementa la precisión, repetibilidad y velocidad de medida comparado con unmini permeámetro convencional. El permeametro PDPK-300 puede medir lapermeabilidad absoluta al gas desde 0.001 md hasta 30 darcies. Las permeabilidadesson corregidas por el factor de deslizamiento de las particulas de gas, y tambien por elfactor inercial de Forcheimer. Las posiciones de medida, en un plano de coordenadasXY son automáticamente determinadas y registradas con la medida de permeabilidadrelacionada con los datos de presión de inyección. El tiempo de cada medida varía de 2a 30 segundos. Las medidas son realizadas sobre la cara delgada de un núcleo fresco(agua y petróleo) seccionado longitudinalmente, donde se pueden realizar infinitasmedidas si asi se desea, la experiencia con el equipo dice que son suficientes de 4 a 6medidas por pie (4 a 6 medidas cada 30 cms, i.e., una medida cada 5 cms), paraobtener una medida representativa de la litología del núcleo. El software del PDPK esde fácil uso, compatible con programas de operación bajo windows. Los permeámetrosque no realizan medidas a estado estable deben medir el diferencial de presión y latasa de flujo. En una medida de gas a estado estable, la presión medida es unaconstante y la tasa de flujo es medida. El estado estable se alcanza en éste casocuando la presión y la tasa de flujo llegan a ser una constante con el tiempo.

6.1.1.4.2.3 Ultrapermeámetro

El ultrapermeámetro, instrumento que utiliza un avanzado medidor de flujo de masapara llevar las medidas de permeabilidad al gas, a un plano de sofisticación.Combinando automatización con determinación de flujo de masa, la precisión de losdatos es mejorada. Esta familia de instrumentos permite la determinación depermeabilidad sobre un rango de 0.01 md hasta 30000 md. El instrumento escompatible con las celdas triaxiales (core holders) existentes, y puede ser usado paracondiciones de confinamiento ambientales (400 lpc) y yacimiento (hasta 10000 lpc). Lasoperaciones del software con los datos, permiten una fácil correlación con la base dedatos de la historia de permeabilidad y de los datos actuales generados por cualquiertécnica. El software está diseñado para medir la permeabilidad Klinkenberg, usando laecuación modificada de Darcy, en lo referente al deslizamiento de las moléculas de gasy a la resistencia inercial o factor de Forcheimer.

6.1.1.4.2.4 CMS-300

El sistema automatizado para muestras de rocas, realiza medidas computarizadas ycontroladas en muestras de rocas del yacimiento para determinar volumen poroso ypermeabilidad Klinkenberg. El sistema tiene varias caracteristicas singulares, quemejoran la productividad y la repetibilidad. Esas caracteristicas incluyen capacidadesmultifuncionales, niveles de esfuerzos de confinamiento de yacimiento, pruebaautomatizada y reportes tabulares.

Capacidades multifuncionales: El sistema CMS-300, tiene capacidad para realizarmedidas a 18 muestras tipo tapón de 1” (2.54 cms) de diámetro o a 12 muestras de 1.5”de diámetro, pudiéndo ser colocadas a 8 diferentes presiones de confinamiento, en unrango desde 800 lpc hasta 10000 lpc. El sistema puede registrar medidas dentro de unrango de 0.1 milidarcy hasta mas de 5 darcys y un rango de volumen poroso desde0.02 cc hasta 25 cc.El sistema CMS-300 incorpora un porosimetro y un permeámetro en un soloinstrumento. Volumen poroso, permeabilidad Klinkenberg, factor de deslizamiento,factores inercial Forcheimer y de heterogeneidad alfa, y una permeabilidad al aireequivalente puede ser determinada para cada muestra de rocaen cada presión deconfinamiento. Pruebas en secuencia en cada muestra reducen el total de tiempo deprueba por muestra.

Esfuerzo de confinamiento de muestras: El equipo CMS-300 tiene un selecto rangode presiones de confinamiento, como fué señalado anteriormente. La presión deconfinamiento seleccionada es aplicada igual en forma radial y en direccion axial, lamuestra se carga hidrostáticamente permitiendo medidas a condiciones que son masrepresentativas del yacimiento.

Automatización: El operador del CMS-300 solamente necesita colocar los datosbásicos de cada muestra, y cargar las muestras dentro del carrusel (portamuestras). Lasecuencia de análisis es completamente automática. Esta secuencia de medidasautomáticas garantiza un alto grado de repetibilidad dirigido al rango análitico completodel sistema.

Reportes Tabulados: Cada ciclo de prueba en cada muestra medida tiene un informetabular que es impreso automáticamente. Los datos son automaticamente almacenadosen el disco duro para mas tarde ser sacados con una lista detallada de los parámetrosde la prueba en un archivo de control de calidad. El operador no es requerido parahacer transcripciones computarizadas, todo esto lo hace el equipo y sin errores.La lista detallada de salida de los datos finales incluyen: Archivo que identifica eltrabajo, identificación de la muestra, diámetro y longitud de la muestra y presión deconfinamiento. Volumen poroso, porosidad, permeabilidad klinkenberg, permeabilidad alaire, factores b,alfa y beta, son registrados a cada presión de confinamiento aplicada.Los datos tambien pueden ser obtenidos del disco duro del computador y transferidos auna base de datos general para ser usados en el informe final definitivo.

6.1.1.4.2.5 Factores que afectan la permeabilidad

Las medidas de permeabilidad están afectadas por los mismos factores que afectan laporosidad, tales como:

a.- Presión de confinamientob.- Grado de compactación de la rocac.- Tamaño y distribución de los granos

Ademas, es importante señalar que las medidas de permeabilidad están tambienafectadas por el efecto de deslizamiento de las moléculas de los gases, el factor inercialy la presencia de liquidos reactivos.

7 PROPIEDADES AVANZADAS DE LA ROCA

7.1 Introducción

Despues que un yacimiento ha agotado su energia natural, antes del agotamiento delpetróleo recuperable, parte de éste queda en el sub-suelo. Cuando la energía delyacimiento está por extinguirse, es posible recuperar gran parte del petróleo residualproporcionando la energía desde el exterior a través de algún medio de inyección defluidos. Los análisis avanzados/especiales en muestras de roca proporcionan unaamplia gama de información, que pueden nutrir los bancos de datos de los ingenieros ygeólogos, capaz de ayudarlos a tomar decisiones importantes desde un punto de vistatécnico- económico, para llevar acabo la explotación de los yacimientos de una maneramas eficiente.El conjunto de pruebas especiales están divididas en dos grandes grupos: Pruebasdinámicas y pruebas estáticas.

7.2 Selección de las muestras para los análisis especiales

Una vez que los datos de los análisis básicos son conocidos y evaluados, se dispone deun conjunto de herramientas para hacer una buena selección, tomándo en cuenta lossiguientes criterios:

1.- Inspección visual de las muestras2.- Evaluación de las zonas hidrúlicas de flujo3.- Evaluación de los histogramas de frecuencia de permeabilidad y porosidad4.- Descripción litológica de las muestras5.- Perfiles electricos (si están disponibles)

Existen ademas ciertas reglas, que deben ser consideradas:

a.- Para las pruebas de permeabilidad relativa agua-petróleo y gas petróleo, lasmuestras deben tener una permeabilidad klinkenberg> 1.00 md.b.- No se deben seleccionar muestras con permeabilidad efectiva al petróleo (Ko) <0.50 mdc.- El volumen poroso (Vp) de las muestras, debe ser mayor de 1.00 cc (Vp > 1.00 cc).d.- Para la prueba de Presión Capilar por el método del plato poroso, se debenseleccionar muestras con permeabilidad Klinkenberg mayor de 1.00 md (Kk > 1.00 md).e.- Para la selección de las muestras para las pruebas eléctricas, la porosidad es lavariable mas importante.f.- Para seleccionar las muestras para Presión Capilar por inyección de Mercurio yCompresibilidad, tambien la variable mas importante es la porosidad.g.- Las muestras no consolidadas pueden ser seleccionadas para la prueba de PresiónCapilar por el método de la centrifuga (sistemas drenaje e imbibición), pero conlimitaciones.

h.- La selección de muestras para humectabilidad, debe hacerse sobre muestrasfrescas.i.- Para las pruebas de daño de formación, la variable mas importante a ser tenida encuenta para la selección de muestras es el porcentaje de arcilla.

En lineas generales se debe hacer una selección de muestras que permita carcterizartodo el yacimiento.

7.3 Información previa requerida

Luego que los análisis especiales y las muestras han sido seleccionadas, la siguienteinformación es necesaria:

1.- Agua de Formación: Es requerida para saturar el espacio poroso, para ser usado enla mayoria de las pruebas. La información puede ser obtenida de un análisis fisicoquimico reciente de 10 iones o en su defecto obtener el Rw a una temperatura dada yluego llevarla a condiciones de laboratorio. Se recomienda usar agua sintética

2.- Presión neta de confinamiento: A éste nivel del estudio, ésta debe ser unainformación que se debe adquirir de los análisis básicos.

3.- Temperatura del yacimiento: Es necesaria para simular las condiciones deyacimiento en las pruebas que la requieran.

4.- Volumen suficiente de petróleo crudo anaeróbico, con su caracterización básica paralas pruebas que lo necesiten, incluyendo las pruebas de añejamiento (restauración dela humectabilidad).

5.- Densidad del lodo de perforación e hidraúlica del pozo para las pruebas depermeabilidad de retorno.

6.- La porosidad (volumen de poros) y la permeabilidad son nuevamente chequeados,el volumen poroso es un dato crítico que debe ser precisado lo mas exacto posible,porque los futuros cálculos y decisiones significativas que involucran grandescantidades de dinero dependerán de resultados representativos.

7.4 Preparación del agua de formación

Luego que el análisis fisico quimico es realizado, se pesa cada porción de cada uno delos componentes quimicos, de acuerdo al desglose aportado por la concentración delos sólidos disueltos. Cada componente quimico es vertido en un matrax de vidrio, conun volumen conocido de agua destilada, todo el conjunto es colocado en un agitadormagnético que permitirá la disolución de todos los componentes, despues el agua esdesgasificada, usando vacío. La viscosidad cinemática y la densidad son medidas adiferentes temperaturas. Se grafican curvas de viscosidad y densidad Vs. temperatura.

7.4.1 Preparación de aceite mineral refinado

En algunas pruebas dinámicas requeridas a condiciones ambientales, la fase depetróleo es sustituida por aceites minerales refinados o mezclas de ellos, de acuerdo a

la razón de movilidad del crudo del pozo. Los aceites minerales son filtrados ydesgasificados usando vacío. La viscosidad cinemática y la densidad son medidads adiferentes temperaturas. Despues se grafican curvas de viscosidad y densidad contratemperatura. La tabla 7-1, presenta una lista de los aceites minerales mas comunesusados en el laboratorio.

Tabla 7-1Aceites minerales refinados

Aceite Mineral Viscosidad Cinemática (77 °F), cpsKerosene Tratado 1.7Soltrol 1.4Isopar 1.6Carnation 17Protol 60Kaydol 160pentol 250

7.5 Saturación de las muestras con agua de formación

La mayoría de las pruebas tanto dinámicas como estáticas necesitan, que el espacioporoso esté completamente saturado con el agua sintética desgasificada de formación.Se pueden saturar simultáneamente varias muestras en función del número depruebas. Las muestras son pesadas y colocadas en un cilindro conectado a unamáquina de hacer vacío. Las muestras permanecen en vacío por un intervalo de tiempoentre 12 a 16 horas. Luego el agua de formación es inyectada, permaneciendo lasmuestras en contacto entre 2-4 horas, finalmente son sacadas, pesadas ygravimétricamente son calculadas las saturaciones del espacio poroso, cuyo valor debeestar en el rango de 98 % a 102 %, éste último valor en el caso de las muestras noconsolidadas, que por efecto de las mallas, el estaño doblado y posible pérdida degranos, pueden almacenar agua. Todos éstos datos son colocados en la hoja de datos.

7.6 Presión Capilar

7.6.1 Concepto y Consideraciones Generales

Se define la presión capilar como la diferencia de presión a través de la interfase, otambien como las fuerzas retentivas que impiden el vaciamiento total del yacimiento.Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento se originan por la acción molecular dedos o mas fluidos inmiscibles (petróleo, agua y gas), que coexisten en dicho medio.

La evidencia mas común de la existencia de los fenomenos capilares, es la que seobserva al colocar un tubo capilar en un recipiente con agua y ver como el agua subedentro del tubo.Esta situación es muy parecida a la que existe en un yacimiento, si se consideran loscanales porosos como tubos capilares de diferentes diámetros, distribuídosirregularmente a través del yacimiento y conteniendo tres fluidos inmiscibles: agua,petróleo y gas. La fig. 7-0 muestra un recipiente que contiene petróleo y agua. Si se

introduce un tubo capilar de vidrio el cual es preferentemente mojado por agua, el aguaascenderá en el capilar una altura (h), por encima de su nivel en el recipiente. Esteascenso se debe a la fuerza de adhesión entre el tubo y los líquidos inmiscibles y esbalanceado por la acción la gravedad sobre la masa de petróleo y agua.

La condición de equilibrio de éste sistema se logra cuando las fuerzas que empujan elagua hacia arriba, sean iguales a las fuerzas que tienden a mantener los fluidos(petróleo y agua) en equilibrio hidrostático. La fuerza hacia arriba es la debida a latensión de adhesión, la cual puede calcularse por:

Fuerza hacia arriba = AT . 2π r = 2σow . cos θ . 2π r --------------- (1)

Donde :

σow = Tensión interfacial, petróleo-agua θ = Angulo de contacto, en la interfase r = radio del tubo AT = Area del tubo,

La fuerza hacia abajo es la diferencia en peso entre la columna de agua dentro del tuboy una columna de petróleo de la misma altura, fuera del tubo.

Fuerza hacia abajo = π r2 h. ρWg - π r2 h. ρOg -------------------- (2)

En el punto de equilibrio las fuerzas son iguales, resultando:

2σow . cos θh= ------------------- ______________ (3) g (ρW - ρO ) r

En la ec. (3) el radio r, es el radio del tubo capilar y no el radio de curvatura de lainterfase, R.Una relación entre r y R puede obtenerse de consideraciones geométricas alrededor dela interfase, ver fig 7-1. El ángulo formado por r y R es el ángulo de contacto θ, ya que res perpendicular a la pared del tubo y R lo es a la interfase, asi resulta: r rCos θ = ---- , donde R = -------- ------- (4) R Cos θ

Remplazando, la ec. (4) en la ec. (3), se tiene:

2σowh = ------------------ ; donde h es la altura del nivel de agua libre. g (ρW - ρO ) R

Por definición, la presión capilar es la diferencia de presión a través de la interfase. Asisi A y B son dos puntos, justo por encima y debajo de la interfase, la diferencia de

presión PA - PB , es la presión capilar. Dicha diferencia puede evaluarse deconsideraciones hidrostáticas:

PA = PP - ρO h g ------------ (6)

PA = PP - ρw h g ------------- (7)

Luego,

PA - PB = (ρw - ρo ) g h = Pc

Esto significa, que la presión capilar, puede ser calculada por la ec. Siguiente:

hPc = ------- (ρw - ρo ) 144

Donde :

h = altura por encima del nivel de agua libre, pies ρw = Densidad del agua, lbs/pie3

ρo = Densidad del petróleo, lbs/pie3

144 = factor de conversión

7.6.2 Efectos sobre la saturación de agua

La magnitud de la saturación de agua en cualquier altura en el yacimiento es función de:

1.- Efecto del tamaño y distribución de los poros: Este efecto sobre la relación depresión capilar vs. Saturación de agua puede analizarse de la siguiente manera:Si todos los capilares fuesen del mismo tamaño y con radio igual, la curva de presióncapilar sería horizontal, ya que el agua alcanzaría la misma altura de todos los tubos ypor lo tanto dicha presión capilar sería constante.

2.- Humectabilidad de la roca: La humectabilidad de la roca influye en la variación de lasaturación de la fase mojante en el medio poroso. Si la fase mojante está aumentando,el proceso de saturación se denomina IMBIBICION; por el contrario si la saturación dela fase mojante está disminuyendo, el proceso de saturación se denomina DRENAJE.

3.- Tensión interfacial y tensión de adhesión: La tensión de adhesión la cual es funciónde la tensión interfacial, determina cual fluido preferentemente moja al sólido.La combinación de todas éstas fuerzas determinan la humectabilidad y la presióncapilar de la roca.

4.- Tipo de fluido y sólidos envueltos: La variación de la relación Presión Capilar vs.Saturación de Agua, obviamente depende de la naturaleza de los fluidos y sólidosenvueltos, ya que se conoce que el angulo de contacto y la tensión interfacial esparticular para cada sistema roca-fluidos considerado.

7.6.3 Conversión de los datos del laboratorio a los datos del yacimiento

Para usar las curvas de presión capilar obtenidas en el laboratorio, es necesarioconvertirlas a condiciones de yacimiento. La técnica mas usada consiste en considerarque el radio r es el mismo en el yacimiento que en el laboratorio, ya que se refiere almismo medio poroso.Otra consideración importante es que la humectabilidad es la misma en el laboratorioque en el yacimiento, i.e., θwg = θwo , de lo cual resulta la siguiente formula:

σwoPcy = --------- x Pcl

σwg

Pcy = Presión Capilar a condiciones de yacimiento, lpc

σwo = Tensión Interfacial existente entre el agua y el petróleo, Dinas/cms

σwg = Tensión Interfacial existente entre el agua y el gas, Dinas/cms

Pcl = presión capilar a condiciones de laboratorio, lpc

7.6.4 Métodos de laboratorio para medir Presión Capilar

Los tres mas comunes métodos para medir presión Capilar en el laboratorio son:

1.- Plato Poroso2.- Centrifuga3.- Inyección de Mercurio

7.6.4.1 Método del Plato Poroso: (Sistema aire-agua). Es un método sencillorealizado sobre muestras consolidadas y no consolidadas tipo tapón de 1” y 1.5”pulgadas de diámetro, realizadas a condiciones ambientales, donde se pueden colocarvarias muestras al mismo tiempo, las muestras no consolidadas por sus caracteristicasespeciales, necesitan ser procesadas individualmente en celdas triaxiales (coreholders). Las muestras consolidadas son saturadas con agua de formación, según fué explicadoal comienzo de ésta sección, luego son colocadas en la celda común que contiene aguade formación de la misma concentración con la que fué saturada la muestra, en la carade contacto de la muestra con el plato poroso es colocada tierra de diatoméas amanera de un colchón permeable que permite un efecto de ósmosis. Las presionescapilares son colocadas gradual e incrementalmente desde 1 lpc hasta 35 lpc, de

acuerdo a la permeabilidad de la muestra, pudiéndose llegar hasta 200 lpc en casos deextrema consolidación de los tapones, para asegurarse una buena medida de SWI(saturación de agua irreducible). En cada punto de presión capilar cuando se alcanza elequilibrio, cada muestra es desmontada, pesada y la saturación de agua en ese puntoes determinada, luego son colocadas nuevamente en el plato poroso a la presióncapilar inmediatamente superior. El tiempo de estabilización de cada presión es de maso menos 4 dias. Las muestras no consolidadas o pobremente consolidadas, una vezque la prueba comienza son mantenidas dentro de la celda a presión de confinamientoconstante. El tiempo de estabilización de cada presión es mas o menos 7 dias. Lasmuestras son congeladas antes de ser colocadas en cada celda, con la finalidad de serintroducidas sin el forro metalico ni las mallas. Conjuntamente con la presión capilar poréste método puede determinarse en cada punto de presión las medidas de resistividad(Ro), que conjuntamente con la determinación del Rw al agua de formacion, antes decomenzar las pruebas, aunado a las ecuaciones correspondientes y manejo degráficos estadisticos, se pueden calcular los valores de Factor de Formación, indice deResistividad, Factor de Cementación y exponente de Saturación. Las ecuaciones quedeben considerarse son:

RoFF = ------- Rw

Donde :

FF = Factor de Formación, adimensionalRo = es la resistividad de la muestra, 100 % saturada con agua de Formación, Ω-mtsRw = Es la resistividad del agua de formación, Ω-mts

aFF = -------- ∅ m

Donde :

FF = Factor de Cementacióna = Factor litológico, (totuosidad)m = Factor de cementación∅ = porosidad, fracción

Rt FF. Rw RoI = ------- ; Tambien Sw = ---------- = ------------- Ro Rt Rt

7.6.4.2 Presión Capilar por Centrifuga: (Sistema agua-petróleo). Aun cuando laprueba puede ser realizado en un sistema aire-agua, aire-petróleo y petróleo.agua, enésta sección solo se considerará el sistema agua-petróleo. Se pueden utilizar muestrasconsolidadas y no consolidadas con limitaciones. Todas las muestras tipo tapón seránde 1” (2.54 cms) de diámetro, por limitaciones de equipo. Las muestras son saturadascon el fluido que será desplazado, (en éste caso agua de formación) previamente

deben ser pesadas para calcular el porcentaje de saturación por método gravimétrico.Las muestras son colocadas en receptáculos individuales, dentro de la centrifuga ysobre un plato rotacional, donde hay cabida para varias de ellas. En el espacio anularentre la muestra y el receptáculo se coloca aceite mineral refinado o kerosene tratado,para simular la fase de petróleo. El plato rotacional con los receptáculos se hace girar avelocidades establecidas de (500, 750, 1100, 1600, 2000, 2400, 2800, y 3200) rpm. Lasvelocidades rotacionales mencionadas son transformadas en presión capilar, medianteuna ecuación apropiada. A cada punto de velocidad se leen las lecturas de aguadrenada hasta que haya equilibrio, cuando éste es alcanzado, la próxima velocidadinmediatamente superior es colocada. Las lecturas son realizadas sin detener el girodel plato rotacional, para eso se necesita la ayuda de un estroboscópio. Lassaturaciones de agua, son calculadas gravimetricamente. Cuando todo el ciclo hafinalizado y los datos han sido anotados en las hojas correspondientes, las muestrasson sacadas, pesadas y colocadas en recipientes de vidrio con escala graduada y aguaalrededor, para comenzar la fase de imbibición. En este momento la imbibición esllamada estática o espontánea, cuando se alcanza el equilibrio (lecturas de aguaconstantes), las muestras son colocadas en otros receptáculos dentro de la centrifugapara continuar con la imbibición dinámica. Se aplican las mismas velocidadesrotacionales pero ahora la muestra no está sometida a fuerzas centrifuga sinocentrípeta, donde el fluido drenado en la fase anterior está siendo imbibido. Laspresiones capilares convertidas desde las revoluciones por minutos son consideradasnegativas.

Ecuacion utilizada:

Pc = (0.1578 x 10-6 ) x (ρw - ρo) x r h n2

Donde:

Pc = Presión capilar, lpc(ρw - ρo) = Diferencia de densidad de los fluidos utilizados, grs/cc r = radio de rotación h = longitud de la muestra, cm n = Revoluciones por minutos, rpm

7.6.4.3 Presión Capilar por Inyección de Mercurio

7.6.4.3.1 Introducción

El método usando mercurio como la fase mojante, puede ser usado para cálculos depresión capilar y los datos pueden ser convertidos a otros sistemas, por ejemplo: Aire-agua. Las muestras pueden ser cilindros rectos de 1” (2.54 cms) o 1.5” (3.81 cms) dediámetro, o tener forma irregular. Pueden ser utilizadas muestras consolidadas o noconsolidadas. Las muestras no consolidadas o pobremente consolidadas tendrán unaconsideración especial. Las muestras en general deben estar limpias de hidrocarburosy sales inorgánicas. Son colocadas en la cámara para inyección individualmente. La

prueba es secilla y el tiempo de duración son horas incluyendo si la muestra tiene bajapermeabilidad. La presión máxima usada son 2000 lpc (13790 kPa), entre 20 a 30puntos son medidos con la finalidad de obtener una curva bien definida. Las muestrascon vugas necesitan un cuidado especial, debido a los grandes poros penetrados acero presión capilar. Las pruebas pueden realizarse para un sistema de drenaje eimbibición.

7.6.4.3.2 Procedimiento

Despues de determinarse los análisis básicos, cada muestra es colocadaindividualmente en la celda de prueba evacuada y llena con mercurio. El mercurio esinyectado incrementalmente desde presiones de 3 lpc (21 kPa) hasta 2000 lpc (13790kPa), para el ciclo de drenaje, en el cual disminuye la fase mojante. En cada punto depresión se permite un período de tiempo necesario para para que la muestra alcance suequilibrio, no se pasa a la presión inmediatamente superior hasta que el equilibrio noocurra. El volumen de mercurio inyectado en cada presión es registrado y la saturacióncorrespondiente es calculada. Los datos de radio de apertura de poros, se calculan conlos valores de presión-saturación. Para los cálculos de tamaño de poros se utilizanvalores tipicos del sistema aire-mercurio de 140° para el angulo de contacto y 480 dinaspor centimetro, para la tensión interfacial aire-mercurio. Las muestras no consolidadasson evacuadas y saturadas con salmuera sintética de formación luego son congeladascon hielo seco, para quitarles el forro metálico y las mallas, cuando están desnudas soncolocadas dentro de la celda triaxial, se aplica la presión neta de confinamiento y seespera un tiempo prudencial de descongelamiento, luego se hace pasar un flujo demetanol para eliminar las sales inorgánicas aportadas por la salmuera, cuando lamuestra está limpia se aplica un flujo de aire seco para secarla, es una buena prácticavolver a medir los parámetros básicos, antes de comenzar la prueba.

Usos:

Permite visualizar la distribución del tamaño capilar, lo que a su vez es una medida dela textura de la roca. Esto se puede explicar de la forma siguiente:A medida que aumenta la presión de desplazamiento (presión mínima requerida, paraque el fluido no humectante comience a entrar en el capilar de radio mas pequeño), elfluido no humectante comienza a penetrar en los capilares mas pequeños. Si loscapilares de la muestra son bastante uniformes en tamaño, no se necesita ningúnexceso de presión para saturarlos con un fluido no humectante y el gráfico de Pc Vs.Saturación de fluido consiste en una linea bastante plana hasta alcanzar la saturaciónirreducible.Este caso se presenta en la curva 1. Ver fig 7-2. Por el contrario si los capilares son deun tamaño heterogéneo, la curva de presión capilar sería inclinada tal como serepresenta en la curva 3 de la figura. La curva 2 representa el caso intermedio en que ladistribución del tamaño de los capilares es de una heterogeneidad media.La prueba de presión capilar por inyección de mercurio, aporta ademas los datos detamaño de garganta de los poros, información muy útil en el caso de hacer unprograma del tamaño de los sólidos de los aditivos del fluido de perforación, con lafinalidad de evitar daños a la formación.

En resumen:

1.- La presión capilar de una roca de acumulación como función de la saturación defluidos, es una medida de la saturación de la distribución del tamaño del capilar.

2.- Se puede determinar la saturación de agua irreducible.

3.- Se pueden relacionar las saturaciones de la fase mojante (generalmente agua), conpermeabilidad y porosidad.

4.- Se puede calcular la altura por encima del nivel de agua libre, por la ecuaciónSiguiente: Pch = 144 -------------- (ρw - ρo)

5.- Es importante en el cálculo de reservas y en la recuperación de petróleo por empujehidraúlico, debido a que la desaturación en el yacimiento no es uniforme, existe ungradiente de presión capilar, el cual favorece u obstruye la recuperación de petróleo,según sean las propiedades humectantes de la roca yacimiento.

7.7 Humectabilidad

7.1.1 Introducción

La humectabilidad se define como la preferencia que tiene una roca a ser mojada porun fluido, en presencia de otro fluido inmiscible. Las rocas pueden ser humectables alagua, al petróleo o a ambos fluidos. Las pruebas pueden ser realizadas a condicionesambientales o de yacimiento, se utilizan muestras en en estado fresco o nativo. Antesde empezar la prueba se necesita conocer si el núcleo en el pozo fué cortado con lodode perforación en base agua o en base petróleo.

La preferencia de humectabilidad que presente una roca de un yacimiento, es un factorimportante en muchos aspectos de la producción del petróleo y ésto puede serdemostrado por los siguientes ejemplos:

1.- La interpretación cuantitativa, de la saturación de agua de los registros de lospozos requieren el conocimiento de un valor numérico del exponente de saturación “n”,el cual está dirctamente relacionado con la humectabilidad.

2.- Una aplicación válida de las pruebas de laboratorio sobre muestras para predecirel comportamientodel yacimiento depende en sumo grado de la humectabilidad. Si lahumectabilidad de las muestras no es la misma que la del yacimiento, debido a lacontaminación del filtrado del lodo, exposición atmosférica, entonces la predicción seráerrónea. 3.- La humectabilidad original de un yacimiento puede jugar un papel importante en laescogencia de procesos de recuperación adicional.

7.1.2 Métodos para la determinación de la humectabilidad

1.- Amott 2.- Imbibición de petróleo y agua 3.- USBM 4.- Medida del ángulo de contacto

El método mas usado por ser mas completo es el de Amott. Los otros tres métodosmencionados dos (item 2 y 3) son similares pero mas incompletos que el método deAmott y la medida del angulo de contacto es muy subjetiva. Nos concentraremos en elmétodo de Amott. En 1958, Amott publicó un procedimiento para evaluar lahumectabilidad, el cual suministraba mas información que los conocidos hastaentonces. El objetivo de ésta prueba es determinar cualitativamente si el petróleo o elagua es imbibido por la muestra de roca. Se deben tomar en consideración dosdiferencias, si el núcleo fué tomado con lodo de perforación en base agua o lodo enbase petróleo.

Si el núcleo fué tomado con lodo de perforación en base agua, en el laboratorio lasmuestras tipo tapón serán tomadas con salmuera sintética, esto es para el caso denúcleos consolidados. Si el núcleo es no consolidado se toma congelado con nitrógenoliquido, como fué explicado en la sección 3, en la parte referida a muestreo de tapones.La muestra consolidada “fresca”, es colocada en una celda triaxial a presión neta deconfinamiento. La inyección con salmuera sintética es aplicada hasta alcanzar lasaturación residual de petróleo (SOR), a éstas condiciones la permeabilidad efectiva alagua es determinada. La muestra es colocada en tubos de imbibición espontánea(estática), utilizando kerosene tratado o aceite mineral refinado,para simular la fase depetróleo. Ver fig. 7-3. El aceite desplaza al agua y es imbibido por la muestra, despuesde un tiempo prudencial el equilibrio entre la fase de agua y petróleo es alcanzado. Elvalor de aceite imbibido es anotado en la hoja de datos. La muestra entonces escolocada nuevamente en la celda triaxial, para hacerle una inyección con aceite mineralhasta que se alcance la saturación de agua irreducible (SWI), a éstas condiciones lapermeabilidad efectiva al petróleo es determinada. Entonces la muestra es colocada enun tubo de imbibición, que contiene salmuera sintética, en éste caso el fluido imbibidoes el agua y el aceite es el fluido desplazado. Ver fig 7-4. Al igual que en la faseanterior de imbibición, cuando el equilibrio entre las fases sea alcanzado, los valoresson anotados, en la hoja de datos. Luego la muestra es desmontada de la celda ycolocada en el aparato Dean Stark, para validar el valor de saturación de aguairreducible (SWI) y limpiar el espacio poroso del aceite y la sales. Entonces laspropiedades petrofísicas básicas son determinadas. La ecuación utilizada es:

IH = Volumen de Fluido Imbibido / Volumen total de fluido desplazado

7.1.3 Tabla comparativa de humectabilidad

Efecto InterpretaciónSe aprecia mas petróleo imbibido queagua

Preferentemente, humectable al petróleo

Se aprecia mas agua imbibida que Preferentemente, mas humectable al agua

petróleoIgual cantidad de petróleo y agua imbibida Humectabilidad intermedia

7.8 Compresibilidad de la roca

La compresibilidad de la roca es una técnica de laboratorio, usada para medir lareducción del volumen poroso durante la depleción de un yacimiento. La informaciónaportada son datos tipicos de tendencia como una función de porosidad y presión netade confinamiento.Esta información es de especial importancia en yacimientos de petróleo subsaturado. Sise ignora la compresibilidad del volumen poroso en los cálculos de balance demateriales, resulta una sobre estimación del petróleo en sitio.

7.8.1 Procedimiento

Las muestras limpias y secas son cubiertas individualmente con una membranatermoplástica y colocadas en la celda triaxial a una presión de confinamiento en unbaño de temperatura controlada. Las presiones externas e internas se aumentansimultáneamente hasta llegar a 10000 lpc (68950 kPa) y 9800 lpc (67571 kPa),respectivamente, tomando cuidado de mantener una pequeña presión diferencial de200 lpc (1379 kPa), para evitar que en la muestra se produzca histéresis porcompresión. Un volumen específico de salmuera, simulándo un cambio en volumenporoso, se extrae de la muestra, y a la presión interna se le permite estabilizarsemientras se mantiene la presión externa. Este procedimiento es repetido paradiferenciales de presión de cada muestra, cubriendo así el rango requerido depresiones efectivas de sobrecarga. La presión interna y los volumenes de salmueradesplazados (reducción del volumen poroso), son registrados.Las compresibilidades instantáneas son calculadas en cada muestra por diferenciacióngráfica de la curva de variación de volumen poroso en función de la presión deconfinamiento efectiva. Los datos de confinamiento hidrostático son transformadosmatemáticamente a un sistema de confinamiento uniaxial por el método de Teeuw.

7.8.2 General

Las técnicas de laboratorio normalmente emplean carga hidraúlica de la muestra, lacual difiere de la carga del yacimiento, y produce un exceso en el valor decompresibilidad del yacimiento. Esos valores deben ser ajustados para carga uniaxialantes de usarlos. La compresibilidad uniaxial es aproximadamente 60 % del valormedido con carga hidraúlica. La técnica ilustrada produce compresibilidad instantánea.Si la ecuación de balance de materiales usa intervalos de tiempo, desde tiempo cero altiempo de balance, una compresibilidad promedio sobre el intervalo de tiempo puedeser computada.Los cambios de volumen poroso (y de compresibilidad), normalmente decrecen conincrementos de presión de confinamiento. La caracteristica de la muestra es indicadapor una reducción excesiva del volumen poroso, y una desviación de la tendencianormal de los datos.

7.8.3 Simulación de la presión neta de confinamiento

La reducción del volumen poroso ocurre cuando la presión del yacimiento declina conproducción. Dos componentes causan esta reducción. Ellas son:

1.- Expansión de la matriz de la roca (la cual es pequeña y a menudo ignorada). 2.- Reducción del tamaño de los poros debido a deformación del volumen total.

Tres técnicas básicas de aplicación de condiciones de carga neta de confinamiento,son usadas para pruebas hidraúlicas. Una técnica mantiene la presión interna constantey la presión externa de confinamiento variable por escala. La expansión de la matriz dela roca no está incluida en los datos generados. No ocurre expansión de agua comopresión interna, es constante.La segunda técnica mantiene un diferencial de 200 lpc (1379 kPa), entre la presióninterna y la externa hasta alcanzar la presión de yacimiento. La presión internapermanece constante, mientras la presión externa es elevada a la presión deyacimiento. La presión interna es entonces declinada. La expansión de la matriz de laroca es incluída en los datos generados. La expansión del agua es deducida de losdatos reportados.La técnica tres mantiene un diferencial de 200 lpc (1379 kPa) entre la presión interna yla presión externa hasta que la presión de confinamiento es alcanzada. La presióninterna es esa declinada. La expansión de la matriz de la roca está incluida en los datosgenerados. La expansión del agua es deducida de los datos reportados.