Taller
1. Calcular la densidad del agua con la composición de la Tabla 6 (realizar el
balance a condiciones del laboratorio).
Los cálculos son inicialmente igual que el informe anterior, para determinar el sodio
equivalente utilizando la ppm y el factor de corrección del libro de propiedades de
yacimiento para así poder determinar la densidad, teniendo como resultado la
siguiente tabla.
𝑁𝑎𝐶𝑙𝑒𝑞𝑢 = ∑ 𝑖𝑜𝑛 ∗ 𝐹𝑐
𝑁𝑎𝐶𝑙𝑒𝑞𝑢 = (3100 ∗ 1) + (280 ∗ 0.95) + (50 ∗ 2) + (0 ∗ 1) + (4900 ∗ 1) + (0 ∗ 0.5)
+ (0 ∗ 1.26) + (1050 ∗ 0.27)
𝑁𝑎𝐶𝑙𝑒𝑞𝑢 = 8649.5 𝑝𝑝𝑚
𝑁𝑎𝐶𝑙 =
8649.5
10000
𝑝𝑝𝑚 = 0.86495%
Si para el 100%, hay un equivalente de 10000 ppm
Para calcular la densidad a condiciones del laboratorio se utilizan los siguientes
datos y se realiza el ajuste por presión y temperatura de la densidad.

𝑇 = 32º𝐶 = 89.6º𝐹
𝑃 = 13.92 𝑝𝑠𝑖𝑎
𝑉𝑤𝑡 = −1.0001𝑥10−2
+ 1.33391𝑥10−4
∗ 𝑇 + 5.50654𝑥10−7
∗ 𝑇2
𝑉𝑤𝑇 𝐿𝐴𝐵 = −1.0001𝑥10−2
+ 1.33391𝑥10−4
∗ 89.6 + 5.50654𝑥10−7
∗ 89.62
𝑉𝑤𝑇𝐿𝐴𝐵 = 0.006371572
𝑉𝑤𝑃𝐿𝐴𝐵 = −1.95301𝑥10−9
∗ 𝑃𝑇 − 1.72834𝑥10−13
∗ 𝑃2
𝑇 − 3.58922𝑥10−7
∗ 𝑃
− 2.25341𝑥10−10
∗ 𝑃2
𝑉𝑤𝑃𝐿𝐴𝐵 = −1.95301𝑥10−9
∗ 13.92 ∗ 89.6 − 1.72834𝑥10−13
∗ 13.922
∗ 89.6
− 3.58922𝑥10−7
∗ 13.92 − 2.25341𝑥10−10
∗ 13.922
𝑉𝑤𝑃𝐿𝐴𝐵 = −0.000007479
𝐵𝑤 = (1 + 𝑉𝑤𝑃) ∗ (1 + 𝑉𝑤𝑇)
𝐵𝑤𝑅𝑒𝑠 = (1 + (−0.000007479)) ∗ (1 + 0.006371572) = 1.006364045
𝐵𝑌
𝐵𝑆
𝑝𝑤 =
62.74856
𝐿𝑏
𝑓𝑡3
1.006364045
= 62.35175063
𝑙𝑏
𝑓𝑡3
2. Con la densidad del solvente determinar el volumen poroso de la muestra y
la porosidad de la muestra, ¿La porosidad calculada es total o efectiva,
explique?
𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒 = 0.867
𝑔𝑟
𝑐𝑚3
𝑃𝑡𝑜𝑙𝑢𝑒𝑛𝑜 = 𝑃𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑡𝑜𝑙𝑢𝑒𝑛𝑜 − 𝑃
𝑠𝑒𝑐𝑜
𝑃𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒 = 120.85 𝑔𝑟 − 110.88 𝑔𝑟 = 9.97 𝑔𝑟
𝑉
𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 = 𝑉𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒 =
𝑃𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒
𝑝𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒
𝑉
𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 =
9.97 𝑔𝑟
0.867
𝑔𝑟
𝑐𝑚3
= 11.5 𝑐𝑚3
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =
𝜋
4
𝐷2
𝐿
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =
𝜋
4
∗ (3.765𝑐𝑚)2
∗ (4.925𝑐𝑚) = 54.83𝑐𝑚3
∅ =
𝑉
𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
∗ 100
∅ =
11.5𝑐𝑚3
54.83𝑐𝑚3
∗ 100
∅ = 20.97%

La porosidad determinada es la porosidad efectiva del núcleo debido a que el
volumen ocupado por el tolueno el cual se encuentra en los poros que están
interconectados entre sí. Se puede decir que esta porosidad está en un porcentaje
de calidad medio.
3. Explique los métodos para determinar el volumen total de los núcleos.
- DESPLAZAMIENTO DE MERCURIO (BOMBA DE DESPLAZAMIENTO
VOLUMETRICO)
El volumen total de la muestra se mide por desplazamiento de mercurio
utilizando una bomba de desplazamiento volumétrico a la cual se conecta una
cámara de acero inoxidable. El volumen total de una muestra de núcleo de forma
regular o irregular se obtiene por medio de desplazamiento de mercurio. La
cámara que no contenga ninguna muestra se llena con mercurio hasta el nivel
de referencia. El aparato de lectura del instrumento se coloca en cero. Luego se
baja el nivel de mercurio, se introduce la muestra y se llena la cámara
nuevamente hasta el nivel de referencia. Se obtiene la lectura del volumen del
instrumento. La diferencia entre esta lectura y el cero del instrumento es el
volumen total de la muestra.
- INMERSION EN MERCURIO
Se sumerge un tapón de núcleo en mercurio y el volumen del mercurio desplazado
por la muestra se determina gravimétricamente (principio de Arquímedes). Se
coloca un vaso de mercurio sobre la balanza electrónica de bandeja sencilla, y se
sumerge el tenedor hasta la marca de referencia. La marca se ubica de tal manera
que la parte superior del tapón del núcleo quede sumergido de 3 a 7 milímetros
dentro del mercurio. Luego se tara la balanza. Se retira el tenedor del mercurio, y el
tapón que se va a medir flota a lo largo en el mercurio con el tenedor en la misma
marca de referencia. La muestra no debe tocar los lados del recipiente del mercurio.
El peso resultante representa la masa del mercurio desplazado.
El volumen total se calcula utilizando la siguiente ecuación:
𝑉𝐵 =
𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑚𝑒𝑟𝑐𝑢𝑟𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑑𝑎
𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑟𝑐𝑢𝑟𝑖𝑜 𝑎 𝑙𝑎 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛

- FLOTABILIDAD (ARQUIMEDES) CON FLUIDOS DIFERENTES AL
MERCURIO (EJEMPLO, SALMUERA, ACEITE REFINADO O TOLUENO).
Un cuerpo colocado en un líquido flota por una fuerza igual al peso del liquido
desplazado. se satura una muestra con un líquido de densidad conocida. la
muestra puede ser esencialmente 100% saturada con líquido evacuando el
espacio poroso. se remueve el exceso de líquido cuidadosamente (evitando
la pérdida de grano) de la muestra y luego la muestra saturada se pasa en el
aire. se llena un cubilete con líquido saturante. Un soporte de alambre fino
(de diámetro máximo de 1.0 milímetro) conectado al estribo de una balanza
se coloca en cero. Luego, se coloca la muestra en el soporte, se sumerge
hasta la marca de referencia y se obtiene el peso sumergido de la muestra.
Se puede hacer una revisión al volumen poroso tomando (a) la diferencia en
peso de la muestra 100% saturada en el aire y el peso seco y b) dividiendo
por la densidad del líquido saturante.
4. Explicar los métodos recomendados según la litología de la roca para
determinar saturación de fluidos (NORMA RP-40)
METODO DE PRUEBAS RECOMENDADAS
TIPO DE ROCAS
Carbonatos, clásticos
consolidados
a, b, c, d, e, f
No consolidados (aceite
liviano)
C, d, e
Carbonatos con vugs B, d, e, f
Fracturadas A, b, d
De arcilla A, c (*), e
Evaporados G, e
Baja permeabilidad A, b, c, d, e, f
Carbon H
Shales A, b, c
Oil Shale A (*)

Biatomita C, e
Clave:
A = Retorta a presión atmosférica
B = Extracción por destilación (diámetro completo)
C = Extracción por destilación (tapón)
D = método de núcleo con presión retenida
E = Lavado con solvente / Karl Fischer
F = Método de núcleo de esponja
G = Método de contenido de yeso
H = Método de carbón
(*) = Procedimiento modificado
Estos son algunos de los métodos según de la litología de la roca contenido en la
norma API RP – 40:
- Método modificado de la Retorta
Este método es una modificación del procedimiento vacío de retorta. La diferencia
principal es que las mediciones de los volúmenes de gas, aceite y agua son
realizadas sobre la misma muestra a diferencia del procedimiento básico en donde
se requieren fragmentos de núcleos adyacentes. En el procedimiento para muestras
de pared las muestras son mas pequeñas y por lo tanto los equipos son reducidos
a escala para proporcionar una precisión comparable. Se puede aplicar este método
en los núcleos de pared por rotación, pero esto daña las muestras para futuras
pruebas.
- Núcleos con Yeso
Pueden usarse métodos de destilación excluyendo el tolueno como solvente, ya que
este en su punto de ebullición deshidrata al yeso, por consiguiente, si la muestra
contiene gran cantidad de yeso, se presentaran grandes errores en la medición de
los volúmenes (agua y poro). El volumen de petróleo extraído de la muestra no se

ve afectado por la presencia de yeso. Aunque el proceso de limpieza tarda mucho
tiempo, dependiendo de la gravedad del petróleo y la permeabilidad del núcleo, y la
precisión de las saturaciones de agua y aceite es baja con respecto a muestras que
no contengan yeso; los daños a este son mínimos cuando la limpieza se realiza con
una presión moderada. El volumen del poro es mas representativo si el yeso no esta
dañado y con el contenido del yeso se puede estimar la porosidad.
- Método de extracción por destilación (diámetro completo).
Este procedimiento es apropiado para muestras de tapones y para núcleos de pared
por rotación. El método de extracción por destilación (Dean Starrk) para determinar
la saturación de fluidos depende de la destilación de la fracción de agua, y la
extracción de solvente de la fracción de aceite de la muestra. Se pesa la muestra y
la fracción de agua es evaporada por un solvente en ebullición. Se condensa el agua
y se recolecta en un recipiente calibrado. El solvente vaporizado también se
condensa, remoja la muestra y extrae el aceite. La muestra se seca al horno y se
pesa. El contenido de aceite es determinado por diferencia gravimétrica. Este
método es bastante aceptado porque el volumen determinado es bastante exacto,
la muestra no se daña y se puede utilizar en otras pruebas, pero su humectabilidad
puede ser alterada por las arcillas o los yesos. Se utilizan temperaturas bajas
(100ºC) que remueven poca agua del hidroxilo de la arcilla. Sin embargo, pueden
haber errores debido a la presión atmosférica, las perlas de destilación se pueden
pegar al vidrio del condensador, puede haber precipitaciones de sales por lo que se
tiene que usar metanol. Se tiene que corregir la densidad de la salmuera si la
concentración de solidos es mayor a 20 mil ppm, se pueden presentar perdidas de
agua, tiempo insuficiente de destilación, se debe suponer una densidad para el
aceite (error de cálculo de saturación del aceite). El material arcilloso puede pegarse
y generar más errores.
- Análisis de carbón
Las técnicas básicas de análisis de corazones, como el análisis de retorta y de
extracción de solvente por destilación no son adecuados para determinar
saturaciones de fluidos en muestras de carbón. Se han desarrollado métodos
alternativos para medir la saturación de fluido de carbón. En el caso del carbón el
fluido de principal importación es el agua. La saturación de agua, o mas bien, el
contenido de humedad es una propiedad fundamental de carbón que debe
determinarse con exactitud para evaluar un estrato de carbón aproximadamente. El
método descrito aquí para determinar el contenido de humedad en el carbón incluye
el secado del agua en una muestra aplastada en un horno de convención y tomar

las mediciones sucesivas de peso hasta que se logre el equilibrio. La perdida de
peso es equivalente a la cantidad de agua sacada, y el contenido de humedad es
reportado como porcentaje de peso de humedad con respecto al peso de la muestra
de carbono mojado. Este método es bastante simple y no se necesitan equipos muy
caros, además de que las lecturas las puede hacer cualquier personas (sin tener
muchas bases teóricas). La oxidación puede ser un gran problema en el carbón y la
humedad será relativamente baja, además de la variación de su peso seco que
aumentará por este proceso. Se una nitrógeno en vez de aire para ayudar a reducir
este proceso.
- Shale productiva
Rocas compuestas de partículas de tamaño que varia desde la arcilla hasta el limo
y son potencialmente productoras de petróleo (querógeno). El análisis de muestras
tomadas de este tipo de formación puede requerir un manejo especial debido a su
baja permeabilidad, una posible presencia de agua densa y presencia potencial de
órganos sólidos. No se recomienda un proceso de retorta para muestras que
contengan orgánicos sólidos. Los orgánicos solidos en temperaturas utilizadas en
este proceso generaran petróleo produciendo altos volúmenes. Se debe utilizar un
proceso de destilación para determinar los datos de saturación de fluido. Si se
requieren tiempos de análisis más cortos, la remoción de hidrocarburos puede
agilizarse aplastando la muestra. La muestra aplastada también agilizara el tiempo
de equilibrio para las mediciones de volumen de grano. El método de extracción por
destilación puede utilizarse para determinar las saturaciones de fluido en arenas de
brea (petróleo) no consolidadas. Con las bebidas modificaciones representadas en
la norma.
5. Calcule la saturación promedio de petróleo, del agua connata y la porosidad
promedio de un yacimiento con la información de los siguientes pozos:

Teniendo que:
∅ =
28.46 𝑓𝑡
133 𝑓𝑡
= 0.21398
𝑆𝑤 =
7.0978
28.46
= 0.2494
𝑆𝑤𝑐 =
32.86
133
= 0.2471
Entonces con la información calculada se puede determinar la saturación de
petróleo in-situ
𝑆0 = 1 − 0.2471 = 0.7529
ecuación para determinar la porosidad promedio
Ecuación para el cálculo de la saturación promedio
Ecuación para determinar la saturación del agua connata
Ecuación para el cálculo de yacimiento saturado