Presentacin de PowerPoint

MAURICIO ANAYA DIAZ

JUAN SEBASTIAN CONDE

NELSON ADOLFER DURAN

PRESION CAPILAR

CAPILARIDAD

Cuando un lquido sube por un tubo capilar, es debido a que lafuerza intermolecularo cohesin intermolecular entre sus molculas es menor que laadhesindel lquido con el material del tubo; es decir, es un lquido quemoja. El lquido sigue subiendo hasta que la tensin superficial es equilibrada por el peso del lquido que llena el tubo.

PRESION CAPILAR

Una de las propiedades petrofsicas de gran importancia en el estudio del flujo de fluidos a travs de un medio poroso en los yacimientos petrolferos es la Presin Capilar, la cual puede definirse como la diferencia de presin entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante.

Es la magnitud de la saturacin deaguaen un reservorio, para unaalturadeterminada, est controlada por:

Laestructuraporosa de la roca

La densidad de los fluidos.

Las caractersticas de energa superficial.

Presin en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar.

Ascenso Capilar de la interface agua-petrleo.

La presin capilar en medios porosos puede ser expresada como:

Donde:

pm es la presin del fluido mojante.

pnmes la presin del fluido no mojante.

Segn esto, hay tres tipos de presin capilar:

Para un sistema agua-petrleo:

Para un sistema gas-petrleo:

Para un sistema gas-agua:

Donde Pg, Po y Pw son la presin del gas, aceite y agua respectivamente.

PRESION CAPILAR EN YACMIENTOS DE PETROLEO

Las fuerzas capilares en un yacimiento de petrleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficial e interfacial de la roca y fluidos, el tamao y geometra del poro, y la mojabilidad caracterstica del sistema.

Toda superficie curva entre dos lquidos inmiscibles tiene una tendencia a contraerse en la menor rea posible por unidadde volumen.Esto es cierto si los fluidos son aceite y agua, agua y gas (o aire), o aceite y gas.

MOJABILIDAD

La fase Mojante ingresa al medio poroso en forma espontnea. Y, por lo tanto, es necesario entregar energa para sacarla del medio poroso, esta fase tiende a ocupar los capilares de menor dimetro dentro de la matriz de la roca, en consecuencia, la fase Mojante es difcil de movilizar a travs del medio poroso.

La fase no-Mojante es expulsada del medio poroso en forma espontnea. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energa para extraerla de la matriz. Slo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontnea. Esta fase tiende a ocupar los capilares de mayor dimetro dentro de la matriz, en consecuencia, la fase no-Mojante es ms fcil de movilizar.

FENOMENOS ASOCIADOS A LA PRESION CAPILAR

Pd

Swc

0%

100%

Presin de desplazamiento (Pd)

Es la mnimapresin necesariapara forzar la entrada de la fase no mojante en los capilares llenos al 100% con la fase mojante.

Saturacin de agua connata (Swc)

Es la saturacinde aguamnima o irreducible que se alcanza tras el desplazamiento; incrementar la presin no reducir ese valor

HISTERESIS CAPILAR

Es el proceso de saturar y desaturar un ncleo con una fase no mojante.

Generalmente se acepta que los espacios porosos de la roca deyacimiento estaban originalmente llenos con agua, despus de lo cualal aceite migr hacia el yacimiento desplazando algo del agua y reduciendo el agua hasta algn valor residualde saturacin.

PROCESO DE DRENAJE

Es el proceso de generacin dela curva de presin capilar mediante el desplazamiento de la fase mojante (el agua) con lafase no mojante (elaceite o elgas).Este procesode drenaje establece la saturacin de fluidos tal como fueron encontrados cuando el yacimiento es descubierto.

PROCESO DE IMBIBICIN

Es el proceso de generacin de lacurva de presin capilar mediante el desplazamiento de la fase no mojante (el aceite o el gas) con la fasemojante (el agua).

FUNCION DE J LEVERETT

El hecho que las curvas de presin capilar vs saturacinde casi todos los materiales porosos tienen muchas caractersticas en comn permite intentar idear alguna ecuacin general que describa todas esas curvas.

Leverett (1941) enfoc el problema desde el punto de vista del anlisis dimensional.Al darse cuentaque la presin capilar dependera de la porosidad, la tensin interfacial y el radio promedio de poro, defini la funcin adimensional de saturacin, la cual llam la Funcin J, como:

Donde Pc es la presin capilar , es la tensin interfacial; kes la permeabilidad y es la porosidad en fraccin.

PERMEABILIDADES RELATIVAS

Las permeabilidades relativas medidas en laboratorio, expresan la relacin funcional entre la saturacin de fases y la capacidad de un medio poroso para conducir dichas fases, cuando las fuerzas dominantes del proceso son las fuerzas viscosas.

Bajo dominio de las fuerzas viscosas las fases tienden a moverse preferentemente por los canales porales de mayor dimetro, y esta situacin se presenta en zonas de alto caudal, donde los gradientes de presin dinmicos superan ampliamente las presiones capilares del sistema.

CONVERSIN DE PRESIN CAPILAR DE LABORATORIO

Asumiendo que la Funcin J es una propiedad de la rocay no cambia del laboratorio al yacimiento, se puede calcular la presin capilar de yacimiento as :

Si se asume que la Funcin J serinvariable para un tipo de roca dado sobre un rango de valores de permeabilidad y porosidad, entonces la presin capilar del yacimiento puede ser expresada como:

RESISTIVIDAD

Una de las maneras ms significativas de obtener las saturaciones de fluidos del yacimiento es por medio de mediciones de resistividad elctrica en el fondo del pozo. En esta tcnica la resistividad elctrica de la formacin se mide directamente por medio de una herramienta de registro de fondo. Estas mediciones son luego relacionadas con las saturaciones de fondo por medio de las ecuaciones de Archie.

MATERIALES Y EQUIPOS

Celda de presin capilar ruska

Bomba de vacio

Campana de saturacin

Compresor

Balanza

Fluido de prueba

Humidificador

Probetas

PREPARACION DEL EQUIPO

CONSISTE EN LA SATURACIN DEL DIAFRAGMA CON EL FLUIDO MOJANTE DEL YACIMIENTO:

Limpiar la membrana con el fluido saturante del yacimiento de tal forma que esta se sature y este sin impurezas

Limpiar la calda de saturacin, y colocar la membrana dentro de esta y conectar el ducto que esta sobre la misma

Colocar un kleenex sobre la membrana semi-permeable; para que sobre este se coloque la muestra

PREPARACION DE CORAZONES. Los corazones apropiados para la prueba deben estar inicialmente listos y secos:

Pesar los corazones limpios y secos

Saturarlos con el fluido de prueba (salmuera)

Limpiar el exceso de liquido saturante de la superficie de los ncleos y pesarlos

PROCEDIMIENTO

PRUEBA DE PRESION CAPILAR DE DOS FASES:

Colocar las muestras saturadas, sobre el diafragma poroso de tal forma que queden en contacto con el kleenex ajustar bien los tornillos aseguradores, cerciorndose de que el empaque este colocado correctamente

Colocar la manguera de aire del regulador a ser utilizado

Colocar la manguera del regulador a la vlvula de entrada de la celda de saturacin; y colocar la presin a 1 psi

Aliviar la presin dela celda atmosfrica. Abrir la tapa y pesar la muestra. Este peso ser reportado como el peso del ncleo a la presin capilar de 1psi

Colocar la muestra nuevamente en la celda, e incrementar la presin a 2psi

Ir incrementado la presin al doble hasta llegar a una presin mxima antes de llegar a las 200psi y repetir el proceso de presin y registro de masa

En cada condicin de presin se deben alcanzar las condiciones de equilibrio

Se sugiere para sistema de gas-salmuera, presiones de 1, 2, 4, 8 y 16 psi

En cada condicin de equilibrio se debe remover la muestra y pesarla

Calcular el volumen del liquido saturante y la saturacin residual del mismo