PRESION CAPILAR.

Es una medida de la capacidad que tiene una roca de retener cierta cantidad de fluido cuando otros son extraídos de la misma. Esta medición es directamente proporcional al diferencial de presión a través de dos puntos saturados muy cerca, y ambos lados de la interface entre dos líquidos inmiscibles en equilibrio dentro del capilar. Las fuerzas capilares conjuntamente con las gravitacionales son las responsables de la distribución de los fluidos en el yacimiento y de la cantidad del petróleo residual que permanece en los poros, es decir; son fuerzas retentivas que impiden el vaciamiento total del yacimiento.

Muchas características del sistema roca-fluido de un yacimiento pueden ser descritas y cuantificadas a través de la construcción de curvas de presión capilar. Las curvas de presión capilar describen las propiedades de la roca que relacionan el volumen del espacio poral controlado por las gargantas porales de un tamaño dado (en micrones) a una presión dada (presión de flotación).

Ciertos parámetros como porosidad efectiva, saturación irreducible de agua, tamaño de los poros y distribución de los fluidos pueden estimarse utilizando las curvas de presión capilar.

Es la magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada, está controlada por:

1.- La estructura porosa de la roca.2.- La densidad de los fluidos.3.- Las características de energía superficial.

El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas de presión capilar determinadas en el laboratorio. Los poros en las rocas reservorio son consideradas análogos a los tubos capilares si se toma en cuenta los diámetros son pequeños.

Las rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transición de un gran espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores presiones capilares y delgadas zonas de transición.

Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el lado del fluido no-mojante de la interface (Pnw), es mayor que la presión para el lado del fluido mojante (Pn). Esta diferencia de presiones se define como presión capilar (Pc).

Pc=Pnw-Pw

Cuando dos o más fluidos están presentes en una formación porosa a la misma elevación (por ejemplo, respecto del nivel del mar), y aun cuando los

fluidos estén a la presión de equilibrio, estos no se encuentran a la misma presión. Esta situación se genera debido a que la atracción mutua entre la roca y el fluido (tensión de adhesión) es diferente para cada fluido. La diferencia en la presión entre las dos fases en equilibrio a la misma elevación se denomina presión capilar entre las fases. El fluido con la mayor tendencia a mojar la roca reservorio tendrá la presión más baja.

Las fuerzas capilares en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficial e interfacial de la roca y fluidos, el tamaño y geometría del poro, y la mojabilidad característica del sistema.

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

Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, una discontinuidad en la presión existe entre los dos fluidos, la cual depende de la curvatura de la interfaz separando los fluidos. Esta diferencia de presión es llamada la presión capilar (pc).

Las fuerzas superficiales de la presión capilar ayudan o se oponen al desplazamiento de un fluido realizado por otro en los poros de un medio poroso.Como una consecuencia de esto, para mantener el medio poroso parcialmente saturado con el fluido no mojante mientras el medio también es expuesto al fluido mojante, es necesario mantener la presión del fluido no mojante en un valor más grande que aquel que presenta el fluido mojante.La presión capilar en medios porosos puede ser expresada como:

Pc = Pnw – Pw

Donde Pw es la presión del fluido mojante y Pnw es la presión del fluido no mojante

Esto es, la presión capilar es el exceso de presión en el fluido no mojante; su cantidad es función de la saturación.

Hay tres tipos de presión capilar:

Presión capilar agua – aceitePcwo = Po - Pw

Presión capilar gas – aceitePcgo = Pg - Po

Presión capilar gas – aguaPcgw = Pg – Pw

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

Si las tres fases son continuas, entonces:Pcgw = Pcgo + Pcwo

Referido a la figura, la diferencia de presión a lo largo de la interfaz entre los puntos 1 y 2 es esencialmente la presión capilar:

Pc = p1 - p2

La presión de la fase de agua en el punto 2 es igual a la presión en el punto 4 menos el peso de la columna del agua:

P2 = P4 - ghρw

La presión justo arriba de la interfaz en el punto 1 representa la presión del aire:

p1 = p3 - ghρa

Considerando que las presiones en los puntos 3 y 4 son iguales, combinando las tres expresiones anteriores se obtiene la siguiente expresión:

Pc = gh (ρw - ρa) = ghΔρ

Donde Δρ es la diferencia de densidad entre las fases mojante y no mojante.

Una expresión similar puede ser escrita para el sistema aceite – agua.

Pc = gh (ρw - ρo) = ghΔρ

La ecuación de presión capilar puede ser expresada en términos de las tensiones superficial e interfacial.

Sistema gas – líquido:

Sistema líquido – líquido:

El fenómeno interfacial descrito en un simple capilar también existe en el haz de capilares interconectados de varios tamaños presentes en el medio poroso.

La presión capilar que existe dentro de un medio poroso entre dos fases inmiscibles es función de las tensiones interfaciales y el tamaño promedio de los capilares el cual, a su vez, controla la curvatura de la interfaz. Adicionalmente, la curvatura es también función de la distribución de saturación de los fluidos involucrados.

Experimentos de laboratorio han sido desarrollados para simular las fuerzas de desplazamiento en un yacimiento para determinar la magnitud de las fuerzas capilares en un yacimiento y con ello determinar la distribución de saturación de fluidos y la saturación de agua connata.

Uno de estos experimentos es llamado la técnica de restauración de presión capilar en la cual una muestra de roca saturada 100% con agua se somete a un desplazamiento con aire; se va midiendo la presión necesaria para realizar parcialmente el desplazamiento de la fase mojante y la saturación de la misma tras cada desplazamiento. La figura siguiente presenta el resultado de tal experimento.

Dos importantes fenómenos pueden ser observados en la figura:

Presión de desplazamiento (pd). Es la mínima presión necesaria para forzar la entrada de la fase no mojante en los capilares llenos al 100% con la fase mojante.

Saturación de agua connata (Swc). Es la saturación de agua mínima o irreducible que se alcanza tras el desplazamiento; incrementar la presión no reducirá ese valor.

La siguiente figura presenta el efecto de la presión capilar con la permeabilidad. Como es de esperarse, a un valor constante de saturación de agua, al disminuir la permeabilidad hay un correspondiente incremento en la presión capilar.

HISTERESIS CAPILAR.

Generalmente se acepta que los espacios porosos de la roca de yacimiento estaban originalmente llenos con agua, después de lo cual al aceite migró hacia el yacimiento desplazando algo del agua y reduciendo el agua hasta algún valor residual de saturación. Cuando el yacimiento es descubierto, los espacios porosos están llenos con una saturación de agua connata y una saturación de aceite.

Todos los experimentos de laboratorio están designados para duplicar la historia de saturación del yacimiento de dos formas:

Proceso de drenaje: es el proceso de generación de la curva de presión capilar mediante el desplazamiento de la fase mojante (el agua) con la fase no mojante (el aceite o el gas). Este proceso de drenaje establece la saturación de fluidos tal como fueron encontrados cuando el yacimiento es descubierto.

Proceso de imbibición: es el proceso de generación de la curva de presión capilar mediante el desplazamiento de la fase no mojante (el aceite o el gas) con la fase mojante (el agua).

El proceso de saturar y des – saturar un corazón de roca con la fase no mojante es llamado histéresis capilar.

La diferencia entre las curvas de presión capilar de los procesos de drenaje e imbibición está muy relacionado con el hecho que los ángulos de contacto de avance y retroceso de los fluidos sobre la roca son diferentes.

Frecuentemente en sistemas naturales de crudo – salmuera, el ángulo de contacto – la mojabilidad – puede cambiar con el tiempo. Así, si una muestra de roca que ha sido completamente limpiada con un solvente volátil es expuesta a aceite crudo por un periodo de tiempo, se comportará como si estuviese mojada por aceite. Pero si es expuesto a la salmuera después de ser limpiada, la muestra se comportará mojada al agua.

Uno de los problemas sin resolver en la industria del petróleo es predecir el comportamiento de mojabilidad de la roca.

SATURACION.

Una aplicación importante del concepto de presión capilar concierne a la distribución de fluidos en un yacimiento previo a su explotación.La información de presión vs saturación se puede convertir en información de altura vs saturación mediante la siguiente relación:

Dónde:H : altura sobre el nivel de agua libre, ftPc: presión capilar, en psiaΔρ: diferencia de densidades entre las fases mojante y no mojante, lb/ft3

Zona de transición. Es el rango vertical o espesor sobre el cual la saturación varía desde el 100% hasta la saturación de agua irreducible (Swc); esto es resultado del principal efecto de las fuerzas capilares en un yacimiento de petróleo. La presencia de esta zona indica que no hay un cambio abrupto de saturación del agua desde el 100% hasta la Swc. De manera similar, hay un cambio suave desde el 100% en la zona de aceite hasta la Swc en la zona de capa de gas.

La zona de transición puede variar desde unos pocos pies hasta varios cientos de pies según el yacimiento.

Contacto agua – aceite (WOC). La profundidad superior en un yacimiento donde existe una saturación de agua del 100%.

Contacto gas – aceite (GOC). La mínima profundidad a la cual un 100% de saturación de líquido (agua + aceite por ejemplo) existe en el yacimiento.

PRESION CAPILAR (FUNCION J DE LEVERETT)

La información de presión capilar se obtiene de pequeñas muestras de corazones que representan una parte extremadamente pequeña del yacimiento por lo cual es necesario combinar toda esa información para clasificar un yacimiento en particular.

El hecho que las curvas de presión capilar vs saturación de casi todos los materiales porosos tienen muchas características en común permite intentar idear alguna ecuación general que describa todas esas curvas.

Leverett (1941) enfocó el problema desde el punto de vista del análisis dimensional. Al darse cuenta que la presión capilar dependería de la porosidad, la tensión interfacial y el radio promedio de poro, definió la función adimensional de saturación, la cual Llamó la Función J, como:

Donde J(Sw) es la Función J de Levett, pc es la presión capilar (en psi), σ es la tensión interfacial (en dinas/cm), k es la permeabilidad (en md) y φ es la porosidad (fracción).

Laverett interpretó la relación de la permeabilidad (k) a la porosidad (φ) como proporcional al cuadrado del radio promedio de poro (r).

La Función J fue originalmente propuesta como un medio de convertir todos los datos de presión capilar a una curva universal.

Hay diferencias significativas al correlacionar la Función J con la saturación de agua de formación a formación, así que una curva universal no puede ser obtenida. Sin embargo, para una misma formación, esta función sirve bastante bien en muchos casos para resolver discrepancias en las curvas de presión capilar vs saturación al reducirlas a una curva común.

CONVERSION DE PRESION CAPILAR EN LABORATORIO

Por conveniencia experimental, en el laboratorio es común determinar la presión capilar usando sistemas de aire-mercurio o aire-salmuera, en vez del sistema real agua-aceite.

Ya que el sistema de fluidos en el laboratorio no tiene la misma tensión superficial que el sistema de yacimiento, es necesario convertir la presión capilar de laboratorio a presión capilar de yacimiento.

Asumiendo que la Función J es una propiedad de la roca y no cambia del laboratorio al yacimiento, se puede calcular la presión capilar de yacimiento así:

Se han utilizado los subíndices correspondientes para yacimiento y laboratorio

Aún después que la presión capilar de laboratorio ha sido corregida por tensión superficial, podría ser necesario hacer correcciones adicionales por permeabilidad y porosidad. La razón de ello es que la muestra de corazón que fue utilizada para caracterizar el comportamiento de la presión capilar podría no ser representativa del promedio de permeabilidad y porosidad del yacimiento.

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

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZULA MINISTERIO DE EDUCACION SUPERIORINSTITUTO UNIVERSITARIO TECNOLOGICO DE CABIMASCABIMAS EDO ZULIA.

INTEGRANTESTIGRERA NELSON

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PRESION CAPILAR