PRESIÓN CAPILAR

CÉSAR ANDRÉS BUITRAGO AYA. CÓD: 2010192856JUAN SEBASTIÁN PLAZAS VALDERRAMA. CÓD: 2010192364TATIANA ANDREA ORTÍZ QUINTERO CÓD: 2010191630

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD INGENIERÍA

PROGRAMA, PETRÓLEOSNEIVA, Junio 30

2013

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PRESIÓN CAPILAR

Experiencia No. 08 de 09

CÉSAR ANDRÉS BUITRAGO AYA. CÓD: 2010192856JUAN SEBASTIÁN PLAZAS VALDERRAMA. CÓD: 2010192364TATIANA ANDREA ORTÍZ QUINTERO CÓD: 2010191630

TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURADE ANÁLISIS DE NÚCLEOS

PROFESOR: LUIS ENRIQUE MANTILLAGRUPO 03 – SUBGRUPO 05

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD INGENIERÍA

PROGRAMA, PETRÓLEOSNEIVA, Junio 30

2013

2

ÍNDICE

Pág.

INTRODUCCIÓN 4

1. OBJETIVOS 5

2. ELEMENTOS TEÓRICOS 6

3. PROCEDIMIENTO 8

4. TABLA DE DATOS 9

5. CUESTIONARIO DURANTE LA CLASE, MUESTRA DE CÁLCULOS Y TABLAS DE RESULTADO 10

6. CUESTIONARIO DE LA GUÍA DE LABORATORIO 19

7. ANÁLISIS DE RESULTADOS 27

8. FUENTES DE ERROR 28

9. CONCLUSIONES 29

10.RECOMENDACIONES 30

BIBLIOGRAFÍA

3

INTRODUCCIÓN

Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficiales e interfaciales que se originan entre la roca y los fluidos que coexisten en dicho medio poroso. Dependen, además, de la geología y tamaño de los poros y de las características humectantes del sistema y son realmente las fuerzas retentivas que impiden el vaciamiento total del yacimiento.

4

1. OBJETIVOS

Objetivos Generales

Obtener la curva de presión capilar promedio versus la saturación del agua para una muestra representativa del yacimiento San Francisco utilizando el método J.

Objetivos Específicos

Correlacionar los gráficos de presión capilar promedio a condiciones de yacimiento Vs. Saturación de agua con el grafico de permeabilidades relativas agua – petróleo de San francisco y determinar las profundidades del intervalo de las regiones de saturación, región funicular, región pendular y la saturación de agua irreducible.

Determinar la función “J” promedio de un yacimiento partiendo de datos experimentales en el laboratorio.

Determinar el contacto agua-petróleo y el nivel de agua libre a través de la combinación de la información obtenida de la curva típica de permeabilidad relativa petróleo-agua y la curva de presión capilar promedio del yacimiento.

Determinar qué factores y propiedades de la roca mide la presión capilar.

Determinar la saturación de agua en la zona de petróleo y en la zona de transición para evaluar que tan rentable es la explotación de este pozo.

Familiarizarse con los conceptos de presión capilar y propiedades que tienden a influir sobre ella.

2. ELEMENTOS TEÓRICOS

5

PRESIÓN CAPILAR

Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante. En un sistema poroso, se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferencias de presión mesurables entre los dos fluidos a través de la interfase. Cuando los fluidos están en contacto, las moléculas cercanas la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas. Si la interfase es curveada la presión sobre un lado (cóncavo con respecto al fluido más denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido más denso), luego, esa diferencia es la presión capilar.

La presión capilar siempre se considera positiva. Existen formaciones menos mojables, intermediamente mojables y fuertemente mojable. La presión capilar tiene aplicaciones en simulación de yacimientos y en ingeniería de yacimientos para calcular, principalmente, la altura de la zona de transición y la saturación de agua irreducible. La longitud sobre la cual la fuerza σ es aplicada en el capilar de radio r es 2πr. Luego el total de la fuerza capilar será 2πrσ. Y la fuerza vertical es 2πrσCos .

Puesto que la presión se define como F / A, entonces:

6

FUNCIÓN J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIÓN CAPILAR

Basado en el hecho que la presión depende de la porosidad, la fuerza interfacial y la geometría del poro, Leverett definió su función adimensional de saturación la cual la llamó la función J. La Función J de Leverett es una herramienta poderosa para el desarrollo de técnicas nuevas y veloces de mejoramiento de procesos que intentan obtener un punto de vista más exacto de la distribución de los fluidos del yacimiento. Algunos de estas aplicaciones son: recobro de inyección de agua, inicialización de modelos de simulación, que mejoran la distribución inicial de la saturación de agua para una representación tridimensional, distribución de presiones y saturaciones en yacimientos dinámicos y otros.

MOJABILIDAD

Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida. Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por petróleo. Geológicamente el agua es mojable. El grado de mojabilidad está relacionado de la siguiente forma: Gas <Oil< Agua. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, el ángulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama ángulo de contacto.

Medida de la mojabilidad: El ángulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad. Si θ < 90° se dice que el sistema es mojado por agua y si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite. En virtud a la variación del contenido mineralógico del medio poroso y a la depositación de compuestos orgánicos procedentes del crudo, habrá zonas de diferente mojabilidad.

7

TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL

La interfase que separa a dos fases es una región con solubilidad limitada, que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moléculas. Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moléculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes. La tensión superficial es una propiedad termodinámica fundamental de la interfase. Se define como la energía disponible para incrementar el área de la interfase en una unidad.

Cuando dos fluidos están en contacto, las moléculas cercana la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son más grandes que las otras, esto origina una superficie de energía libre/unidad de área que se llama tensión interfacial. En otras palabras, es la unidad de fuerza/unidad de longitud. La tensión interfacial, σ, es la tensión que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles. Es una medida indirecta de la solubilidad. A medida que la tensión interfacial se hace más baja, las dos fases se aproximan más a la miscibilidad.

PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY

La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. Para flujo lineal la ley de Darcy4 dice que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad. Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo homogéneo

8

y laminar ocurra. La Ley de Darcy puede aplicarse a condiciones muy particulares. Condiciones de campo.

v, es la velocidad aparente, bbl/(día-ft2) k, md u, cp P, psias, distancia a lo largo del flujo Y, Gravedad específicaϴ, Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posición s de la dirección. AD, diferencia de alturaConstante de Archie, índice de resistividad (saturación), (factor de cementación)

PARÁMETROS ELÉCTRICOS

A través de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturación de agua de reservorio, con lo que es posible conformar un "set" de datos experimentales que permitan la optimización numérica de los parámetros eléctricos "a", "m" y "n" utilizando, por ejemplo, la ecuación de Archie:

Sw= Saturación de aguan= Exponente de saturaciónø= Porosidadm= Exponente de cementacióna= Factor de formación para f=100%Rw= Resistividad del aguaRt= Resistividad de la roca a Sw

9

3. PROCEDIMIENTO

10

FIN

INICIO

Pesar los Corazones limpios y secos

Saturar los corazones con el fluido de prueba

Limpiar cuidadosamente el exceso de fluido saturante de la superficie de los núcleos y pesarlos

Colocar las muestras saturadas del fluido Mojante sobre el

plato poroso cuidando que queden en contacto capilar

Cerrar la celda y permitir la entrada de gas regulando y registrando la

presión (1, 2, 4, 8, 16 ) PSI

Esperar que se alcance el tiempo de Equilibrio

Remover la celda de la muestra y pesarla

Calcular los volúmenes de saturación de la muestra por diferencia de peso

Saturar el tapón con el fluido Mojante

4. TABLA DE DATOS

Tabla 1. Resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas

MuestraProfundidad (Pies, b.n.m.)

Permeabilidad (md)

Porosidad

(fracción)1 3957 1245 0,3062 3966 900 0,293 3936 565 0,2714 3978 320 0,2485 4014 85 0,2076 3996 14 0,168

Tabla 2. Comportamiento de la presión capilar vs saturación de agua, Sw

SaturaciónDatos de presión capilar, psi

Muestra 1

Muestra 3

Muestra 4

Muestra 5

100 0,5 0,76 0,96 1,790 0,6 0,85 1,07 1,9380 0,66 0,95 1,19 2,0970 0,8 1,1 1,41 2,4960 0,95 1,32 1,7 3,0350 1,18 1,7 2,13 3,7240 1,59 2,19 2,69 5,0730 2,6 3,73 4,67 8,18

Tabla 3. Saturaciones críticas para petróleo y aguaPermeabilidades relativas del sistema agua-aceite

Sw 0,00

0,00 0,00 0,30 0,40 0,55 0,70 0,820 0,910 1,00

Kro 1,00

1,00 0,93 0,60 0,350 0,170

0,050 0,00 0,00 0,00

Krw 0,00

0,00 0,00 0,000 0,050 0,170

0,350 0,600 0,700 0,950

11

5. CUESTIONARIO DURANTE LA CLASE, MUESTRA DE CÁLCULOS Y TABLAS DE RESULTADOS

Al pozo 2 del yacimiento N.E.W., se extrajo un núcleo de la Formación Productora con un lodo base agua. El núcleo fue conservado y enviado al laboratorio para ser analizado. La Tabla No. 1 resume los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas.

La Tabla No. 2, da la información del comportamiento la presión capilar vs saturación de agua, Sw, de cuatro (4) muestras de la Tabla No. 1, obtenidas por el método de la centrífuga, a condiciones de laboratorio. Las densidades del petróleo y de la salmuera a condiciones de yacimiento son 51.6 y 64.3 lbm/pie3

respectivamente. Las tensiones interfaciales petróleo – salmuera a condiciones de laboratorio y del yacimiento fue de 47.5 y 21 dinas/cm, respectivamente. El ángulo de contacto tanto en el laboratorio como en el yacimiento fue de cero.

a) Con los resultados de la presión capilar obtenidas para el pozo 2 por el método de la centrífuga, graficar la presión capilar vs saturación de agua para las 4 muestras, a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamaño y distribución de los poros, de la historia del proceso de saturación, del tipo de fluidos y sólidos envueltos en la formación productora.

RTA a)

Gráfica 1. Saturación vs Presión Capilar de las muestras 1, 3, 4 y 5

12

20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100123456789

Sw vs Pc

Muestra 1Muestra 3Muestra 4Muestra 5

Sw

Pc

b) Con los resultados de la tabla 2 y la tensión interfacial a condiciones de laboratorio, elaborar en una tabla función de J vs Sw, para las cuatro (4) muestras.

Rta b)

Para calcular J usamos:

J= Pcσ

∗√ K∅Donde:

Pc: Presión capilar (Dina/cm2)σ: Tensión interfacial petróleo-salmuera a condiciones de laboratorio (dinas/cm)K: Permeabilidad (cm2)Ø: Porosidad (fracción)

Convertimos la Pc a psi y la K a milidarcys:

J=Pc (psi)×

6.8948×104 D

cm2

1 psiσ cosα ( K mD× 9.8692×10−9 cm2

1000mDϕ )

12

Y nos queda que J es:

13

J=0,21645∗Pcσ

∗√ K∅Muestra de cálculo para la muestra 1 a la saturación de 100

J=0,21645∗0,547,5

∗√ 12450,306

J=0,1453

Tabulando los datos, de cada J para cada muestra a cada saturación, obtenemos:

Tabla 4. J vs Sw para las cuatro muestrasSaturacio

n J1 J3 J4 J5

1000,14533089

50,15813104

90,1571391

4 0,156977422

900,17439707

40,17685709

40,1751446

6 0,178215544

800,19183678

10,19766381

10,1947870

5 0,192989889

700,23252943

20,22887388

60,2307981

1 0,229925753

60 0,27612870,27464866

40,2782672

2 0,279789169

500,34298091

20,35371418

80,3486524

6 0,343503535

400,46215224

50,45566710

10,4403169

6 0,468162076

300,75572065

30,77609054

20,7644164

2 0,755338418

c) Representar gráficamente la función J vs Sw para las cuatro (4) muestras y trace entre los puntos de cada saturación el promedio y represente con estos puntos el comportamiento. Esta curva representa la función Ĵ promedio vs saturación de agua a condiciones de laboratorio.

14

Rta c)

Gráfica 2. Comportamiento de la función de Leverett según la saturación para cada muestra (Saturación vs J para la muestra 1, 3, 4 y 5)

20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100

0.10.20.30.40.50.60.70.80.9

Sw vs J

J1J3J4J5

Sw

J

Muestra de cálculo para el promedio de J para la saturación de 100

∑ J

4=J1+J2+J3+J4

4=

0,1453+0,1581+0,1571+0,1574

=0,1544

Tabla 5. J promedio para cada saturaciónSaturacio

nJ Promedio

100 0,15439462590 0,17615359380 0,19431938470 0,23053179460 0,27720843950 0,34721277340 0,45657459430 0,762891509

15

d) Con la función Ĵ promedio, a condiciones de laboratorio, la porosidad y permeabilidad promedio, calcule la presión capilar promedio, Pc, para cada una de las saturaciones a condiciones del laboratorio.

Rta d)

A partir de la función J promedio, despejo y hallo Pc para cada una de las saturaciones a condiciones de laboratorio.

J=0,21645∗Pcσ

∗√ K∅Despejo Pc y obtengo que:

Pc= J∗σ

√ K∅Si nos damos cuenta, quitamos el factor de conversión por lo que YA lo empleamos a la hora de hallar las J y la J promedio de cada saturación

Antes de hallar la Pc promedio para cada saturación, necesito la permeabilidad y la porosidad promedio del yacimiento, las cuales hallo gracias a la información suministrada por la Tabla 1.

Permeabilidad Promedio

K=∑ h∗K

∑ h

Tabulamos h*K para después sumarlo

Tabla 6. Tabla empleada para calcular la permeabilidad promedio

MuestraProfundid

adPermeabilid

adProf*Permeabili

dad1 3957 1245 49264652 3966 900 35694003 3936 565 2223840

16

4 3978 320 12729605 4014 85 3411906 3996 14 55944

SUMATORIA

23847 12389799

K=1238979923847

=519,554

Porosidad Promedio

∅=∑ h∗∅

∑ h

Tabulamos h*ø para después sumarlo

Tabla 7. Tabla empleada para calcular la porosidad promedio

MuestraProfundid

adPorosida

dProf*Porosid

ad1 3957 0,306 1210,8422 3966 0,29 1150,143 3936 0,271 1066,6564 3978 0,248 986,5445 4014 0,207 830,8986 3996 0,168 671,328

SUMATORIA

23847 5916,408

∅=5916,40823846

=0,248

Muestra de cálculo para la saturación de 100

Pc=0,1544∗47,4

√ 519,5540,248

=0,160 psi

17

Ahora, tabulamos la presión capilar para cada una de las saturaciones a condiciones de laboratorio

Tabla 8. Pc para cada una de las saturaciones a condiciones de lab.Saturacio

nPc

Promedio100 0,1602591190 0,1828445680 0,2017003670 0,2392882560 0,2877378450 0,360401240 0,4739169930 0,79186896

e) Con la presión capilar promedio, Pc, las tensiones interfaciales a condiciones del yacimiento y del laboratorio, calcule la presión capilar promedio a condiciones del Yacimiento, Pcy, y grafique presión capilar promedio vs sw.

RTA e)

Después de tener la presión capilar promedio del laboratorio, puedo calcular la del yacimiento gracias a las tensiones interfaciales de cada uno.

(Pc)yac=(Pc )lab∗σ yac

σ lab

Muestra de cálculo para la saturación de 100

(Pc)yac=0,16∗21

47,5=0,0708

Tabulo los datos de la presión capilar del yacimiento según la saturación

Tabla 9. Pc para cada una de las saturaciones a condiciones de yacimiento.

18

Saturacion

Pyac. Promedio

100 0,07085139490 0,08083654380 0,08917278970 0,10579059460 0,12721041550 0,15933526940 0,20952119630 0,350089435

Procedo a graficar.

Gráfica 3. Saturación vs Presión capilar promedio a condiciones de yacimiento

20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

Sw vs Pc promedio (ymto)

Sw

Pcpr

omed

io (y

amto

)

f) Convierta los valores de presión capilar promedio a condiciones de yacimiento en altura (H) y represéntelos a la derecha en el gráfico anterior.

Rta f)

Para hallar la altura según la presión capilar en el yacimiento usamos

h=144∗Pc∆ ρ

Donde ∆ρ es ρw – ρo (lbm/pie3)

19

Muestra de cáculo para la saturación de 100

h=

144lbf

ft2

1 psi×

32.174lbm×ft

s2

1 lbf×(0,0708 psi)

32.174fts2

(64.3−51.6) lbmft3

h=0,803 ft

Tabla 7. Altura en el yacimiento para cada saturaciónSaturaci

onH (ft)

1000,803354

39

900,916571

82

801,011093

04

701,199515

39

601,442385

81

501,806636

12

402,375673

4130 3,969518

Gráfica 5. Saturación vs Pc promedio y altura del yacimiento

20

20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100

0.050.1

0.150.2

0.250.3

0.350.4

00.511.522.533.544.5

Sw vs Pc promedio(ymto) y H

Sw

Pc p

rom

edio

(ym

to)

H (ft

)

g) Con los resultados de las permeabilidades relativas, graficar en coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como una función de la saturación de agua, en la misma escala de saturación de grafico hecho en el laboratorio.

RTA g)

Gráfica 4. Saturación vs Permeabilidades Relativas

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.10.20.30.40.50.60.70.80.9

1

00.10.20.30.40.50.60.70.80.91

Saturación vs Permeabilidades Relativas

Axis Title

Krp

Krw

21

h) Con la presión capilar promedio a condiciones de yacimiento, defina la zona de agua libre de petróleo, la zona de agua y petróleo por efecto de la capilaridad y la zona de petróleo libre de agua, la saturación irreducible de la fase mojante y la presión de desplazamiento.

Rta h)

Gráfica 6. Saturación vs Presión capilar promedio con las diferentes zonas indicadas.

i) Usando el método de la función Ĵ y el método de la permeabilidad y cualquier otra información disponible, pronostique la presión capilar para las muestras 2 y 6 y tabule un conjunto completo de información de presión capilar Vs saturación de agua para estas muestras por dos (2) métodos.

Rta i)

Con la J promedio que hallamos para cada saturación y los datos respectivos de permeabilidad y porosidad para cada muestra, pronosticamos la presión capilar de las muestras 2 y 6.

Muestra de cálculo para la muestra 2 a la saturación de 100

22

Pc= J∗σ

√ K∅Pc=0,154∗47,5

√ 9000,290

Pc=0,132 psi

Tabla 8. Presión capilar pronosticada a cada saturación a condiciones de lab.

SaturaciónPresión Capilar

Muestra 2 Muestra 6

100 0,13164475 0,80337148

90 0,15019755 0,91659132

80 0,16568664 1,01111454

70 0,19656319 1,19954091

60 0,23636208 1,44241649

50 0,29605135 1,80667455

40 0,38929883 2,37572394

30 0,65048028 3,96960244

7. CUESTIONARIO DE LA GUÍA DE LABORATORIO

23

1. ¿Qué otros métodos se utilizan en la determinación de las curvas de presión capilar?RTA 1)

Existen varios métodos experimentales para obtener los datos necesarios para construir las curvas de presión capilar vs saturación de la fase mojante. Estos son:

-Método de la Inyección de Mercurio-Método de la Membrana semi-permeable-Método de la Centrifuga-Método dinámico

o Método de Inyección de mercurio.

Una roca porosa, puesta en contacto con mercurio, no sufre el proceso espontáneo de imbibición. Por el contrario, para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicación de una presión externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase líquida. Por dicha razón, el juego de fluidos aire-mercurio es apto para la medición de fenómenos capilares en medios porosos naturales.

Método de la Membrana Semi-Permeable

Se basa en el empleo de un medio poroso (membrana) con capilares muy finos que actúan como barrera semi-permeable cuando se encuentra saturada 100% con la fase mojante del sistema. También es conocido como método de Estados Restaurados y constituye el método "patrón" o de referencia para las demás mediciones. Su funcionamiento se basa en el empleo de un medio poroso (membrana) con capilares muy finos que actúan como barrera semi-permeable cuando se encuentra saturada 100% con la fase mojante del sistema.Durante el ensayo la fase continua se encuentra en contacto con la presión atmosférica, por lo que fluye libremente, a través de la membrana, hasta que la presión se equilibra en dicho valor. La fase no mojante, es discontinua (se interrumpe en la membrana, en tanto no se supere la Presión Umbral) y por lo tanto se encuentra sometida a la presión interior del sistema (aparato de medición). Cuando se alcanza el equilibrio, la presión interna del aparato es igual a la diferencia de presión entre fases (presión capilar del sistema).

24

core

water

displacing fluid (air)

regulator

P

1

2air

air supply

tissue paper,pulverised talc,galena, flour tomaintain capillarycontact

porous diaphragm (filtered glass disc,cellophane, porcelain) saturated withdisplaced fluid

Método de la Centrífuga.

En este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia de presión entre las fases. Se parte de una muestra Saturada 100% para una velocidad (rpm) estable, la fuerza centrífuga des-satura gradualmente la muestra, hasta que se alcance el equilibrio capilar. Se toman las lecturas correspondientes. Así sucesivamente se aplican otras velocidades, hasta que se llegue a un punto tal que la fuerza centrífuga no haga que la muestra pierda la saturación.

Método de la Centrífuga.

Consiste en determinar las presiones a cada fase para diferentes saturaciones en una muestra sometida a flujo bifásico. “Es poco utilizado debido al equipo especial requerido”

2. ¿Cuáles son las ventajas y desventajas de este método?

25

RTA 2)

Ventajas. Determinación de la saturación irreducible de la fase fluida mojante del

yacimiento. Obtención de la curva que se usará en posteriores cálculos Es un método sencillo y directo. Se mide directamente la propiedad de

interés. Observación: Es necesario asegurar un excelente contacto capilar entre la muestra y diafragma.

Es una medición absoluta.

Desventajas Sólo se emplea para curvas de drenaje. Lleva mucho tiempo. El equilibrio se obtiene al cabo de varios días. Una

medición completa insume entre 15 días y un mes. En muestras poco permeables (usualmente menos de 20-50 mD) o muy

heterogéneas no se alcanza la saturación irreductible de agua (Swirr). Requiere una buena saturaci6n del diafragma con el fluido de prueba

3. ¿Qué aplicaciones tienen las curvas de presión capilar?

RTA 3)

Se utilizan en el cálculo de la permeabilidad, distribución del tamaño de los poros de la roca y tamaño de poro promedio del yacimiento.

Es importante el agua innata, connata o Intersticial (agua existente en las zonas gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por encima de la zona de transición) porque reduce el volumen de espacio poroso disponible para la acumulación de gas y petróleo y también afecta sus recuperaciones. El agua connata no se halla distribuida uniformemente a través del yacimiento sino que varía con la litología y permeabilidad.

Determinan la presión de desplazamiento. Schiltnuis demostró que existe una correlación entre permeabilidad absoluta y saturación de agua innata, describiendo el único método conocido para medir directamente dicha saturación.

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4. ¿Cómo se transforman los datos de Presión Capilar a condiciones de Yacimiento?

RTA 4)Existen dos formas de efectuar la conversión: usando cualquiera de las dos llegamos al mismo resultado

1. Mediante el uso de la siguiente ecuación:

-Para datos obtenidos con Agua-gas:

-Sistema poroso del yacimiento:

Combinando las ecuaciones, se tiene:

La dificultad principal en la utilización de la ecuación anterior consiste en la determinación del ángulo de contacto, el cual puede variar de 0° y 180°, por lo que el cos variará entre -1 y 1, lo cual puede conducir a una considerable variación en los resultados de la conversión. Por esta razón, se supone que la humectabilidad es la misma en el laboratorio y en el yacimiento, entonces:

2. Se fundamenta en la siguiente ecuación en la cual no interviene el ángulo de contacto.

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Donde f(Sw) es una función de saturación la cual puede determinarse para condiciones de laboratorio:

Para condiciones de yacimiento se obtiene:

Suponiendo que el proceso de saturación en el laboratorio es representativo de lascondiciones del yacimiento, las funciones se pueden considerar iguales.

Reemplazando tenemos que:

Pcy=Pcl×(30)(48)

Aplicando esta fórmula se obtienen los datos de laboratorio a condiciones de yacimiento. (Los datos están consignados en la tabla 5.5

8. ANÁLISIS DE RESULTADOS.

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En la Gráfica 1. Notamos la obvia relación proporcionalmente inversa que existe entre la presión capilar con respecto al nivel de saturación del yacimiento ya que, entre más esté saturado el yacimiento menor va a ser la presión capilar en sus poros y así el fluido se desplazará más fácilmente. Respecto al tamaño del poro, analizamos que entre más tenga el poro, menor será la presión capilar ejercida en este y por lo tanto, la altura alcanzada por el fluido será menor. Respecto a la distribución de los poros, analizamos que si estos están más interconectados (con buena porosidad efectiva), puede disminuir la presión capilar, pues es mayor el espacio que tiene el fluido para recorrer; en cambio, en poros cerrados (con baja porosidad efectiva), la presión capilar será mayor y esta dependerá también del radio del poro.

Por tal razón, podemos analizar que la Muestra 1 presenta la mejor selección y proporción de granos que las demás, ya que el comportamiento de su presión capilar varía muy poco respecto a los cambios de saturación; esto debido a que el petróleo al ser extraído desplaza consigo agua y por lo tanto la saturación de agua disminuye hasta llegar a la saturación irreducible de agua del petróleo, que es donde necesita mayor presión capilar ya que esta agua (connata) va ocupando los poros. De acuerdo a lo anterior, la Muestra 1 presenta mejor comportamiento con respecto a las otras muestras, en las cuales su presión capilar es mucho más sensible a los cambios de saturación llegando hasta un comportamiento casi directamente inverso como lo apreciamos con la Muestra 5.

En la Gráfica 2. Observamos que la función J tiene un comportamiento inversamente proporcional a la saturación de agua, esto se debe a que la tensión interfacial es demasiado grande y afecta directamente a la presión capilar en conjunto de la porosidad y permeabilidad en cuanto a la función J promedio muestra la relación de todas las muestras tomada y analizadas matemáticamente en un valor, la cual se utiliza para extrapolar para otras muestras desconocidas (método usado en el punto i) y el comportamiento al igual de la función J es inversamente proporcional a la saturación.

Comparando las presiones capilares a condiciones de yacimiento y a condiciones de laboratorio se analiza que los valores a condiciones de laboratorio son mayores como se ven en la tabla 5.4 ya que la tensión interfacial a estas condiciones es mucho mayor que a condiciones de yacimiento.

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Las curvas de (Kro+Krw) representan la iteración entre las fases, lo cual hace disminuir la suma de las permeabilidades relativas a un valor menor que la unidad, para la mayoría de los valores de saturación. Kro+Krw=1

La altura de desplazamiento de fluido es mayor a medida que la saturación cae, es decir que cuando la saturación es baja el fluido tiende a desplazarse aún más.

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9. FUENTES DE ERROR

Los factores de error más representativos que se pueden presentar, son la mala calibración del porosímetro, los cuales nos afectarían las lecturas de presión, dándonos valores no exactos, lo cual nos harán variar los datos de volumen a calcular y por ende la porosidad de la muestra.

El procedimiento que se llevó a cabo incurre gran cantidad de errores inherentes, ya que el procedimiento se basa en la lectura de datos a partir de gráficas, y por lo tanto los valores reportados dependen del grado de apreciación de las escalas de cada gráfica, esto conlleva a un error acumulativo alto ya que los datos obtenidos ya con errores se usan para evaluar ecuaciones y correlaciones generando un error propagado.

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10. CONCLUSIONES

En los yacimientos de hidrocarburos se presentan los fenómenos de Presión Capilar y Tensión interfacial, en virtud de que en ellos coexisten fases inmiscibles en equilibrio

El efecto de la Presión Capilar en un yacimiento es generar un ascenso en el nivel del fluido Mojante dentro de los canales capilares destinados para el flujo con respecto al nivel del fluido Mojante fuera canales capilares.

El fenómeno de Presión capilar depende de la Fuerza de Tensión Interfacial entre los fluidos inmiscibles, del radio de poro, y de las condiciones de Presión y Temperatura del yacimiento

La saturación Irreducible de un fluido en un yacimiento se debe a las fuerzas de tensión de adhesión que se generan entre la roca y el fluido, por tal motivo es más económicamente rentable explotar yacimientos en los cuales la fase no Mojante sea el hidrocarburo que se quiere recuperar.

El análisis de las alturas equivalentes de fluido Mojante a diferentes saturaciones y presiones capilares es un factor que se debe considerar en el planeación del desarrollo de un campo

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11. RECOMENDACIONES

La metodología seguida en el análisis de los resultados de pruebas de presión capilar es excelente, sin embargo sería más ilustrativo realizar en el laboratorio la obtención de estos datos, para lograr una mayor familiarización con los procesos y el manejo de equipos.

La prueba de presión capilar es importante puesto que permite determinar la altura de la zona de transición definida entre el contacto agua-petróleo WOC y el nivel de agua libre NAL.

Existe un valor de saturación de agua irreducible que queda en los poros más pequeños del medio poroso

A una saturación de agua de 100% se requiere un cierto valor de presión capilar para iniciar el proceso de saturación, es decir, para lograr que el agua entre en los poros de mayor diámetro

Existe una relación inversa entre la presión capilar y la permeabilidad están relacionadas, puesto que para una saturación de agua dada, la presión capilar se va incrementando en las muestras de menor permeabilidad

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BIBLIOGRAFIA

Escobar, Freddy H. FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS. Editorial Guadalupe Ltda. Primera Edición.

PARRA, Ricardo. PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO. Editorial Universidad Surcolombiana. Segunda Edición. 2011

J. S Archer & C.G Wall, Petroleum Engineering: principles and practice, 1a. ed. (London: British Library Cataloguing, 1986).

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