5/24/2018 PRESION CAPILAR

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Escuela de Ingeniera de Petrleos

Anlisis Petrofsicos

ANALISIS PETROFISICOS

PRESION CAPILAR

Flix Arenas Rueda

Ingeniero de Petrleos

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS

BUCARAMANGA, 2011

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Cuando dos fases estn distribuidas

continuamente a travs de una roca

porosa, una fase normalmente

prefiere la superficie mojante deesta. Este fluido llena la fase

mojante, y el otro fluido llena la fase

no mojante. En los diminutos

espacios porosos, existe unacurvatura entre la interfase que

separa los fluidos

DIAGRAMA DE FUERZAS

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PRESION CAPILAR

DEFINICION:La Presin Capilar se define como la diferencia de presin a

travs de la interfase de fluidos en el punto medio.

La presin capilar es normalmente expresada como la presin

en la fase no mojante menos la presin en la fase mojante.

Pc = Pnw - PwDonde:

Pc = Presin Capilar.

Pnw = Presin en la fase no mojante.

Pw = Presin en la fase mojante

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PRESION CAPILAR

OBJETIVOS:- Determinar la distribucin de fluidos en el yacimiento

- Determinar la saturacin de aceite residual en un procesode inundacin con agua

- Identificacin de zonas y tipos de roca

- Identificar la saturacin de agua crtica.

- Datos para la simulacin de yacimientos

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Factores que afectan la Presin Capilar:

Propiedades de la roca. Muestras con diferentes formas, tamaos y

distribucin de poros tendrn diferentes caractersticas de presincapilar.

Mojabilidad. La distribucin de los fluidos dentro del espacio porosodepende de la mojabilidad de la roca. Yacimientos de gas son mojados

por salmuera o aceite siendo el gas la fase no mojante.

Historia de saturacin. La mojabilidad depende de la forma como seformo el yacimiento.

Fluidos presentes. Las propiedades de los fluidos afectan la presincapilar

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Modelos de tubos que afectan la Presin Capilar:

Una curva de presin capilar es un grfico de la presin capilar Vs. Lasaturacin del fluido humectante. Estas curvas reflejan el tipo de roca.

B

A

Saturacin de Agua

(SW) %

0 100

Diferentes tipos de curvas de presin capilar, por efecto del tamao de poro.

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TECNICAS PARA MEDIR LA PRESION CAPILAR:

PLATO POROSO (Con o sin presin de overburden)

CENTRIFUGA

INYECCION DE MERCURIO

IMBIBICION ESPONTANEA

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PRESION CAPILARTECNICAS:

METODO DEL PLATO POROSO (Celda de estado restaurado)

Determinar la distribucin de fluidos en el yacimiento Determinar la saturacin de aceite residual en un proceso de inundacin

con agua Identificacin de zonas y tipos de roca

Identificar la saturacin de agua crtica. Datos para la simulacin de yacimientos (clculo de reservas)

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PRESION CAPILARTECNICAS:

METODO DE INYECCION DE MERCURIO

Determinar el tamao de la garganta de poros Determinar la permeabilidad de la muestra

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Seleccin del mtodo de acuerdo a la aplicacin requerida.

Aplicacin Tipo de prueba Seleccin de la muestra Tcnica Preservacin Fluidos usados Temperatura

Distribucin inicialde fluido

Drenaje primario

Muestras con amplio rango deporosidades y permeabilidadesdentro de cada litologa. Lasmuestras para las pruebas decentrifuga deben serhomogneas

Plato poroso*o Centrifuga*

ExtradaAire salmuera

o aire - aceiteAmbiente

Saturacinresidual de aceite

Imbibicin

Muestras con amplio rango deporosidades y permeabilidadesdentro de cada litologa. Lasmuestras deben serhomogneas

Centrifuga* PreservadaCrudo aceite y

salmueraTemperatura de

yacimiento

Imbibicinespontanea

Imbibicin de agua eImbibicin de aceite

Muestras con amplio rango deporosidades y permeabilidadesdentro de cada litologa

Imbibicinespontanea*

PreservadaCrudo aceite y

salmueraTemperatura de

yacimiento

Distribucin detamao de poro

DrenajeMuestras con amplio rango deporosidades y permeabilidadesdentro de cada litologa

Inyeccin demercurio

Extrada Mercurio Ambiente

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GRACIAS

Bucaramanga, septiembre de 2011

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