Medición de Presión capilar

Presentación: El presente trabajo se basa en la medición de la presión capilar a sistemas porosos no consolidados, los cuales se realizaron en el laboratorio de yacimientos de la universidad nacional de Colombia sede Medellín por los estudiantes de ingeniería de petróleos los días 16 y 17 de mayo del 2016.

_________________________________________________________________________Resumen: El presente resumen tiene como fin dar cuenta de los resultados obtenidos al medir la presión capilar a sistemas porosos no consolidados (Arenas), para poder así entender cómo varía la saturación de los presentes fluidos tenidos en cuenta en un yacimiento. Para la determinación de la presión capilar en el laboratorio se usa el método de diafragma poroso, el cual es un método rápido y efectivo para la determinación de la presión capilar, se realizan unas variaciones para los distintos grupos del fluido humectante y del tamaño de grano de arena para poder realizar comparaciones._______________________________________________________________

Contenido.1.       Introducción2.       Marco teórico3.       Trabajo experimental.

3.1 Objetivo3.2 Materiales, equipos y Protocolos3.3 Resultados3.4 Discusión de resultados3.5 Causas de error3.6 Conclusiones

4. Referencias Bibliográficos

1.       Introducción

El poder interpretar y conocer una zona de interés es hoy en día el principal trabajo de los ingenieros de yacimientos quienes en su día a día encuentran métodos que permiten obtener un conjunto de características que ayudan a predecir el comportamiento de los fluidos en el yacimiento. Existen muchas variables que pueden ser asociadas a la

caracterización del yacimiento como por ejemplo las curvas de presión capilar estas están asociadas al movimiento de fluidos, a los tamaños de poros, distribución de tamaño de poros, presiones de desplazamiento de fluidos en el yacimiento entre otras. En este trabajo se presentará como determinar las curvas de presión capilar y cómo interpretar sus resultados.

2.       Marco teórico

Los yacimientos pueden ser vistos como un sistema lleno de tubos capilares las cuales son nada más que las conexiones de poros por donde circulan los fluidos hasta el anular. Por ello es posible poder comprender la presión capilar dentro de un yacimiento que contenga hidrocarburos. La capilaridad en un medio poroso puede definirse como la cualidad de un fluido de ingresar a este sin necesidad de ejercer una presión externa, el cual se trata de un efecto combinado de la tensión interfacial y la humectabilidad del medio capilar.

E n un sistema donde existen tubos capilares donde exista la presencia de dos o más fluidos, las dos fases mostraron presiones diferentes debido a la tensión superficial y la curvatura. Al cambiar las saturaciones de las fases también lo harán las diferencias de presión entre estas fases, denominado como la presión capilar. Para la presión capilar en sistemas bifásicos existen formulaciones que permiten determinarla a partir de las saturaciones de fase humectante y no humectante dentro del medio poroso, para ello es importante tener claro que la fase humectante tendrá la presión más baja, las curvas de presión capilar pueden emplearse para caracterizar la humectabilidad de un yacimiento.

Pc=2σ cosθr

[1]

Pc=σ ( 1R1

+1R2 )¿]

Donde:

R1, radio de curvatura del fluido 1.

θ, ángulo de contacto.

R2, radio de curvatura del fluido 2.

σ , tensión interfacial.

r, radio del capilar.

A medida que la saturación de la fase humectante disminuye, esta llenara las fisuras más pequeñas en el medio, disminuyendo el radio de curvatura de la interface, aumentando la presión capilar. Por ello de la formula se puede observar que existen una relación inversamente proporcional de la presión capilar vs radios de curvatura al igual que con respecto a la saturación de fase humectante. La presión capilar se puede hallar sabiendo la presión que debe tenerse para poder saturar un medio con una fase no humectante. Estas curvas de presión capilar se obtienen a partir de un drenaje en el cual la fase no humectante de un medio desplaza a la fase humectante, en donde se lleva a condiciones de saturación irreducibles para la saturación de la fase humectante, en donde la presión va desde cero a un valor alto, y la saturación va disminuyendo hasta un valor irreducible como se menciona anteriormente, la curva obtenida es conocida como la curva de drenaje. Para el caso contrario la curva es denominada curva de imbibición en donde la fase no humectante es desplazada por la fase humectante dentro del sistema. Para la obtención de estas curvas de drenaje e imbibición se tomará el método del diafragma poroso el cual es muy fácil y efectivo de emplear, también con algunos resultados de

tabla y realizando algunos reemplazos en la formula, para ello se plantearán unos objetivos de lo que se quiere medir y comprobar.

3. Trabajo experimental

3. 1 Objetivos

3.1.1 General

Representar gráficamente los resultados obtenidos mediante el diafragma poroso y determinar relaciones existentes entre saturación y presiones. Usando un 100 % de arena 50-70 de grano y agua como fluido de saturación.

3.1.2 Específicos

Analizar las curvas de imbibición y drenaje obtenidas mediante el método del diafragma poroso.

Determinar cómo puede afectar la distribución del tamaño de grano y tensión interfacial los resultados obtenidos por todos los grupos.

Analizar los factores de causa y error obtenidos por los diferentes grupos.

3.2 Materiales, Equipos y protocolos

A continuación se hará una descripción de los métodos a utilizar para medir la presión capilar mediante distintas condiciones de fluidos y tamaño de grano de los medios no consolidados. Estas deducciones tienen sentido a partir de la ecuación de Plateau para sistemas porosos. En el cual se enuncia el equilibrio de dos interfaces de fluidos inmiscibles, los cuales permanecen en equilibrio mediante un balance de fuerzas de presión.

Para la determinación de la presión capilar es importante determinar los radios de curvatura existentes entre las fases que están en contacto, también se debe conocer los valores de tensión interfacial, también es importante el valor de la saturación de fluido presente como se muestra a continuación la presión capilar se puede definir en función de:

Pc=f ( Sw ,σ ,θ )[3]

Sw: Saturación de agua

θ: Angulo de contacto

σ: Tensión Interfacial

Equipos a utilizar

-Embudo de vidrio

-Bureta

-Diafragma poroso

-Arena (50-70)

-Agua

-Regla

-Soportes Universales

Figura 1 Equipo utilizado para el diafragma poroso.

Para consultar más detalladamente los pasos del montaje consultar el libro (Lopera, S. 2009).

Para la determinación inicial de saturación de agua será igual al volumen poroso menos el volumen evacuado sobre el volumen poroso.

Sw=Vp−VeVp

[4]

3.3 Resultados

Siguiendo paso a paso el procedimiento anterior, se obtiene los siguientes resultados, los cuales fueron para realizar las curvas de drenaje y la curva de imbibición que serán analizadas más adelante.

Tabla 1 Datos de primera curva de drenaje.

Tabla 2 Datos de curva de imbibición.

Tabla 3 Datos segunda curva de drenaje.

Luego de ello se mide la densidad en la balanza de lodos 8,3 ± 0.01 lbm/gal y también se mide la tensión superficial mediante un aparato llamado el tensiómetro 26,8 Mn/m.

A continuación, se muestra la gráfica que inicia en una saturación del 100% y que efectivamente se va disminuyendo la

saturación dado a los desplazamientos de la bureta y en caso contrario va aumentando la presión capilar, como se ve en la gráfica tiene una alta linealidad lo que puede ser indicio de las características de la distribución del tamaño de arena y el fluido humectante ya que el grano de arena fue algo grande comparado con los demás grupos y también el fluido humectante fue agua, quien tiene buenos valores para la tensión superficial, además de ello los tiempo del desplazamiento o de la estabilización de la columna del fluido fueron de al menos unos 35 segundos, luego de ello no se observaron cambios de inestabilidades, el fluido subía muy rápidamente al interior de la bureta, lo mismo ocurría al realizar la curva de imbibición el fluido bajaba muy rápidamente lo que tomo menos tiempo del recomendado para obtener las gráficas. Además de ello se puede observar en la gráfica que los valores de saturación menores son de 40% y los valores mayores que se tienen son casi del 100%.

Figura 2 Curvas de drenaje e imbibición.

Se pudo ver que con respecto a los demás grupos las gráficas de imbibición y drenaje arrojaron valores mucho más lineales. También que los fluidos viajan a través de un medio uniforme que no varía mucho en la distribución de los tamaños de arena.

A continuación, se muestra la curva del radio capilar y la presión capilar, la cual presenta un comportamiento exponencial

Figura 3 Grafica de Pc vs Radio

3.3.1 Comparación y Discusión de resultados

Figura 4 Distribucion del tamaño de grano de arena de los diferentes grupos.

Figura 5 Fluido saturante al empaque de arena.

3.3.2 Curvas de drenaje 1

Luego se presentan las gráficas obtenidas por los diferentes grupos en la práctica.

Figura 6 Graficas de las presiones capilares de los diferentes grupos.

Como se vio a continuación, las líneas se comportan de una manera parecida lo cual indica de que la tensión interfacial no afecta la linealidad de la gráfica de los grupos presentados anteriormente ya que el fluido humectante es el mismo, lo que se puede decir es que la presión capilar al ser función de la saturación y la tensión superficial vario muy mínimamente y puede haber sido por los valores de los distintos tipos de tamaño de grano que se escogieron para los grupos,

también lo que pudo afectar los valores representados en las gráficas pudo haber sido malas lecturas y no haber tomado un tiempo estándar para las mediciones de las presiones en función de la altura. Como se puede ver en las gráficas los grupos 10, 6 y 1, presentan un comportamiento muy similar, ello se puede asociar a la distribución del tamaño de grano y la proporción presentes en el grupo 6,1 y 10 pero esto es sin necesidad de afirmar, ya que como la ecuación restringe para el tamaño del poro o de grano no hay información de cómo se pueda afectar la presión capilar si es inversamente o directamente proporcional el aumento o disminución. Pero con respecto a los grupos del empaque de tamaño de arena 50-70 grupos 8-9 y 70-100 grupos 11-3 se ve que existe el mayor desfase de las gráficas a partir de valores de saturación de 90 por ciento de agua, aunque esto también podría estar asociado al tamaño de arena y al tiempo de la medición.

En cuanto a los grupos que trabajaron con tersol y jabón se obtiene unas graficas diferentes en lo referido a condiciones de saturación finales para las curvas de drenaje iniciales.

Figura 7 Pc vs Saturaciones Tersol y jabón drenaje 1

Los resultados obtenidos se pueden analizar mediante las condiciones de tensión superficial que presentan los fluidos como lo

es el surfactante o jabón y el tersol o aceite quienes presentan valores diferentes de 0,1 mN/m para el jabón y 31,8mN/m para el tersol y las condiciones de saturación también se muestran diferentes ya que en el medio poroso no consolidado se puede presentar acumulaciones diferentes, otro factor que afecta es el Angulo del contacto quien fue el mismo para ambos casos y no se toma en cuenta para este análisis en particular. Los resultados muestra que para los valores finales de saturación de la curva de imbibición de los grupos 5 y 7 se tiene un valor de casi 70 % de saturación mientras que para el empaque de arena que se saturo con surfactante presenta valores entre el 25 % y 30 %, lo que indica que sin lugar duda los resultados varían dependiendo de la tensión superficial del fluido saturante, se hubiese realizado una pequeña comparación para la distribución del tamaño de grano para estos dos grupo pero no tenemos resultados en los grupos 5 y 7 para poder llevar a cabo como podía afectar esta distribución la medida de las presiones capilares.

3.3.3 Curvas de imbibición

A continuación se presentaran las curvas de imbibición obtenidas para los grupos que usaron agua como fluido humectante.

Figura 8 Curva de imbibición para el agua.

Como se pudo apreciar la curva de imbibición de los grupos 6,1 que se obtuvo no se ajusta al comportamiento de los demás grupos alcanza saturaciones de un 25 %

aproximadamente lo cual es índice de que pudieron haber tenido algún error en la medición de la imbibición, En los resultados obtenidos por los demás grupos se presenta el mismo comportamiento entre los grupos 8 y 9 con respecto a los grupos 11 y 3 quienes son la posible referencia de los valores máximos y mínimos de saturación que se pueden alcanzar.

Ahora se muestran las gráficas obtenidas para el surfactante y el aceite.

Ilustración 9Imbibion para el tersol y el surfactante.

Como se puede apreciar en la gráfica de imbibición para el tersol y el surfactante se muestran valores que se cruzan los cuales no dieron en la gráfica del drenaje 1, esto se puede describir por el cambio de las condiciones de saturaciones residuales que quedan presentes en el medio una vez realizada la curva de drenaje 1, también debido a que la fase humectante está desplazando a la fase no humectante se ve afectada por la gravedad que se ejerce en esta fase no humectante.

3.3.4 Curvas de drenaje 2

A continuación se muestran las curvas de drenaje2 para los diferentes grupos, se puede evidenciar un comportamiento mucho menos dispersos en los diferentes grupos con

respecto a la curva de imbibición anterior. También se evidencia el comportamiento referente entre los grupos 1 y 3 con respecto a los grupos 8y 9 quienes son los de valores extremos de la saturación.

Ilustración 10Grafica de drenaje 2 saturaciones de agua.

Para los fluidos saturante de aceite y jabón, e obtienen el siguiente par de curvas.

Ilustración 11Curvas de drenaje 2 para el tersol y el jabón.

Se pudo evidenciar un cambio considerable en las condiciones de saturación iniciales de la prueba para el tersol, con respecto a la gráfica de drenaje 1, en la cual los valores de saturación eran de 100 para los dos fluidos y luego de ello solo el medio humectado con jabón conserva valores aproximados.

3.3.5 Radio Capilar

Ahora para la determinación de los radios capilares ideales, a cierta presión capilar se tiene la ecuación 5.

r=2σ cosθPc

[5]

Donde

σ=tension interfacial

θ=Angulo de contacto

Pc= Presión capilar primera curva de drenaje

Se presenta solo la gráfica del radio capilar del grupo 8 y 9. Quienes tenían arena 50-70 de malla, liquido saturante agua, también se presentara su tabla y sus valores.

Tabla 4Valores de radio capilar y sus presiones.

Ilustración 12Presion capilar en función del radio capilar.

3.4 Conclusiones

Como se pudo comprobar los cambios de los valores de la tensión superficial de los fluidos usados me generan un cambio en los estados de saturaciones.

El tamaño de grano a las mismas condiciones de saturación y el mismo líquido, muestra una variación como se observa para los grupos 11, 3 y 8, 9 quienes fueron los

resultados extremos de mínimos y máximos valores de saturación en las diferentes curvas de drenaje y saturación.

Las posibles causas de error que se pueden apreciar en la curva de imbibición del grupo 6 pudo haberse generado por problemas de la medición de los valores de presión capilar, también por los cambios de condiciones de saturaciones del medio una vez realizada la curva de drenaje 1.

4. Referencia bibliográfica

Lopera, S., (2009). “Capilaridad y Presión Capilar”. Universidad Nacional Sede Medellín.

Tiab, D., (2004) “Petrophysics: Theory and practice of measuring rock and fluid transporting properties”. Elsevier.