UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA
I
FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO
LABORATORIO DE NUCLEOS METODOS PARA LA DETERMINACION DE LAPRESION CAPILAR
ALUMNO: SALVADOR QUISPE, ROBERT EDISSON
A CARGO DE: ING. DANIEL CANTO
FECHA DE REALIZACION: 12 DE ABRIL DE 2014
FECHA DE ENTREGA: 24 DE JUNIO DE 2014
2014 1 ING. DANIEL CANTO
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INDICE
Pagina INTRODUCCION ……………………………………………………………………………..3
OBJETIVO……………………………………………………………………………………….4
FUNDAMENTO TEORICO………………………………………………………………..5
PROCEDIMIENTO Y GRAFICO………………………………………………………….1
RESULTADOS………………………………………………………………………………….15
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………………………….19
APORTES………………………………………………………………………………….…….20
BIBLIOGRAFIA………………………………………………………………………21
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INTRODUCCION
Es importante comprender la naturaleza de las fuerzas capilares. Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos
capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha
encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define
como “presión capilar”. El concepto de capilaridad es muy importante tratar en el campo de la
industria pertrolera por que tiene una importante aplicación para la producción de esta.
La presión capilar se usa para: Determinar la distribución de fluidos en el yacimiento, Determinar la saturación residual de petróleo para efectos de desplazamiento inmiscible, Determinar la distribución de poros de la roca Y Diferenciar zonas o tipos de roca.
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OBJETIVO Lo primero que debemos aprender es familiarizarnos con los instrumentos que trabajaremos, aprender a calibrarlo (si se debe hacerlo) y aprender a tener cuidado con su manipulación ya que algunos son de vidrio y por lo tanto delicados. Reconocer las propiedad petrofísicas que se pueden estudiar del core que sacamos. Determinar y entender la importancia de la presión capilar y la relación que guarda con la saturación y porosidad. po rosidad. Interpretar graficas tabuladas de presión y caudal, el cual son pasos complementarios del método utilizado para el hallado de la permeabilidad. Al final compararemos los resultados obtenidos por los diferentes métodos
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FUNDAMENTO TEORICO PRESION CAPILARIDAD DEFINICIÓN: Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera. Los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos de simulación y para calcular la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presión capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones esperadas de agua fósil. En cualquier medio poroso con presencia de fluidos bifásicos, la fase mojante tendrá siempre la presión más baja. Por lo tanto, las curvas de presión capilar se pueden también utilizar para determinar las características de mojabilidad del yacimiento. Las presiones capilares se miden comúnmente con uno de dos instrumentos: celdas de de saturación de plato poroso o centrífugo. Debido a que los tiempos de prueba son más cortos, la centrífuga es la técnica de prueba preferida. La ultra-centrífuga permite realizar la prueba a temperaturas hasta de 150ºC. Existen técnicas para la determinación de la presión capilar en núcleos consolidados y no consolidados. La presión capilar es el resultado de la tensión interfacial que existe en la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. La tensión interfacial es a la vez causada por el desbalance en las fuerzas moleculares de atracción experimentada por las moléculas en la superficie, tal como se muestra.
CAPILARIDAD La capilaridad es la habilidad de un tubo delgado para succionar un líquido en contra de la fuerza de gravedad. Sucede cuando las fuerzas intermoleculares adhesivas entre el líquido y el sólido son más fuertes que las fuerzas intermoleculares cohesivas entre el líquido. Esto causa que el menisco tenga una forma cóncava cuando el líquido está en contacto con una superficie vertical. Este es el mismo efecto que causa que materiales porosos absorban líquidos.
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Un aparato común usado para demostrar la capilaridad es el tubo capilar. Cuando la parte inferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente en un líquido como el agua, se forma un menisco convexo. La tensión superficial succiona la columna líquida hacia arriba hasta que el peso del líquido sea suficiente para que la fuerza gravitacional sobreponga a las fuerzas intermoleculares. El peso de la columna líquida es proporcional al cuadrado del diámetro del tubo, por lo que un tubo angosto succionará el líquido más arriba que un tubo ancho. Por ejemplo, un tubo de vidrio de 0.1mm de diámetro levantará 30cm la columna de agua.
Con algunos materiales como el mercurio y el vidrio, las fuerzas interatómicas en el líquido exceden a aquellas entre el líquido y el sólido, por lo que se forma un menisco cóncavo y la capilaridad trabaja en sentido inverso. La presión capilar es la diferencia de presión que existe a lo largo de la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. Si se tiene conocimiento de la mojabilidad, la presión capilar será definida como la diferencia de presión entre las fases no-mojante y mojante (la presión capilar siempre será positiva). Es decir:
P c
P nw
P w
Por lo tanto, para un sistema oil-water (mojable al agua):
P c
P o
P w
Para un sistema gas-oil (mojable al petróleo):
P c
P g
P w
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La presión capilar se usa para: Determinar la distribución de fluidos en el yacimiento. Determinar la saturación residual de petróleo para efectos de desplazamiento inmiscible. Determinar la distribución de poros de la roca Diferenciar zonas o tipos de roca.
MOJABILIDAD Es la capacidad de un líquido a esparcirse o adherirse sobre una superficie sólida en la presencia de otro fluido inmiscible. Los fluidos son el petróleo y el agua, y la superficie sólida es la superficie de la roca reservorio. La mojabilidad es afectada por varios factores (superficie sólida y tipo de fluido) tales como el tiempo de contacto entre los fluidos y la superficie de la roca, heterogeneidad de la superficie, rugosidad y mineralogía de la superficie de roca y composición del agua y del petróleo. La preferencia mojante de un fluido (sobre otro) determinado sobre la superficie de la roda se mide en términos del ángulo de contacto. Este ángulo de contacto es el ángulo medido entre una tangente sobre la superficie de la gota trazada desde el punto de contacto y la tangente a la superficie. El ángulo θ se denomina ángulo de contacto. Cuando θ > 90º, el fluido moja al sólido y se llama fluido mojante. Cuando θ<90º, el fluido se denomina fluido no mojante. Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la
superficie. En este sentido, el concepto de mojabilidad tiene sólo un significado relativo.
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Teóricamente debe ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0º o 180º respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos (agua sobre vidrio), mientras que un ángulo de 180º es casi nunca alcanzado (mercurio sobre acer o θ=154º).
HISTERESIS Esta referido al concepto de irreversibilidad o dependencia de la trayectoria del flujo. En la teoría de flujo multifásico, la histéresis histéresis se presenta en la permeabilidad relativa y presión capilar a través de la dependencia con la trayectoria de saturación. La histéresis tiene dos fuentes de origen:
*Inhibición: Es el proceso inverso al drenaje y en este la fase mojante incrementa su saturación en el sistema con el tiempo. Este es un proceso espontáneo.
**Drenaje: Proceso en donde la fase no-mojante va aumentando su saturación en el sistema con el tiempo. Este es un proceso forzado .
Histéresis del ángulo de contacto. c ontacto. Entrampamiento de la fase no mojante.
HISTÉRESIS CAPILAR Las curvas de presión capilar muestran una fuente dependencia con respecto a la dirección de los cambios de saturación. Una situación típica para un sistema agua-petróleo se muestra en el grafico siguiente
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Se requieren definir tres curvas (A) drenaje primario, (B) inhibición* y (C) drenaje** secundario. Estas tres curvas son obtenidas cuando el desplazamiento en alguna dirección determinada considera la saturación irreducible de agua, Swc, para el drenaje y la saturación residual de petróleo, Sor, para la inhibición. La curva de presión capilar en inhibición siempre está debajo de la curva de drenaje. Es importante notar que en un desplazamiento de inhibición forzada, es posible alcanzar valores negativos de presión capilar.
MÉTODO DE INYECCION DE MERCURIO (HG.) La porosimetría por Inyección de Mercurio es una técnica experimental que se utiliza para estimar las presiones capilares en materiales porosos. El método consiste en inyectar mercurio a presiones incrementales en una muestra que ha sido previamente evacuada; este proceso es conocido como drenaje primario (la fase "mojante" es el vacío). El registro de las presiones de mercurio y las saturaciones permite la generación de las curvas de Presión Capilar - Saturación. Posteriormente, disminuyendo la presión en etapas, puede ser simulado el proceso de imbibición y así se puede generar la presión capilar equivalente. Una segunda serie de incrementos en la presión simulará un proceso secundario o de re-drenaje; nuevamente una curva de presión capilar puede ser trazada. La saturación final para el proceso primario de drenaje da una estimación del drenaje primario y los procesos de imbibición dan una indicación de la eficiencia de recobro para el hidrocarburo en el yacimiento (asumiendo nuevamente que el yacimiento sea mojable al agua).
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PROCEDIMIENTO Y GRAFICO
OBTENCIÓN DEL CORE
Introducimos el core en la cámara receptora.
Cerramos herméticamente la cámara receptora receptora y se empieza a evacuar el aire con ayuda de una bomba.
Introducimos el core en la cámara receptora.
Ya obtenido el vacío necesario se procede a inyectar primero el gas de 2 en 2 unidades de presión con ayuda de la válvula del balón de gas (luego de 4 en 4 unidades y después de 8 en 8).
Cerramos herméticamente la cámara receptora y se empieza a evacuar el aire con ayuda de una bomba.
Ya obtenido el vacío necesario se procede a inyectar primero el gas de 2 en 2 unidades de presión con ayuda de la válvula del balón de gas (luego de 4 en 4 unidades y después de 8 en 8).
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Una vez terminada la prueba, el Hg es recogido y luego de desfoga el nitrógeno. Enseguida podemos extraer el core, desajustando cuidadosamente.
Cuando ya esté extraído, con un cincel rompemos el core.
Comenzando de la presión de laboratorio aproximadamente 14.7psi e incrementando de 2 en 2psi hasta llegar a 28psi.
Luego de calibrar el equipo introducimos la presión necesaria para dar paso a las inyecciones de mercurio.
después de llegar a la presión de 28 psi empezamos a aumentar la presión de 4 en 4psi esto es debido a conveniencia propia para una mejor visión de lectura, hasta llegar a una lectura de volumen cerca al volumen poroso de nuestro core.
Después de realizar los pasos anteriores sacamos el core de la cámara, previamente haciendo las desconexiones dadas como la bomba de nitrógeno.
Luego rompemos el núcleo en dos y observamos con una lupa el fluido introducido (mercurio).
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PROCEDIMIENTO
Introducimos el core en la cámara receptora.
Cerramos herméticamente la cámara receptora y se empieza a evacuar el aire con ayuda de una
Ya obtenido el vacío necesario se procede a inyectar primero el gas de 2 en 2 unidades de presión con ayuda de la válvula del balón de gas (luego de 4 en 4 unidades y después de 8 en
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Tenemos que tener alguien maniobrando la válvula del gas y otro verificando el tablero de presiones.
Giramos la manivela llevamos el mercurio al cuello de del capilar que se por la ventana.
Entonces tomamos medida descrita en manivela
la la
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Giramos la manivela llevamos el mercurio al cuello de del capilar que se por la ventana.
Se toman las presiones
Una vez terminada la prueba, el Hg es recogido y luego de desfoga el nitrógeno. Enseguida podemos extraer el core, desajustando cuidadosamente. Cuando ya esté extraído, con un cincel rompemos el core. Luego de calibrar el equipo introducimos la presión necesaria para dar paso a las inyecciones de mercurio. Comenzando de la presión de laboratorio aproximadamente 14.7psi e incrementando de 2 en 2psi hasta llegar a 28psi. después de llegar a la presión de 28 psi empezamos a aumentar la presión de 4 en 4psi esto es debido a conveniencia propia para una mejor visión de lectura, hasta llegar a una lectura de volumen cerca al volumen poroso de n uestro core. Después de realizar los pasos anteriores sacamos el core de la cámara, previamente haciendo las desconexiones dadas como la bomba de nitrógeno. Luego rompemos el núcleo en dos y observamos con una lupa el fluido introducido (mercurio). 14 ING. DANIEL CANTO
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CALCULOS Y RESULTADOS De los resultados del primer laboratorio se tiene el volumen po roso del core utilizado:
Datos de laboratorio de porosidad Volumen poroso (método de saturación) = 0.5185 cc Volumen bruto (método Russel) = 7.8 Volumen bruto (método gravimétrico) = 7.87 cc Volumen bruto (método eléctrico) = 8.68 cc Volumen de granos (método helium) = 7.47 cc Se toma el promedio de los volúmenes brutos:
Le restamos el volumen de granos obtenido por el porosímetro Helium, obtenemos:
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Datos del laboratorio PRESION (psi)
VOLUMEN (cc)
19.2 20.6 22.4 24.6 26.3 27.9 29.4 35 37 39 41 43 48 52 56 60 64 68 72 76 80 84 88 92 96 100 104 108 112 116 120 124 128
0.185 0.239 0.286 0.315 0.334 0.349 0.361 0.399 0.405 0.412 0.420 0.427 0.439 0.450 0.458 0.464 0.473 0.479 0.485 0.490 0.495 0.5 0.509 0.515 0.520 0.525 0.531 0.537 0.542 0.552 0.559 0.569 0.580
La saturación se determina de la siguiente manera:
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PRESION (psi)
SATURACIÓN
19.2 20.6 22.4 24.6 26.3 27.9 29.4 35 37 39 41 43 48 52 56 60 64 68 72 76 80 84 88 92 96 100
0.713 0.630 0.557 0.512 0.482 0.459 0.441 0.382 0.373 0.362 0.349 0.339 0.320 0.303 0.291 0.281 0.267 0.258 0.249 0.241 0.233 0.226 0.212 0.202 0.195 0.187
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A continuación se presenta la gráfica de la presión capilar vs. Saturación con los datos de la tabla anterior.
Presión Capilar vs Saturación de Hg 120
100 ) I S P ( R A L I P A C N Ó I S E R P
80
60
40
20
0 0
0 .1
0 .2
0 .3
0 .4
0 .5
0 .6
SATURACION DE Hg
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0 .7
0 .8
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La curva de saturación nos dice cómo se comporta el movimiento del agua en el reservorio. Las presiones de inyección de fluido o presión de desplazamiento que hemos obtenido con el fin de introducir el mercurio a la roca son muy altas debido a que el mercurio es un fluido no humectante a la roca trabajada. Estas presiones tomadas hacen el papel de presiones capilares si queremos introducirnos al concepto de trabajo en el reservorio. Con la suposición de que el vació actúa como el agua y el mercurio como petróleo (definiciones de fases humectantes y no humectantes.) haciendo posteriormente los respectivos cambios con relaciones halladas de tensiones superficiales de los fluidos. En los gráficos obtenidos tenemos a un primer grafico de presión de mercurio vs. Saturación de vació, debemos saber que a presiones pequeñas estos ocupan los capilares más grandes y su saturación es alta y a medida que aumentamos la presión este ocupa los capilares más pequeños el cual disminuye su saturación. En el segundo gráfico tenemos a la presión de mercurio vs. Saturación de mercurio, de aquí concluimos que a presiones bajas primeramente estos ingresan a los capilares más grandes iniciando su saturación desde cero, a medida que aumentamos la presión el mercurio empieza a ocupar los espacios más pequeños alcanzado una saturación mayor. Trabajar con mucho cuidado ya que en este laboratorio utilizamos mercurio y un descuido en la inyección de este podría malograr el equipo, causando serias pérdidas económicas. Hacer las mediciones de la lectura de los volúmenes introducidos de mercurio con mucha exactitud posible para tener una grafica confiable y una posterior corrección perfecta. Trabajar en equipo debido a que el equipo y el procedimiento lo requieren, ya que trabajamos conjuntamente en la manipulación y medición de varias perillas y lecturas respectivamente.
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APORTES (En el CD) }
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BIBLIOGRAFIA
ANALISIS DE NUCLEOS,tercera edición 2000,pag.71a la pag.78,Ing. Cesar Tipean Valenzuela.
PROPERTIES OF RESERVOIR ROCKS: CORE ANALYSIS,edición de 1980,pag. ,Robert P. Monicard.
file:///C:/Users/hp/Desktop/UNI/UNI%202014I/LAB.%20DE%20NUCLEOS/APORTES%20PRESION%20CAPILAR.pdf
https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/aut07/p44_ 61.pdf
http://www.oilproduction.net/cms3/files/Parte_02_Reservorios_Lucio_Carrillo___Des cripcion.pdf
http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/811/1/CD-1235.pdf
http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/1264/ Tesis.pdf?sequence=1
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