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 univer universid sidad ad nacion nacional al de Colomb Colombia ia sede sede Medell Medellín ín por los estudi estudiant antes es de ingenie ingenierí ríaa de petróleos los días 16 y 17 de mayo del 216. ________________________ _________________________________________________ ____________________________________________________ _____________________ Resumen: Resumen: El presente resumen tiene como !in dar cuenta de los resultados obtenidos al medir medir la presió presión n capila capilarr a sistem sistemas as poroso porososs no consoli consolidado dadoss "#renas "#renas$, $, para para poder poder así enten entender der cómo cómo varí varíaa la satu satura raci ción ón de los los pres presen ente tess !lui !luidos dos teni tenidos dos en cuent cuentaa en un yacimiento% &ara la determinación de la presión capilar en el laboratorio se usa el m'todo de dia!ragma poroso, el cual es un m'todo r(pido y e!ectivo para la determinación de la presión capilar, se realizan unas una s variaciones para los distintos grupos del !luido )umectante y del tama*o de grano de arena para poder realizar comparaciones%
_____________________________ ____________________________________________ _____________________________ ___________________ _____ Contenido. 1. Introducción Introducción 2. Marco teórico teórico 3. Trabajo experimental. 3.1 Objetivo 3.2 Materiales, equipos !rotocolos 3.3 "esultados 3.# $iscusión de resultados 3.% Causas de error 3.& Conclusiones #. "e'erencias (iblio)r*'icos
1.
Introducción Introducción
El poder interpretar y conocer una zona de inte inter' r'ss es )oy )oy en día día el prin princi cipa pall trabajo de los ingenieros de yacimientos +ui +uienes enes en su día día a día día encu encuen entr tran an m'to 'todos dos +ue per permiten obte btener un conjunto de características +ue ayudan a predecir el comportamiento de los !luidos en el yaci acimiento% Eisten muc) uc)as variables +ue pueden ser asociadas a la
caracterización del yacimiento como por ejem ejempl plo o las las curv curvas as de pres presió ión n capi capila lar r estas estas est(n est(n asocia asociadas das al movimi movimient ento o de !luidos, a los tama*os de poros, distribuci ución de tama ama*o de poro oros, presiones de desplazamiento de !luidos en en el yacimiento entre otras% En este trabajo se presentar( como determinar las curvas de presión capilar y cómo interpretar sus resultados%
2.
Marco teórico teórico
-os yacimientos pueden ser vistos como un siste sistema ma lleno lleno de tubos tubos capila capilares res las cuales son nada m(s +ue las coneiones de poros por donde circulan los !luidos )asta el anular% &or ello es posible poder comprender la presión capilar dentro de un yacimiento +ue contenga )idr )idroc ocar arbu buro ros% s% -a capi capila lari rida dad d en un medio medio poroso poroso puede puede de!ini de!inirse rse como como la cualidad de un !luido de ingresar a este sin sin nece necesi sida dad d de ejer ejerce cerr una una pres presió ión n ete etern rna, a, el cual cual se trat trataa de un e!ec e!ecto to combinado de la tensión inter!acial y la )umectabilidad del medio capilar% E n un sist sistem emaa dond dondee ei eisten sten tubo tuboss capilares donde eista la presencia de dos o m(s !luidos, !luidos, las dos !ases mostra mostraron ron presiones di!erentes debido a la tensión super!icial y la curvatura% #l cambiar las saturaciones de las !ases tambi'n lo )ar(n las las di!e di!ere renc ncia iass de pres presió ión n entre entre esta estass !ase !ases, s, deno denomi mina nado do como como la pres presió ión n capilar% &ara la presión capilar en sistemas bi!(sicos eisten !ormulaciones +ue permiten determinarla a partir de las satu satura raci cione oness de !ase !ase )umect )umectan ante te y no )umectante dentro del medio poroso, para ello es importante tener claro +ue la !ase )umectante tendr( la presión m(s baja, las curv urvas de presión capi apilar puede eden emplearse para caracterizar la )umectabilidad de un yacimiento%
Pc=
2 σ cos θ
r
[ 1]
2
(
Pc= σ
1
+
1
R1 R2
)
¿
.
/onde0 1, radio de curvatura del !luido 1% , (ngulo de contacto% 2, radio de curvatura del !luido 2%
σ , tensión inter!acial% r, radio del capilar%
# medi edida +ue la satu aturaci ración ón de la !ase !ase )umectante disminuye, esta llenara las !isuras m(s pe+ue*as en el medio, disminuyendo el radio de curvatura de la inter!ace, aumentando la presión capilar% &or ello de la !ormula se puede observar +ue eisten una relaci relación ón invers inversame amente nte propo proporci rciona onall de la presión capilar vs radios de curvatura al igual +ue +ue con con resp respec ecto to a la satu satura raci ción ón de !ase !ase )ume )umect ctan ante te%% -a pres presió ión n capi capila larr se pued puedee )allar sabiendo la presión +ue debe tenerse para poder saturar un medio con una !ase no )umectante% Estas curvas de presión capilar se obtienen a partir de un drenaje en el cual la !ase no )umectante de un medio desplaza a la !as !ase )um )umecta ectant nte, e, en don donde se llev llevaa a condiciones de saturación irreducibles para la saturación de la !ase )umectante, en donde la presión va desde cero a un valor alto, y la saturació saturación n va disminuy disminuyendo endo )asta )asta un valor valor irreducible como se menciona anteriormente, la curva obtenida es conocida como la curva de drenaje% &ara el caso contrario contrario la curva curva es denominada curva de imbibición en donde la !ase no )umectante es desplazada por la !ase
)um )umecta ectant ntee dent dentro ro del del sist sistem ema% a% &ara &ara la obte obtenc nció ión n de esta estass curv curvas as de dren drenaj ajee e imbibición se tomar( el m'todo del dia!ragma poroso el cual es muy !(cil y e!ectivo de emplear, tambi'n con algunos resultados de tabla y realizando algunos reemplazos en la !orm !ormul ula, a, para para ello ello se plan plante tear ar(n (n unos unos obj objeti etivos vos de lo +ue se +uie +uiere re medir edir y comprobar%
3. Trabajo experimental
inm inmisci iscibl bles es,, los los cual cuales es perm perman anec ecen en en e+uilibrio mediante un balance de !uerzas de presión% &ara la determinación de la presión capilar es importante determinar los radios de curvatura eis eiste tent ntes es entr entree las las !ase !asess +ue +ue est( est(n n en contacto, tambi'n se debe conocer los valores de tensión inter!acial, tambi'n es importante el valor de la saturación de !luido presente como se muestra a continuación la presión capilar se puede de!inir en !unción de0
Pc= f ( ( Sw ,σ ,θ ) [3 ]
3. 1 Objetivos 1 Objetivos 3.1.1 +eneral 3.1.1 +eneral
epr epres esen enta tarr gr(! gr(!ic icam amen ente te los los resu result ltad ados os obteni obtenidos dos media mediante nte el dia!ra dia!ragma gma poroso poroso y dete determ rmin inar ar rela relaci cion ones es eis eiste tent ntes es entr entree saturación y presiones% 3sando un 1 4 de arena 57 de grano y agua como !luido de saturación%
80 aturación de agua 0 #ngulo de contacto 90 :ensión ;nter!acial
3.1.2 spec-'icos 3.1.2 spec-'icos
quipos a utiliar utiliar
#nalizar las curvas de imbibición y drenaje obtenidas mediante el m'todo del dia!ragma poroso%
Embudo de vidrio
/eterminar cómo puede a!ectar la distribución del tama*o de grano y tensión inter!acial los resultados obtenidos por todos los grupos% #nal #naliz izar ar los los !act !actor ores es de caus causaa y erro error r obtenidos por los di!erentes grupos%
3.2 Materiales, 3.2 Materiales, quipos protocolos
# continuación continuación se )ar( una descripción de los m'to m'todo doss a util utiliz izar ar para para medi medirr la pres presió ión n capila capilarr median mediante te distin distintas tas condi condicio ciones nes de !luidos y tama*o de grano de los medios no cons consol olid idad ados os%% Esta Estass dedu deducc ccio ione ness tien tienen en sentido a partir de la ecuación de &lateau para sistem sistemas as poros porosos os%% En el cual cual se enunci enunciaa el e+ui e+uili libr brio io de dos dos inte inter! r!ac aces es de !lui !luido doss
Tabla 1 Datos de primera curva de drenaje.
Tabla 2 Datos de curva de imbibición.
Figura 1 Equipo utilizado utilizado para el diafrag diafragma ma poroso.
&ara consultar m(s detalladamente los pasos del monta montaje je consul consultar tar el libro libro "-ope "-opera, ra, % 2=$% &ara la determinación inicial de saturación de agua ser( igual al volumen poroso menos el volumen evacuado sobre el volumen poroso%
Sw =
Tabla 3 Datos segunda curva de drenaje.
Vp−Ve [4 ] Vp
3.3 "esultados 3.3 "esultados
igu iguie iend ndo o paso paso a paso paso el proc proced edim imie ient nto o anterior, se obtiene los siguientes resultados, los cuales !ueron para realizar las curvas de drenaje y la curva de imbibición +ue ser(n analizadas m(s adelante%
-ueg -uego o de ello ello se mide mide la dens densid idad ad en la balanza de lodos >,? @ %1 lbmAgal y tam tambi'n bi'n se mide mide la tens tensió ión n supe super! r!ic icia iall mediante un aparato llamado el tensiómetro 26,> MnAm%
# conti continua nuació ción, n, se muest muestra ra la gr(!ic gr(!icaa +ue inic inicia ia en una una satu satura raci ción ón del del 14 14 y +ue +ue e!ec e!ecti tiv vamen amente te se va dism isminuy nuyendo endo la
saturación dado a los desplazamientos de la bureta y en caso contrario va aumentando la presión capilar, como se ve en la gr(!ica tiene una alta linealidad lo +ue puede ser indicio de las las cara caract cter erís ísti tica cass de la dist distri ribu buci ción ón del del tama*o de arena y el !luido )umectante ya +ue +ue el gran grano o de aren arenaa !ue !ue algo algo gran rande comparado con los dem(s grupos y tambi'n el !luido !luido )umect )umectan ante te !ue agua, agua, +uien +uien tiene tiene buenos valores para la tensión super!icial, adem(s de ello los tiempo del desplazamiento o de la estabilización de la columna del !luido !ueron de al menos unos ?5 segundos, luego de ell ello no se obse observ rvar aro on cam cambio bios de inest nestab abil ilid idad ades es,, el !lui luido subía ubía muy r(pidamente al interior de la bureta, lo mismo ocurría al realizar la curva de imbibición el !luido bajaba muy r(pidamente lo +ue tomo menos tiempo del recomendado para obtener las las gr(!i r(!ica cas% s% #dem dem(s de ello ello se pued puedee obse observ rvar ar en la gr(! gr(!ic icaa +ue +ue los los valo valore ress de saturación menores son de B4 y los valores mayores +ue se tienen son casi del 14%
# continuación, se muestra la curva del radio capilar y la presión capilar, la cual presenta un comportamiento eponencial
Figura 3 !ra"ca de #c vs $adio
3.3. .3.1 Compa mparación resultados
Figura 2 urvas de drenaje e imbibición.
e pudo ver +ue con respecto a los dem(s grupos las gr(!icas de imbibición y drenaje arro arroja jaro ron n valo valore ress muc) muc)o o m(s m(s line lineal ales es%% :ambi'n +ue los !luidos viajan a trav's de un medio uni!orme +ue no varía muc)o en la distribución de los tama*os de arena%
$iscusión
de
Figura % Distribucion del tama&o de grano de arena de los diferentes grupos.
Figura ' Fluido sa saturante turante al empaque de arena.
3.3.2 Curvas de drenaje 1
-uego se presentan las gr(!icas obtenidas por los di!erentes grupos en la pr(ctica%
tamb tambi' i'n n lo +ue +ue pudo pudo a!ec a!ecta tarr los los valo valore ress representados en las gr(!icas pudo )aber sido malas lecturas y no )aber tomado un tiempo est(ndar para las mediciones de las presiones en !unción de la altura% Como se puede ver en las gr(!icas los grupos 1, 6 y 1, presentan un comportamiento muy similar, ello se puede asociar a la distribución del tama*o de grano y la proporción presentes en el grupo 6,1 y 1 pero esto es sin necesidad de a!irmar, ya +ue como la ecuación restringe para el tama*o del poro o de grano no )ay in!ormación de cómo se pued puedaa a!ec a!ecta tarr la pres presió ión n capi capila larr si es inversamente o directamente proporcional el aumento o disminución% &ero con respecto a los grupos del empa+ue de tama*o de arena 57 grupos >= y 71 grupos 11? se ve +ue eiste el mayor des!ase de las gr(!icas a partir de valores de saturación de = por ciento ciento de agua, aun+ue aun+ue esto tambi'n tambi'n podría podría estar asociado al tama*o de arena y al tiempo de la medición% En cuanto a los grupos +ue trabajaron con ters tersol ol y jabó jabón n se obti obtien enee unas unas gra! gra!ic icas as di!eren di!erentes tes en lo re!eri re!erido do a condic condicion iones es de saturación !inales para las curvas de drenaje iniciales%
Figura ( !ra"ca !ra"cas s de las presiones capilares de los diferentes grupos.
Como Como se vio a contin continuac uación ión,, las líneas líneas se compor comportan tan de una manera manera parec parecida ida lo cual cual indica de +ue la tensión inter!acial no a!ecta la line lineal alid idad ad de la gr(! gr(!ic icaa de los los grup grupos os presentados anteriormente ya +ue el !luido )umect )umectant antee es el mismo mismo,, lo +ue se puede puede decir es +ue la presión capilar al ser !unción de la saturación y la tensión super!icial vario muy mínimamente y puede )aber sido por los valores de los distintos tipos de tama*o de grano grano +ue se escogi escogiero eron n para para los grupos, grupos,
Figura ) #c vs *aturaciones Tersol Tersol + jabón drenaje 1
-os resultados obtenidos se pueden analizar media edian nte las con condici iciones ones de tens tensió ión n super!icial +ue presentan los !luidos como lo
es el sur!actante o jabón y el tersol o aceite +uienes presentan valores di!erentes de ,1 mAm mAm para para el jabó jabón n y ?1,>m ?1,>mA Am m para para el tersol y las condiciones de saturación tambi'n se muest muestran ran di!erent di!erentes es ya +ue +ue en el medio medio poroso no consolidado se puede presentar acumu acumulac lacion iones es di!ere di!erente ntes, s, otro otro !actor !actor +ue a!ecta es el #ngulo del contacto +uien !ue el mismo para ambos casos y no se toma en cuenta cuenta para este an(lisis an(lisis en particula particular% r% -os resu result ltad ados os mues muestr traa +ue +ue para para los los valo valore ress !inales de saturac ración de la curva de imbibición de los grupos 5 y 7 se tiene un valor de casi 7 4 de saturación mientras +ue para el empa+ue de arena +ue se saturo con sur!actante presenta valores entre el 25 4 y ? 4, lo +ue indica +ue sin lugar duda los resultados varían dependiendo de la tensión super!icia super!iciall del !luido !luido saturante saturante,, se )ubiese )ubiese realizado una pe+ue*a comparación para la distribución del tama*o de grano para estos dos grupo pero no tenemos resultados en los grupos 5 y 7 para poder llevar a cabo como podía a!ectar esta distribución la medida de las presiones capilares%
aproi aproimad madame amente nte lo cual cual es índice índice de +ue pudieron )aber tenido algDn error en la medición de la imbibición, En los resultados obtenidos por los dem(s grupos se presenta el mismo comportamiento entre los grupos > y = con respecto a los grupos 11 y ? +uienes son la posible re!erencia de los valores m(imos y míni mínimo moss de satu satura raci ción ón +ue +ue se pued pueden en alcanzar%
#)ora se muestran las gr(!icas obtenidas para el sur!actante y el aceite%
-lustración -mbibion para el tersol + el surfactante.
3.3.3 Curvas de imbibición
# continuación se presentaran las curvas de imbibi imbibició ción n obteni obtenidas das para para los los grupo gruposs +ue usaron agua como !luido )umectante%
Figura , urva de imbibición para el agua.
Como se pudo apreciar la curva de imbibición de los grupos 6,1 +ue se obtuvo no se ajusta al comp compor orta tami mien ento to de los los dem( dem(ss grup grupos os alcanza saturaciones de un 25 4
Como Como se pued puedee aprec aprecia iarr en la gr(! gr(!ic icaa de imbibición para el tersol y el sur!actante se muestran valores +ue se cruzan los cuales no dieron en la gr(!ica del drenaje 1, esto se puede describir por el cambio de las condicion condiciones es de saturacio saturaciones nes residuale residualess +ue +ued +uedan an pres presen ente tess en el medi medio o una una vez vez real realiz izad adaa la curv curvaa de dren drenaj ajee 1, tamb tambi' i'n n debid ebido o a +ue la !ase ase )um )umecta ectan nte est( est( desplazando a la !ase no )umectante se ve a!ectada por la gravedad +ue se ejerce en esta !ase no )umectante%
3.3.# Curvas de drenaje 2
# contin continuac uación ión se muest muestran ran las curvas curvas de drenaje2 para los di!erentes grupos, se puede evidenciar un comportamiento muc)o menos
disp disper erso soss en los los di!e di!ere rent ntes es grup grupos os con con respecto respecto a la curva de imbibici imbibición ón anterior anterior%% :amb :ambi'n i'n se evide evidenci nciaa el compor comportam tamien iento to re!erente entre los grupos 1 y ? con respecto a los grupos >y = +uienes son los de valores etremos de la saturación%
#)ora para la determinación de los radios capilares ideales, a cierta presión capilar se tiene la ecuación 5%
r=
2 σ cos θ
Pc
[ 5]
/onde
σ = tension interfacial θ= Angulo de contacto Pc &resió &resión n capila capilarr prime primera ra curva curva de drenaje -lustración 1/!ra"ca de drenaje 2 saturaciones de agua.
&ara los !luidos saturante de aceite y jabón, e obtienen el siguiente par de curvas%
e presenta solo la gr(!ica del radio capilar del grupo > y =% Fuienes tenían arena 57 de malla, li+uido saturante agua, tambi'n se presentara su tabla y sus sus valores% Tabla %0alores de radio capilar + sus presiones.
-lustración 11urvas de drenaje 2 para el tersol + el jabón.
e pudo evidenciar un cambio considerable en las condiciones de saturación iniciales de la prueba prueba para el tersol tersol,, con respect respecto o a la gr(!ica de drenaje 1, en la cual los valores de saturación eran de 1 para los dos !luidos y luego de ello solo el medio )umectado con jabón conserva valores valores aproimados%
3.3.% "adio Capilar
-lustración 12#resion capilar en función del radio capilar.
3.# Conclusiones
Como se pudo comprobar los cambios de los valores de la tensión super!icial de los !luidos usados me generan un cambio en los estados de saturaciones% El tama*o de grano a las mismas condiciones de saturació saturación n y el mismo lí+uido lí+uido,, muestra muestra una una vari variac ació ión n como como se obse observ rvaa para para los los grup grupos os 11, ? y >, = +uie +uiene ness !uer !ueron on los los resultados etremos de mínimos y m(imos valores de saturación en las di!erentes curvas de drenaje y saturación% -as posibles causas de error +ue se pueden apreciar en la curva de imbibición del grupo 6 pudo )aberse generado por problemas de la medición de los valores de presión capilar, tambi'n por los cambios de condiciones de saturaciones del medio una vez realizada la curva de drenaje 1%
#. "e'erencia biblio)r*'ica
-opera -opera,, %, "2=$ "2=$%% GCapil GCapilari aridad dad y &resió &resión n Capi Capila larH rH%% 3niv 3niver ersi sida dad d aci acion onal al ede ede Medellín% :iab, /%, "2B$ G Petrophysics: Petrophysics: Theory and practice of measuring rock and fluid transporting properties H% Elsevier%
