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Calcular el volumen del líquido saturante y del liq. de saturación residual del mismo por medio de las ecuaciones de: Vp, Vlp, Swr
Preparación del equipo. (Saturación del diafragma con el fluido mojante del yacimiento)
Preparación de corazones. (Corazones inicialmente limpios y secos)
pesar los corazones limpios y secos
saturarlos con el fluido de prueba
secar el exceso de fluido saturante de la superficie de los núcleos y pesarlos.
Prueba de presión capilar de dos (2) fases.
Colocar las muestra saturadas, sobre el diagrama poroso de tal forma que este en contacto capilar.
Cerrar la celda y permitir la entrada de gas, regulando la presión. Se sugiere para el sistema aire - agua, presiones de 1, 2, 4, 8 y 16 psig, en este orden.
Dependiendo de las características del corazón se requiere de dos (2) a diez (10) días para establecer equilibrio capilar, a una presión dada. Dicho equilibrio se supone cuando no hay más desplazamiento de líquido a partir de la celda.
Remover la muestra de la celda y pesarla.
PRESIÓN CAPILAR
OSCAR JAVIER SANTA MUÑOZ 20122114957
BANDI
CHAMO
+
JOHAN
Trabajo Presentado a:
Ing. Javier Andrés Martínez
En el Área de
ANÁLISIS DE NÚCLEOS
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE PETRÓLEOS
2015
Objetivos
Determinar la curva de presión capilar versus Saturación para la muestra representativa del yacimiento, utilizando la celda de presión capilar Ruska.
Objetivos Específicos
Utilizar el método J de Leverett para la creación de la curva de presión capilar versus saturación.
Identificar otros posibles métodos para la obtención de curvas de presión capilar y reconocer sus ventajas y desventajas.
Reconocer las aplicaciones que tienen las curvas de presión capilar.
Identificar la presión de desplazamiento mínima y la saturación de agua connata en la curva de presión versus saturación.
Determinar las zonas de agua libre, de transición (aceite y agua), aceite libre de agua y el contacto agua – aceite (WOC) en la curva de presión capilar versus saturación a condiciones de yacimiento.
Conocer la importancia de la Presión Capilar en el comportamiento de los fluidos en la roca reservorio.
Examinar las curvas de drenaje e imbibición que se presentan en la histéresis capilar, determinar su comportamiento y características.
Marco Teórico
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 centrífugas. 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.
Figura 0. Industria del petróleo y la presión capilar
Cuando dos fluidos coexisten dentro de un medio poroso se ponen de manifiesto algunos fenómenos derivados de la existencia de tensiones interfaciales y ángulos de contacto entre la interfase de estos fluidos y el medio poroso. Este fenómeno se puede estudiar y cuantificar por completo en sistemas muy simples tales como tubos capilares de diámetro uniforme.
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 cerca a 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. El concepto de la presión capilar como característica de una roca porosa resultó de la representación de fenómenos capilares en tubos de diámetro pequeño (capilares). La interfase de un sistema petróleo-agua en un tubo de diámetro grande es plana porque las fuerzas en las paredes del tubo se distribuyen sobre un perímetro grande y no penetran en el interior. Por lo tanto, las presiones de los fluidos en las interfaces son iguales. Los poros de las rocas son análogos a los tubos capilares. En diámetros pequeños, las fuerzas inducidas por la preferencia humectable del sólido por uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferenciales de presión entre los dos fluidos a través de la interfase.
Considere el sistema de la siguiente figura donde existe equilibrio estático.
El agua moja fuertemente la superficie con un ángulo de contacto. Se puede observar que la presión de petróleo es mayor que la de agua, sin importar la longitud del tubo. El agua puede desplazarse mediante inyección de aceite. El aceite se desplazará espontáneamente si la presión de la fase de aceite se reduce, aunque la presión en la fase de agua es menor que la de aceite. Este fenómeno puede verse en el análisis de fuerzas dado a continuación.
En equilibrio, Fx = 0, luego:
Pnwπr2+σws2πr-Pwπr2-σnws2πr=0
Pnw-Pw=2σnws-σwsr
Pero:
σnws-σws=σnws Cosθ
Finalmente:
Pnw-Pw=2σnws Cosθr
Por convención la presión capilar Po – Pw es negativa para sistemas mojados por aceite. En términos generales, la presión capilar se define como la diferencia de presión entre la presión de la fase mojante y no mojante y 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.
Pc=Pnw-Pw
La longitud sobre la cual la fuerza es aplicada en el capilar de radio r es 2r. Luego el total de la fuerza capilar será 2 r. Y la fuerza vertical es 2rCos Puesto que la presión se define como F/A, entonces:
Pc=2πrσCosθπr2
Simplificando resultará:
Pc=2σCosθr
La anterior expresión implica que la Pc aumenta a medida que r disminuye. La presión capilar está originalmente dada por la Ecuación de Laplace:
Pc=Pnw-Pw=Po-Pw=σ1r1+1r2
Donde r1 se mide sobre el petróleo. En términos generales r1 y r2 son los radios de curvatura en el mismo lado de la interfase, para el caso del tubo capilar ambos tienen valores positivos. De lo contrario el radio más pequeño es positivo y el más grande es negativo. r1 y r2 son iguales a r/cos para un capilar uniforme de radio r. En el diagrama de fuerzas, a la altura h, cuando existe equilibrio hidrostático capilaridad-gravedad, las presiones deben ser iguales, para el caso del aceite y agua, respectivamente:
P=Po+ρogh
P=Pw+ρwgh
Mediante sustracción:
Pc=Po-Pw= ρgh
Si r = R cos y r1 = r2 = R, después de hacer estos reemplazos en Laplace se tiene:
Pc=σ1R-1R= ρgh
Pc=σ2R= ρgh
Puesto que R= r / cos . Luego:
Pc=Po-Pw=2σCosθr= ρgh
Para determinar saturaciones de agua con nata intersticial, se usan prácticamente 3 métodos, los cuales son:
Corazonamiento de las formaciones con fluidos base aceite o con elementos trazadores
Cálculos de análisis de registros eléctricos
Determinación por medio de datos de presión capilar
La presión capilar se evalúa usando la siguiente fórmula
Pc=g*h*ρw-ρo
Donde Pc = presión capilar (psi)
g = constante gravitacional
h = altura por encima del plano cero de Pc entre los dos fluidos (ft)
w = densidad del agua de formación (lbm/ft)
o = densidad del crudo (lbm/ft)
Para usar los datos de presión capilar de laboratorio es necesario convertirlos a condiciones de yacimiento, de acuerdo a la siguiente fórmula
Pcy=0.619*Pcl
Dado que las muestras tomadas son ejemplos muy puntuales de las condiciones del yacimiento en general, es necesario combinar todos los datos de presión capilar para poder clasificarlo. Debido a que la relación entre saturación de agua – presión capilar, se ve afectada por la permeabilidad de la roca, es necesario evaluar gran variedad de datos de presión capilar con respecto la permeabilidad de la muestra.
Para poder correlacionar los datos de presión capilar existen dos métodos. El primero es propuesto por Leverett, el cual usa una función de correlación llamada Función J. El segundo método planteado por Guthrie, es un enfoque estadístico del problema.
Jsw=Pcσ*K 1/2
Donde Pc = presión capilar (dinas/cm2)
σ = tensión interfacial (dinas/cm)
K = permeabilidad (cm2)
= porosidad (fracción)
La función J fue propuesta originalmente con el fin de convertir todos los datos de presión capilar a una curva universal. Pero hay diferencias significativas en la correlación de la función J de una formación a otra, por tanto, la curva obtenida no es universal.
El segundo método es analizado con un número de muestras, tratándolos estadísticamente para derivar correlaciones, los cuales juntos con los datos de porosidad y permeabilidad, pueden ser usados para calcular las saturaciones de agua connata en el campo. Una primera aproximación para la correlación de datos es graficar la Saturación de agua vs Logaritmo de la permeabilidad, para valores constantes de presión capilar, lo cual resulta aproximadamente en una línea recta. Se puede ajustar una línea recta a los datos de cada valor de presión capilar y una curva promedio de presión capilar, computada de los datos de distribución de permeabilidad en el campo. La ecuación de la línea recta sería:
Sw=a Log K+c
Las curvas de distribución de un fluido son reportadas para varios valores de permeabilidad. Estos datos pueden ser considerados como curvas de presión capilar.
Procedimiento
Tabla de Datos
1
Preparación del equipo. (Saturación del diafragma con el fluido mojante del yacimiento)
2
Preparación de corazones. (Corazones inicialmente limpios y secos)
pesar los corazones limpios y secos
saturarlos con el fluido de prueba
secar el exceso de fluido saturante de la superficie de los núcleos y pesarlos.
3
Prueba de presión capilar de dos (2) fases.
Colocar las muestra saturadas, sobre el diagrama poroso de tal forma que este en contacto capilar.
Cerrar la celda y permitir la entrada de gas, regulando la presión. Se sugiere para el sistema aire - agua, presiones de 1, 2, 4, 8 y 16 psig, en este orden.
Dependiendo de las características del corazón se requiere de dos (2) a diez (10) días para establecer equilibrio capilar, a una presión dada. Dicho equilibrio se supone cuando no hay más desplazamiento de líquido a partir de la celda.
Remover la muestra de la celda y pesarla.
4
Calcular el volumen del líquido saturante y del liq. de saturación residual del mismo por medio de las ecuaciones de: Vp, Vlp, Swr
