Republica Bolivariana de Venezuela Venezuela Ministerio de educación superior Universidad del Zulia Núcleo C.O.L
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Maracaibo/ Marzo *00)
Braca&onte Mire'ui ()*++,), -iaz Laura (,***,, • Canizales Nerio •
Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento se originan por la acción molecular de dos o mas uidos inmiscibles (petróleo, agua y agua), que coexisten en dicho poroso. Estas fuerzas retentias e impiden el aciamiento del yacimiento. La eidencia mas com!n de la existencia de los fenómenos capilares, es la que se obsera al colocar el tubo capilar en un recipiente de agua sube en los capilares hasta alcanzar un equilibrio. Esto es bastante similar a lo que ocurre en el yacimiento, si se consideran los canales porosos como tubos capilares de diferentes di"metros, distribuidos irregularmente a tra#s del yacimiento y conteniendo tres uidos inmiscibles. $i se introduce un tubo capilar de idrio en un recipiente que contiene
agua
y
petróleo,
donde
el
capilar
se
considera
preferencialmente mo%ado por agua, este uido ascender" en el capilar una altura (h) por encima de su niel en el recipiente. Este ascenso se debe a las fuerzas de adhesión entre el tubo y los uidos inmiscibles y es balanceado por la acción de la graedad sobre la masa del petróleo y el agua. La condición de equilibrio en este sistema, se logra cuando las fuerzas que empu%an el agua hacia arriba, sean iguales a las fuerzas que tienden a mantener los uidos (petróleo y agua) en equilibrio hidrost"tico. &or de'nición de &resion apilar es la diferencia de presion a tra#s de la interfase entre dos uidos inmiscibles, los cuales se hayan en equilibrio una ez que han ascendido por medio de un capilar.
Es coneniente destacar las siguientes consideraciones
onsideramos para la deducción
un tubo completamente
circular, por lo que el radio de curatura de la interfase es el mismo en todos los planos. En el caso de no tener un tubo circular, el radio de la interfase ser" diferente en cada plano, o lo que es lo mismo, la interfase no ser" esf#rica. En este caso la &resion apilar se ealuara mediante la ecuación de &lateu.
Pc
( ( = σ ow + R( R *
*onde + y +- son los radios de curatura de la interfase medidos en planos perpendiculares entre si. on el ob%etio de eitar la presencia de las presiones capilares negatias, en ingeniera de yacimiento y en otras ramas de la fsica, la presion capilar se de'ne como la presión en la fase no mo%ante menos la fase mo%ante. &c/ &nm0&m Las ideas de presion capilar analizadas hasta el momento, pueden extenderse hasta el yacimiento considerando que el medio poroso esta constituido por poros de diferentes di"metros al azar. 1s en ez de un tubo capilar se tendr" en medio poroso representado por un con%unto de arios tubos capilares de diferentes di"metros. La relacion entre presion capilar y saturación de agua poseen dos caractersticas importantes
Existe un alor de s2 el cual es pr"cticamente imposible de reducir, aun aumentando la presión capilar inde'nidamente, este alor se denomina saturación irreducible de la fase mo%ante (s2i), y representa la cantidad de uido mo%ante que queda entre los poros mas peque3os del medio poroso. Esta saturación imposible de reducir, pues ella es directamente proporcional al radio de la interfase, y para alores peque3os de dicho radio, la presion capilar es sumamente alta. 1 la saturación de agua igual a 445 se requiere un alor de presion capilar para iniciar el proceso de saturación, este alor mnimo se denomina alor de desplazamiento, y es la presion requerida para hacer que la fase no mo%ante entre en los capilares de mayor di"metro. 6tra caracterstica deriada de esto es cuando existen dos fases en el medio poroso, la fase no mo%ante estar" ocupando los poros de menor di"metro y la mo%ante los poros de mayor di"metro. 7uchas caractersticas del sistema roca uido de un yacimiento pueden
ser
medidas,
descritas
o
explicadas
mediante
el
comportamiento de las curas de presion capilar. $in embargo abundantes traba%os de ingeniera de yacimientos es efectuado sin recurrir a medidas de presion capilar. En los yacimientos petrolferos no solo es necesario considerar las fuerzas entre los uidos presentes, sino tambi#n los uidos y la roca. La combinación de todas las fuerzas presentes determina las fuerzas capilares y las caractersticas de humectabilidad. Las relaciones existentes entre la presion capilar y la saturación de la fase mo%ante est"n afectadas por los siguientes factores . Efecto del tama3o y distribución de los poros
$i un yacimiento tiene todos sus poros del mismo tama3o y peque3o radio, la cura del comportamiento de &c en función de $2 es horizontal y por lo tanto la presion capilar seria constante, igual suceder" si el tama3o de todos los poros son grandes. -. Efecto del proceso de desplazamiento de la fase mo%ante La forma como se satura un medio poroso con la fase mo%ante tiene su efecto en el comportamiento de la &c / 8($2) que aria seg!n el tipo de proceso. Existen dos tipos de proceso de saturación de la fase mo%ante, los cuales son los siguientes &roceso por drena%e en el cual la saturación de la fase mo%ante disminuye durante el proceso. &roceso de imbibición, en el cual la saturación de la fase mo%ante aumenta durante el proceso. Experimentalmente se a demostrado que la relación &c 9$ $2 obtenida durante el proceso de drena%e es diferente a la obtenida durante el proceso de imbibición, esto es debido aun fenómeno denominado :ist#resis. La :ist#resis es la diferencia que existe en las propiedades de las rocas con uidos m!ltiples que depende del sentido de la ariación de saturación.
;o solamente la saturación es función de presion capilar, sino que es tambi#n la función de un proceso de saturación de un sistema particular en consideración. <. Efecto de los tipos de uidos y sólidos enueltos El comportamiento de la presion capilar en función de la saturación tambi#n depende de la naturaleza de los uidos y el tipo de roca inolucrada, ya que el "ngulo de contacto y la tensión interfacial es particular para cada sistema roca0uido considerados. &or eso dicho comportamiento para un medio petróleo0agua es diferente a un sistema petróleo0gas. *ebido a esto, en general se consideran dos curas de diferente presion capilar para un mismo yacimiento. La presion capilar de una roca de acumulación como función de la saturación de los uidos, es una medida de la saturación, de la distribución del tama3o del capilar la cual es importante ya que se puede
calcular
la
saturación
de
agua
irreducible,
relacionar
saturaciones de la fase mo%ante con permeabilidad al aire y porosidad, calcular la distancia entre el contacto agua0petróleo y el niel de agua libre, en el calculo de reseras y en la recuperación de petróleo por empu%e hidrost"tico debido a que la saturación en el yacimiento no es uniforme, existe un gradiente de presion capilar, el cual faorece u obstruye la recuperación del petróleo seg!n sean las propiedad humectantes de las rocas reserorio.
=ra'ca &c 9$ $2
$e realizo * 'ra1icas/ una con una 2 3ue seria el $4 5 las 6/ 3ue es las &is&a para las * de los valores de 7c
Pc (Cm)
Sw (%)
#8ora/ se observa otra 'ra1ica con los valores de 6 i'uales a la enterior pero las 2 serian
=ra'ca &c 9$ Δ$2 (5) Pc (cm)
ΔSw (%)
