Informe Laboratorio Nucleos Presion Capilar

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEOS ANÁLISIS DE NÚCLEOS

Informe de laboratorio No.8

“Presión capilar”

ANALISIS DE NUCLEOS

Andrés Felipe Motta Sánchez

Arvey Alejandro Silva Suarez

Javier Arturo Castro

Angie Lorena Calderón Falla

Jhon Esteban Noguera Díaz

Ingeniero:

Universidad Surcolombiana

Facultad de Ingeniería

Programa de Ingeniería de Petróleos

2015


Índice general

1. Objetivos 3

2. Taller 4

3. Muestra de cálculos 5

4. Análisis de resultados 7

5. Cuestionario 8

6. Fuentes de error 11

7. Conclusiones 12

8. Bibliografía 13


Objetivos

GENERAL

Obtener la curva de Presión Capilar versus Saturación para una muestra representativa del yacimiento, utilizando la celda de Presión Capilar de Ruska.

ESPECÍFICOS

Determinar la función J en función de la saturación de agua.

Determinar las profundidades (distancias verticales) de las zonas productoras y de agua.

Determinar las zonas de agua, agua y aceite, aceite libre de agua en la gráfica Presión capilar a condiciones de yacimiento (PCY) vs Saturación de agua


Taller

Tabla Nº1

Condiciones de laboratorioIdentificación Profundidad

(pies, b.n.m.)Permeabilidad

(mD)Porosidad(Fracción)

A 2705-2720 585 0.192B 2720-2734 300 0.186C 2734-2748 395 0.172D 2748-2762 110 0.170E 2762-2776 210 0.168F 2776-2790 60 0.139

Tabla Nº2:

Condiciones de laboratorioDatos de presión capilar (Psig)

Sw Muestra A Muestra C Muestra D Muestra F100 6.389 10.099 13.171 14.42995 3.951 6.244 8.144 8.92290 2.947 4.658 6.075 6.65585 2.050 3.240 4.226 4.63080 1.726 2.728 3.558 3.89875 1.256 1.985 2.589 2.83670 1.006 1.590 2.074 2.27265 0.756 1.195 1.559 1.70860 0.601 0.950 1.239 1.35755 0.500 0.790 1.030 1.12850 0.419 0.662 0.863 0.94545 0.320 0.506 0.660 0.72340 0.250 0.395 0.515 0.56435 0.167 0.263 0.343 0.37630 0.124 0.196 0.255 0.28025 0.075 0.118 0.154 0.169


Tabla Nº3: Valores de Permeabilidades relativas de agua y aceite

Sw Kro Krw25 0.9000 0.000030 0.7563 0.000335 0.6250 0.002840 0.5063 0.009445 0.4000 0.022250 0.3063 0.043455 0.2250 0.075060 0.1563 0.119165 0.1000 0.177870 0.0563 0.253175 0.0250 0.347280 0.0063 0.462285 0.0000 0.6000

1. Con los resultados de la presión capilar obtenidas para las muestras seleccionadas por el método del plato poroso, graficar la presión capilar Vs saturación de agua para las cuatro (4) muestras, a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamaño y distribución de los poros, de la historia del proceso de saturación, del tipo de fluidos y solidos envueltos en el yacimiento.

20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100

2

4

6

8

10

12

14

16

Presión capilar Vs saturación de aguaa condiciones de laboratorio

Muestra A Muestra F Muestra C Muestra D

Saturacion

Pres

ión

capi

lar

Se Puede Observar que a medida que aumenta la saturación de agua también aumentan los efectos Capilares o la presión Capilar del Yacimiento, esto se debe principalmente a que cuando aumentamos la Saturación de Agua se aumenta el volumen de Agua contenido en los poros del Yacimiento, de esta forma las gotas de Agua van a ocupar los Poros más grandes y dejaran los espacios porosos pequeños para el


flujo de los otros fluidos y en estos poros pequeños debido a su área tan capilar (pequeña) los efectos de Presión capilar son aún más grandes, por eso a medida que aumento la saturación de agua aumenta la presión capilar, a medida que la saturación de agua se disminuye se observa que la presión capilar también lo hace es decir estas dos propiedades son directamente proporcionales esto se debe a que cuando disminuyo la saturación de agua el agua va a dejar de ocupar los espacios porosos grandes los cuales son los que se pueden vaciar de manera más fácil y se va a depositar en los espacios porosos más pequeños o capilares( saturación residual) de esta forma quedan los espacios porosos grandes en los cuales los efectos capilares son mínimos y por eso este comportamiento.

2. Con los resultados de la tabla 14 y la tensión interfacial a condiciones de laboratorio, elaborar la tabla 4 de la función J Vs Sw, para las cuatro muestras (θLab = 0°, σLab = 72 dinas/cm).

Con los datos de la Tabla 13 Calculamos la permeabilidad promedio y la porosidad promedio por el método de promedio por estratos.

Condiciones de Laboratorio

IdentificiaciónProfundida(

ft, b.n.m) PermeabilidadPorosidad (fracción) Ф*h K*h

A 2705 2720 585 0,192 2,88 8775B 2720 2734 300 0,186 2,604 4200C 2734 2748 395 0,172 2,408 5530D 2748 2762 110 0,17 2,38 1540E 2762 2776 210 0,168 2,352 2940F 2776 2790 60 0,139 1,946 840

Sumatoria Ф*h y K*h 14,57 23825Espesor Total 85 85

Calculamos la Permeabilidad Promedio como

Kprom=∑i=1

n

K∗h

h total=23825

85=280.3

Realizando los mismos cálculos para la Porosidad Promedio por Estratos

∅ prom=∑i=1

n

∅∗h

htotal=14.57

85=0.1714∗100=17.14%

Con estos datos de Porosidad y Permeabilidad Realizamos la Función de J

Donde σ Lab=72 dinas /cm


Y los Datos de Permeabilidad y Porosidad se leen para cada Muestra

J (Sw )=0.21645∗6.38972

∗( 5850.192 )

0.5

=1.06019

Evaluando La función J en cada una de las Saturaciones con Cada una de las presiones Capilares Respectivas se tiene

Condiciones de laboratorio

Datos de función J de Leverett

Saturación Muestra A Muestra C Muestra D Muestra F J prom

100 1.060193899 1.454915566 1.007200019 0.901217367 1.105881713

95 0.655630943 0.899543796 0.62278012 0.557257007 0.683802966

90 0.489026674 0.671056214 0.464561546 0.41566301 0.510076861

85 0.340178039 0.466771604 0.323166599 0.289184033 0.354825069

80 0.286413315 0.393010166 0.272083947 0.243464225 0.298742913

75 0.208421277 0.28596964 0.197983513 0.177133027 0.217376864

70 0.16693615 0.229063843 0.158600929 0.14190629 0.174126803

65 0.125451023 0.172158045 0.119218346 0.106679552 0.130876742

60 0.099730245 0.136862044 0.094747614 0.08475653 0.104024108

55 0.082970253 0.113811595 0.078765167 0.070453475 0.086500123

50 0.069529072 0.095371235 0.065994504 0.059023523 0.072479584

45 0.053100962 0.072897047 0.050470884 0.045157679 0.055406643

40 0.041485127 0.056905797 0.039382584 0.035226737 0.043250061

35 0.027712065 0.037889177 0.026229565 0.023484492 0.028828825

30 0.020576623 0.028236801 0.019500114 0.017488451 0.021450497

25 0.012445538 0.016999707 0.01177654 0.010555529 0.012944328

3. Representar gráficamente la función J Vs. Sw para las cuatro 4 muestras y trace entre los puntos de cada saturación el promedio y represente con estos puntos el comportamiento. Esta curva representa la función 𝐽 ̅promedio Vs saturación de agua a condiciones de laboratorio


4.Con la

función 𝐽 ̅ promedio, a condiciones de laboratorio, la porosidad y permeabilidad promedio, calcule la presión capilar promedio, Pc, para cada una de las saturaciones a condiciones del laboratorio

Despejando Presión Capilar de la función J promedio se Tiene que

J ( Sw )∗σ

0.21645∗( K∅ )

0.5=Pc

Calculando la Presión Capilar para cada una de las Saturaciones se tiene que

K promedio=280.3 Mdarcys y∅ promedio=0.1714

Para la primera Pc sería

Pc= 1.105881713∗72

0.21645∗( 280.30.1714 )

0.5=9.09656 Psig


Presion capilar promedio de laboratorioSaturación J prom. (Pc prom) lab.

100 1,105881713 9,16857327995 0,683802966 5,66922983990 0,510076861 4,22891257285 0,354825069 2,94176095880 0,298742913 2,47679861275 0,217376864 1,80221418670 0,174126803 1,44363934765 0,130876742 1,085064508

20 30 40 50 60 70 80 90 1000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2Función J de Leverett

MUESTRA A MUESTRA C MUESTRA D MUESTRA F J PROM.

Saturación del fluido mojante, %

Func

ión

J(Sw

)


60 0,104024108 0,86243641455 0,086500123 0,71714967750 0,072479584 0,60090909145 0,055406643 0,45936184840 0,043250061 0,35857483935 0,028828825 0,23901217230 0,021450497 0,17784040925 0,012944328 0,107318009

5. Con la presión capilar promedio, Pc, las tensiones interfaciales a condiciones del yacimiento y del laboratorio, calcule la presión capilar promedio a condiciones del yacimiento, PcYac, y grafique la presión capilar promedio Vs Sw (σyac = 35, σyac = 72 dinas/cm).

Realizando la Conversión para cada Dato de Presión Capilar en el yacimiento

Así para cada uno de los datos de Presión Capilar debido a que el angulo es 35


Presion capilar promedio de yacimientoSaturació

n(Pc prom) lab. (Pc prom) yac.

100 9.168573279 4.45694534495 5.669229839 2.75587561690 4.228912572 2.05572138985 2.941760958 1.43002268880 2.476798612 1.20399932575 1.802214186 0.8760763470 1.443639347 0.70176912765 1.085064508 0.52746191460 0.862436414 0.41923992455 0.717149677 0.34861442650 0.600909091 0.29210858645 0.459361848 0.22330089840 0.358574839 0.17430721335 0.239012172 0.116186473


30 0.177840409 0.08645019925 0.107318009 0.052168477

20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100123456789

10

presion capilar promedio vs sw

(Pc prom) lab. (Pc prom) yac.


Pc p

rom

. (lp

c

6. Convierta los valores de presión capilar promedio a condiciones de yacimiento en altura (h) y represéntelos a la derecha en el grafico anterior (ρoil = 53.04 lb/ft3, ρw = 65.2 lb/ft3)

Para el primer Dato

Condiciones de yacimiento

Saturación (%) Pc yacimiento (psi) Altura (ft)

100 3.859827891 43.76

95 2.386658293 27.06

90 1.780306946 20.19

85 1.238435976 14.04

80 1.042694002 11.82

75 0.758704366 8.60

70 0.607749892 6.89

65 0.456795417 5.18

60 0.363072424 4.12

55 0.301908949 3.42

50 0.252973456 2.87

45 0.193384251 2.19

40 0.150954475 1.71

35 0.100620437 1.14

30 0.074868068 0.85

25 0.045179226 0.51


20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100

2

4

6

8

10

presion capilar promedio vs sw

(Pc prom) lab. (Pc prom) yac.


Pc p

rom

. (lp

c

7. Con los

resultados de las permeabilidades relativas de la Tabla 15 graficar en coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas como una función de la saturación de agua.

20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

Altura (ft) vs sw

saturacion del fluido mojante %

altu

ra h


8. Con el

comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento y el grafico de presión capilar promedio a condiciones de yacimiento, defina la zona de petróleo, la zona de agua y petróleo por efecto de capilaridad (zona de transición) y la zona de agua, 100%, la saturación irreducible de la fase mojante o connata, Swc, la presión de desplazamiento, Pd, el nivel de agua libre, NAL, el contacto agua petróleo, la profundidad para alcanzar la saturación del 50%, si el contacto agua petróleo, CAP, está a 3070 pies.

CAP=3070 ft

Water density=65.2 lb/ft^3

Oil Density=53.04 lb/ft^3

Establisher el Free Water Level determinando la presión de desplazamiento Pd de la última capa y aplicando la ecuación de FWL debido a que esta última muestra la F se encuentra a 2790 su base la cuál es muy cercana al contacto Agua petróleo y será equivalente a la presión de desplazamiento.Valor de Presión capilar al 100% de Sw para la capa F es 0,01055553 psig es la Pd

FWL=CAP+ 144∗Pddensity wáter – density oil

=3070+(144∗0,169 )65.2−53.04

=3072.0013 ft nivel deagua libre(FWL)

Para Determina la Saturación Irreducible se observa el comportamiento de las permeabilidades relativas y se puede apreciar de los datos que la mínima saturación para que comience a fluir agua es de 25%

20 30 40 50 60 70 80 900

0.10.20.30.40.50.60.70.80.9

1

Curvas de permeavilidad Relati vaKro Krw

Sw

Kro,

Krw


20 30 40 50 60 70 80 900

0.10.20.30.40.50.60.70.80.9

1

Permeabilidades Relativas vs Saturación W

KroKrw

Saturación W

Perm

eabi

lidad

Rel

ativa

20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100

0.51

1.52

2.53

3.54

4.55

Presión Capilar Res vs Saturación

Saturación Water en %

Pres

ión

Capi

lar P

sig

De la gráfica se observa que la zona de petróleo es donde la saturación de agua es menor y por ende la permeabilidad relativa al crudo mayor esto se da entre el 25% y el 60% aproximadamente con estos valores de Saturaciones se lee la Presión capilar a estas saturaciones y se determina la altura desde el nivel de agua libreA 25% la H es de 52.3650964 ft y a 60% la altura es 6.1972 ft por Ende la Zona de Petróleo

Zona de Transición

Swc Sor

Zona de flujo Oil


Esta 52.3650964 y 6.1972 ft arriba de la Base de la estructura donde la pc es de 4.4 psig y 0.5 psig aproximadamente La Zona de Transición se comprende entre el 25% y el 80% de saturación esto es entre los 52.3650964ft y los 2.6235 ft lo que corresponde a presión capilar de 4.4 psig y 0.2 psig aproximadamente A la presión Capilar de 1 se Observa la saturación de agua de un 50% esto es a una altura de 6.1972076ft por encima de la base de la estructura es decir 3072+6.1972=3078.1978 ft

9. Usando el método de la función J y el método de la permeabilidad y cualesquiera otra información disponible, pronostique la presión capilar para las muestras B y E y tabule un conjunto completo de información de presión capilar Vs saturación de agua para estas muestras por dos métodos.

Despejo Presión Capilar para las Muestras B y E con sus respectivos Datos de Permeabilidad y porosidad y tensión interfacial de 72 dinas/cm

Muestra B K=300 MD y∅=0.186

J ( Sw )∗σ

0.21645∗( K∅ )

0.5=Pc

Para el calculo de la Pc a la saturación de 25% seria

Pc= 1.10588171∗72

0.21645∗( 3000.186 )

0.5=9.15966 psig

Para la Muestra E sería con los datos de permeabilidad y porosidad de esta K=210 y∅=0.168

J ( Sw )∗σ

0.21645∗( K∅ )

0.5=Pc

Para el primer calculo de Saturación 25% seria

Pc= 1.10588171∗72

0.21645∗( 2100.168 )

0.5=10.4046 psi

Saturación

J prom.Muestra B Pc Muestra C Pc

1001,10588171

3 9,159661564 10,40467637

950,68380296

6 5,663719433 6,433552956

900,51007686

1 4,224802133 4,799052737


850,35482506

9 2,93890161 3,338367899

800,29874291

3 2,474391201 2,81071953

750,21737686

4 1,800462461 2,045187923

700,17412680

3 1,442236151 1,63827018

650,13087674

2 1,084009842 1,231352436

600,10402410

8 0,861598139 0,978709719

550,08650012

3 0,716452619 0,813835487

500,07247958

4 0,600325016 0,681923395

450,05540664

3 0,458915356 0,521292814

400,04325006

1 0,358226309 0,406917743

350,02882882

5 0,238779856 0,27123569

300,02145049

7 0,177667551 0,201816776

250,01294432

8 0,107213698 0,121786577

Análisis de Resultados

La función J promedio es también representativa de las demás funciones, y es útil para extrapolar presiones capilares desconocidas para otras muestras. También se comporta de manera inversa a la saturación

Según la curva de de presiones capilares y alturas Vs. La saturación de agua, se observa que la presión de desplazamiento decrece con los valores más altos de saturación.

La gráfica presión capilar vs saturación de agua muestra una relación inversa entre estas variables, a medida que la saturación de agua aumenta la presión capilar va disminuyendo. Se puede interpretar que a medida que el agua va ocupando más espacio poroso éste se disminuye desfavorablemente, ya que éste requiere un determinado radio de poro que produzca presión capilar, pues la presión capilar va aumentando cuando el radio del capilar (poro) disminuye.

La gráfica de permeabilidades relativas vs saturación (agua y aceite) muestra que el punto de corte de las dos curvas está por encima del 50% de saturación, lo cual indica que está fuertemente mojada


por agua, además se nota como la curva del agua se recuesta sobre el eje X. también se pueden determinar fácilmente las zonas de agua, agua-petróleo, petróleo, y la presión de desplazamiento.

Los valores de presión capilar a condiciones de yacimiento, son mayores que los de presión capilar a condiciones de laboratorio, debido al aporte de la tensión interfacial, que es también mayor a condiciones de yacimiento.

La función J es una correlación formulada de multiples formas que puede involucrar parámetros como FWL y TVD entre otros, lo cual la hace versátil y ampliamente aplicable. Para este caso dio valores cercanos para los datos de las muestras extrapoladas.

La presión capilar es inversamente proporcional a la saturación, de la misma manera que lo es la función J, debido a las grandes magnitudes de tensión interfacial.

Cuestionario

1. ¿Cuál es la importancia de la presión capilar en la ingeniería de yacimientos?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.

2. ¿Qué es mojabilidad y cuál es su importancia?La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por la superficie, por el contrario un fluido no mojante formará gotas, disminuyendo su contacto con la superficie del sólido. El equilibrio de estos casos creará un


ángulo de contacto θ entro los fluidos e la superficie, que está determinado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción de las tensiones interfaciales.El desempeño de un yacimiento se ve afectado por el hecho de que la roca sea mojable preferencialmente por agua o por petróleo, particularmente en las técnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que una formación es mojada por agua equivocadamente puede producir daños irreversibles en el yacimiento. Por lo tanto la correcta comprensión de esta propiedad es fundamental para la optimización de la recuperación de hidrocarburos.

3. ¿Qué otros métodos se utilizan en la determinación de las curvas de presión capilar?

Método de la Centrífuga.En este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia de presión entre las fases. Se parte de una muestra Saturada 100% para una velocidad (rpm) estable, la fuerza centrifuga desatura gradualmente la muestra, hasta que se alcance el equilibrio capilar. Se toman las lecturas correspondientes. Así sucesivamente se aplican otras velocidades, hasta que se llegue a un punto tal que la fuerza centrifuga no haga que la muestra pierda la saturación.

Ventajas: Es un método rápido. El instrumental es más elaborado pero no es necesario asegurar contactos capilares. El

drenaje de la fase desplazada es directo. Permite hacer mediciones de Drenaje e Inhibición. Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco permeables.

Desventajas: El cálculo es indirecto. La saturación de fases varía a lo largo de la muestra.

Método de la Membrana Semi-PermeableTambién es conocido como método de Estados Restaurados y constituye el método "patrón" o de referencia para las demás mediciones. Su funcionamiento se basa en el empleo de un medio poroso (membrana) con capilares muy finos que actúan como barrera semi-permeable cuando se encuentra saturada 100% con la fase mojante del sistema.Durante el ensayo la fase continua se encuentra en contacto con la presión atmosférica, por lo que fluye libremente, a través de la membrana, hasta que la presión se equilibra en dicho valor. La fase no mojante, es discontinua (se interrumpe en la membrana, en tanto no se supere la Presión Umbral) y por lo tanto se encuentra sometida a la presión interior del sistema (aparato de medición). Cuando se alcanza el equilibrio, la presión interna del aparato es igual a la diferencia de presión entre fases (presión capilar del sistema).

Método de Inyección de mercurio.En este método se emplea mercurio como fase no mojante (el vacío, o vapor de Hg actúa como fase mojante).Ventajas: Es un método rápido. Permite trabajar sobre muestras de geometría variable (Cuttings, recortes). Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.

http://www.inlab.com.ar/#Imbibicion

http://www.inlab.com.ar/#Drenaje

http://www.inlab.com.ar/#Presion_Capilar

http://www.inlab.com.ar/#Presion_Umbral


http://www.inlab.com.ar/#Imbibicion

http://www.inlab.com.ar/#Drenaje


Permite definir perfectamente la presión umbral. Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas. El cálculo es sencillo y directo. Permite obtener la Distribución de Diámetros Porales (Gargantas Porales) del sistema.

Desventajas: Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados sólo hasta la saturación

de agua irreductible. No permite obtener la saturación irreductible de agua (Swirr) pues la fase mojante (vacío) luego de hacerse discontinua, es infinitamente compresible.

Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.

4. ¿Cuáles son las ventajas y desventajas de este método?

Ventajas. Determinación de la saturación irreducible de la fase fluida mojante del yacimiento. Obtención de la curva que se usará en posteriores cálculos Es un método sencillo y directo. Se mide directamente la propiedad de interés.

Observación: Es necesario asegurar un excelente contacto capilar entre la muestra y diafragma.

Es una medición absoluta.

Desventajas Sólo se emplea para curvas de drenaje. Lleva mucho tiempo. El equilibrio se obtiene al cabo de varios días. Una medición

completa insume entre 15 días y un mes. En muestras poco permeables (usualmente menos de 20-50 mD) o muy heterogéneas no

se alcanza la saturación irreductible de agua (Swirr). Requiere una buena saturaci6n del diafragma con el fluido de prueba

5. ¿En qué consiste el fenómeno de histéresis capilar, drenaje e imbibición?Existe una relación inversa entre la presión capilar y la saturación de agua, dicha relación es llamada curva de presión capilar, la cual es medida rutinariamente en laboratorio. Para tal experimento típicamente se emplea aire vs salmuera o aire vs mercurio y la curva resultante se convierte al sistema agua-petróleo del yacimiento.



Gráfico 1. Curva de presión capilar en procesos de drenaje e imbibición

La curva que comienza en el punto A, con la muestra saturada 100% de agua, la cual es desplazada por petróleo, representa el proceso de drenaje. En el punto B o de saturación de agua connata existe un discontinuidad aparente en la cual la saturación de agua no puede ser reducida más (saturación irreducible), a pesar de la presión capilar que existe entre las fases. Si se tiene que el petróleo se desplaza con agua, el resultado es la curva de imbibición. La diferencia entre los dos procesos se debe a la histéresis del ángulo de contacto. Cuando la saturación de agua ha crecido a su máximo valor Sw= 1- Sor, la presión capilar es 0 (punto C). En este punto la saturación residual de petróleo no puede ser reducida a pesar de las diferencias de presión capilar entre el agua y el crudo.

La presión capilar también puede ser interpretada en términos de la elevación de un plano de saturación constante de agua sobre el nivel al cual la presión capilar es 0. La analogía es usualmente comparada entre el levantamiento en el yacimiento y el experimento de laboratorio, mostrado en la figura 10, donde intervienen petróleo y agua, siendo la última la fase mojante.


Gráfico 2. Experimento de tubo capilar en un sistema petróleo agua

En el punto donde la presión capilar (Pc) es cero, se tiene que la presión del petróleo (Po) es igual a la presión del agua (Pw). El agua se elevará en el capilar hasta alcanzar la altura H, sobre el nivel de la interfase, cuando el equilibrio se haya alcanzado. Si Po y Pw son las presiones de petróleo y de agua en los lados opuestos de la curva de interfase, se tiene que (unidades absolutas):

Restando ambas se obtiene

Además considerando en detalle la geometría en la interfase del tubo capilar, si la curvatura es aproximadamente esférica con radio R, entonces aplicando la ecuación de Laplace r1=r2= R en todos los puntos de la interfase. También si r es el radio del tubo capilar, entonces r=RCosθ y se tiene que:

Dicha ecuación es frecuentemente usada para dibujar una comparación entre el experimento de laboratorio explicado anteriormente y el levantamiento capilar en el yacimiento, pudiéndose definir los siguientes puntos:

• Saturación de Agua Irreducible: Es la saturación de agua que no puede ser reducida sin importar cuanto más se aumente la presión capilar.

• 100% Nivel de Agua: Es el punto en que la mínima presión requerida de la fase mojante desplace la fase mojante y comience a penetrar los poros mayores.

• Nivel de Agua Libre: Nivel hipotético donde la presión capilar es igual a cero. En este punto no existe interfase entre los líquidos en la roca.


• Zona de Transición: Intervalo en el yacimiento entre el 100% Nivel de Agua y el punto más profundo de la zona más pendiente de la curva de presión capilar.

• Contacto Agua Petróleo: Esto ocurre en el tope de la zona de transición donde la condición de la fase mojante cambia de continua a no continua (funicular a pendicular). La fase no mojante se pone en contacto con la superficie sólida.

6. ¿Qué es la función J?

Los datos de presión capilar se usan para determinar la saturación promedio de agua connata o la relación altura-saturación para un yacimiento. Los datos de presión capilar se pueden correlacionar por medio de la función J de Leverett:

Dónde: Pc es la presión capilar en ipc; o, la tensión interfacial; 9r, el ángulo de contacto; k, la permeabilidad y la porosidad. La presión capilar en el yacimiento se calcula mediante:

Dónde: h es la altura por encima del contacto agua-petróleo a una saturación del 100 por ciento; hm, la altura de la elevación en el capilar por encima de la presión capilar 0; p„, y p0, las densidades del agua y del petróleo, respectivamente en g/cm3 y 0,433 , un factor de conversión que corresponde al gradiente de agua en lpc/pie. Para aplicar la ecuación 3.16 se deben relacionar las condiciones de laboratorio con las condiciones de yacimiento. Si se supone que el comportamiento capilar de las muestras del núcleo son representativas del comportamiento del yacimiento, se puede escribir, de acuerdo con la ecuación 3.15, lo siguiente:

http://2.bp.blogspot.com/-ANduLuuSEuc/UddEd6lbY7I/AAAAAAAARYg/S2extNo48u0/s1600/Gr%C3%A1fica_Ing_Petrolera_17.jpg

http://1.bp.blogspot.com/-JZBFoq35qpE/UddFX66cCvI/AAAAAAAARYw/5Xp5HywNLUo/s1600/Gr%C3%A1fica_Ing_Petrolera_18.jpg

http://2.bp.blogspot.com/-QeKiA7OSZR0/UddF4fs44-I/AAAAAAAARY4/OiZZHXZzUGo/s1600/Gr%C3%A1fica_Ing_Petrolera_19.jpg


7. ¿Qué aplicaciones tienen las curvas de presión capilar?

Se utilizan en el cálculo de la permeabilidad, distribución del tamaño de los poros de la roca y tamaño de poro promedio del yacimiento.

Es importante el agua innata, connata o Intersticial (agua existente en las zonas gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por encima de la zona de transición) porque reduce el volumen de espacio poroso disponible para la acumulación de gas y petróleo y también afecta sus recuperaciones. El agua connata no se halla distribuida uniformemente a través del yacimiento sino que varia con la litología y permeabilidad. Determinan la presión de desplazamiento. Schiltnuis demostró que existe una correlación entre permeabilidad absoluta y saturación de agua innata, describiendo el único método conocido para medir directamente dicha saturación.

8. ¿Como se transforman los datos de Presión Capilar a condiciones de Yacimiento?

Existen dos formas de efectuar la conversión: usando cualquiera de las dos llegamos al mismo resultado . Mediante el uso de la siguiente ecuación:

-Para datos obtenidos con Agua-gas:

-Sistema poroso del yacimiento:

Combinando las ecuaciones, se tiene:

La dificultad principal en la utilización de la ecuación anterior consiste en la determinación del ángulo de contacto, el cual puede variar de 0° y 180°, por lo que el cos variará entre -1 y 1, lo cual puede conducir a una considerable variación en los resultados de la conversión. Por esta razón, se supone que la humectabilidad es la misma en el laboratorio y en el yacimiento, entonces:

2. Se fundamenta en la siguiente ecuación en la cual no interviene el ángulo de contacto.

Donde f(Sw) es una función de saturación la cual puede determinarse para condiciones de laboratorio:


Para condiciones de yacimiento se obtiene:

Fuentes de error

El procedimiento que se llevó a cabo incurre en gran cantidad de errores, ya que el procedimiento se basa en la lectura de datos a partir de gráficas, y por lo tanto los valores reportados dependen del grado de apreciación de las escalas de cada gráfica y del observador, esto conlleva a un error acumulativo alto ya que los datos obtenidos ya con errores se usan para evaluar ecuaciones y correlaciones generando un error propagado


Conclusiones

La fase mojante es el agua, y las saturaciones críticas marcan puntos clave para la definición de zonas de fluidos.

La Función J, es una herramienta útil para relacionar presiones capilares por medio del ajuste de saturaciones, la relación existente entre la función J y la saturación es inversamente proporcional.

La presión capilar es una propiedad importante e indispensable en la industria, que provee de información para la determinación de los contactos entre los distintos fluidos del yacimiento.

La saturación Irreducible de un fluido en un yacimiento se debe a las fuerzas de tensión de adhesión que se generan entre la roca y el fluido, por tal motivo es más económicamente rentable explotar yacimientos en los cuales la fase no Mojante sea el hidrocarburo que se quiere recuperar.


Bibliografía

B.C. CRAFT, M. HAWKINS. APPLIED PETROLEUM RESERVOIR ENGINEERING. Segunda Edición, Prentice Hall Inc. Estados Unidos, 1991.

PARRA, Ricardo. GUÍA DE LABORATORIO DE YACIMIENTO. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva, 1999

ESCOBAR Freddy H. FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva.

PARRA, Ricardo. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTOS. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva

Informe Laboratorio Nucleos Presion Capilar

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