Medida De La Presión Capilar A Una Muestra De Arena 50-100

MEDIDA DE LA PRESIÓN CAPILAR PARA UNA MUESTRA 50-100 DE ARENA

INFORME DE LABORATORIO No 2 PROPIEDADES DE LA ROCA YACIMIENTO

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA – SEDE MEDELLÍN

El siguiente informe hace un recorrido de la explicación de una de las propiedades más importantes para la caracterización de un yacimiento y posterior aprovechamiento del mismo: La Presión Capilar, donde se mostrará como a partir del uso del método del diafragma poroso con el aprovechamiento del efecto capilar, se obtenienen las curvas drenaje e imbibición, haciendo un chequeo del fenómeno de la histéresis y la incidencia de factores como la granulometria y distribución de poro, radios de capilaridad y su efecto en el aumento o disminución de la saturación en un volumen poroso, además de una comparación entre muestras con diferentes fluidos en las fases humectantes y no humectantes, que permitirá de esta forma, lograr apreciar las presiones de desplazamiento de los fluidos en el reservorio, que en la vida práctica son de importancia como mecanismos de recobro de petróleo si se aprovechan debidamente.

Palabras Clave

Curvas de presión capilar, presión capilar, imbibición, drenaje, histéresis, tamaño de poro.

INTRODUCCIÓN

Para la industria de hidrocarburos es de vital importancia conocer las propiedades de las rocas de los yacimientos y la interacción de estas con los fluidos de interés para potenciar

las reservas de hidrocarburos en yacimiento así también como la productividad y la calidad, derivándose en la optimización del proceso de explotación del hidrocarburo.

Los yacimientos se identifican por ser medios porosos cuyos poros se encuentran interconectados, y donde coexisten dos o más fluidos; si sumado a lo anterior se le adiciona la combinación de la preferencia humectable, la tensión superficial y la curvatura debida a los poros, esto deriva a que

las dos fases experimenten presiones distintas estas, además, afectadas por el cambio de sus saturaciones relativas. Esta diferencia entre dos fases se define como presión capilar.

La presión capilar se puede describir mediante el desarrollo de sus curvas, ya que estas proporcionan los datos necesarios acerca del equilibrio estático inicial, es de suma importancia para la inicialización de simuladores de

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El cálculo de la presión capilar se utiliza para conocer como se

comportarán las interfaces de dos fluidos (agua-petróleo o

agua-gas) dentro del espacio poroso del reservorio y así

determinar el régimen de producción adecuado.

yacimientos, los tamaños de poro y su distribución a lo largo del medio poroso y la saturación del agua connata.

La presión capilar está entre las propiedades más importantes que describen la calidad de un yacimiento petrolífero puesto que hace alusión a la facilidad o dificultad para desplazar los fluidos al interior de las gargantas de poro que constituyen el medio poroso.

A continuación se usa el método mencionado para la obtención de la curva de presión capilar de una muestra de arena (50-100) %). Finalmente se realiza un análisis de los resultados obtenidos.

OBJETIVOS

Objetivo general:

• Montar e interpretar la prueba de diagrama poroso con el fin de construir las curvas de presión capilar para una muestra de arena (50-100) y comparar los resultados con arena de otra granulometría.

Objetivos específicos:

• Elaborar, a partir de los datos obtenidos en la experiencia, las curvas de presión capilar y realizar de estar forma un análisis sobre los datos obtenidos.

• Aprender a manipular los equipos de forma tal que se obtenga el montaje del método de diafragma poros.

• Observar el fenómeno de histéresis, en la presión capilar.

• Realizar una analogía entre las mediciones según varia el tamaño de grano de la arena para el calculo de presión capilar.

MARCO TEÓRICO

Capilaridad:

Cuando un capilar se sumerge en la interfase de dos fluidos puede producirse un ascenso o un descenso de la interface. En el primer caso se produce el denominado "ascenso capilar", y en el segundo caso se habla de "descenso capilar".

Estos movimientos ocurren como consecuencia de los fenómenos de superficie que dan lugar a que la fase mojante invada en forma preferencial el medio poroso. En términos generales, el ascenso o descenso capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta (en función de la altura y de la diferente densidad de los fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema.

Presión Capilar:

Las fuerzas capilares en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficial e interfacial de la roca y fluidos, el tamaño y geometría del poro, y la humectabilidad característica del sistema.

Toda superficie curva entre dos líquidos inmiscibles tiene una tendencia a contraerse en la menor área posible por unidad de volumen. Esto es cierto si los fluidos son aceite y agua, agua y gas (o aire), o aceite y gas.

Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, una discontinuidad en la presión existe entre los dos fluidos, la cual depende de la curvatura de la interfaz separando

tal diferencia de presión es Lo anterior representado en la siguiente ecuación:

los fluidos es entonces como llamada la presión capilar (pc).

Pcap = Pnm- Pm Donde,

Pcap = Presión Capilar

Ec. [1]

Pnm = Presión de la fase no-mojante

• Pm = Presión de la fase mojante.

Siendo esta relación de validez general y aplicable tanto a sistema de capilares cilíndricos como a sistemas de geometría no definida o altamente variable como es el caso de los medios porosos naturales.

Otra expresión útil para visualizar y analizar los fenómenos capilares es la que se obtienen del análisis de la figura *

Pcap =(2.swo .cosqwo )/r [2]

La ecuación [2] muestra que, una vez elegidos, tanto el material del medio poroso como los fluidos a estudiar, la

Los siguientos, son conceptos que se deben tener claros para

el desarrollo de la práctica.

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presión capilar es inversamente proporcional al radio del capilar involucrado.

Relación con el medio poroso: Para un medio poroso, si la saturación de la fase humectante disminuye, el radio R reducido y la presión capilar aumentarán. De igual manera si la saturación de la fase humectante aumenta, el radio de curvatura R aumenta y la presión capilar disminuirá.

Ecuación para relacionar la saturación de agua en el método usado en la práctica:

Figura 2. Fuerzas que intervienen en una muestra.

Humectabilidad: Es la tendencia de una superficie de roca a entrar en contacto con determinada fase de fluido cuando está en presencia de más de un fluido. Es el parámetro que determinará la distribución y posterior flujo de los fluidos. Es la propiedad que controla la distribución y la movilidad de los hidrocarburos al interior de la roca yacimiento.

Fase humectante: Se denomina así al fluido que se adhiere a la pared del medio poroso.

Fase no humectante: Es aquella que se puede mover libremente en el área transversal de un medio poroso.

Tensión superficial: Es la resistencia que presenta un líquido a la rotura de su superficie.

Curvas de presión capilar: Relacionan la distribución de la saturación en el yacimiento, para obtener información con respecto al flujo multifásico a través de la roca. Estas muestran las tendencias de imbibición y drenaje y en general el comportamiento de histéresis.

Drenaje: Proceso por el cual la fase no humectante desplaza la fase humectante.

Imbibición: Proceso en el cual la fase humectante desplaza la fase no humectante.

Curvas de presión capilar: Relacionan la distribución de la saturación en el yacimiento, para obtener información con respecto al flujo multifásico a través de la roca. Estas muestran las tendencias de imbibición y drenaje y en general el comportamiento de histéresis.

Histéresis: La teoría de histéresis ha sido analizada desde el concepto de “dominios”. En medios porosos el término dominio se define como el grupo de capilares que se

vacían a una presión característica de drenaje y se llenan a una presión característica de imbibición.

Figura 1. Presión Capilar en un medio poroso.

Sw = (Vp-Ve)/ Vp Donde,

Sw= saturación de agua Vp= Volumen poroso Ve=Volumen evacuado

Ec [3]

Fuerzas capilares: Dependen de la humectabilidad del sistema, y hacen que el fluido humectante desplace al fluido no humectante a través del medio poroso. Si se usan adecuadamente pueden servir como mecanismo de recobro de petróleo.

• Dos fuerzas de ascenso, tensión de adhesión o por preferencia humectante del capilar. La segunda que hace que el fluido ascienda en el capilar se debe a la presión ejercida por la columna de aire sobre la superficie del liquido.

• Las fuerzas de ascenso serán equilibradas por la fuerza correspondiente al peso de la columna de fluido.

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para los núcleos; una condición necesaria para este método es que el tamaño de poro del plato poroso sea menor que el tamaño de poro de los núcleos, para asegurar un buen funcionamiento del plato. La

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