Presión Capilar

LABORATORIO DE PRESIÓN CAPILAR

Informe 2. Estimación del tamaño de poro y la selección a partir de la relación entre la presión capilar y la saturación.

C. A. Gómez, UNALMED, T. Henao, UNALMED, J. Vargas, UNALMED, D. Villada, UNALMED

Presentación.

Con el desarrollo de éste laboratorio se pretendió determinar la presión capilar de un medio poroso no consolidado conformado por arenas 30-40 y 100-200, las cuales fueron separadas y ubicadas al interior y exterior de una manga de caucho respectivamente y situadas sobre un colchón de arena 100-200. Lo anterior, a fin de complementar los conceptos teóricos desarrollados en las sesiones expositivas del curso propiedades de la roca yacimiento.

La práctica fue realizada por los estudiantes suscritos en el encabezado de este informe, el día 10 de mayo de 2011, en el laboratorio de yacimientos de la Facultad de Minas de la Universidad Nacional de Colombia, Sede Medellín.

Para estimar el tamaño de poro y su selección dentro de una muestra se utilizó el método del diafragma poroso, utilizando como fluido de saturación agua o tersol. Por lo anterior, se dividió el curso en 13 grupos cada uno con un montaje característico y con un fluido de saturación especifico, del cual cada equipo reportó los valores de la presión capilar y las gráficas respectivas asociadas a las curvas de drenaje, imbibición e histéresis.

Para la preparación de los medios porosos no consolidados se partió de una o dos arenas base las cuales fueron tamizadas de acuerdo al rango requerido de tamaño de grano. En algunos casos, se utilizó una configuración de arenas sueltas y núcleos consolidados para el montaje de la prueba.

Para efectuar la relación de la presión capilar y la saturación en el medio poroso, se emplearon un embudo de vidrio con un diafragma semipermeable, una manguera a través de la cual se hizo circular el fluido de saturación en la muestra a analizar; y una bureta la cual permitía tomar los datos respectivos de volumen desplazado para cada una de las presiones capilares definidas.

Al final de la práctica se llevó a cabo el análisis de los datos obtenidos por todos los grupos a fin de identificar cómo afectan las diferentes variables los resultados obtenidos.

Introducción.

En el proceso de evaluación y caracterización de un yacimiento petrolífero no sólo la medición de las propiedades petrofísicas básicas como la permeabilidad y la porosidad a través de métodos directos, aportan información relevante y a escala de las cualidades de una formación de hidrocarburos; puesto que, relaciones como la existente entre la presión capilar y la saturación de un medio poroso con un fluido también aporta datos importantes del yacimiento, como lo son: la saturación de agua residual y/o aceite, el tamaño y selección de poros, además de estimar la distribución inicial de fluidos y el comportamiento del reservorio ante los procesos de inyección de agua, en el presente informe se analizará tal relación para estimar algunas propiedades de las muestras no consolidadas.

Marco Teórico.

Porosidad [1]

La porosidad es una propiedad petrofísica básica que es la razón entre los espacios vacíos presentes en la roca (volumen poroso) y el volumen total de la roca.

Permeabilidad [2]

La permeabilidad es una propiedad petrofísica básica que se relaciona con la capacidad que presenta la roca para permitir el flujo de un fluido a través de los poros interconectados.

Fase humectante y fase no humectante [3]

Fluido que presenta mayor intensidad de adherencia y extensión en la superficie de un medio poroso con respecto a otro que también se encuentre presente en éste (fase no humectante).

Presión Capilar

Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a éstos, 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 varían. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar [4].

Figura 1. Ascenso de un Fluido por un Tubo Capilar [5].

Es posible deducir una expresión analítica para calcular la magnitud de la presión capilar, para esto se deben encontrar expresiones para las presiones P1 y P2, de la forma siguiente [5]:

P1 = Ph + ρhgh

P2 = Pnh + ρnhgh

Ahora, como estas presiones están a la misma profundidad h, respecto al menisco, se puede asumir que P1 = P2, por lo tanto,

P1 = P2 → Ph + ρhgh = Pnh + ρnhgh

Además, si definimos

Pc = Pnh - Ph

Pc = (ρh - ρnh) gh

Donde:

Pnh: Presión de la fase no humectante

Ph: Presión de la fase humectante

h: Altura de la columna de líquido

De la Figura 1 puede notarse que si se desprecia la columna de aire por encima del nivel de agua libre, se obtiene que:

Pnh = Ph + ρh

Pnh - Ph = ρh

Y ya que por definición la presión capilar, Pc, es igual a la diferencia entre la presión de la fase no humectante y la presión de la fase humectante, por tanto:

Pc = Pnh - Ph

Entonces la ecuación puede ser escrita en forma general como:

Pc = (ρh - ρnh) gh

Donde (ρh-ρnh) es la diferencia de densidades entre los fluidos involucrados.

Nota: La presión de la fase humectante siempre es mayor que la presión de la fase no humectante. Esto explica la forma de la curvatura en la interfase [5].

Haciendo un balance de fuerzas para el fluido que esta ascendiendo por el capilar se tiene:

Dos fuerzas de ascenso: La primera asociada a la tensión de adhesión o preferencia humectante y la segunda relacionada con la fuerza que hace que el fluido fluya a través del tubo capilar ejercida por la fase no humectante.

Es importante tener en cuenta que las fuerzas de ascenso anteriormente mencionadas son equilibradas con el peso de la columna de fluido.

Figura 2. Equilibrio de fuerzas [5].

Definiendo las fuerzas que actúan hacia arriba:

ρ_nh ghπr^2+2πrσ cos⁡θ

Definiendo la fuerza que actúa hacia abajo:

ρ_h ghπr^2

Haciendo el equilibrio de fuerzas, se tiene:

ρ_nh

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