Mecanismos de produccion

PRESIÓN CAPILAR

LUIS ANTONIO CASTRO CÓD. 2010192167

KAREN ISABEL GÓMEZ CÓD. 2010193023

ÓSCAR ANDRÉS GOYENECHE CÓD. 2010193062

GRUPO 02

SUBGRUPO 03

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERÍA

INGENIERA DE PETRÓLEOS

NEIVA-HUILA

MAYO 2013

PRESION CAPILAR

LUIS ANTONIO CASTRO CÓD. 2010192167

KAREN ISABEL GÓMEZ CÓD. 2010193023

ÓSCAR ANDRÉS GOYENECHE CÓD. 2010193062

GRUPO 02

SUBGRUPO 03

Análisis de núcleos

Ing. Luis Henrique Mantilla Ramírez

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERÍA

INGENIERA DE PETRÓLEOS

NEIVA-HUILA

JUNIO 2013

CONTENIDO

Pág.

1. OBJETIVOS                                                                        6
2. ELEMENTOS TEORICOS                                                        7
3. PROCEDIMIENTO                                                                13
4. TABLA DE DATOS                                                        14
5.  CUESTIONARIO                                                                16
6. PREGUNTAS LABORATORIO                                                48
7. FUENTES DE ERROR                                                        57
8. ANÁLISIS DE RESULTADOS                                                58
9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES                                62

BIBLIOGRAFÍA                                                                

ANEXOS

LISTA DE TABLAS

TABLA 1. Datos de la permeabilidad y porosidad del pozo H-1

TABLA 2. Datos de presión capilar (psi) de 4 muestras del pozo H-1

TABLA 3 Permeabilidades relativas del sistema agua-aceite

TABLA 4 Datos de las resistividades de la formación de las muestras saturadas 100% con salmuera de 16500 p.p.mNaCl a la temperatura de 90ºF

TABLA 5 Resultados de la función J de Leverett para las 4 muestras con respecto a la variación de saturación.

TABLA 6 Resultados de la presión capilar promedio a condiciones de laboratorio

TABLA 7 Resultados de la presión capilar promedio a condiciones de yacimiento

TABLA 8 Valores de presión capilar promedio a condiciones de yacimiento en altura, H (ft)

TABLA 9. Datos de presión capilar para la muestra 2 y muestra 5.

TABLA 10. Presiones capilares a condiciones de laboratorio obtenidas para la Muestra No 2

TABLA 11. Presiones capilares a condiciones de laboratorio obtenidas para la muestra No 6

TABLA 12  Cálculos del factor de formación a partir de la porosidad y Ro.

TABLA 13. Índice de resistividad de la formación para la muestra 3

LISTA DE GRÁFICAS

GRAFICA 1. Comportamiento de la presión capilar con respecto a la saturación para 4 muestras a condiciones de laboratorio.

GRAFICA 2. Comportamiento de la función J con respecto a la saturación

GRAFICA 3 Comportamiento de la función J promedio con respecto a la saturación

GRAFICA 4. Comportamiento de la Presión Capilar a condiciones de yacimiento, con respecto al cambio de saturación de agua.

GRAFICA 5. Comportamiento de la altura sobre el nivel del agua libre (ft) y la presión capilar a condiciones de yacimiento con respecto a la saturación.

GRAFICA 6 Curva de la permeabilidad relativa para la fase mojante y no mojante

GRAFICA 7 Determinación de las zonas de agua libre, transición y crudo, Pd, NAL, CAP.

GRAFICA 8 Metodo de la permeabilidad

GRAFICA 9 Permeabilidad Vs Saturación del agua a una presión capilar constante de 1.8 psi .

GRAFICA 10 Permeabilidad Vs Saturación del agua a una presión capilar constante de 2.0 psi .

GRAFICA 11. Permeabilidad Vs Saturación del agua a una presión capilar constante de 2.25 psi .

GRAFICA 12. Permeabilidad Vs Saturación del agua a una presión capilar constante de 2.5 psi .

GRAFICA 13. Permeabilidad Vs Saturación del agua a una presión capilar constante de 2.8 psi .

GRAFICA 14. Permeabilidad Vs Saturación del agua a una presión capilar constante de 3.4 psi .

GRAFICA 15. Permeabilidad Vs Saturación del agua a una presión capilar constante de 3 psi .

1. OBJETIVOS

GENERALES

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

ESPECIFICOS

Determinar la función J y obtener la gráfica de la función J(SW) vs. Sw.

Correlacionar la gráfica de Permeabilidad Relativa vs Saturación de agua, con la gráfica de Presión capilar a condiciones de yacimiento (PCY) vs Saturación 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.

Determinar la saturación de agua irreducible de las muestras.

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

1. ELEMENTOS TEÓRICOS

La 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.

[pic 1]

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:

[pic 2]

[pic 3]

Pero como:

[pic 4]

Luego:

[pic 5]

Por convención la presión capilar Po – Pwes 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.

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