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

1 |Universidad Nacional de Colombia

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

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