presion capilar
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5/24/2018 PRESION CAPILAR
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Escuela de Ingeniera de Petrleos
Anlisis Petrofsicos
ANALISIS PETROFISICOS
PRESION CAPILAR
Flix Arenas Rueda
Ingeniero de Petrleos
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS
BUCARAMANGA, 2011
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PRESION CAPILAR
Cuando dos fases estn distribuidas
continuamente a travs de una roca
porosa, una fase normalmente
prefiere la superficie mojante deesta. Este fluido llena la fase
mojante, y el otro fluido llena la fase
no mojante. En los diminutos
espacios porosos, existe unacurvatura entre la interfase que
separa los fluidos
DIAGRAMA DE FUERZAS
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PRESION CAPILAR
DEFINICION:La Presin Capilar se define como la diferencia de presin a
travs de la interfase de fluidos en el punto medio.
La presin capilar es normalmente expresada como la presin
en la fase no mojante menos la presin en la fase mojante.
Pc = Pnw - PwDonde:
Pc = Presin Capilar.
Pnw = Presin en la fase no mojante.
Pw = Presin en la fase mojante
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OBJETIVOS:- Determinar la distribucin de fluidos en el yacimiento
- Determinar la saturacin de aceite residual en un procesode inundacin con agua
- Identificacin de zonas y tipos de roca
- Identificar la saturacin de agua crtica.
- Datos para la simulacin de yacimientos
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Factores que afectan la Presin Capilar:
Propiedades de la roca. Muestras con diferentes formas, tamaos y
distribucin de poros tendrn diferentes caractersticas de presincapilar.
Mojabilidad. La distribucin de los fluidos dentro del espacio porosodepende de la mojabilidad de la roca. Yacimientos de gas son mojados
por salmuera o aceite siendo el gas la fase no mojante.
Historia de saturacin. La mojabilidad depende de la forma como seformo el yacimiento.
Fluidos presentes. Las propiedades de los fluidos afectan la presincapilar
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Modelos de tubos que afectan la Presin Capilar:
Una curva de presin capilar es un grfico de la presin capilar Vs. Lasaturacin del fluido humectante. Estas curvas reflejan el tipo de roca.
B
A
Saturacin de Agua
(SW) %
0 100
Diferentes tipos de curvas de presin capilar, por efecto del tamao de poro.
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TECNICAS PARA MEDIR LA PRESION CAPILAR:
PLATO POROSO (Con o sin presin de overburden)
CENTRIFUGA
INYECCION DE MERCURIO
IMBIBICION ESPONTANEA
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PRESION CAPILARTECNICAS:
METODO DEL PLATO POROSO (Celda de estado restaurado)
Determinar la distribucin de fluidos en el yacimiento Determinar la saturacin de aceite residual en un proceso de inundacin
con agua Identificacin de zonas y tipos de roca
Identificar la saturacin de agua crtica. Datos para la simulacin de yacimientos (clculo de reservas)
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PRESION CAPILARTECNICAS:
METODO DE INYECCION DE MERCURIO
Determinar el tamao de la garganta de poros Determinar la permeabilidad de la muestra
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Seleccin del mtodo de acuerdo a la aplicacin requerida.
Aplicacin Tipo de prueba Seleccin de la muestra Tcnica Preservacin Fluidos usados Temperatura
Distribucin inicialde fluido
Drenaje primario
Muestras con amplio rango deporosidades y permeabilidadesdentro de cada litologa. Lasmuestras para las pruebas decentrifuga deben serhomogneas
Plato poroso*o Centrifuga*
ExtradaAire salmuera
o aire - aceiteAmbiente
Saturacinresidual de aceite
Imbibicin
Muestras con amplio rango deporosidades y permeabilidadesdentro de cada litologa. Lasmuestras deben serhomogneas
Centrifuga* PreservadaCrudo aceite y
salmueraTemperatura de
yacimiento
Imbibicinespontanea
Imbibicin de agua eImbibicin de aceite
Muestras con amplio rango deporosidades y permeabilidadesdentro de cada litologa
Imbibicinespontanea*
PreservadaCrudo aceite y
salmueraTemperatura de
yacimiento
Distribucin detamao de poro
DrenajeMuestras con amplio rango deporosidades y permeabilidadesdentro de cada litologa
Inyeccin demercurio
Extrada Mercurio Ambiente
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GRACIAS
Bucaramanga, septiembre de 2011
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