presion capilar2

8/10/2019 presion capilar2

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PRESINCAPILAR

LAURA MEL I SSA GMEZ ARTUNDUAGACARLOS AUGUSTO GARCA CERQUERA

VERNICA LUCIA QUIROGA BUENAVENTURAOSCAR EDUARDO CORREA CERQUERA

Anlisis de Ncleos


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TENSIN SUPERFICIAL EINTERFACIAL


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Cuando se presentan desbalance de molculas en lainterfase, el resultado neto es una tendencia a reducir

el rea de contacto.

Cuando dos fluidos son lquidos y gas se utiliza eltermino de Tensin Superficial.

Cuando son dos lquidos se denomina TensinInterfacial.


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TENSIN INTERFACIAL Y SUPERFICIAL

La tensin superficial depende fundamentalmente depresin, temperatura y composicin de las fases.

Unidades:fuerza por unidad de longitud

Liquido en presencia de aire Tension superficial, (dinas/cm)

Agua 72,6

Benceno 28,9

n-Hexano 18,4n-Octano 21,8

Mercurio 465,0

Tens in su perf ic ial de d iferen tes lqu idos a 20C


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Liquido en presencia de agua Tensin interrfacial (dinas/cm)

Benceno 35

Hexeno 51

Mercurio 375

En el caso de los hidrocarburos, la tensin superficial puedeestimarse por medio de la siguiente ecuacin, propuesta porSugden e investigada experimentalmente por Weinaug yKatz.

1/4 =(P/M) (Lv)= tensin superficial en dinas/cm

=la densidad(liquido y vapor) en g/cm3

M= peso molecular

P=parmetro adimensional

P= 40 + 2,38M

TENSIN INTERFACIAL Y SUPERFICIAL


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MTODOS PARA MEDIR LA TENSINSUPERFICIAL

El ascenso capilar

El de la gota pendiente

El mtodo ssil o delestalagmmetro

Mtodo el del anillo o mtodo de

Du Nouy


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MTODO DE ASCENSO CAPILAR

Se mide a travs de en tubo capilar, se presentatensin superficial y humectabilidad del tubo haciael agua.


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FUERZAS LA TENSIN SUPERFICIAL = FUERZAS DE GRAVEDAD

La fuerza total ejercida hacia arriba que sostienen lacolumna del liquido, es igual a la fuerza por unidadde longitud por la longitud total de la superficie.

Farriba=(2) ( gw) cos (1)

Donde:

gw=es la tensin superficial entre aire(gas) y el agua(petrleo), dina/cm.

=el angulo de contacto entre el agua y ell tubo capilar.

r= el radio del capilar, cm


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La fuerza hacia arriba es contrarrestada por el peso delagua, el cual es equivalente a una fuerza msica queacta hacia abajo por la aceleracin, entonces:

Fabajo= r2 h g w(2)

Donde:

h= es la elevacin del agua dentro del capilar,cm

w= la densidad del agua en g/cm3g= la constante gravitacional, 980cm/seg2

Igualando las ecuaciones 1 y 2

gw=(rhg w)/(2cos )Par el caso de que los fluidos sean agua y petrleo la

ecuacin seria

gw=(rhg(w- o)/(2cos )


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MTODO DE LA GOTA PENDIENTE

En este mtodo se forma lentamente una gota deliquido que queda suspendida en el extremo de untubo capilar.

- La gota caer cuando su peso sea mayor que lafuerza debida a la tensin superficial que lasostiene adherida a la superficie.

- La tensin se determina conociendo la elongacinvertical que provoca la fuerza de gravedad.


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MTODO DE SIL O DELESTALAGMMETRO

Este mtodo se basa enque el tamao de una gota

que cae del capilardepende de la tensinsuperficial del liquido y seemplea para determinar latensin superficial de loslquidos con respecto alaire.


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MTODO DEL ANILLO

Este mtodo consiste en medir la fuerza necesariapara separa un anillo de la superficie de un liquido.


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HUMECTABILIDAD

Es la tendencia de un fluido a adherirse a unasuperficie solida en presencia de otro fluidoinmiscible, tratando de ocupar la mayor rea

posible.

mercurio petrleo

aguaSuperficie solida


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- Es la diferencia de presin entre el fluido de la fase nomojante y la fase mojante. En un sistema poroso, seobserva que las fuerzas inducidas por la mojabilidadpreferencial del medio con uno de los fluidos se

extiende sobre toda la interfase, causando diferenciasde presin entre los dos fluidos a travs de la interfase.

Es la magnitud de la saturacin de agua en unyacimiento, para una altura determinada, estacontrolada por:

1.- La estructura porosa de la roca.2.- La densidad de los fluidos.

3.- Las caractersticas de energa superficial.

PRESIN CAPILAR


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- El comportamiento mas comn es el que seobserva al colocar un tubo capilar en unrecipiente con agua y ver como el agua sube en

el capilar,hasta alcanzar el equilibrio

Esta situacin bastante similar a la que ocurre enun yacimiento, si se consideran los canales porosos

como tubos capilares de diferentes dimetros,distribucin irregulares a travs del yacimiento yconteniendo tres fluidos inmiscibles: agua, petrleoy gas.

EXPERIENCIA


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- El ascenso se debe a lasfuerzas de adhesin

entre el tubo y loslquidos inmiscibles, y esbalanceado por laaccin de la gravedadsobre la de petrleo yagua.

FLUIDO MOJANTE : AGUA


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Fuerza hacia arriba

Fuerza hacia abajo

Punto de equilibrio

EQUILIBRIO ESTTICO


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El ngulo que forma lainterface es mayor de 90 , h

desciende indicando que lapresin es mayor en el punto by la diferencia de densidad esnegativa, por lo tanto la

presin capilar es negativa.

FLUIDO MOJANTE: PETRLEO


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Por definicin, la presin capilar es la diferencia depresin a travs de la interfase. As ,si A y B son dospuntos, justo encima y debajo de la interfase, ladiferencia de presin PAPB es la presin capilar


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APRECIACIONES A TENER A EN CUENTA

Se considero un tubo circular, por lo que elradio de curvatura de la interface es el mismoen los planos. Ecuacin de Plateau.

Se considero que la fase mojante es el agua,por lo que el Angulo menor a 90 , arrojando

presin capilar positiva


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FACTORES QUE INFLUYEN EN

LA PRESIN CAPILAR


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La presin capilar esinversamenteproporcional aldimetro del poro.

La presin capilar esinversamenteproporcional a lasaturacin de agua

EFECTO DEL TAMAO DE PORO YSATURACIN DEL AGUA


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En el punto A todos losporos son pequeos

En el punto B todos losporos son grandes

En el punto C los porosvan variando

uniformemente

Pc vs Sw en relacin al tamao del poro


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La variacin de la Pc vs Swobviamente depende de la

naturaleza del fluido y el solidoenvuelto, puesto que el Angulo decontacto y la tensin interfacialser distinta para cada sistema

roca-fluido.

EFECTO DEL TIPO DE FLUIDO YSOLIDOS ENVUELTOS


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Mtodo de inyeccin de mercurio

Mtodo de la membrana porosa

Mtodo dinmico Mtodo de la centrifuga

NOTA: Los dos primeros los mas utilizados , los dosltimos menos utilizados por la complejidad de losequipos para la medicin

MEDIDAS DE PRESIN CAPILAR


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Una roca porosa, puesta en contacto con mercurio, nosufre el proceso espontneo de imbibicin. Por elcontrario, para introducir el mercurio en la red poral esnecesario vencer las fuerzas capilares que se oponen

al ingreso de esta fase lquida.La diferencia de lecturas,entre las posiciones debomba permite calcular el

volumen no ocupado por lamuestra. Ya calibrada, estevalor permite calcular elvolumen aparente de lamuestra empleada.

MTODO DE INYECCION DE MERCURIO


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VENTAJAS El clculo es sencillo y directo.

Permite trabajar sobre muestras de geometra

variable (Cuttings, recortes). Permite hacer mediciones de drenaje e imbibicin.

Permite definir perfectamente la presin umbral.

Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas.

DESVENTAJAS

No permite obtener la saturacin irreductible de

agua (Swirr) pues la fase mojante (vaco) luego dehacerse discontinua, es infinitamente compresible.

Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.


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Mtodo de Estados Restaurados constituye elmtodo "patrn" o de referencia para las demsmediciones.

Su funcionamiento se basa en el empleo de un medioporoso (membrana) con capilares muy finos queactan como barrera semi-permeable cuando seencuentra saturada 100% con la fase mojante delsistema.

Durante el ensayo la fase continua se encuentra encontacto con la presin atmosfrica, por lo que fluyelibremente, a travs de la membrana, hasta que lapresin se equilibra en dicho valor.

MTODO DE LA MEMBRANA


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VENTAJAS Es un mtodo sencillo y directo. Se mide directamente la propiedad de inters. Es una medicin absoluta. Permite definir perfectamente la presin umbral y

la saturacin irreductible de agua del sistema.

DESVENTAJAS

Slo se emplea para curvas de drenaje. Lleva mucho tiempo. El equilibrio se obtiene al

cabo de varios das. Una medicin completa

insume entre 15 das y un mes. En muestras poco permeables (usualmente

menos de 20-50 mD) o muy heterogneas no sealcanza la saturacin irreductible de agua (Swirr).


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En este mtodo se emplea una centrfuga dealta velocidad la cual determina lasaturacin de fluidos midiendo la cantidadde fluidos desplazados; la presin capilar secalcula en base a la velocidad de rotacin

Consiste en determinar las presiones a cadafase para diferentes saturaciones en unamuestra sometida a flujo bifsico.

Es poco utilizado debido al equipo especial

requerido

MTODO DINMICO

MTODO DE LA CENTRIFUGA


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VENTAJAS Es un mtodo rpido.

El instrumental es ms elaborado pero no esnecesario asegurar contactos capilares. El drenajede la fase desplazada es directo.

Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibicin.

Permite definir perfectamente la presin umbral demuestras poco permeables.

DESVENTAJAS El clculo es indirecto. La saturacin de fases varaa lo largo de la muestra.


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HISTRESIS CAPILAR

Los espacios porosos de la rocas yacimiento,originalmente se llenan con agua y, despus, amedida que el petrleo se mueve hacia elyacimiento, ste desplaza parte del agua y la reducea una saturacin residual.

El proceso para generar la curva de presin capilarcon el desplazamiento de la fase mojante (agua) porla fase no mojante (petrleo o gas) se denominaproceso de drenaje, el cual establece lassaturaciones de los fluidos que se encuentran cuandose descubre el yacimiento.


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El desplazamiento de la faseno mojante (la cual puede serpetrleo) por la fase mojante

(agua) se denomina procesode imbibicin.

El proceso de saturar ydesaturar un ncleo con una

fase no mojante se conocecomo histresis capilar.

La diferencia en la saturacin ydesaturacin de las curvas de

presin capilar estrelacionada con el ngulo decontacto de las interfaces delos fluidos con los slidos.


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DISTRIBUCIN INICIAL DE LASATURACIN EN UN YACIMIENTO

Una aplicacin importante del concepto de presincapilar concierne a la distribucin de los fluidos en elyacimiento antes de su explotacin.

Los datos de presin capilar en funcin de saturacinpueden convertirse en datos de profundidad vssaturacin mediante la ecuacin:

=


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La creacin de la zona de transicin agua-petrleo es uno de los mejores efectos de lasfuerzas capilares presentes en un yacimiento depetrleo.


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El CAP se define comola mayor profundidad

en el yacimiento dondeexiste un 100% desaturacin de agua.

El CGP se define comola mnima profundidad ala cual existe un 100% delquido en el yacimiento,esto es, la profundidad

mnima a la cual existesaturacin de petrleo yde agua.


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CURVA DE PRESIN CAPILAR PROMEDIO

La muestra en laboratorio es una porcininfinitesimal del yacimiento

Funcin (J) Leverett defini su funcinadimensional de saturacin la cual la llam lafuncin J. La Funcin J de Leverett es unaherramienta poderosa para el desarrollo de

tcnicas nuevas y veloces de mejoramientode procesos que intentan obtener un puntode vista ms exacto de la distribucin de losfluidos del yacimiento.


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MTODOS PARA PROMEDIAR DATOSDE PRESIN CAPILAR

Funcin J (propuesto por Leverett): Utiliza propiedades fsicas de la roca y de los fluidos,

define por:

Donde:

Pc = presin capilar, dinas/cm2 = Tensin interfacial, dinas/cm

K = permeabilidad, cm2

= porosidad, fraccin


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La representacin grafica de J vs. Sw para lasdiferentes muestras, con porosidad y permeabilidad

distintas, en el caso mas general, es de la siguienteforma:


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Conociendo la permeabilidad y la porosidad promediodel yacimiento, as como tambin la tensin superficialpara los fluidos a condiciones de yacimiento, se

seleccionan valores de Sw y de la curva promedio seobtiene J(Sw) promedio luego, la presin capilarcorrespondiente a condiciones de yacimiento sedetermina as:

Repitiendo para diferentes valores de Sw seobtiene la curva de Pc vs. Sw promedio para elyacimiento.


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.

TCNICAS ESTADSTICAS (GATLIN)

La saturacin de agua connata en un medio porosodepende de la permeabilidad o bien de la geometradel sistema poroso. De diferentes ensayos se hadeterminado que las mejores correlaciones se obtienen

con ecuaciones del tipo:

Donde ai(i=1,2,3,4) y c son constantes que puedendeterminarse por el mtodo de los mnimos cuadrados


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Considerando que se ha determinado una serie decurvas de presin capilar en muestras depermeabilidades diferentes, al representarlos

grficamente se obtienen los resultados de la siguientegrafica.


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GRAFICA LINEALIZADA


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PERMEABILIDAD RELATIVA

Cociente entre lapermeabilidadefectiva en una

fase de flujodeterminada y lapermeabilidadintrnseca delmedio poroso o la

permeabilidadabsoluta.


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DESPLAZAMIENTO A BAJO CAUDAL CONMOJABILIDAD AL AGUA.

El agua invade primerolos capilares mspequeos.

Cuando comienzan allenarse los capilares demayor dimetro, elagregado de agua

comienza a afectarnotablemente lacapacidad de conducirpetrleo.


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MOJABILIDAD AL PETRLEO.

Los primeroscapilares en serinvadidos por aguason los de mayordimetro


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CARACTERISTICAS

1. La curva Kro+Krw y Krg + Kro es la interaccin mutuaentre las fases, hace disminuir la suma de las

permeabilidades menor que 1.


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2. El punto de cruce entre las dos curvas, en generalno ocurre a Sw Sl igual al 50%

3. El efecto que causa una variacin de saturacin, esdisponer mas poros o canales del flujo de la fasecuya saturacin fue incrementada, y disminuir elnumero de poros o canales permisibles al paso de

otra fase.


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GRACIAS

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