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• Juan Camilo Dangon Molano

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Escuela de Ingeniería de Petróleos Análisis Petrofísicos

ANALISIS PETROFISICOS PRESION CAPILAR

Félix Arenas Rueda Ingeniero de Petróleos UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA, 2011

Escuela de Ingeniería de Petróleos Análisis Petrofísicos PRESION CAPILAR

Cuando dos fases están distribuidas continuamente a través de una roca porosa, una fase normalmente prefiere la superficie mojante de esta. Este fluido llena la fase mojante, y el otro fluido llena la fase no mojante. En los diminutos espacios porosos, existe una curvatura entre la interfase que separa los fluidos DIAGRAMA DE FUERZAS

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DEFINICION: La Presión Capilar se define como la diferencia de presión a través de la interfase de fluidos en el punto medio. La presión capilar es normalmente expresada como la presión en la fase no mojante menos la presión en la fase mojante.

Pc = Donde: Pc = Pnw = Pw =

Pnw - Pw Presión Capilar. Presión en la fase no mojante. Presión en la fase mojante

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OBJETIVOS: - Determinar la distribución de fluidos en el yacimiento - Determinar la saturación de aceite residual en un proceso de inundación con agua - Identificación de zonas y tipos de roca - Identificar la saturación de agua crítica. - Datos para la simulación de yacimientos

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Factores que afectan la Presión Capilar: • Propiedades de la roca. Muestras con diferentes formas, tamaños y distribución de poros tendrán diferentes características de presión capilar. • Mojabilidad. La distribución de los fluidos dentro del espacio poroso depende de la mojabilidad de la roca. Yacimientos de gas son mojados por salmuera o aceite siendo el gas la fase no mojante. • Historia de saturación. La mojabilidad depende de la forma como se formo el yacimiento.

• Fluidos presentes. Las propiedades de los fluidos afectan la presión capilar

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Modelos de tubos que afectan la Presión Capilar: Una curva de presión capilar es un gráfico de la presión capilar Vs. La saturación del fluido humectante. Estas curvas reflejan el tipo de roca.

B

A 0

Saturación de Agua (SW) %

100

Diferentes tipos de curvas de presión capilar, por efecto del tamaño de poro.

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TECNICAS PARA MEDIR LA PRESION CAPILAR: • PLATO POROSO (Con o sin presión de overburden) • CENTRIFUGA

• INYECCION DE MERCURIO • IMBIBICION ESPONTANEA

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TECNICAS:

METODO DEL PLATO POROSO (Celda de estado restaurado)

 Determinar la distribución de fluidos en el yacimiento  Determinar la saturación de aceite residual en un proceso de inundación con agua  Identificación de zonas y tipos de roca  Identificar la saturación de agua crítica.  Datos para la simulación de yacimientos (cálculo de reservas)

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TECNICAS: METODO DE INYECCION DE MERCURIO

 Determinar el tamaño de la garganta de poros  Determinar la permeabilidad de la muestra

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Selección del método de acuerdo a la aplicación requerida. Aplicación

Tipo de prueba

Selección de la muestra

Técnica

Preservación

Fluidos usados

Temperatura

Drenaje primario

Muestras con amplio rango de porosidades y permeabilidades dentro de cada litología. Las muestras para las pruebas de centrifuga deben ser homogéneas

Plato poroso* o Centrifuga*

Extraída

Aire – salmuera o aire - aceite

Ambiente

Saturación residual de aceite

Imbibición

Muestras con amplio rango de porosidades y permeabilidades dentro de cada litología. Las muestras deben ser homogéneas

Centrifuga*

Preservada

Crudo aceite y salmuera

Temperatura de yacimiento

Imbibición espontanea

Imbibición de agua e Imbibición de aceite

Muestras con amplio rango de porosidades y permeabilidades dentro de cada litología

Imbibición espontanea*

Preservada

Crudo aceite y salmuera

Temperatura de yacimiento

Distribución de tamaño de poro

Drenaje

Muestras con amplio rango de porosidades y permeabilidades dentro de cada litología

Inyección de mercurio

Extraída

Mercurio

Ambiente

Distribución inicial de fluido

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GRACIAS

Bucaramanga, septiembre de 2011