UNI FIP

Profesor:

ING. DANIEL CANTO

Integrantes:

PALIZA ARAUJO MARCO ANTONIO

“CAPILARIDAD”

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Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza intermolecular o cohesión intermolecular entre sus moléculas es menor que la adhesión del líquido con el material del tubo; es decir, es un líquido que moja. El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo. Éste es el caso del agua, y esta propiedad es la que regula parcialmente su ascenso dentro de las plantas, sin gastar energía para vencer la gravedad. Sin embargo, cuando la cohesión entre las moléculas de un líquido es más potente que la adhesión al capilar, como el caso del mercurio, la tensión superficial hace que el líquido descienda a un nivel inferior y su superficie es convexa. Por ello es un instrumento fundamental para el estudio de propiedad del petróleo.

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Prólogo……………………………………………………………………………..

Índice……………………………………………………………………………..

Objetivos………………………………………………………………………..

Fundamento teórico……………………………………………………………

Materiales………………………………………………………………………

Procedimiento experimental………………………………….………………

Cálculos y resultados…………………………………………………………..

Conclusiones…………………………………………….……………………..

Observaciones y recordaciones

Bibliografía……………………………………………………………………

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legar a definir correctamente que es la presión capilar y que relación tiene con la saturación.

Graficar la presión capilar en función de la saturación.

Conocer el manejo del equipo para el cálculo de la presión capilar.

Relacionar los datos de laboratorio para correlacionarlo a condiciones de reservorio.

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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 interface, causando diferencias de presión mesurables entre los dos fluidos a través de la interface.

Cuando los fluidos están en contacto, las moléculas cerca a la interface se atraen desigualmente por sus vecinas. Si la interface 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 interface 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 interface, causando diferenciales de presión entre los dos fluidos a través de la interface.

Considere el sistema de la figura donde existe equilibrio estático. 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

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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, ΣFx = 0, luego:

Por convención la presión capilar Po - Pw es 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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En la siguiente figura, la longitud sobre la cual la fuerza σ es aplicada en el capilar de radio r es 2πr. Luego el total de la fuerza capilar será 2πrσ. Y la fuerza vertical es 2πrσCos θ. Puesto que la presión se define como F / A, entonces:

La anterior expresión implica que la Pc aumenta a medida que r disminuye.

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Tensión interfacial y superficial

La interface que separa a dos fases es una región con solubilidad limitada, que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moléculas. Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moléculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes. La tensión superficial es una propiedad termodinámica fundamental de la interface. Se define como la energía disponible para incrementar el área de la interface en una unidad.

Cuando dos fluidos están en contacto, las moléculas cerca a la interface se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son más grandes que las otras, esto origina una

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superficie de energía libre/unidad de área que se llama tensión interfacial. En otras palabras, es la unidad de fuerza/unidad de longitud.

La tensión interfacial, σ, es la tensión que existe entre la interface de dos fluidos inmiscibles. Es una medida indirecta de la solubilidad. A medida que la tensión interfacial se hace más baja, las dos fases se aproximan más a la miscibilidad. Si los fluidos son un líquido y su vapor, entonces se aplica el término de tensión superficial. A medida que el sistema se aproxima al punto crítico, las dos fases se hacen indistinguibles y la tensión superficial se hace cero. El valor de la tensión interfacial entre crudo y agua, σow, oscila entre 10 y 30 dinas/cm (10 a 30 mN/m).

Mojabilidad

Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida. Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por petróleo. Geológicamente el agua es mojable. El grado de mojabilidad está relacionado de la siguiente forma: Gas < Oil < Agua. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, el ángulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama ángulo de contacto. Medida de la mojabilidad.

El ángulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad. Si θ < 90° se dice que el sistema es mojado por agua y si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite. En virtud a la variación del contenido mineralógico del medio poroso y a la depositación de compuestos orgánicos procedentes del crudo, habrá zonas de diferente mojabilidad.

Esto se conoce como mojabilidad dálmata. En un medio poroso el fluido mojante ocupa los poros menores y el no-mojante los mayores. La mojabilidad de un gas prácticamente no existe, esto hace que el gas se localice en las zonas de mayor permeabilidad y porosidad.

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De acuerdo con la siguiente figura, para que exista el proceso de IMBIBICIÓN se requiere que θ < 90°, P2 > P1, Pc = P2 - P1 > 0. Otras particularidades de la imbibición son a) Pe > Ps Imbibición forzada, b) Pe = Ps Imbibición espontánea, y c) Pe < Ps Imbibición inhibida. Si θ < 90° existe succión. Aquí se requiere contrapresión (igual a Pc) para que no avance el menisco.

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En un sistema con DRENAJE, como la siguiente figura, θ > 90°, P1 > P2, Pc = P2 - P1 < 0 Pe - Ps > Pc

existe drenaje forzado.

Drenaje, imbibición e histéresis

Llámese drenaje la disminución de la fase mojante e imbibición el aumento de la fase mojante. Experimentalmente se demostró, que θ es mayor cuando la fase mojante avanza sobre la roca que cuando se retira (histéresis). En un proceso de saturación y de saturación las presiones capilares medidas no son las mismas en un proceso de imbibición que en un proceso de drenaje, debido a que el camino termodinámico es aleatorio y por tanto diferente, tal diferencia en los valores de presión capilar se conoce como Histéresis.

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El desplazamiento de petróleo por agua es un proceso de imbibición. Las curvas de presión capilar y permeabilidades relativas deben hacerse bajo condiciones de imbibición debido a futuros procesos de inyección de agua.

Las ideas sobre presión capilar ilustradas hasta el momento, pueden extenderse al yacimiento considerando que el medio poroso está constituido por poros de diferentes diámetros distribuidos al azar. Así, en vez de un solo tubo capilar, se tendrá un medio poroso representado por un conjunto de varios tubos capilares de diferentes diámetros, tal como se ilustra en la siguiente figura:

Al

mismo tiempo, la cantidad de agua (saturación de agua) dentro del conjunto de capilares, por encima de la altura alcanzada por el agua en cada capilar, irá aumentando a medida que se va considerando capilares de mayor diámetro. Así, como la presión capilar es proporcional a la altura alcanzada por el agua, se obtiene que la presión capilar disminuye a medida que aumenta la saturación de agua.

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Relación Entre Presión Capilar Y Saturación De La Fase Mojante:

La relación entre Pc y Sw posee dos características importantes:

1) Existe un valor de Sw el cuál prácticamente es imposible de reducir, aún aumentando la presión capilar indefinidamente. Este valor se denomina Saturación Irreducible de la Fase Mojante, Swi, y representa la cantidad de flujo mojante que queda entre los poros más pequeños del medio poroso. Esta saturación es imposible de reducir, pues ella es directamente proporcional al radio de la interface y para valores pequeños de dicho radio, la Pc requerida es sumamente alta.

2) A la saturación de agua = 100% se requiere un cierto valor de presión capilar para iniciar el proceso de saturación. Este valor mínimo de presión capilar se denomina Presión de Desplazamiento y es la presión requerida para hacer que la fase no - mojante entre en los capilares de mayor diámetro. Otra característica derivada de esta es cuando existen dos fases en el medio poroso, la fase mojante estará ocupando los poros de menor diámetro y a no – mojante las de mayor diámetro.

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DESCRIPCIÓN DEL INSTRUMENTO

Este método se describe como un procedimiento para determinar curvas de presión capilar de medios porosos mediante la inyección forzada de mercurio dentro de los poros evacuados de la muestra. Las relaciones de presión-volumen que se obtienen son razonablemente similares a las curvas de presión capilar determinadas por el método generalmente aceptado del diafragma poroso. La ventaja del método aquí descrito consiste en la rapidez con que se obtienen los datos experimentales, y en la factibilidad de trabajar con muestra irregulares, por ejemplo, los cortes de la broca de perforación que se analizan tan igual que una muestra cilíndrica regularmente cortada.

El aparato consiste en tres partes principales: Una bomba volumétrica modificada Ruska de 100 cc (A) , a la cual se le ha instalado un picnómetro de alta presión (B) , en donde se puede acomodar muestras de 1´´ de diámetro y 11/2´´ de largo. Estas dos partes están conectadas a un manifold (C) tal como puede apreciarse en la figura, que permite variar la presión del gas y registrar esta presión desde valores muy bajos hasta 2000 psi.

La bomba volumétrica de desplazamiento está constituida de un sistema pistón-cilindro, que es movido por medio de un tornillo exactamente micrometrado, y que permite con una vuelta del tornillo, mover el pistón una distancia suficiente para desplazar un centímetro cúbico. El volumen del líquido de la bomba se determina por lecturas sucesivas de la escala (D) y el vernier (E) que está instalado en el soporte del manubrio.

El picnómetro consiste en dos partes, ambas con una ventana (G) tronco-cónica rígidamente ensambladas en el cuerpo del picnómetro. Existe, además, dos dedales de lucita que conectan al picnómetro con la bomba y el manifold respectivamente. Estos dos dedales tienen una marca (H) de referencia que puede ser vista a través de las ventanas. El picnómetro está asegurado en sus dos partes por un tornillo circular (J).

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El manifold está conectado a dos fuentes, una de vacío y otra de presión dadas por una botella de nitrógeno de alta presión (2000 psig) .El resto de la instalación del manifold consta de instrumentos para medir presiones desde el vació hasta las 2000 psig. El vacío se mide en un registrador Mc Leod, y las presiones mayores que la atmósfera se miden en los manómetros de distinto rango (0-30 psia, 0-200 psia y 0-2000 psia).

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Gas Nitrógeno (N2). Bomba de vacío.

Equipo ruska (de inyección de Hg). Muestra de roca (core).

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PRIMERA PARTE

La muestra preparada (plug), se coloca en la cámara del aparato. Se coloca luego el casquete superior asegurándolo bien mediante su tornillo ajuste.

SEGUNDA PARTE

Con el nivel de mercurio debajo de la línea de referencia de la ventana inferior de lucita, se hace vació en el sistema hasta alcanzar un grado de vació equivalente a 0.005 mm de mercurio o menos, lo cual es registrado en el aparato medidor de vació tipo Mc Leod. Las otras válvulas del manifold deben permanecer cerradas, excepto la del manómetro de baja presión (0-30 psia).

TERCERA PARTE

Colocar el nivel de mercurio exactamente en la línea de referencia de la ventana inferior, avanzando el pistón de la bomba de desplazamiento. Poner las escalas lineal y micrométrica de la bomba en cero. Continuar avanzando el pistón de la bomba hasta que el nivel de

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mercurio alcance la línea de referencia de la ventana superior. Anotar la lectura. Restando esta lectura del volumen conocido de la cámara (entre las dos líneas de referencia superior e inferior), se obtiene el volumen total de la muestra.

CUARTA PARTE

Abrir la válvula reguladora del tanque de mercurio, y admitir gas al sistema hasta que la presión llegue a la atmosférica. De este modo el mercurio que rodea la muestra se introducirá gradualmente en el espacio poroso evacuado.

Avanzar el pistón de la bomba hasta que el nivel de mercurio alcance nuevamente la línea de referencia superior. Anotar la lectura de la bomba.

Quebrar el plug, para poder observar el mercurio que no ha podido salir del plug.

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Hay que tener en cuenta el volumen poroso del plug (VP = 1.1548 cc), para poder graficar la Presión capilar vs Saturación (S).

S = [(Vporoso-Vfluido)/Vporoso] x100%

A continuación se presentan los datos obtenidos en el laboratorio:

PRECIONES VOLUMENES SATURACION DEL MERCURIO20 0.25 0.783522 0.3 0.740224 0.32 0.722826 0.345 0.701228 0.36 0.688232 0.4 0.653636 0.42 0.636340 0.435 0.623344 0.45 0.610348 0.46 0.601652 0.47 0.593056 0.48 0.584360 0.49 0.575664 0.495 0.571368 0.5 0.567072 0.51 0.558376 0.515 0.554080 0.512 0.550184 0.52 0.549988 0.52 0.549792 0.5251 0.545296 0.5254 0.5450100 0.53 0.5410

AHORA GRAFICAMOS PRECION VS SATURACION Hg

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PRESION (atm)

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0.40

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Series2Exponential (Series2)

20

Sat. Hg

0.0 1.0

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Las curvas de presión capilar nos permiten estudiar los fenómenos de drenaje e inhibición. El grafico nos muestra el drenaje ya que el mercurio está desplazando al fluido que se encuentra en el core.

Los datos de la prueba de presión capilar, nos sirve para relacionar las saturaciones con las presiones.

Excepto en un punto en este laboratorio nos ha salido muy bien la curva. Esto se debe a la correcta lectura del equipo en los volúmenes desplazados.

Al observar la cantidad de almacenamiento que posee el core nos da una idea de

cuanto petróleo puede almacenar el reservorio por unidad de volumen.

Con este método también es posible determinar la porosidad del core ya que

permite calcular el volumen bruto de un core.

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Debemos de tener mucho cuidado con el manejo de los equipos; seguir siempre las recomendaciones del ingeniero encargado del laboratorio para poder obtener datos con mayor exactitud.

Por motivos de seguridad, una vez terminada la charla del profesor colocar las sillas debajo de la mesa para así evitar accidentes y poder realizar un laboratorio exitoso.

Es recomendable llegar a altas presiones para así acercarnos a nuestro punto de saturación irreductible en forma experimental, en nuestro caso no es posible llegar a este punto ya que solamente el equipo llega a la presion de 90 Psi.

Se debe tener cuidado de no excederse en la presión impuesta al core ya que puede fracturarlo.

Registrar siempre el volumen de Hg retenido en el medio poroso luego de la descompresión del mercurio. Esta fase no-mojante residual puede correlacionarse con otras fases residuales (gas o petróleo) del mismo medio poroso.

Se debe prever que la muestra se haya sometido a las pruebas necesarias, ya que después de la inyección de mercurio quedará inservible.

Tener cuidado al trabajar con el mercurio debemos recordar que es un producto toxico.

El volumen de de gas nitrógeno empleado si se recupera a diferencia del equipo permeámetro.

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Análisis de núcleos / Ing. César Tipian.

http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-

yacimiento/determinacion-de-la-permeabilidad-absoluta.php

Lucio carrillo- capitulo.2(descripción del reservorio)

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