IUNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIAFACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO

LABORATORIO DE NUCLEOS

METODOS PARA LA DETERMINACION DE LAPRESION CAPILAR

ALUMNO: SALVADOR QUISPE, ROBERT EDISSON

A CARGO DE: ING. DANIEL CANTO

FECHA DE REALIZACION: 12 DE ABRIL DE 2014

FECHA DE ENTREGA: 24 DE JUNIO DE 20142014

INDICE

PaginaINTRODUCCION..3

OBJETIVO.4

FUNDAMENTO TEORICO..5

PROCEDIMIENTO Y GRAFICO.1

RESULTADOS.15

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.19

APORTES..20

BIBLIOGRAFIA21

INTRODUCCION

Es importante comprender la naturaleza de las fuerzas capilares. Siempre que dos o ms fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinacin de la tensin superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presin tambin cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presin capilar. El concepto de capilaridad es muy importante tratar en el campo de la industria pertrolera por que tiene una importante aplicacin para la produccin de esta. La presin capilar se usa para: Determinar la distribucin de fluidos en el yacimiento, Determinar la saturacin residual de petrleo para efectos de desplazamiento inmiscible, Determinar la distribucin de poros de la roca Y Diferenciar zonas o tipos de roca.

OBJETIVO

Lo primero que debemos aprender es familiarizarnos con los instrumentos que trabajaremos, aprender a calibrarlo (si se debe hacerlo) y aprender a tener cuidado con su manipulacin ya que algunos son de vidrio y por lo tanto delicados. Reconocer las propiedad petrofsicas que se pueden estudiar del core que sacamos. Determinar y entender la importancia de la presin capilar y la relacin que guarda con la saturacin y porosidad. Interpretar graficas tabuladas de presin y caudal, el cual son pasos complementarios del mtodo utilizado para el hallado de la permeabilidad. Al final compararemos los resultados obtenidos por los diferentes mtodos

FUNDAMENTO TEORICOPRESION CAPILARIDADDEFINICIN: Siempre que dos o ms fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinacin de la tensin superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presin tambin cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presin capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifsicos de diferentes clases; de inters para la industria del petrleo estn los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera. Los datos de presin capilar se utilizan directamente en programas numricos de simulacin y para calcular la distribucin de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presin capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones esperadas de agua fsil. En cualquier medio poroso con presencia de fluidos bifsicos, la fase mojante tendr siempre la presin ms baja. Por lo tanto, las curvas de presin capilar se pueden tambin utilizar para determinar las caractersticas de mojabilidad del yacimiento. Las presiones capilares se miden comnmente con uno de dos instrumentos: celdas de de saturacin de plato poroso o centrfugo. Debido a que los tiempos de prueba son ms cortos, la centrfuga es la tcnica de prueba preferida. La ultra-centrfuga permite realizar la prueba a temperaturas hasta de 150C. Existen tcnicas para la determinacin de la presin capilar en ncleos consolidados y no consolidados.La presin capilar es el resultado de la tensin interfacial que existe en la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. La tensin interfacial es a la vez causada por el desbalance en las fuerzas moleculares de atraccin experimentada por las molculas en la superficie, tal como se muestra.CAPILARIDADLa capilaridad es la habilidad de un tubo delgado para succionar un lquido en contra de la fuerza de gravedad. Sucede cuando las fuerzas intermoleculares adhesivas entre el lquido y el slido son ms fuertes que las fuerzas intermoleculares cohesivas entre el lquido. Esto causa que el menisco tenga una forma cncava cuando el lquido est en contacto con una superficie vertical. Este es el mismo efecto que causa que materiales porosos absorban lquidos. Un aparato comn usado para demostrar la capilaridad es el tubo capilar. Cuando la parte inferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente en un lquido como el agua, se forma un menisco convexo. La tensin superficial succiona la columna lquida hacia arriba hasta que el peso del lquido sea suficiente para que la fuerza gravitacional sobreponga a las fuerzas intermoleculares. El peso de la columna lquida es proporcional al cuadrado del dimetro del tubo, por lo que un tubo angosto succionar el lquido ms arriba que un tubo ancho. Por ejemplo, un tubo de vidrio de 0.1mm de dimetro levantar 30cm la columna de agua.

Con algunos materiales como el mercurio y el vidrio, las fuerzas interatmicas en el lquido exceden a aquellas entre el lquido y el slido, por lo que se forma un menisco cncavo y la capilaridad trabaja en sentido inverso.La presin capilar es la diferencia de presin que existe a lo largo de la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. Si se tiene conocimiento de la mojabilidad, la presin capilar ser definida como la diferencia de presin entre las fases no-mojante y mojante (la presin capilar siempre ser positiva).Es decir:

Por lo tanto, para un sistema oil-water (mojable al agua):

Para un sistema gas-oil (mojable al petrleo):

La presin capilar se usa para:Determinar la distribucin de fluidos en el yacimiento.Determinar la saturacin residual de petrleo para efectos de desplazamiento inmiscible.Determinar la distribucin de poros de la rocaDiferenciar zonas o tipos de roca. MOJABILIDADEs la capacidad de un lquido a esparcirse o adherirse sobre una superficie slida en la presencia de otro fluido inmiscible. Los fluidos son el petrleo y el agua, y la superficie slida es la superficie de la roca reservorio. La mojabilidad es afectada por varios factores (superficie slida y tipo de fluido) tales como el tiempo de contacto entre los fluidos y la superficie de la roca, heterogeneidad de la superficie, rugosidad y mineraloga de la superficie de roca y composicin del agua y del petrleo.La preferencia mojante de un fluido (sobre otro) determinado sobre la superficie de la roda se mide en trminos del ngulo de contacto. Este ngulo de contacto es el ngulo medido entre una tangente sobre la superficie de la gota trazada desde el punto de contacto y la tangente a la superficie.El ngulo se denomina ngulo de contacto. Cuando > 90, el fluido moja al slido y se llama fluido mojante. Cuando