19 abril 2009

Pruebas de Presión Capilar
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Pueden hacerse dos tipos de pruebas de presión capilar:
La de drenaje y la de imbibición.
Las pruebas de presión capilar de drenaje tienden a duplicar la acumulación de petróleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones iniciales de agua.
Las pruebas de presión capilar por imbibición se usan para predecir la extracción de petróleo por empuje de agua.
La fig. 1 contiene las curvas de la presión capilar de drenaje y la imbibición en el mismo núcleo. Los valores positivos de la presión capilar denotan que la presión de la fase petrolífera es mayor que la presión en la fase acuífera. Para una presión capilar negativa, la presión en la fase acuífera es más alta.
¿Cómo se hace la prueba de Presión Capilar?
En la preparación de una muestra de núcleo para hacer la Prueba de presión capilar de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un fluido humectante bajo más alta presión. Para lograr un contraste entre el fluido humectante y el no humectante, generalmente se emplea un líquido para la fase humectante y un gas para la no humectante.


Fig.1 Presión Capilar vs Saturación de Agua

*Se han usado dos métodos para las pruebas de presión capilar de drenaje:
El de la centrífuga y el de estado restaurado.
El primero se usa más porque el tiempo y los costos son mucho menores que los requeridos por el método de estado restaurado. Además, pueden simularse presiones capilares más altas con la centrífuga que con el método por restauración.
Método de la centrífuga:
La muestra saturada con un solo líquido se pone en la centrífuga, cuya velocidad de rotación determina la presión capilar. El liquido, que generalmente es un aceite de baja viscosidad, como el kero¬sene, es extraído del núcleo por la fuerza centrífuga, como lo sería por gas bajo presión. La centrífuga se hace girar a baja velocidad constante hasta que el líquido deje de fluir. El líquido producido acumulado se anota para cada velocidad. La prueba termina cuando se obtiene un aumento en la velocidad de la centrifuga. El resultado final es un gráfico de presión capilar versus la fase de saturación por humectabilidad. El cálculo de la distribución de la saturación a lo largo del núcleo y la conversión de la velocidad de la centrífuga a presión capilar están más allá del alcance.
Al comienzo de una prueba de presión capilar por imbibición la muestra de núcleo contiene agua a la saturación irreducible y el volumen remanente de poros está lleno de petróleo. Estas condi-ciones de saturación podrían existir al final de una prueba capilar de drenaje por imbibición, si el agua ha sido desplazada por el petróleo. La prueba de imbibición duplica el desplazamiento de petróleo por el agua de yacimientos. El final de la prueba es la saturación residual de petróleo, como se muestra en la Figura 1.
La mayoría de las pruebas de presión capilar por imbibición se hacen en la centrifuga. En este caso la muestra del núcleo se rodea de agua mientras está girando.
Un procedimiento de reciente creación permite que se hagan pruebas de presión capilar por imbibición en la centrífuga, a seudo-condiciones del yacimiento. El núcleo debe cortarse y preservarse en condiciones que retengan la verdadera humectabilidad. La temperatura del yacimiento se mantiene en la centrifuga y el núcleo se satura con agua y con petróleo libre de gas del yacimiento. El gas debe removerse del crudo porque el ambiente en la centrífuga está a presión atmosférica.
El área entre las curvas de presión capilar por drenaje y la de imbibición (figura 1.), llamada enlace de histéresis, es el resultado de que el petróleo que es forzado en los poros de la roca no puede por fuerza deslizarse fácilmente. De hecho, parte del petróleo, correspondiente a la saturación irreducible, no puede desplazarse, no importa cuán alta sea la presión capilar negativa. Esto ocurre cuando la presión de la fase humectante (agua) es mayor que la presión de la fase no humectante. Solamente en la prueba de imbibición con la centrífuga son posibles presiones capilares nega¬tivas. Sin embargo, esta prueba define la región de baja saturación de petróleo de la curva, que constituye la parte importante para determinar la eficiencia de la extracción de petróleo por empuje de agua.

Fuente:

Información tomada de la página: www.upb.edu/ipgn/texto.doc


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