AGUAMERCURIO

Varilla de vidriono es mojada pormercurio

Varilla de vidrioes mojada poragua

• Mojabilidad: Capacidad que los fluidos tienen para adherirse a superficies sólidas

– El agua se adhiere mas al vidrio que al agua misma.

Reservoir Engineering Handbook 2nd Edition

• La fase Mojante ingresa al medio poroso en forma espontánea, por lo tanto, es necesario entregar energía para sacarla del medio poroso.

• La fase Mojante tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase Mojante es difícil de movilizar a través del medio poroso.

• La fase no-Mojante es expulsada del medio poroso en forma espontánea, por lo tanto, no es necesario entregar energía para extraerla de la red poral. Sólo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontánea.

• La fase no-Mojante tiende a ocupar los capilares de mayor diámetro dentro de la red poral, en consecuencia, la fase no-Mojante es más fácilmente movilizable.

Presión Capilar = Presión fase no mojante – Presión fase mojante

ghPP WBC

ghPP WCB

ghPP OAE

ghPP OEA

ghPP owBA )(

PRESIÓN CAPILAR

ghP owc )(

ghP owc )(

hP owc )(433.0

hg

P

o

c

hPc

Presión capilar, dyn/cm2

Densidad del petróleo, gr/cc

Constante gravitacional, cm/s2

Altura, cm

Presión capilar, psi

Altura, pies

Gravedad específica

Efecto del diámetro de los tubos capilares sobre la altura alcanzada por el líquido

CON DIÁMETRO PEQUEÑORadio del menisco mas pequeñoMayor fuerza de levanteMayor subida del líquidoPetróleo sube menos que agua

AGUA ACEITE

ALT

UR

A P

OR

EN

CIM

A D

EL

AG

UA

LIB

RE

NIVEL DE AGUA LIBRE

ZONA DE TRANSICIÓN

PETRÓLEO

AGUA

SATURACIÓN DE AGUA

% ESPACIO PORAL

Efectos de la altura por encima del nivel de agua libre en una arena de petróleo que contiene agua connata

• La magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada, esta controlada por: – La estructura porosa de la roca. – La densidad de los fluidos. – Las características de energía superficial.

• Los poros en las rocas reservorio son consideradas análogos a los tubos capilares si se toma en cuenta los diámetros son pequeños.

• Las rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transición de un gran espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores presiones capilares y delgadas zonas de transición.

• Contacto original agua/petróleo (WOC).- Es la menor elevación en el reservorio donde se produce 100 % de agua. En el contacto agua/petróleo existirá un valor de presión capilar PCT que es la presión umbral (Threshold). Note por lo tanto que en el contacto original agua/petróleo la producción de agua es 100% pero la presión capilar no es cero

• Nivel de agua libre (FWL).- Este es el nivel al cual la saturación de agua es 100% y la presión capilar es cero. Se debe notar que el nivel de agua libre corresponde a Pc = 0 y que todas las presiones capilares o elevaciones capilares son medidas a partir del nivel de agua libre y no del contacto original agua/petróleo.

• Zona de transición agua/petróleo.- Esta es la zona comprendida entre el contacto agua/petróleo (WOC) y el punto en el cual el agua alcanza un valor de saturación irreducible

• Saturación de agua connata (Swc).- Es la saturación de agua inicial en cualquier punto en el reservorio. En la zona de transición el agua connata es móvil.

DISTRIBUCIÓN DEL AGUA CONNATA EN UN RESERVORIO

Problema.Dada la curva de presión capilar encontrar la variación de la Sw con la profundidad. La Profundidad donde la Sw =100% es 4053 pies. La densidad del agua es 65.3 lb/ft3 y la del petróleo es 56.2 lb/ft

Sw,% Pc, psi100.0 0.8390.0 0.8780.0 0.8970.0 1.0060.0 1.1850.0 1.4740.0 2.0035.0 2.5031.6 3.0030.0 3.50

Profundidad Vs Sw4000

4010

4020

4030

4040

4050

40600 20 40 60 80 100Sw, %

Prof

undi

dad,

pie

s