prueba de pozos

 República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior
Universidad Nacional Politécnica de las Fuerza Armada Bolivariana (U.N.E.F.A.B)
6to Semestre de Ingeniería en Petróleo (Pet-D6-1)
Núcleo Guárico – Sede Tucupido









Profesor: Integrantes:


Noviembre del 2011


Equilibrio gravedad-presión capilarEs 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 mesurable entre los dos fluidos a través de la interfase. Cuando los fluidos están en contacto, lasmoléculas cerca a la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas. Si la interfase 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 entubos de diámetro pequeño (capilares). La interfase 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 fuerzasinducidas por la preferencia humectable del sólido por uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferenciales de presión entre los dos fluidos a través de la interfase. Es la magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada, esta controlada por:

1.- La estructura porosa de la roca.
2.- La densidad de los fluidos.
3.- Las característicasde energía superficial.

El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas de presion
 capilar determinadas en el laboratorio. 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, mientrasque las rocas de alta permeabilidad presentan menores presiones capilares y delgadas zonas de transición. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el lado del fluido no-mojante de la interface (Pnw), es mayor que la presión para el lado del fluido mojante (Pn).Esta diferencia de presiones se define comopresión capilar

(Pc).Pc=Pnw-Pw
 
Cuando dos o más fluidos están presentes en una formación porosa a la misma elevación (por ejemplo, respecto del nivel del mar), y aun cuando los fluidos estén ala presión de equilibrio, estos no se encuentran a la misma presión. Esta situación se genera debido a que la atracción mutua entre la roca y el fluido (tensión de adhesión)es diferente para cada fluido. Ladiferencia en la presión entre las dos fases en equilibrio a la misma elevación se denomina presión capilar entre las fases. El fluido con la mayor tendencia a mojar la roca reservorio tendrá la presión más baja.

Distribución inicial de fluidos
La porosidad es la que determina la capacidad de almacenamiento de fluido que posee la roca, ya que es el porcentaje de volumen total de la rocaque representa al volumen poroso. Por ende para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes.
 Precisamente la fracción del volumen poroso ocupado por gas, petróleo o agua es lo que denominamos saturación. Las ecuaciones matemáticas que representan la saturación de los...