RecuperaciónSecundariaPROPIEDADES DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS

MOJABILIDADDescribe la preferencia de un sólido a establecer contacto con un fluido en presencia de otro fluido.

En proyectos de waterflooding se consideran sistemas binarios.

Ecuación de Young-Dupre

𝛼𝑜𝑠 − 𝛼𝑤𝑠 = 𝛼𝑜𝑤𝑐𝑜𝑠𝜃𝑐

MOJABILIDADEl ángulo de contacto, 𝜃𝑐, ha sido aceptado hasta convertirse en el método más común para la determinación de la mojabilidad.

La clasificación se realiza considerando ángulos de entre 0 y 180º.

0<𝜃𝑐<90, Mojable al agua

90<𝜃𝑐<180, Mojable al aceite

𝜃𝑐=90, neutral

𝜃𝑐=0, fuertemente mojable al agua

𝜃𝑐=180, fuertemente mojable al aceite

Con referencia a la mojabilidad, los yacimientos pueden ser clasificados en: yacimientos hidrófilos y yacimientos oleófilos.

No define saturación .

MOJABILIDADYacimientos hidrófilos:

-Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º

-El agua es la fase mojante.

-En los canales de flujo más pequeños del yacimiento, habrá solo desplazamiento de agua.

-El petróleo se desplaza por los canales de flujo más grandes.

-La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.

MOJABILIDADYacimientos oleófilos:

-Presentan un ángulo de contacto θ > 90º

-El petróleo es la fase mojante.

-En los canales de flujo más pequeños habrá solo desplazamiento de petróleo; el agua se desplaza por los canales más grandes.

-Pocos yacimientos son oleófilos.

DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS

PRESIÓN CAPILARLa presión capilar en teoría de yacimientos se define como la diferencia de presión existente en la interfaz de dos fluidos inmiscibles cuando uno de estos se encuentra mojando la roca.

La presión capilar es expresada generalmente como la diferencia de presiones entre la fase no mojante y la fase mojante.

En un sistema aceite-agua-roca, la presión capilar será definida como la diferencia de presión entre la fase aceite menos la presión en la fase agua.

𝑃𝑐 = 𝑃𝑜 − 𝑃𝑤

HISTÉRESIS

Se refiere a la variación de las propiedades de la roca en un sistema multifásico, esta depende del sentido del cambio de saturación (Drenaje).

PROCESOS DE PRESION CAPILARIMBIBICIÓN

La imbibición no es más que el incremento de la saturación de la fase mojante. La imbibición espontánea es definida como la capacidad de absorción de un fluido por la fase sólida de un sistema en ausencia de presiones.

DRENAJE

Contrario a la imbibición es el drenaje. El drenaje se refiere a la saturación de la fase no mojante. Por ejemplo, en un proceso de waterflooding en el que el reservorio es mojable al aceite.

En simples palabras, en un proceso de drenaje, el fluido no mojante desplaza al fluido mojante, mientras que en por imbibición ocurre lo contrario.

PRESIÓN CAPILARLa presión en la fase petróleo debe exceder la presión en la faseagua antes de que el petróleo entre a la roca saturadainicialmente con agua.

La “presión de umbral”, sirve como referencia para determinar lamojabilidad de la roca, la tensión interfacial entre las fases y eldiámetro de los poros más grandes en la cara externa del núcleo.

La pendiente en la curva de la presión capilar durante el procesode drenaje es una medida cualitativa del rango de distribucióndel tamaño de los poros.

En laboratorio se mide la presión capilar como la presión que senecesita aplicar al fluido desplazante para desplazar al fluidosaturante.

RELATIVE PERMEABILITYLa permeabilidad relativa es una medida directa de la habilidad del sistema poroso para conducir un fluido en presencia de otros.

Estas características de flujo están directamente relacionadas con la geometría de los poros, la mojabilidad, la distribución de los fluidos y el historial de saturación.

La permeabilidad relativa ha sido definida como la permeabilidad efectiva para un fluido específico dividido para algún valor base de permeabilidad absoluta.

FACTORES QUE AFECTAN LA MOJABILIDADLos factores descritos en esta sección poseen un efecto positivo o negativo en la mojabilidad del yacimiento.

Fluidos de perforación base agua o aceite

Asfaltenos y fracciones polares

Inyección de gas miscible

Temperatura (inyección de agua caliente o vapor)

FACTORES QUE AFECTAN LA MOJABILIDADLa mojabilidad afecta la presión capilar, la permeabilidad relativa y las pruebas de desplazamiento de agua.

La mojabilidad se ve afectada pues la intromisión de componentes del lodo base agua llevan a un aumento en el carácter mojante por agua en rocas mojadas por aceite, pero no afecta las fuertemente mojadas por agua (mayor interés).

La alteración más fuerte la causa el contacto con los fluidos de perforación base aceite, los cuales aumentan la preferencia mojante al aceite de la roca.

La alteración de la mojabilidad se atribuye a las partículas coloidales de alto peso molecular, asfaltenos suspendidos en el aceite crudo.

INFLUENCIA DE LA MOJABILIDAD EN LAS PROPIEDADES DE LA ROCA.PROPIEDADES ELECTRICAS

La determinación de la resistividad eléctrica de un medio poroso depende en gran parte de la mojabilidad y de la historia de saturación, debido a que estos factores controlan la localización y distribución de los fluidos.

En un sistema aceite-agua-roca, el único conductor de corriente eléctrica es el agua por lo tanto la resistividad eléctrica del núcleo es una función de longitud y del área de la sección transversal de los caminos por donde pasa el agua a través del medio poroso.

MOVILIDADEs la relación entre la capacidad que tiene un fluido para fluir en presencia de otro fluido. Este concepto depende de la permeabilidad relativa y la viscosidad para cada fluido.

◦ 𝜆 =𝑘𝑟

𝜇

Si la relacion de movilidad es mayor que uno, el agua tiene mayor movilidad. Y lo consecuetemente lo contrario tambien es verdadero.

La eficiencia de arrastre y el recobro tienden a disminuir a medida que la relación aumenta.

Un proceso de desplazamiento puede ser mejorado incrementando la viscosidad del agua o disminuyendo la del petróleo.