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UNIVERSIDAD PRIVADA DOMINGO SAVIO

Reservorios y Prospección

Docente Ing. Javier Valdivia.

Alumno Juan José Chávez Romero.

Los fundamentos de la mojabilidad

La comprensión de la mojabilidad de la formación es crucial para optimizar la recuperación del petróleo. El hecho de que una roca sea mojable por petróleo o por agua, incide en numerosos aspectos del desempeño del yacimiento, particularmente en las técnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento.

Está definida como la preferencia que tiene un fluido determinado a adherirse o extenderse sobre la superficie de la roca reservorio, en presencia de otros fluidos inmiscibles. A partir de esta propiedad en el campo petrolífero las rocas pueden ser clasificadas en dos grupos:

Rocas Oleófilas, aquellas mojadas por el hidrocarburo

Rocas Hidrófilas, que son mojadas por el agua

Cuando el yacimiento tiene una roca hidrófila, lo que favorece el implemento de un sistema de recuperación secundaria por inyección de agua. Esto se debe a que la recuperación de petróleo por inyección de agua depende de las eficiencias de desplazamiento y volumétrica, se ha comprobado que para las mismas viscosidades de aceite y agua, la relación de movilidad y por lo tanto la eficiencia volumétrica de barrido es más favorable en una roca mojada por agua que por aceite.

La forma de identificar si una roca es oleófila o hidrófila es por medio del ángulo de contacto entre el fluido y la roca. Como se puede observan en la figura 1, para ángulos de contacto Ө menores a 90 grados indican condiciones de mojabilidad preferentemente por agua, mientras que contactos mayores de 90 grados, indican condiciones de mojabilidad preferentemente por aceite.

Figura 1.

MOJABILIDAD DE UN SISTEMA AGUA – PETROLEO – ROCA

Ө= 90⁰ Roca con humectabilidad neutra, lo que significa que el solido no presenta preferencia por agua o aceite

Ө<90⁰Roca hidrofila (humectable al agua), el agua tendera a entrar mas en contacto con la superficie solida que el aceite.

Ө>90⁰

Roca oleófila (humectable al petroleo), la gota de agua se contrae para evitar el

contacto del solido.

ESTUDIO DE LA MOJABILIAD

El estudio de la mojabilidad se hace a través de un ángulo θ denominado ángulo de contacto el cual es definido como el ángulo formado entre la superficie y la línea tangente al punto de contacto entre la gota de líquido con la superficie. Este ángulo depende de la energía superficial del sólido, la energía interfacial y la tensión superficial del líquido.

Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. La mojabilidad tiene sólo un significado relativo. Teóricamente, debe ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o

180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos.

Los factores que controlan la humectabilidad en el yacimiento son los siguientes:

Composición de las superficies minerales

Naturaleza del petróleo

Saturación inicial del agua

Química de la salmuera Distribución de tamaño

de poro Cambios de presión,

temperatura y composición.

En la tabla 1 se muestra algunas características del flujo debido a la humectabilidad de la roca.

Tabla 1

CARACTERISTICAS DE FLUJO DEBIDO A LA HUMECTABILIDAD DE LA ROCA

PROPIEDAD HUMEDECIDA POR AGUA HUMEDECIDA POR PETROLEO

Saturación de agua connata

Generalmente mayor que 20 a 25% del volumen poroso.

Generalmente menos que 15% del volumen

poroso, frecuentemente menos que 10%.

Saturación a la que las permeabilidades

relativas del petróleo y del agua son

iguales.

Mayores que 50% de la saturación de agua.

Menores que el 50% de la saturación del agua.

Permeabilidad relativa al agua a la máxima saturación del agua, esto es,

inyección.

Generalmente menos que 30%

Mayor que 50% y acercándose al 100%.

Fuente: Aspectos de Ingeniería de la Inyección de Agua, Forrest F. Craig, Jr.

Los fundamentos de la capilaridad

R: radio del cuello poral.γ: tensión superficialΘ: ángulo de mojabilidadH: ascenso capilar

El estudio de la presión capilar es muy importante en recuperación secundaria debido a que permite conocer la distribución de los fluidos en el yacimiento como también permite conocer el movimiento de los fluidos a través del yacimiento.

La capilaridad es una propiedad física de los fluidos por la que ellos pueden avanzar a través de las interconexiones de los poros de las rocas que son parecidas a vasos capilares, debido a que la fuerza intermolecular (o cohesión intermolecular) entre sus moléculas es menor a la adhesión del líquido con la materia de la roca y el fluido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el peso del fluido que llena el poro de la roca.

PRESIÓN CAPILAR

Se la define como el diferencial de presión existente entre la interfase de dos fluidos inmiscibles, donde uno de ellos moja la superficie de la roca reservorio de una forma predominante con respecto al otro.

Este concepto se lo expresa como la diferencia entre la presión del fluido no mojante y la presión del fluido mojante.

Pc=P no mojante – P mojante

En sistemas gas-petróleo: Pcgo=Pg-Po

En sistemas gas-agua: Pcgw=Pg-Pw

En sistemas petróleo-agua: Pcow=Po-Pw

R: radio del cuello poral.γ: tensión superficialΘ: ángulo de mojabilidadH: ascenso capilar

Entre las características de las fuerzas capilares tenemos:

Mientras más mojante sea la fase de mayor densidad, mayor será la diferencia de presión, a través de la interfase para un capilar de tamaño definido.

Cuando las características de humectabilidad se mantiene constantes mayor será la presión capilar si el diámetro del capilar disminuye, ya que la presion capilar es inversamente proporcional al radio del capilar.

La fase que moja el capilar tendrá siempre la presión menor.

De las curvas de presión capilar se puede obtener lo siguiente:

Porosidad efectiva Saturación irreducible de agua. Variación de la saturación de agua por encima del

contacto agua petróleo Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de

muestras irregulares o ripios. Posible mojabilidad y ángulo de contacto si una roca es

mojada por el agua o el petróleo.

Las curvas de presión capilar obtenidas de núcleos constituyen una forma de medir la distribución del tamaño de los poros. Tales curvas se obtienen de la inyección de mercurio en el núcleo conteniendo aire o la inyección de petróleo en la muestra cuando esta contiene agua.

En estos métodos la cantidad de fluido que entra en el sistema poroso mediante una presión externa medida, el volumen y la presión determinan un punto en la curva de presión capilar.

La presión capilar se incrementa y un nuevo valor de la cantidad de fluido inyectado es medido. En esta forma se obtiene suficiente información para determinar una curva que relacione volumen y presión.

Recuperación secundaria por inyección de agua

La descripción del reservorio es la base para diseñar, operar y evaluar un proyecto de inyección de agua para recuperación secundaria. Aquí se determina (en gran parte) la selección de un plan de inyección y el modelo para estimar el comportamiento del proyecto. Es importante recordar que la descripción del reservorio es un proceso interactivo. Cada paso requiere participación entre geólogos, geofísicos e ingenieros de campo. Esta interacción permite comparar asunciones acerca de porosidad, permeabilidad, distribución del tamaño de los poros y área de superficie, además las propiedades combinadas de la roca y fluidos tales como: mojabilidad y capilaridad.

Es el proceso aplicado, después de la recuperación primaria, mediante el cual se inyecta un fluido, agua, con el fin de mantener la presión en el reservorio e incrementar el factor de recobro secundario lo que significa una recuperación adicional de reservas.Entre los principales objetivos de la implementación de un mecanismo de recuperación tenemos:Incrementar la recuperación del petróleo por sobre la que se obtiene mediante los mecanismos naturales (surgencia natural y producción intermitente), debido a cualquiera de las siguientes condiciones:Incremento del volumen recuperable del yacimientoRecuperación de una parte de la saturación residual de petróleoAumento del volumen de petróleo móvil en condiciones de superficieMejora de las eficiencias del desplazamiento

Acelerar la recuperación de petróleo, por la implementación de energía adicional de movilización, desplazamiento y producción requeridos.