MOVILIDAD EN EL MEDIO POROSO

Es la relación que existe entra la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido.

Permeabilidad Secundaria: Resulta de la alteración de la matriz de la roca por la compactación, cementación, fractura miento y solución

Permeabilidad efectiva: Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidad efectiva es función de la saturación de fluidos, siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta.

λ f=k fμ f

En un proceso de flujo multifasico, existo relación éntrelas movilidades de los fluidos, a esto se le conoce como como relación de movilidad, M, normalmente se expresa como la relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado.

MD ,d=λDesplazantwλdeplazando

=( Kμ

)Desplazante

(Kμ

)Desplazado

=(Kµ

)D

(Kμ

)d

Para el caso donde el agua y desplaza el crudo particularmente tenemos

M=λwλo;M=

Kw

μwKo

μo

Si M<1, significa que el crudo se mueve más fácilmente que el agua, si M=1 significa que ambos fluidos tienen igual movilidad y si M>1, significa que el agua es muy móvil con respecto al crudo.

De aquí en adelante, en el uso del término razón de movilidad se considerará normalmente que la fase desplazante es el agua y el fluido desplazado es el petróleo y se denotará simplemente como M, a menos que se indique lo contrario. Es importante observar que las permeabilidades relativas al agua y al petróleo, en la ecuación están definidas con base en dos puntos diferentes en el yacimiento: esto es, knn, la permeabilidad relativa al agua en la porción de yacimiento que ha sido contactada por el agua (zona invadida) y km, la permeabilidad relativa al petróleo en el banco del petróleo (zona no invadida del yacimiento).

La ecuación también muestra que la razón de movilidad es función de las permeabilidades efectivas, lo cual significa que también es función de las saturaciones de los fluidos. Esto representa un problema, pues, de acuerdo con la teoría frontal del desplazamiento de petróleo, existe un gradiente de saturación detrás del frente de invasión. Como Km, es la permeabilidad relativa al agua detrás del frente, entonces, según Craig y col.4, la misma debe evaluarse a la saturación promedio de agua a la ruptura y Kro, en el banco de petróleo formado delante del frente de invasión, esto es, a la saturación de agua connata, Swx. Por lo tanto:

M=μo(K rw )swpμw(kro)swc

donde Ko y Kw representan las permeabilidades efectivas del agua y el petróleo respectivamente, mientras que µw y µo, las viscosidades correspondientes al agua y al petróleo. Para petróleos de alta viscosidad, esto es de baja movilidad, y fluidos desplazantes de baja viscosidad (alta movilidad), se hace la razón de movilidad M mayor que 1, con un aumento progresivo de la viscosidad del fluido de inyección.

Una de las características más importantes de la inyección de fluidos es la razón de movilidad, M, la cual se define como la razón entre la movilidad de la fase desplazante

(agua o gas) y la movilidad de la fase desplazada (petróleo), y puede relacionarse con la conductancia en términos de la permeabilidad efectiva y de la viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado. Así se tiene:

2. CAPILARIDAD

Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza intermolecular o cohesión intermolecular entre sus moléculas es menor que la adhesión del líquido con el material del tubo; es decir, es un líquido que moja. El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo.

2.1 PRESION CAPILAR

Una de las propiedades petrofísicas de gran importancia en el estudio del flujo de fluidos a través de un medio poroso en los yacimientos petrolíferos es la Presión Capilar, la cual puede definirse como la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante.

Es la magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada, está controlada por:

• La estructura porosa de la roca

• La densidad de los fluidos.

• Las características de energía superficial.

Ascenso Capilar de la interface agua-petróleo.

Presión en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar.

La presión capilar en medios porosos puede ser expresada como:

Pc=Pnm – Pm

Dónde:

• pm es la presión del fluido mojante.

• pnm es la presión del fluido no mojante.

Según esto, hay tres tipos de presión capilar:

• Para un sistema agua-petróleo:

Pcwo=Po – Pw

• Para un sistema gas-petróleo:

Pcgo=Pg – Po

• Para un sistema gas-agua:

Pcgw=Pg – Pw

Donde Pg, Po y Pw son la presión del gas, aceite y agua respectivamente.

2.2 PRESION CAPILAR EN YACMIENTOS DE PETROLEO

Las fuerzas capilares en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficial e interfacial de la roca y fluidos, el tamaño y geometría del poro, y la mojabilidad característica del sistema.

Toda superficie curva entre dos líquidos inmiscibles tiene una tendencia a contraerse en la menor área posible por unidad de volumen. Esto es cierto si los fluidos son aceite y agua, agua y gas (o aire), o aceite y gas.

En sistemas formados por petróleo y agua, agua y gas (también aire) o petróleo y gas, se origina una interface curvada entre los dos fluidos que tiene la tendencia a contraerse formando el área más pequeña por unidad de volumen. Por eso, cuando dos fluidos inmisibles están en contacto existe una discontinuidad en la presión entre ellos que dependerá de la curvatura de la interfase que los separa. Esta diferencia de presión se denomina presión capilar y es referida como Pc.

2.3 MOJABILIDAD

Es el ángulo de contacto que forman los fluidos con respecto a la superficie sólida de la roca, es decir, es la capacidad que tienen los fluidos de adherirse a la roca en presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor cantidad de superficie sólida posible.

Fase mojante: se adhieren más fácilmente a la roca. Por lo general agua y petróleo.

Fase no mojante: Se adhiere poco o no se adhieren a la roca. Por lo general el gas es considerado como la fase no mojante.

La fase Mojante ingresa al medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, es necesario entregar energía para sacarla del medio poroso, esta fase tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la matriz de la roca, 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. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energía para extraerla de la matriz. Sólo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontánea. Esta fase tiende a ocupar los capilares de mayor diámetro dentro de la matriz, en consecuencia, la fase no-Mojante es más fácil de movilizar.

Según la mojabilidad los yacimientos se clasifican en:

· Yacimientos hidrófilos: la fase mojante es el agua.

· Yacimientos oleófilos: la fase mojante es el petróleo.

2.4 FENOMENOS ASOCIADOS A LA PRESION CAPILAR

Presión de desplazamiento (Pd)

Es la mínima presión necesaria para forzar la entrada de la fase no mojante en los capilares llenos al 100% con la fase mojante.

Saturación de agua connata (Swc)

Es la saturación de agua mínima o irreducible que se alcanza tras el desplazamiento; incrementar la presión no reducirá ese valor

2.5 HISTERESIS CAPILAR

Es el proceso de saturar y desaturar un núcleo con una fase no mojante.

Generalmente se acepta que los espacios porosos de la roca de yacimiento estaban originalmente llenos con agua, después de lo cual al aceite migró hacia el yacimiento desplazando algo del agua y reduciendo el agua hasta algún valor residual de saturación.

2.6 PROCESO DE DRENAJE

Es el proceso de generación de la curva de presión capilar mediante el desplazamiento de la fase mojante (el agua) con la fase no mojante (el aceite o el gas). Este proceso de drenaje establece la saturación de fluidos tal como fueron encontrados cuando el yacimiento es descubierto.

2.7 PROCESO DE IMBIBICIÓN

Es el proceso de generación de la curva de presión capilar mediante el desplazamiento de la fase no mojante (el aceite o el gas) con la fase mojante (el agua).

2.8 FUNCION DE J LEVERETT

El hecho que las curvas de presión capilar vs saturación de casi todos los materiales porosos tienen muchas características en común permite intentar idear alguna ecuación general que describa todas esas curvas.

Leverett (1941) enfocó el problema desde el punto de vista del análisis dimensional. Al darse cuenta que la presión capilar dependería de la porosidad, la tensión interfacial y el radio promedio de poro, definió la función adimensional de saturación, la cual llamó la Función J, como:

J (sw )=0.21645 Pcσ √ k

∅

• Donde Pc es la presión capilar, σ es la tensión interfacial; kes la permeabilidad y ɸ es la porosidad en fracción.

2.8.1 CONVERSIÓN DE PRESIÓN CAPILAR DE LABORATORIO

Asumiendo que la Función J es una propiedad de la roca y no cambia del laboratorio al yacimiento, se puede calcular la presión capilar de yacimiento así:

(Pc ) yac= (Pc ) lab σyacσlab

Si se asume que la Función J será invariable para un tipo de roca dado sobre un rango de valores de permeabilidad y porosidad, entonces la presión capilar del yacimiento puede ser expresada como:

(Pc ) yac= (Pc )lab σyacσlab √(φyac kcor)

(φcor kyac)