HUMECTABILIDAD

Se conoce con el nombre de humectabilidad, a la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida, en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido .

Otro término sinónimo utilizado es el de Mojabilidad, denominándose fluido mojante o humectante al que presenta mayor tensión de adhesión con la roca del yacimiento.

Cuando la roca esta humectada preferencialmente por agua, se denomina Hidrófila

Cuando ésta se encuentra preferencialmente humectada por petróleo, se denomina Oleófila

Figura 2 - 9. Equilibrio de fuerzas en la interfase Agua-Petróleo-Sólido.

El término humectabilidad tiene trascendental importancia para el estudio de permeabilidades relativas, ya que la mojabilidad que tenga un fluido sobre la roca determinará la movilidad de los fluidos en el medio poroso en determinado momento y a determinadas condiciones.

Para determinar la humectabilidad de un medio poroso, Craig en 1971 estableció a través de sus estudios una sencilla regla, la cual consta de 3 condiciones:

1.- Rocas Humectadas preferencialmente por agua. a. Sw (saturación de agua al momento del análisis) > 20 – 25 %. b. Sw (Kro = Krw) –saturación de agua en el intercepto entre las curvas de Kro y Krw- > 50 %. c. Krw @ Swmax < 0.3 (curvas normalizadas).

2.- Rocas Humectadas preferencialmente por petróleo. a. Sw (saturación de agua al momento del análisis) < 10 – 15 %. b. Sw (Kro = Krw) –saturación de agua en el intercepto entre las curvas de Kro y Krw- < 50 %. c. Krw @ Swmax > 0.5 (curvas normalizadas).

La tensión de adhesión, At, expresada como una resultante de las fuerzas entre sólido - petróleo y sólido - agua, se define como:

Donde: At : Tensión de adhesión, dinas/cms σ : Tensión interfacial, dinas/cms θ : Angulo de contacto agua - sólido – petróleo.

Mediante esta relación puede medirse indirectamente la mojabilidad de la roca, una tensión de adhesión positiva (>90°) la superficie sólida está mojada o humectada por agua.

Para valores de θ > 90°, la roca tiende a humectarse con petróleo

Para valores de θ cercanos a 90°, la roca presenta igual preferencial de mojabilidad con los dos fluidos.

La forma más común de medir este ángulo de contacto en el laboratorio, es mediante el procedimiento descrito por Wagner y Leach. Se toman dos placas de cristal pulimentadas, constituidas por el mineral predominante de la roca del yacimiento, entre las cuales se coloca una gota de petróleo y se sumerge en una muestra de agua de la formación, tal y como se indica en la Figura 2-10.

Figura 2-10 Determinación del ángulo de contacto en el laboratorio

La Figura 2-11 indica la variación de dicho ángulo con el tiempo.

Figura 2.11. Cálculo Aproximado del ángulo de contacto. Alcanzar este equilibrio requiere de cientos o miles

de horas, lo cual hace sumamente tedioso este experimento.

Bobek y Cols desarrollaron una prueba combinada, comparando la imbibición de una muestra normal a la obtenida luego de calentar el núcleo a 400 °F por espacio de 24 horas.

Amott propuso un método combinando el proceso de desplazamiento con imbibición.

Johansen y Dunning, desarrollaron un método capilarimétrico.

Slobod y Blum, proponen el uso de los términos “número de mojabilidad” y “ángulo de contacto aparente”, calculando dichos valores mediante dos pruebas de desplazamiento.

De estimar la humectabilidad de la roca, es el trato que debe dársele a las muestras de fluido y núcleo usado en los experimentos, a condiciones de laboratorio se pueden obtener valores de mojabilidad completamente diferentes a los existentes en el medio poroso.

PRESIÒN CAPILAR

Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento, se originan por la acción molecular de dos o más fluidos inmiscibles (petróleo, agua y gas), que coexisten en dicho medio poroso.

La condición de equilibrio es este sistema, se logra cuando las fuerzas que empujan el agua hacia arriba, sean iguales a las fuerzas que tienden a mantener los fluidos (petróleo y agua) en equilibrio hidrostático.

La Figura 2-12 muestra un recipiente que contiene petróleo y agua. Si se introduce un tubo capilar de vidrio, el cual se considera preferiblemente mojado por agua; el agua ascenderá en el capilar, una altura h por encima su nivel en el recipiente. Este ascenso se debe a las fuerzas de adhesión entre el tubo y los líquidos inmiscibles, y es balanceado por la acción de la gravedad sobre la masa de petróleo y agua.

Figura 2-12. Ascenso de Agua en un capilar rodeado de petróleo.

la presión capilar se define como la presión en la fase no - mojante menos la presión en la fase mojante.

Luego de establecerse el equilibrio, se podrá observar que la altura alcanzada por el agua (fase mojante) será mayor en el capilar de menor diámetro e irá disminuyendo para capilares de diámetros sucesivamente mayor.

Figura 2-13. Relación entre Presión Capilar y Saturación de la Fase Mojante.

Medición de de Presión Capilar. Existen varios métodos experimentales para obtener los datos necesarios para construir las curvas de presión capilar en función de saturación de la fase mojante. Estos métodos son: 1. Método de Inyección de Mercurio. 2. Método de la Membrana Porosa. 3. Método Dinámico. 4. Método de la Centrífuga.

Los dos primeros métodos son los más comunes y utilizados para estas determinaciones

3.- El Método Dinámico.- consiste en determinar las presiones a cada fase para diferentes saturaciones en una muestra sometida a flujo bifásico. Es poco utilizado debido al equipo especial requerido

4.- El Método de la Centrífuga.- consiste en colocar la muestra en centrífuga y someterla a cierta velocidad de rotación. Se determina la saturación midiendo la cantidad de fluidos desplazados y la presión capilar se calcula en base a la velocidad de rotación.

Curvas De Presión Capilar Promedio. La determinación de las curvas de presión

capilar en el laboratorio se efectúa en muestras de roca del yacimiento muy pequeñas las cuales representan una porción infinitesimal del yacimiento. Por esta razón, si se quiere obtener una curva de presión capilar representativa del yacimiento, es necesario determinar curvas de presión capilar para un número apreciable de muestras y luego promediarlas para obtener una curva de presión capilar promedio.

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