Humectabilidad - II

Tal como se observa en la Figura 3.6, el ángulo de contacto se usa como una medida cualitativa de la humectabilidad, de la siguiente manera: Si A, es positiva, indica que el líquido más denso (agua) moja preferencialmente la superficie sólida y 6f < 90°. Además, oM15 < a^. Si A, es negativa, indica que el líquido menos denso moja preferencialmente la superficie sólida y 0f > 90°. Además, < De lo anterior puede inferirse que el ángulo de contacto además de ser una medida de la humectabilidad de una superficie sólida, también muestra el efecto de histéresis en el cual el ángulo depende de si la interfase aumenta o disminuye. En síntesis, la humectabilidad es también una función de la fase inicialmente presente en la roca. Una indicación cuantitativa de la humectabilidad puede obtenerse por medio de diferentes métodos, entre los cuales los descritos por Bobek y col.'1 y Amott5 son de los más confiables y se basan en el desplazamiento espontáneo de una fase débilmente mojante o no mojante de un medio poroso por imbibición de una fase humectante. Un experimento muy simpie para determinar la humectabilidad del agua consiste en colocar una gota de agua sobre una muestra de roca seca. 

De acuerdo con la velocidad con que sea succionada el agua, rápidamente, o poco a poco, se considerará, respectivamente, que la roca es humectada por agua fuertemente o débilmente. Si la gota permanece como un cuerpo, se dirá que la muestra es humectada por petróleo. Para medir cuantitativamente la humectabilidad, se relaciona la pendiente del gráfico de volumen de la fase no mojante desplazada versus tiempo. Aunque la humectabilidad de una roca en un yacimiento de petróleo es muy difícil de determinar, con base en experimentos cuidadosamente controlados se puede decir que los yacimientos pueden ser humectados por agua y por petróleo. Afortunadamente la mayoría de los yacimientos son preferencialmente humectados por agua. Factores que pueden ser afectados por la humectabilidad: 

• La localización y la saturación de agua irreducible 

• La distribución de los fluidos en el yacimiento, esto es, la localización del petró- leo y del agua en el espacio poroso 

• El valor y la localización del petróleo residual 

• El mecanismo de desplazamiento.

Humectabilidad - I

La humectabilidad o mojabilidad es una propiedad importante debido a que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento2-3, y se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie sólida en presencia de otra segunda fase inmiscible. Así, en el caso de yacimientos, la superficie sólida es la roca y los fluidos son: agua, petróleo y gas. Una medida de la humectabilidad es el ángulo de contacto, 9f, el cual se relaciona con las energías de superficie, por medio de la siguiente ecuación:

La ecuación 3.5 representa el balance de fuerzas que actúa en el punto de contacto de los dos fluidos con la superficie sólida, lo cual gene- ra una tensión de adhesión, An tal como se muestra en la Figura 3.5. En general, ow y aJ<ÍS no se pue- den medir directamente, sin embar- go a^ y 9f pueden determinarse in- dependientemente en el laboratorio.

Propiedades de las rocas y de los fluidos - III

El término tensión superficial se utiliza usualmente para el caso específico donde la superficie de contacto es entre un líquido y su vapor o aire; así, por ejemplo, la ten- sión superficial del agua en contacto con su vapor y a la temperatura ambiente, es de 73 dinas/cm. Si la superficie es entre dos líquidos inmiscibles, se usa la expresión tensión interfacial (TIF); así, la TIF entre el agua y los hidrocarburos puros varia entre 30 y 50 dinas/cm, mientras que en las mezclas de hidrocarburos será menor, dependiendo de la naturaleza y complejidad del líquido. Ambas tensiones varían fuerte- mente según la temperatura. Una de las formas más simples para medir la tensión de superficie de un líquido es usando un tubo capilar, tal como se muestra en la Figura 3.4. Cuando un tubo capilar de radio r se coloca en un recipiente con agua, ésta se elevará en el capilar a una cierta altura h, como resultado de las diferentes fuerzas que actúan a través de la curvatura del menisco. En condiciones estáticas, la fuerza que genera la tensión superficial se balanceará con ia fuerza de gravedad que actúa sobre la columna de fluido, es decir:

donde res el radio del capilar, cm; h, la elevación del agua dentro del capilar, cm; pu,, la densidad del agua, g/cm3; p„, la densidad del aire, g/cm3;g, la constante gravitacional, 980 crn/seg2 y 9f, el ángulo de contacto entre el agua y el tubo capilar. Resolviendo esta ecuación para obtener una expresión de la tensión, resulta:

Así, si se puede medir el ángulo 0t (a través del líquido) y la altura de la columna de fluido para un determinado radio de capilar, entonces se puede determinar la tensión de superficie.

Propiedades de las rocas y de los fluidos - II

Una superficie libre de un líqui- do se ilustra en la Figura 3.2, donde A, B y C representan moléculas del lí- quido. Las moléculas como A, que se encuentran en la parte más baja de la superficie, en promedio, son atraí- das igualmente en todas direcciones por las fuerzas de cohesión y su mo- vimiento no tiende a ser afectado por ellas. En cambio, las moléculas B y C, que se encuentran en la interfase agua-aire, o cerca de ella, si lo están: una fuerza tiende a bajar las moléculas y a que se mantengan dentro del líquido, mien- tras que la superficie actúa como una membrana tensa que tiende a reducirse lo más posible. Esta fuerza de tensión se cuantifica en términos de tensión de superficie, a, y es la fuerza que actúa en el plano de la superficie por unidad de longitud. Esta tensión de su- perficie se puede visualizar en la Figura 3.3, donde una fuerza normal F se aplica a la superficie líquida de longitud L. Liquido Figura 3.2. Posición de las moléculas con respecto a una superficie libre de un líquido (se- gún Green y Willhite1).

Esta fuerza de tensión se cuantifica en términos de tensión de superficie, a, y es la fuerza que actúa en el plano de la superficie por unidad de longitud. Esta tensión de superficie se puede visualizar en la Figura 3.3, donde una fuerza normal F se aplica a la superficie líquida de longitud L. Aire La fuerza por unidad de longitud, F/L, requerida para crear un área superficial adicional es la tensión superficial, la cual se expresa usualmente en dinas/cm y se relaciona con el trabajo requerido para formar la nueva área de superficie. Si se supone que la fuerza F en la Figura 3.3 se mueve una distancia dx, se crea una nueva superficie en la cantidad Ldx. El trabajo realizado se expresa por:

donde: Fes la fuerza aplicada a la superficie, dinas; ¿, la longitud sobre la cual se aplica esta fuerza, crn; a, la tensión interfacial, F í L, dinas/cm; y dA, la nueva área superficial, Ldx, cm2. Así, el trabajo realizado para crear la nueva área superficial es proporcional a a. Por lo tanto, odA, también representa un término de energía de superficie.

Propiedades de las rocas y de los fluidos - I

Un requisito para entender el comportamiento del desplazamiento inmiscible de un fluido por otro es conocer las propiedades de las rocas yacimiento, en especial, las relativas al flujo de dos o más fases. 

1. Fuerzas capilares 

1.1. Tensión superficial e interfacial 

Cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energia de su- perficie relacionada con las interfases de los fluidos influye en su saturación, distri- bución y desplazamiento. Como se muestra en la Figura 3.1, el agua y el petróleo coexisten en el yacimiento a pesar de que éste no haya sido invadido con agua. Aun en el caso de que el agua sea inmóvil, las fuerzas interfaciales pueden tener influen- cia en los procesos de flujo subsiguientes. Si el yacimiento ha sido invadido con agua o tiene la influencia de un acuífero, las saturaciones de agua serán altas y la fase agua será móvil1.

Referencias bibliográficas

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Aplicaciones en Venezuela - IV

Desde el inicio de su desarrollo en 1958 hasta 1963, el yacimiento produjo por agotamiento natural una tasa inicial de 66 MBNPD limpios. Para 1963 se inicia un pro- yecto de recuperación secundaria mediante la inyección de agua en la parte baja de la estructura, la cual fue reforzada en 1968 con la inyección de gas en el tope de la misma. La máxima producción alcanzada fue de 77 MBPPD. La producción acumulada de flui- dos hasta diciembre de 2000 es 560 MMBN de petróleo, 1.033,4 MMMPC de gas y 99,7 MMBN de agua. Actualmente produce a razón de 13 MBNPD con un corte de agua de 50%. En cuanto al comportamiento de la inyección, se inició con 25 MBAPD y posterior- mente fue reforzada con 75 MMPCD de gas. 

Debido al déficit en la disponibilidad del gas se Ita ido sustituyendo la inyección de gas por la de agua. La inyección acumulada hasta diciembre del 2000 es 433,6 MMBA y 429,2 MMMPCG; y la Inyección promedio, de 78 MBPD de agua y 2,5 MMPCD de gas. Actualmente se está llevando a cabo un programa de rcingcnicría, el cual tiene como objetivo la reorientación de la inyección por región y por subunidad. Para ello se está realizando un diagnóstico de la situación y un pronóstico del comportamiento, mediante la revisión del vaciamiento y de la eficiencia volumétrica de reemplazo. 

Es importante destacar que la producción actual del yacimiento está asociada al proyecto de recuperación secundaria, debido a que por declinación natural el mismo hubiese alcanzado ya su límite económico. Hasta la fecha se han logrado recuperar 560 MM de barriles de petróleo, de los cuales 102 MM se asocian al proyecto de recuperación se- cundaria. Paralelamente, desde el año 2000, está en progreso un proyecto piloto: el Labora- torio Integral de Campo (LIC), con el objetivo de evaluar el proceso de inyección alter- nada de agua y gas (WAG: del inglés Water Altemating Gas), como método de recupe- ración mejorada, con el cual se espera mejorar el factor de recobro. 

El arreglo tiene for- ma hexagonal y está conformado por 5 pozos productores, un pozo observador y un In- yector doble. Debido al grado de complejidad estructural y a las heterogeneidades estratigráfi- cas del yacimiento C-2, se ha generado un avance irregular de los frentes de inyección de gas y agua que conlleva la formación de regiones y subunidades con diferentes nive- les de presión. Así, se tienen subunidades con presiones que se encuentran entre 2.700 y 3.500 Ipc, variando entre una y otra unos 100 a 300 Ipc; y otras, con presiones entre 1.800 a 2.500 Ipc, prácticamente uniformes en todas ellas. En abril de 2001, la presión promedio del yacimiento fue de 2.700 Ipc.