Mojabilidad, Tensión superficial, interfacial, presión capilar.

Antecedentes:  Mojabilidad Es la tendencia o preferencia superficie sólida.

de un fluido

en adherirse a una

En base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en: 

Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por agua.



No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente. 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.

Fig. fluidos.

1

Mojabilidad

de

los

En este dibujo se muestra la mojabilidad del mercurio, aceite y agua, dependiendo de su ángulo de contacto 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.  Tensión interfacial y superficial Inmiscible: son aquellos líquidos que

no se disuelven por ejemplo el agua y

aceite

Miscible: característica

de líquido para mezclarse proporciones, formando una solución homogénea.

en

todas

las

Es el resultado de efectos moleculares por los cuales se forma una interfase o superficie que separa dos líquidos, si la tensión interfacial es grande, se dice que los líquidos son inmiscibles entre sí. El fenómeno de tensión interfacial solo está presente entre líquidos, cuando se tiene la interfase entre un líquido y un gas, se denomina tensión superficial.

Presión capilar Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar.

También se puede definir como el resultado de los efectos combinados de la tensión interfacial y/o de la tensión superficial, del tamaño y forma de los poros, de la saturación de fluidos y del valor de la mojabilidad del sistema roca-fluido. En el yacimiento hay fases inmiscibles y la fuerza que mantiene a estos fluidos en equilibrio son expresiones de fuerzas capilares. Durante el proceso de inyección de agua, pueden actuar junto con las fuerzas de fricción para alterar el flujo de aceite. Por lo tanto es importante comprender la naturaleza de las fuerzas capilares. *cabe mencionar que las presiones capilares son en la garganta de poro en la roca, en México tenemos dos tipos de rocas areniscas y los carbonatos para cada una será diferente la mojabilidad por lo tanto será diferente es las tensiones capilares . (sólo mencionar)

En un sistema de dos fases, la presión capilar es por definición: Presión capilar= (Presión de la fase no mojante) - (Presión de la fase mojante)

Podemos concluir, que la presión capilar es el resultado de la tensión interfacial que existe en la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. La presión capilar se incrementa a medida que el diámetro de los poros disminuye si se mantienen las otras condiciones constantes.

Histéresis La histéresis está referida al concepto de irreversibilidad o dependencia de la trayectoria del flujo. En la teoría de flujo multifásico, la histéresis se presenta en la permeabilidad relativa y presión capilar a través de la dependencia con la trayectoria de saturación. La histéresis tiene dos fuentes de origen: Histéresis de contacto; Llámese drene a la disminución de la fase mojante e i mbibición al aumento de dicha fase. Muchos medios porosos muestran histéresis de ángulo de contacto. a) El ángulo de contacto de avances referido al desplazamiento de la fase no mojante por la fase mojante, denominándolo imbibición. b) El ángulo de contacto de retroceso referido al retiro de la fase mojante por invasión de la fase no mojante denominándolo drene.

Se requieren definir dos curvas drene e imbibición. Estas dos curvas son obtenidas cuando el desplazamiento en alguna dirección determinada considera la saturación irreductible de agua, Swc, para el drene y la saturación residual de aceite, Sor, para la imbibición. La curva de imbibición siempre está debajo de la curva de drene. Es importante notar que en un desplazamiento de imbibición forzada, es posible alcanzar valores negativos de presión capilar.

Imbibición, la fase mojante aumenta, por lo cual, la Pc se va disminuyendo, hasta alcanzar la Saturación de aceite residual. En el Drene la fase no mojante aumenta, lo cual va a incrementar la Pc hasta la saturación de agua de formación. Drene: Se denomina drene al desplazamiento de un fluido mojante presente en la muestra rocosa por un fluido no mojante Para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presión capilar, con ese objeto se aplica una presión de entrada denominada presión de desplazamiento

IMBIBICIÓN •Se denomina imbibición al desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante. • El proceso de imbibición es espontaneo, pues la presión capilar introduce el fluido en la muestra

Drene e imbibicion

Podemos observar que la Presión capilar es mínima, pues permite la inyección de hasta un 80% de Hg a menos de 5 psi, teniendo obstrucción sólo con el agua connata presente en la roca. De igual modo los resultados obtenidos con el método de restauración de estado y por inyección de mercurio, se ajustan a una misma curva.

Aquí las fuerzas tienen mayor auge, pues la presión capilar aumenta conforme lo hace la saturación. Pudiendo acreditarse tanto a la mojabilidad, como a que la muestra no sea totalmente homogénea. De igual modo ambos métodos ajustan a una misma curva, por lo que podríamos admitir ambos resultados.

Con diferencia a la uno podemos observar que la Pc igual es baja, y va aumentando con base en la saturación inicial que muestre la roca. El ajuste de ambos métodos igual es a la misma curva.

Cuando se realiza un estudio de campo con varias muestras de núcleo, podemos observar que la nube de puntos muestra un comportamiento similar, el cual logra ajustar a una misma curva, con lo que podríamos caracterizar con una Pc ajustada a un mismo campo, lo que de igual modo nos garantiza un yacimiento más homogéneo.