Analisis Mojabilidad Completo

Presentado por:RICARDO GOMEZ GALINDO

MAURICIO COLMENARES VEGA

Presentado a:FELIX ARENAS

Docente UIS

Análisis Petrofísicos


El conocimiento de las propiedades de las rocas del yacimiento para la apropiada caracterización de éstos, y de la

selección de la mejor estrategia para su explotación y desarrollo.

En casi la totalidad de yacimientos , coexisten al menos dos fluidos : el crudo y el agua de formación, junto con una fase

gaseosa.


Tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la

mayor área de contacto posible con dicho sólido.


PALABRAS CLAVE:

• Imbibición: se define como el desplazamiento de un fluido viscoso por otro fluido inmiscible con este. Incremento de la saturación de la fase mojante

• Drenaje: se refiere a un incremento de la saturación de la fase no mojante

• Adsorción: es un proceso por el cual átomos, iones o moléculas son atrapados o retenidos en la superficie de un material.


• Hidrófilo: Cuando el agua es la fase completamente mojante en el yacimiento.

• Oleofilo: Si por el contrario el yacimiento es mojado completamente por aceite.


La mojabilidad de una superficie solida se define como la preferencia de ésta, a ser cubierta por uno de los fluidos con los

cuales se encuentra en contacto.

En la aplicación en la ingeniería de yacimientos, la superficie solida es la roca del yacimiento: arenisca, caliza,

o dolomita.

Acompañada de fluidos que existen en los espacios de los poros como aceite, agua y gas.


ANGULO DE CONTACTO α


La mojabilidad es una propiedad de cada sistema. Depende no solo de la naturaleza de los fluidos inmiscibles, sino también, del tipo de solido con el cual esta en contacto.


De este modo se puede establecer que si un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase mojante), esta condición se traduce en que:

1.La fase mojante ingresa al medio poroso en forma espontanea. Y, por lo tanto, es necesario entregar energía para sacarla del medio poroso.


2. La fase mojante tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la red poral y formar una película continua sobre la superficie solida. Y en consecuencia, es difícil de movilizar a través del medio poroso.


En sistemas reales se presentan dos fenómenos que los hacen diferir de los sistemas ideales:

1.Los sistemas polares neutros atrapan fases residuales durante los desplazamientos inmiscibles.

2.Es muy frecuente la presencia de mojabilidades mixtas


Según conceptos de

flujo multifasico , el transporte de

crudo a través de un capilar

se ve favorecido cuando sus paredes son mojadas por

agua.


La presión mínima requerida Pcwb para que el crudo desplace una gota de agua que se encuentre atrapada en la garganta de un poro entre granos de una roca es igual:

Donde σ es la tensión superficial crudo-agua: r1 y r2 son los radios de la gota en dos direcciones perpendiculares y θ es el Angulo de contacto.


Históricamente se creía que todos los reservorios de petróleo eran fuertemente mojados al agua. Esto estaba basado en que:

• Primero, la mayoría de las rocas sedimentarias limpias son mojadas al agua.

• Segundo, los reservorios de piedra arenisca se encontraban en medios acuosos.


La composición del petróleo es clave para modificar la mojabilidad de una superficie naturalmente mojable por agua, porque cualquier componente que altere la mojabilidad se encuentra en la fase petróleo.


Preferencial

Neutra o intermedia

Homogénea

Heterogénea o Mixta


No existe ningún método satisfactorio para la medición in situ de la mojabilidad, y por lo tanto es necesario estimarla a partir de mediciones de laboratorio.

CUANTITATIVOS:

Método del ángulo de contacto

Método de Amott


• Método de la placa inclinada• Método de las burbujas• Método de la gota Sessile• Método de la varilla vertical• Método tensiómetro • Método del cilindro• Método del capilar


. El ángulo de contacto dependerá de: - Composición de aceite crudo - Propiedades de superficie eléctricos (pH y contenido de sal del agua) - La propia superficie sólida - Rugosidad y la heterogeneidad de la superficie sólida - Efectos dinámicos - La presión y de la temperatura


1) Medir el volumen de agua desplazado por imbibición2) Medir la cantidad de agua desplazada3) Medir del volumen de aceite desplazado4) Medir cantidad total de aceite desplazado


VO1 = Volumen de aceite producido durante la inhibición de aguaVO2 = Volumen de aceite producido durante el wáter floodingVW1 = Volumen de agua producido durante la inhibición de aceiteVW2 = Volumen de agua producido durante el oil flooding


CUALITATIVOS:

Método de inhibiciónMétodo de flotaciónMétodo de adsorción de tintesMétodo de presiones capilaresMétodo capilar de desplazamientoMétodo de las permeabilidades relativas

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