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La Mojabilidad
Cómo tenerla en cuenta en los cálculos.
por: M. Crotti (Última modificación -
28 de octubre de 2001).
En algunos casos ocurre que durante el ensayo o
durante la producción de pozos de petróleo se presentan aparentes
"anomalías" atribuibles a la
mojabilidad del reservorio. Sin
embargo, a la
hora de cuantificar la producción de un reservorio, la mojabilidad se presenta
como una especie de propiedad "intangible". No hay ecuaciones de
Ingeniería de Reservorios en los que se introduzca un valor de Mojabilidad.
En esta página vamos a analizar la
mojabilidad desde un punto de vista práctico y conceptual, con la intención de
facilitar su
aplicación a la evaluación de reservorios.
Los Conceptos Fundamentales
Desde el punto de vista conceptual,
vamos a dejar de lado las definiciones teóricas, que se basan en ángulos de
contacto (que no son fácilmente definibles en sistemas porales naturales) y vamos
a recurrir a propiedades macroscópicas y a los efectos prácticos de la
mojabilidad sobre las características del flujo multifásico en el medio
poroso.
De este modo podemos establecer que si
un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase Mojante), esta
condición se traduce en que:
- La fase Mojante ingresa al
medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, es necesario entregar
energía para sacarla del medio poroso.
- La fase Mojante tiende a
ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la red poral. Y, en
consecuencia, la fase Mojante es difícil de movilizar a través del
medio poroso.
En forma complementaria podemos
establecer que:
- 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 red poral. Sólo es
necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en
forma espontánea.
- La fase no-Mojante tiende a
ocupar los capilares de mayor diámetro dentro de la red poral. Y, en
consecuencia, la fase no-Mojante es más fácilmente movilizable.
Sin embargo estas definiciones tienen
sus limitaciones.
En sistemas ideales (Ej: medios
porosos formados por manojos de capilares rectos), y en ausencia de fuerzas
gravitatorias, el desplazamiento de la fase
no-mojante por la fase mojante procede hasta que se produce un reemplazo total
de una por otra.
En sistemas reales se presentan dos
fenómenos que impiden que las cosas procedan como en los sistemas ideales.
- Los sistemas porales naturales
atrapan fases residuales durante los desplazamientos inmiscibles.
- Es muy frecuente la presencia de
mojabilidades mixtas.
El primer punto impide que el
reemplazo de una fase por otra se complete. Cuando la fase desplazada se hace
discontinua, ya no es posible que progrese el desplazamiento. Esta
característica pone un primer límite a la posibilidad de completar la
imbibición.
El segundo punto se manifiesta
impidiendo que se alcancen las saturaciones residuales durante el proceso
espontáneo de
imbibición. Esta segunda limitación hace que el reemplazo de una fase por otra se
detenga antes de llegar a la
condición residual de la fase no-mojante.
La Medición de Laboratorio
Existen dos metodologías básicas de
laboratorio para "cuantificar" la mojabilidad.
- El método de Amott1.
- El método USBM2. Conocido también
como método de la centrífuga.
Con fines didácticos describiremos
sólo el primero de estos métodos, pues su interpretación es más
"intuitiva".
En el método de Amott se cumple la
siguiente secuencia de mediciones.
- Se elige la muestra cuya
mojabilidad se quiere determinar. En general es una muestra proveniente de
una corona ("core") preservada.
- Sin lavar la muestra, se completa
la saturación de líquido hasta el 100% del VP, empleando petróleo
o una fase equivalente.
- Se inyecta petróleo, en una celda
de desplazamiento, hasta que la muestra no produce más agua. Se asume que,
en estas condiciones el sistema poral se encuentra en condiciones de Swirr.
- Se realiza el primer ensayo de imbibición
por inmersión de la muestra en un cubeta con agua. En esta etapa se
mide el ingreso espontáneo de agua mediante el registro del petróleo
expulsado del medio poroso. A la cantidad de petróleo producida en forma
espontánea (sin aporte de energía externa) se lo denomina "volumen de
petróleo producido por imbibición" (Voi).
- Se desplaza petróleo adicional
mediante un proceso de aporte de energía externa. Esta etapa puede
cumplirse por centrifugado o por barrido con agua. A la cantidad de
petróleo producida con aporte de energía externa se lo denomina
"volumen de petróleo forzado" (Vof).
- Se calcula el índice de
mojabilidad al agua (Iw) como
- Se realiza el segundo ensayo de imbibición
por inmersión de la muestra en un cubeta con petróleo. En esta
etapa se mide el ingreso espontáneo de petróleo mediante el registro del
agua expulsada del medio poroso. A la cantidad de agua producida en forma
espontánea (sin aporte de energía externa) se lo denomina "volumen de
agua producida por imbibición" (Vwi).
- Se desplaza agua adicional
mediante un proceso de aporte de energía externa. Esta etapa puede
cumplirse por centrifugado o por barrido con petróleo. A la cantidad de
agua producida con aporte de energía externa se lo denomina "volumen
de agua forzado" (Vwf).
- Se calcula el índice de
mojabilidad al petróleo (Io) como
En forma resumida estos índices
expresan, para cada fase, la siguiente proporción:
- Ind. de Mojab. = Vol. Ingresado en
Forma Espontánea / Vol. Total Ingresado
Definidos de esta forma, los índices
de mojabilidad al agua y al petróleo expresan la fracción del proceso de
desplazamiento que
se produce en forma espontánea.
- Un índice de mojabilidad cercano
a 1 (uno) implica que el proceso de desplazamiento se completa en forma
espontánea.
- Un índice de mojabilidad cercano
a 0 (cero) implica que el proceso de desplazamiento sólo es posible con el
agregado de energía externa.
Nota: Es común que ambos índices de
mojabilidad tomen valores intermedios (entre 0 y 1), indicando que, en alguna
medida, tanto el petróleo como el agua ingresan en forma espontánea en el
medio poroso.
En general se indica como mojabilidad
preferencial a la de la fase que posee mayor índice de mojabilidad, se habla de
mojabilidad intermedia en los casos que ambos índices son de la misma
magnitud.
Las Consecuencias
Cuando un medio poroso presenta una
mojabilidad preferencial a uno de los fluidos que contiene, se presentan dos
efectos manifiestos que tienen importancia tanto en la producción de fluidos
como en la modelización del flujo multifásico.
Efectos de Borde.
Este efecto pone de manifiesto la tendencia de la fase mojante a permanecer
en el medio poroso. De esta forma, mientras no se aplique una diferencia de
presión equivalente a la presión capilar que retiene a la fase mojante, ésta
no es expulsada de la roca. En redes porales muy cerradas ("tight sands")
este efecto es responsable de la no producción de agua aunque la saturación de
agua sea notablemente superior a la Swirr.
Permeabilidades Relativas.
Tal como se desarrolla en otras páginas de este foro, las permeabilidades
relativas medidas en laboratorio, expresan la relación funcional entre la
saturación de fases y la capacidad de un medio poroso para conducir dichas
fases, cuando las fuerzas dominantes del proceso son las fuerzas viscosas.
Bajo dominio de las fuerzas viscosas las fases tienden a moverse
preferentemente por los canales porales de mayor diámetro, y esta situación se
presenta en zonas de alto caudal, donde los gradientes de presión dinámicos
superan ampliamente las presiones capilares del sistema.
Sin embargo en zonas de bajo caudal de circulación de fluidos (lejos de
pozos productores o inyectores) las fases tienden a ocupar los canales propios
de los equilibrios estáticos. En estas condiciones la fase mojante (o aquella a
la que la roca muestra mojabilidad preferencial), tiende a ocupar los poros de
menor diámetro, de modo que las curvas de permeabilidades relativas pueden
cambiar notablemente de una zona a otra del reservorio. La fase mojante es menos
móvil en desplazamientos a baja velocidad.
Estas
características generan situaciones en que no se cumple la ley de Darcy, puesto
que a diferentes caudales cambia la distribución de fases entre capilares de
diferente diámetro. En consecuencia se pierde la proporcionalidad entre
diferencia de presión y caudal. A nivel de laboratorio este efecto es frecuente
y está ampliamente documentado3
. El mismo fenómeno ocurre a escala de reservorio por lo que resulta necesario
contemplarlo al adaptar las curvas de permeabilidad relativa en el proceso de
escalamiento.
Cómo Introducir la Mojabilidad en los Modelos de
Reservorio
Tal
como se mencionó al comienzo de este desarrollo, la
mojabilidad no es parámetro que se introduzca en forma directa en los cálculos
de ingeniería de reservorios. Sin embargo los efectos de la mojabilidad se manifiestan en:
- La
forma que adoptan las curvas de distribución de fluidos en el medio poroso
- Las movilidades de las diferentes fases en función de la saturación del
sistema.
Por
esta razón, a
nivel de laboratorio es indispensable una correcta determinación de la
mojabilidad de las muestras ensayadas porque la interpretación de los
resultados y su posibilidad de escalamiento a las condiciones del reservorio está
muy vinculada al conocimiento del valor que adopta este parámetro.
De
modo que la medición rutinaria de mojabilidad apunta a dos
objetivos primarios:
- Tratar de determinar la mojabilidad del sistema en condiciones de
reservorio para poder escalar las mediciones de laboratorio y para interpretar
la respuesta del reservorio a las distintas condiciones de explotación./span>
- Conocer la mojabilidad que manifiestan las muestras en las condiciones de
laboratorio.
El
primer objetivo obliga a realizar una serie de suposiciones, de las cuales la más
limitante es la de aceptar que la roca llega al laboratorio en las mismas
condiciones de mojabilidad que tenía en el reservorio. Este punto es de difícil
demostración debido a la gran cantidad de operaciones que se realizan durante
el coroneo, transporte y almacenamiento del material extraído (exposición a
filtrados de lodo, despresurización, exposición al oxígeno atmosférico,
etc). Sin embargo el dato de laboratorio es el primer dato a emplear en la
caracterización del reservorio.
Si más adelante se dispone de indicaciones
diferentes en función del análisis de perfiles o interpretación de los datos
de producción, el dato de laboratorio debe re-interpretarse o modificarse para
adaptarlo a la realidad del sistema.
El
segundo objetivo se cumple con total certeza a nivel de laboratorio. Una medición
de mojabilidad en laboratorio es, por definición, totalmente representativa de
la mojabilidad que manifiestan las muestras en condiciones de laboratorio. Esta
afirmación, que parece trivial, es importante pues es la que permite
reinterpretar la información de laboratorio si se llegara a la convicción de
que a nivel de reservorio la mojabilidad es diferente.
Un
punto importante a mencionar es que si bien suele ser un valor constante, la
mojabilidad a nivel de reservorio puede variar con la proximidad a los acuíferos
o con la composición de los hidrocarburos en diferentes ubicaciones espaciales
dentro de la estructura.
En
general los reservorios que muestran una neta mojabilidad al agua suelen
presentar ese comportamiento en toda la estructura. Por otro lado, cuando se
encuentran indicios de mojabilidad mixta o de mojabilidad preferencial al petróleo,
puede suponerse que en diferentes zonas, estas características pueden mostrar
cambios importantes. Esto último obedece a que, en general una mojabilidad al
petróleo implica un cambio de la mojabilidad original del sistema. Y este
cambio puede haber alcanzado diferente magnitud en diferentes zonas del
reservorio.
Independientemente
de las condiciones de mojabilidad de la roca reservorio, algunos ensayos de
laboratorio se hacen en condiciones pre-fijadas de mojabilidad. En esta categoría
se ubican.
- Las mediciones de presión capilar aire agua. Estos sistemas son
totalmente mojables al agua.
- Las mediciones de presión capilar por inyección de mercurio. El
mercurio cumple la función de la fase no-mojante.
- Otros
ensayos que se realizan sobre muestras lavadas donde, durante el proceso, suele
obtenerse una marcada mojabilidad al agua.
En
resumen, para una correcta interpretación y escalamiento de los datos de
laboratorio, resulta imprescindible conocer la mojabilidad de las muestras
“frescas” (recién extraídas del reservorio) para realizar los ensayos en
condiciones de mojabilidad equivalente. Si, con el tiempo, se aceptara una
mojabilidad diferente a nivel de reservorio, es necesario re-interpretar los
resultados de laboratorio. Y esto sólo es posible si se conoce la mojabilidad
que manifestaban las muestras durante los ensayos realizados.
En la página Modelo_KR.htm se muestra el efecto de
la mojabilidad sobre las curvas de permeabilidad Relativa, mediante un modelo
simplificado de medio poroso.
Mas páginas sobre temas especiales
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1 -
Amott, E.: "Observations Relating to the Wettability of Porous Rock".
Trans., AIME (1959) 216,156
2 -
Donaldson, E. C., Thomas, R. D., and Lorenz, P. B.: "Wettability
Determinations and its Effect on Recovery Efficiency". SPEJ, (March
1969), 13-20.
3 -
Bennion, D.B., and Thomas, F.B.: “Recent
Improvements in Experimental and Analytical Techniques for the Determination of
Relative Permeability Data from Unsteady State Flow Experiments”, SPE 10th Tecnical Conference and Exposition, June 26-28,
1991.
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