Fluidos en medios porosos

...

- Clasificación

- Absoluta (K): es aquella que se da cuando existe una sola fase, la cual satura 100% el medio poroso.

- Efectiva (Ki): cuando existe más de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente.

- Relativa (Kri): es la relación entre la permeabilidad efectiva y la absoluta.

- Factores que afectan la permeabilidad

Son los mismos factores de tipo geológico que afectan a la porosidad:

- Composición química: mientras más químicamente esté forrada la roca, la porosidad no será afectada por la profundidad. Las rocas consolidadas son más estables que las no consolidadas.

- Fracturamiento: cuando se fractura la roca se origina un aumento en la porosidad.

- Lixiviación: es la acción de corrientes ácidas que al entran en contacto con el agua penetra la roca y va destruyendo el espacio poroso.

- Cementación: es la acción de materiales cementantes (arcilla) los cuales se adhieren a los granos de las rocas compactándolos y disminuyendo los espacios porosos.

- Disolución: limpia en cierta cantidad el cemento que afecta a la porosidad, esto favorece a que aumente la porosidad debido a esta limpieza, pero este material cementante se arrastra y va a ser depositado en otros poros disminuyendo la porosidad.

*Tensión superficial e interfacial:

La tensión superficial ocurre cuando las fuerzas cohesivas entre las moléculas de un líquido, son las responsables del fenómeno conocido como tensión superficial. Las moléculas de la superficie no tienen otras iguales sobre todos sus lados, y por lo tanto se cohesionan más fuertemente, con aquellas asociadas directamente en la superficie. Esto forma una película de superficie, que hace más difícil mover un objeto a través de la superficie, que cuando está completamente sumergido. La tensión superficial es la tendencia que tiene el petróleo de contraerse cuando está en contacto con el gas.

La tensión interfacial, un líquido en contacto con otra sustancia (sólido, líquido o gas) posee una energía que es el resultado de la diferencia del grado de atracción de las moléculas de la superficie entre ellas con la del grado de atracción de otra sustancia. Este fenómeno se define como la cantidad de energía que hace falta para separar un área unitaria de una sustancia desde otra. La tensión interfacial es una propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles (dos fluidos inmiscibles en contacto no se mezclan). Cuando ambas fases son líquidas se denomina tensión interfacial: cuando una de las fases es el aire se denomina tensión superficial.

En la tensión interfacial las moléculas de los fluidos inmiscibles tienen afinidad con las moléculas de su propia clase. Cerca de la superficie las moléculas se atraen con mayor intensidad produciendo una fuerza mecánica en la superficie que se conoce como tensión interfacial. Es la tendencia que tiene el petróleo de contraerse cuando entra en contacto con otro líquido, como por ejemplo el agua.

*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. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.

Los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos de simulación y para calcular la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presión capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones esperadas de agua fósil. En cualquier medio poroso con presencia de fluidos bifásicos, la fase mojante tendrá siempre la presión más baja.

*Humectabilidad:

También conocida como mojabilidad, es una propiedad importante debido a que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento del yacimiento. Es la habilidad de un fluido para adherirse a la roca en presencia de otra fase inmiscible.

- Clasificación de los yacimientos petroleros de acuerdo a esta propiedad.

- Yacimientos hidrófilos: son aquellos en los que la fase mojante (Fm) es el agua, y la fase no mojante (Fnm) el petróleo.

- Yacimientos Oleófilos: son aquellos en los que la fase mojante es el petróleo y la no mojante el agua.

- Yacimientos neutros: so aquellos donde existe una mojabilidad intermedia; el agua y el crudo compiten para ver quien se adhiere más a la roca.

.

- Fase mojante o humectante: es aquella fase que se adhiere a la roca preferencialmente en presencia de otro fluido