UNIVERSIDAD VERACRUZANA

FACULTAD DE CIENCIAS QUIMICAS

CATEDRÁTICO:

DR. LUIS FELIPE SÁNCHEZ DÍAZ

CARRERA:

INGENIERIA PETROLERA – 601

MATERIA:

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DE YACIMIENTOS

INTEGRANTES DEL EQUIPO:

José Manuel Pérez Mendoza Carlos Echavarría Bonfil

TEMA A PRESENTAR:

MOJABILIDAD DE MEDIOS POROSOS

DEFINICION DE MOJABILIDAD.El desempeño de un yacimiento se ve afectado por el hecho de que la roca sea mojable preferencialmente por agua o por petróleo, particularmente en las técnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que una formación es mojada por agua equivocadamente puede producir daños irreversibles en el yacimiento. Por lo tanto la correcta comprensión de esta propiedad es fundamental para la optimización de la recuperación de hidrocarburos.

La mojabilidad de un sistema sólido/líquido/líquido se puede definir como la tendencia de un fluido a adherirse a la superficie de un sólido en presencia de otro fluido, siendo las distintas fases del sistema inmiscibles una en la otra. En un sistema roca/salmuera/aceite la mojabilidad es una medida de la preferencia que la roca tiene hacia el agua o hacia el aceite. Cuando la roca es más afín al agua que al aceite, se observa una tendencia natural de que el agua entre en contacto con la superficie de la roca y ocupe el espacio poroso de la misma, principalmente los poros pequeños en donde el potencial adsortivo del sólido es más intenso. Análogamente, cuando la roca es más afín al aceite que al agua, la tendencia natural es que sea el aceite el que entre en contacto con la roca.

La mojabilidad influye en la distribución de fluidos en el medio poroso y en el comportamiento de flujo. A la fase que moja preferencialmente a la roca se conoce como fase mojante. En los yacimientos petroleros la fase mojante puede ser el aceite o el agua; el gas no moja la roca (Figura 1).

Fluido mojanteFluido no mojante

Roca

Figura 1.- Influencia de la mojabilidad en la distribución de fluidos

IMPORTANCIA DEL CONCEPTO DE MOJABILIDAD.

La información sobre mojabilidad es fundamental para el entendimiento de problemas de flujo multifásico empezando por migración de crudos desde las rocas del reservorio hasta los mecanismos de producción primaria y mejorar los procesos de recuperación de crudo. La mojabilidad de un reservorio puede ser definida como la afinidad preferencial de la roca madre, ya sea, por la fase rica en agua o la fase rica en aceite y está determinada por complejas condiciones de limites interfaciales que actúan en el medio poroso de la roca.

Es importante destacar que el término de mojabilidad es usado para la preferencia de mojado de la roca y no se refiere, necesariamente a que el fluido este en contacto con esta en un tiempo dado.

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 espontánea. Y, por lo tanto, es necesario, entregar energía para sacarlo 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 sólida. Y, en consecuencia, es difícil de movilizar a través del medio poroso.

En forma complementaria se puede establecer que:

1.- 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. Solo es necesario disponer de una fuente de fase mojante para que la remplace en forma espontánea.

2.- La fase no mojante tiende a concentrarse en el centro de los poros grandes en la forma de glóbulos esféricos. En consecuencia, la fase no mojante es más fácilmente movilizable.

Sin embargo, estas definiciones tienen sus limitaciones. En sistemas ideales (p.e. 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 remplazo total de una por la otra.

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

1.- Los sistemas porales naturales atrapan fases residuales durante los desplazamientos inmiscibles.- Impide que el remplazo 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 limite en la posibilidad de completar la imbibición (la fase mojante desplaza a la no mojante).

2.- Es muy frecuente la presencia de mojabilidades mixtas.- Se manifiesta impidiendo que se alcancen las saturaciones residuales durante el proceso espontáneo de imbibición. Esta segunda limitación hace que el remplazo de una fase por otra se detenga antes de llegar a la condición residual de la fase no mojante.

Según conceptos de flujo multifásico, el transporte de crudo a través de un capilar se ve favorecido cuando sus paredes son homogéneamente mojadas por una capa lubricante de agua (Figura 2).

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

Pcwb=σ ( 1r1

+ 1r2

)cosθ

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

Figura 2.- Movimiento de una gota de agua atrapada en la garganta de un poro entre los granos de una roca.

TIPOS DE MOJABILIDAD.

DESDE EL PUNTO DE VISTA FÍSICO-QUÍMICO.

Mojabilidad por agua.- El agua ocupa los poros muy pequeños (el agua llena los poros muy pequeños aún en la roca mojada por aceite debido a que el aceite nunca entra a los poros pequeños debido a las fuerzas capilares) y contacta la superficie de la roca en los poros grandes, el aceite se localiza al centro de los poros grandes (Figura 3).

Mojabilidad por aceite.- La ubicación de los fluidos es parcialmente inversa al caso anterior, el agua generalmente continúa ocupando los poros muy pequeños, pero el aceite contacta a la superficie de la roca en los poros grandes y el agua se encuentra en el centro de los poros grandes (Figura 3).

Mojabilidad intermedia o neutra.- En este tipo de mojabilidad la superficie de la roca tiene la preferencia tanto por el agua como por el aceite.

En los inicios de la ingeniería de yacimientos, generalmente se consideraba que todas las formaciones eran preferentemente mojadas por agua, debido principalmente a que:

Las rocas sedimentarias que forman los yacimientos originalmente se depositaron en un medio acuoso y que el aceite migró a ellas mucho más tarde.

La mayoría de los minerales que conforman las rocas sedimentarias, en su estado natural son preferentemente mojados por agua.

AceiteAgua

Matriz de la roca

Figura 3.- Tipos de mojabilidad.

Sin embargo, a la fecha ya ha sido establecido que algunas formaciones productoras son mojadas por aceite. Anderson presentó una recopilación y análisis del trabajo intenso de laboratorio que se ha efectuado, resumiendo la investigación de Ttreiber y Cols, quienes midieron la mojabilidad de 55 yacimientos del área de Texas, con los resultados mostrados en la tabla:

Mediciones de mojabilidad ( Treiber y Cols)Tipo Angulo de

contactoYacimientos

silicatos (arenas)

Yacimientos Carbonatados

Total de yacimientos

Mojado por agua

0 a 75 13 2 15

Mojabilidad Intermedia

75 a 105 2 1 3

Mojado Por aceite

105 a 180 15 22 37

Total 30 25 55

Las rocas de un reservorio pueden cambiar su condición original de fuerte mojabilidad al agua por la adsorción de compuestos polares y/o la deposición de materia orgánica originalmente presente en el crudo. Algunos crudos hacen que la mojabilidad de una roca sea hacia el aceite por la deposición de una gruesa película orgánica en la superficie mineral. Otros crudos contienen compuestos polares que pueden ser absorbidos para hacer la roca más mojable al aceite. Algunos de estos compuestos son lo suficientemente solubles en agua para pasar a través de la fase acuosa de la roca.

Estos mecanismos de cambio de mojabilidad dependen también de la naturaleza de la roca; es decir, si es predominantemente de sílice, carbonato o arcilla; por lo tanto, no es posible determinar sólo por la composición de un crudo la mojabilidad que presentará al contacto con una roca.

Otros tipos de mojabilidad.- El hecho de que la mojabilidad de la roca puede alterarse debido a la adsorción de ciertos componentes del crudo, da origen a la idea de que puede existir un tipo de mojabilidad heterogénea. Por lo general, la roca de los yacimientos está compuesta por una variedad amplia de minerales, los cuales tienen diferentes superficies químicas y propiedades de adsorción, lo que origina variaciones en la mojabilidad. Así es como surgen los tipos de mojabilidad heterogénea conocidos como mojabilidad fraccional y mojabilidad mixta.

Mojabilidad fraccional.- En este tipo de mojabilidad, algunos componentes del crudo se adsorben en ciertas áreas de la roca, de tal forma que dicha porción de la roca es fuertemente mojada por aceite, mientras que el resto es fuertemente mojado por agua.

Esta mojabilidad es diferente a la mojabilidad intermedia, en la que se supone que toda la superficie de la roca tiene una preferencia ligera a ser mojada por agua o aceite. La mojabilidad fraccional también es llamada mojabilidad heterogénea, moteada o dalmatina.

Mojabilidad mixta.- Salathiel introdujo el término de mojabilidad mixta para un tipo especial de mojabilidad fraccional en la cual las superficies mojadas al aceite forman caminos continuos a través de los poros más largos. Los poros más pequeños siguen siendo mojados al agua y no contienen aceite. El hecho de que el aceite en un núcleo de mojabilidad mixta, este localizado en los poros de mayor tamaño hace que exista una leve pero finita permeabilidad al aceite a muy bajas saturaciones de éste. Esto permite que continúe el drenaje de aceite durante la inyección de agua hasta que se alcancen bajas saturaciones de aceite. Nótese que la principal diferencia entra la mojabilidad mixta y la fraccional es que es esta última no implica localizaciones específicas para las superficies mojadas ni caminos continuos de mojabilidad al aceite. Este tipo de mojabilidad mixta ha sido relacionado con producción continua de crudo y altos factores de recobro.Actualmente muchos especialistas consideran que la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos tienen condiciones de mojabilidad mixta. Es probable que el petróleo haya migrado hacia una formación mojable por agua y modifique desde allí la mojabilidad en las superficies de contacto. Durante la producción, el agua va ocupando el centro de los espacios porosos más grandes, pero sin entrar en contacto con el agua connota, dejando un intermedio de hidrocarburo adherido por la mojabilidad preferente hacia el petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo Kro disminuye rápidamente ya que los trayectos más permeables se inundan con agua. En estos casos de mojabilidad mixta las pruebas de laboratorio indican que la máxima recuperación del hidrocarburo se consigue para la situación de cuerpos levemente mojables por agua.

DESDE EL PUNTO DE VISTA TERMODINÁMICO.

Myers menciona tres clases de mojabilidad: mojabilidad de adhesión, mojabilidad de esparcimiento y mojabilidad de inmersión. Las diferencias entre estas pueden parecer muy sutiles, pero pueden ser muy significantes desde el punto de vista termodinámico y fenomenológico.

Mojabilidad de adhesión.- Se refiere a la situación en la cual un sólido, previamente en contacto con una fase vapor, es puesto en contacto con una fase liquida. Durante este proceso, un área específica en la interfase solido-vapor es remplazada por un área igual a la interfase solido-liquido.

Mojabilidad de esparcimiento.- Aplica en la situación en la cual un líquido y el sólido están previamente en contacto y el líquido se esparce para desplazar a un segundo fluido.

Mojabilidad de inmersión.- Cubre la situación en la cual un sustrato sólido, previamente en contacto con un fluido, es completamente inmerso en otro fluido desplazando completamente toda la interfase.

RELACION DE LA MOJABILIDAD Y LA TENSION INTERFACIAL.

La mojabilidad puede explicarse cualitativamente mediante el balance de fuerzas entre dos fluidos inmiscibles (agua y aceite) y el sólido, como se muestra en la figura 4. Las fuerzas que están presentes en la línea de contacto son:

σso: Tensión interfacial solido-aceite

σsw: Tensión interfacial solido-agua

σwo: Tensión interfacial agua-aceite

θ: Ángulo de contacto, se mide a través de la fase agua hacia σwo

En equilibrio, el sistema cumple con la condición Σ fx = 0, de donde se obtiene la ecuación de Young Dupre:

σso−σsw=σwoCosθc

DETERMINACION DEL TIPO DE MOJABILIDAD A PARTIR DEL ANGULO DE CONTACTO.

Figura 4.- Relación mojabilidad-tensión interfacial.

Considerando la ecuación de Dupre y la figura 5, se pueden definir los tres tipos de mojabilidad principales:

Caso 1.- Mojado por agua

σos > σws σos-σws > 0 cos θc>0 0°< θc <90°

Caso 2.- Mojado por aceite

σos < σws σos-σws < 0 cos θc < 0 90°< θc <180°

Caso 3.- Mojabilidad neutra

σos = σws σos-σws = 0 cos θc = 0 θc = 90°

Mojabilidad extrema

Caso 4.- Fuertemente mojado por agua θc = 0°

Caso 5.- Fuertemente mojado por aceite θc =180°

MEDICIONES DE LA MOJABILIDAD.

A la fecha σso y σsw no pueden medirse directamente. Sin embargo, σwo y θc, si pueden determinarse independientemente en el laboratorio, siendo estos parámetros los que proporcionan una medida de la mojabilidad de la roca

Las interacciones roca-fluido son muy complejas de describir, no solo desde el punto de vista matemático, sino fisicoquímico, ya que dependen de una gran cantidad de factores

Figura 5.- Determinación del tipo de mojabilidad empleando el ángulo de contacto.

tales como presión, temperatura, composición y cantidad de fluidos presentes, mineralogía de la superficie, su carácter energético, distribución de fluidos, PH, iones presentes, reacciones de acidificación, disolución-precipitación e intercambio iónico.

La complejidad a escala microscópica de estas interacciones se manifiesta a escala macroscópica, dando como resultado una alta incertidumbre en las propiedades derivadas de ellas, que se usan para describir el comportamiento del flujo multifásico. Esta problemática puso de manifiesto la necesidad de investigar y proponer nuevas y mejores formas de cuantificar apropiadamente estas interacciones y sus propiedades asociadas.

Diversos procedimientos han sido propuestos para determinar la mojabilidad de las rocas y sus efectos en la recuperación de petróleo. Sin embargo, los procedimientos laboriosos y fundamentalmente cualitativos. Algunas de estas técnicas son:

a) Angulo de contacto.- En el flujo multifásico agua-aceite a través de un capilar, existen tres ángulos de contacto que son (Figura 6):

θ = Angulo de contacto en condiciones estáticas.θa = Angulo de avance (agua desplazando aceite).θb = Angulo de retroceso (aceite desplazando agua).

El ángulo de contacto que se emplea normalmente es el ángulo de avance θa. Para su medición, el método de laboratorio más utilizado es el de gota fija o inmóvil. En el método se montan una o dos láminas de cristal pulido en una celda de material inerte llena de salmuera sintética, en medio de las láminas de cristal se coloca una gota de aceite. Después de unos días se mueven las láminas paralelamente y se mide el ángulo de contacto.

b) Método de Amott.- El método se basa en el hecho de que el fluido mojante, generalmente se imbibirá espontáneamente en el núcleo, desplazando a la fase no

ACEITE AGUAq

qb

qa

Figura 6.- Ángulos de contacto en un capilar.

mojante; combina la imbibición espontánea y las fuerzas de desplazamiento para medir la mojabilidad promedio de un núcleo. Realiza las siguientes mediciones:

Vwsp: Volumen de agua desplazada por la imbibición de aceiteVwt: Volumen total de agua desplazada por imbibición y centrifugaciónVosp: Volumen de aceite desplazado por la imbibición de aguaVot: Volumen total de aceite desplazado por imbibición y centrifugación

A partir de estas mediciones se definen las relaciones de aceite desplazado (o) y de agua

desplazada (w), las cuales se utilizan para definir la mojabilidad según los criterios de la

tabla

o=VwspVwt w=

VospVot

Relacion de desplazamiento

Mojado por agua

Mojabilidad Neutra

Mojado por aceite

Agua por aceite,o

Positivo Cero Cero

Aceite por agua, w

Cero Cero Positiva

c) Método de Amott-Harvey.- Contempla un tratamiento previo a la muestra, que consiste en centrifugar el núcleo, primero en salmuera y luego en aceite para llevarlo a las condiciones de saturación de agua irreducible, antes de iniciar la prueba. Posteriormente se realiza la prueba siguiendo la metodología sugerida por Amott. Se define el índice de desplazamiento relativo de amott-harvey, (IAH), el cual se calcula como sigue:

IAH=w-o=VospVot

−VwspVwt

El índice relativo de amott-harvey variará entre IAH =+1 para núcleos fuertemente mojables por agua, hasta IAH =-1 para núcleos fuertemente mojables por aceite.

-1.0 ≤ IAH≤ -0.3 Roca mojable por aceite.-0.3 < IAH < +0.3 Roca con mojabilidad intermedia o neutra.

+0.3 ≤ IAH ≤ +1.0 Roca mojable por agua.

d) Índice de mojabilidad USBM.- Compara el trabajo necesario para que un fluido desplace a otro. El trabajo requerido para que un fluido mojante desplace a uno no mojante es menor que el necesario para el desplazamiento inverso. El trabajo es proporcional al área bajo la curva correspondiente de presión capilar, para un desplazamiento con agua (A1) o desplazamiento con aceite (A2). Con las áreas se define el índice de mojabilidad IUSBM = log (A1/A2); el valor de IUSBM determina el tipo de mojabilidad: positivo para la mojabilidad por agua, negativo para la mojabilidad por aceite, y cero para una mojabilidad neutra (Figura 7).

e) Combinación de los métodos Amott-USBM.- El procedimiento permite obtener los índices de Amott y del USBM mediante una prueba combinada, en la que además, se determinan los cambios de saturación de agua que ocurren bajo condiciones de pc = 0. El procedimiento se ilustra en la figura 8.

SATURACION DE AGUA PROMEDIO (%)

PRES

ION

CAP

ILAR

(PSI

)

10

0

-100 100

o

o

o

o

o

o

oo

o oo

o

o

o

o

o

MOJADO POR AGUALOG A1/A2 = 0.79

A1

II

A2

I

a

SATURACION DE AGUA PROMEDIO (%)

PRES

ION

CAP

ILAR

(PSI

)

10

0

-100 100

o

o

o

o

o

oo

o

o

o

o

o

o

o

o

ooo

o

o o o

MOJADO POR ACEITELOG A1/A2 = -0.51

A1

II

A2

I

b

SATURACION DE AGUA PROMEDIO (%)PR

ESIO

N C

APIL

AR (P

SI)

10

0

-100 100

o

o

o

o

o

o

o

o

o

o

o

o

oo

o

o

o

oo

NEUTROLOG A1/A2 = 0.00

A1

II

A2

I

c

Figura 7.- Procedimiento para determinar la mojabilidad a partir del índice USBM.

La mojabilidad se determina a menudo a partir del estudio de otras propiedades. Los materiales fuertemente mojables por agua y fuertemente mojables por petróleo poseen curvas características de permeabilidad relativa en función de la saturación, pero los estados de mojabilidad intermedia y mixta son casos más complejos. El carácter de la mojabilidad varia con el tamaño de los poros, pero la microporosidad suele permanecer mojable por agua, por lo tanto el estudio de la microporosidad y la fracción que representa resulta determinante en formaciones con distribución compleja de la mojabilidad.

FACTORES QUE AFECTAN LA MOJABILIDAD.

La mojabilidad original de los yacimientos minerales es principalmente alterada por la adsorción de compuestos orgánicos. Los agentes surfactantes presentes en el crudo son compuestos polares que contienen O, N, S, y cuentan con terminales hidrófilas e hidrófobas (fenoles, cresoles, cetonas, dibenzofuranos, azarenos, indoles carbazoles derivados del tiofeno y tioles). Existe evidencia experimental de que la intensidad de esta

Figura 8.- Procedimiento del método Amott-USBM1.- Muestra 100 % saturada con agua 2.-Aceite desplazando agua (presión capilar positiva)3.-Imbibicion espontanea de agua durante 20 horas.4.-Agua desplazando aceite (presión capilar negativa)5.- Imbibición espontanea de aceite durante 20 horas.6.- Aceite desplazando agua (Presión capilar positiva)

1. Muestra 100% saturada con agua.

2. Aceite desplazando agua (presión capilar positiva).

3. Imbibición espontánea de agua durante 20 horas.

4. Agua desplazando aceite (presión capilar negativa).

5. Imbibición espontánea de aceite durante 20 horas.

6. Aceite desplazando agua (presión capilar positiva).

pc 0

0 1sw

1

2

6

3 5

4

adsorción, depende de la composición del aceite, naturaleza del mineral, cambios de presión o de temperatura en sistema, composición química de la salmuera (particularmente la fuerza iónica y el pH), el tratamiento previo al análisis y por operaciones inherentes al proceso. A continuación se resumen las principales variables que afectan la mojabilidad de medios porosos.

En el mapa conceptual se muestran los principales factores que afectan la mojabilidad de medios porosos. Aquellos de tipos mecánicos y operacionales constituyen una importante fuente de incertidumbre en el análisis de muestras, ya que un cambio en las condiciones de muestreo o almacenamiento puede alterar la preferencia original de la roca hacia los fluidos. Los factores topográficos se manifiestan en la mojabilidad mixta mientras que los factores químicos se presentan en la mojabilidad fraccional.

ALTERACION DE LA MOJABILIDAD DE SISTEMAS ROCA/ACEITE/SALMUERA

Las muestras de roca porosa de los yacimientos de aceite usualmente presentan una marcada hidrofilidad al inicio del proceso de medición de la mojabilidad, ocasionada por la limpieza de las muestras con disolventes orgánicos de diferentes polaridades que tienen la capacidad de eliminar cualquier traza orgánica en la muestra. Esta erosión implica que es el agua la que está en contacto directo con la superficie mineral, esto es, la interfase roca/agua impide la creación de la interfase roca/aceite. La experiencia muestra que este estado inicial no es invariante, en efecto las determinaciones de la mojabilidad por los

Geometría de los poros

Distribución del tamaño

de poro

Durante el análisis: P, T

Preparación y Limpieza

Preservación y Empaquetamiento

Flasheo

Perforación

Adsorción de agentes surfactantes, presentes en las fracciones más pesadas del crudo (resinas y asfaltenos)

PH

Salinidad

Propiedades químicas de la salmuera

Composición del crudo

FACTORES TOPOGRAFICOS

FACTORES MECANICOS Y OPERACIONALES

FACTORES FISICOQUIMICOS

-Pc, Kr-Comportamiento de inyección de agua -Dispersión-Propiedades eléctricasMOJABILIDAD

métodos USBM o Amott-Harvey, frecuentemente muestran histéresis en sus determinaciones, que van desde la preferencia hacia el agua, pasando por una preferencia neutra, hasta un cambio total de afinidad. Se ha observado que la preferencia inicial hacia el agua va gradualmente disminuyendo en función de variables como la presión, temperatura, fuerza iónica de la fase acuosa, el PH del agua, etc. A este respecto se han hecho numerosos trabajos para tratar de explicar de manera sistemática este fenómeno.

IMPORTANCIA DE LA MOJABILIDAD EN LA INDUSTRIA PETROLERA.

En los yacimientos de aceite, la mojabilidad es una de las principales variables que afecta los valores de saturación de agua y de saturación de aceite en el medio poroso que constituye el yacimiento, es decir, domina el comportamiento de dos parámetros petrofísicos fundamentales: la presión capilar (Pc), y la permeabilidad relativa (Krw/Kro). En sistemas donde la roca es hidrófila, el agua moja la superficie mineral de la roca y satura los poros pequeños, en cambio, si la roca es preferentemente oleófila, es el aceite quien moja la superficie mineral y el agua se encuentra saturando los poros grandes. Luego, es mayor el rendimiento final de la recuperación de hidrocarburos en yacimientos con afinidad preferentemente hacia el agua (se recupera un 15% adicional en comparación con yacimientos con afinidad al aceite). También se obtienen rendimientos aceptables (del orden del 40 - 50% del aceite original) cuando se presentan condiciones de mojabilidad mixta. También es pertinente mencionar que la mojabilidad afecta la estructura y distribución del aceite remanente. Este último efecto es de vital importancia para los métodos de recuperación mejorada.

En el caso de la recuperación de aceite por inyección de agua, se ha demostrado que las fuerzas interfaciales fluido/fluido y la mojabilidad del sistema, dominan mayormente el crecimiento y la subsiguiente movilización de burbujas de gas y consecuentemente la saturación crítica de gas, lo cual repercute en la despresurización del yacimiento. En el último estado de la inyección de agua, esta despresurización puede extender la vida económica del yacimiento e incrementar la producción de gas y aceite.

BIBLIOGRAFIA.

Universidad Autónoma Metropolitana. División de Ciencias Básicas e Ingeniería.

Posgrado en Química. tensión interfacial y mojabilidad de sistemas sólido/salmuera/n-dodecano: estudio experimental del efecto de la fuerza iónica y de la concentración de surfactante. Enrique Serrano Saldaña. México, D.F. Mayo del 2002.

http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/fundamentos-de-la-mojabilidad.html

Wettability. Formation Evaluation MSc Course Notes.

Ingeniería del Petróleo. Mojabilidad de los fluidos.

Adsorción y mojabilidad. Universidad de los Andes. Laboratorio de formulación, interfases, reología y procesos. Jean Louis Salager. Mérida, Venezuela. 1998.

http://saber.ucv.ve/jspui/bitstream/123456789/546/1/Trabajo%20Especial%20de %20Grado.pdf

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/aut07/ p44_61.pdf

ANEXOS

EXPERIMENTO DE METODOS DE FLOTACION

EXPERIMENTO DE ANGULO DE CONTACTO

EXPERIMENTO DE IMBIBICION