Medición Mojabilidad

Resumen. Muchos métodos se han utilizado para medir la humectabilidad. En este trabajo se describen los tres métodos cuantitativos en uso hoy en día: ángulo de contacto, método Amott, y los EE.UU. Oficina de Minas (USBM) método. Las ventajas y limitaciones de todos los métodos cualitativos-imbibición, examen con microscopio, flotación, portaobjetos de vidrio, curvas de permeabilidad relativa, curvas de presión capilar, método métrica capilar, la presión capilar de desplazamiento, relaciones permeabilidad/saturación, y los registros de depósito están cubiertos. Resonancia magnética nuclear (RMN) y la adsorción del colorante, dos métodos para medir la humectabilidad fraccional, también se discuten. Finalmente, se propone un método para determinar si un núcleo tiene humectabilidad mixta.

Introducción. Este artículo es el segundo de una serie de encuestas de publicaciones especializadas sobre los efectos de la capacidad de humectación de núcleo análisis.1-3

Los cambios en la humectabilidad de núcleos han sido demostrado que afectan a las propiedades eléctricas, la presión capilar, el comportamiento de inyección de agua, permeabilidad relativa, dispersión, y simulación de Recuperación mejorada del petróleo (EOR). Para el análisis de núcleo para predecir el comportamiento del depósito, la humectabilidad del núcleo debe ser la misma que la humectabilidad de la roca del yacimiento sin perturbaciones. Cuando una gota de agua se coloca sobre una superficie sumergida en aceite, se forma un ángulo de contacto que oscila de 0 a 180 ° [0 a 3,14 rad]. Una / agua / sólido sistema de aceite típico se muestra en la Fig. 1, donde las energías de superficie en el sistema están relacionadas por la ecuación de Young4,

σ owcosθ=σ os−σ ws ,……(1)

Donde σ ow = energía interfacial [tensión interfacial (IFT)] entre el aceite y el aguaσ os = energía interfacial entre el aceite y sólido σ ws = energía interfacial entre el agua y sólidoθ = ángulo de contacto, el ángulo de la línea / contacto agua-aceite / sólido.

Por convención, el ángulo de contacto,θ se mide a través del agua. La energía interfacial σ ow es igual σ , la tensión interfacial (IFT).

Como se muestra en la figura 1, cuando el ángulo de contacto es menor que 90° [1,6 rad], la superficie es preferentemente humedecida con agua, y cuando es mayor que 90°, la superficie es preferentemente aceite-húmedo. Para fluidos casi todos puros y roca limpia o superficies de cristal pulido, σ os y σ ws tienen valores tales que θ = 0° [0 rad]. Cuando los compuestos tales como los componentes del petróleo crudo son adsorbidos en las superficies rocosas, estas energías interfaciales se cambian de manera desigual. Estos cambios θ y por lo tanto la humectabilidad. Cuanto más θ es de 90 ° [1,6 rad], mayor será la preferencia de humectación para un fluido sobre otra. Si θ es exactamente 90 ° [1,6 rad], ni fluido preferencialmente moja el sólido. Como se muestra en la Tabla 1, cuando θ

es entre 0 y 60 a 75 ° [0 y 1 a 1,3 rad], el sistema se define como humedecido con agua, cuando θ es entre 180 y 105 a 120 º [3,1 y 1.8 a 2.1 rad], el sistema se define como aceite-húmedo. En el rango medio de los ángulos de contacto, un sistema es neutral o intermedia mojado. El ángulo de contacto que se elige como punto de corte varía de papel a papel

El término σ os-σ ws es a veces llamado tensión de adhesión, σ A 5:

σ A=σos−σ owcosθ……(2)

La tensión de adhesión es positiva cuando el sistema es agua - húmeda, negativa cuando el sistema es aceite-húmedo, y cerca de cero cuando el sistema es neutral en húmedo.

Métodos de Medición de la mojabilidad.

Se han propuesto muchos métodos diferentes para la medición de la humectabilidad de un sistema.6-16

Incluyen ángulos cuantitativos métodos de contacto, imbibición y desplazamiento forzado ( Amott ), y el método de humectabilidad USBM y métodos cualitativos, las tasas de imbibición examen con microscopio, flotación, el método de portaobjetos de vidrio, curvas de permeabilidad relativa, relaciones permeabilidad / saturación, curvas de presión capilar, método métrica capilar, la presión capilar de desplazamiento, los registros de los embalses, la resonancia magnética nuclear, y la adsorción del colorante .

Aunque no existe un único método aceptado, tres métodos cuantitativos generalmente se utilizan: (1) La medición del ángulo de contacto, (2) El Amott 6 método (imbibición y el desplazamiento forzado), y (3) El método USBM.9-17-18

El ángulo de contacto mide la humectabilidad de una superficie específica, mientras que el Amott y métodos USBM miden la humectabilidad promedio de un núcleo. Una comparación de los criterios de humectabilidad para los tres métodos se muestra en la Tabla 1. Las restantes pruebas en el Lista de componentes son cualitativos, cada uno con un tanto diferentes criterios para determinar el grado de agua o humedad del aceite. Desafortunadamente, esto conduce a ambigüedades cuando se comparan experimentos en la literatura. Muchas de las mediciones de humectabilidad son también imprecisa, en particular cerca de la humectabilidad neutra. Un método puede mostrar que un núcleo es ligeramente aceite húmedo, mientras que otro muestra que el núcleo es ligeramente humedecido con agua. En este trabajo, los diferentes métodos de medición de la humectabilidad se describen, a partir de los métodos cuantitativos. Los métodos más

cualitativos se describen a continuación, seguido de los métodos para la medición de la humectabilidad de núcleos fraccionarios y mixtos.

Las mediciones cuantitativas humectabilidad

Ángulo de Contacto. El ángulo de contacto es el mejor método de medición de la humectabilidad cuando se utilizan fluidos puros y núcleos artificiales porque no hay posibilidad de tensión-activos u otros compuestos que alteran la capacidad de humectación. El método también se utiliza para determinar si un aceite crudo puede alterar la humectabilidad y para examinar los efectos de la temperatura, presión, y la química de salmuera en la humectabilidad. Sin embargo, como se discute en más detalle después, algunas dificultades están involucrados en la aplicación de las mediciones del ángulo de contacto a los núcleos de depósito. Se han utilizado muchos métodos de medición por contacto angular. Ellos incluyen el método de placa basculante, gotas sésiles o burbujas, el método de la varilla vertical, método tensiométrico, método del cilindro, y el método de ascenso capilar. Las descripciones de estos métodos se pueden encontrar en Adamson, 4

Johnson y Dettre, 19 Good, 20 Neumann y Good, 21 y Popiel. 22 La mayoría de estos métodos no se utilizan generalmente en la industria del petróleo, sin embargo, debido a que son más adecuados para fluidos puros sin adsorción o desorción de los tensioactivos. Debido a los agentes de superficie activa en crudo, una longitud de tiempo significativose necesita para un ángulo de contacto para alcanzar el equilibrio. Los métodos que se utilizan generalmente en la industria del petróleo son el método de la gota sésil 21, 23,25 y una forma modificada del método de la gota sésil descrito por Leach et al. 26 y Treiber et al. 27 En ambos métodos, el cristal mineral a ensayar se monta en una celda de prueba compuesto en su totalidad de materiales inertes para evitar la contaminación. El método de la gota sésil utiliza una sola, el mineral cristal pulido plana (ver. Fig. 1). El método de la gota sésil modificado utiliza dos cristales minerales planas pulidas, que están montados paralelos entre sí en los postes ajustables, como se muestra en la figura. 2a. Debido areniscas se componen a menudo principalmente de cuarzo y piedras calizas de cristales de calcita, cuarzo o calcita se utilizan para simular las superficies de los poros de la roca del yacimiento. Obviamente, la humectabilidad de las arcillas en el depósito no puede ser examinada con este método .El primer paso en la medición de ángulo de contacto es para limpiar el aparato a fondo, porque incluso cantidades de traza de contaminantes pueden alterar el ángulo de contacto.

A continuación, la celda que contiene los cristales minerales se llena con salmuera. Desoxigenada salmuera, formación sintética se utiliza para prevenir la introducción de iones de metal exterior, que en concentraciones de sólo unas pocas partes por millón pueden alterar la humectabilidad. 1,27 Para el método de la gota sésil modificado, una gota de aceite se coloca entre los dos cristales de manera que contacta con una gran área de cada cristal. Después de la interfaz aceite / cristal ha envejecido durante unos pocos días, los dos cristales están desplazadas paralelas entre sí. Como se muestra en la figura. 2b, esto cambia la gota de aceite y permite salmuera se mueva sobre una porción de la superficie previamente cubierta con aceite. Los ángulos de contacto medidos de esta manera se llaman ángulos de contacto " - el avance del agua”. Se observa un ángulo de no equilibrio inmediatamente después de mover la gota. Este ángulo disminuye para un día o dos hasta que se obtiene un valor constante para que la edad de la / interfase sólido

aceite. La superficie / aceite mineral se envejeció a continuación, aún más, el agua se hace avanzar de nuevo, y se obtiene un nuevo valor.

Los procedimientos son similares en el método de la gota sésil. Una gota de aceite en bruto se forma en el extremo de un tubo capilar fino y pone en contacto con la superficie del mineral plana (ver. Fig. 1). La gota se dejó envejecer en la superficie. - El avance de agua y de los ángulos de contacto - retroceso del agua se mide utilizando el tubo capilar para expandir y contraer el volumen de la gota de petróleo crudo. 23,24 Cuando el petróleo crudo contiene sustancias tensioactivos naturales; El ángulo de contacto se incrementa “el avance del agua” como las edades de la interfaz hidrocarburos/cristal, se aproximan a un valor límite como el equilibrio de adsorción se alcanza. Para alcanzar este valor límite puede requerir cientos o incluso miles de horas de tiempo de la interfaz envejecimiento. La figura. 3 27 da ejemplos de la variación del ángulo de contacto de avance de agua como las edades de la interfaz hidrocarburos / sólido.

Esto demuestra que las mediciones tempranas pueden muestran que el sistema es humedecida con agua a pesar de que en realidad es - aceite húmedo en equilibrio. Debido a que no hay aire contiene tensioactivos, el ángulo de contacto para el decano puro (curva A) no varió de cero como la interfaz era anticuada.

Uno de los problemas en las mediciones del ángulo de contacto es la histéresis, debido a que generalmente se ha encontrado experimentalmente que una gota de líquido sobre una superficie puede tener muchos diferentes ángulos de contacto estables. Los ángulos de contacto reportados en la literatura son ya sea el agua de avance o retroceso de agua, ángulo de contacto debido a que estos dos ángulos son el más reproducible. El ángulo de avance de agua también puede ser pensado como el aceite de retroceso de uno. El ángulo de avance, σ adv, se mide tirando de la periferia de una gota sobre una superficie, mientras que el ángulo de contacto de retroceso, σ rec, se mide por presión en la misma. La diferencia , σ adv−σ rec, es la histéresis de ángulo de contacto y puede ser mayor que 60 ° [ 1rad ] 19

Johnson y Dettre 19 y Adamson 4 estado que parece que hay tres causas de la histéresis de ángulo de contacto : ( 1 ) la aspereza superficial, ( 2 ) la heterogeneidad de superficie , y (3) la inmovilidad superficie en una escala macromolecular . Para ver cómo la rugosidad de la superficie puede causar histéresis, considere una placa horizontal, pero en bruto. Debido a que la superficie rugosa contiene picos y valles, una gota de líquido

generalmente se une a una superficie que no es horizontal. El ángulo de contacto observado macroscópicamente no será el mismo que el ángulo de contacto verdadero en una escala microscópica. La rugosidad de la superficie permitirá que un gran número de estados metaestables de la caída de existir con diferentes ángulos de contacto. La rugosidad de la superficie por lo general disminuye el ángulo de contacto aparente para el

agua de roca mojada y aumentarlo para el aceite de roca mojada.19, 22 Histéresis resultante de la heterogeneidad de la superficie puede ser causado por cualquiera de heterogeneidad en la composición de la superficie de roca o diferencial de adsorción de compuestos que alteran la capacidad de humectación. Este problema se evita en general, midiendo el ángulo de un solo cristal y limpiando

rigurosamente todo el aparato antes de la medición. Por último, la inmovilidad de la superficie puede causar histéresis mediante la prevención del movimiento del fluido necesario para el ángulo de contacto para llegar a su valor de equilibrio. Por ejemplo, la adsorción lenta de un agente tensioactivo de la interfase sólido / líquido dentro de la mayor de líquido puede causar histéresis. Algunos aceites crudos, incluso puede formar una película sólida en la interfase aceite / agua. 28-30 Estas películas son particularmente propensos a formar si el crudo ha sido expuesto al oxígeno, pero incluso se han encontrado en algunos crudos anaeróbicas.

A pesar de que es posible, con gran cuidado, para obtener mediciones exactas y reproducibles del ángulo de contacto, la cuestión del grado de representatividad de estos resultados son de la humectabilidad de núcleo depósito surge. El ángulo de contacto no puede tener en cuenta la rugosidad, la heterogeneidad y la compleja geometría de la roca del yacimiento. En primer lugar, tenga en cuenta los problemas causados por la rugosidad. Morrow 31 ha señalado que la geometría de la rugosidad y poro influirá en la línea de contacto del aceite / agua / sólido y se puede cambiar el ángulo de contacto aparente. En una superficie lisa, el ángulo de contacto es fijo. En los bordes afilados que se encuentran en la roca del yacimiento, sin embargo, esta condición es relajada, y hay una amplia gama de posibles ángulos de contacto. 31,32 Morrow postula que la mayor parte de las líneas de

contacto de aceite / agua / roca estará ubicado en los bordes afilados porque, en estos bordes, el ángulo de contacto puede cambiar sin mover la posición de la línea de contacto.

Un segundo problema con la aplicación de las medidas del ángulo de contacto de las rocas del yacimiento es que el ángulo de contacto no puede tener en cuenta la heterogeneidad de la superficie de la roca. Los ángulos de contacto se miden en un solo cristal mineral, mientras que un núcleo contiene muchos componentes diferentes. Como se discutió previamente, los tensioactivos en el crudo pueden afectar a la humectabilidad de las arenas y arcillas de manera diferente, causando humectabilidad heterogénea localizada.

Una tercera limitación es que no se puede obtener información sobre la presencia o ausencia de recubrimientos orgánicos unidos de forma permanente en las rocas del yacimiento.33 Estas películas se pueden detectar sólo al hacer otras mediciones de humectabilidad. Esto es particularmente importante cuando se trabaja con núcleos de estado restaurado.34, 35 Antes de la humectabilidad original se pueden restaurar, todos los materiales adsorbidos se deben quitar, que por lo general deja el núcleo en un estado fuertemente humedecida con agua, La única manera de determinar si el proceso de limpieza ha sido un éxito es medir la capacidad de humectación del núcleo limpiado. Si no se agua fuertemente en húmedo, la limpieza adicional es necesario.

Método Amott. El método 6, 8,36 Amott combina imbibición y el desplazamiento forzado para medir la capacidad de humectación media de un núcleo. Tanto núcleo depósito y líquidos se pueden utilizar en la prueba. El método Amott se basa en el hecho de que el fluido humectante generalmente empaparse de forma espontánea en el núcleo, desplazando el uno no mojante. La relación de imbibición espontánea a la imbibición forzado se utiliza para reducir la influencia de otros factores, tales como la permeabilidad relativa, viscosidad, y la saturación inicial de la roca. Núcleo se prepara por centrifugación bajo salmuera hasta que se alcanza la saturación de aceite residual (ROS). La medición de la humectabilidad Amott consiste entonces en los siguientes cuatro pasos: (1) sumergir el núcleo en aceite, y medir el volumen de agua desplazada por el espontáneo (gratis) imbibición de aceite después de 20 horas, (2) centrifugar el núcleo en aceite hasta que se llega a la saturación de agua irreducible (LWS), y medir la cantidad total de agua desplazada, incluyendo el volumen desplazado por imbibición espontánea, (3) sumergir el núcleo o en salmuera, y medir el volumen de aceite de forma espontánea desplazados por imbibición de agua después de 20 horas, y (4) centrifugar el núcleo en el aceite hasta ROS se alcanza, y medir la cantidad total de aceite desplazado. Tenga en cuenta que el núcleo puede ser impulsado con IWS y de ROS por flujo en lugar de con una centrífuga. Esto es especialmente necesario para el material no consolidado que no se puede centrifugó. Los resultados del ensayo se expresan mediante (1) la "relación de desplazamiento-por-petróleo"-la relación entre el volumen de agua desplazado por imbibición espontánea aceite solo, V wsp a la total desplazada por imbibición de petróleo y centrífuga (forzada) de desplazamiento, V wt,

δ o=V wsp

V wt

…….(3a)

Y (2) la "relación de desplazamiento por el agua", la relación entre el volumen de aceite desplazado por imbibición de agua espontáneo, VOSP, con el volumen total de aceite desplazado por imbibición y centrífuga (forzada) de desplazamiento, V ot:

δw=V osp

V ot

…….(3b)

Como se muestra en la Tabla 1, los núcleos preferentemente en húmedo de agua tienen una relación de desplazamiento positivo por agua y un valor cero para la relación de desplazamiento-por-aceite. El desplazamiento por el agua de relación se aproxima a 1 como la humedad del agua aumenta. Del mismo modo, los núcleos de aceite húmedo tienen una relación volumétrica por aceite y una relación de cero desplazamientos por agua. Ambos índices son cero para núcleos neutros mojadas. Amott eligió un período de tiempo arbitrario de 20 horas para los pasos de aceite y agua de imbibición espontánea en su método. Si es posible, se recomienda en cambio que los núcleos se les permitirá beber hasta que la imbibición es completa o se alcanza un límite de tiempo de 1 a 2 semanas. Imbibición puede tomar desde varias horas hasta más de 2 meses. 34 Si la imbibición se detiene después de un corto período de tiempo, entonces el volumen de imbibición espontánea medido será menor que el valor de equilibrio para las muestras de baja permeabilidad, causando una subestimación de δ o or δw. 8,36 Las proporciones de desplazamiento medidos se subestime el agua o la humedad del aceite de la roca. Por supuesto, es necesario elegir un cierto límite de tiempo superior para terminar la medición en una longitud de tiempo razonable. Si el núcleo sigue siendo imbibición cuando se alcanza el límite de tiempo, cómo cada vez, entonces el volumen de imbibición espontánea medido se subestima la capacidad de humectación del depósito, y las relaciones Amott debe interpretarse con precaución 8,36 Un número de investigadores 37,38 utiliza una modificación de la prueba de humectabilidad Amott llamado el "índice de desplazamiento relativo Amott-Harvey." Este procedimiento tiene un paso adicional en la preparación del núcleo antes de ejecutar la prueba: el núcleo se centrifuga primero bajo salmuera y a continuación, en bruto para reducir el enchufe con IWS. Los desplazamientos por el agua y el desplazamiento-por-petróleo coeficiente se calculan mediante el método de Amott. El índice de desplazamiento relativo Amott-Harvey es la razón de desplazamiento por el agua, menos la razón de desplazamiento por el petróleo:

I=δw−δO=V osp

V ot

−V wsp

V wt

…… (4)

Esto combina las dos relaciones en un solo índice humectabilidad que varía de +1 a humedad integral del agua a -1 para la humedad de aceite completo. Cuiec 39 establece que el sistema es humedecida con agua cuando +0.3 ≤ I ≤1, intermedio mojado cuando -0.3 < I < 0.3, y sin aceite mojado cuando -1 ≤ I ≤ -0.3. La prueba Amott mide el volumen total de petróleo espontáneo y forzado y la imbibición de agua. Morrow et al. 40

desarrollaron una forma modificada de la prueba Amott, que también mide las tasas de imbibición durante las mediciones de imbibición espontáneas. En esta prueba, el núcleo se suspende en aceite o agua de una balanza electrónica por una pequeña línea de

monofilamento. El cambio de peso se controla como una función de tiempo que se produce la imbibición espontánea. La capacidad de humectación del núcleo se determina entonces a partir tanto el índice de humectabilidad Amott y las tasas de imbibición espontáneas. Esta prueba puede ofrecer algunas ventajas sobre la prueba estándar Amott, porque se basa en los datos adicionales.

El principal problema con la prueba de humectabilidad Amott y sus modificaciones es que son insensibles cerca de humectabilidad neutra. La prueba mide la facilidad con la que el fluido para humedecer puede desplazar de forma espontánea el uno no mojante.

Sin embargo, ni el fluido espontáneamente absorber y desplazar a la otra cuando el ángulo de contacto varía de aproximadamente 60 a 120 ° [1 a 2.1 rad]. 3,41-45 Además, el ángulo de contacto por encima de la limitación de que la imbibición espontánea no sé. Ocurrirá depende de la saturación inicial del núcleo. McCaffery41 y Morrow y McCaffery45

examinaron la imbibición espontánea de fluidos puros con un ángulo de contacto conocido en un núcleo de teflón sintético que inicialmente contenía aire. En los experimentos, n-dodecano (θ=42°[0,7 rad]) siempre empaparse de forma espontánea en el núcleo,mientras que un bromonaftaleno (θ = 73° [1,3 rad]) nunca espontáneamente beber. Dioctil éter (θ = 49 ° [0,9 rad]). No embeber en un núcleo seco pero que embeber en un núcleo con una saturación de dioctil éter inicial de 30%. El método Amott clasificaría el núcleo de teflón con n-dodecano como ligeramente humedecido con agua, mientras que una bromonaftaleno sería neutral mojado. El núcleo con dioctil éter (θ = 49 ° [0,9 rad]) se clasificaría como humedecida con agua si ya contenía un poco de líquido o de la manera más neutral mojado si el núcleo fue inicialmente seca.

Índice Mojabilidad USBM. La tercera prueba cuantitativa que se utiliza para medir la humectabilidad es la prueba USBM desarrollado por Donaldson et al. 9.17, 18 La prueba USBM también mide la humectabilidad media del núcleo. La prueba es relativamente rápido, que requiere un par de días para poner a prueba siete y cincuenta y seis tapones. Una gran ventaja que tiene sobre la prueba de capacidad de humectación Amott es su sensibilidad cerca humectabilidad neutral. Una pequeña desventaja es que el índice de capacidad de humectación USBM sólo puede medirse en muestras tapón de tamaño debido a que las muestras deben ser hiladas en una centrifugadora. La prueba USBM compara el trabajo necesario para un fluido a desplazar a la otra. Debido a la variación de energía libre favorable, el trabajo requerido para el fluido humectante para desplazar el fluido no humectante del núcleo es menor que el trabajo requerido para el desplazamiento opuesto. Se ha demostrado que el trabajo requerido es proporcional al área bajo la curva de la presión capilar. 31,46 En otras palabras, cuando un núcleo es el área bajo la curva de presión capilar salmuera - unidad (cuando el agua desplaza el aceite) humedecida con agua es menor que el área bajo la curva de la presión capilar para el desplazamiento inverso.

De hecho, si la humectación por agua es lo suficientemente fuerte, la mayor parte del agua se embeben de manera espontánea en el núcleo, y el área bajo la curva de salmuera-unidad será muy pequeño. , Antes de que se ejecute la prueba, los enchufes están preparados por centrifugación en aceite a alta velocidad para llevarlos a IWS. Este punto se indica por los asteriscos (*) en las Figs. 4a a través 4c, que representan los resultados de pruebas de humectabilidad en núcleos con tres tratamientos de superficie distintos. Durante el USBM medición, una versión modificada del procedimiento descrito por Hassler y Brunner 47 y Slobod et al. 48 se utiliza para calcular las presiones capilares centrífugas. (El método USBM utiliza las saturaciones promedio en el núcleo. 17 en contraste, la curva de presión capilar centrífuga es bases en la saturación a la cara del núcleo, que se calcula a partir de la saturación media por el método encontrado en la ref. 47) en la primera etapa de la medición, los núcleos se colocan en salmuera y se centrifugaron a incrementalmente aumentar las velocidades hasta una presión capilar de -10 psi [-70 kPa] se alcanza. Este paso se conoce como la unidad de salmuera porque salmuera desplaza aceite desde el núcleo. En cada presión capilar incremental, el promedio de saturación de la clavija se calcula a partir del volumen de aceite expulsado. La curva 1 ( Figs. 4a a 4c ) es un gráfico de la presión capilar VS . El promedio de saturación de la unidad de salmuera. En el segundo paso, el núcleo se coloca en el aceite y se centrifugó Durante este paso de aceite de accionamiento, el aceite desplaza salmuera desde el núcleo. Al igual que en el primer paso, las presiones capilares y saturaciones promedio se miden hasta una presión capilar de 10 psi [70 kPa] se alcanza en cada caso, las curvas se extrapola linealmente o truncada si la última presión no es exactamente de 10 psi [70 kPa]. Los resultados de la

unidad de aceite se representan como la curva II en las Figs. 4a a 4c. El método USBM utiliza la relación de las áreas bajo las dos curvas de presión capilar para calcular un índice de humectabilidad de acuerdo con la ecuación . 5.

W=log( A1A2 )……… (5)

Donde A1 y A2 son las áreas bajo las curvas de petróleo y salmuera, respectivamente. Como se muestra en la Tabla 1, cuando W es mayor que cero, el núcleo es humedecida con agua, y cuando W es menor que cero, el núcleo es-aceite húmedo. Un índice de humectabilidad cerca de cero significa que el núcleo es neutral en húmedo. Cuanto mayor sea el valor absoluto de W, mayor será la preferencia de humectación.

Ejemplos de humedecida con agua, núcleos de aceite húmedo, y neutralmente con agua se muestran en las Figs. 4a a 4c para un Torpedo afloramiento de piedra arenisca núcleo inicialmente humedecida con agua. La figura. 4a muestra el índice de mojabilidad USBM del núcleo humedecido con agua no tratada. El área bajo la curva de aceite de accionamiento es mucho más grande que el área bajo la curva de tracción agua, produciendo un índice de humectabilidad de 0,79. En la figura. 4b, el núcleo fue tratado con un compuesto organosilano, que la hacía-aceite húmedo, el área bajo la curva de aceite de accionamiento es ahora mucho menor que el área bajo la curva de tracción agua porque el aceite es el fluido humectante, obteniéndose un índice de humectabilidad de -0.51. En la figura. 4c, el núcleo se envejeció con crudo, y la salmuera se trató con tripolifosfato de sodio. El núcleo es ahora neutral en húmedo, y tanto de las áreas son iguales, por lo el índice de humectabilidad USBM cero.

Una ventaja importante de la prueba de humectabilidad USBM sobre la prueba Amott es su sensibilidad cerca de humectabilidad neutra. Por otro lado, la prueba USBM no puede determinar si un sistema tiene humectabilidad fraccionada o mixta, mientras que la prueba Amott es a veces sensible. En algunos sistemas fraccionados o mixtos húmedos, el agua y el aceite se embeber libremente. 49-51 El método Amott tendrá relaciones positivas de desplazamiento-de-agua y el desplazamiento-de-aceite, lo que indica que el sistema se humedece de manera no uniforme.

Combinado Amott / Método USBM. Sharma y Wunderlich 51 han desarrollado recientemente una modificación del método USBM que permite el cálculo de tanto la Amott y los índices de humectabilidad USBM. El procedimiento, se muestra en la figura. 5, consta de cinco pasos: (1) de accionamiento inicial del aceite, (2) espontánea (gratis) imbibición de salmuera, (3) de accionamiento salmuera, (4) espontánea (gratis) imbibición de aceite, y (5) de accionamiento de aceite.

Las áreas bajo las curvas de salmuera y aceite de accionamiento se utilizan para calcular el índice USBM, mientras que el índice de Amott utiliza los volúmenes de agua y aceite desplazamientos libres y totales. Durante la etapa inicial de la unidad de aceite (curva 1), los enchufes son impulsados con IWS. A continuación, los núcleos se sumergen en agua,

y el volumen de agua que embebe libremente se mide (curva 2). Durante el paso de la unidad salmuera (curva 3), la saturación promedio del tapón se determina a partir de la cantidad de aceite expulsada en cada presión capilar incrementales. Estos datos se utilizan para calcular el área bajo la curva unidad salmuera, A2, para el método de USBM. Al final de la etapa de salmuera-unidad, el tapón se deja en ROS. La relación Amott desplazamiento por agua, δw, es la relación entre el volumen de aceite desplazado por imbibición salmuera libre al volumen total desplazado por imbibición libre y el desplazamiento centrífugo (Ec.3 b).

En el cuarto paso (curva 4), el enchufe se sumerge en el aceite, y se mide el volumen de aceite que se embebe de forma espontánea. El paso final es la unidad de aceite (curva 5), donde se utilizan las presiones capilares y saturaciones de promedio para calcular A1 para el método USBM. La ecuación. 5 se utiliza entonces para calcular el índice de humectabilidad USBM. Al final de la unidad de aceite, el tapón se deja en IWS. La relación Amott desplazamiento-por-aceite, δO, es la relación de la imbibición de aceite libre y el volumen total desplazado por imbibición libre y el desplazamiento centrífugo (Ec. 3b). Hay dos ventajas del método USBM / Amott combinada sobre el método USBM estándar: la resolución del método USBM se mejora al tener en cuenta los cambios de saturación que se producen en la presión capilar cero, y también se calcula el índice de Amott. Como se discutió anteriormente, el método Amott a veces indicar que un sistema se humedece de manera no uniforme.

Mediciones cualitativas humectabilidad Método imbibición.

La medición de la humectabilidad cualitativa más utilizada: es el método de impregnación, 52-57, ya que da una idea rápida pero aproximada de la capacidad de humectación sin necesidad de equipo complicado. El aparato de imbibición original de probó la capacidad de humectación a temperatura ambiente y presión. 52

Más recientemente, Kyte et al. 57 describe una modificación del aparato que permite la humectabilidad que debe medirse en condiciones de reservorio. En una prueba de imbibición, un núcleo en IWS se sumerge primero en salmuera debajo de un cilindro graduado, y la tasa y la cantidad de aceite desplazado por imbibición salmuera se miden. El núcleo es muy húmedo agua si grandes cantidades de salmuera son absorbidos rápidamente, mientras que las tasas más bajas y

volúmenes más pequeños implican un núcleo mojado más débilmente. Si se embebe sin agua, el núcleo es o bien aceite de mojado o húmedo neutral. Núcleos húmedos para no agua son entonces llevados a ROS y sumergidos en aceite. El aparato de imbibición se invierte, con el cilindro graduado debajo del núcleo para medir la velocidad y el volumen de agua desplazado por la imbibición de aceite. Si el núcleo se impregna de aceite, es aceite mojado. La fuerza de aceite - humedad se indica mediante la velocidad y el volumen de la imbibición de aceite. Si es absorbido ni aceite ni agua, el núcleo es neutralmente mojado. Finalmente, algunos núcleos se empaparse de agua y aceite. 49-51

Estos núcleos tienen humectabilidad ya sea fraccionada o mixta. Un problema con el método de imbibición es que, además de la humectabilidad, las tasas de imbibición también dependen de la permeabilidad relativa, viscosidad, IFT, estructura de poros, y la saturación inicial del núcleo. 3,10 Con frecuencia, esta dependencia de otras variables se reduce en la comparación de la tasa de imbibición medido con una tasa de referencia, medida cuando el núcleo es fuertemente humedecida con agua. Para hacer esto, el núcleo se limpia por calentamiento a [400 º C] 750 º F durante 24 horas para oxidar todo el material orgánico, dejando el núcleo fuertemente humedecida con agua. El núcleo se vuelve a saturar a su saturación de petróleo original con un aceite blanco refinado que tiene la misma viscosidad que el aceite crudo, y se mide la tasa de imbibición de referencia. DENEKAS et al. 53 cambios de mojabilidad reportados en términos de la "tasa relativa" de imbibición:

R= mmr

………(6)

Donde

R= tasa relativa de imbibición,m=tasa de imbibición inicial de mi núcleo justo después de que se sumerge (cm3/s)mr=tasa de imbibición inicial del limpiado, núcleo fuertemente humedecida con agua (cm3/s).

Si el núcleo es humedecido con agua, m es la tasa inicial de imbibición de agua. Si el núcleo es - aceite húmedo, mes la velocidad inicial de la imbibición de aceite, y la tasa de imbibición relativa, R, se informa como un número negativo. Tenga en cuenta, sin embargo, que mientras que el uso de un tipo de referencia reduce el efecto de otras variables, el método de imbibición todavía sufre el mismo problema como el método de Amott - insensibilidad cerca de humectabilidad neutra. Bobek et al. 52 sugirieron también una prueba de imbibición para núcleos no consolidadas. En esta prueba, una fina capa de

arena se extiende sobre un portaobjetos de microscopio, después de lo cual la saturación de petróleo se aumenta mediante la adición de un aceite mineral refinado. Las gotas de agua se colocan en la superficie de la arena, y el movimiento del fluido se observa por microscopio.

Si la muestra es humedecida con agua, el agua se mueva fácilmente en la arena, el desplazamiento de aceite de la superficie de los granos de arena. Además, el aceite se forma esférica gotitas, lo que indica que es la fase no mojante. Un procedimiento similar se utiliza para la prueba de humectabilidad de aceite. Esta prueba es similar al método de examen con microscopio.

Microscopio examen. Examen microscópico se utiliza a veces en el laboratorio estudios de visualización de flujo. La humectabilidad se determinó a partir de una descripción del flujo en un solo nivel de poro en un medio poroso idealizada durante inyección de agua. 58-

59 Esta descripción incluye la estructura del aceite residual y los cambios en la ubicación de la aceite y el agua que se producen durante la inyección de agua. Si el sistema es fuertemente humedecido con agua, el agua rodea a los granos en forma de película delgada. Los grandes fondos de descanso aceite residual en una película de agua, mientras que las gotas más pequeñas de aceite residual forma esférica cae en el centro de los poros. Si el sistema es medianamente húmedo, tanto el aceite y el agua se encuentran en contacto con las superficies de roca, y ambos se pueden encontrar en los pequeños poros. Finalmente, si el sistema es-aceite de mojado, los papeles de la aceite y el agua se invierten. El aceite forma una película alrededor de las superficies de los granos y se encuentra en los poros pequeños, mientras que el agua se basa en una película de aceite o de forma pequeñas esferas.

El método para determinar cualitativamente la humectabilidad por examen con microscopio es particularmente importante. En el estudio de las reversiones de humectabilidad, 58,60-64 uno de los mecanismos propuestos para la recuperación asistida del petróleo que se produce durante alcalina inyección de agua. 58 En estos experimentos, una sustancia química que cambia la humectabilidad se inyecta en el medio poroso durante una inyección de agua, causando una zona de humectabilidad reversión de propagarse a través del núcleo. Un microscopio se utiliza para seguir los cambios de humectabilidad y para determinar si EOR se producirá por este mecanismo.

Métodos de flotación. Métodos de flotación son rápidos, pero sólo funcionan para sistemas fuertemente mojadas. En el método más simple, el agua, el aceite, y la arena se colocan en una botella de vidrio. La botella se agita, y el experimentador observa el destino de los granos de arena. Este método se recomienda en un API para determinar los efectos de los tensioactivos por humectabilidad. Si el sistema es fuertemente humedecida con agua, granos de arena limpia se depositan en el fondo de la botella. Los granos de arena colocados en el aceite se agregan y forman pequeños grupos de granos rodeados por una fina capa de agua. Si el sistema está sin aceite mojado, algunos de los granos se pueden suspender en la interfase aceite / agua. Los granos de arena de aceite mojado en el agua se agrupen formando pequeños glóbulos de aceite recubiertas con arena. Este sistema de flotación es cualitativa y sólo funciona para los sistemas fuertemente mojadas.

Varios experimentadores han utilizado pruebas de flotación más elaboradas desarrolladas en la industria minera que se basan en la extracción líquido / líquido. En estas pruebas, las partículas están suspendidas inicialmente en agua. Un segundo fluido, ya sea aire o de aceite, se hace burbujear de abajo. Las partículas que son humedecida con agua permanecen en el agua, mientras que las partículas de aceite húmedo hidrófobos se adhieren al aceite (aire) y suben a la superficie. La fracción de partículas en cada fase se puede medir. Clementz utiliza el método de flotación para medir la humectabilidad de pequeñas partículas de arcilla, que no se pueden medir convenientemente de cualquier otro modo. Partículas no tratadas, fuertemente humectados por agua no flotar. Después de la exposición al crudo, las partículas de arcilla flotando, lo que demuestra que su capacidad de humectación se había alterado.

Pruebas de flotación basado en la extracción líquido / líquido parecen dividir las partículas en dos categorías: muy húmedo en agua y ligeramente humedecida con agua a fuertemente aceite mojado. Además de la capacidad de humectación, la flotación de una partícula al modo depende del tamaño de las partículas, la densidad de las partículas, y IFT. Un pequeño de partículas con baja densidad y alta IFT podría flotar si el ángulo de contacto era mayor que aproximadamente 30 ° [0,5 rad]. Por otro lado, el ángulo de contacto mínimo para la flotación de un gran, partícula densa podría ser de 90 ° [1,6 rad].

Método portaobjetos de vidrio. Otra técnica de medición de la humectabilidad cualitativa temprana es el método de portaobjetos de vidrio, lo que supone que una superficie de vidrio es representativa de la roca del yacimiento. Un seco, portaobjetos de microscopio de vidrio limpio se suspende en una capa de petróleo crudo que flota en el agua en un recipiente transparente y envejecido. El portaobjetos de vidrio se baja a continuación, en el agua. Si la rampa es humedecida con agua, el agua se desplaza rápidamente el aceite en la diapositiva. Por otro lado, si la diapositiva es - aceite húmedo, se forma una película de aceite - en húmedo estable, y el aceite se desplaza muy lentamente. Reisberg y Doscher diapositivas envejecen en el petróleo crudo y encontraron que tomó hasta 30 días para que la humectabilidad final a ser alcanzado. Cooke et al utilizado una sencilla variación del método portaobjetos de vidrio como una prueba rápida, cualitativa para detectar diferentes combinaciones acidic-oil/alkaline-water para su uso en experimentos de inyección de agua alcalinas. Colocaron el aceite y el agua sin mezclarse en un vial de vidrio y esperaron para ver si una película de aceite húmedo estable formado en el vial. Esto se determinó por la inclinación del vial y ver cómo el agua y el aceite se comportaron en la superficie previamente cubierta de petróleo.

Métodos relativos permeabilidad. Un número de métodos cualitativos se basan en los efectos de humectabilidad sobre la permeabilidad relativa. Sin embargo, todos ellos son adecuados sólo para discriminar entre los núcleos de aceite húmedo y muy fuertemente humectados por agua. Un cambio pequeño en capacidad de humectación-por ejemplo, entre el fuerte y moderadamente húmedo de agua puede no ser notado por estos métodos. Un método desarrollado por Ehrlich y Wygal se basa en las reglas generales dadas por Craig para diferenciar entre los núcleos de aceite húmedo y muy fuertemente humectados por agua. Reglas generales de Craig son los siguientes:

1. Saturaciones de agua congénita son por lo general mayor de 20 a 25% de PV en una roca humedecida con agua, pero menos de 10% de PV en una roca-aceite húmedo.

2. La saturación de agua en la que de aceite y agua permeabilidades relativas son iguales es generalmente mayor que 50% para los núcleos en húmedo de agua y menos de 50% para los de petróleo mojado.

3. La permeabilidad relativa al agua en la inundación a cabo es generalmente inferior a 30% en rocas-húmedo de agua, pero a partir de 50 a 100% en los de aceite de mojado.

Estas permeabilidades relativas se basan en la permeabilidad de aceite a la saturación de agua congénita. Ejemplos de curvas de permeabilidad relativa en núcleos muy húmedos de agua y de aceite mojado tomados de Craig se dan en la figura 6. Tenga en cuenta que Raza et al. 16 establecen que hay excepciones a la regla general de que la saturación de agua congénita es mayor para una piedra humedecida con agua que para un solo aceite mojado.

Treiber et al. Propuesto una segunda técnica cualitativa para las rocas fuertemente mojadas. El método compara el aceite / agua, gas / aceite, y permeabilidades relativas de

HUMECTANTE FASE DE SATURACIÓN, CIENTO PORO ESPACIO

La figura. 7-Comparación de / drenaje de aceite de gas y agua / aceite imbibición barcos relaciones

permeabilidad relativa. Torpedo arenisca.

Connados saturación de agua. % PV

Fig.8-relación entre la saturación de agua congénita y permeabilidad al aire.

gas / agua y se aprovecha del hecho de que la permeabilidad relativa de la fase fuertemente humectante es sólo de su propia saturación de una función. Por ejemplo, si la muestra es fuertemente humedecida con agua, la permeabilidad relativa al aceite (preferentemente la fase de humectación con respecto a la de gas) en el ensayo de permeabilidad relativa de gas / aceite debe ser una continuación de la permeabilidad relativa al agua (la humectación fase ) en el ensayo de permeabilidad relativa de agua / aceite . Si se observan diferencias significativas, la muestra no es muy humedecida con agua.

Un ejemplo de la comparación de las curvas de permeabilidad relativa en un núcleo fuertemente humedecida con agua tomada de Owens y Archer se muestra en la figura. 7. La permeabilidad relativa / drenaje de aceite de gas, donde el petróleo es el líquido fuertemente humectante, se muestra como la línea de puntos. La permeabilidad relativa de agua / aceite, donde el agua es el líquido fuertemente humectante, se muestra como las líneas continuas. Tenga en cuenta que la permeabilidad relativa de agua, donde la saturación de fluido para humedecer está aumentando, es una continuación de la permeabilidad relativa de aceite, donde la saturación de fluido para humedecer está disminuyendo. Esto demuestra que el núcleo es humedecida con agua.

Batycky et al. Desarrollado tercera técnica de medición de la humectabilidad que se basa en la permeabilidad relativa en estado inestable. Su método utiliza el capilar y el efecto que se produce cuando un núcleo inicialmente en IWS se inyecta agua a una, velocidad de inyección lenta constante. El efecto final es la acumulación de la fase de humectación cerca del extremo de salida del núcleo causada por la discontinuidad entre el medio poroso y el tubo de salida. Un aumento de la caída de presión puede ocurrir a causa de esta acumulación de líquido humectante. Batycky et al ' s. De permeabilidad relativa / de humectabilidad se ejecutan a velocidades de flujo muy lento, por lo que terminan efectos son muy importantes en la determinación de la caída de presión a través del núcleo. Por el contrario, las medidas estándar de permeabilidad relativa por el estado inestable utilizan altas velocidades de flujo para minimizar el efecto final.

Batycky et al. Determinado la capacidad de humectación por inyección de agua al núcleo a precios muy bajos hasta que se alcanzó el ROS. El flujo se detuvo para permitir que el fluido para redistribuir, luego se reinicia en la dirección inversa. El núcleo es mojado, agua, si no hay cambio en la caída de presión después de la inversión de flujo y de aceite - en húmedo si la caída de presión se reduce inmediatamente después de la inversión. En un núcleo - húmeda con agua a ROS, la saturación de fluido para humedecer será alta a través de la central, sin acumulación de agua adicional en el extremo de salida. No habrá redistribución de fluidos cuando se detiene el flujo y, en consecuencia, la caída de presión no va a cambiar. Por otro lado, si el núcleo es - aceite de mojado, las fuerzas de capilaridad se hacen de aceite (la fase de humectación) para acumular cerca de la salida. La caída de presión causada por esta acumulación de aceite es detectada por detener el flujo, permitiendo así que las fuerzas capilares para redistribuir el aceite de manera uniforme en todo el núcleo. Cuando se inicia el flujo en la dirección inversa, la caída de presión será inicialmente inferior, aumentando gradualmente a su valor original como el efecto final se vuelve a establecer en el extremo opuesto del núcleo.

Permeabilidad / Saturación Relaciones. Se han propuesto dos métodos cualitativos basados en permeabilidad al aire y saturaciones de fluido. Ambos métodos son estadística, requieren un número relativamente grande de muestras, y sólo dan una idea muy aproximada de la humectabilidad. La ventaja de los métodos es que se requieren mediciones de análisis de núcleo sólo de rutina. Sin embargo, la fiabilidad de estos métodos es desconocido. Los métodos también se limitan a muestras de núcleo sin fracturas o cavidades significativos, en el que la estructura de los poros determina la permeabilidad al aire.

Raza et al. Propuesto un método empírico para determinar la humectabilidad depósito basado en la saturación de agua congénita y permeabilidad al aire. Para obtener la saturación de agua congénita, el núcleo se obtiene con un fluido de perforación a base de aceite, a continuación, los núcleos recién cortadas son analizados por su contenido de agua. Los núcleos se extraen y se secan, y se mide la permeabilidad al aire. Una medida cualitativa de la humectabilidad se obtiene mediante el trazado de la saturación de agua congénita vs la permeabilidad al aire. La figura 8 muestra ejemplos de la parcela para condiciona fuertemente humectados por agua - aceite húmedo y con fuerza. Para el caso del aceite húmedo, el promedio de saturación de agua congénita suele ser relativamente baja. La curva es casi vertical y se extiende sobre sólo un intervalo de saturación pequeña. Por el contrario, para el depósito humedecida con agua, la curva tiene una pendiente suave y se extiende sobre un intervalo de saturación grande.

Frehse propuso un segundo método estadístico basado en la suposición de que muestras de núcleo de baja permeabilidad tendrán una saturación de humectación de fase más alta que los de alta permeabilidad. Para una roca uniformemente humedecida, los pequeños poros se llenan con el fluido humectante, mientras que los grandes poros contienen tanto la humectación y fluidos no mojante. En comparación con muestras de mayor permeabilidad, una muestra de baja permeabilidad tendrá generalmente una estructura de poros que contiene un mayor número de pequeños poros que se llenan con el fluido humectante. Para determinar la capacidad de humectación, Frehse clasifica las muestras de análisis fundamentales de rutina en diferentes rangos de permeabilidad. Las distribuciones de saturación para los rangos más altos y más bajos de permeabilidad se comparan entonces. Por ejemplo, considere un núcleo tomado con un lodo a base de agua, donde se sabe que las saturaciones de petróleo residual. El depósito se supone que es - aceite húmedo si las muestras de baja permeabilidad tener un promedio superior ROS y humedecida con agua si las muestras de alta permeabilidad tienen una saturación de aceite superior. Actualmente, este método parece ser sólo teórico. No tenemos conocimiento de ninguna prueba que comparan los resultados de este método con las medidas estándar de humectabilidad más, como el Amott o índices USBM.

Creemos que las evaluaciones de humectabilidad basado en permeabilidad al aire y las saturaciones de fluidos no se deben utilizar en la actualidad. Método Raza et al. ' S es empírica , y no se sabe si es de validez general . El método de Frehse no ha sido probado. Hasta que estos métodos - se evalúan por comparación con las mediciones de humectabilidad estándar, que deben ser considerados no fiables.

Grigoriev . Propone un método teórico para determinar un ángulo de contacto aparente basado en el IWS y ROS. Probablemente, el método no es válido en general. Se basa en un gran número de suposiciones no comprobadas sobre el comportamiento del sistema de agua / aceite / roca. Además, no parece haber ninguna pruebas de comparación de este método con otras mediciones de humectabilidad.

Las curvas de presión capilar. Ya en 1951, Calhoun sugirió que toda la curva de la presión capilar debería ser usado para medir la capacidad de humectación del núcleo. Gatenby y Marsden eran el primero en examinar el uso de las áreas bajo las curvas de presión capilar para este propósito. Las curvas de presión capilar utilizados fueron los de drenaje y de imbibición curvas completas de ambos positivos y presiones capilares negativos medidos por el método de la placa porosa. Las dos áreas que se examinaron fueron el área total rodeado de los drenajes y las curvas de presión capilar de imbibición y el área bajo la curva de aceite de accionamiento. Ellos encontraron que ninguna de estas áreas correlacionan bien con la capacidad de humectación de la base. Sin embargo , Donaldson et al . más tarde mostraron que las áreas que deben ser medidos fueron las áreas bajo las curvas de ambos aceite de accionamiento y salmuera - motrices. Esta es la base del método USBM cuantitativa se discutió anteriormente.

Las curvas de presión capilar . Ya en 1951 , Calhoun sugirió que toda la curva de la presión capilar debería ser usado para medir la capacidad de humectación del núcleo .

Gatenby y Marsden el primero en examinar el uso de las áreas bajo las curvas de presión capilar para este propósito. Las curvas de presión capilar utilizados fueron los de drenaje y de imbibición curvas completas de ambas presiones capilares positivos y negativos medidos por el método de la placa porosa. Las dos áreas que se examinaron fueron el área total rodeado de los drenajes y las curvas de presión capilar de imbibición y el área bajo la curva de aceite de accionamiento. Ellos encontraron que ninguna de estas áreas correlacionan bien con la capacidad de humectación de la base. Sin embargo , Donaldson et al . más tarde mostraron que las áreas que deben ser medidos fueron las áreas bajo las curvas de ambos aceite de accionamiento y salmuera - motrices. Esta es la base del método USBM cuantitativa se discutió anteriormente .

Método Capillarimetric. Johansen y Dunning desarrollaron una medición de la humectabilidad cualitativa que mide la tensión de adhesión, σ cos θ , en un tubo capilar de vidrio, En este método capillarimetric, la parte superior del tubo está conectado a una columna llena con aceite, mientras que la parte inferior está conectada a un columna llena con agua (ver. Fig. 9). la parte superior de la columna de agua puede elevarse o descender con respecto a la columna de aceite, el cambio de la cabeza hidrostática. Al

cambiar la presión hidrostática, las interfaces de aceite / agua subirán o bajarán en el tubo hasta que las fuerzas capilares equilibran las fuerzas gravitacionales:

Pc=2σ cosθ

r=g (ρ0h0−ρw hw )………(7)

Dónde:

r = radio del tubo capilar,

Po = densidad del petróleo,

P w = densidad del agua,

ho = altura de la columna de petróleo por encima de la interfaz hidrocarburos / agua, y

hw = altura de la columna de agua por encima de la interfaz hidrocarburos / agua.

La ecuación. 7 se puede reordenar para calcular el producto de juntas y cos θ, que Johansen y Dunning llama la energía de desplazamiento (tensión de adhesión):

ED=σ cosθ=rg2

(ρ0h0− ρwhw )……(8)

La energía de desplazamiento es positivo si el agua moja el vidrio y negativo si moja ACEITE . Si uno de los líquidos completamente moja el cristal , entonces el ángulo de contacto es cero, cos θ es la unidad , y la energía de desplazamiento es igual a la 1FT . Johansen y Dunning generalmente se cambia la altura de la columna de agua de modo que la interfaz mueve sobre un área previamente cubierto por aceite , por lo que el ángulo de contacto en la ecuación . 8 es el agua avanza. El método capillarimetric asume que el vidrio es representativa de la roca del yacimiento y por lo tanto es generalmente sólo cualitativa . Debido a que este método mide los cos σ producto cos θ , los problemas descritos en la sección sobre los ángulos de contacto también dificultan este método.

Presión Desplazamiento Capilar , Una de las medidas de humectabilidad primeros fue el método de la presión capilar de desplazamiento , que utiliza la presión capilar umbral para calcular un ángulo de contacto aparente . Este método se utiliza ahora con poca frecuencia , sin embargo , debido a efectos de la geometría de los poros pueden hacer que el ángulo de contacto calculada difiera mucho del ángulo de contacto medido en un plato llano . El desplazamiento (o umbral) de la presión capilar es la presión capilar en el que no humectante líquido se introduzca primero un núcleo inicialmente 100 % saturado con el fluido preferentemente humectante. Un ángulo de contacto aparente se ca1euIated de la presión capilar umbral mediante el modelado de la roca como un tubo capilar recto, cilíndrico :

PT=2σ cos θarmax

…………(9)

donde PT es la presión capilar de desplazamiento, σ es el IFT, θa es el ángulo de contacto aparente, y rmax es el radio del poro a través del cual el líquido no mojante comienza a entrar en el núcleo. Debido a que la presión capilar necesaria para inyectar fluido no

humectante se reduce a medida que aumenta el radio de poro, rmax es un promedio de los radios de los poros más grandes en el núcleo. Tenga en cuenta que una limitación de este método es que examina la humectabilidad de sólo los poros más grandes. Debido a la ecuación. 9 tiene dos incógnitas, θa y rmax, la única manera de resolver para el ángulo de contacto aparente es hacer suposiciones adicionales. Por lo general, se supone que existe un poco de líquido que va a mojar completamente el núcleo, de modo cos θ = 1, y rmax se puede calcular. Esto permite que el ángulo de contacto que se calcula para otros pares de fluidos.

Slobod y Blum proponen dos mediciones semicuantitativas de humectabilidad sobre la base de la presión capilar de desplazamiento, el número humectabilidad, y el ángulo de contacto aparente. El número humectabilidad se calcula mediante la realización de dos experimentos de desplazamiento-primero, el agua por el aceite, y segundo, aceite por aire. La ecuación. 9 para el sistema de aceite / agua / roca se convierte en

P(o−w )T=2σ o−wcos θo−w

rmax………(10a)

y para mí de aire del sistema / aceite / rock,

P(a−o)T=2σ a−o cosθa−o

rmax………(10b)

En ambas ecuaciones, el radio del poro se supone que es el mismo. El número humectabilidad, N se determina resolviendo la ecuación. 10 para la relación de las cos θ términos:

N=cosθo−w

cosθa−o

=σa−o P(O−W )T

σO−W P(a−o)T………(11)

Slobod y Blum declararon que si se supusiera que el aceite es completamente humectante en el sistema de aceite / aire / rock, entonces cos θ(a-o) es la unidad. Un ángulo de contacto aparente para el sistema de aceite / agua puede ser calculado a partir de la ecuación. 11:

cos (θo−w )a=σa−o P(O−W )T

σ o−wP(a−o )T………… (12 )

Slobod y Blum dieron cuenta de que sus suposiciones eran sólo aproximadamente cierto y que el ángulo de contacto que podrían calcularse a partir de la presión de desplazamiento era , como mucho, sólo semicuantitativo . En general , el ángulo de contacto aparente medido de la presión de desplazamiento no es igual al ángulo de contacto medido sobre una superficie lisa debido a efectos de la geometría de poro . Morrow y sus colaboradores compararon los ángulos de contacto aparentes calculadas en núcleos de teflón sinterizado utilizando fluido puro con los ángulos de contacto medidos reales sobre una placa de teflón suave. No hubo ningún cambio en el ángulo de contacto aparente cuando el ángulo de contacto verdadera se varió de O a 22 ° [O a 0,4 rad ] . Además , cuando θera mayor que 22 ° [ 0,4 rad] , el ángulo de contacto aparente fue siempre menor que el ángulo de contacto verdadera . Por último , en algunos casos , el ángulo de contacto aparente

calculada a partir de la presión de desplazamiento puede mostrar el fluido equivocado a ser la fase de humectación . Presiones de desplazamiento positivo para ambos fluidos , en particular cuando el núcleo es inicialmente 100 % saturado con el otro fluido , se ha informado con frecuencia en la literatura . Cuando se requiere una presión disp1acement positivo para ambos fluidos , el fluido con la presión de desplazamiento inferior es el fluido humectante preferentemente porque se requiere menos energía para forzarlo en core. Andersonmatriz proporciona más discusión.

Depósito Registros , Graham propone un método para medir la humectabilidad de la roca del yacimiento in situ con los registros que se basó en el hecho de que la resistividad eléctrica de una roca - aceite húmedo es mayor que la de una roca - húmeda con agua a la misma saturación . En el método de Graham , la formación es , inyecta con salmuera , y los registros de resistividad se ejecutan . La formación se inyecta a continuación, con la misma salmuera que contiene un agente humectante inversa , que va a cambiar una formación humedecida con agua a un uno - aceite húmedo ; si la formación es ya de aceite húmedo , el agente humectante inversa no alterará la humectabilidad . Después de los registros son vuelva a ejecutar , la humectabilidad de la formación se puede determinar mediante la comparación de las dos mediciones de resistividad . Si la formación era originalmente humedecida con agua , el cambio de aceite húmedo aumentará la resistividad . Si la formación era de aceite - en húmedo , se observó ningún cambio en la resistividad .

Holmes y Tippie propusieron un segundo método que compara con los registros de los datos básicos . La saturación en una formación se mide en primer lugar con los registros y los datos convertidos en una curva de presión capilar. A continuación, las 1S presión capilar medida en un núcleo humedecida con agua limpia donde se supone que el ángulo de contacto es cero , y las dos curvas de presión capilar se comparan . Si están de acuerdo , el depósito es muy humedecida con agua . Si ellos no están de acuerdo - , Holmes y el modelo Tippie medio poroso como una serie de capilares cilíndricos rectos y determinan el ángulo de contacto aparente con ecuaciones similares a las discutidas en la sección anterior sobre la presión capilar desplazamiento. Debido al número de aproximaciones , este ángulo de contacto aparente proporcionará sólo una estimación aproximada de la humectabilidad depósito real.

Medición de la mojabilidad fraccional y Mixto

En núcleos humedecidos fraccionarias, una porción de la roca es muy humedecida con agua, mientras que el resto es fuertemente aceite mojado. El término "humectabilidad mixto" fue introducido por Salatiel para referirse a un tipo especial de humectabilidad fraccional en el que las superficies de aceite húmedo forman caminos continuos a través de los poros más grandes. Información adicional se puede encontrar en la referencia. 1.

Relajación Magnética Nuclear . Brown y Fatt y otros propusieron un método de resonancia magnética nuclear ( RMN ) para determinar la fracción del núcleo que es - aceite húmedo vs en un núcleo con humectabilidad fraccional humedecida con agua . El método utiliza el tiempo de relajación térmica magnética nuclear para los protones del agua (hidrógeno) en medios porosos . Para medir el tiempo de relajación , la muestra se expone por primera

vez a un fuerte campo magnético , lo que hace que los núcleos de los átomos de hidrógeno se alinean con el campo . El núcleo se expone entonces a un campo mucho más débil. El tiempo de relajación magnética nuclear , que es el tiempo que toma para que los núcleos de hidrógeno para ajustar ( relajarse ) para el nuevo campo , se mide . Hay dos tiempos de relajación : relajación de la componente paralela al campo se llama " relajación térmica , " y la relajación de la componente perpendicular al campo que se denomina " relajación transversal El tiempo de relajación térmica es el tiempo utilizado para medir la humectabilidad fraccionada .

Para la relajación térmica que se produzca después de que se cambió el campo magnético , los protones deben disipar parte de su energía al movimiento térmico aleatorio de las moléculas . Los protones se acoplan solamente libremente a su entorno , por lo que requieren un tiempo del orden de segundos para ajustar a la nueva campo magnético, que es un tiempo muy largo para los procesos atómicos.

El uso de tiempos de relajación magnética nuclear para medir la humectabilidad se basa en la observación de que las superficies de los medios porosos pueden reducir significativamente el tiempo de relajación medido . Cuando un protón es cerca de una superficie , que puede llegar a ser unido temporalmente a la superficie , se relaja mucho más rápido que en el líquido a granel . La humectabilidad de la superficie puede influir en el tiempo de relajación . Superficies de aceite húmedo provocan una menor reducción en el tiempo de relajación de las superficies húmedas de agua.

Brown y Fatt examinaron 100 % packs de arena saturada de agua en el que una fracción de los granos de arena mal se ha tratado - mojado y el resto con un organoclorosilano para hacerlos aceite mojado. Se encontró una relación lineal entre la velocidad de relajación y la fracción de área de la superficie de aceite - en húmedo . ( La velocidad de relajación es la inversa del tiempo de relajación . ) Cuanto mayor es la fracción de granos de aceite húmedo , el más largo es el tiempo de relajación , y la más lenta es la velocidad de relajación . Kumar et al . medido los tiempos de relajación con 100% de los paquetes de cuentas saturados de agua formados por cuentas de vidrio húmedo de agua y micro esferas de polimetilmetacrilato húmedo no de agua. El tiempo de relajación en aumentó linealmente como la fracción de perlas en húmedo no de agua se incrementó.

"sandpacks" (cilindros de arena compactada a través de los cuales se hace fluir el gas)

Brown y Fatt y Kumar et al . aplicado su método sólo a sandpacks y beadpacks . Devereaux encontrado que la adsorción de asfaltenos en los núcleos de arenisca también podría aumentar el tiempo de relajación . En una serie de experimentos, los tapones de arenisca limpias estaban saturados de petróleo crudo, a continuación, envejecido durante varios días. La mayor parte del aceite se eliminó por lavado con ciclohexano , dejando atrás una película de asfaltenos en las superficies de roca . Los tapones se saturaron con agua , y se midió el tiempo de relajación . La película adsorbida aumenta el tiempo de relajación cuando se compara con el tiempo para tapones de limpieza . En otro experimento, un enchufe estaba saturado de agua y crudo, envejecido , lavado con ciclohexano, después se saturó con agua. La curva de relajación magnética nuclear para

esta muestra tenía tres componentes : ( 1 ) un componente rápido para el agua en los poros pequeños , ( 2 ) un componente intermedio para el agua en los poros grandes , y ( 3 ) un componente lento para el agua en la gran poros tan mal estado llenos de aceite y recubiertos con asfaltenos . Sin embargo , Devereaux no sugirió algún modo de usar esto para medir la capacidad de humectación .

Brown y Fatt también propusieron un método de relajación magnética nuclear para medir la humectabilidad de núcleo de depósito , que aparentemente no se ha utilizado realmente . El método compara la tasa de relajación térmica magnética nuclear del núcleo sin tratar con las mediciones de referencia en el mismo núcleo en ambos estados de aceite húmedo y fuertemente fuertemente en húmedo de agua . El núcleo se lava primero con tolueno o hexano para desplazar la totalidad de la salmuera y del aceite . Después de secado al vacío , el núcleo está saturado con agua destilada , y se mide la velocidad de relajación térmica . Se supone que el procedimiento de preparación anterior no ha alterado la capacidad de humectación del núcleo . A continuación, el núcleo está hecho fuertemente humedecida con agua por el lavado con metanol y chlorofonn o por el disparo en [ 5IO ° C] 950 ° F para eliminar todo el material de la superficie adsorbido. La tasa térmica magnética nuclear relajación del núcleo en este estado de referencia humedecida con agua se mide . Por último , el núcleo se trata con un organoclorosilano , que la hace strong1y - aceite húmedo , y se mide la velocidad de relajación térmica . Las velocidades de relajación de referencia para el núcleo cuando es fuertemente mojados agua y sin aceite húmedo se trazan contra, el porcentaje de superficie mojada de aceite , y una línea recta se dibuja entre ellos. Suponiendo una relación lineal entre la humectabilidad fraccional y velocidad de relajación , la humectabilidad fraccional del núcleo - estado nativo sin tratar se encuentra a continuación, mediante el trazado de su velocidad de relajación en esta línea recta .

Desafortunadamente, este procedimiento propuesto adolece de varios problemas. En primer lugar, la relación funcional sea la velocidad de relajación interpolación y humectabilidad fraccional no está claro. Brown y Fatt encontraron una relación lineal entre la humectabilidad fraccional y velocidad de reacción, mientras que Kumar et al. encontrado una relación lineal utilizando el tiempo de reacción (la inversa de la velocidad de reacción). En segundo lugar, como se discute en Anderson, los métodos que Brown y Fatt sugieren para preparar el núcleo originario generalmente alterar la mojabilidad-estado nativo. Por último, no es posible saber si el método de limpieza ha hecho que el núcleo totalmente de agua mojada o el tratamiento organoclorosilano ha hecho que el núcleo totalmente de aceite mojado. En algunos casos, el núcleo se trata con un organoclorosilano es sólo neutra húmedo.

Adsorción del colorante . Holbrook y Bernard utilizan el anuncio de sorción de azul de metileno a partir de una solución acuosa inyectada en un núcleo para medir la humectabilidad fraccionada . Este método mide correctamente la humectabilidad de sandpacks fraccionadamente húmedas que contienen mezclas de arenas de petróleo en húmedo y húmedo de agua. Sin embargo , el método probablemente no funcione para núcleos de yacimientos que contienen grandes cantidades de arcilla. En este método, las superficies rocosas cubiertas de agua se supone que son humedecida con agua , mientras que los cubiertos de petróleo se suponen aceite mojado. La técnica se basa en la

observación de que una superficie de roca cubierta con agua absorberá una gran cantidad de azul de metileno , mientras que una cubierta con aceite no lo hará. La adsorción de tinte del núcleo de prueba se mide en ROS , donde esencialmente toda la fase de humectación es continua . Esto permite que el tinte para adsorber en prácticamente la totalidad de las superficies ' humectados por agua cubiertas de agua . Una medida de referencia de tinte de adsorción se realiza en un enchufe de núcleo adyacente que se limpia para que sea totalmente humedecida con agua . El tapón de referencia limpiado está saturada de salmuera, de manera que toda la superficie de la roca es el agua cubierto. La humectabilidad fraccional se establece a continuación, dividiendo la adsorción de tinte del núcleo de ensayo por el de la

100 % núcleo de referencia humedecida con agua . Cuando este método fue probado en sandpacks fraccionalmente contacto con el medio que contienen mezclas de arenas de aceite en húmedo y en húmedo de agua , se encontró una relación lineal entre la humectabilidad fraccionada y la adsorción de tinte.

La prueba de adsorción de colorante realmente mide la fracción de la superficie total del núcleo que está en contacto con el agua inyectada . Debido a esto , tanto el aceite y el agua deben estar presentes en el núcleo cuando se mide la adsorción de tinte . El método de la adsorción del colorante hace dos supuestos adicionales : la fase de agua es continua en ROS , por lo que los contactos de tinte todas de las superficies cubiertas de agua , y las películas delgadas de aceite y agua recubrimiento de las superficies de roca no se ven afectados por grandes cambios en la saturación . Tracer experimentos han demostrado que esencialmente todo el agua es continua en ROS para ambos núcleos de agua - aceite - en húmedo y mojado . La suposición de que las películas delgadas de aceite y el agua no se ven afectados por grandes cambios en la saturación parece razonable ya que la cantidad de líquido en las películas delgadas es muy pequeño en comparación con los líquidos a granel. Shankar y Dullien , examinaron cómo la adsorción del colorante varía con la saturación de agua en los núcleos de arenisca Berea . Se inyectan aceite y salmuera a tipos constantes y permitieron a los saturaciones en el núcleo hasta alcanzar el equilibrio . A continuación, la inyección se cambió de salmuera para teñido salmuera , y se midió la adsorción de tinte . Ellos encontraron que la adsorción de tinte fue casi constante cuando la saturación de agua era mayor que 40 % de PV . La adsorción de colorante disminuyó a saturaciones inferiores, donde se inició el agua para perder continuidad. Estas mediciones muestran que la humectabilidad de un núcleo medido por adsorción de colorante no es dependiente de la saturación , excepto posiblemente a saturaciones de agua cerca de IWS .

Aunque los sandpacks fraccionadamente húmedas que fueron utilizados por Holbrook y Bernard no contienen arcillas, se dieron cuenta de que las arcillas afectarían fuertemente la adsorción del colorante en los núcleos del yacimiento, Esto ocurre debido a que el área de superficie y la capacidad de adsorción de colorante de arcillas son mucho más grandes que los de los granos de arena . Holbrook y Bernard afirmaron que su prueba sería medir la fracción de la superficie de arcilla que estaba humedecida con agua en un núcleo del yacimiento. Sin embargo, tuvieron problemas en la medición de la adsorción de tinte y humectabilidad fraccional de núcleos que contienen una cantidad significativa de montmorillonita. Cambios irreversibles en la estructura de la arcilla del núcleo de

referencia en húmedo de agua resultante de la extracción y secado causadas ellos para calcular mojabilidades relativos de agua que eran mayor que 100%. Tenga en cuenta, sin embargo, que puede ser posible utilizar el secado supercrítico para evitar estos problemas.

Mojabilidad mixta . En el momento actual , no existe una prueba única humectabilidad que determinará si un núcleo tiene mojabilidad mixta de Salatiel . Parece posible, sin embargo , para tomar esta determinación mediante el examen de los resultados de ( 1 ) una prueba de capacidad de humectación portaobjetos de vidrio , (2) una inyección de agua del núcleo - estado natal , y ( 3 ) de inyección de agua de varios núcleos estatales restaurado que eran ancianos con diferentes saturaciones de salmuera . Como se analiza en el documento introductorio , en un núcleo mixto humectabilidad , las superficies de las rocas petroleras húmeda forman trayectorias continuas a través de los poros grandes , mientras que los poros más pequeños siguen siendo humedecida con agua . Mojabilidad mixta puede ocurrir en una roca , si el crudo forma una capa de aceite mojado gruesa en la superficie sólo en aquellos lugares en los que está en contacto directo. Esto se puede probar con el método de portaobjetos de vidrio , con la mitad de la diapositiva en crudo y la otra mitad en salmuera . Cuarzo o calcita cristales también se podrían usar para dar una superficie más representativo del depósito . El núcleo puede tener mojabilidad mixta si el medio de la diapositiva envejecido en formas crudas de una capa gruesa , aceite húmedo , mientras que la media de edad en salmuera permanece humedecida con agua . Si la diapositiva completa permanece humedecida con agua o se convierte en aceite húmedo , el núcleo probablemente tendrá una capacidad de humectación uniforme.

La segunda medida para indicar mojabilidad mixta es una inyección de agua del núcleo - estado nativo. Si el núcleo se ha mezclado humectabilidad , el aceite se produce a un muy bajo ROS ya que muchos de PV de agua se inyectan . Núcleos de humectabilidad uniformes tendrán generalmente una duración más corta de la producción y / o un ROS más grande. Por último , una serie de " inyección de agua en los núcleos de estado restaurada se puede utilizar para confirmar la humectabilidad mixta del núcleo . Se limpia una serie de núcleos , satura en salmuera , aceite inundado con el crudo a diferentes saturaciones de salmuera , y luego lo años a recuperar su capacidad de humectación inicial. Salatiel encontrado que la recuperación de sus - estado restaurado núcleos mixtos de humectabilidad tenía un máximo a un valor particular de la saturación de salmuera . Durante el envejecimiento . Cuando la saturación de agua era inferior a este valor , algunos de los pequeños poros se convirtió en - aceite húmedo , la reducción de la recuperación . Por el contrario, en las saturaciones de agua más grandes , las vías de petróleo a través del núcleo se convirtieron en discontinuo.

Otras dos medidas que a veces le ayudarán a determinar si un núcleo ha mezclado humectabilidad son mediciones de imbibición y el comportamiento de la presión capilar.

Espontáneo (gratis) imbibición de petróleo y agua se ha informado de algunos núcleos con capacidad de humectación fraccionada o mixta. Estos núcleos tendrán desplazamiento positivo por el agua y las relaciones de desplazamiento-por-petróleo. Otro indicador de la mojabilidad mixta es una comparación de la presión capilar salmuera aceite desplazamiento medido en los tapones de estado nativo vs, las mediciones en los mismos

tapones después de que hayan sido limpiados y prestados humedecida con agua. En algunos tapones mezclados en húmedo, la curva de presión capilar-estado nativo cruzará la curva limpiado a medida que aumenta la presión capilar. Discusión adicional se puede encontrar en la Ref. 3.

En resumen, si las formas aceite espeso, películas de aceite húmedo sólo sobre aquellas partes de la lámina de vidrio con el que está en contacto directo; si el núcleo puede ser inundado a muy baja saturación de petróleo, y aún así producen pequeñas cantidades de aceite; y si. la recuperación de petróleo a partir de un núcleo-estado restaurado tiene un máximo a una saturación específica salmuera durante su período de envejecimiento, a continuación, el núcleo probablemente tiene humectabilidad mixta. Mediciones de imbibición y presión capilar también pueden ayudar a determinar si un núcleo tiene mojabilidad mixta.

Conclusiones

1 . Tres mediciones de humectabilidad cuantitativos están en uso hoy en día : ángulo de contacto , el método Amott , y el método USBM . El ángulo de contacto mide la capacidad de humectación de crudo y salmuera en una superficie mineral pulido. Es el mejor método a utilizar cuando se utilizan fluidos puros y núcleos artificiales. También se utiliza para examinar los efectos sobre la capacidad de humectación de las condiciones experimentales , tales como la presión , temperatura , y la química de salmuera . Los métodos USBM y Amott medir la humectabilidad promedio de núcleo . Ellos son superiores a el método de contacto de ángulo cuando se mide la humectabilidad de núcleo - estado restaurado nativo o . También deben ser utilizados para determinar si un núcleo ha sido limpiado completamente . El método USBM parece ser superior al método Amott , que es insensible cerca de humectabilidad neutro . Una modificación del método USBM , desarrollado por Sharma y Wunderlich , permite el cálculo de tanto la USBM y los índices de humectabilidad Amott .

 2 . Un grande. Serie de métodos de medición de la humectabilidad cualitativos están disponibles. El método de imbibición es el más ampliamente utilizado porque es rápido , no requiere ningún equipo complicado , y da una idea de la humectabilidad media del núcleo . El método de examen con microscopio se utiliza a menudo en los estudios de visualización de flujo . Por último , los métodos de medición de la humectabilidad basados en curvas de permeabilidad relativa se utilizan a menudo cuando se dispone de estos datos.

3 . Dos métodos han sido desarrollados para medir la humectabilidad fraccional : el método de RMN y el método de la adsorción del colorante . Ningún método es ampliamente utilizado hoy en día.

4. No existe un método para determinar si un núcleo tiene humectabilidad mixta. Sin embargo, parece que tal vez sea posible hacer tal determinación mediante el examen de los resultados de una prueba de capacidad de humectación portaobjetos de vidrio, una inyección de agua del núcleo-estado nativo con muchos de PV de agua, varios de inyección de agua de los núcleos estatales restaurado que fueron envejecidos con diferente saturaciones de salmuera y de imbibición y presión capilar mediciones.

nomenclatura

A1= área bajo la curva de presión capilar centrífuga de aceite -drive, método USBM

A2 = área bajo la curva de presión capilar centrífuga salmuera -drive, método USBM

ED = energía de desplazamiento ( tensión de adhesión )

g = aceleración de la gravedad

ho = altura de la columna de petróleo por encima de la interfaz hidrocarburos / agua

hw == altura de la columna de agua por encima de la interfaz hidrocarburos / agua

I= Amott - Harvey índice de desplazamiento relativo

m= tasa de imbibición inicial de un núcleo justo después de que se sumerge en un fluido

mr = tasa de imbibición inicial de un núcleo después de que se limpia y se vuelve fuertemente mojado

N = Número de humectabilidad , Eq . 11

Pc= presión capilar .

r = tubo capilar radio

rmax = radio circular equivalente calculada de los poros más grandes de un núcleo, Eq . 9

R = tasa relativa de imbibición , Eq . 6

VOSP = volumen de aceite desplazado por imbibición espontánea de agua, método Amott

Vot = volumen total de aceite desplazado , método Amott

Vwsp = volumen de agua desplazada por imbibición espontánea de aceite , el método Amott

Vwt = volumen total de agua desplazada , método Amott

W = índice de mojabilidad USBM

δ o= Relación de desplazamiento - por - petróleo, método Amott

δw= relación de desplazamiento por el agua , el método Amott

θ= ángulo de contacto

ρo= densidad del petróleo

ρw = densidad del agua

σ = 1FT

σ A= tensión de adhesión

σ os = energía interfacial entre el aceite y sólidos

σ ow= energía interfacial entre el aceite y el agua

σ ws= energía interfacial entre el agua y sólidos