IMBIBICION La Imbibición se define como el desplazamiento de un fluido viscoso por otro fluido inmiscible con este. Este proceso es controlado, y se ve afectado, por varios factores: El número de capilaridad Ca y el cociente de movilidad M tienen gran importancia. La imbibición es importante en un yacimiento que produce por mecanismos de empuje de agua porque puede favorecer u obstruir el movimiento del agua, afectando el barrido areal. La imbibición es un fenómeno que tiene lugar en un amplio espectro de procesos. Esta se da lugar en la extracción de petróleo, en procesos naturales de irrigación o en algo tan sencillo como la mancha de café en una servilleta, entre otros procesos. La imbibición ocurre cuando un sólido poroso saturado con un fluido se sumerge o se pone en contacto con otro fluido que preferentemente moja al sólido (Graham y cols. 1959). En este proceso, el fluido que imbibe (mojante) desplaza al fluido que inicialmente se encontraba en el sólido (no mojante).
La imbibición es uno de los mecanismos de mayor importancia en la recuperación de aceite de yacimientos naturalmente fracturados. Comúnmente se han aplicado en yacimientos naturalmente fracturados procesos de recuperación secundaria que involucran la imbibición de agua. La imbibición proporciona la capacidad de entrada del agua en la matriz la cual desplaza al aceite y lo expulsa hacia el sistema de fracturas, que por su alta permeabilidad, lo conduce hacia los pozos productores.
La imbibición depende, entre otras variables, de la mojabilidad de la formación. Cuando la formación es preferentemente mojada por agua, ésta encuentra una menor resistencia a entrar en los bloques de matriz y por consiguiente, los procesos de inyección de agua o empuje hidráulico en estos casos, son más efectivos en cuanto a la capacidad de expulsión del aceite de la matriz. Sin embargo, muchos yacimientos naturalmente fracturados son de mojabilidad intermedia y otras veces mojados por aceite. En este sentido, no siempre resulta efectiva la inyección de agua, ya que al no poder penetrar fácilmente en la matriz, el agua se mueve preferiblemente a través del sistema de fracturas, dejando una alta saturación de aceite residual en la matriz.
FIG.1. Distribución de los fluidos en un medio poroso
En el Proceso de Doble Desplazamiento, la imbibición no debe ser un mecanismo dominante, ya que uno de los objetivos del proceso es expulsar tanto el aceite como el agua de la matriz a través de la penetración del gas en la misma, y posteriormente desplazar el agua hacia la parte más baja de la estructura.
FIG.2 Curva típica de presión Capilar
Fig.3 Presión Capilar vs Saturación de Agua
Payatakes y Días clasificaron los procesos de imbibición de la siguiente manera: 1.-Imbibición Espontánea 2.-Flujo Constante 3.-Imbibición Casi-estática 4.-Invasión dinámica a flujo constante del fluido invasor 1.- La imbibición espontánea se refiere al proceso de absorción sin existencia de presión que haga penetrar la fase en la roca por empuje. Es posible que la misma roca absorba tanto agua como petróleo, siendo absorbida el agua con una baja saturación de agua en sitio, y desplazando el exceso de petróleo de la superficie de los granos de roca, y siendo absorbido el petróleo con una baja saturación de petróleo en sitio, y desplazando el exceso de agua. Una prueba de imbibición es una comparación del potencial de imbibición del petróleo y del agua en una roca. La mojabilidad de la roca es determinada por la fase que más absorbe.
BIBLIOGRAFIA: 1. Graham, J y Richardson, J: “Theory and Application of Imbibition Phenomena in Recovery of Oil” ” SPE 1143-G presentado en 33rd Annual Fall Meeting of Society of Petroleum Engineers en Houston (Octubre 1958). 2. Muhammad Sahimi, Flow and Transport in Porous Media and Fractured Rock, VCH Verlagsgesellschaft mbH, Weinheim, 1995, ISBN 3-527-29260-8 3. M. Alava, M. Dube, and M. Rost, Adv. Phys. 53, 83 (2004). 4. Jacob Bear, Dynamics of fluids in porous media, Dover, New York, 1998, ISBN 0-486-65675-6
