Presentación y aplicación de la teoría VISCAP - II

Fuerzas capilares, Fc: 

Las fuerzas capilares se miden por la tensión superficial o interfacial y el ángulo de contacto, ya que r se supone constante, puesto que k es constante. Luego, las fuerzas capilares que actúan en un medio poroso pueden medirse por la cantidad acos 0f. 

La teoría VISCAP examina la razón de fuerzas viscosas a fuerzas capilares:

Presentación y aplicación de la teoría VISCAP - I

El nombre significa: VIS: fuerzas viscosas y CAP: fuerzas capilares. La idea es comparar la magnitud de las fuerzas viscosas y las fuerzas capilares, para derivar un número adimensional.

Conclusiones sobre petróleo residual en Inyección de agua

1. La geometría de los poros tiene algún efecto sobre el petróleo residual pero no es la variable dominante. 2. La humectabilidad es el factor más importante en lo que a petróleo residual concierne. 

3. Las muestras estudiadas en el laboratorio tienen una mojabilidad definida, pero no existe seguridad de que sea la que existe en el yacimiento. 

4. En vista del efecto que tiene la humectabilidad sobre el petróleo residual y a que la misma puede cambiar del yacimiento al laboratorio, es difícil obtener datos de laboratorio que realmente representen el comportamiento del yacimiento. Algunas sugerencias: 

a. Si el análisis de una muestra "fresca" indica una saturación elevada de petróleo residual, probablemente esto sea correcto. 

b. Si el análisis de una muestra "fresca" indica una baja saturación de petróleo residual, probablemente es más conecto que lo indicado por análisis de una muestra donde se han reestablecido las condiciones de laboratorio. 

c. Si los análisis en (b) dan el mismo resultado, significa que la mojabilidad es relativamente constante y que los datos son útiles. 

5. Las consideraciones anotadas sugieren la necesidad de conocer las propiedades de la roca in situ.

Valores típicos de petróleo residual

Sistema de humectabilidad intermedia: 20%.
Sistema mojados por agua: 35%.
Sistema mojados por petróleo: 15%.

Propiedades de un sistema de mojabilidad intermedia

1. No existen grandes fuerzas que tiendan a mantener el petróleo en los espacios porosos. 

2. No existen grandes fuerzas que succionen el agua hacia los espacios porosos. 

3. Las fuerzas capilares no son dominantes. 

4. El petróleo residual observado es en general menor que para sistemas mojados por agua o por petróleo; esto se explica porque existe un mejor balance entre las fuerzas capilares y las viscosas y, por tanto, el petróleo se produce más fácilmente.

Localización del petróleo residual en sistemas de mojabilidad intermedia

Un sistema de mojabilidad intermedia puede describirse con las siguientes características: 

1. La superficie de la roca no es fuertemente mojada ni por agua ni por petróleo. 

2. El ángulo de contacto es próximo a 90 (60°-l20°). 

3. Las pruebas de imbibición, bien sea agua desplazando petróleo o petróleo desplazando agua, producen poco o ningún fluido desplazado. 

4. En este tipo de sistemas, las fuerzas capilares no dominan la situación como en sistemas mojados por agua o por petróleo: Pc es pequeño ya que cos9c ->0

Localización del petróleo residual en sistemas mojados por petróleo

1. Dado que el petróleo es la fase mojante, se encuentra en contacto directo con la roca en las aberturas más pequeñas y el agua en las aberturas más grandes, contrario a lo que ocurre en sistemas mojados por agua. 2. El desplazamiento por agua es completamente diferente que en sistemas mojados por agua, por lo siguiente: a. Se debe aplicar un gradiente de presión, Ap, para forzar el agua a entrar en el sistema y desplazar la fase mojante; esto es, las fuerzas capilares se oponen a la entrada de agua. b. A bajas presiones de inyección, el agua entra preferiblemente en las aberturas mayores (mayor r y menor Pc). c. El agua entra en las pequeñas aberturas solamente cuando el &p aplicado es mayor que la Pc. d. A un A fijo, el agua y el petróleo existen como fases continuas en diferentes conjuntos de poros, ocupando el agua los poros de mayor diámetro. Por tan to, el flujo de petróleo es posible después de la ruptura del agua.

e. En la Figura 3.30 se observa que: Si r2 >r,, Pa >PC2, por tanto en (1) la Pc se opone al flujo de agua con mayor intensidad que en (2); además, si ísptix es igual en (1) y en (2), la tasa de flujo será mayor en (2), ya que r2 >r,; así, el petróleo se desplaza preferencialmente de las aberturas de mayor diámetro y el petróleo residual queda en las aberturas más pequeñas, esto es completamente opuesto a lo que ocurre en sistemas mojados por agua. Para un máximo ¿p, dentro de los limites prácticos, se obtendrá un valor típico de petróleo residual, el cual existe como una fase continua. Si se puede

Para un máximo Ap, dentro de los límites prácticos, se obtendrá un valor típico de petróleo residual, el cual existe como una fase continua. Si se puede aplicar un mayor, se podría desplazar más petróleo, hasta alcanzar una distribución de petróleo similar a la del agua connata en sistemas mojados por agua. En síntesis, en sistemas mojados por petróleo se tiene: a. Altas saturaciones de petróleo residual, en general. b. La permeabilidad relativa al petróleo llega a ser baja a saturaciones de petróleo relativamente altas. c. Se requiere mucho tiempo y una inundación extensiva con agua para alcanzar el petróleo residual. d. El petróleo residual en sistemas mojados por petróleo es como agua connata en sisteméis mojados por agua; por tanto, depende de los efectos capilares en el sistema. Puede concluirse, entonces, que tanto en sistemas mojados (fuertemente) por agua como por petróleo, la saturación de petróleo residual es alta en condiciones prácticas.