Análisis de las fuerzas presentes en el flujo de fluidos

1. Efecto de cada una de las variables.
a. Si la velocidad de flujo aumenta, las fuerzas viscosas aumentan.
b. Si la viscosidad del fluido aumenta, las fuerzas viscosas aumentan. 

c. Si la tensión interfacial aumenta, las fuerzas capilares aumentan.
d. Si el ángulo de contacto aumenta, eos 6f disminuye y las fuerzas capilares disminuyen.
2. Orden de magnitud de las fuerzas en un medio poroso para situaciones norma- les:

Luego, con base en estas condiciones las fuerzas capilares dominan la situación, ya que son aproximadamente 107 veces mayores que las viscosas.

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