Movilidad

Es la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento. Se calcula como la relación entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad de éste. Por ejemplo:

son las movilidades del petróleo, agua y gas, respectivamente.

Ajuste de las fuerzas capilares y viscosas

Aumentar las fuerzas viscosas: 

1. Incrementar la velocidad de flujo en 1000 veces su valor. 

2. Incrementar la viscosidad del fluido en 100 veces su valor. Luego, es posible aumentar (en teoría) las fuerzas viscosas en 105 veces, i.e., por un factor de 105. Disminuir las fuerzas capilares: 1. Reducir la tensión interfacial de 36 a 1.0 dinas/cm. 

2. Incrementar el ángulo de contacto, tal que cos0f =0,01. Luego, es posible disminuir (en teoría) las fuerzas capilares en 10^ veces, i.e., por un factor de 10"4. Así es posible, en teoría, lograr un balance entre las fuerzas capilares y las viscosas, esto es, hacer que sean aproximadamente iguales. Esto fue realizado por Moore y Slobod29, comprobándose que el petróleo residual se reduce a medida que se va logrando el balance de fuerzas. Variando u} JI, a y eos 9f y utilizando una misma roca, determinaron el petróleo residual para diferentes condiciones. Los resultados se presentan en la Figura 3.31 y prueban: 

a. La dependencia del petróleo residual de la Razón VISCAP. 

b. La necesidad de un balance de fuerzas capilares y fuerzas viscosas para disminuir el petróleo residual.

c. La saturación de petróleo residual se reduce de un 50% hasta un valor menor del 20%, logrando un balance de fuerzas.
d. La necesidad de considerar otros factores, tales como efectos de borde.

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%.