Humectabilidad

El desplazamiento de petróleo en una roca humectada por agua es generalmente más eficiente que en una humectada por petróleo. Esto significa que la curva de flujo fraccional tiene un valor más bajo a una determinada saturación de agua. La Figura 4.10 representa el efecto de la humectabilidad.

Presión capilar

El efecto de la presión capilar sobre el flujo fraccional se puede analizar considerando la combinación de las derivadas que se presentan en la ecuación 4.13. Si se consideran en la Figura 4.5 los puntos de saturación, (A) y (B), en el gráfico de saturación (¿u,) versus distancia (*), y los mismos puntos en el gráfico de presión capilar (Pc) ver Luego, como se muestra en la Figura 4.9, el efecto de la presión capilar es aumentar fw. Es por esto, que en una invasión con agua, es deseable disminuir o eliminar el gradiente de presión capilar, lo cual puede realizarse alterando la humectabilidad de la roca o eliminando la tensión interfacial entre el petróleo y el agua.

Factores que afectan el flujo fraccional de agua - II

Figura 4.8. Flujo fraccional de agua en función
del ángulo de buzamiento de la formación.

Efecto del ángulo de buzamiento 

En la deducción de la ecuación 4.10 se consideró que a es el ángulo medido desde la horizontal a la línea que indica la dirección de flujo. Por lo tanto, el término gravitacional CApg sen a será positivo para el desplazamiento de petróleo en la dirección buzamiento arriba, es decir (0 < a < n); y será negativo para un desplazamiento buzamiento abajo (n < a < 2n). 

Como resultado de esto, si se consideran todos los demás términos de la ecuación 4.10 invariables, el flujo fraccional de agua para un desplazamiento buzamiento arriba será menor que para un desplazamiento buzamiento abajo, ya que, en el primer caso, la gravedad tiende a disminuir el flujo del agua. La Figura 4.8 representa el efecto del ángulo de buzamiento.

Factores que afectan el flujo fraccional de agua - I

La ecuación de flujo fraccional permite estudiar el efecto de varias variables del yacimiento sobre la eficiencia de los proyectos de inyección. Para tener una alta eficiencia de desplazamiento y, en consecuencia, una inyección más eficiente, se requiere que el flujo fracciona] de agua en cualquier punto del yacimiento sea mínimo. A continuación se analiza la ecuación 4.10 para determinar los efectos de diferentes variables del yacimiento sobre la eficiencia de desplazamiento.

Curva tiplea de flujo fraccional - Gráfica

Figura 4.7. Curva típica de flujo fraccional.

Curva tiplea de flujo fraccional

Tal como lo señalan Smith y Cobb6 se puede resumir que la ecuación de flujo fraccional es una relación muy importante, pues permite determinar las tasas de flujo de petróleo y agua en cualquier punto del sistema de flujo considerado. Además, también incorpora todos los factores que afectan la eficiencia de desplazamiento de un proyecto de inyección de agua, como son: las propiedades de los fluidos 

Ias Propiedades de la roca  la tasa de inyección (q1) el gradiente de presión. Si la tasa total de flujo es constante, y si se supone que el desplazamiento de petróleo se lleva a cabo a temperatura constante, entonces las viscosidades del agua y del petróleo tienen un valor fijo y la ecuación simplificada del flujo fraccional es estrictamente función de saturación de agua. Para una serie de valores típicos de permeabilidades relativas, como se presentan en la Figura 4.6, la curva de fu, vs Sw cuando se hace cero el gradiente de presión capilar en la ecuación 4.10 tiene forma de S invertida como se muestra en la Figura 4.7, con saturaciones límites entre S^ y (1-Sw) entre los cuales el flujo fraccional aumenta desde cero hasta uno. La curva de flujo fraccional es de gran utilidad en la predicción y análisis del comportamiento de yacimientos durante una invasión de agua o de gas. 

Ecuaciones simplificadas del flujo fraccional

La Tabla 4.1 muestra cada uno de los casos que simplifican la ecuación de flujo fraccional.

  Tabla 4.1 

Ecuaciones simplificadas del flujo fraccional de agua