Please enable JavaScript.
Coggle requires JavaScript to display documents.
PROPIEDADES DE LAS ROCAS Y DE LOS FLUIDOS - Coggle Diagram
PROPIEDADES DE LAS ROCAS Y DE LOS FLUIDOS
Petróleo residual
Comportamiento de flujo en un doublet
Imbibición restringida
Situación donde no existe suficiente
agua para permitir a las interfases moverse a través de los capilares a la tasa de avance calculada,
Imbibición libre
Situación donde el suministro de
agua es grande, tal que la tasa de avance es igual a la calculada. El agua se suministra a los canales a la tasa requerida. Esta condición se presenta en casos sencillos tales como en capilares rectos y en aquéllos donde el suministro de agua está cercano a las interfases.
Localización del petróleo residual en sistemas mojados por agua
Vieja idea: El petróleo residual aparece como gotas dentro de la fase agua.
Idea del canal de flujo: El petróleo llena los canales por los cuales fluye y, por consiguiente, el petróleo residual aparece llenando completamente los canales.
Petróleo residual ¿por qué existe?
Porque en un sistema mojado por agua, el agua avanza a la misma velocidad en todos los canales y por lo tanto el petróleo queda en algunos canales luego de pasar el frente de invasión de agua.
Por la existencia de:
a) canales de flujo o poros de diferente tamaño,
b) canales de flujo o poros de diferente permeabilidad.
c) fuerzas capilares.
Concepto del lazo poroso o del pored oublet
El entrampamiento del petróleo y otros fluidos en el medio poroso no se compren de completamente y no puede ser descrito rigurosamente por medio de las matemáticas
Localización del petróleo residual en sistemas mojados por petróleo
Localización del petróleo residual en sistemas de mojabilidad intermedia
Un sistema de mojabilidad intermedia puede describirse con las siguientes características:
La superficie de la roca no es fuertemente mojada ni por agua ni por petróleo.
El ángulo de contacto es próximo a 90 (60°-l20°).
Las pruebas de imbibición, bien sea agua desplazando petróleo o petróleo desplazando agua, producen poco o ningún fluido desplazado.
Valores típicos de petróleo residual
Sistema de humectabilidad intermedia: 20%.
Sistema mojados por agua: 35% Sistema mojados por petróleo: 15%.
Saturación de agua connata
Es la saturación existente en el yacimiento al momento del descubrimiento. Generalmente se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua a un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.
Fuerzas capilares
Humectabilidad
La humectabilidad o mojabilidad es una propiedad importante debido a que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento, y se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie sólida en presencia de otra segunda fase inmiscible.
Presión capilar, Pc
Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca
Función J de Leverett
Los datos de presión capilar se pueden correlacionar por medio de la función J de Leverett
Características de una curva de presión capilar
Tensión superficial e interfacial
Cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energía de superficie relacionada con las interfases de los fluidos influye en su saturación, distribución y desplazamiento.
Presentación y aplicación de la teoría VISCA
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.
Fuerzas viscosas, Fv
:
Fuerzas capilares, Fc:
Permeabilidad
La permeabilidad de una roca yacimiento se define como su conductividad a los fluidos o la facultad que posee para permitir que éstos se muevan a través de la red de poros interconectados
Tipos de permeabilidad
Efectiva:
Cuando dos o más fases están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, como por ejemplo en un proceso de desplazamiento, la permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase.
Relativa:
Es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base.
Absoluta o específica:
Es la conductividad de una roca o material poroso cuando está saturado completamente por un solo fluido.
Permeabilidades relativas a tres fases
Tiene poca aplicación en desplazamientos inmiscibles debido a que existen pocas regiones en el yacimiento donde ocurre flujo simultáneo de las tres fases.
Ley de Darcy para flujo lineal
Razón de movilidad
La razón de movilidad, se designa por la letra M con dos subíndices que indican la fase desplazante y la fase desplazada y se define como la movilidad de la fase desplazante: agua o gas, dividida por la movilidad del fluido desplazado: petróleo.
Heterogeneidad del yacimiento
Todos los yacimientos varían areal y verticalmente en sus propiedades. En los cál culos de desplazamiento se debe tomar en cuenta la variación vertical de la permeabi lidad. Law
Fuerzas viscosas
Las fuerzas viscosas se reflejan en la magnitud de la caída de presión que ocurre como resultado del flujo de un fluido a través de un medio poroso. Una de las aproximaciones más simples utilizada para calcular dichas fuerzas considera que el medio poroso está formado por un conjunto de tubos capilares paralelos.
Distribución de fluidos en el yacimiento
se presumía que las dos fases, mojante y no mojante, fluyen simultánea mente en un mismo canal de flujo o abertura porosa. Aunque esta idea condujo a muchos de los desarrollos sobre permeabilidades relativas
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. Son las movilidades del petróleo, agua y gas, respectivamente.
