La simulación es conducida para varios caudales de inyección del intervalo 0,01 ≤ qin ≤ 1,0 (cm3/min) (5,77x10-9 ≤ Nca ≤ 5.77x10-7). Los resultados más representativos se muestran en las Figura F-16 a F-18. La configuración del simulador empleada para cada caso se muestra en la Tabla T-5:
Δx
Δt [s]
Bloques
Tiempo Simulado [hr]
5,77x10-9
0,06
0,10
168
54
0,1
5,77x10
-8
0,05
0,08
201
18
1,0
5,77x10
-7
0,04
0,06
251
9
q [cm3/min]
Nca
0,01
Tabla T-5. Parámetros de Simulación Figura F-18. Curvas de Saturación de Agua –q=1,0 (cm3/min) (Nca = 5,77x10-7)
Por observación de las curvas de saturación reportadas en las figuras F-16 a F18, es posible establecer el efecto que produce el caudal de inyección en el comportamiento del frente de desplazamiento. El perfil más abrupto del frente en la figura F-18, comparada con las figuras F-16 y F-17 y en tiempos de inyección menores, se debe a que, a menores magnitudes de caudal de inyección, la presión capilar en el medio poroso ejerce mayor resistencia al flujo de la fase desplazante, creando un frente de desplazamiento más suavizado y extenso. Solo a un caudal de inyección de magnitud alta para la geometría del medio poroso se observa un mecanismo de frente de desplazamiento abrupto (tipo pistón) similar al del mecanismo Buckley-Leverett.
Figura F-16. Curvas de Saturación de Agua –q=0,01 (cm /min) (Nca =5,77x10 ) 3
-9
4.2.2. Experimento de Graue et al Graue et al.32 condujeron experimentos de desplazamiento en rocas de mojabilidad al agua intermedia y moderada para estudiar el efecto de esta propiedad petrofísica en el mecanismo de flujo. Las curvas de permeabilidad relativa, presión capilar y flujo fraccional empleadas por Graue et al. se muestran en las figuras F-19, F-20 y F-21, y fueron obtenidas en ambiente de laboratorio mediante el método de Medición Directa de la Saturación (DMS por sus siglas en inglés).
Figura F-17. Curvas de Saturación de Agua –q=0,1 (cm3/min) (Nca = 5,77x10-8)
Figura F-19. Curvas de Permeabilidad Relativa – Graue et al
TESAPE ARANDU
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