Villanueva Vallejo David Recuperación Secundaria y Mejorada

DETERMINACIÓND E CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA EN LABORATORIO.

Los datos de permeabilidad relativa son típicamente mostrados en forma de curvas, las cuales

representan los valores de permeabilidad relativa contra una saturación de fluido cuyos rangos

típicos se encuentran entre la saturación correspondiente a la fase mojante la saturación residual de

aceite o a la fase mojante correspondiente a 1-Sor. Los datos de permeabilidad relativa presentados

en este tipo de curvas se obtienen, en la mayoría de los casos, en pruebas de desplazamiento

realizadas en laboratorio en muestras núcleos.

Debido a que los datos de permeabilidad relativa

simbolizan la capacidad de conducción o el

comportamiento de flujo de un medio poroso

cuando está saturado por más de una fase, las

técnicas de medición más obvias en el laboratorio

para determinar la permeabilidad relativa son los

experimentos de flujo. Este tipo de mediciones

están ya muy bien establecidas. Esencialmente

existen dos tipos de pruebas diferentes para

determinar la permeabilidad, estas son de:

Estado estacionario (steady state SS)

Estado no estacionario (unsteady state USS)

Además existe la técnica de centrifugado, aunque su aplicación no está muy extendida. El

procedimiento para determinar permeabilidades relativas por las técnicas SS y USS programas de

pruebas comprensivos compuestos de varios pasos, como se muestra en el diagrama de flujo

siguiente:

Además, deben considerarse como elementos clave las muestras de roca del yacimiento, las

muestras de fluidos y las condiciones de presión y temperatura para obtener un muestreo exitoso de

datos de permeabilidad relativa. También tiene que determinarse la saturación de agua inicial, que

Selección de muestras de núcleo para cola prueba, de

1 o 1.5 in

BV de la prueba de Arquímedes para

cálculos de PV (φ de ajustes)

Flujo de aceite de yacimiento @ Swi, determinación de

keo @Swi

Prueba de permeabilidad relativa

gas-aceite con USS

Remplazo del gas por aceite del yacimiento, redeterminación de

keo @Swi

Prueba USS de permeabilidad relativa

aceite-agua

Análisis para determinar la saturación final del

fluido, prueba de porosidad, kabs

Corrección de datos iniciales

Prueba de permeabilidad relativa o-a y o-g usando aceite sintético (opcional)

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junto con la determinación de la permeabilidad base constituyen dos pasos importantes para la

determinación de kr.

Las pruebas de desplazamiento SS y USS se llevan a cabo normalmente en aparatos de

desplazamiento, o aparejos de permeabilidad relativa. Estos aparejos están compuestos básicamente

por varios componentes individuales, como son bombas de desplazamiento, base del núcleo, tubos

de alta presión, conjuntos de válvulas y una gran gama de controladores electrónicos.

Técnica de estado estacionario.

Este método para permeabilidades relativas aceite-agua en arenas no consolidadas fue reportado

por primera vez en 1939 por Leverett. Este procedimiento básicamente involucra dos fases

inyectadas a cierta relación volumétrica bajo una caída de presión a través del núcleo y una relación

de eficiencia volumétrica estables. Las saturaciones de las dos fases en el núcleo se determinan

típicamente pesando el núcleo o mediante cálculos de balance de materia para cada fase. Los datos

individuales de permeabilidad relativa se calculan aplicando la ley de Darcy directamente.

Los pasos experimentales de este método son los siguientes:

1. El proceso inicia, para el caso de núcleos limpios, saturándolo completamente con agua,

después se reduce a la saturación de agua mínima al hacer fluir aceite, para poder

determinar la permeabilidad relativa del aceite a Swi, Si el núcleo es un preservado, se inicia

de cualquier forma con la determinación de keo a Swi.

2. Durante los pasos siguientes, el objetivo es aumentar la saturación de la fase acuosa, hasta

el punto en que la permeabilidad relativa pueda ser obtenida. Los dos fluidos, agua y aceite,

se inyectan simultáneamente al núcleo a través de una cabeza mezcladora a un cierto valor

de flujo, grabando la caída de presión y el volumen de fluidos producidos. Inicialmente, la

saturación de aceite es menor que la de agua y s va incrementando a partir de Swi. La

inyección simultánea de los dos fluidos se continúa hasta que la relación de inyección sea

igual a la de producción. Es en este momento que se considera que el sistema se encuentra

en estado estático y las saturaciones estables. La saturación de cada fase, así como las

permeabilidades relativas del aceite y del agua se calculan de la siguiente forma:

Cálculo de saturación

Cálculo de permeabilidades relativas

y

3. La relación de flujo volumétrico a la que las fases de agua y aceite se inyectan

simultáneamente dentro del núcleo se incrementan gradualmente hasta que la fase aceite es

remplazada por la acuosa. El proceso termina cuando se alcanza el estado estacionario,

seguido por una relación de inyección agua-aceite mayor. La saturación y las

permeabilidades individuales se calculan de acuerdo al procedimiento anteriormente

descrito.

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4. En el paso final, solo se inyecta agua hasta alcanzar la saturación mínima de aceite. Basado

en el tipo de flujo del agua inyectada y la caída de presión estacionaria observada, se calcula

la permeabilidad relativa del agua con la saturación residual de aceite aplicando la ley de

Darcy.

Técnica de estado no estacionario.

Este método se basa en la interpretación de un proceso de desplazamiento inmiscible. Para un

sistema de dos fases, un núcleo que se encuentre en estado nativo/preservado o restaurado, a

condiciones de saturación del yacimiento se hace fluir con una de las fases desplazantes. Típicamente

este flujo se lleva a cabo con gas (para relaciones gas-aceite) o con agua (para las de aceite-agua).

De manera similar al estado estacionario., el primer paso es la determinación de la permeabilidad

relativa al aceite, a la saturación de agua irreductible. Posteriormente se inyecta agua a flujo

constante, se registran las caídas de presión y el volumen de aceite producido como una función del

tiempo. De esta forma, la saturación de agua en el núcleo aumenta. A medida que aumenta la

inyección, se produce aceite adicional y agua, creando una gráfica de producción contra tiempo.

Luego del término de la producción de aceite, solo se produce agua por la salida del núcleo.

La inyección de agua se continúa hasta alcanzar la saturación de aceite residual, permitiendo el

cálculo de la permeabilidad relativa del agua a estas condiciones de saturación, que es el otro punto

de la curva de permeabilidad relativa. Este valor se conoce como el punto final de la curva de

permeabilidad relativa del agua.

Para determinar los datos de permeabilidad relativa del estado no estacionario, se pueden seguir dos

métodos de cálculo: el de Johnson-Bossler-Naumann (método JBN).

El otro método obtiene las permeabilidades relativas como una función de la saturación de agua en

el núcleo, simplificando los cálculos, pues no es necesario utilizar la ley de Darcy. El método JBN

calculas las permeabilidades relativas como una función del efluente de saturación del fluido

Bibliografía.

Petroleum Reservoir Rock and Fluids Properties. Abhijit Y. Dandekar