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-S or. Los datos de permeabilidad relativa presentados en este tipo de curvas se obtienen, en la mayoría de los lo s 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: 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)
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
Villanueva Vallejo David Recuperación Secundaria y Mejorada 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 c onsolidadas 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 S wi, Si el núcleo es un preservado, se inicia de cualquier forma con la determinación de k eo 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 S wi. 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 pro cedimiento anteriormente descrito.
Villanueva Vallejo David Recuperación Secundaria y Mejorada 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
