Presentacin de PowerPoint

UNIVERSIDAD AUTNOMA DEL CARMENDES DE CIENCIAS QUMICAS Y PETROLERAMaestro:Ing. Armando Rene Godina Rojas.

Materia: "Caracterizacin Dinmica de Yacimientos"

Equipo:

Araceli A. Silva Martnez.Roberto Cachn Aguirre.

Permeabilidad RelativaLa permeabilidad relativa se define como la relacin entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la permeabilidad absoluta del medio poroso.

Es un trmino adimensional implementado para adaptar la ecuacin de Darcy a las condiciones de flujo multifsico.

Tipos de permeabilidades

Permeabilidad intrnseca [mD]: es una medida de la habilidad que tiene la roca para dejar pasar fluidos a traves de la misma, independientemente del fluido que se trate.

Permeabilidad efectiva [mD]: cuando coexisten dos o mas fluidos en la roca, lo mismos se interfieren entre si al intentar fluir a traves de la misma. En consecuencia la permeabilidad efectiva de cada fluido disminuye respecto de la permeabilidad intrnseca de la roca. La permeabilidad efectiva se refiere siempre a un determinado fluido (agua, aceite o gas). La permeabilidad efectiva tiende a la intrnseca cuando la roca esta saturada con un solo fluido.

Permeabilidad relativa [adimensional]: se define como la relacin entre la permeabilidad efectiva y la intrnseca. Es un nmero que vara entre 0 y 1.

Si en una roca existe un solo fluido presente, su permeabilidad relativa es de 1,0.

El clculo de la permeabilidad relativa permite la comparacin de las diferentes capacidades de los fluidos para fluir en su respectiva presencia, ya que la presencia de ms de un fluido por lo general inhibe el flujoCurvas de permeabilidad relativa

Mtodos para determinar la Permeabilidad Relativa: Existen cuatro formas mediante los cuales se pueden obtener datos de permeabilidad relativa, estos son:

Mediciones directas de laboratorio por el proceso de flujo en estado estable. Mediciones en laboratorio por desplazamientos o proceso de estado inestable. Clculos de permeabilidad relativa a partir de datos del comportamiento de Campo. Clculos de permeabilidad relativa a partir de datos de presin capilar.

Mediciones directas de laboratorio por el proceso de flujo en estado estable:

Una pequea muestra de ncleo es elegida y preparada para la prueba, es montada en una manga presurizada, debido a sto el sistema de flujo es diseado para altos gastos y altas diferenciales de presin, cada extremo de la muestra es acondicionado con un disco poroso para minimizar los efectos de frontera.

Las fases aceite-gas, aceite-agua, o gas-agua las cuales van a ser medidas en la prueba son introducidas simultneamente en la cara de entrada de la muestra a travs de diferentes sistemas de tuberas del equipo.

Mediciones en laboratorio por desplazamientos o proceso de estado inestable:

Este proceso de desplazamiento con gas para determinar las permeabilidades relativas, como lo propuso Welge, depende del concepto del avance frontal de los fluidos. Debido a sto el procedimiento determina las relaciones de permeabilidad relativas, y depende de los valores de permeabilidad relativa que son obtenidos por algn otro mtodo para calcular la permeabilidad relativa a una fase.

El procedimiento consiste en:Una muestra homognea es seleccionada y sus propiedades fsicas de permeabilidad, volumen y porosidad son determinadas. La muestra es apropiadamente montada en el equipo, similar al utilizado en la prueba de estado estable, y 100% saturada con la fase mojante, la cual es normalmente aceite.

Clculos de permeabilidad relativa a partir de datos del comportamiento de Campo:

En la tercera forma para determinar la permeabilidad relativa, al igual que los procesos de desplazamiento, se determinan las relaciones de permeabilidades relativas al gas y al aceite a partir de datos de campo. Si la ecuacin de Darcy fuera escrita tanto para flujo de gas y aceite, ambas fases consideradas como independientes una de la otra en el sistema de flujo, la relacin de permeabilidad relativa puede ser definida como a continuacin:

Donde:A= rea de la seccin transversalK=permeabilidad(md)=viscosidad (cp) P=Dif presin (psi)L= dif longitud (m)Rp= Relacin g-o producidoRs=Relacin g-o en solucinEjemplo:(Agregar)Presin CapilarLos fluidos que se encuentran en el yacimiento son por lo general inmiscibles, es decir que se consideran con propiedades fsicas y qumicas diferentes y es por esta caracterstica que se genera una interfase debido a la presin que existe en cada uno de ellos.

La presin capilar en trminos de mojabilidad se define como la diferencia de presin entre la fase no mojante menos la presin en la fase mojante por lo que si se tiene una formacin mojada por agua la presin capilar resultara de la diferencia entre la presin en el aceite menos la presin en el agua.

Importancia de la Presin CapilarLa presin capilar define la distribucin inicial de los fluidos en el yacimiento, as como en la fraccin que fluye de cada fase en un desplazamiento inmiscible, tal como el que se lleva a cabo en la recuperacin de aceite mediante la inyeccin de agua.

PRESIN CAPILAR (Fenmeno)

Si un tubo capilar es introducido en un recipiente que contenga un lquido, ste se elevar dentro del tubo capilar sobre el nivel del lquido que se encuentra en el recipiente, esta altura del fluido en el tubo capilar es debida a las fuerzas de atraccin (tensin de adhesin) entre el tubo y el lquido. En este sistema existen dos fuerzas que son; la tensin de adhesin que es aquella que tiende a empujar el lquido hacia arriba sobre la pared del tubo y el peso de la columna del lquido que acta en direccin opuesta a la tensin de adhesin. Estas fuerzas definirn la altura total del fluido dentro del capilar.

Factores que afectan la presin capilar:

De acuerdo a las relaciones que existen entre la interaccin de los slidos y las saturaciones de los fluidos se ha determinado que la presin capilar depende principalmente de los siguientes parmetros:

El tamao de los poros. Saturacin de los fluidos. La historia de los procesos de saturacin.

Medicin de la Presin CapilarLa presin capilar puede ser medida en ncleos usando las siguientes tcnicas:

Procesos de desplazamientos o de desaturacin a travs de una membrana o diafragma poroso. Mtodo de la centrfuga.Mtodos de presin capilar dinmicos.Mtodos de inyeccin de mercurio.Mtodos de evaporacin.

Medicin de la presin capilar en ncleos:

Procesos de desplazamientos o de desaturacin a travs de una membrana o diafragma poroso.

El mtodo de celda de desplazamiento o diafragma se lleva a cabo en un equipo que consta de una membrana permeable que tiene la caracterstica de tener una distribucin uniforme de tamao de poro.

La determinacin completa de la curva de presin capilar por el mtodo de diafragma requiere un tiempo que vara de 10 a 40 das para una sola muestra, ya que conforme se aproxima a bajas saturaciones, la reduccin en la permeabilidad efectiva a la fase desplazada contribuye a una lenta aproximacin al equilibrio.

Mtodo de la centrfuga:

Un segundo mtodo para la determinacin de las propiedades capilares de la roca del yacimiento es el mtodo de la centrfuga.La muestra saturada 100% con el fluido que va a ser desplazado (agua) se coloca en el portamuestras lleno con el fluido desplazante (aceite o aire) y se mete a centrifugacin. En estos equipos, la alta aceleracin incrementa en los fluidos el campo de fuerzas y en la muestra las fuerzas gravitacionales.

La ventaja de este mtodo es la disminucin en los tiempos para determinar una curva completa de presin capilar ya que una curva completa puede ser obtenida en pocas horas, mientras que por el mtodo de diafragma se requieren de das para la misma determinacin.

Mtodo dinmico:Brown reporto los resultados de la determinacin de las curvas de presin capilar-saturacin por el mtodo dinmico, en este mtodo se establece el flujo simultaneo de los fluidos en estado estable dentro de la muestra. Con el uso de discos especiales se mide la presin de cada uno de los dos fluidos y a partir de la diferencia se determina la presin capilar.

Diagrama :

Mtodo de inyeccin de mercurio:

El equipo para medir la presin capilar con inyeccin de mercurio fue desarrollado para acelerar la determinacin de la relacin presin capilar-saturacin. En estas pruebas el mercurio es el fluido no mojante. La muestra de roca se coloca dentro de una celda de inyeccin de mercurio y mediante una bomba especial se genera vaco, a continuacin se introduce el mercurio bajo presin dentro del equipo. El volumen de mercurio inyectado a cada presin determina la saturacin de la fase no mojante. Este procedimiento contina hasta que la muestra es saturada totalmente con mercurio o hasta que la presin de inyeccin alcanza un valor determinado.

Clculo de la presin capilar a condiciones de yacimiento a partir de mediciones de laboratorio.

La presin capilar medida en laboratorio debe ser corregida antes de usarse en los clculos a nivel de yacimiento ya que generalmente los fluidos que son empleados en el laboratorio son diferentes a aquellos que se encuentran en el yacimiento, sto se realiza a partir de los datos de la tensin interfacial y el ngulo de contacto del fluido mojante a cada una de las condiciones.

La capacidad de un lquido para esparcirse y cubrir la superficie de un slido se le conoce como mojabilidad y depende de la tensin de adhesin. La tensin de adhesin es una funcin de la tensin interfacial y determina cual de los fluidos puede preferentemente mojar al slido.En la figura se muestran dos lquidos, aceite y agua, que estn en contacto con un slido y las variables que intervienen para definir la mojabilidad del medio.

Mojabilidad:Medicin de la mojabilidad:Ya que las rocas de un yacimiento son en gran parte agregados de pequeos minerales y fragmentos de roca es imposible determinar las propiedades mojantes por una medicin directa del ngulo de contacto, sin embargo por analoga con el efecto de las propiedades mojantes sobre la presin capilar en tubos capilares se puede realizar una medida indirecta.

MOJABILIDAD (m)Se muestra un ejemplo en el que para el caso del agua experimenta una elevacin dentro del capilar debido a su afinidad con el vidrio del tubo, en cambio el mercurio dentro del capilar est por debajo de su nivel en el recipiente debido a su no mojabilidad con el vidrio.

Se dice que un fluido moja en forma preferencial la superficie de un solid cuando se adhiere a ella y tiende a exparcirse sobre la misma, en presencia de otro fluido. Si es mayor de cero y menor de 90 grados se dice que la roca es mojada por el agua

Un fluido mojante tiende a entrar a un poro espontneamente, mientras que un fluido no mojante opone cierta resistencia, sto sugiere que el ngulo de contacto y algn grado de mojabilidad puede ser calculado de una presin de garganta de un medio poroso, que se define como la presin a la que el fluido no mojante entra en el poro. Mtodo de Slobod:Slobod extendi el concepto del uso de una presin de garganta como una forma para determinar las caractersticas de mojabilidad calculando un nmero de mojabilidad y un ngulo de contacto aparente. El nmero de mojabilidad y el ngulo de contacto aparente son definidos por las ecuaciones siguientes:

Mtodo de AmottAmott determin que en las rocas que son mojadas preferentemente por agua la relacin de desplazamiento por agua tiene un valor positivo, mientras que la relacin de desplazamiento por aceite tiene un valor de cero, para el caso de una roca que son mojadas preferentemente por aceite se tienen valores positivos en la relacin de desplazamientos por aceite y la relacin de desplazamiento por agua vale cero.

Los valores de ambos factores de desplazamiento son cero en ncleos con mojabilidad neutra.Mtodo de Amott-HarveyEl mtodo de Amott-Harvey y en el cual se comienza la prueba centrifugando la muestra con agua de formacin y se desplaza posteriormente con aceite para llevarla a la condicin de saturacin de agua irreductible, despus de esto se aplica el mtodo de Amott descrito anteriormente y se calculan las relaciones de desplazamiento por agua y aceite.En este mtodo de Amott-Harvey se define un ndice de mojabilidad (I) llamado ndice de mojabilidad de Amott Harvey y se calcula de la siguiente manera.

La expresin combina las dos relaciones de desplazamiento dentro de un solo ndice de mojabilidad el cual varia de +1 para una mojabilidad al agua a -1 para una mojabilidad completa al aceite. Cuiec (1984) propuso los rangos para clasificar la mojabilidad de las rocas de acuerdo al ndice de Amott - Harvey.

Mtodo del USBMEl mtodo del USBM para la determinacin de la mojablidad fue propuesto por Donaldson et. al (1980,1981) y consiste en determinar las presiones capilares para cada punto de saturacin, sto como una medida del trabajo necesario para que un fluido desplace al otro fluido dado que como se ha observado el trabajo necesario para desplazar con el fluido mojante al no mojante es menor que el proceso inverso.Relacin entre la mojabilidad y las curvas de permeabilidades relativasOtra forma para tener una inferencia acerca de la mojabilidad de una formacin es con el anlisis de las curvas de permeabilidad relativa, ya que stas representan el movimiento de los fluidos en el yacimiento y ste es regido en gran parte por el tipo de mojabilidad que presente la roca.Se definen tres regiones, en la regin A la saturacin de agua va de un rango que inicia en 0 hasta Swi ,en donde Swi es la saturacin de agua irreductible, en esta regin la fase aceite tiene una saturacin de tipo funicular (que se puede describir como un cordn continuo de aceite) y la fase de agua una saturacin del tipo pendular (no es continua, aunque est en contacto con los granos de la roca). En esta regin solo aceite puede fluir en el yacimiento.

En la regin B, definida por el rango que va de Swi