PERMEABILIDAD

Permeabilidad

PERMEABILIDAD (K).

Podemos definir permeabilidad como la facultad que posee la roca para permitir que los fluidos contenidos en ella, se muevan a travs de los espacios interconectados. Esta viene dada en funcin del tamao, forma e interconexin de los poros.

El hecho de que una roca sea porosa, no indica necesariamente que sea permeable, ya que la capacidad de tal roca porosa en permitir el movimiento del fluido, depende tambin de la continuidad da los poros y del grado de interconexin de los mismos.

Para una roca dada la permeabilidad se cuantifica, como la cantidad de flujo normal que pasa a travs de una seccin transversal unitaria en una unidad de tiempo.

LEY DE DARCY

Henry Philiber Gaspard Darcy, fsico Nacido en Dijon Francia el 10 de junio de 1803, el cual desarrollo en el ao de 1856 una relacin entre la porosidad, permeabilidad y viscosidad, la cual es conocida como la ley emprica de flujo de Darcy, la cual fue la primera extensin de los principios clsicos de la dinmica de los fluidos a travs de un medio poroso, la constante de permeabilidad de las rocas es el resultado de tal descubrimiento.

De acuerdo con la Ley de Darcy, la velocidad de avance de un fluido homogneo en un medio poroso es proporcional a la permeabilidad y al gradiente de presin, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.

Para el sistema que se presenta en la figura 1, se tiene que la permeabilidad de un Darcy, que se da, cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de un centipoise (1 cps) y que llena completamente el espacio intergranular, fluye a travs de l bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un centmetro cbico por segundo ( 1 CC/ seg.), por un rea transversal de un centmetro cuadrado ( 1 cm2), por centmetro de longitud (cm.), bajo un diferencial de presin de una atmsfera(P=1 atm.).

Figura.1. Representacin tpica de un sistema de flujo lineal.

Figura.2 Unidad DARCY.

En los experimentos iniciales de Darcy, no se consider la viscosidad del fluido como variable, debido a que trabaj con el agua cuya viscosidad 1 cp. Posteriormente MUSKAT junto con otros investigadores dijeron que la ley poda extenderse a otros fluidos desarrollando una ecuacin para la industria petrolera; tomando en cuenta dicho parmetro. La expresin matemtica de la Ley de Darcy es la siguiente:

Donde:V= velocidad aparente de flujo, (CMS/seg.).q= tasa de flujo. (CC/seg.).A= rea perpendicular al flujo, (cms2).K= permeabilidad, ((Darcy) ---- (1 Darcy = 0,98684 x 10-8 cms2)). = viscosidad, (cps).P = gradiente de presin en la direccin del flujo, (atm/CMS).LNota: el signo negativo de la ecuacin de Darcy, se debe a que la presin es medida en la direccin del flujo y el P obtenido es la diferencia entre P2 menos P1.

Condiciones que debe tener un fluido segn la Ley de Darcy para el clculo de la Permeabilidad:

1. No es comprensible2. Es homogneo3. No reacciona con el medio poroso4. Es viscoso5. Esta en equilibrio dinmico6. Es lineal7. Es isomtrico8. Es horizontal9. La viscosidad es independiente de la presin

ROCAS PERMEABLES.

Se ha visto, que toda roca que contenga poros unidos entre s, es capaz de permitir el movimiento de fluidos a travs de ella y puede facilitar la explotacin de los hidrocarburos contenidos en su interior. Numerosas rocas, presentan estas condiciones, pero, si se considera el volumen de reservas conocidazas, el nmero de campos explotados y las condiciones llevadas a cabo, se observa que la mayor parte de los yacimientos, pertenecen a dos tipos principales:Rocas detrticas arenas y areniscas, que presentan el 61% de los campos y contiene el 59% de las reservas mundiales. Son el resultado de la acumulacin de los elementos arrancados a rocas preexistentes por la erosin, sedimentos in situ o trasportados a distancias variables por agentes diversos (glaciares, ros, viento), cemento o no despus de su deposicin.

Rocas calcreas, calizas y dolomas, menos abundantes y quizs menos exploradas totalmente que las rocas detrticas, representa sin embargo el 32% de los campos y tiene 40,2% de las reservas mundiales.

Las rocas que no pertenecen a estas dos categoras, se encuentran en el 6,3% de los campos y totalizan el 0,8% de las reservas mundiales. Son principalmente, evaporitas (cap rock) de los domos de sal, silexitas (arcillas salificadas), rocas volcnicas y metamrficas.

Tipos de rocas encontradas en los campos explotados a nivel mundial.

Tipos de rocas encontradas en reservas a nivel mundial FACTORES QUE AFECTAN LA PERMEABILIDAD.Como la permeabilidad esta estrechamente ligada con la porosidad es por eso que van a estar afectados por los mismos factores ya que del arreglo de los poros depender el desplazamiento de los fluidos.1. Tipos de Empaques: es el espaciamiento entre grano y grano y la distribucin del mismo en el espacio. Para un tamao de grano consolidado de forma esfrica, la permeabilidad depende nicamente del empaque y esto a su vez tiene un efecto sobre la porosidad. Existen cuatro (4) tipos de empaques con diferentes valores de porosidad : Cbico, Rombohedral, Ortorrmbico y Tetragonal 2. Material Cementante: formado por el cemento que une los granos entre si. Este material ligante puede ser transportado en solucin cuando los sedimentos ya estaban depositados, otras veces es producto de la disolucin de los mismos sedimentos, a vez puede ocurrir que este material sea incluido mecnicamente entre los poros de la roca. Los materiales cementantes ms comunes son el Slice y carbonato de calcio, adems de la Arcilla. El oxido de Hierro, bajo formas de hematinas y limonitas, es frecuentemente considerado cemento, muchas veces este reduce el nmero de poros haciendo disminuir la permeabilidad.3. Geometra y Distribucin de los Granos: La orientacin de los granos slidos, es sin duda ms importante que la compactacin. Afecta ms directamente a la permeabilidad, pues los granos que constituyen a la roca, presentan variedad en su forma y tamao, ocasionando de esta manera que los granos pequeos se introduzcan en los espacios vacos de los granos ms grande de la roca, reduciendo de esta forma la porosidad y en consecuencia la permeabilidad. Su accin vara en importancia segn que los granos tengan o no forma alargada, lo que entraa una relacin con la naturaleza mineralgica. Las mejores rocas productoras, son de una forma general, las arenas de granos finos, bien clasificadas, limpias, es decir, desprovistas de arcillas y no cementadas, como se puede deducir, de los estudios de los factores que influyen en las propiedades fsicas de los almacenes, hay arenas que aunque alejadas del almacn ideal, pueden proporcionar una buena produccin.Del tamao de los huecos donde circulan los fluidos, depende la permeabilidad y ser por lo tanto, ms elevada, cuando ms grandes sean los mismos. 1. Presin de Sobrecarga o Compactacin: se refiere a la fuerza que ejercen los estratos superiores sobre una roca reservorio, ocasionando una gran compactacin que sella algunos poros de la roca, disminuyendo as la permeabilidad.2. Humectabilidad: las caractersticas de humectabilidad de un mismo fluido, no son las mismas para minerales diferentes; desde el punto de vista de la humectabilidad, la roca puede ser: Oleoflica (humectada por petrleo) o Hidrfilica (humectada por agua). Si es oleofilica, el petrleo se adhiere preferiblemente a la superficie de los granos expulsando el agua. Son pocos los yacimientos verdaderamente oleofilos. La mayora de los yacimientos son hidrfilos, lo que implica que el agua connata se adhiere a la superficie de los granos. Esto es de esperarse si se considera que la mayora de las rocas petrolferas fueron depositadas bajo el agua, y que la humectabilidad de la roca depende generalmente del fluido con que sus superficies entran en contacto primero.Una arena hidrfila generalmente tiene una saturacin de agua alta, mientras que una arena oleofina, ocurre todo lo contrario, tiene una saturacin de agua connata baja3. Arcillosidad: la cantidad, distribucin y clase de arcilla presente en la roca de acumulacin tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad del lquido especialmente, si el fluido reacciona con la arcilla.4. Presencia de Lquidos Reactivos: es importante tomar en cuenta que las medidas de permeabilidad estn afectadas a su vez, por el efecto del desplazamiento de las molculas y por la presencia de lquidos reactivos en el medio poroso.La influencia de las reacciones con los fluidos, es particularmente neta de las arcillas, las cuales son rocas compuestas por partculas cristalinas muy pequeas, pertenecientes a uno o varios grupos de minerales designados con el termino general de minerales arcillosos (Caolinita, Illita, Montmorillonita).La permeabilidad del agua depende de su salinidad y volumen total empleado. La razn para tales diferencias se atribuye al hinchamiento de las arcillas cuando entran en contacto con el agua y especialmente cuando el agua es dulce. Las partculas de arcillas se hidratan en presencia de agua y restringen su flujo para determinados gradientes de presin.

INFLUENCIA DE LA POROSIDAD Y PERMEABILIDAD EN LA PRODUCTIVIDAD DE LOS YACIMIENTOS.

La porosidad es uno de los parmetros fundamentales para la evaluacin de todo yacimiento. La roca debe tener poros o espacios vacos de determinado tamao y naturaleza como para permitir el almacenamiento de petrleo y gas, formando yacimientos suficientemente amplios para que se justifique su explotacin.

Sin embargo la porosidad no es suficiente; es importante considerar que la presencia de hidrocarburos en los poros de las rocas no garantiza que el yacimiento sea comercialmente explotable ya que es necesario que estos poros estn interconectados unos con otros (porosidad efectiva) para permitir el paso del petrleo y/o del gas a travs de la roca. Esta condicin permite que exista permeabilidad permitiendo de esta manera el desplazamiento de los fluidos a travs de los estratos, mientras mas rutas existan a travs del material rocoso mayor es la permeabilidad de esta, tal permeabilidad depende del tipo de fluido, su composicin, densidad, viscosidad apropiada y la existencia de gradientes de presin, para lograr el flujo de los hidrocarburos a travs del medio poroso interconectado.

Por lo tanto la roca debe ser permeable, en caso contrario, habra escaso o en su defecto ningn flujo. En consecuencia la porosidad efectiva es la que determina la cantidad de petrleo que puede ceder una roca petrolfera, mientras que la permeabilidad es la que determina con que rapidez puede extraerse este petrleo.

Para que un yacimiento sea comercial, es necesario no solo que la roca contenga petrleo o gas sino que estos fluidos puedan desplazarse dentro de la roca y salir a la superficie.

Las caractersticas de porosidad y permeabilidad del yacimiento no son constantes, estas dependern del tamao de los granos, su forma, el escogimiento, el cual es el parmetro que controla la porosidad y permeabilidad; ya que los valores mas elevados de porosidad y permeabilidad se logran, por lo general cuando hay un buen escogimiento, es decir, cuando todos los granos son de igual tamao. Cuando existen granos de mayor y menor tamao, es decir mal escogidos, la porosidad y por ende la permeabilidad tienden a disminuir, el tipo de cemento (una roca bien cementada tiene una porosidad menor que aquella mal cementada) es por ello importante verificar que la porosidad y la permeabilidad de los yacimientos tengan una cierta continuidad lateral para as poder esperar una optima recuperacin.

El ejemplo mas comn de roca porosa y permeable, que adems forma la mayora de los almacenes de petrleo del mundo son las areniscas de diversos tipos, en las que los granos de arena presentan intersticios comunicados entre si, capaces de almacenar fluidos.

RELACIONES ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD.

Generalmente un terreno muy poroso, es igualmente permeable, sin embargo el hecho de que una roca sea porosa no implica necesariamente que sea permeable.

Las arcillas, tipo de roca impermeable, son extremadamente porosa, pudiendo alcanzar 90% e incluso 95% de huecos, pero los poros, son muy pequeos, y las fuerzas de tensin superficiales se oponen a los movimientos de los fluidos no la hacen apta para trasladarlos. Si se llevan sobre un grfico, en funcin de los valores de porosidad de las mismas muestras, la dispersin de los puntos de muestra claramente la ausencia de relacin directa y constante entre las dos caractersticas. Para un mismo valor de permeabilidad 1 md, por ejemplo, la porosidad vara entre 6 y 15%. Se nota solamente una tendencia general hacia un aumento de la permeabilidad cuando aumenta la porosidad.

Para el ingeniero de petrleo la permeabilidad tiene mayor importancia que la porosidad. Se han vista a menudo, rocas porosas impregnadas de petrleo, incapaces sin embargo de producir por falta de permeabilidad. Es por lo que se utilizan procedimientos como la fracturacin y acidificacin que abren fisuras en las rocas, aumentando el tamao de las preexistentes, o incluso ms sencillamente, las limpian de los escombros arrastrados por los fluidos de perforacin, facilitando la circulacin del petrleo o del gas, y por consiguiente la explotacin.

TIPOS DE PERMEABILIDAD.

Permeabilidad Absoluta (K): cuando existen una sola fase, la cual satura 100% el medio poroso.

Permeabilidad Efectiva (Ke): cuando existen ms de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultneamente. Esta permeabilidad es funcin de la saturacin del fluido considerado, y como es lgico suponer, ser siempre menor que la permeabilidad absoluta. La permeabilidad efectiva de una roca depende no solo de las caractersticas intrnsecas de la misma, sino tambin de los fluidos y de las proporciones relativas de estos poros.

Permeabilidad relativa (Kri): se refiere a la relacin entre la efectiva y la absoluta. Esta permeabilidad tambin es funcin de la saturacin del fluido (i=petrleo, gas o agua) y siempre ser menor o igual a la unidad. Permeabilidad klinkenberg: tambin denominada como permeabilidad equivalente a lquidos, es aquella que se obtiene mediante la extrapolacin a presin infinita de la permeabilidad al aire medida a diferentes presiones promedio. La mayora de las permeabilidades medidas en el pasado han sido permeabilidades al aire, las cuales resultan muy optimistas especialmente en litologas de baja permeabilidad, por consiguiente es razonable utilizar las permeabilidades klinkenberg en lugar de la permeabilidad al aire. Permeabilidad Anisotropita: la permeabilidad es a menudo una cantidad direccional durante la depositacin de la arena, el eje largo de los granos se alinea paralela a la direccin de mxima velocidad. El rea ms grande de la seccin transversal de los granos yace en plano horizontal. La permeabilidad (perpendicular a los planos de estratificacin) debe ser adems reducida por la laminacin de limo/lutita en arenas o estilotitas en carbonatos. El proceso de anlisis de todo el dimetro puede medir la permeabilidad en direcciones conocidas. Por ejemplo tcnicas tipo tapn son primordialmente orientadas horizontalmente. PROPIEDADES RELACIONADAS CON LA PERMEABILIDAD.1. Saturacin.2. Historia de Saturacin (histresis).3. Distribucin del tamao de los poros.4. Humectabilidad de la matriz de la roca.5. Temperatura.Saturacin: se define la propiedad de la roca de estar impregnada por algn tipo de fluido con los espacios porosos llenos hasta la capacidad. El efecto de saturacin es bien conocido y puede observarse que en la medida que aumenta la saturacin, incrementa la permeabilidad relativa hasta alcanzar un valor mximo a la saturacin mxima de la fase.Histresis: el efecto de la historia de la saturacin (histresis) sobre la permeabilidad relativa puede observarse en la figura 8 tomadas de Amix y Cols. Si el medio poroso es inicialmente saturado con la fase mojante y datos de permeabilidad relativa se obtiene disminuyendo la saturacin de la fase mojante por desplazamiento con la fase mojante, el proceso es clasificado como DRENAJE O DESATURACIN 8 ejemplos: desplazamiento de agua por petrleo o de petrleo por gas). Si los datos de Kr son obtenidos aumentando la saturacin de la fase mojante el proceso es llamado de IMBIBICIN O RESTAURACIN (ejemplos: desplazamiento de petrleo por agua o de gas por petrleo). Los valores de Kr a la fase mojante de un proceso de imbibicin son menores que uno de drenaje (ver figura 8). Esto se debe al entrampamiento de la fase no mojante por la parte de la mojante. La fase no mojante es dejada en los poros en forma discontinua e inmvil.La histresis de las curvas de permeabilidad relativa a la fase mojante es mucho menor que a la no mojante porque el entrampamiento de la fase mojante en este caso es mucho menor. En resumen, la historia de saturacin es un factor bastante importante que debe tenerse presente cuando se va a estudiar:Conificacin de agua y gas.Inyeccin de agua en presencia de gas libre.Efecto del gas atrapado sobre la saturacin residual de petrleo.Inyeccin de tapones alternados de agua y gas (el proceso WAG).

CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA HISTRESIS.

Distribucin del tamao de los poros: uno de los factores que ms influye sobre las curvas de permeabilidad relativa es la distribucin del tamao de los poros de la roca y de la presencia de arcilla.

La figura tomada del trabajo de Botset muestra que las arenas consolidadas tienen menor permeabilidad relativa a la fase mojante y mayor a la no mojante que las arenas no consolidada. Esto es de suma importancia bajo el punto de vista de la escogencia de las correlaciones a usar en un proyecto de recuperacin adicional. Una mala escogencia de las correlaciones de permeabilidad relativa produce errores graves en los clculos de recobro.

El ndice de distribucin del tamao de los poros, , ha servido para correlacionar curvas de permeabilidad relativa de diferentes formaciones.

Humectabilidad: es la tendencia de un fluido adherirse sobre una superficie en presencia de otros fluidos inmiscibles. De acuerdo a la teora de flujo por canales, en yacimientos hidrfilos (mojados preferiblemente por agua) el petrleo fluye por los canales de mayor rea de flujo y el agua por la de menor rea, lo contrario ocurre en los yacimientos olefilos (mojados preferiblemente por petrleo). Como se puede observar en la figura 10 este fenmeno afecta considerablemente las curvas de permeabilidad relativa.

CURVAS DE KR PARA YACIMIENTOS OLEFILOS E HIDRFILOS.

En los yacimientos olefilos, el petrleo fluye con mucha mayor dificultad a travs de los poros que en los yacimientos hidrfilos y esto trae como consecuencia que bajo las mismas condiciones de desplazamiento el recobro d petrleo sea mayor en los yacimientos olefilos que en los hidrfilos.

En yacimientos con humectabilidad intermedia donde la superficie de la roca no es preferiblemente mojada por agua ni por petrleo las fuerzas capilares son bajas y por tanto el volumen de petrleo residual es pequeo.

Condicin asociada a la humectabilidad: Fluido humectante o mojante: es un fluido con mayor tendencia a adherirse a la roca. Fluido no humectante: Fluido que no se adhiere a la roca o que la hace parcialmente.

Efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas: Nakornthop y Evans luego de una exhaustiva revisin de literatura sobre los cambios de temperatura de las propiedades petrofsicas de las rocas saturadas con petrleo y agua, llegaron a las siguientes conclusiones: La saturacin residual del petrleo disminuye y la saturacin irreducible de agua aumenta con un incremento de temperatura. A medida que aumenta la temperatura ocurre considerable incremento en la permeabilidad relativa al petrleo y una disminucin en la permeabilidad relativa del agua. Al aumentar la temperatura, el agua humecta en mayor grado la roca del yacimiento. La histresis entre las curvas de drenaje e imbibicin disminuye con el aumento de temperatura.

EFECTO KLINKENBERG.

Klinkenberg observ que cuando el fluido es un gas, la permeabilidad es en funcin de la presin media. Esto se debe a que cuando un lquido fluye a travs de un medio poroso las molculas adyacentes a las paredes quedan inmovilizadas por las fuerzas de atraccin y por lo tanto su velocidad es cero. En cambio, cuando fluye un gas estas molculas adyacentes a las paredes tienen cierta velocidad, que depende en parte del camino libre medio de las molculas del gas.

La influencia que este fenmeno tiene sobre la permeabilidad, depone la relacin entre el camino libre medio de las molculas y el radio promedio de los canales capilares de que est compuesto el medio poroso. La relacin entre la permeabilidad observada se hace menor a medida que aumenta la permeabilidad de la muestra, la presin media y el peso de la s molcula de gas. Cuando se usa un gas determinado para medir la permeabilidad de una muestra especfica, el efecto de la presin se puede presentar en funcin de la presin media (Pm) mediante la siguiente relacin:

Ka: K. (1 + b/Pm)

Donde: Ka: Permeabilidad al presin media, Pm.K: Permeabilidad usando un lquido.b: Factor que depende de la naturaleza del gas y de la temperatura, y es inversamente proporcional al radio promedio de los canales capilares de la roca.Las investigaciones de Klinkenberg tienen un gran valor prctico ya que permite obtener el valor verdadero de la permeabilidad de una roca usando un gas. Cuando se usa un lquido, se presentan problemas para saturar completamente un fluido, mientras que con un gas slo es necesario secar la muestra de roca en un horno.

DETERMINACION DE LA PERMEABILIDAD EN EL LABORATORIO.

Para determinar la permeabilidad de la muestras de roca reservorio, debe tenerse en cuenta que la permeabilidad estudiada en el ncleo, se refiere a la permeabilidad al aire seco bajo una presin atmosfrica. El movimiento de fluidos se establece a travs del ncleo, aplicando una determinada presin diferencial a lo largo del mismo.

Adems debe conocerse la viscosidad del aire o fluido empleado a la temperatura del laboratorio. Los datos conocidos del ncleo son la longitud a la seccin transversal.

Generalmente las muestras que se obtienen son cilndricas de 2 CMS. De dimetro y de 2 0 3 CMS. De largo aproximadamente. Posteriormente los fluidos se extraen de las muestras y se exponen a un proceso de secamiento.

Las muestras individuales se montan de tal forma que los lados laterales queden sellados y as poder aplicar presin diferencial de un fluido a lo largo del ncleo.

Debido a que las muestras son cilndricas se emplea el mtodo de Fancher, el cual consiste en insertar el ncleo dentro de un tapn ahusad de caucho blando provisto con un hueco en el centro cuyo dimetro es poco ms pequeo que el dimetro de muestra. El retenedor de caucho se encuentra dentro de un retenedor de metal ahusado comprimiendo el caucho alrededor de la muestra evitando que el fluido empleado para la determinacin de la permeabilidad pase por los lados de la muestra.

Otro mtodo utilizado es el mtodo de Hassleri; ste consiste en un tubo de caucho dentro del cual se coloca la muestra. Aplicando presin entre el tubo de caucho y uno metlico, el caucho sepa los lados laterales del ncleo como el caso anterior.

Para los ncleos la permeabilidad muy baja, se puede emplear un medidor de flujo bastante prctico el cual consiste en una burbuja mvil de jabn dentro de una bureta graduado de titulacin.

En general, para determinar la permeabilidad en el laboratorio se necesita un equipo completo el cual consta de las siguientes partes: Retenedor de ncleos. Manmetros para medir las presiones de entrada y salida. Vlvulas y reguladores adecuados para controlar la tasa de flujo. Equipo para medir l volumen del fluido saliente, bien sea flujmetro capilar, medidor de la burbuja de jabn mvil, etc. Termmetro para medir la temperatura del fluido durante la prueba. Agente secador para eliminar la humedad del fluyente. Cronmetro, calibradores para medir las muestras, un barmetro y un abastecimiento suficiente de gas va sea aire comprimido, nitrgeno embotellado en cilindro, etc.

La permeabilidad al agua se puede comparar razonablemente con la permeabilidad del aire seco reducida a una presin infinita, si se considera la cantidad de agua empleada y tambin que la muestra haya sido saturada previamente con agua.

Por definicin, la permeabilidad de un medio poroso es una constante especfica que depende nicamente de la constitucin de la textura del mismo medio y a su vez es independiente del fluido homogneo que fluye a travs de l. Sin embargo, en muchos casos se ha observado que la permeabilidad a los lquidos es menor que la permeabilidad al aire, debido a las siguientes razones:

Obstruccin resultante del hinchamiento de arcillas y material de cementacin partculas que se encuentran en suspensin en el lquido.

Atropamiento de aire como resultado de una saturacin lquida incompleta antes de la prueba.

Para medir la permeabilidad de una muestra, cuya seccin transversal no es de forma circular, se le aplica por los lados una cera especial y luego se monta en un tubo apropiado de metal. Una vez que el ncleo se ha preparado en esa forma, se aplica una presin diferencial a lo largo del ncleo y se determina la tasa de flujo de aire a travs de la muestra. Si la tasa de flujo de aire se mide a la salida de la muestra y si las presiones de entrada y salida se representan respectivamente por P1 y P2, la tasa promedio de flujo de aire en la muestra puede calcularse por medio de la ecuacin:

qa= q0 *2P/ (P1 y P2)

Donde:q0: Es la tasa de flujo a la presin de salida (P2)qa: La tasa promedio de flujo.La viscosidad del aire a la temperatura ambiente T (En grados centgrados) se puede calcular con la siguiente relacin:

= 0,01808 + 4,9*10-5(T-20)Donde:= Es la viscosidad en cp.

Esta relacin es vlida para temperatura entre 10 y 50C.

Cuando se emplea gas, la permeabilidad absoluta K de la muestra se puede calcular por:

K= qa*/(P1 + P2)*A

DondeA: Es la seccin transversal de la muestra.Si q se mide en CC y la presin diferencial (P1 P2). En atm, la permeabilidad se obtiene en Darcys.Aspectos que afectan las Medidas de Permeabilidad en el Laboratorio:

- Manejo, limpieza y muestreo del Ncleo: la preservacin es el proceso mediante el cual, los ncleos o cualquier tipo de muestras tomadas de un pozo son aisladas del medio exterior para ser protegidos de los agentes fsicos y qumicos que puedan de una u otra forma alterar las condiciones naturales de las rocas o los fluidos que ellas contienen.

- Interacciones Roca-Fluido: El agua fresca puede causar hinchamiento de la arcilla causando disminucin de la permeabilidad, de igual forma las pruebas pueden causar migracin de finos taponando la garganta de los poros y reduciendo la permeabilidad, por lo tanto se recomienda emplear fluidos del yacimiento o lquidos sintticos del yacimiento son generalmente preferidos.

- Cambios de Presin: Las alteraciones de los ncleos resultan en la prdida de presin de confinamiento durante el recobro del ncleo, por esta razn se recomiendan que las pruebas de los ncleos pueden ser conducidas aplicando un rango de presin neta de sobrecarga.

- Heterogeneidad de la Roca (Fisuras): este factor se puede deber a yacimientos naturalmente fracturados donde la muestras de ncleos representan la matriz de la roca, ocasionando que la permeabilidad del sistema total (matriz+ fracturas) es ms alto que la medida en el laboratorio.

- Efecto del deslizamiento de las molculas de gas (Klinkenberg): el flujo de gas difiere del flujo del lquido, de la misma forma la permeabilidad al gas difiere de la permeabilidad al lquido. La permeabilidad al lquido de una roca es constante e independiente de la presin diferencial impuesta bajo condiciones de flujo laminar, que no ocurra reaccin entre la roca y el fluido, y que el espacio poroso de la muestra est 100% saturado con el fluido que fluye. Esto no ocurre con los gases.

Las molculas de gas fluyen a una tasa uniforme a travs de los poros pequeos y grandes; las molculas de lquido no hacen esto. Las molculas de lquido en el centro del espacio poroso se mueven a ms altas velocidades que en las partes del espacio cerca de las paredes. Esta diferencia en el movimiento del gas resulta en la dependencia de la permeabilidad al gas de la presin existente durante el tiempo de medicin (3)

METODOS PARA MEDIR LA PERMEABILIDAD ABSOLUTA.

En un mismo yacimiento las caractersticas de permeabilidad pueden variar en proporciones importantes de un punto a otro. Su localizacin exacta, exigen medidas muy aproximadas.

Las medidas se pueden agrupar en dos categoras diferentes:

Los mtodos directos: Que operan sobre la muestra.

Los mtodos indirectos: Que proceden por interpretacin de datos fsicos medidos en sondeos.

Mtodos Directos:

Las medidas directas, por aparatos de laboratorio, pueden ser muy precisas, pero son efectuadas sobre muestras de pequeo tamao, y no son, como consecuencia, representativas del conjunto de formacin. Un conocimiento vlido de la porosidad, no puede conseguirse realmente ms que estadsticamente, por medidas numerosas en muestras muy prximas.Los riesgos de error, pueden proceder del hecho de que la muestra examinada, no est en su medio normal y ha sido sometida a diversos tratamientos, tales como descomposicin, lavado, desecacin, etc. En el lmite de las medidas sobre muestra de roca, no consolidada o poco consolidada, no presentan ms que un valor indicativo bastante alejado de la realidad. En el caso de las rocas consolidadas, existe ms a menudo una mayor permeabilidad debida a las fisuras y a las cavernas, que se escapan a las medidas del laboratorio, las cuales proporciona no solamente las caractersticas, de la matriz, siempre inferiores a las rocas en su conjunto.

Para solucionar en parte es inconveniente, se ha perfeccionado aparatos que efectan las medidas sobre trozos completos de testigo y no sobre los ripios de pequeo tamao.

Ente las tcnicas directas destacan:

Utilizando gases: La mejores medidas de la permeabilidad, al igual que las otras propiedades de la roca porosa, se hacen con ncleo de arena consolidada, cortados del yacimiento mismo en la perforacin del pozo. De estos ncleos se extraen posteriormente pequeos tapones cilndricos (formas geomtricas regulares), los cuales son previamente preparados (limpieza, secado) para las posteriores pruebas. Luego se hace fluir a travs de l, el sistema preparado, aire o nitrgeno; efectundose la medida de los correspondientes parmetros que permiten aplicar la ley de Darcy y as determinar la permeabilidad. En el caso de los gases los valores de permeabilidad deben ser ajustados al equivalente de permeabilidad de lquidos por el mtodo de Klinkenberg. Esta correccin no es grande y usualmente es despreciable.

Utilizando Lquidos: La permeabilidad absoluta de un ncleo se determina haciendo fluir a travs de el un lquido de viscosidad conocida cuando est saturado al 100% de ese lquido. A travs del ncleo seco puede hacerse fluir aire, o algn lquido (aceite, petrleo o agua) siempre que el ncleo est saturado de l. El agua no se usa para hallar permeabilidad, pues puede causar hinchazn de las partculas de arcilla en el ncleo y por ende reducir la permeabilidad. La ecuacin utilizada es la de Darcy.

Los instrumentos utilizados son los siguientes: Permemetro Stondart. Permemetro Ruska Universal. Permemetro de gas.

Las medidas de permeabilidad obtenidas por estos instrumentos son absolutas, pues en dichos aparatos slo se puede hacer fluir un fluido a travs de alas muestras de ncleos, y ese fluido es un gas (aire comprimido, nitrgeno, etc.) Actualmente en el laboratorio, el instrumento que se usa con mayor grado de confiabilidad es el Permatro de gas; este est adaptado a la ley de Darcy Mediante la siguiente ecuacin:

Donde:Kg: Permeabilidad al gas, (mD) qa: Rata de fkyhi de gasm (CC/seg., a condiciones atmosfricas).

a: Viscosidad del gas seco, (cps).P1 P2 = P: Diferencial de presin, entre la cara anterior y posterior de la muestra.Pa: Presin atmosfrica.

Mtodos indirectos:

Las medidas indirectas, se hacen a partir de los diagramas fsicos registrados en los sondeos (diagramas elctricos, nucleares, sonidos, etc.), cuando no se dispone de ncleo para medir la permeabilidad (en la mayora de los casos por un alto costo).

En los casos favorables, proporciona una idea ms completa de las caractersticas del conjunto de la formacin, basndose no solamente en una muestra, sino en un volumen ms o menos importante de la roca alrededor del agujero del sondeo. Para un almacn dado, es indispensable la comprobacin con las medidas del laboratorio, antes de ajustar las interpretaciones.

Durante las etapas de la prospeccin procedentes a la ejecucin de los sondeos, las medidas se efectan corrientemente en las muestras observas en superficie. Es necesario no atribuirles otro valor que el indicativo, pues la alteracin de superficie, es necesario no atribuirles otro valor que el indicativo, pues la alteracin de superficie, modifica las caractersticas de la muestra, aumentando los valores (disolucin, lavado) o disminuyndolos, esta puede determinarse mediante correlaciones o mtodos indirectos como los siguientes:

Correlaciones de permeabilidad en funcin de porosidad para determinado tipos de roca. Ejemplo de ello son las de Archie. (Introduction of petrofisic of reservoir rocks. Bull. A, - APG, Vol. 34. No. 5, Mayo 1950).

Correlaciones relativa en presin capilar demuestra como la permeabilidad puede deducirse usando las curvas de presin capilar (Purcell, W.R. Capillary Pressures Their Measurent Using Mercury and the calculation of Permeability there from Trans. AIME, 1949).

La permeabilidad promedio de la arena puede determinarse por pruebas de flujo y de restauracin de presin en los pozos.

Algunas veces la permeabilidad puede estimarse de correlaciones empricas, segn perfiles elctricos de resistividad y porosidad.Determinacin de la permeabilidad absoluta.

La permeabilidad absoluta de rocas porosas se puede determinar de registros elctricos por medio de correlaciones petrofsicas con porosidad:

Correlacin emprica.

Se expresan analticamente:

Donde:F= Factor de formacin= Porosidad en fraccinK= Permeabilidad.

Para usar esta relacin F se puede obtener de anlisis de ncleos, de medidas de porosidad y descripcin litolgica o por evaluacin directa del perfil de una zona saturada al 100% de salmuera, se puede obtener de ncleos o de cortaduras. Lo nico que puede esperarse de esta correlacin es una idea general sobre la magnitud de la permeabilidad.

Correlacin petrofsica.

Otro procedimiento para determinar la permeabilidad por medio de registros elctricos se basa en la observacin que por encima de la zona de transicin, la saturacin de agua existente es una funcin de porosidad y permeabilidad de acuerdo con la siguiente relacin emprica:

Donde:Swir: Saturacin de agua irreducible.La porosidad y la saturacin de agua se pueden obtener de ncleo o de la interpretacin de registros elctricos.

Mtodo de Tixier.

La determinacin de la permeabilidad por este mtodo requiere de tres condiciones:

La formacin del yacimiento debe ser razonablemente uniforme a travs de la zona productora es decir, la porosidad debe ser homognea en toda su extensin.

Las curvas de resistividad que investigan detrs del frente de invasin debe exhibir un gradiente relativamente lineal con profundidad; ya que este gradiente es una evidencia positiva de que existe saturacin de gas o petrleo en una formacin de litologa uniforme.

La resistividad de la zona saturada 100% de agua debe ser conocida a partir de medidas directas de perfiles o por evaluacin de lfactor de formacin. Por lo tanto, el mtodo el mtodo an puede ser empleado si el pozo penetra o no la zona de agua. Sin embargo, si el pozo penetra en la zona acufera es necesario conocer la profundidad a que se encuentre el nivel hidrostctico. De los estudios empricos de informacin capilar realizados por Hassler y colaboradores. Tixier demostr que:

Donde:K= Permeabilidad en mDC= Tiene un valor promedio de 20.

METODOS EMPLEADOS PARA MEDIR LA PERMEABILIDAD RELATIVA Y LA PERMEABILIDAD EFECTIVA.

Existen muchos mtodos para determinar las permeabilidades relativas y efectivas. Entre estos se encuentran:

Mtodo de Equilibrio Capilar:

En estos mtodos existe un equilibrio capilar en todo momento entre las distintas fase fluidas, incluyendo el tiempo en que los fluidos penetran dentro del ncleo. Hassler introdujo este grupo de mtodos para determinar la permeabilidad relatividad para flujos de fluidos de dos y tres fases a travs de membranas semi-impermeables.

En condiciones establecidas de humectabilidad de superficie y saturacin de los fluidos, se sabe que ciertos medios porosos ofrecen una resistencia considerable al flujo de una fase no humectante dentro de ciertos lmites de saturacin. Una arena hidrfila no es permeable al gas y al petrleo cuando la saturacin de agua es del 85%. Por consiguiente una membrana semi-permeable colocada firmemente contra la superficie de un ncleo puede medir la presin de una fase de la muestra empleada en la prueba. Por este procedimiento Hassler pudo medir la cada de presin dentro de cada fase individual en movimiento dentro de la muestra, es decir, gas o agua.

Mtodo dinmico

Son mtodos donde los diferentes fluidos de prueba se introducen en el ncleo a una misma presin mientras tiende a buscar equilibrio capilar y de saturacin en eun lugar distante de la entrada.Este mtodo fue introducido por Morse y Colaboradores (1947); el procedimiento exige flujo simultneo de una mezcla de dos fluidos altamente dispersada dentro de un ncleo montado y sellado en una camisa plstica. Las saturaciones se miden en la parte central por medio de una curva relativa de conductividad elctrica.

Las presiones se miden en la fase no humectante (aire) con manmetros de mercurio o agua entre los extremos de la seccin central. Un modo ms exacto de medir la saturacin consiste en determinar el peso del ncleo ya que la conduccin elctrica es una funcin de la distribucin de la saturacin de agua.

Una dificultad presentada en el mtodo dinmica es el de obtener contacto capilar entre las secciones del ncleo. El uso del papel de sede entre las secciones ha sido bastante efectivo y aun as se necesita gran presin en el equipo.

Mtodo de empuje por gas en solucin.

En este tipo de mtodo es donde el petrleo es expulsado de la muestra por medio de la expansin interna del gas en solucin, por medio de la reduccin de la presin en el ncleo que contiene petrleo vivo permitiendo que el gas se libere de la solucin, es posible que exista una saturacin irreducible de agua innata.

Para llevar a cabo la operacin, dos procedimientos diferentes se pueden emplear:

Desplegacin gradual y desplazamiento con petrleo muerto

Cuando la liberacin de gas ha creado la saturacin de gas deseada, se inyecta en el ncleo petrleo muerto a una rata muy lenta. Esta rata se mide y de all se determina la permeabilidad relativa al petrleo. La cada de presin a travs del ncleo permite calcular la permeabilidad efectiva al petrleo a la saturacin existente de gas.Desplegacin contina

Fue diseado para medir la permeabilidad relativa de ncleos grandes, en particular en rocas de acumulacin de carbonato. En este procedimiento los ncleos se saturan con petrleo vivo de punto de burbujeo igual a 200 lb./pulg. aproximadamente. Luego a la salida del ncleo la presin se reduce hasta obtener produccin de petrleo y gas a una presin atmosfrica.

Definicin de Facie Sedimentaria:

Es una unidad litolgica definida por parmetros fsicos, qumicos y biolgicos que la caracterizan y la diferencian de otras rocas adyacentes. Estos parmetros son definidos en base a la descripcin de color, textura, mineraloga, estructuras sedimentarias y contenido de fsiles e icnofsiles, entre otras. (19)En general cada facie es el producto de determinados procesos sedimentarios y estos pueden presentarse en ambientes diferentes. Algunas litofacies e icnofacies suelen estar asociadas localmente a determinados ambientes. Suele distinguirse litofacies, biofacies e icnofacies, segn sus caractersticas litolgicas, biolgicas y de huellas fsiles de organismos, respectivamente. En el Apndice A se definen cada una de las facies presentes en la siguiente figura:

Facie SFacie S3Facie S11Facie S2Facie S3-BFacie S3-1Facie 11-BFacies ArenosasFacie LFacie CFacie LBFacie STFacie HFacies Lutticas

GLOSARIO.

Acufero: Formacin permeable en el subsuelo a travs de la cual el agua se desplaza libremente.

Agua Connata: Agua atrapada en los sedimentos durante el tiempo de la deposicin de estos.

CONIFICACIN DE AGUA: Superficie en forma de cono que forma el contacto agua-petrleo alrededor de un pozo de petrleo. Tal superficie se forma cuando la zona productora de petrleo est localizada en una arena cuya parte inferior es de agua y debido a la alta rata de produccin el agua se levanta debajo del pozo.

API: Siglas del american petroleum institute, organismo especializado, entre otras cosas, en el establecimiento de normas tcnicas para la industria petrolera.

Condensado: Hidrocarburo ligero, lquido a las condiciones normales de temperatura y presin en boca del pozo, pero gaseoso en el yacimiento.

CONDICIONES NORMALES: Las condiciones normales se refieren a determinadas condiciones base de presin y temperatura a las que se acostumbra medir los fluidos producidos de un yacimiento, bien sea para clculos en ingeniera o para propsito de venta. Las condiciones ms usadas en la prctica son 14,7 Lpca y 60 oF.

Crudo: Petrleo sin Refinar. Se habla comnmente del petrleo Crudo.

Empuje: Es la fuerza que hace posible la expulsin de hidrocarburos desde los yacimiento a travs de los pozos; impulsin.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIN: Es el mecanismo de produccin ms corriente y generalmente contribuyente a la produccin de la gran mayora de los yacimientos. Cuando los fluidos del yacimiento se encuentran en una sola fase o en dos fases uniforme distribuidas, a medida que se produce dicho yacimiento ocurre una disminucin de presin la cual origina una expansin de los fluidos liberndose los hidrocarburos livianos disueltos en el petrleo (gas) y ocupando el lugar del fluido producido.

EMPUJE POR SEGREGACIN: Energa que contribuye al recobro de petrleo debido a la expansin de la capa de gas. El contacto gas-petrleo se mueve a medida que el yacimiento produce.

En el Sitio: Dcese del petrleo tal como ocurre en el subsuelo, en los yacimientos.

Estrato: Manto, horizonte, unidad definida de roca.

FACTOR VOLUMTRICO: Es la relacin existente entre el fluido (petrleo, gas, agua) a condiciones del yacimiento y a condiciones normales.

FACTOR VOLUMTRICO DEL GAS: Es el factor que representa el volumen de gas libre, a presin y temperatura del yacimiento, por unidad volumtrica de gas libre a condiciones normales. Se expresa como Bg y sus unidades son barriles de yacimiento (BY) por pi cbico de gas (PCN).

FACTOR VOLUMTRICO DEL PETRLEO: Es un factor que representa el volumen de petrleo saturado con gas, a la presin y temperatura del yacimiento, por unidad volumtrica de petrleo a condiciones normales. Se expresa como Bo y sus unidades son (BY) por (BN).

FACTOR VOLUMTRICO TOTAL: Es un factor adimensional que representa el volumen en el yacimiento a la determinada presin y temperatura, de la unidad volumtrica de petrleo a condiciones normales ms su gas original en solucin (a presin de burbujeo). Se expresa como Bt y sus unidades son (BY) por (BN).

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DE LAS ROCAS: Es el cambio en volumen por unidad de volumen (cambio fraccional en volumen) por unidad de presin diferencial.FACTOR DE MERMA: Es el inverso del factor volumtrico del petrleo, es decir, barriles normales por barril de petrleo a condiciones de yacimiento.

Fluido: En general, sustancia cuyas molculas pueden moverse una respecto a las otras. El petrleo es un fluido y su comportamiento fsico en los yacimientos es predecible. El gas natural tambin es un fluido.

FLUIDO INMISCIBLE: Son fluidos que no se pueden mezclar entre si, ejemplo el agua con el aceite nunca forman una solucin totalmente homognea.

Fluido Natural: Rendimiento de un pozo por la fuerza propia del yacimiento. Por lo general, la produccin por flujo natural se logra en algunos campos durante la etapa inicial de su desarrollo.

FLUIDO MISCIBLE: Son fluidos que se pueden mezclar entre si, formando una solucin homognea capaz de mantener su estado lquido.

Gas Hmedo: Gas natural con elevado contenido de hidrocarburo no saturado en forma de vapor desde el pentano y ms altos; estos productos se extraen en planta de tratamiento como gasolina natural.

Gas Seco: Gas residual proveniente de la refinacin del gas natural hmedo. Su composicin varia de acuerdo con el proceso de refinacin, pero bsicamente esta constituido por metano y etano.

HUMECTABILIDAD: Trmino general usado para expresar el grado en que las superficies de los granos de una roca (arena) entran en contacto con un lquido determinado.

In Situ: En el sitio, locucin latina.

Inyeccin: Envo de algn fluido por un pozo al yacimiento, a presin para llegar a un fin determinado, como por ejemplo controlar un reventn realizar una cementacin o adelantar u programa de recuperacin secundario.

Intersticial: Que ocupa los intersticios que existe en un cuerpo.

Intersticio: Hendidura o espacio que media entre dos cuerpos o entre dos partes de un mismo cuerpo.

Ley de Darcy: Ecuacin de permeabilidad que establece que el caudal de fluido de un medio poroso es directamente proporcional al gradiente de presin en direccin del fluido.

Permeabilidad: Facilidad en una roca con que los fluidos se desplazan internamente.

Petrografa: Estudio microscpico de las rocas, su composicin mineralgica, clasificacin, textura, estructura y petrognesis.

Poros: Espacio creado por el contacto y agrupacin de los granos que conforma una roca.

Porosidad: Propiedad de una roca o suelo de contener fluido, expresada cuantitativa y porcentualmente (%) mediante la relacin de volumen de sus intersticios y el volumen total.

Porosidad Efectiva: Relacin porcentual entre el espacio interconectado por los poros en la roca con respecto al volumen total de ella.

Pozo: Hoyo que se perfora para buscar o poner a producir hidrocarburos. El sondeo se trabaja mecnicamente desde la superficie en los yacimientos. A medida que se avanza se protege el pozo con tuberas de revestimiento, los pozos generalmente fluyen por su propia fuerza, pero luego deben ser ayudado por un balancn u otro mtodo de produccin.

PUNTO DE BURBUJEO: Es el estado de equilibrio de un sistema compuesto de petrleo crudo y gas, en el cual el petrleo ocupa prcticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas. Para propsitos prcticos puede considerarse 100% lquido y la composicin del lquido es la misma que la composicin del sistema.

PRESIN DE BURBUJEO: Es la presin de un sistema en el punto de burbujeo.

PRESIN DIFERENCIAL: Es la diferencia entre la presin existente en el lmite exterior de un pozo y la presin de fondo fluyente.

Roca Madre: Es la seccin estratigrfica de una cuenca sedimentaria que preferencialmente genera hidrocarburo en magnitud significativa.

Roca Reservorio: Son los horizontes del subsuelo capaces, por sus caractersticas petrofsicas, de contener hidrocarburos y de liberarlos. Trampa.

Saturacin: La accin y efecto de estar impregnada una roca de fluido, con los espacios porosos lleno hasta la capacidad, por ejemplo de petrleo o de gas natural.

SATURACIN DE GAS: Es la fraccin del espacio poroso en el yacimiento ocupado por el gas libre.

SATURACIN CRTICA DE GAS: Tambin se le conoce como saturacin de gas en equilibrio. Es la saturacin mxima alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presin por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa al gas tenga un valor definitivo, es decir, antes de que el gas libre en el yacimiento comience a fluir a travs de los canales de la roca.

SATURACIN RESIDUAL DE GAS: Es la saturacin del gas en el yacimiento en el momento de abandonar el yacimiento.

SOLUBILIDAD DEL GAS: Es la cantidad de gas que se encuentra en solucin en un petrleo crudo a determinadas condiciones de presin y temperatura. Se denota como Rs y sus unidades son (PCN/BN).

YACIMIENTO VOLUMTRICO: Es el yacimiento de petrleo cuyo volumen permanece constante.Trampa Estructural: Sitios en el subsuelo que por su forma domal y a veces afectados por fallas o pliegues causados por esfuerzos naturales, son aptos para la acumulacin y confinacin de volmenes de hidrocarburos.

FACTORES DE CONVERSION.

MEDIDAS DE PERMEABILIDAD

1 Darcy = -1 milidarcy

1 milidarcy = 0,001 Darcy

MEDIDAS DE LONGITUD

Metro (m)Kilmetro (Km)MillaYardaPiePulgada

10,0016,2137*10-41,09363,280839,37

MEDIDAS DE MASA

Gramo (g)Kilogramo (Kg)Tonelada Mtrica (Tm)OnzaGranoLibra

11*101-31*10-63,527*10-215,432629*10-3

MEDIDAS DE PRESION

KpaAtmMmHgPie de aguaKg/cm2

Psi

1*10-39,869*10-37,500,33470,10200,14504

MEDIDAS DE VOLUMEN

Litro (L)MetrosPulgadasPie3Galn USABarril de petrleo

10,00161,033,53*10-20,26426,29*10-3

BIBLIOGRAFA

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