INFORME PERMEABILIDAD ALGAS

PERMEABILIDAD AL GAS

CAMPO TOLDADO

La permeabilidad de un medio poroso es una característica inherente de la roca y mide su habilidad para dejar pasar un fluido a través de los canales interconectados.

Para determinar la permeabilidad absoluta de las muestras generalmente se fluye un gas, porque es más sencillo,

económico y para evitar reacciones químicas o algo

que la afecte.

Generalmente se usa Aire o Nitrógeno, sin embargo,

por causas económicas, en el laboratorio se usará Aire

aunque esto implique problemas de humedad

e impurezas.

ABRIL 24 DEL 2012

PRÁCTICA 5

PERMEABILIDAD AL GAS

CRISTIAN CAMILO BARREIRO Cód.200927980

HEINER FRANCISCO BELTRÁN VARGAS Cód.2009283317

JESÚS ERNESTO COQUECO VARGAS Cód.2009287838

GRUPO 1

SUBGRUPO 03

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERÍA

INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS DE NÚCLEOS

NEIVA

2012

PRACTICA 5

PERMEABILIDAD AL GAS

CRISTIAN CAMILO BARREIRO Cód.2009287980

HEINER FRANCISCO BELTRÁN VARGAS Cód.2009283317

JESÚS ERNESTO COQUECO VARGAS Cód.2009287838

Presentado en la asignatura de Análisis de Núcleos,

al profesor:

ING. RICARDO PARRA PINZON

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERÍA

INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS DE NÚCLEOS

NEIVA

2012

CONTENIDO

Pág.

OBJETIVOS

ELEMENTOS TEÓRICOS

PROCEDIMIENTO

TABLA DE DATOS

RESULTADOS Y MUESTRA DE CÁLCULOS

DESARROLLO DEL TALLER

ANÁLISIS DE RESULTADOS

CONCLUSIONES

FUENTES DE ERROR

RECOMENDACIONES

BIBLIOGRAFÍA

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Determinar la permeabilidad absoluta de la muestra obtenida en el laboratorio, empleando el permeámetro de gas y aire ambiente como fluido desplazado.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Aplicar la ley de Darcy para hallar la permeabilidad de la muestra obtenida, y analizar sus limitantes para la aplicación en laboratorio.

Analizar el efecto Klinkenberg. Graficar el comportamiento de la permeabilidad aparente con respecto al inverso de la presión.

Establecer y aclarar conceptos básicos de permeabilidad. Analizar el error que implica el uso del gas desplazado. Detallar los pasos a seguir de acuerdo al flujo y al sistema empleado.

Conocer y aplicar las ecuaciones y correlaciones para determinar la permeabilidad de la roca según el tipo de litología y parámetros como temperatura y presión de laboratorio.

ELEMENTOS TEORICOS

PERMEABILIDAD

La permeabilidad (k), es la capacidad de un medio poroso para dejar pasar fluidos a través de él. Matemáticamente se expresa por la ley de Darcy y es una medida del grano y tamaño en que los espacios porosos están interconectados.

Además es una medida de la conductividad de los fluidos y también se define como el recíproco de la resistencia que un medio poroso ofrece al flujo de fluidos.

TIPOS DE PERMEABILIDAD

PERMEABILIDAD ABSOLUTA: Se mide cuando un fluido satura 100 % el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es Aire, Nitrógeno o Agua (viscosidad conocida).

La velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad.

PERMEABILIDAD EFECTIVA: Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el mismo medio poroso. La permeabilidad efectiva es función de la saturación de fluidos, siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta.

Cuando más de un fluido está presente, la permeabilidad a cualquiera de ellos no solo depende de la geometría del sistema de poros de la roca, sino también de la fracción y la distribución de cada fase, de las tensiones interfaciales, de la historia de saturación, y de muchos otros factores.

Se define entonces como la capacidad que tiene la roca para permitir el movimiento de un fluido cuando la saturación de éste sea menor a 100%.

PERMEABILIDAD RELATIVA: Cuando dos o mas fluidos fluyen al mismo tiempo en el medio poroso, la permeabilidad relativa de cada fase a una específica saturación, equivale a la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta de dicha fase.

Es muy importante ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso. Sin embargo, es conveniente aclarar que cuando hay tres fases presentes, la suma de las permeabilidades es variable, y siempre menor o iguala uno.

No obstante, la permeabilidad relativa se determina por lo general para sistemas bifásicos (agua-petróleo), con agua connata inmóvil.

Curva típica de permeabilidades relativas

PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY

Una de las características que debe conocerse en un yacimiento, es su habilidad para permitir el flujo de fluidos a través de él. La cuantificación de esta característica es de suma importancia para estudios relativos a la explotación de un yacimiento.

La expresión que nos permite cuantificar la “permeabilidad" es conocida como la ley de Darcy. La ley de Darcy enuncia que "la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido". Este concepto se puede expresar matemáticamente con la ecuación

q=((k×A)/μ_o )(∆P/L)

v= -k/μ (dp/ds)

La unidad de la permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene una permeabilidad de un Darcy cuando un fluido monofásico con una viscosidad de un centipoise (Cp) y una densidad de 1 gr/cc que llena completamente (100% de saturación) el medio poroso avanza a una velocidad de 1 cm/seg) bajo un gradiente de presión de presión de 1 atm. Como es una unidad bastante alta para la mayoría de las rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en milésimas de Darcy, miliDarcys.

Las permeabilidades de las formaciones de gas y petróleo comercialmente productoras varían desde pocos milidarcys a varios miles. Las permeabilidades de calizas intergranulares pueden ser sólo una fracción de un miliDarcy y aún tener producción comercial, siempre y cuando la roca contenga fracturas u otro tipo de aberturas adicionales naturales o artificiales.

La permeabilidad de un núcleo medida en el laboratorio puede variar considerablemente de la permeabilidad promedio del yacimiento o parte del mismo, ya que a menudo se presentan variaciones muy grandes en la dirección vertical y horizontal. Muchas veces la permeabilidad de una roca que parece uniforme puede cambiar varias veces en un núcleo de 1 pulgada.

Por lo general, la permeabilidad medida paralela al plano de estratificación es más alta que la permeabilidad vertical. Además, en algunos casos, la permeabilidad a lo largo del plano de estratificación varía considerable y consistentemente con la orientación del núcleo debido probablemente a la deposición orientada de partículas de mayor o menor alargamiento y a lixiviación o cementación posteriores por aguas migratorias.

Durante el desarrollo adecuado de yacimientos es acostumbrado tomar muchos núcleos de pozos seleccionados a través del área productiva, midiendo la permeabilidad y porosidad de cada pie de núcleo recuperado.

EFECTO KLIKENBERG

Las mediciones de permeabilidad hechas con aire, como fluido de medición mostraban resultados diferentes a los obtenidos utilizando un líquido. La permeabilidad de un núcleo medida con aire es siempre más grande que la permeabilidad obtenida utilizando un líquido. Klinkenberg postuló sobre la base de sus experimentos de laboratorio, que los líquidos tienen velocidad nula en la superficie de los granos de la roca porosa, mientras que los gases muestran alguna velocidad finita en la superficie de los granos de la roca. En otras palabras, en los gases se presenta el fenómeno de "deslizamiento molecular" o lo que se conoce como " resbalamiento" (Slippage). Este resbalamiento provoca un gasto mayor a que si se usara líquido, para una misma caída de presión.

K=

...