Mtodos para obtener curvas de permeabilidades relativas - III

La Figura 3.21 presenta una correlacin para estimar k^ en funcin de Ss para saturaciones de agua connata en el rango de 5 a 40%. Como se observa, la curva de k^ /km es ms adversa a medida que aumenta la saturacin de agua connata. Esta correlacin se puede utilizar cuando no se tienen datos de kR / k0, o como una gua para correlacionar los datos de kg / kn. Cuando existe flujo simultneo de petrleo y agua en un sistema humectado por agua, durante un proceso de imbibicin, Smith propone las siguientes ecuaciones:

Mtodos para obtener curvas de permeabilidades relativas - II

Para un sistema agua-petrleo, mojado preferencialmente por petrleo (proceso de drenaje):

Mtodos para obtener curvas de permeabilidades relativas - I

Se han utilizado varios mtodos para obtener las curvas de permeabilidad relativa: 

1. La tcnica de presin capilar, para obtener la permeabilidad relativa a la fase mojante, el agua en un sistema agua- gas, o el petrleo a la saturacin de agua connata en un sistema petrleo-aguagas. 

2. Lquido estacionario: se resa- tura un ncleo hasta una de- terminada SHK y se mide la permeabilidad efectiva al pe- trleo, o al gas, mientras que el agua se considera estacio- naria; o se mide la permeabili- dad efectiva al gas y al agua connata y se considera el petrleo estacionario. 

3. Flujo simultneo utilizando varios mtodos para la inyec- cin del fluido donde dos fa- ses fluyen simultneamente. La razn entre los flujos determina la saturacin

4. Desplazamiento o empuje extemo como por ejemplo petrleo por gas o petrleo por agua. En operaciones de recobro secundario donde el petrleo se desplaza con agua o con gas, esta ltima tcnica es la ms utilizada. Con la teora adicional de Johnson y col., se pueden determinar tambin km y knvt o kas como las razones kw /kot o ks /k0. Desafortunadamente, muchos yacimientos considerados aptos para la inyeccin de agua o gas se caracterizan por la ausencia de datos de permeabilidad relativa. En esta situacin, se pueden utilizar muchas ecuaciones que han sido desarrolladas para estimar la permeabilidad relativa. Entre las ms utilizadas estn las de Corey, que se presentan a continuacin:

Tipos de permeabilidad - II

2. Una variación de saturación tiene por efecto disponer más poros o canales al flujo de la fase cuya saturación aumentó y disminuir el número de poros permi- sibles al paso de la otra fase. 3. La permeabilidad relativa a la fase no mojante alcanza el máximo a saturacio- nes de dicha fase menores del 100%, lo cual indica que una porción del espa- cio poroso disponible, aunque interconectado, contribuye poco a la capacidad conductiva del medio poroso ya que no permite movimiento de la fase no mojante. 4. La permeabilidad relativa a la fase mojante se caracteriza por una rápida variación ante pequeños cambios en saturación a altas saturaciones de la fase mojante. 5. La permeabilidad relativa a la fase no mojante se incrementa rápidamente ante pequeños incrementos de saturación de la fase no mojante por encima de la saturación de equilibrio. 6. La curva de km +kmnt indica la interacción entre las fases, siempre kmi +knifll < 1 debido a dos razones: a. La presencia de interfases y, por tanto, de energía interfacial y presión capi- lar.

Tipos de permeabilidad - I

Existen tres tipos de permeabilidad: 1. Absoluta o específica: es la conductividad de una roca o material poroso cuando está saturado completamente por un solo fluido. 2. Efectiva: es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o más fases están presentes y también se mide en darcy. Cuando dos o más fa- ses están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, como por ejemplo en un proceso de desplazamiento, la permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la satu- ración de la fase. 3. Relativa: es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base. Se pueden utilizar tres bases diferentes, dependiendo del uso de los cálculos:

Ley de Darcy para flujo lineal - II

sustituyendo las ecuaciones 3.26 y 3.27 en la ecuación 3.24, resulta la ley de Darcy generalizada para flujo lineal:

Ley de Darcy para flujo lineal - I

La característica de permeabilidad de un medio poroso es el resultado del descu- brimiento empírico realizado por el francés Henry Darcy en 1856. De acuerdo con la ley de Darcy, la velocidad de avan- ce de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcio- nal a la permeabilidad y al gra- diente de presión, e inversa- mente proporcional a la visco- sidad del fluido. Para el siste- ma que se presenta en la Figu- ra 3.16, la ley de Darcy en su forma más simple, puede es- cribirse: