deber recuperacion secundaria

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UNIVERSIDAD ESTATAL PENINSULA DE SANTA ELENA

Nombre: Mayra Alejandra Ortiz Rodríguez.

Recuperación Secundaria

VARIACION DE LA PERMEABILIDAD COMO FUNCION DE LA SATURACION

El concepto de Permeabilidad Relativa es muy simple. Sin embargo, la medición y lainterpretación de la permeabilidad relativa versus las curvas de saturación no lo es. Por

ejemplo, hay evidencia de que la permeabilidad relativa puede ser una función de muchosmás parámetros que la saturación de fluido. La temperatura, velocidad de flujo, historia de

saturación, los cambios de mojabilidad y el comportamiento mecánico y químico delmaterial de la matriz pueden todos jugar un papel en el cambio de la dependencia funcionalde la permeabilidad relativa en saturación. La mejor definida de estas dependencias es la

variación de la permeabilidad relativa con la historia de saturación; las curvas de

permeabilidad relativa muestran histéresis entre los procesos de drenaje (fase mojantedisminuyéndose) y los procesos de imbibición (fase mojante incrementándose).

Hay dos métodos básicos de obtener datos de Permeabilidad Relativa: estado estable orégimen permanente y estado inestable o régimen variable. Para el método de estado estable

y un sistema de dos fluidos, las dos fases se inyectan a cierta relación volumétrica hasta quela caída de presión a través del núcleo y la composición del efluente se estabilicen. Las

saturaciones de los dos fluidos en el núcleo son luego determinadas, típicamente pesando elnúcleo o realizando cálculos de balance de masa para cada fase. La Permeabilidad Relativa

se calcula de las ecuaciones de flujo.

El método de estado inestable está basado en interpretar un proceso de desplazamientoinmiscible. Para un sistema bifásico, un núcleo, en estado nativo (preservado) o restaurado

a las condiciones de saturación que existan en el yacimiento, se inunda con una de las fases.Típicamente la fase de la inundación es agua o gas puesto que en el yacimiento una u otra

de estas fases desplaza el aceite.



y La capa superior posee una permeabilidad efectiva al petróleo encondiciones de Swirr "Ko[Swirr]" de 90 mD, en tanto que la capa inferior posee una permeabilidad de 10 mD, en las mismas condiciones. Elconjunto posee una permeabilidad de 50 mD.

y La curva que se muestra en la Fig. 2, como ya se estableció, es la misma

para ambos niveles.

Fig. 2 - Curvas de Permeabilidad Relativa Agua-Petróleo para cada una de las dos capas

Con la curva de permeabilidad relativas en el grafico entre agua y el petróleo podemosidentificar cuatro puntos importantes:

Sw (saturación de agua connata)

Soc.(saturación critica del petróleo)Kro(permeabilidad relativa del petróleo en el punto de swc)

Krw(permeabilidad relativa del agua en el punto de soc)



Para determinar la permeabilidad por medio de la porosidad y la saturación de agua

intersticial por encima de la zona de transición agua-petróleo para reservorios de

rocas clásticas de origen mecánico, utilice la figura 2.2. La porosidad se la puede

determinar; de un registro de densidad, sónico y/o neutrónico; y la saturación de

agua irreducible por medio de la ecuación 2.1 de Archie para formaciones limpias

con ayuda de un registro de resistividad.

t

W R

R

R F S

d

d!



Donde:

FR : Factor de formación (m

a J )

R´w : Resistividad del agua intersticial

R´t : Resistividad total (roca, agua e hidrocarburos)

FIGURA 2.2. RELACIÓN ENTRE PERMEABILIDAD, SATURACIÓN, Y

POROSIDAD



2.1. Correlaciones

Corey.- Esta correlación requiere de limitados datos de entrada (desde que la

saturación residual es el único parámetro para desarrollar un set de curvas de

permeabilidad relativa) y esto es medianamente preciso para medios porosos

consolidados con porosidad intergranular.

Las ecuaciones de Corey sirven a menudo para calcular la permeabilidad relativa de

reservorios sujetos a procesos de drenaje o a una inyección externa de gas. Este

método de cálculo fue derivado de los conceptos de presión capilar y en realidad en

ciertos casos, es aproximadamente una función lineal de la saturación efectiva

sobre un rango considerable de saturaciones. En base a esta observación y a la

respectiva naturaleza de la función tortuosidad-saturación, se derivaron las

siguientes expresiones:

22

111 ¼

½

»¬«

¼

½

»¬«

!

LR

LR L

LRm

LR L

rg S

S S

S S

S S k 2.2

4

1¼½

»¬«

!

LR

LR L

roS

S S k 2.3



Donde SL es la saturación total de líquido es igual a (1 - Sg); Sm es la saturación

mínima (en fracción) de petróleo en la cual la fase de gas es discontinua; y SLR es la

saturación residual de líquido expresada en fracción.

Corey y Rathjens estudiaron el efecto de la variación de la permeabilidad en un

medio poroso sobre el valor del factor Sm en las ecuaciones de Corey. Confirmaron

que Sm es esencialmente igual a la unidad para un medio poroso uniforme e

isotrópico: sin embargo, se encontró que los valores de Sm son mayores a uno

cuando hubo estratificación perpendicular a la dirección del flujo y menos de la

unidad en presencia de estratificación paralela a la dirección del flujo. También

concluyeron que las permeabilidades relativas al petróleo fueron menos sensitivas a

la estratificación que las permeabilidades relativas al gas.

La ecuación de permeabilidad relativa gas-petróleo sirve a menudo para prueba,

extrapolación, y para suavizar datos experimentales. Es también una expresión

conveniente que puede ser usada en la simulación por medio de programas

adecuados del comportamiento de reservorios.

Pirson.- Propuso las siguientes ecuaciones para hallar la permeabilidad

relativa al agua y al petróleo:

221*

t owrwR RS k dd! 2.4

y



21 wmro S k ! 2.5

donde Swm es igual a or irr irr S S S S 1 ; Sw* es

wirr wirr wS S S 1 ;

R´o y R´t son las resistividades de la formación saturada completamente con

agua y la verdadera, respectivamente.

Jones.- Planteo relaciones matemáticas para permeabilidades relativas en

sistemas agua-petróleo y agua-gas en función de Sw y Swi, donde Sw y J se

puede determinar de registros de pozos, y Swi de un grafico Sw-J , las

ecuaciones son las siguientes:

3*

wrwS k ! 2.6

2

9.0

9.0¼½

»¬«

!

wi

w

ro

S

S k 2.7

donde Sw* es el mismo del método anterior.

Knopp.- Desarrollo una correlación de 107 pruebas experimentales de

relaciones de permeabilidad relativa gas-petróleo en núcleos de Campos de

Venezuela. Los cores se extrajeron de arenas consolidadas y no-

consolidadas con permeabilidad y porosidad altas; se utilizo el procedimiento

de inyección de gas de Welge para la determinación de k rg/kro. Se estableció

una sola correlación para reactivar la saturación de agua como un parámetro



correlacionante. La correlación más probable de curvas de krg/kro se muestra

en la figura 2.3.

FIGURA 2.3. CORRELACIÓN DE KNOPP

La comparación de la correlación de Knopp con valores experimentales es

más confiable cuando la geometría media del grupo de curvas krg/kro para un

reservorio dado o un grupo de muestras se compara con la correspondiente

curva más probable de la correlación. Además sugirió un procedimiento para

desarrollar similares aproximaciones para otros tipos de formaciones.



Una comparación entre las correlaciones de Knopp, de Corey y de Wahl para

una saturación de agua del 15% se muestra en la figura 2.4.

FIGURA 2.4. COMPARACIÓN DE LAS CORRELACIONES

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