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Permeabilidad

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Academic year: 2020

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Podemos definir permeabilidad como la facultad que posee la roca para permitir que los fluidos contenidos en ella, se muevan a través de los espacios interconectados. Esta viene dada en función del tamaño, forma e interconexión 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 también de la continuidad da los poros y del grado de interconexión de los mismos.

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

LEY DE DARCY

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De acuerdo con la Ley de Darcy, “la velocidad de avance de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la permeabilidad y al gradiente de presión, 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 través de él bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un centímetro cúbico por segundo ( 1 CC/ seg.), por un área transversal de un centímetro cuadrado ( 1 cm2), por centímetro de longitud (cm.), bajo un diferencial de presión de una atmósfera(∆P=1 atm.).

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Figura.2 Unidad “DARCY”.

En los experimentos iniciales de Darcy, no se consideró la viscosidad del fluido como variable, debido a que trabajó con el agua cuya viscosidad 1 cp. Posteriormente MUSKAT junto con otros investigadores dijeron que la ley podía extenderse a otros fluidos desarrollando una ecuación para la industria petrolera; tomando en cuenta dicho parámetro. La expresión matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:

Donde:

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μ = viscosidad, (cps).

δP = gradiente de presión en la dirección del flujo, (atm/CMS).δL Nota: el signo negativo de la ecuación de Darcy, se debe a que la presión es medida en la dirección del flujo y el ∆P obtenido es la diferencia entre P2 menos P1.

Condiciones que debe tener un fluido según la Ley de Darcy para el cálculo de la Permeabilidad:

1. No es comprensible 2. Es homogéneo

3. No reacciona con el medio poroso 4. Es viscoso

5. Esta en equilibrio dinámico 6. Es lineal

7. Es isométrico 8. Es horizontal

9. La viscosidad es independiente de la presión

ROCAS PERMEABLES.

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que la mayor parte de los yacimientos, pertenecen a dos tipos principales:

Rocas detríticas arenas y areniscas, que presentan el 61% de los campos y contiene el 59% de las reservas mundiales. Son el resultado de la acumulación de los elementos arrancados a rocas preexistentes por la erosión, sedimentos “in situ” o trasportados a distancias variables por agentes diversos (glaciares, ríos, viento), cemento o no después de su deposición.

Rocas calcáreas, calizas y dolomías, menos abundantes y quizás menos exploradas totalmente que las rocas detríticas, representa sin embargo el 32% de los campos y tiene 40,2% de las reservas mundiales.

Las rocas que no pertenecen a estas dos categorías, 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 volcánicas y metamórficas.

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

61,70% 32%

6,30% Rocas Detriticas

Rocas Calcáreas

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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 dependerá el desplazamiento de los fluidos.

1. Tipos de Empaques: es el espaciamiento entre grano y grano y la distribución del mismo en el espacio. Para un tamaño de grano consolidado de forma esférica, la permeabilidad depende únicamente del empaque y esto a su vez tiene un efecto sobre la porosidad. Existen cuatro (4) tipos de empaques con diferentes valores de porosidad : Cúbico, Rombohedral, Ortorrómbico y Tetragonal

2. Material Cementante: formado por el cemento que une los granos entre si. Este material ligante puede ser transportado en solución cuando los sedimentos ya estaban depositados, otras veces es producto de la disolución de los mismos sedimentos, a vez puede ocurrir que este material sea incluido mecánicamente entre los poros de la roca. Los materiales cementantes más

59% 40,20%

0,80% Rocas Detriticas

Rocas Calcáreas

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comunes son el Sílice y carbonato de calcio, además de la Arcilla. El oxido de Hierro, bajo formas de hematinas y limonitas, es frecuentemente considerado cemento, muchas veces este reduce el número de poros haciendo disminuir la permeabilidad.

3. Geometría y Distribución de los Granos: La orientación de los granos sólidos, es sin duda más importante que la compactación. Afecta más directamente a la permeabilidad, pues los granos que constituyen a la roca, presentan variedad en su forma y tamaño, ocasionando de esta manera que los granos pequeños se introduzcan en los espacios vacíos de los granos más grande de la roca, reduciendo de esta forma la porosidad y en consecuencia la permeabilidad. Su acción varía en importancia según que los granos tengan o no forma alargada, lo que entraña una relación con la naturaleza mineralógica. 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 físicas de los almacenes, hay arenas que aunque alejadas del almacén ideal, pueden proporcionar una buena producción.

Del tamaño de los huecos donde circulan los fluidos, depende la permeabilidad y será por lo tanto, más elevada, cuando más grandes sean los mismos.

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reservorio, ocasionando una gran compactación que sella algunos poros de la roca, disminuyendo así la permeabilidad. 2. Humectabilidad: las características 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: Oleofílica (humectada por petróleo) o Hidrófilica (humectada por agua). Si es oleofilica, el petróleo se adhiere preferiblemente a la superficie de los granos expulsando el agua. Son pocos los yacimientos verdaderamente oleofilos. La mayoría de los yacimientos son hidrófilos, lo que implica que el agua connata se adhiere a la superficie de los granos. Esto es de esperarse si se considera que la mayoría de las rocas petrolíferas 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 hidrófila generalmente tiene una saturación de agua alta, mientras que una arena oleofina, ocurre todo lo contrario, tiene una saturación de agua connata baja

3. Arcillosidad: la cantidad, distribución y clase de arcilla presente en la roca de acumulación tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad del líquido especialmente, si el fluido reacciona con la arcilla.

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su vez, por el efecto del desplazamiento de las moléculas y por la presencia de líquidos 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 partículas cristalinas muy pequeñas, 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 razón 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 partículas de arcillas se hidratan en presencia de agua y restringen su flujo para determinados gradientes de presión.

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

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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 estén interconectados unos con otros (porosidad efectiva) para permitir el paso del petróleo y/o del gas a través de la roca. Esta condición permite que exista permeabilidad permitiendo de esta manera el desplazamiento de los fluidos a través de los estratos, mientras mas rutas existan a través del material rocoso mayor es la permeabilidad de esta, tal permeabilidad depende del tipo de fluido, su composición, densidad, viscosidad apropiada y la existencia de gradientes de presión, para lograr el flujo de los hidrocarburos a través del medio poroso interconectado.

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

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

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los granos, su forma, el escogimiento, el cual es el parámetro 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 tamaño. Cuando existen granos de mayor y menor tamaño, 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 así poder esperar una optima recuperación.

El ejemplo mas común de roca porosa y permeable, que además forma la mayoría de los almacenes de petróleo 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.

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oponen a los movimientos de los fluidos no la hacen apta para trasladarlos. Si se llevan sobre un gráfico, en función de los valores de porosidad de las mismas muestras, la dispersión de los puntos de muestra claramente la ausencia de relación directa y constante entre las dos características. Para un mismo valor de permeabilidad 1 md, por ejemplo, la porosidad varía entre 6 y 15%. Se nota solamente una tendencia general hacia un aumento de la permeabilidad cuando aumenta la porosidad.

Para el ingeniero de petróleo la permeabilidad tiene mayor importancia que la porosidad. Se han vista a menudo, rocas porosas impregnadas de petróleo, incapaces sin embargo de producir por falta de permeabilidad. Es por lo que se utilizan procedimientos como la fracturación y acidificación que abren fisuras en las rocas, aumentando el tamaño de las preexistentes, o incluso más sencillamente, las limpian de los escombros arrastrados por los fluidos de perforación, facilitando la circulación del petróleo o del gas, y por consiguiente la explotación.

TIPOS DE PERMEABILIDAD.

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

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permeabilidad es función de la saturación del fluido considerado, y como es lógico suponer, será siempre menor que la permeabilidad absoluta. La permeabilidad efectiva de una roca depende no solo de las características intrínsecas de la misma, sino también de los fluidos y de las proporciones relativas de estos poros.

Permeabilidad relativa (Kri): se refiere a la relación entre la efectiva y la absoluta. Esta permeabilidad también es función de la saturación del fluido (i=petróleo, gas o agua) y siempre será menor o igual a la unidad.

Permeabilidad klinkenberg: también denominada como permeabilidad equivalente a líquidos, es aquella que se obtiene mediante la extrapolación a presión infinita de la permeabilidad al aire medida a diferentes presiones promedio. La mayoría de las permeabilidades medidas en el pasado han sido permeabilidades al aire, las cuales resultan muy optimistas especialmente en litologías de baja permeabilidad, por consiguiente es razonable utilizar las permeabilidades klinkenberg en lugar de la permeabilidad al aire.

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a los planos de estratificación) debe ser además reducida por la laminación de limo/lutita en arenas o estilotitas en carbonatos. El proceso de análisis de todo el diámetro puede medir la permeabilidad en direcciones conocidas. Por ejemplo técnicas tipo tapón son primordialmente orientadas horizontalmente.

PROPIEDADES RELACIONADAS CON LA PERMEABILIDAD. 1. Saturación.

2. Historia de Saturación (histéresis). 3. Distribución del tamaño de los poros. 4. Humectabilidad de la matriz de la roca. 5. Temperatura.

Saturación: se define la propiedad de la roca de estar impregnada por algún tipo de fluido con los espacios porosos llenos hasta la capacidad. El efecto de saturación es bien conocido y puede observarse que en la medida que aumenta la saturación, incrementa la permeabilidad relativa hasta alcanzar un valor máximo a la saturación máxima de la fase.

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como DRENAJE O DESATURACIÓN 8 ejemplos: desplazamiento de agua por petróleo o de petróleo por gas). Si los datos de Kr son obtenidos aumentando la saturación de la fase mojante el proceso es llamado de IMBIBICIÓN O RESTAURACIÓN (ejemplos: desplazamiento de petróleo por agua o de gas por petróleo). Los valores de Kr a la fase mojante de un proceso de imbibición 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 inmóvil.

La histéresis 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 saturación es un factor bastante importante que debe tenerse presente cuando se va a estudiar:

Conificación de agua y gas.

Inyección de agua en presencia de gas libre.

Efecto del gas atrapado sobre la saturación residual de petróleo.

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CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA HISTÉRESIS.

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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 recuperación adicional. Una mala escogencia de las correlaciones de permeabilidad relativa produce errores graves en los cálculos de recobro.

El índice de distribución del tamaño de los poros, λ, ha servido para correlacionar curvas de permeabilidad relativa de diferentes formaciones.

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CURVAS DE KR PARA YACIMIENTOS OLEÓFILOS E HIDRÓFILOS.

En los yacimientos oleófilos, el petróleo fluye con mucha mayor dificultad a través de los poros que en los yacimientos hidrófilos y esto trae como consecuencia que bajo las mismas condiciones de desplazamiento el recobro d petróleo sea mayor en los yacimientos oleófilos que en los hidrófilos.

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Condición 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 revisión de literatura sobre los cambios de temperatura de las propiedades petrofísicas de las rocas saturadas con petróleo y agua, llegaron a las siguientes conclusiones:

- La saturación residual del petróleo disminuye y la saturación irreducible de agua aumenta con un incremento de temperatura.

- A medida que aumenta la temperatura ocurre considerable incremento en la permeabilidad relativa al petróleo y una disminución en la permeabilidad relativa del agua.

- Al aumentar la temperatura, el agua humecta en mayor grado la roca del yacimiento.

- La histéresis entre las curvas de drenaje e imbibición disminuye con el aumento de temperatura.

EFECTO KLINKENBERG.

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que cuando un líquido fluye a través de un medio poroso las moléculas adyacentes a las paredes quedan inmovilizadas por las fuerzas de atracción y por lo tanto su velocidad es cero. En cambio, cuando fluye un gas estas moléculas adyacentes a las paredes tienen cierta velocidad, que depende en parte del camino libre medio de las moléculas del gas.

La influencia que este fenómeno tiene sobre la permeabilidad, depone la relación entre el camino libre medio de las moléculas y el radio promedio de los canales capilares de que está compuesto el medio poroso. La relación entre la permeabilidad observada se hace menor a medida que aumenta la permeabilidad de la muestra, la presión media y el peso de la s molécula de gas.

Cuando se usa un gas determinado para medir la permeabilidad de una muestra específica, el efecto de la presión se puede presentar en función de la presión media (Pm) mediante la siguiente relación:

Ka: Kω. (1 + b/Pm)

Donde:

Ka: Permeabilidad al presión media, Pm. Kω: Permeabilidad usando un líquido.

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Las investigaciones de Klinkenberg tienen un gran valor práctico ya que permite obtener el valor verdadero de la permeabilidad de una roca usando un gas. Cuando se usa un líquido, se presentan problemas para saturar completamente un fluido, mientras que con un gas sólo 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 núcleo, se refiere a la permeabilidad al aire seco bajo una presión atmosférica. El movimiento de fluidos se establece a través del núcleo, aplicando una determinada presión diferencial a lo largo del mismo.

Además debe conocerse la viscosidad del aire o fluido empleado a la temperatura del laboratorio. Los datos conocidos del núcleo son la longitud a la sección transversal.

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

Debido a que las muestras son cilíndricas se emplea el método de Fancher, el cual consiste en insertar el núcleo dentro de un tapón ahusad de caucho blando provisto con un hueco en el centro cuyo diámetro es poco más pequeño que el diámetro 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 determinación de la permeabilidad pase por los lados de la muestra.

Otro método utilizado es el método de Hassleri; éste consiste en un tubo de caucho dentro del cual se coloca la muestra. Aplicando presión entre el tubo de caucho y uno metálico, el caucho sepa los lados laterales del núcleo como el caso anterior.

Para los núcleos la permeabilidad muy baja, se puede emplear un medidor de flujo bastante práctico el cual consiste en una burbuja móvil de jabón dentro de una bureta graduado de titulación.

En general, para determinar la permeabilidad en el laboratorio se necesita un equipo completo el cual consta de las siguientes partes:

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- Manómetros para medir las presiones de entrada y salida.

- Válvulas y reguladores adecuados para controlar la tasa de flujo.

- Equipo para medir l volumen del fluido saliente, bien sea flujómetro capilar, medidor de la burbuja de jabón móvil, etc.

- Termómetro para medir la temperatura del fluido durante la prueba.

- Agente secador para eliminar la humedad del fluyente. - Cronómetro, calibradores para medir las muestras, un barómetro y un abastecimiento suficiente de gas va sea aire comprimido, nitrógeno embotellado en cilindro, etc.

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

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Obstrucción resultante del hinchamiento de arcillas y material de cementación ó partículas que se encuentran en suspensión en el líquido.

Atropamiento de aire como resultado de una saturación líquida incompleta antes de la prueba.

Para medir la permeabilidad de una muestra, cuya sección 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 núcleo se ha preparado en esa forma, se aplica una presión diferencial a lo largo del núcleo y se determina la tasa de flujo de aire a través 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 ecuación:

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

Donde:

q0: Es la tasa de flujo a la presión de salida (P2) qa: La tasa promedio de flujo.

La viscosidad del aire a la temperatura ambiente T (En grados centígrados) se puede calcular con la siguiente relación:

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Donde:

μ= Es la viscosidad en cp.

Esta relación es válida para temperatura entre 10 y 50°C.

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

K= qa*μ¡/(P1 + P2)*A

Donde

A: Es la sección transversal de la muestra.

Si q se mide en CC y la presión 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 Núcleo: la preservación es el proceso mediante el cual, los núcleos o cualquier tipo de muestras tomadas de un pozo son aisladas del medio exterior para ser protegidos de los agentes físicos y químicos que puedan de una u otra forma alterar las condiciones naturales de las rocas o los fluidos que ellas contienen.

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reduciendo la permeabilidad, por lo tanto se recomienda emplear fluidos del yacimiento o líquidos sintéticos del yacimiento son generalmente preferidos.

- Cambios de Presión: Las alteraciones de los núcleos resultan en la pérdida de presión de confinamiento durante el recobro del núcleo, por esta razón se recomiendan que las pruebas de los núcleos pueden ser conducidas aplicando un rango de presión neta de sobrecarga.

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

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

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Las moléculas de líquido en el centro del espacio poroso se mueven a más 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 presión existente durante el tiempo de medición (3)

METODOS PARA MEDIR LA PERMEABILIDAD ABSOLUTA.

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

Las medidas se pueden agrupar en dos categorías diferentes:

Los métodos directos: Que operan sobre la muestra.

Los métodos indirectos: Que proceden por interpretación de datos físicos medidos en sondeos.

Métodos Directos:

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Los riesgos de error, pueden proceder del hecho de que la muestra examinada, no está en su medio normal y ha sido sometida a diversos tratamientos, tales como descomposición, lavado, desecación, etc. En el límite de las medidas sobre muestra de roca, no consolidada o poco consolidada, no presentan más que un valor indicativo bastante alejado de la realidad. En el caso de las rocas consolidadas, existe más 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 características, de la matriz, siempre inferiores a las rocas en su conjunto.

Para solucionar en parte es inconveniente, se ha perfeccionado aparatos que efectúan las medidas sobre trozos completos de testigo y no sobre los “ripios” de pequeño tamaño.

Ente las técnicas directas destacan:

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y así determinar la permeabilidad. En el caso de los gases los valores de permeabilidad deben ser ajustados al equivalente de permeabilidad de líquidos por el método de Klinkenberg. Esta corrección no es grande y usualmente es despreciable.

Utilizando Líquidos: La permeabilidad absoluta de un núcleo se determina haciendo fluir a través de el un líquido de viscosidad conocida cuando está saturado al 100% de ese líquido. A través del núcleo seco puede hacerse fluir aire, o algún líquido (aceite, petróleo o agua) siempre que el núcleo esté saturado de él. El agua no se usa para hallar permeabilidad, pues puede causar hinchazón de las partículas de arcilla en el núcleo y por ende reducir la permeabilidad. La ecuación utilizada es la de Darcy.

Los instrumentos utilizados son los siguientes: - Permeámetro Stondart.

- Permeámetro Ruska Universal. - Permeámetro de gas.

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Donde:

Kg: Permeabilidad al gas, (mD)

qa: Rata de fkyhi de gasm (CC/seg., a condiciones atmosféricas).

P P P P x

C a a

   ) ( 2 1000 2 1 

μa: Viscosidad del gas seco, (cps).

P1 – P2 = ∆P: Diferencial de presión, entre la cara anterior y posterior de la muestra.

Pa: Presión atmosférica.

Métodos indirectos:

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

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Durante las etapas de la prospección procedentes a la ejecución de los sondeos, las medidas se efectúan corrientemente en las muestras observas en superficie. Es necesario no atribuirles otro valor que el indicativo, pues la alteración de superficie, es necesario no atribuirles otro valor que el indicativo, pues la alteración de superficie, modifica las características de la muestra, aumentando los valores (disolución, lavado) o disminuyéndolos, esta puede determinarse mediante correlaciones o métodos indirectos como los siguientes:

Correlaciones de permeabilidad en función 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 presión capilar demuestra como la permeabilidad puede deducirse usando las curvas de presión 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 restauración de presión en los pozos.

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Determinación de la permeabilidad absoluta.

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

Correlación empírica.

Se expresan analíticamente:

108 . 0 55 ,

5 

K

f

Donde:

F= Factor de formación Ф= Porosidad en fracción K= Permeabilidad.

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Correlación petrofísica.

Otro procedimiento para determinar la permeabilidad por medio de registros eléctricos se basa en la observación que por encima de la zona de transición, la saturación de agua existente es una función de porosidad y permeabilidad de acuerdo con la siguiente relación empírica:

Swir k

3 250 2

1 

Donde:

Swir: Saturación de agua irreducible.

La porosidad y la saturación de agua se pueden obtener de núcleo o de la interpretación de registros eléctricos.

Método de Tixier.

La determinación de la permeabilidad por este método requiere de tres condiciones:

La formación del yacimiento debe ser razonablemente uniforme a través de la zona productora es decir, la porosidad debe ser homogénea en toda su extensión.

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C k Fk

de que existe saturación de gas o petróleo en una formación de litología uniforme.

La resistividad de la zona saturada 100% de agua debe ser conocida a partir de medidas directas de perfiles o por evaluación de lfactor de formación. Por lo tanto, el método el método aún puede ser empleado si el pozo penetra o no la zona de agua. Sin embargo, si el pozo penetra en la zona acuífera es necesario conocer la profundidad a que se encuentre el nivel hidrostáctico. De los estudios empíricos de información capilar realizados por Hassler y colaboradores. Tixier demostró que:

Donde:

K= Permeabilidad en mD

C= Tiene un valor promedio de 20.

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

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Método de Equilibrio Capilar:

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

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

Método dinámico

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Este método fue introducido por Morse y Colaboradores (1947); el procedimiento exige flujo simultáneo de una mezcla de dos fluidos altamente dispersada dentro de un núcleo montado y sellado en una camisa plástica. Las saturaciones se miden en la parte central por medio de una curva relativa de conductividad eléctrica.

Las presiones se miden en la fase no humectante (aire) con manómetros de mercurio o agua entre los extremos de la sección central. Un modo más exacto de medir la saturación consiste en determinar el peso del núcleo ya que la conducción eléctrica es una función de la distribución de la saturación de agua.

Una dificultad presentada en el método dinámica es el de obtener contacto capilar entre las secciones del núcleo. El uso del papel de sede entre las secciones ha sido bastante efectivo y aun así se necesita gran presión en el equipo.

Método de empuje por gas en solución.

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

Desplegación gradual y desplazamiento con petróleo muerto

Cuando la liberación de gas ha creado la saturación de gas deseada, se inyecta en el núcleo petróleo muerto a una rata muy lenta. Esta rata se mide y de allí se determina la permeabilidad relativa al petróleo. La caída de presión a través del núcleo permite calcular la permeabilidad efectiva al petróleo a la saturación existente de gas.

Desplegación continúa

Fue diseñado para medir la permeabilidad relativa de núcleos grandes, en particular en rocas de acumulación de carbonato. En este procedimiento los núcleos se saturan con petróleo vivo de punto de burbujeo igual a 200 lb./pulg. aproximadamente. Luego a la salida del núcleo la presión se reduce hasta obtener producción de petróleo y gas a una presión atmosférica.

Definición de Facie Sedimentaria:

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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, según sus características litológicas, biológicas y de huellas fósiles de organismos, respectivamente. En el Apéndice A se definen cada una de las facies presentes en la siguiente figura:

Facie S Facie S3 Facie S11 Facie S2 Facie S3-1 Facie S3-B Facie 11-B Facies Arenosas

Facie L Facie C Facie ST Facie LB Facie H

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GLOSARIO.

ACUÍFERO: Formación permeable en el subsuelo a través de la cual el agua se desplaza libremente.

AGUA CONNATA: Agua atrapada en los sedimentos durante el tiempo de la deposición de estos.

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

API: Siglas del AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE, organismo especializado, entre otras cosas, en el establecimiento de normas técnicas para la industria petrolera.

CONDENSADO: Hidrocarburo ligero, líquido a las condiciones normales de temperatura y presión en boca del pozo, pero gaseoso en el yacimiento.

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propósito de venta. Las condiciones más usadas en la práctica son 14,7 Lpca y 60 oF.

CRUDO: Petróleo sin Refinar. Se habla comúnmente del “petróleo Crudo”.

EMPUJE: Es la fuerza que hace posible la expulsión de hidrocarburos desde los yacimiento a través de los pozos; impulsión.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN: Es el mecanismo de producción más corriente y generalmente contribuyente a la producción de la gran mayoría 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 disminución de presión la cual origina una expansión de los fluidos liberándose los hidrocarburos livianos disueltos en el petróleo (gas) y ocupando el lugar del fluido producido.

EMPUJE POR SEGREGACIÓN: Energía que contribuye al recobro de petróleo debido a la expansión de la capa de gas. El contacto gas-petróleo se mueve a medida que el yacimiento produce.

(41)

ESTRATO: Manto, horizonte, unidad definida de roca.

FACTOR VOLUMÉTRICO: Es la relación existente entre el fluido (petróleo, gas, agua) a condiciones del yacimiento y a condiciones normales.

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS: Es el factor que representa el volumen de gas libre, a presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de gas libre a condiciones normales. Se expresa como Bg y sus unidades son barriles de yacimiento (BY) por pié cúbico de gas (PCN).

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO: Es un factor que representa el volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. Se expresa como Bo y sus unidades son (BY) por (BN).

FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL: Es un factor adimensional que representa el volumen en el yacimiento a la determinada presión y temperatura, de la unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales más su gas original en solución (a presión de burbujeo). Se expresa como Bt y sus unidades son (BY) por (BN).

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FACTOR DE MERMA: Es el inverso del factor volumétrico del petróleo, es decir, barriles normales por barril de petróleo a condiciones de yacimiento.

FLUIDO: En general, sustancia cuyas moléculas pueden moverse una respecto a las otras. El petróleo es un fluido y su comportamiento físico en los yacimientos es predecible. El gas natural también es un fluido.

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

FLUIDO NATURAL: Rendimiento de un pozo por la fuerza propia del yacimiento. Por lo general, la producción 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 solución homogénea capaz de mantener su estado líquido.

(43)

GAS SECO: Gas residual proveniente de la refinación del gas natural húmedo. Su composición varia de acuerdo con el proceso de refinación, pero básicamente esta constituido por metano y etano.

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

IN SITU: En el sitio, locución latina.

INYECCIÓN: Envío de algún fluido por un pozo al yacimiento, a presión para llegar a un fin determinado, como por ejemplo controlar un reventón realizar una cementación o adelantar u programa de recuperación 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.

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

PETROGRAFÍA: Estudio microscópico de las rocas, su composición mineralógica, clasificación, textura, estructura y petrogénesis.

POROS: Espacio creado por el contacto y agrupación de los granos que conforma una roca.

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

POROSIDAD EFECTIVA: Relación 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 mecánicamente desde la superficie en los yacimientos. A medida que se avanza se protege el pozo con tuberías de revestimiento, los pozos generalmente fluyen por su propia fuerza, pero luego deben ser ayudado por un balancín u otro método de producción.

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prácticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas. Para propósitos prácticos puede considerarse 100% líquido y la composición del líquido es la misma que la composición del sistema.

PRESIÓN DE BURBUJEO: Es la presión de un sistema en el punto de burbujeo.

PRESIÓN DIFERENCIAL: Es la diferencia entre la presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo fluyente.

ROCA MADRE: Es la sección estratigráfica de una cuenca sedimentaria que preferencialmente genera hidrocarburo en magnitud significativa.

ROCA RESERVORIO: Son los horizontes del subsuelo capaces, por sus características petrofísicas, de contener hidrocarburos y de liberarlos. Trampa.

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

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SATURACIÓN CRÍTICA DE GAS: También se le conoce como saturación de gas en equilibrio. Es la saturación máxima alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presión 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 través de los canales de la roca.

SATURACIÓN RESIDUAL DE GAS: Es la saturación del gas en el yacimiento en el momento de abandonar el yacimiento.

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

YACIMIENTO VOLUMÉTRICO: Es el yacimiento de petróleo cuyo volumen permanece constante.

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FACTORES DE CONVERSION.

MEDIDAS DE PERMEABILIDAD 1 Darcy = -1 milidarcy

1 milidarcy = 0,001 Darcy

MEDIDAS DE LONGITUD Metro

(m)

Kilómetro (Km)

Milla Yarda Pie Pulgada

1 0,001 6,2137*10-4 1,0936 3,2808 39,37

MEDIDAS DE MASA Gramo (g) Kilogramo (Kg) Tonelada Métrica (Tm)

Onza Grano Libra

1 1*101-3 1*10-6 3,527*10-2 15,432 629*10-3

MEDIDAS DE PRESION

Kpa Atm MmHg Pie de

agua

Kg/cm2 Psi

1*10-3 9,869*10-3 7,50 0,3347 0,1020 0,14504

MEDIDAS DE VOLUMEN

Litro (L) Metros Pulgadas Pie3 Galón

USA

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BIBLIOGRAFÍA

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PERZ, R. “Guía Práctica De Yacimientos I.” Escuela De Ingeniería De Petróleo. 1998.

BARBERILL, Efraín E. “Pozo Ilustrado”. Ediciones FONCIED, Caracas 2001.

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Referencias

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