Curvas de Permeabilidad Relativa Parte II.docx

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  Curvas de Permeabilidad Relativa Parte II: Validación de Datos Experimentales Marcelo Madrid Hace 1 año Yacimiento En un artículo anterior se trato el tema de introducción de las Curvas de Permeabilidad Relativa en cuanto a definición, correlaciones, factores por la cual pueden estar afectadas en su medición y un reconocimiento básico de la calidad de los datos. En el presente artículo de va analizar a fondo el proceso de validación de este dato que nos permiten describir el comportamiento de fl
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  Curvas de Permeabilidad Relativa Parte II: Validación de Datos Experimentales   Marcelo Madrid Hace 1 año Yacimiento En un artículo anterior se trato el tema de introducción de las Curvas de Permeabilidad Relativa en cuanto a definición, correlaciones, factores por la cual pueden estar afectadas en su medición y un reconocimiento básico de la calidad de los datos. En el presente artículo de va analizar a fondo el proceso de validación de este dato que nos permiten describir el comportamiento de flujo de fluidos dentro del medio poroso. Es importante entender los principios del método de medición de k r   a ser empleado a fin de usar los datos experimentales de manera correcta. El conocimiento de las debilidades y fortalezas de cada metodología es muy útil en la interpretación de los datos y el refinamiento de los resultados antes de que éstos sean empleados en la simulación.  Resulta conveniente señalar que la permeabilidad relativa de las rocas de yacimiento está asociada directamente con la mojabilidad de éstas, por lo cual un punto de partida en los análisis experimentales de k r   es la reproducción de las condiciones de mojado mediante la restauración adecuada de las muestras. Una vez restauradas las muestras se recomienda, en lo posible: a) utilizar los fluidos srcinales de yacimiento, b) usar muestras lo más grande posible para disminuir errores en la determinación de la saturación, c) emplear bajas tasas de flujo para disminuir efectos capilares, y d) realizar las pruebas a condiciones del yacimiento. 1. Consideraciones Importantes  Algunas consideraciones a ser tomadas en cuenta a la hora de analizar los resultados de permeabilidad relativa agua-petróleo son:  a) Para muestras con mojabilidad intermedia y alta permeabilidad, es difícil imponer altos gradientes de presión a través de ellas durante un desplazamiento no estacionario para reducir el efecto de las fuerzas capilares sin que el flujo se haga inestable, este problema puede minimizarse con el uso de núcleos compuestos.  b) Los resultados obtenidos en núcleos compuestos y núcleos largos generalmente son más reales en comparación con aquellos que se obtienen en núcleos pequeños. c) Se debe realizar un tratamiento cuidadoso de los datos obtenidos en pruebas que involucren el desplazamiento con muchos volúmenes porosos de agua, los cuales conducen a bajos valores de S or  , pero artificiales. d) Los resultados que se obtengan en núcleos muy heterogéneos o fracturados deben ser tratados de un modo especial. 2. ¿Qué saturaciones corresponden a las Curvas de Kr? Es importante tener en consideración la necesidad de trasladar la información de laboratorio a escala de yacimiento. Aunque parezca sorprendente la curva de k r   obtenida en los laboratorios no es apta para ser empleada directamente en un balance de materiales. Al decir no es apta , no se hace referencia a falta de representatividad, sino a que conceptualmente no es correcto emplear la curva de laboratorio para esa finalidad. Específicamente, si se imagina un yacimiento absolutamente homogéneo, del cual se extraen diez núcleos que resultan idénticos y cada núcleo se envía a un laboratorio diferente, y todos los resultados dan la misma curva de permeabilidad relativa (no importa si se habla de sistemas agua-petróleo o gas-petróleo), esa curva no es apta para ser usada directamente ni en un balance de materiales, ni en una celda cualquiera (o todas) de un simulador numérico. El desarrollo (y demostración) de las afirmaciones previas es muy extenso y no es el propósito de este trabajo. En alguna medida, el concepto de k r   se ha desvirtuado a partir de su concepción srcinal. Como suele ocurrir, el problema radica en la falta de interacción entre las partes que participan en la medición y empleo de las curvas de k r  . Es importante resaltar los siguientes aspectos:  a) La curva de permeabilidad relativa de laboratorio expresa la dependencia funcional entre saturación puntual de agua (y/o gas) y la capacidad de la roca para conducir cada fase cuando el desplazamiento es gobernado solamente por las fuerzas viscosas. b) La curva de permeabilidad relativa que acompaña un Balance de Materiales (en el yacimiento global o en una celda de un simulador numérico), expresa la dependencia funcional entre la saturación media   de agua (y/o gas) y la capacidad de la roca para producir cada fase cuando el desplazamiento responde al equilibrio de fuerzas capilares, gravitatorias y viscosas. La diferencia entre las curvas antes señaladas puede ser muy grande, por lo que los datos que se generan en el laboratorio deben emplearse de forma tal que sean de mayor utilidad para la caracterización de los yacimientos. Para entender el desarrollo de muchos conceptos relacionados con la generación y empleo de las curvas de permeabilidad relativa es necesario describir someramente la secuencia histórica del desarrollo tecnológico asociado. Tan pronto como quedó en evidencia que el mejor método de optimizar la producción de los yacimientos era el de profundizar en el conocimiento de los mismos, se vio que era necesario encontrar una relación funcional entre la saturación de fluidos en la roca y su capacidad de producción para las diferentes fases. El primer método de medición a escala de laboratorio, fue el método de estado estacionario, cuya secuencia de medición puede resumirse como ( Figura 1 ): a) Extracción de una muestra (tapón) en el núcleo seleccionado para estudio. b) Lavado de la muestra para eliminar el agua, petróleo y sales del medio poroso. c) Medición de la porosidad y permeabilidad al gas de la muestra. d) Colocación de la muestra en una celda de medición adecuada (celda triaxial). e) Inyección de las dos fases a estudiar empleando una determinada relación de caudales.  f) Continuación de la inyección de ambas fases hasta que la relación de producción sea idéntica a la relación de inyección. En este punto se calcula la permeabilidad a ambas fases mediante la ley de Darcy. g) Medición de la saturación de ambas fases en el medio poroso (por resistividad, Rayos X, ultrasonido o algún otro método calibrado). h) Cambio de la relación de inyección (aumentando la proporción de la fase con saturaciones creciente en el yacimiento) y se repite la secuencia. Fig. 1.  Etapas del método de estado estacionario para evaluar Kr
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