Que Es Permabilidad Relativa

QUE ES LA PERMEABILIDAD RELATIVA?

http://www.agatlabs.com/spanish/content/relativepermeability.htm

El concepto de Permeabilidad Relativa es muy simple. Sin embargo, la medición y la interpretación 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 muchos más parámetros que la saturación de fluido. La temperatura, velocidad de flujo, historia de saturación, los cambios de mojabilidad y el comportamiento mecánico y químico del material de la matriz pueden todos jugar un papel en el cambio de la dependencia funcional de 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 mojante disminuyéndose) y los procesos de imbibición (fase mojante incrementándose).

Hay dos métodos básicos de obtener datos de Permeabilidad Relativa: estado estable o régimen 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 que la 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 el núcleo 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 desplazamiento inmiscible. 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.

http://modelaje-de-yacimientos.blogspot.com/2008/02/promedios-de-curvas-de-permeabilidad_3257.html

Los dos tipos de promedio (estacionario y no-estacionario) arrojaron resultados netamente diferentes por lo que en esta página se discutirá la validez y aplicabilidad de cada uno de ellos.

Los resultados principales de los dos desarrollos son los siguientes

1. La curva de permeabilidad relativa obtenida mediante un promedio en flujo no-estacionario es muy diferente de la curva propia de cada capa y no se obtiene por ninguna técnica simple de promediado.

2. La curva de permeabilidad relativa obtenida mediante un promedio estacionario es igual al promedio aritmético de las curvas propias de cada capa.

3. En ambos casos los puntos extremos del sistema obedecen a un promedio aritmético. Este punto es deducible a partir de lo indicado en el punto "2", dado que en los extremos de saturación se cumplen las condiciones de flujo estacionario: Lo que se inyecta es idéntico a lo que se produce pues sólo una de las fases es móvil.

Teniendo en cuenta que

la heterogeneidad del medio poroso es el resultado de la existencia de diferentes estructuras porales en el mismo, y asumiendo que cada una de estas estructuras tiene su propia curva de Permeabilidad Relativa podemos resumir aún más los desarrollos diciendo que:

• El método estacionario es el único que genera en forma automática un promedio simple de las curvas propias de cada estructura diferente del medio poroso.

Y este es el argumento principal que se emplea para dar preferencia a las mediciones de laboratorio empleando el método estacionario.

Sin embargo este argumento sólo es válido desde el punto de vista del tratamiento matemático de los resultados. Cuando tenemos en cuenta el comportamiento de los reservorio reales el análisis es netamente diferente.

En este caso (mediciones tendientes a caracterizar el reservorio), los argumentos válidos son los siguientes:

1. Los desplazamientos viscosos (únicos analizados en estos desarrollos) son no-estacionarios a escala de reservorio. En general se inyecta una fase (frecuentemente agua o gas) y se trata de producir otra (petróleo). De hecho, en neto contraste con la medición estacionaria, se trata de maximizar la diferencia entre lo que se inyecta y lo que se produce.

2. Si las muestras de laboratorio son heterogéneas, inevitablemente, también el reservorio es heterogéneo.

Y, dado que los puntos extremos obtenidos por vía de flujo no-estacionario son idénticos a los medidos en condiciones de flujo estacionario, cabe preguntarse

• ¿Cuál es la posible aplicación, a escala de reservorio, de las curvas obtenidas por el método estacionario?.

O, en forma genérica:

• ¿Cuál es la posible aplicación, a escala de reservorio, de las curvas obtenidas por promedio aritmético de las curvas propias de las estructuras que dan lugar a la heterogeneidad del sistema?.

El análisis de todo lo expuesto conduce a una plena coincidencia con la frase de L. Dake1, incluida al comienzo de estos desarrollos.

"... Bajo ninguna circunstancia debe realizarse la práctica habitual de "promediar" curvas de permeabilidad relativa. Conforme a esta práctica se grafican en forma conjunta familias de curvas normalizadas, posiblemente pertenecientes a tipos similares de roca de un reservorio ..., ... luego se traza "a ojo de buen cubero" o mediante un elaborado programa de computadora, las curvas "promedio" para la permeabilidad relativa al agua y al petróleo. Posteriormente, las curvas resultantes se emplean para describir los tipos de roca similares en los modelos de simulación. Lamentablemente no existe ningún principio físico que justifique tal procedimiento. Si se considerara necesario la realización de algún tipo de promedio (lo cuál no es cierto) parecería más apropiado realizarlo sobre la curva de flujo fraccional que tiene un mayor grado de realidad física - pero aún este procedimiento resulta difícil de justificar ...".

De modo que la respuesta genérica a la pregunta:

• ¿Cómo deben promediarse las curvas de Permeabilidad Relativa?.

Es la siguiente:

• Promediar matemáticamente las curvas de Permeabilidad Relativa carece de sentido físico, pues la propiedad de interés en los sistemas heterogéneos es la capacidad

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