PERMEABILIDAD RELATIVA, Kr

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

PETROFÍSICA

NOMBRE: Abigail Yaselga

CARRERA: Ing. Petróleos

PERMEABILIDAD RELATIVA, Kr

La interacción entre las dos fases durante el flujo se describe mediante la permeabilidad relativa, que es la relación entre la permeabilidad del medio para un fluido  en particular con una determinada saturación respecto de la permeabilidad máxima respecto de la misma fase, la que es obtenida cuando el medio poroso se encuentra totalmente saturado. Por lo tanto estas mediciones son usadas para describir el transporte simultáneo de dos o más fluidos a través de una roca de formación. El valor de la permeabilidad relativa puede variar entre cero y uno, debido a que las permeabilidades efectivas pueden variar desde cero hasta k. La permeabilidad relativa refleja la capacidad de una formación específica para producir una combinación de petróleo, agua o gas con mayor precisión que la permeabilidad absoluta de una muestra de formación, que se mide con un fluido monofásico, generalmente agua.

[pic 1] [pic 2]

Esta permeabilidad es un término que funciona para adaptar la ecuación de Darcy a las condiciones de flujo multifásico, que son es el movimiento de gas libre y de líquido, el gas puede estar mezclado en forma homogénea con el líquido o pueden existir formando un comportamiento donde el gas empuja al líquido desde atrás o encima de él, también puede darse el caso en el cual el líquido y el gas se mueven en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbación.

GRÁFICA DE PERMEABLIDAD RELATIVA VS SATURACIÓN DE AGUA [pic 3]

Los estudios realizados en rocas de formación muestran datos de permeabilidad en formas de curvas, representando de tal manera valores de permeabilidad relativa contra una saturación de fluido. Comúnmente este tipo de curvas son usados en pruebas de desplazamiento realizadas en laboratorio a partir de muestras de núcleos.

PERMEABILIDAD RELATIVA EN DOS FASES

En esta ocasión el sistema puede interactuar en dos fases, ya sea agua-gas o agua –aceite, esta se da cuando en un medio poroso interactúan dos fases conocidas como la fase mojante y la no mojante.

• Fase mojante: se adhiere más fácilmente a la roca, por lo general agua y petróleo.
• Fase no mojante: se adhiere poco o no se adhieren a la roca, comúnmente el gas    es considerado como la fase no mojante.

La distribución de las dos fases da como resultado permeabilidades relativas de fase mojante y no mojante. Las cuales dependerán de la siguiente manera:

Si la fase no mojante ocupa las gargantas de poro más grandes, las cuales contribuyen al flujo de fluido a través del yacimiento, una pequeña saturación de fase no mojante, reducirá drásticamente la permeabilidad a la fase mojante.

Si la mojante ocupa las gargantas de los poros más pequeñas con bajas saturaciones, y estas gargantas de poro no contribuyen al flujo, la presencia de una saturación de fase mojante pequeña, afectara la permeabilidad de la fase no mojante en una pequeña proporción.

PERMEABILIDAD RELATIVA EN TRES FASES

Es un sistema en donde coexisten tres fases de agua, gas y aceite, así como también la saturación de los mismos, la permeabilidad relativa de cada fase, en un sistema de tres fases se relaciona esencialmente a la saturación existente, es decir, la permeabilidad relativa a cada fase depende de sí misma, con excepción del aceite, ya que esta depende de las saturaciones de agua y gas.

Cabe mencionar que para la permeabilidad relativa del aceite se proponen aproximaciones debido a que es raramente conocida, basándose en estimaciones de la permeabilidad relativa en tres fases a partir de las otras dos permeabilidades, descrita por la siguiente ecuación: [pic 4][pic 5]

PERMEABILIDAD DIRECIONAL

Varía con la dirección del flujo por el medio poroso formado por un cambio en la estructura interna de la roca por acción de esfuerzos que han generado fracturas. Son comúnmente conocidas como secundarias puesto a que han  sido generadas luego del  proceso de formación de la roca.

Es de suma importancia su estudio, debido a que la mayoría de los yacimientos de hidrocarburo poseen permeabilidad direccional. A las estructuras que poseen este tipo de permeabilidad son consideradas como formaciones anisotropícas que son consideradas como la relación entre la permeabilidad horizontal y vertical existente en el reservorio, siendo la vertical menor que la horizontal.

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