Porosidad Ruska

PRACTICA No. 4

PERMEABILIDAD AL GAS

VANESSA TOVAR

CÓD. 2003200574

ELIANA VELASQUEZ V

CÓD. 2003200909

MAYRA ALEXANDRA CASALLAS

CÓD. 2003201217

Presentado a:

Ing. RICARDO PARRA PINZON

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERÍA

INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

NEIVA

2006

ÍNDICE

1. OBJETIVOS

1.1 Objetivos Generales

1.2 Objetivos Específicos

2. MARCO TEÓRICO

3. PROCEDIMIENTO

4. TABLA DE DATOS

5. MUESTRA DE CÁLCULOS

6. TABLA DE RESULTADOS

7. ANÁLISIS DE RESULTADOS

8. FUENTES DE ERROR

9. RECOMENDACIONES

10. CONCLUSIONES

11. CUESTIONARIO

BIBLIOGRAFÍA

PRACTICA No. 4

PERMEABILIDAD AL GAS

OBJETIVO

 Determinar la permeabilidad absoluta de las muestras empleando el permeámetro de gas.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

 Encontrar una aplicación práctica de la ley de Darcy.

 Estudiar el efecto Klikenber en la muestra analizada en el laboratorio.

 Recordar conceptos básicos de permeabilidad y sus clasificaciones.

MARCO TEORICO

Principio

El permeámetro de gas mide la permeabilidad de corazones consolidados, haciendo fluir un gas de viscosidad conocida a través de la muestra. La presión de entrada se estabiliza y se mide en un manómetro de precisión, determinando la rata de flujo respectiva en un medidor de flujo. La permeabilidad se calcula a partir de la ley de Darcy; con los valores observados y las dimensiones de la muestra. La expresión matemática de esta ley es la siguiente:

Donde:

V= Velocidad aparente de flujo (cm/sg)

q= Tasa de flujo (cm3/seg)

A= Área perpendicular al flujo (cm2)

k= Permeabilidad (Darcy)

μ= Viscosidad (Cp)

dP/dL= Gradiente de presión en la dirección del flujo (atm/cm)

LA LEY DE DARCY

Henry Darcy haciendo estudios experimentales en medios porosos (exactamente filtros de arena) desarrolló la siguiente ecuación:

Donde Q es el caudal que pasa por el medio poroso, A es el área transversal de flujo (pero no es el área efectiva de flujo), ∆P es la caída de presión que origina el flujo, L la longitud del medio poroso y C es una constante que Darcy atribuyó al medio poroso. Como el fluido utilizado fue agua, cuya viscosidad es 1 cp aproximadamente a la temperatura del laboratorio; aparentemente no aparece en la ecuación anterior. La razón Q/A es llamada velocidad media aparente Um y se diferencia de la velocidad media real Vm, debido a que tiene en cuenta toda el área transversal del elemento poroso y no el área efectiva de flujo.

Posteriormente a través de experimentos con fluidos diferentes al agua con gradientes de presión no dependientes de los efectos gravitacionales determinó la ecuación:

Así, k es la permeabilidad de la roca, μ es la viscosidad del fluido en cp, dP/dL es el gradiente de presión en atm/cm y Um es la velocidad media aparente de flujo en cm/seg. La unidad de permeabilidad es llamada Darcy.

De acuerdo a lo anterior, ley de Darcy dice que la velocidad media aparente de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad

Un Darcy puede definirse como la capacidad de un medio poroso para permitir el movimiento de un fluido de un cp de viscosidad, que fluye con una velocidad media aparente de un cm/seg, por acción de un gradiente de presión de una atm/cm.

Las limitantes más importantes de la experiencia de Darcy son:

 Flujo en régimen laminar, es decir flujo a bajas velocidades.

 Fuerzas inerciales despreciables, comparables con los esfuerzos viscosos.

 Flujo incompresible o densidad función únicamente de la presión

 Flujo irrotacional y en una sola dirección

 Compresibilidad del medio poroso despreciable

 Flujo permanente y uniforme

 Flujo monofásico

 Que el fluido no reacciona con el medio poroso

TIPOS DE PERMEABILIDAD

Permeabilidad absoluta: Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es aire o agua.

Permeabilidad efectiva: Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidad efectiva es función de la saturación de fluidos, siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa: Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Esta medida es muy importante en ingeniería de yacimientos, ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso. La sumatoria de las permeabilidades relativas es menor de 1.0. A la saturación residual de crudo, Sor o a la saturación de agua connota, Swc se tiene que kf ≈kabs. Si un 2-3 % de fase no-mojante se introduce, esta se mete a los poros grandes y obstaculiza el flujo de la mojante (ver la sección de curvas de permeabilidades relativas). Si los poros fueran iguales, no habría obstáculos.

PROCEDIMIENTO

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