Corey

Corey -Modelo de permeabilidad Relativa Bifásico
Naylet Aguirre Alcalá
Palabras claves: permeabilidad relativa, saturación, gas, petróleo, fase mojante, fase no mojante, tortuosidad, presión capilar.
Resumen.
Corey (1954) desarrolló fórmulas para relacionar la permeabilidad relativa del petróleo y el gas en función de la saturación de líquido basándose en numerosas mediciones del flujo depetróleo y gas a través de los núcleos consolidados en rocas sedimentarias.
Como resultado de estos estudios Corey encontró a través las características de la curva 1/Pc2 vs Saturación, que la ecuación presentada por Burdine podía ser simplificada. La determinación de una serie de curvas de presión capilar en material poroso sedimentario y la inspección de otras mediciones indican unaaproximación cercana.
Una examinación de las curvas presión capilar-desaturación lo condujo a una aproximación cercana y de esa relación basada enteramente en la observación y de los resultados de Burdine sobre la naturaleza de la función de saturación-tortuosidad, una expresión permeabilidad relativa del petróleo y para el gas fue obtenida. De esta forma indica una relación directa entre lapermeabilidad relativa del petróleo y del gas, cuya validez se limita al depósito de materiales que no tengan grandes cantidades de material cementante, estratificación marcada o canales de gran solución.
Introducción
La permeabilidad relativa es una característica importante que rige el flujo multifásico en un medio poroso. La permeabilidad relativa es función de los sistemas de dos o más líquidos y elmaterial poroso y se usa para describir cuantitativamente el flujo simultáneo de las fases a través de un medio poroso. Depende de los niveles de saturación de fluidos, porque parte del espacio poroso en el medio poroso es ocupado por un líquido del sistema de fluido multifásico, de modo que el flujo de otro fluido se ve obstaculizada y reducida.
Para predecir el comportamiento de estos fluidosA. T. Corey, presentó en 1954, un modelo de para determinar la permeabilidad relativa de cada uno de los fluidos que fluyen a través de la roca reservorio, mediante la correlación de las curvas de permeabilidad relativa con la distribución del tamaño de poro.
Dicho modelo presenta un método para calcular la permeabilidad relativa del petróleo a partir de la relación observada con lapermeabilidad relativa del gas. Como resultado de la relación observada entre ambas permeabilidades en las numerosas mediciones por la técnica de presión capilar de laboratorio.
Basándose en la Ecuación de Kozeny-Carman y las propiedades de la presión capilar en función de la desaturación, Corey presenta una racionalización de la relación.
El propósito de este modelo es que la existencia de unarelación directa entre la permeabilidad relativa del gas y el petróleo contribuiría a una mejor comprensión del flujo de los fluidos en el medio poroso además de un ahorro de tiempo en el análisis de las muestras del yacimiento.
Modelo de Permeabilidad Relativa de dos fases
La permeabilidad de dos fases es obtenida generalmente en laboratorio a partir de núcleos representativos. En algunos casos nose cuenta con estos datos y son necesarias aproximaciones razonables. Estas aproximaciones son llamadas modelos cuando están disponibles en forma algebraica.
Antecedentes
Koxzeny - Carman muestran los primeros intentos por relacionar la conductividad de los fluidos en la roca porosa. De acuerdo con ellos la permeabilidad podía ser expresada como una función del producto de dos parámetros, unoevalúa la longitud efectiva del trayecto del líquido que fluye y el otro el radio hidráulico de los canales a través de los cuales fluyen los fluidos.
Burdine observó de las medidas de permeabilidad relativa que los parámetros de tortuosidad podrían ser aproximados por simples expresiones en términos de saturación de fluidos. Para toda permeabilidad relativa la ecuación de Burdine podía ser...