Movimiento De Los Fluidos En Los Yacimientos De Petróleo Y Gas

Movimiento de los fluidos en los yacimientos de petróleo y gas
Capitulo 1
La permeabilidad de una roca completa siempre parece que han sido tratados con gran veneración atreves de la historia de la ingeniería de yacimientos. Se supone intrínsecamente correcta y toda la teoría y la practica esta orientada a acomodar esto desde un punto de vista común. De hecho, como se aseguro en todo elcapitulo, se trata de una actitud cuestionable y las curvas de las rocas nunca se usan directamente a menso que el problema sea de inundación de el yacimiento el cual tiene las dimensiones de un núcleo de tapón y esta lleno de aceite 17 cp., que es una condición rara encontrada en la practica.
CONCEPTO DE PERMEABILIDAD RELATIVA
La cita inicial se podría considerar sarcástica. Sin embrago, el análisisconceptual y numérico presentado después e este libro, demuestra que existe un alto grado de verdad en las palabras de DAKE.
Para comenzar de una manera ordenada, primero introducimos el concepto de permeabilidad relativa. Vamos a utilizar una forma sencilla y fácil de entender el modelo, omitiendo teoría complejas (es decir, utilizando solo las leyes físicas establecidas). Además este modelomostrara la dependencia que tienen las curvas de permeabilidad relativa sobre los efectos gravitacionales y el fenómeno de capilaridad.
PERMEABILIDAD DE LOS MEDIOS PORORSOS.
La ley de DARCY, llamada así por el ingeniero francés HENRY DARCY, describe las relaciones entre perdida de cabeza de presión y la tasa de flujo en un medio homogéneo poroso saturado con fluido monofásico, el cual se mueveatreves de ella.
En ausencia de gravedad y por geometría lineal, la tasa del flujo de fluido depende de:
* La geometría del sistema: Área (A) y longitud (L).
* Viscosidad del fluido (μ).
* Perdida de cabeza de presión atreves del medio (dP).
Los experimentos mostraron que, otras variables permanecen constantes, la tasa de (Q) es proporcional a A y dP e inversamente proporcional a μ yL, así:
Q = KA Δ P / (μL)………………………………………….. EQ 1.1
Donde la constante proporcional K es conicidad como permeabilidad y debe ser considerada una propiedad del medio poroso.
En otras palabras, cualquier cambio en una o más variables, en el lado derecho de la ecuación, lleva a un cambio en la tasa de flujo en fin de mantener el valor numérico de K.
Nota: la permeabilidad puede cambiar comoconsecuencia de la arcilla hinchada, la poca migración o el cambio neto sobre la carga de presión. Cuando esto ocurre, esto no significa un diferente K para el mismo medio poroso pero un cambio en el medio poroso, debido a esto la estructura del poro es alterada.
Una vez establecido firmemente que la permeabilidad es una propiedad del material poroso (no influenciada por el fluido, sistemageométrico o condiciones de flujo). podemos escribir la siguiente definición:
Permeabilidad es la capacidad de un medio poroso para conducir fluidos.
En una practica de laboratorio regular, la capacidad de conducción es determinada mediante la medición directa de cada una de las tasas de entrada y salida. Es decir, se evalúa la conducción atreves de inyección o capacidades de producción.
MODELOSIMPLIFICADO DE UN SISTEMA POROSO
Naturalmente ocurre que un medio poroso tiene complejidad, tortuosidad y la capilaridad interconectada nos impiden encontrar relaciones simples entre el fluido distribuido y la tasa de flujo. Para evitar ese problema, y ayudar a visualizar las características del flujo, podríamos utilizar una red capilar muy simple.
El modelo simplificado de capilaridad consiste en unprisma de base cuadrada con conducción capilar longitudinal. La conducción es paralela al eje longitudinal y no tiene una interconexión, la capacidad del flujo dispuesta es independiente de la presencia o del estado de los conductos vecinos.
Las figuras muestran solo una sección del modelo, perpendicular al eje longitudinal.
Para el desarrollo de cálculos numéricos, siguiendo los valores de...