Descripción de Flujos Multifásicos en Sistemas Dominados por las Fuerzas
Viscosas
por M. Crotti (Última modificación - 15 de mayo de 2001).
En las páginas: Un Análisis Especial de la
Ley de Darcy, La ley de Darcy en Flujos
Multifásicos y Solución Conceptual.
se desarrollaron las bases para describir el flujo multifásico respetando el
comportamiento físico de los sistemas reales. Como resultado de dichos
desarrollos se evidenciaron algunos errores conceptuales asociados al uso regular de las
curvas de KR. También se mostró la necesidad de definir y manejar dos nuevos términos con significado físico y
práctico para la caracterización de reservorios. A
modo de repaso de todo lo dicho, los
pasos que conducen a la situación mencionada pueden resumirse de la siguiente
forma:
- La
curva de KR está unívocamente ligada a la ecuación de Darcy para la
descripción de flujos multifásicos.
- La
ecuación de Darcy (y la permeabilidad efectiva asociada) describen la
capacidad de un medio poroso para conducir fluidos.
- El
reservorista necesita una herramienta que le permita estimar la capacidad de
inyectar o de producir fluidos en un medio real.
- La
capacidad de conducir, inyectar y producir sólo coinciden durante flujos
estacionarios.
- En
los reservorios reales sólo se obtiene flujo estacionario en los puntos
extremos de saturación del sistema (una sola fase fluyendo). En todos los
demás casos las saturaciones y las capacidades de conducción difieren
punto a punto, por lo que no puede definirse una capacidad de conducción de
un elemento de volumen finito.
- Los
estados estacionarios con flujo de más de una fase sólo se consiguen en
laboratorio y su objetivo es el de medir las permeabilidades efectivas en
las condiciones en que las variables de la ecuación de Darcy pueden
definirse.
- Para
satisfacer las necesidades del reservorista se necesita una herramienta que
relacione las condiciones de un sistema con su capacidad de inyección y/o
de producción
Se
vio, entonces, que en las aplicaciones de la Ingeniería de Reservorios muchas veces
resulta conveniente reemplazar las curvas de Permeabilidad Relativa por las de Admisión
Relativa (AR) y Producción Relativa (PR).
La
tarea siguiente consiste en detallar la metodología de obtención y de empleo
de las curvas de AR y PR. En
esta página se detalla la metodología adecuada para realizar esta tarea en
sistemas físicos reales dominados por fuerzas de desplazamiento viscosas.
Este
es el caso más simple de describir, debido a que existe una larga práctica, a
nivel de laboratorio, donde se realiza este tipo de desplazamiento sobre
muestras ("plugs") extraídas de coronas obtenidas en reservorios de
hidrocarburos.
Justamente
el método más frecuente de medición de las curvas de KR se basa en el
desplazamiento de una fase por otra, garantizando la preponderancia de las
fuerzas viscosas. Esta metodología de medición se conoce como método
no-estacionario, o método de Welge.
Las
etapas típicas de un desplazamiento de este tipo para sistemas agua-petróleo, pueden enumerarse de la
siguiente manera:
- La
muestra en estudio se lava con solventes adecuados y se somete a la
medición de Porosidad y Permeabilidad al gas.
- Se
satura la muestra con agua de formación (o formulación equivalente que no
dañe el medio poroso).
- Se
determina la Permeabilidad absoluta al agua.
- Se
desplaza el agua móvil mediante la inyección de la fase orgánica a
emplear. Este proceso se continúa hasta alcanzar las condiciones de Swirr.
- Se
determina la permeabilidad efectiva al petróleo en condiciones de Swirr (Ko[Swirr]).
- Se
inyecta agua a caudal o a presión constante registrando la curva de
producción de agua y petróleo en función del tiempo.
- Una
vez obtenida la Saturación residual de petróleo (Sor) se determina la
Permeabilidad al agua en condiciones de Sor (Kw[Sor]).
- Se
realizan los cálculos (en forma explícita o implícita) para determinar la
curva de KR.
Para
ejemplificar toda la secuencia de cálculo, en este desarrollo se emplean los
datos experimentales del ensayo
realizado por Jones y Roszele1 durante las experiencias con que mostraron la viabilidad
de su método de cálculo para obtener curvas de KR. En la Tabla I se incluyen
los datos generales del desplazamiento de petróleo con agua, a presión
constante. En dicha tabla se incluyen los datos geométricos de la muestra, las
características de los fluidos (viscosidades), las condiciones del
desplazamiento y las permeabilidades del sistema medidas con anterioridad al
desplazamiento.
TABLA I
Datos Generales
|
Area |
11.40 |
cm2 |
Long |
12.71 |
cm |
VP |
31.14 |
cm3 |
Swirr |
35.0 |
% |
Ko
[Swirr] |
35.4 |
mD |
ViscOil |
10.5 |
cp |
ViscWat |
0.97 |
cp |
DeltaP |
100 |
psi |
Por
otra parte, durante el desplazamiento propiamente dicho se registraron los
valores incluidos en la Tabla II. En esta tabla, el Volumen Total producido
corresponde a la suma de Petróleo y Agua producidos al tiempo indicado en la
primera columna. Este Volumen Total Producido coincide con el Volumen de
Petróleo Producido hasta el "Breakthrogh", en que comienza la
producción simultánea de agua y petróleo.
TABLA
II
Valores Medidos durante el Desplazamiento |
Tiempo
[seg] |
Volumen
Petróleo Producido
[cm3] |
Volumen
Total Producido
[cm3] |
0 |
0.00 |
0.00 |
180 |
3.09 |
3.09 |
372 |
7.00 |
7.00 |
540 |
7.80 |
10.90 |
720 |
8.33 |
15.28 |
900 |
8.70 |
19.89 |
1200 |
9.01 |
27.90 |
1560 |
9.32 |
37.80 |
3600 |
9.90 |
99.50 |
6000 |
10.09 |
176.80 |
9000 |
10.31 |
276.90 |
Estos
valores experimentales, luego de ser sometidos a la metodología de cálculo
explícita, desarrollada por Jones y Roszele en este mismo trabajo, conduce al
juego de curvas de Permeabilidad Relativa que se indican en la Tabla III
TABLA III
Permeabilidades Relativas |
Sw
media |
Kro |
Krw |
35.00 |
0.774 |
0 |
51.10 |
0.285 |
0.065 |
53.40 |
0.200 |
0.076 |
58.00 |
0.087 |
0.095 |
61.70 |
0.030 |
0.106 |
64.60 |
0.010 |
0.124 |
66.40 |
0.003 |
0.136 |
67.60 |
0.002 |
0.145 |
La
segunda fila de valores de la Tabla III se dejó en blanco para remarcar un
punto importante de la teoría del desplazamiento2,3,4:
las saturaciones puntuales de agua comprendidas entre la Swirr y la Saturación
del Frente de Desplazamiento no están definidas. Los
autores mencionan explícitamente la no existencia de este rango de saturaciones
y lo indican en los gráficos mediante una línea punteada.
Con
su metodología de cálculo (equivalente a la desarrollada por JBN) obtienen la
siguiente curva de KR.
Dicha
curva describe la capacidad relativa de conducir cada fase en función de la Sw
puntual. Sólo en muestras homogéneas, esta curva sería coincidente con la
obtenida mediante el método estacionario.
Veamos
a continuación, como podemos utilizar estos mismos datos experimentales
para determinar las curvas de AR y PR de la muestra durante el mismo ensayo de
desplazamiento.
Hace
falta hacer algunos ajustes numéricos para obtener caudales ....
Página
en construcción ....
Notas
Existen diferencias
muy notables entre las tres curvas y sus aplicaciones.
La simulación numérica con una sola celda debe usar las curvas de AR y PR
para describir el comportamiento real del sistema. Si se usan más celdas se
analiza en el esquema de SPE 69394.
NUNCA es de
aplicación la curva de KR.
Mas temas sobre el movimiento de fluidos en el reservorio
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Referencias
1.- Jones,
S.C., and Roszelle, W.O., “Graphical Techniques for Determining Relative
Permeability from Displacement Experiments”, J. Pet Tech. (May 1978) 807-817;
Trans., AIME, 265
2.- Buckley,
S.E., and Leverett, M.C.: “Mechanism of Fluid Displacement in Sands”, Trans.,
AIME (1942) 146, 107-116.
3.- Welge
H.,J.: “A Simplified Method for Computing Oil Recovery by Gas or Water
Drive”, Trans, AIME (1952), 195, 91
4.- Johnson,
E.F., Bossler, D.P., and Naumann, V.O.: “Calculation of Relative Permeability
from Displacement Experiments”, Trans., AIME (1959) 216, 370-372.
5
- Crotti, M., and Cobeñas, R., "Scaling Up of Laboratory Relative
Permeability Curves. An Advantageous Approach Based on Realistic Average Water
Saturations", SPE 69394
6.- L.
Dake. "The Practice of Reservoir Engineering". Ed. Elsevier.
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