Guia Permeametro (1)

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LABORATORIO 4: DETERMINACION DE LA PERMEABILIDAD 1. OBJETIVO Determinar la permeabilidad de una muestra (testigo o core plug) utilizando un permeametro.

2. FUNDAMENTO TEÓRICO 2.1. PERMEABILIDAD La permeabilidad caracteriza la habilidad que tiene la roca de permitir la circulación de fluidos contenidos en sus poros. Mientras mayor sea la permeabilidad, se podrá tener un mayor flujo de fluidos para condiciones determinadas. La primera expresión para cuantificar la permeabilidad fue presentada por Henry Darcy en 1856. Habiendo realizado varios experimentos con diferentes líquidos, observo que:   

El caudal (q) es directamente proporcional al diferencial de presión ( ∆) El caudal (q) es directamente proporcional al área (A) El caudal (q) es inversamente proporcional a la longitud (L)

Combinando estas tres relaciones se obtuvo la siguiente expresión: ∝

 ∆ 

Con estas ecuaciones es posible determinar una relación de proporcionalidad =

 ∆ 

La constante de proporcionalidad “C” se ha identificado que es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido utilizado. util izado. Por lo tanto ha sido reemplazada como k/μ, resultando la ecuación como: =

 ∆ 

Donde la constante k, fue identificada como una propiedad inherent e del medio poroso que controla la habilidad de conducir fluidos. Darcy nombró esta constante como coeficiente de permeabilidad que posteriormente se llamó simplemente permeabilidad, y la ecuación presentada fue conocida como la ley de Darcy. Debe notarse que dentro de la definición de permeabilidad está implícito el requerimiento del fluido sature completamente el medio poroso. La ingeniería de reservorio ha definido las unidades de este parámetro de la siguiente forma: 1

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Si se requiere una atmosfera de caída de presión para que fluya un líquido de 1 cp de viscosidad a través de un medio poroso de 1 cm de longitud y 1 cm 2  de área a un caudal de 1 cm 3 por segundo, entonces el medio poroso tiene una permeabilidad de 1 darcy

Entonces 1 darcy=9,869*10 -9 cm2. Una unidad más común para la permeabilidad de la roca reservorio es milidarcy md, qu es 1/1000 darcy. En unidades de campo la ecuación estará dada por:  = 1.127

 ∆ 

Donde: Q=Caudal (bbl/dia)

k=permeabilidad (darcy)

A= área (ft 2)

∆ =diferencial de presión (psi)

 =viscosidad (cp)

L=longitud (ft)

2.2.

TIPOS DE PERMEABILIDAD

La permeabilidad se clasifica en permeabilidad absoluta, efectiva y relativa 





2.3.

Absoluta: la capacidad de flujo o transmisión de fluidos a través de una roca, obtenida cuando existe un solo fluido, o fase, presente en la roca. Efectiva: La capacidad de flujo preferencial o de transmisión de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles presentes en el yacimiento (por ejemplo, la permeabilidad efectiva del gas en un yacimiento de gas-agua). Relativa: Es la relación o razón entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta y se expresa en forma fraccional. Depende de la geometría del poro, la mojabilidad, la distribución del fluido y la saturación

MEDICION DE LA PERMEABILIDAD

La permeabilidad puede ser medida utilizando liquidos o gases, en la figura 1 se presentan las características de cada uno.  Figure 1: Medición de permeabilidad

Fuente: Elaboración propia 2

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2.4.

PERMEAMETRO A GAS

El permeámetro es un instrumento que sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos consolidadas, forzando el flujo de un gas de viscosidad conocida a través de una muestra de sección y longitud conocidas. La permeabilidad a gas es uno del set de parámetros básicos utilizados por geólogos e ingenieros de reservorios para determinar la viabilidad económica de una formación o reservorio particular.

2.4.1. DESCRIPCIÓN DEL PERMEAMETRO TKA-209 El permeámetro TKA-209 es utilizado para medio la permeabilidad a gas, en muestras limpias y secas obtenidas de reservorio. El equipo aplica la técnica mediante flujo estable y es operado manualmente. La presión medida y los datos de flujo presentados en los displays del equipo son utilizados para determinar la permeabilidad después de alcanzar un flujo a condiciones estables. El equipo cuenta con los componentes mostrados en la Figura 2. Todas las válvulas de control y sensores demedición de flujo están montados dentro de la consola. Las válvulas de control de flujo pueden ser operadas desde el panel frontal. Las presiones de flujo y los caudales pueden ser determinados observando los displays del panel.  Figure 2: Panel frontal del permeámetro

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TRANSDUCTOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL: Cuando la válvula pressure bypass/inline valve apunte a BYPASS, el transductor no registrara ninguna presión diferencial a lo largo de la muestra. En ese caso el transductor registrara la presión ambiente en ambos lados. Cuando la válvula high differential pressure bypass/inline está en línea (inline) la presión actual a través de la muestra será medida. Es imperativo que las válvulas BYPASS/INLINE estén en posición BYPASS hasta conocer la presión de flujo aguas arriba. Esto es especialmente cierto para el transductor de presión de bajo rango (low range pressure transductor). Una vez se ha estabecido el flujo de gas utilizando el transductor de alto rango (high range) a un valor conocido menor al máximo del valor del transductor de bajo rango (LOW RANGE), se puede utilizar el transductor de baja presión rotando el regulador de la válvula LOW VALVE a la posición en linea.

MEDIDOR DE ALTA PRESIÓN DIFERENCIAL (HIGH DP PRESSURE METER) (50 psi máximo): Este es un display digital que muestra la presión aguas arriba en psig mediante en transductor de alta presión

MEDIDOR DE BAJA PRESIÓN DIFERENCIAL (LOW DP PRESSURE METER) (15 psi máximo):  Este medidor digital muestra la presión aguas arriba en psig del transductor de presión de bajo rango. Cuando las presiones de flujo son utilizadas menores a 12 psi la lectura debe realizarse de este medidor.

MEDIDOR DE FLUJO ALTO (HIGH FLOW METER): El medidor digital muestra el caudal de flujo a través del transductor de alto flujo (high flow transducer). El caudal máximo es 1000 sccm (16cc/seg aproximadamente), El medidor utiliza las unidades de sccm.

MEDIDOR DE FLUJO BAJO (LOW FLOW METER): El medidor digital muestra el caudal de flujo a través del transductor de presión de bajo flujo (low flow transducer). El flujo máximo es de 15sccm (aproximadamente 0,225cc/seg). El medidor utiliza las unidades de sccm.

REGULADOR DE LA PRESIÓN DE PORO (PORE PRESSURE REGULATOR): Esta perilla de regulación de presión elevara y disminuirá la presión aguas arriba del gas suministrado a la muestra (core simple).

VALVULA DE AISLAMIENTO DE LA FUENTE DE GAS DE LA PRESIÓN DE PORO (PORE PRESSURE SOURCE GAS ISOLATE VALVE): esta valvula es utilizada para abrir o cerrar el suministro de gas al regulador de presión dentro del panel de control

VALVULA DE LA FUENTE DE GAS DE CONFINAMIENTO (CONFINING PRESSURE SOURCE GAS ISOLATE VALVE): Esta válvula es utilizada para abrir o cerrar el suministro de gas de confinamiento al regulador de presión dentro del panel de control.

REGULADOR DE LA PERSIÓN DE CONFINAMIENTO (CONFINING PRESSURE REGULATOR): Esta perilla es utilizada para elevar y disminuir la presión de gas de confinamiento a la cámara que sostiene el testigo.

VALVULA DE SELECCIÓN DE MODO DE CONFINAMIENTO: Esta válvula cuando está en posición de presión (pressure), esta válvula dirige la presión del gas de confinamiento que es controlada con el regulador. Cuando está en posición 4

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VENT/VACUUM cualquier presión existente dentro de la cámara del testigo confinando el anular es venteado.

EL PORTATESTIGO (COPA): La cámara donde está el testigo es un sistema tipo hassler hecho de aluminio.  Figure 3: Portatestigo (copa)

3. MATERIALES Y EQUIPOS Permeametro TKA-209 Botellón de Helio Compresor de aire   Regla Planilla de llenado de datos en excel Un trapo limpio   Testigo

      

4. PROCEDIMIENTO Inicialmente, debe describir la muestra y redactar la descripción en el informe, indicando el color, tipo de roca, forma, y una permeabilidad estimada.

4.1.

Preparación de la muestra

Verificar que la muestra este limpia y seca

4.2.

Cargando una muestra 5

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1) Asegúrese que no haya obstrucciones dentro de la copa. 2) Asegúrese que no existan fugas. 3) Ajuste la válvula de control de modo de confinamiento (confining mode control valve) a venteo/vacío (VENT/VACUUM). 4) Cargue el testigo en la copa insertándolo desde la parte inferior seguido de la rosca de ajuste axial. 5) Al cargar el testigo asegúrese que la parte superior de la copa este en contacto con el testigo y la rosca de ajuste axial (rosca inferior) este bien ajustada antes de enviar la presión de confinamiento a la copa. 6) Si la muestra es muy pequeña, puede ser necesario utilizar un espaciador entre la parte inferior de la copa y la rosca. 7) Establezca la presión de confinamiento requerida en el regulador del panel frontal. 8) Ajuste la válvula de selección de modo de confinamiento (confining mode select valve) a presión (pressure), esto abrirá el espacio anular de la copa para la salida desde el regulador de la presión de confinamiento (confining pressure regulator) en el panel de control girando la perilla del regulador hasta alcanzar la presión deseada usualmente entre 400 a 500 psi.

4.3.

Midiendo la permeabilidad a gas estándar

1) 2) 3) 4) 5) 6)

Ajuste ambas válvulas transductores de delta-P en bypass. Rote el regulador de presión UPSTREAM FLOW a cero. Una vez cargada la muestra en la copa conecte las líneas de flujo a la copa Ajuste la válvula HIGH Delta-P a INLINE (mantenga la de LOW Delta-P en bypass) Incremente la presión de flujo de poro con el regulador PORE FLOW PRESSURE Monitoree el medidor HIGH FLOW al incrementar la presión hasta que termine de incrementar 7) Si el Delta-P PRESSURE está por debajo de 3 psi continue incrementando la presión hasta que el caudal HIGH FLOW alcance un máximo de 15 cc/min o el DEPTA-P PRESSURE alcance 3 psi 8) Si el medidor de HIGH FLOW indica al menos 15cc/min a 3 psi, pare el ajuste de presión y ajuste la válvula de control LOW DELTA-P a INLINE y espere a que se equilibre la presión. Si el caudal incrementa por encima de 900 cc/min disminuya la presión hasta tener un flujo estable a un caudal de 900 cc/min 9) Si las condiciones anteriores se pueden alcanzar los valores equilibrados pueden ser utilizados para determinar la permeabilidad. Si no se alcanzan las condiciones anteriores se debe seguir el siguiente procedimiento 10) Si el caudal incrementa por encima de 900 cc/min pero la presión aguas arriba es menor a 3 psi, reduzca la presión hasta que el caudal se estabilice debajo de 900cc/min. Ajuste la valvula LOW DELTA-P a INLINE y utilice el lector de presión de LOW DELTA-P para los cálculos de permeabilidad 11) Si el medidor de LOW DELTA-P nunca sube por encima de 0,5 psi y el caudal es igual o mayor a 900 cc/min la muestra es muy permeable para el equipo TKA-209. La prueba debe ser detenida. 6

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12) Si la presión alcanza de 3,5 a 4 psi y el caudal esta por debajo de 900 cc/min o si el caudal en el medidor LOW FLOW esta por encima de 0,24 cc/min pero por debajo de 13,5 cc/min, los valores de UPSTREAM PRESSURE y LOW FLOW pueden ser utilizados para determinar la permeabilidad. 13) Si la presión HIGH DELTA-P alcanza entre 3,5 a 4 psi y el caudal este por debajo de 0,24 cc/min, asegurese que la valvula LOE DELTA P este ajustada en BYPASS e incremente la presión hasta obtener un flujo mayor a 0,24 cc/min como máximo a 50 psi. Cuando se establezca el caudal y el medidor de flujo este entre 0,24 y 13,5 cc/m in, la presión y la lectura de caudal pueden ser utilizadas para determinar la permeabilidad. 14) Si le medidor de flujo nunca alcanza caudales mayores a 0,24 cc/min en el LOW FLOW METER y la presión es de 50 psi, la muestra tiene muy baja permeabilidad que el equipo no puede medir. 15) Para una mayor precisión en las medidas, los caudales por debajo de 15cc/min deben ser leídos en el LOW FLOW METER, y los caudales mayores a 15 cc/min deben ser leídos en el HIGH FLOW METER.

5. CALCULOS 1) Determinación manual de la permeabilidad estándar:

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Para determinar la viscosidad de gas:

6. BIBLIOGRAFIA 



 

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE; Recommended practices for core analysis; 1998 CORETEST SYSTEMS,INC; TKA-209 GAS PERMEAMETER USER’S MANUAL; 2009 DR. SIDQI A. ABU’KHAMSIN; Basic Properties of Reservoir Rocks; 2004 RP MONICARD; Properties of reservoir rocks: core analysis;1980

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