Informe Curvas de Nivel

LABORATORIO: N#4

DETERMINACION DE LA PERMEABILIDAD

INTRODUCCION: La permeabilidad constituye un tema de suma relevancia en la industria petrolera ya que en esta el principal tema de interés es el de la producción de petróleo y sus derivados lo más rápido posible, tanto tiempo como sea posible y con mínimas consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y las personas. Esta propiedad de las rocas está directamente ligada al tema de la reservorios, ya que se le puede definir como la capacidad que tiene un material para permitir que un fluido (en este caso petróleo) lo atraviese con facilidad y sin alterar su estructura interna, mediante un gradiente de presión. Mientras una roca tenga alta capacidad para permitir el movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento cuente con energía para ” empujarlo” hacia la superficie,

se podrá garantizar la producción del crudo. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la roca debe tener porosidad interconectada (poros, cavernas, fisuras o fracturas). El tamaño, la forma y la continuidad de los poros, también influyen en la permeabilidad de la formación. Con la ayuda del un permeámetro en laboratorio podremos encontrar su permeabilidad de una manera mas sencilla y directa. 1.OBJETIVOS: 

Determinar la definición de permeabilidad permeabilidad



Determinar la permeabilidad de una muestra (testigo) utilizando utilizando un permeametro



Determinar su descripción del permeámetro TKA-209

2. MARCO TEORICO: 2.1 PERMEABILIDAD.  –

La capacidad, o medición de la capacidad de una roca, para transmitir fluidos, medida normalmente en darcies o milidarcies. El término fue definido básicamente por Henry Darcy, quien demostró que la matemática común de la transferencia del calor podía ser modificada para describir correctamente el flujo de fluidos en medios porosos. Las formaciones que transmiten los fluidos fácilmente, tales como las areniscas, se describen como permeables y tienden a tener muchos poros grandes y bien conectados. Las form aciones impermeables, tales como las lutitas y las limolitas, tienden a tener granos más finos o un tamaño de grano mixto, con poros más pequeños, más escasos o menos interconectados. La permeabilidad absoluta es la medición de la permeabilidad obtenida cuando sólo existe un fluido, o fa se, presente en la roca. La permeabilidad efectiva es la capacidad de flujo preferencial o de transmisión de un fluido particular cuando existen otros f luidos inmiscibles presentes en el yacimiento (por ejemplo, la permeabilidad efectiva del gas en un yacimiento de gas -agua). Las saturaciones relativas de los fluidos, como así también la naturaleza del yacimiento, afectan la p ermeabilidad efectiva. La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido determinado, con una saturación determinada, y la permeabilidad absoluta de ese fluido con un grado de saturación total. Si existe un solo fluido presente en la roca, su permeabilidad relativa es 1,0. El cálculo de la permeabilidad relativa permite la comparación de las capacidades de flujo de los fluidos en presencia de otros fluidos, ya que la presencia de más de un fluido generalmente inhibe el flujo. Definimos permeabilidad como la capacidad de un cuerpo (en términos particulares, un suelo) para permitir en su seno el paso de un fluido (en términos particulares, el agua) sin que dicho tránsito altere la estructura interna del cuerpo. Dicha propiedad se determina objetivamente mediante la imposición de un gradiente hidráulico en una sección del cuerpo, y a lo largo de una trayectoria determinada. El concepto permeabilidad puede recibir también las acepciones de conductividad o transmisividad hidráulica, dependiendo del contexto en el cual sea empleado.

Donde: v = Velocidad aparente de flujo (cm/seg). L = Longitud del empaque de arena (cm).

 Δh = Diferencia de los niveles manométricos (cm).

K = Constante de proporcionalidad (permeabilidad). La velocidad, v, de la ecuación de Darcy es una velocidad aparente de flujo. La velocidad real de flujo se determina dividiendo la velocidad aparente entre la porosidad. 2.1.1LEY DE DARCY.La única variante que Darcy introdujo en este experimento fue la de cambiar el tipo de empaque de arena, lo que originaba una variación en la permeabilidad (K). Todos los experimentos fueron realizados con agua, los efectos de la densidad del fluido y su viscosidad sobre el flujo no fueron investigados por Darcy. Adicionalmente, el cilindro se mantuvo siempre en posición vertical. Estudios posteriores realizados por otros investigadores, repitieron el experimento de Darcy en condiciones menos restrictivas. Se encontró que independientemente de la orientación del paquete de arena, la diferencia Δh

era siempre la misma para una determinada tasa de flujo. Si se escribe la ecuación en forma diferencial se tiene:

Corresponde a la energía potencial por unidad de masa, y se denomina Potencial de Fluido. Se ha determinado que la constante K solo depende de la naturaleza de la roca y se ha definido como permeabilidad. Esta es la llamada permeabilidad abso luta de la roca, siempre que el medio poroso este completamente saturado con un solo fluido, y en teoría tendrá el mismo valor independientemente de la naturaleza de ese fluido. Para flujo horizontal (Senθ = 0) se puede obtener la  ecuación de Darcy en su forma más simple:

Donde: q = Tasa de flujo. (cc/seg) K = Permeabilidad. (darcys)  A = Área de la sección transversal total (cm2) μ = Viscosidad del fluido. (centipoises)  ΔP/ΔL = Gradiente de presión. (atm/cm)

La ecuación 2.14 puede ser expresada en unidades de campo: q en barriles por día, A en pie2 y  ΔP/ΔL en lpc/pie, manteniendo K en darcys y μ en centipoises. La ecuación queda de la

siguiente forma:

 Algunos autores emplean la unidad de permeabilidad denominada permio, definida por: Permio = 1.127 darcys

2.1.2. PERMEABILIDAD EN LOS DIFERENTES TIPOS DE ROCAS. ROCAS IGNEAS:

Son permeables en zonas donde las fisuras están abiertas. Normalmente el ancho de las fisuras y por lo tanto la permeablidad decrecen con la profundidad.

ROCAS METAMORFICAS: Son normalmente permeables en la zona donde las fisuras están abiertas. Estas se forman por meteorización a una cierta profundidad.

ROCAS SEDIMENTARIAS: 

Según sus propiedades hidrogeológicas, existe una gran variedad de rocas sedimentarias, y forman los acuíferos mas importantes.



Pueden presentar varios tipos de

intersticios y poseen un gran rango de permeabilidad

2.1. 3. TIPOS DE PERMEABILIDAD EN LAS ROCAS: Existen 3 tipos: ABSOLUTA 1.

Este valor de permeabilidad es arrojado cuando un fluido homogéneo satura a una muestra al 100%.

2.

Este valor es único, y es lógico pensar eso ya dada la proporcionalidad inversa entre viscosidad y caudal de flujo.

3.

Sin embargo, en ocasiones este valor puede verse afectado al momento de realizar los cálculos en el laboratorio, sobre todo al momento de escoger el fluido que se utiliza(aire o agua).

EFECTIVA 1.

Se da cuando una muestra de roca este saturada por dos o más fases.

2.

En este caso, cada fase o fluido tendrá canales de flujo y la roca presentará una permeabilidad efectiva hacia el fluido

3.

En caso de un sistema agua-petróleo se hablará de una permeabilidad efectiva al petróleo y una efectiva al agua.

RELATIVA 

Al obtener los valores de permeabilidad efectiva a cada fluido, estas siempre serán menores al valor de permeabilidad absoluta.



A la relación entre permeabilidad efectiva de un fluido y la permeabilidad absoluta de la roca es llamada permeabilidad relativa.





Por lo tanto existirán tantas permeabilidades relativas como fases coexistan en la roca. En la roca dura la permeabilidad está determinada por el tamaño de las fracturas, diaclasas y por el tamaño de las cavidades producto de la disolución.



La conexión entre estas es un factor determinante en el grado de permeabilidad.



En las rocas blandas la permeabilidad está relacionada con el tamaño de los granos y la selección de los mismos.



 Altas permeabilidades están asociadas a rocas compuestas de granos redondeados y gruesos que se encuentran bien seleccionados.

2.1.4 MEDICION DE LA PERMEABILIDAD Existen diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad realizadas en el laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es líquido el fluido usado, se debe tener cuidado de que no reaccione con el sólido de la muestra. También se deben hacer correcciones debido al cambio en permeabilidad por reducción en la presión de confinamiento en la muestra.

Deslizamiento del gas  Efecto Klinkenberg –

Klinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido de medición, muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad obtenidos cuando el fluido utilizado para las mediciones es un líquido. La permeabilidad de una muestra de núcleo medida por flujo de aire siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un líquido. Klinkenberg postuló, en base a sus experimentos de laboratorio, que la velocidad del líquido en la superficie de contacto con la roca es cero, mientras que los gases presentan cierta movilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en las paredes de la roca. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas a determinado diferencial de presión. Klinkenberg también encontró que para un determinado medio poroso al aumentar la presión promedio la permeabilidad calculada disminuye. Si se grafica la permeabilidad medida versus 1/Pm, y la recta obtenida se extrapola hasta el punto donde 1/Pm = 0, en otras palabras, donde Pm sea infinita, esta permeabilidad sería aproximadamente igual a la permeabilidad obtenida utilizando un líquido. La figura 2.5 muestra un gráfico donde se aprecia este procedimiento. La permeabilidad absoluta se determina por extrapolación, como se muestra en la figura.

Corrección del efecto Klinkenberg

La magnitud del efecto Klinkenberg varía con la permeabilidad del núcleo y con el tipo de gas usado en el experimento como se muestra en las figuras 2.6 y 2.7.

Efecto de la permeabilidad en la magnitud del efecto Klinkenberg

2.1.5 DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD ABSOLUTA La permeabilidad es medida en el laboratorio utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezas cortadas del núcleo). Si la roca no es homogénea, el análisis del núcleo completo proporcionará resultados más exactos que el simple análisis de tapones de núcleos.

La permeabilidad es una propiedad isotrópica del medio poroso, por lo tanto puede variar en función a la dirección a la cual es medida. Los análisis rutinarios de núcleos generalmente utilizan tapones de núcleos tomados paralelos a la dirección del flujo de los fluidos en el yacimiento. La permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal del yacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en tapones tomados perpendiculares a la dirección de flujo, permiten la determinación de la permeabilidad vertical del yacimiento (Kv). La figura 2.4 ilustra el concepto de los tapones de núcleos y la permeabilidad asociada a cada uno de ellos.

Tapones de núcleo y permeabilidad asociada

Existen muchos factores que deben ser considerados como posibles fuentes de error en la determinación de la permeabilidad de un yacimiento. Estos factores son: – La muestra de núcleo puede no ser representativa del yacimiento, debido a la heterogeneidad del yacimiento. – El núcleo extraído puede encontrarse incompleto. – La permeabilidad del núcleo puede ser alterada cuando se realiza el corte del mismo, o cuando este es limpiado y preparado para los análisis. – El proceso de muestreo puede ser alterado, debido a que solo son seleccionadas las mejores partes del núcleo para el análisis. La permeabilidad es medida haciendo pasar un fluido de viscosidad μ cono cida a través del tapón de núcleo, al cual se le han medido las dimensiones (A y L), Luego se determina la tasa de flujo q y la caída de presión ∆P. Resolviendo la ecuación de Darcy para la permeabilidad se tiene:

Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes condiciones: – Flujo laminar (viscoso). – No reacción entre el fluido y la roca. – Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio poroso. Usualmente se utilizan gases secos como N2, He o aire, para determinar la permeabilidad, con la finalidad de minimizar las reacciones entre el fluido y la roca. Las mediciones de permeabilidad se restringen a regiones de bajas tasas de flujo (flujo laminar). Para altas tasas de flujo, la ecuación de Darcy es inapropiada para describir la relación entre la tasa de flujo y la caída de presión. Al utilizar gas seco para medir la permeabilidad, la tasa de flujo volumétrica de gas q, varía con la presión, debido a la alta compresibilidad del gas, por lo tanto se debe utilizar el valor de q medido a la presión promedio en el núcleo. Asumiendo que el gas utilizado sigue un comportamiento ideal (lo cual ocurre a bajas presiones), se puede aplicar la siguiente relación:

Permeámetro 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.

2.2 PERMEAMETRO TKA-209: Mide la TKA-209 muestra permeabilidad al gas (aire, nitrógeno, o helio) por el método de estado estacionario. La unidad está diseñada para ser operado manualmente de los controles en el panel frontal. El TKA-209 se vende como un robusto, dispositivo de enseñanza pero está

construido con componentes de larga duración que permitirá la precisión y alcance necesario para proyectos de investigación. Precisión Presión y velocidad de flujo electrónico de medición transductores Producir precisa información digital en el panel frontal Metros que se leen fácilmente sin tener que forzar a leer una escala vernier en un Manómetro. Permeabilidad se puede medir en enchufe muestras de 0.1 millidarcies a> 10 darcies, dependiendo del tamaño de la muestra. Este simple de operar el sistema requiere sólo una pequeña cantidad de espacio en la mesa y es muy fácil de usar y comprender en funcionamiento. La operación manual proporciona procedimientos conciso con detallada y fotos de instrucción. Una hoja de cálculo de Excel es incluido para facilitar el cálculo. El TKA-209 incluye un CHLC-117 500 PSIG, de liberación rápida, hassler coreholder para 1.0 y 1.5 pulgadas de diámetro del núcleo muestras hasta 3 pulgadas de largo. Este núcleo titular permite mediciones en confinar presiones de hasta 500 psi. Características: 

Especialmente diseñado para la universidad petróleo Ingeniería Laboratorios.



Utiliza doble Rango Medidores de flujo de gas y transductores de presión electrónico para la precisión y repetibilidad.



Permeabilidad mediciones en enchufe Tamaño de la muestra de 10 darcies.



Medidas de permeabilidad al gas por método de estado estacionario.



Liberación rápida hassler coreholder para la prueba con el 1.5 y 1.0? de diámetro núcleos, hasta 3 de largo.

Especificaciones: Máxima presión de flujo: 30 PSIG (0-5 psi y 0-50 gama PSI reguladores) Transductores de presión diferencial: 0-30 y 0-100 psi Presión Precisión del transductor: +/-1.0% FS

Medidores de flujo: 0-30 y 0-1000 cc/min Medidor de flujo Precisión: Mejor que +/-1.5% Las Dimensiones aproximadas: 20x17x12 pulgadas Peso aproximado: 30 libras Requisitos: -Fuente de aire o nitrógeno externo @ 100 psi máximo -Fuente de gas entre 500 y 2500 PSI presión de confinamiento. Un cilindro de nitrógeno se recomienda -Fuente de vacío para la carga de muestras -110-240 VAC 50/60Hz

2.2.1 DEFINICIÓN DE MAPAS ISÓPACOS:

2.3. CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ROCA PARA MÉTODO VOLUMÉTRICO

2.3.1MÉTODO TABULAR 2.3.2 MÉTODO TRAPEZOIDAL

2.3.3 MÉTODO PIRAMIDAL 2.3.4 MÉTODO GRÁFICO

3.MATERIALES Y EQUIPOS: 

Un planimetro digital



Un mapa isopaquico



Cinta adhesiva

4.PROCEDIMIENTO:

4.1 DETERMINACION DEL AREA:

CON EL LABORATORIO ELABORADO TENEMOS LO SIGUIENTE: 5.CALCULOS:

4.

OBSERVACIONES:

5.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:

6.

BIBLIOGRAFIA:

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/p/permeability.aspx https://es.slideshare.net/jhonatan134/permeabilidad-en-rocas https://www.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/permeabilidad-de-las-rocas.html https://www.lacomunidadpetrolera.com/2012/09/factores-que-afectan-las-mediciones-de-la-permeabilidad.html

7.

ANEXOS: