Determinación teórica y experimental de permeabilidades relativas de tres fases

Resumo

RESUMEN

El flujo de tres fases ocurre en los yacimientos de petróleo cuando la saturación de agua es más alta que la irreducible, y adicionalmente están presentes el aceite y gas como fases móviles. Predicciones detalladas del comportamiento de los yacimientos de petróleo bajo procesos de recobro como inyección de dióxido de carbono, combustión in-situ, inyección de vapor, inyección de fluidos miscelares e inyección de nitrógeno requieren de los datos de permeabilidad relativa tres fases.

En décadas pasadas el uso de datos de permeabilidad relativa tres fases para cálculos de ingeniería de yacimientos convencionales no ha sido requerido frecuentemente. En consecuencia hay menos conocimiento acerca de las características de permeabilidad relativa de la roca de tres fases que de dos fases. La permeabilidad relativa de tres fases es útil para el cálculo del comportamiento del yacimiento, para campos que producen por empujes simultáneos de agua y gas, y para analizar yacimientos que producen por empuje de gas en solución los cuales están parcialmente depletados y son producidos por empuje de agua.

Para que los datos de permeabilidad relativa conduzcan a predicciones correctas, la dirección del cambio de saturación en el yacimiento debe corresponder a la dirección del cambio de saturación para el cual los datos fueron derivados.

En la industria petrolera se usan modelos matemáticos (analíticos y numéricos), para estimar permeabilidades relativas de tres fases a partir de datos de permeabilidades relativas de dos fases. Algunos de los modelos más utilizados son Stone I, Stone II, Azis- Settari, Fayers & Mathews, Corey, Naar & Wygal, Land, Parker. Los principales modelos probabilísticos utilizados en los simuladores son Stone I, 1970; Stone II, 1973; en estos modelos se hace uso de aproximaciones estadísticas y emplean conjuntos de curvas de permeabilidades relativas de dos fases agua-petróleo y petróleo-gas, y partiendo de éstos, se estima la permeabilidad relativa al petróleo para un sistema de tres fases. Los anteriores modelos estiman la permeabilidad relativa a la fase petróleo en un sistema trifásico a partir de datos de flujo de dos fases, basándose en la suposición de que "cada fluido establece su propio camino tortuoso, el cual forma canales de flujo muy estables".

La comparación entre las permeabilidades tres fases obtenidas experimentalmente y las obtenidas a través de modelos analíticos y numéricos no siempre muestra buena concordancia. En la mayoría de los casos la interpolación lineal o por pesos entre las permeabilidades relativas de dos fases (agua- aceite y gas-aceite) para construir permeabilidades relativas tres fases, suministran una pobre aproximación al flujo de tres fases que ocurre en el medio poroso. Consecuentemente podemos afirmar, que la determinación de las permeabilidades relativas de tres fases se ha llevado a cabo principalmente utilizando modelos predictivos que generalmente no se ajustan a las pruebas experimentales reales.

En este trabajo se muestra una comparación de los diferentes modelos analíticos y técnicas de laboratorio, usados a nivel mundial para evaluar permeabilidades relativas tres fases. Adicionalmente se propone un equipo de desplazamiento para evaluar experimentalmente tanto en estado estable como en estado no estable permeabilidades relativas tres fases, a partir de los equipos que tiene el laboratorio de análisis petrofísicos del Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol.

Palabras claves:

Permeabilidad relativa, flujo en tres fases en medios porosos, inyección en corazones.

ABSTRACT

An improved experimental apparatus for measurement of three phases relative permeability, using three phase acoustic separator was made in the ICP's special core laboratory. The improvement was aimed at two objectives: to modify the equipment in order to obtain more reliable experimental data and to interpret them appropriately. Special emphasis was laid upon pressure drop oscillations and uncertainties in oil, gas and water saturation. This paper also presents a critical review of experimental and theoretical developments in the area of three phase relative permeability.

Keywords:

Relative permeability, three-phase flow in porous media, core-flooding