Resumen

PEREZ-CARRILLO, Edgar-Ricardo; ZAPATA-ARANGO, José-Francisco  y  SANTOS-SANTOS, Nicolás. UN NUEVO MÉTODO PARA DETERMINACIÓN EXPERIMENTAL DE PERMEABILIDADES RELATIVAS DE TRES FASES. C.T.F Cienc. Tecnol. Futuro [online]. 2008, vol.3, n.4, pp.23-43. ISSN 0122-5383.

Los yacimientos de petróleo que producen bajo procesos de recobro primario, secundario o terciario, usualmente involucran el flujo simultáneo de tres fluidos (agua, aceite y gas). En la literatura se encuentran modelos matemáticos para predecir la permeabilidad relativa al aceite tres fases. Sin embargo, muchos de estos modelos fueron formulados para determinadas condiciones experimentales, y para ciertas rocas y fluidos de yacimiento, por lo cual se debe tener cuidado al aplicarlo a un yacimiento específico. Al igual que en el caso de dos fases, las permeabilidades relativas tres fases pueden ser evaluadas en laboratorio por metodologías estado estable o estado no estable. En este trabajo se propone una metodología estado no estable para evaluar experimentalmente permeabilidades relativas tres fases, a partir de los equipos que tiene el laboratorio de análisis petrofísicos del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) de Ecopetrol S.A. Para lograr la medición de permeabilidades relativas tres fases estado no estable en el laboratorio de petrofísicos del ICP, se realizaron mejoras en el equipo de medición de permeabilidades relativas con separador trifásico. Las mejoras fueron dirigidas a lograr dos objetivos: modificar el equipo con el fin de obtener datos experimentales más confiables e interpretarlos apropiadamente. Se prestó especial atención a las mediciones del diferencial de presión y a las incertidumbres en las mediciones de saturación de fluidos en la muestra de roca. Se realizaron tres corridas de permeabilidad relativa tres fases usando una muestra de Berea, y una muestra de roca del Piedemonte Colombiano. Como fluidos de prueba se usaron salmuera sintética, aceite mineral, crudo de yacimiento y nitrógeno. Se realizaron dos corridas a condiciones de laboratorio y una a condiciones de yacimiento. Los resultados experimentales fueron comparados por los predichos usando 16 modelos matemáticos. En el caso de permeabilidad relativa al aceite tres fases, las mejores correlaciones entre los datos experimentales y los predichos por los modelos de Blunt, Hustad Hasen, Baker se obtuvieron a saturaciones de aceite entre el 40% y 70%.

Palabras clave : yacimientos petrolíferos; estado no estacionario; flujo multifásico; permeabilidad relativa..

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