Hola amigos de Hive quiero plasmar un contenido educativo para todos los que hacen vida en la plataforma mi tema se basa en el contenido investigativo sobre el efecto Klinkenberg en el Medio Poroso.
INTRODUCCIÓN
Un medio poroso como tal es aquel material compuesto por dos fases: una matriz sólida y en su interior un sistema de huecos (poros) que pueden o no estar interconectados entre sí. Estos últimos pueden tener geometrías, tamaños y topologías variadas, dependiendo del origen de su formación. El flujo de fluidos a través de medios porosos esta estrecha y directamente relacionado con dos de las propiedades más importantes presentes en los yacimientos los cuales son la porosidad y la permeabilidad, este último con la interacción directa roca – fluido.
En 1856, Henry Darcy investigó el flujo de agua en filtros verticales de arena homogénea conectados con las fuentes de la ciudad de Dijon (Francia). Él quiso explicar cómo era el flujo de los fluidos en el medio poroso. El cálculo de la permeabilidad de una roca se realiza a través de la ley de Darcy, la cual expresa que “la velocidad de avance de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la permeabilidad y al gradiente de presión, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”. La permeabilidad se puede calcular tanto en presencia de fluidos incompresibles (líquidos) como fluidos compresibles (gas), este último presenta cierto grado de diferencia con respecto al valor verdadero cuando se obtiene en laboratorio debido a la facultad de estos de variar su volumen ante los cambios de presión.
Para arreglar esta diferencia Klinkenberg (1941) postulo en base a sus experimentos de laboratorio, que los líquidos mantienen una velocidad constante, mientras que los gases muestran una velocidad finita. En otras palabras, los gases muestran un efecto de escurrimiento o deslizamiento, debido a que a bajas presiones la molécula de gas puede tener el mismo tamaño que el de los poros por lo que no se presente un perfil de flujo.
1-Bases teóricas.
1.1 Condiciones para que se dé una acumulación de Hidrocarburos.
Para que ocurra una acumulación de hidrocarburos se deben cumplir una serie de condiciones, al respecto (Gutiérrez & Iturralde, 2017) considera que estas condiciones están dadas por la existencia de:
1.1.1 La fuente productora de hidrocarburos. Es la materia orgánica que fue depositada simultáneamente con las partículas de roca y posteriormente transformada en hidrocarburos por varios factores (bacterias, presión, temperatura), la depositación y la compactación continúa, lo que expulsa al hidrocarburo más liviano que el agua, que emigra hacia arriba a través de la roca hasta ser atrapado.
1.1.2. La trampa es cualquier condición física que detiene la migración ascendente del hidrocarburo. las trampas pueden ser:
1.1.2.1 Estructural. La roca del yacimiento tiene como tope una roca impermeable, su geometría y configuración permite que la acumulación de hidrocarburos ocurra en la parte estructural más alta.
1.1.2.2 Estratigráfica. La pérdida de permeabilidad y porosidad sumado al cambio en las propiedades capilares de la roca, impide que el petróleo pueda desplazar el agua contenida en los poros causando el entrampamiento del petróleo. La pérdida de permeabilidad generalmente está asociada con cambio en el tipo de roca.
1.1.2.3 Combinada. Los cambios estructurales y estratigráficos en el yacimiento pueden combinarse resultando en el entrampamiento de los hidrocarburos.
1.1.3 El sello. Para que exista cualquier tipo de trampa efectiva se requiere un sello o roca impermeable que la recubra. La roca impermeable puede estar cubriendo la parte superior del yacimiento como en el caso de un anticlinal, o el yacimiento puede ser entrecortado como en el caso de un domo salino o de un homoclinal fallado.
1.1.4 Yacimiento. Es una acumulación subterránea de hidrocarburos y/o agua contenidos en rocas porosas y/o fracturadas, delimitadas por estructuras o cambios en las rocas, qué está conectado hidráulicamente y permite el desplazamiento de fluidos en el volumen que representa.
Características Fundamentales
Ser subterráneo
Ser poroso, es decir, poseer un volumen vacío dentro de su unidad física.
Ser permeable, es decir, que ese espacio vacío esté conectado entre sí, para que pueda existir movimiento de los fluidos contenidos en él.
Por su condición física el yacimiento posee propiedades que le son propias y específicas:
Porosidad
Permeabilidad
Saturación de fluidos, etc.
1.2 El medio poroso
Constituye un recipiente para los hidrocarburos y el agua, formado por los
poros, que son espacios existentes dentro la matriz o estructura que representa todo el material denso que rodea dichos espacios. (Essenfeld p.2)
2-Permeabilidad de los fluidos.
Es la medida de la facilidad con que una roca permite que los fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado. Así como la porosidad es la forma de medir la capacidad de almacenar fluidos en la roca porosa, la permeabilidad regula la tasa a la cual los fluidos pueden ser producidos o desplazados de este medio poroso. Unidad. Para una roca dada la permeabilidad se cuantifica como la cantidad de fluido normal que pasa a través de sección transversal unitaria en una unidad de tiempo. Considérese un medio poroso como el señalado en la Figura 3.6., en la cual se señalan los parámetros relacionados con el concepto de permeabilidad. La unidad básica de permeabilidad se llama Darcy, en honor a Henry Darcy, quien estudio por primera vez en 1856 la filtración de agua en un medio poroso. Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de un centipoise y que llena totalmente el medio poroso, fluye a través de él bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un cm3 por segundo, por un área transversal de un cm2, por cm de longitud y bajo un diferencial de presión de una atmósfera.
2.1 Ley de Darcy
La idea de permeabilidad fue introducida por primera vez en 1856 por Henry Darcy, quien investigó el flujo de agua a través de filtros de arena para purificación del agua, Permeabilidad es la medida de la habilidad que tiene una roca para transmitir fluidos, medida típicamente en milidarcies, la cual es la milésima parte de un Darcy. Un Darcy describe la permeabilidad de un medio poroso a través del cual se produce el paso de un centímetro cúbico de fluido que tiene un centipoise de viscosidad y fluye en un segundo bajo una presión diferencial de una atmósfera, donde el medio poroso expone un área en sección transversal de un centímetro cuadrado y una longitud de un centímetro.
La permeabilidad puede determinarse en laboratorio midiendo la cantidad de fluido que pasa a través de una muestra cuando se aplica un diferencial de presión a lo largo de la misma, los instrumentos utilizados para este fin se denominan permeámetros. Los permeámetros cuentan con una cámara en la cual se ubica una muestra, usualmente un tapón de núcleo (que puede ser horizontal o vertical). La permeabilidad es medida haciendo pasar un fluido de viscosidad µ conocida a través de núcleos, al cual se le han medido las dimensiones (A y L). Luego se determina la tasa de flujo q y la caída de presión ΔP; una vez obtenidos todos estos parámetros la permeabilidad es calculada con la ecuación 1 conocida como la ecuación de Darcy:
Dónde:
K = permeabilidad absoluta
q = caudal
𝜇 = viscosidad
L = longitud del núcleo
A = área transversal del núcleo
ΔP = diferencial de presión
Las pruebas de Darcy fueron realizadas con agua en un empaque 100% saturado con este fluido de viscosidad igual a uno, lo cual equivale a decir que él no consideró la viscosidad del fluido. Otros investigadores, entre ellos M. Muskat ("Physical Principies of Oil Production", 1949) hallaron que la ley podía ser extendida a otros fluidos y donde la constante de proporcionalidad K se podía escribir como K/(, donde ( es la viscosidad del fluido y K es una propiedad únicamente de la roca.
Validez de la Ecuación de Darcy
A pesar de que la ley de Darcy ha sido aceptada en la industria petrolera como válida, es conveniente aclarar las condiciones bajo la cual ello es cierto.
En la determinación experimental de la ley se consideró: Sistema de fluido monofásico y homogéneo. No hay reacción entre el fluido y la roca.
La permeabilidad se reduce si hay una reacción entre el fluido y la roca.
También hay una reducción en ella en cada fase cuando varios fluidos están presentes. Flujo laminar. Se ha comprobado que la ley de Darcy no es válida para números de Reynolds mayores.
2.2 Tipos de Permeabilidad
Según las fases presentes en el medio poroso, se tienen los siguientes tipos de permeabilidad:
a. Permeabilidad Absoluta (k). Es aquella que tiene un medio poroso saturado 100% por una única fase. Normalmente el fluido de prueba es aire o agua.
b. Permeabilidad Efectiva (Kei,i=o,w,g). Es aquella que corresponde a una determinada fase cuando fluyan en el medio poroso dos o más fases. Es una función de la saturación del fluido en consideración y su valor siempre es menor que la permeabilidad absoluta.
c. Permeabilidad Relativa (Kri, i = o,w,g). Es la relación que hay entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la absoluta. Depende de la saturación del fluido considerado y siempre es menor a la unidad. Esta medida es muy importante en ingeniería de yacimientos, ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso, la sumatoria de las permeabilidad relativas es menor de 1. A la saturación residual de crudo Sor o la saturación connata, Swc se tiene que kf=kabs, si un 2-3% de fase no mojante se introduce esta se mete a los poros grandes y obstaculizada el flujo del mojante.
2.3 Permeabilidad Promedio
La homogeneidad de un medio poroso es una característica difícil de esperar, siendo la heterogeneidad en todos los sentidos el rasgo predominante en cualquier yacimiento. En consecuencia, la mayoría de los medios porosos tienen variaciones en sus permeabilidades. Si se considera que el sistema poroso está formado por capas, bloques o anillos distintos pero cada uno con una permeabilidad fija,determinar una permeabilidad promedio que permita transformar la heterogeneidad del medio poroso en homogeneidad.
3-Efecto Klinkenberg o deslizamiento del gas.
Habitualmente, la permeabilidad se mide por medio de un flujo de aire y por lo tanto es de interés el comportamiento de los gases durante el flujo a bajas presiones y capilares finos. Cuando el tamaño del capilar se aproxima al medio libre de moléculas de gas, el flujo de gas lo atraviesa más rápidamente de lo que podría ser predicho por la ley de Poiseuille o Darcy.
La teoría del flujo laminar asume que la velocidad del fluido en las paredes es cero. Con gases las moléculas individuales están en movimiento y contribuye un efecto de velocidad cada vez que el medio libre de moléculas de gas se aproxime a las dimensiones del canal de flujo.
La siguiente figura se obtuvo al graficar permeabilidades Kg medidas con un gas vs el inverso de las diferentes presiones medias Pm.
CONCLUSIONES
✓ La caracterización de los fluidos, la saturación y la porosidad se puede calcular los volúmenes iniciales de petróleo.
✓ Con la presión capilar y la saturación se puede determinar la distribución de los fluidos previos a la explotación del yacimiento y definir las distintas zonas y contacto entre los fluidos.
✓ La permeabilidad se ve afectada por la presencia de sobrecarga, el grado de compactación que pueda contener la roca en el medio poroso y el tamaño de distribución de los granos.
✓ La temperatura y la presión genera el movimiento de las moléculas las cuales se desplazan a altas velocidades y chocan de forma aleatoria.
✓ El efecto Klinkenberg no se presenta en la permeabilidad a los líquidos por lo que se considera la permeabilidad real o verdadera.
✓ A bajas presiones las moléculas del gas pueden llegar a tener el mismo tamaño que el de los poros por lo que no se presenta un perfil de flujo o no existe flujo viscoso.