Informe de Laboratorio 5

Informe de Laboratorio 5 “Permeabilidad del gas” Página 1

INFORME DE LABORATORIO 5 “DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD. PARÁMETRO RUSKA PARA GASES”

DIEGO FERNANDO TORRES TRUJILLO COD. 2010297588

LUIS ALBERTO BARRIOS POLANIA COD: 2007270438

ANDREY ORLANDO CRUZ AGUJA COD: 2009179093

GRUPO 1

SUBGRUPO 03

TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURA

ANALISIS DE NUCLEOS

DOCENTE: RICARDO PARRA PINZON

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERIA

PROGRAMA DE PETROLEOS

NEIVA, OCTUBRE

2012


TABLA DE CONTENIDO

PAG.

1. OBJETIVOS 6

2. ELEMENTOS TEORICOS 7

3. PROCEDIMIENTO 13

4. TABLA DE DATOS 14

5. MUESTRA DE CALCULO (CUESTIONARIO) 16

6. TABLA DE RESULTADOS 22

7. ANALISIS DE RESULTADOS 24

8. FUENTES DE ERROR 25

9. CONCLUSIONES 26

10. CUESTIONARIO. (GUIAS DE LABOROTORIO) 27

11. TALLER DE LABORATORIO

12. BIBLIOGRAFIA 33


LISTA DE TABLAS

Pág.

TABLA 1. Datos de la Muestra 14 TABLA 2. Identificación de la Muestra. 14

TABLA 3. Datos fijados en el Permeámetro. 15

TABLA 4. Caudal para las diferentes presiones 22

TABLA 5. Datos calculados para cada presión obtenida 22

TABLA 6. Permeabilidad corregida por el efecto Klinkenberg. 23


LISTA DE GRÁFICAS

Pág.

GRAFICA 1. Permeabilidad del gas con el inverso de la presión media. 18

GRAFICA 2. Permeabilidad del gas con el inverso de la presión media. Unión de

puntos.

GRAFICA 3. Permeabilidad corregia por efecto Klinkenberg. 21


1. OBJETIVOS

1.1. GENERAL

Determinar la permeabilidad absoluta de las muestras empleando el permeámetro de gas..

1.2. ESPECÍFICOS

Aplicar la ley de Darcy para determinar la permeabilidad de una roca empleando el permeámetro de gas, y resaltar las limitantes de esta ley en el laboratorio

Estudiar el efecto Klinkenberg en la muestra analizada en el laboratorio.

Establecer conceptos básicos de permeabilidad, clasificaciones de acuerdo al flujo y al sistema empleado

Conocer diferentes correlaciones para determinar la permeabilidad de la roca según el tipo de litología.


2. ELEMENTOS TEORICOS

PRINCIPIO:

El permeámetro de gas mide la permeabilidad de corazones consolidados, haciendo fluir un gas de viscosidad conocida a través de la muestra. La presión de entrada se estabiliza y se mide en un manómetro de precisión, determinando la rata de flujo respectiva en un medidor de flujo. La permeabilidad se calcula a partir de la ley de Darcy; con los valores observados y las dimensiones de la muestra. La expresión matemática de esta ley es la siguiente:

Donde:

V= Velocidad aparente de flujo (cm/sg)

q= Tasa de flujo (cm3/seg)

A= Área perpendicular al flujo (cm2)

k= Permeabilidad (Darcy)

μ= Viscosidad (Cp)

dP/dL= Gradiente de presión en la dirección del flujo (atm/cm)


LA LEY DE DARCY

Henry Darcy haciendo estudios experimentales en medios porosos (exactamente filtros de arena) desarrolló la siguiente ecuación:

Donde Q es el caudal que pasa por el medio poroso, A es el área transversal de flujo (pero no es el área efectiva de flujo), ∆P es la caída de presión que origina el flujo, L la longitud del medio poroso y C es una constante que Darcy atribuyó al medio poroso. Como el fluido utilizado fue agua, cuya viscosidad es 1 cp aproximadamente a la temperatura del laboratorio; aparentemente no aparece en la ecuación anterior. La razón Q/A es llamada velocidad media aparente Um y se diferencia de la velocidad media real Vm, debido a que tiene en cuenta toda el área transversal del elemento poroso y no el área efectiva de flujo.

Posteriormente a través de experimentos con fluidos diferentes al agua con gradientes de presión no dependientes de los efectos gravitacionales determinó la ecuación:

Así, k es la permeabilidad de la roca, μ es la viscosidad del fluido en cp, dP/dL es el gradiente de presión en atm/cm y Um es la velocidad media aparente de flujo en cm/seg. La unidad de permeabilidad es llamada Darcy.

De acuerdo a lo anterior, ley de Darcy dice que la velocidad media aparente de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad


Un Darcy puede definirse como la capacidad de un medio poroso para permitir el movimiento de un fluido de un cp de viscosidad, que fluye con una velocidad media aparente de un cm/seg, por acción de un gradiente de presión de una atm/cm.

Las limitantes más importantes de la experiencia de Darcy son:

Flujo en régimen laminar, es decir flujo a bajas velocidades. Fuerzas inerciales despreciables, comparables con los esfuerzos viscosos. Flujo incompresible o densidad función únicamente de la presión Flujo irrotacional y en una sola dirección Compresibilidad del medio poroso despreciable Flujo permanente y uniforme Flujo monofásico Que el fluido no reacciona con el medio poroso

PERMEABILIDAD

La PERMEABILIDAD es una propiedad física de las rocas, que se puede definir como la capacidad que tiene la misma para permitir el paso o flujo de fluido a través del volumen poroso interconectado. Vale la pena destacar que la permeabilidad existe siempre y cuado los poros de la roca se encuentren interconectados, de ser así no existe la permeabilidad es cero (0. Como es de esperarse la permeabilidad se ve afectada por los mismos fenómenos que afectan la porosidad efectiva; es decir la permeabilidad se ve influenciada por factores como:

Tamaño de los granos Empaquetadura Forma Distribución Grado de litificación (litificación y compactación) Distribución y tamaño capilar.

La permeabilidad se expresa mediante una unidad arbitraria llamada DARCY (D) ó milidarcy (mD); en honor al científico Francés, que estudio y explicó el fenómeno.


La versión original de la ley de Darcy propone que el caudal que circula a través de un medio poroso entre dos puntos cuales quiera, es directamente proporcional al producto entre el área transversal al flujo, la variación de potencial de flujo entre los dos puntos y la permeabilidad; e inversamente proporcional a la longitud entre los dos puntos. Matemáticamente se tiene:

Dónde:

q = Caudal que circula entre 1 y 2.

A = Área de la sección transversal al flujo.

= Potencial de flujo en cada punto

= (P - gh) donde P es la presión, g es la gravedad, es la densidad y con h la altura que se toma con respecto a un mismo punto de referencia.

K = Constante de proporcionalidad llamada PERMEABILIDAD.

Según Darcy esta ecuación es valida siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones:

FLUJO MONOFASICO FLUJO LAMINAR (Número de Reynolds <= a 100) MEDIO POROSO SATURADO 100% DEL FLUIDO


12

Aq

q=−AKΔΦL

TIPOS DE PERMEABILIDAD

Permeabilidad absoluta: Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es aire o agua.

Permeabilidad efectiva: Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidad efectiva es función de la saturación de fluidos, siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa: Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. 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 permeabilidades relativas es menor de 1.0. A la saturación residual de crudo, Sor o a la saturación de agua connota, Swc se tiene que kf ≈kabs. Si un 2-3 % de fase no-mojante se introduce, esta se mete a los poros grandes y obstaculiza el flujo de la mojante (ver la sección de curvas de permeabilidades relativas). Si los poros fueran iguales, no habría obstáculos.

PERMEÁMETRO DE GAS.

Presiones de confinamiento bajas:

La figura 1. Muestra un Hassler- core holder de baja presión, en el cual una presión de confinamiento radial de 400 psi y una presión axial de magnitud desconocida son aplicadas normalmente para cada 1 o 1.5 pulgadas de diámetro, 0.75 hasta 3 pulgadas de longitud del tapón. Estas dimensiones y presiones se han puesto casi estándar en análisis convencionales de corazones a baja presión. La presión radial es transmitida hasta el tapón cuando el neumático o la presión hidráulica son aplicadas al espacio anular entre el tapón de goma y la celda contenedora del corazón. La presión axial es transmitida normalmente desde un tornillo que comprime el más bajo fin del tapón. Normalmente, esta presión no es medida, y depende un poco del operador.


Las celdas contenedoras de corazones de tipo Fancher no son recomendadas debido a operaciones dependientes y no reproducibles de sellado y confinamiento de las presiones producidas.

Figura 1. Low- Pressure Hassler – Type Core Holder


To flowmeter

Pipe

Vacuum

High - pressure air or liquid (sealing)

Rubber

tubing

Core

Low air pressure (flow)

3. PROCEDIMIENTO

No

Si


INICIO

Colocar la muestra limpia y seca en el porta muestras

A través de la fuente de Hidrógeno aplicar presión al sistema de confinamiento de 300 a 400 psig

Cerrar el cilindro y la válvula de confinamiento V5.

Observar que la presión se mantenga

Permitir el flujo de gas través de la muestra

Ajustar la presión de flujo por ensayo y error hasta que la rata de flujo sea < 10 ml/seg.

Empezar con todos los reguladores y válvulas cerradas

Fijar el suministro de aire entre 100 y 125 psig

Conectar la salida al tubo de 100 ml

Abrir V1 y V2

Incrementar gradualmente la presión con R1

Tiempo de viaje de la burbuja = 10

seg.

FIN

4. TABLAS DE DATOS

TABLA 1. Datos de la muestra

Prueba Presión de entrada

(Psig)

Tiempo según el tubo seleccionado (Seg)

1 17.997 11.29

2 17.932 11.54

3 17.841 11.71

4 17.766 11.92

5 17.701 12.16

6 17.589 12.56

TABLA 2. Identificación de la Muestra

Dimensiones Longitud (cm) 5.43

Diámetro (cm) 3.81

V t=π4D2h (cm3) 61.90

Temperatura del laboratorio (ºF) 84.38


TABLA 3. Datos Fijados en el Permeámetro

Presión de confinamiento, Psi

Presión atmosférica de Salida, Psi 13.965

Tubo para medir el caudal (cm3) 100

Viscosidad del aire a temperatura del laboratorio, Cp

0.0186


5. MUESTRAS DE CÁLCULO

Calculo de la viscosidad del aire a temperatura del laboratorio:

μA=[ 7.6232393+T ]∗[ 273+T296 ]32

Dónde:

T = temperatura del laboratorio en ºCμAire = viscosidad del aire en Cp

μA=[ 7.6232393+29.1 ]∗[ 273+29.1296 ]32

μA=0.0186Cp

Calculo del caudal de flujo para cada una de las presiones dadas:

q=V tubo

t viaje dela burbuja

Donde:

Vtubo = Volumen del tubo de flujo de aire, mlt viaje dela burbuja = tiempo de viaje de la burbuja , seg

q = caudal de aire, ml/seg

Muestra de cálculo para la prueba No. 1 con presion de entrada de 17.997 Psi.

q= 100ml10.03 seg


q=8.857 cm3

seg

En la “Tabla 4” se muestra los resultados del caudal para todas las demás presiones obtenidas en la práctica.

Cálculo de la permeabilidad para el primer valor de presión de 17.997 Psi.

k=29400∗μ∗Pb∗L∗q

A∗(P12−Pb2)

Donde:

k = Permeabilidad, mDA = Área de muestra perpendicular al flujo , cm2

μ = Viscosidad del aire, CpP1 = Presión de entrada, psiPb = Presión atmosférica, psiL = longitud de la muestra, cmq = Caudal de flujo de aire a condiciones de Pb , ml/seg

k=29400∗0.0186∗14.7∗5.43∗8.857411.4009∗(17.9972−13.9652)

k=249.9849mD

La permeabilidades para las demás presiones son presentadas en la” Tabla 5” y se calculan exactamente como se vio en el procedimiento anterior.

Calculo del inverso de la presión:


( 1Pm)= 29.40

P1+Pb

Dónde:

(1/Pm) = inverso de la presión media, atmósferas.P1 = presión de entrada, psiPb = Presión atmosférica, psi

( 1Pm)= 29.4013.965+17.997

( 1Pm)=0.9148atm−1

Los valores de inverso de la presión para cada uno de los valores también son presentados a modo de resumen en la “Tabla 5”.


GRÁFICO 1. Permeabilidad del gas con el inverso de la presión media.

0.91 0.915 0.92 0.925 0.93 0.935247

248

249

250

251

252

253

254

f(x) = 242.963698214302 x + 27.0394806926932

(Kg) Vs (1/Pm)

1/Pm , atm-1

K, mD

GRAFICO 2. Permeabilidad del gas con el inverso de la presión media. Unión de puntos


0.9148 0.9217 0.9244 0.9265 0.9284 0.9317247

248

249

250

251

252

253

254

(K ) Vs (1/Pm)

1/Pm (atm-1)

K, mD

Ecuación de línea de tendencia:

f ( x )=mx+b

f ( x )=242.96x+27.039

Ecuación de permeabilidad del gas:

K g=m(1/Pm)+K l

Dónde:

K g= permeabilidad del gasK l = permeabilidad absoluta de la muestra

(1/Pm) = inverso de la presión media

De lo anterior se puede deducir que K l es igual al intercepto de la recta con el eje Y (b). Por tanto tenemos:


K g=242.96( 1Pm)+27.039

De donde los parámetros kl y m son:

K l = 27.039 mD

m = 242.96

Parámetro b, teniendo en cuenta el efecto Klinkenberg.

m=K l∗b

Despejando la ecuación en función de b se obtiene

b= mK l

b=242.96mD∗atm27.039mD

b=8.9855atm

Esta b representa un valor característico de esta muestra ya que cada material tiene o posee una b o intercepto diferente.

permeabilidad según Klinkenberg:

K=K ∞(1+ bP )

Donde:

K= permeabilidad corregida por klinkenbergK∞= permeabilidad observada P= presión promedio entre el punto y la presión atmosfericab= es una constante característica del medio poroso y del gas


Hallando la permeabilidad verdadera para el punto uno, obtenemos que la b es una constante en cualquier punto de presión, la permeabilidad observada va a ser igual a la permeabilidad hallada en cada punto y la ppromedio en unidades de psi, para cada dato de presión. Para tal caso hallamos la ppromedio a la presión dada (psi), con el fin de hallar el factor de corrección.

Muestra de cálculo para la prueba No. 1 con presión de entrada de 17.997 psi

P=P1+Pb

2

P=17.997+13.9652

=15.981 psi

Una vez hallado la ppromedio se reemplaza en la formula Klinkenberg :

K=249.985(1+ 8.985515.981 )K=389.9766mD

Los demás valores de permeabilidad absoluta corregidos por el efecto Klinkenberg muestran en la “Tabla 6”.

GRAFICO 3. Permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg.


0.981 0.982 0.983 0.984 0.985 0.986 0.987 0.988 0.989384

386

388

390

392

394

396

398

(Kg )corregida Vs (1/Pm)

Series2

(1/P) amt-1

K mD

6. TABLAS DE RESULTADOS

TABLA 4. Caudal para las diferentes presiones

Tabla 5. Datos calculados para cada presión obtenida


Prueba Presión

(Psi)

Tiempo

(seg)

Caudal

(cm3/seg)

1 17.997 11.29 8.8574

2 17.932 11.54 8.6655

3 17.841 11.71 8.5397

4 17.766 11.92 8.3893

5 17.701 12.16 8.2237

6 17.589 12.56 7.9618

Prueba Presión

(Psi)

Presión

(atm)

Tiempo

(seg)

Caudal

(cm3/seg)

K

(mD)

1/Pm

(atm-1)

1 17.997 1.2243 11.29 8.8574 249.985 0.9148

2 17.932 1.2199 11.54 8.6655 249.083 0.9217

3 17.841 1.2137 11.71 8.5397 251.949 0.9244

4 17.766 1.2086 11.92 8.3893 252.992 0.9265

5 17.701 1.2041 12.16 8.2237 252.830 0.9284

6 17.589 1.1965 12.56 7.9618 253.239 0.9317

Tabla 6. Permeabilidad corregida por el efecto Klinkenberg.

Prueba Presión

(Psi)

1/Pm

(atm-1)

Presión Promedio K corregida por Klinkenberg (mD)

1 17.997 0.9148 15.981 389.976

2 17.932 0.9217 15.9485 389.32

3 17.841 0.9244 15.903 394.3

4 17.766 0.9265 15.8655 396.19

5 17.701 0.9284 15.833 396.31

6 17.589 0.9317 15.777 397.33


7. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Los cálculos de permeabilidad es uno de los factores más importantes al tener en cuenta en la caracterización del reservorio a partir de análisis de ingeniería de yacimientos. Este parámetro me afectara el tipo de flujo y la movilidad que puede tener mis fluidos dentro del yacimiento; Así mismo demarcara que tanto hidrocarburo puedo sacar y cómo será la forma de extraerlo en cuenta las saturaciones de mi sistema.

A partir de información obtenida en el laboratorio se puede hacer una idea de manera sencilla como es el comportamiento de la permeabilidad del gas según el tipo de muestra y condiciones de presión y temperatura dadas. El cálculo del factor característico b, revela información acerca del material con el que se está trabajando y así mismo varía según el tipo de este.


Se puede ver una relación muy marcada entre el caudal fluye atravez de la muestra y la permeabilidad medida. Teniendo en cuenta esto se deduce que cualquier cambio en la permeabilidad afecta el caudal y así mismo se demarca su importancia para la ingeniera de yacimientos y producción.

En la industria petrolera se considera que una permeabilidad medida de entre 300 – 1000 mD es buena, por lo que se concluye que una permeabilidad promedio medida durante esta práctica en la muestra seleccionad de 390 mD indica que la muestra tiene buena permeabilidad al gas.

8. FUENTES DE ERROR

En la realización de la práctica “Determinación de la permeabilidad. Permeámetro RUSKA para gases”, son varios los posibles errores a considerar:

Errores Técnicos

Puede ser a fallas no consideradas en los instrumentos de medición o por no tener adecuada precaución al calibrar el permeámetro.

Errores en los Métodos

Hace referencia a la manera en cómo se utilizó el permeámetro. Este es el ítem en el que se puede tener la mayor fuente de error debido a que las condiciones de manejo del quipo en donde se puede estar marcando un error.


Errores Personales

Hace referencia a la calidad del trabajo y agudeza visual y mental que se haya considerado para la elaboración del trabajo. Errores de cálculos matemáticos o simplemente de descuido pueden afectar los verdaderos resultados del trabajo acá plasmado.

9. CONCLUSIONES

Se logró determinar la permeabilidad absoluta de la muestra asignada

empleando el permeámetro RUSKA para gases.

Se estudió, analizo y se aplicó la ley de Darcy para determinar la permeabilidad

de una muestra de roca asignada empleando el permeámetro de gas, y se pudo

apreciar sus limitaciones al operarlo.

Se estudió y se aplicó el efecto Klinkenberg en la muestra asignada para el

análisis de la permeabilidad en el laboratorio haciendo las correcciones

correspondientes.


Se consultó y se estableció conceptos básicos de permeabilidad, las

clasificaciones de esta dependiendo del flujo y considerando el sistema utilizado

(Permeámetro RUSKA para gases).

A partir de consulta bibliográfica y conocimientos logrados durante la práctica se

logró hacer una idea de la importancia de la permeabilidad en los yacimientos de

hidrocarburos. Se aprendió a utilizar el Permeámetro RUSKA para gases junto

con la determinación de la muestra asignada en el laboratorio.

10. CUESTIONARIO (GUIAS DE LABORATORIO).

1. Deducir la fórmula empleada para determinar la permeabilidad

Según Darcy

q=

−kAμ

∗dp

dl

Además PV=ZnRT

V= ZnRTP

,multiplicando todo por1∆ t


V∆ t

=ZnRT∆ tP

=

−kAμ

∗dp

dl, despejamos laec

∫1

2ZnRT∆ t

dL=∫1

2−kAμ

P∗dP , resolviendoa hora laintegral obtenemos

Z nRT∆ t

L=−kAμ

(P22−P12 ) ,donde

Z nRT∆ t

=−kAμL

(P22−P12)∗(P1+P2)2

,en la cual

Z nRT∆ t P

=−kAμL

(P22−P12 ) , unaves comparadocon laec deestadoqueda

q=−kAμL

(P22−P12 )

Sabiendo que q1P1=q2P2=q P=qb Pb conociendo esta relación hacemos que

q=qbPb

P=−kA

μL(P22−P1

2 ) , conociedoque P=Pb+P12

qbPb=−kAμL

(P22−P12) [ Pb+P1

2 ] , reorganizando laec y dejandolaen funcionde K

K=2 μqb Pb

A (P22−P12 )en Darcy

2. Explique el efecto Klinkenberg.

Aunque este fenómeno no se presenta a menudo en campos petroleros, puede ser común en los laboratorios, donde a bajas presiones la molécula de gas puede tener el mismo tamaño que el de los poros por lo que no se presenta un perfil de flujo o no existe flujo viscoso.

Realmente, para el caso de los gases, el fluido no se pega a la pared de los poros como requiere la ley de Darcy y un fenómeno llamado deslizamiento toma lugar. Este escurrimiento o desplazamiento del fluido a lo largo de los poros sugiere una aparente dependencia de la permeabilidad con la presión. La relación propuesta por Klinkenberg entre presión y permeabilidad es:


K=K ∞(1+ bP )

Donde k∞ es la permeabilidad observada para fluidos incompresibles, P es la presión promedia, (Pa+Pb)/2, y b es una constante característica del medio poroso y del gas.

Cuando existen presiones promedias altas, b/Pm, considerando como un factor de corrección, se puede ignorar. Si se hacen varias medidas a diferentes presiones promedias y se construye un gráfico entre permeabilidad al aire K, y el recíproco de la presión media (1/Pm), se obtiene una línea recta. El intercepto de K determina el valor de KL. El valor de b se determina de la pendiente de la curva del gráfico entre k y 1/Pm.

Klinkenberg estableció que en rocas compactas de acumulación (menos de 1,0 mD), la permeabilidad al aire Ka, puede ser del 50 al 100 por ciento mayor que la permeabilidad equivalente al líquido KL.

3. ¿Qué factores afectan la medida de la permeabilidad con gases?

Las fuerzas capilares y gravitacionales.

La compresibilidad del gas.

Velocidades altas que generan regímenes turbulentos.

Cambios en la temperatura del laboratorio, los cuales a su vez generan cambios en la viscosidad del gas.

4. ¿Por qué se usa en la ecuación de la permeabilidad la rata medida a condiciones atmosféricas?

En la ecuación de permeabilidad se usa la rata medida a condiciones atmosféricas ya que el permeámetro de gas del laboratorio, desde fábrica, está diseñado para condiciones de flujo final descargados a la atmósfera ya que como se puede observar, las probetas se encuentran abiertas.


5. Compruebe que a ratas menores de 10 ml/seg; se obtiene flujo laminar.

Sabemos que para conocer el régimen de flujo determinamos Reynolds así que:

ℜ=v∗De∗ρaire

μaire

Si sabemos que Q=10 cc/seg, el area igual a 11.2399 cm2 y que la porosidad es aproximadamente de 0.2435, entonces determinamos la velocidad de flujo sabiendo que:

v= QA∗∅

v= 1011.2399∗0.2435

v=3.6537cm /seg

Ahora hallamos el diámetro equivalente

De=√4∗A∗(∅ /π )

De=√4∗11.2399∗(0.2435/ π )

De=1.8667

Ahora hallamos la presión promedio entre el punto de presión de 21.489 (psi) y la atmosférica 13.9 con el fin de determinar la densidad del aire.

P=Patmosferica+P1

2

P=13.9+21.4892

P=17.6945 psi


Ahora con la ecuación de estado analizamos la densidad del aire a la temperatura del laboratorio.

ρaire=P∗PmR∗T

ρaire=

17.694514.7

∗28.9625

0.082057∗(24+273.15)

ρaire=1.4298 gr / lts

La viscosidad del aire es igual a 0.0187 cp a la temperatura de Lab (véase muestra de cálculos).

Con todos los datos ya requeridos hallamos el número de Reynolds para este caso en particular.

ℜ=v∗De∗ρaire

μaire

ℜ=

3.6537∗1.8667∗1.429810000.0187

ℜ=0.5215

Ya que sabemos que un número de Reynolds menor a 100 se considera laminar entonces en nuestro caso en particular cumple con las condiciones de flujo lo cual nos indica que estamos O.K. y si comprobamos que a ratas menores de 10 cc/seg el flujo aun sigue siendo laminar no mas queda decir que

ℜ=v∗De∗ρaire

μaire

Sabiendo que

v= QA∗∅

Entonces despejamos en Reynolds y obtenemos


ℜ=

QA∗∅

∗De∗ρaire

μaire

Y como la rata de flujo se hace mas pequeña es obvio decir que el Reynolds se hace mas pequeño y por ende se mantendrá en flujo laminar ya que es un relación directa y proporcional tal y como lo estamos observando.

6. ¿La permeabilidad es función del fluido que satura la roca? ¿Por qué?

Basados en la definición de que la permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos, se ha comprobado que la permeabilidad es solo función de las características del medio poroso y la comunicación que exista entre ellos. Aunque también cabe destacar que la viscosidad del fluido que satura la roca hace muchas veces disminuir el valor de permeabilidad al no existir la suficiente presión que lo empuje.

7. ¿La permeabilidad efectiva es función del fluido que satura la roca? ¿Por qué?

Debido a que la porosidad efectiva es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso, es entonces función de la saturación de fluidos porque dependiendo de la saturación de estos fluidos así mismo será su movilidad dentro de las comunicaciones del medio poroso.

8. ¿La permeabilidad relativa es función del fluido que satura la roca? ¿Por qué?

La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta, es de esperarse que esta esté en función de la distribución del fluido en el medio poroso así como de las propiedades de éste como la mojabilidad, ya que un fluido mojante con una saturación baja tendrá poca movilidad debido a la adhesión que tiene a las superficies de la roca, mientras que el fluido no mojante que ocupa el resto de los poros tendrá mayor movilidad; entonces, la permeabilidad relativa si esta en función del fluido que satura la roca.

11. TALLER


12. BIBLIOGRAFIA


PARRA PINZON, Ricardo. Guías de Laboratorio de Análisis de Núcleos. Práctica de Laboratorio N°2. “Determinación de la Permeabilidad. Permeámetro RUSKA para gases”

PARIS DE FERRER, Magdalena. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos.

ESCOBAR MACUALO, Freddy Humberto, PhD. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Editorial Universidad Surcolombiana.


Informe de Laboratorio 5

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