Efecto Klinkenberg

Klinkenberg afirma que la permeabilidad a un gas es una función del camino libre promedio de paso a las moléculas de gas, y por lo tanto, depende de los factores que afectan a tal camino libre de paso, tales como la temperatura, presión y clase de gas. Por lo tanto cuando el camino libre de paso de las moléculas, es pequeño, como en el caso de altas presiones, es de esperar que la permeabilidad (K) a los gases se aproxime a la de los líquidos.
Donde:

K a: Permeabilidad al aire a una presión promedio pm
K∞: Permeabilidad correspondiente al valor Ka, extrapolado a una presión infinita.
b: Constante que depende del tamaño de la abertura de los poros aproximadamente en proporción inversa a los radios de los capilares.


Como b aumenta a medida que la permeabilidad disminuye y viceversa, no se conoce ley de variabilidad de b con relación a las características de los yacimientos.

La permeabilidad Klinkenberg K∞ o permeabilidad a una presión infinita se obtiene:


Este fenómeno es presentado en la figura 1; donde la permeabilidad al gas es graficada versus el reciproco de la presión promedio (pm), usado en la medición de la permeabilidad. Aparentemente en teoría esta curva extrapolada al reciproco de la presión promedio de cero da una permeabilidad equivalente a la permeabilidad al liquido o la permeabilidad absoluta que debido a esta situación representaría una presión promedio infinita y el gas se comportaría como un liquido a presiones muy altas. No obstante, el efecto Klinkenberg presentado en esta forma es algo desorientador debido a que hay alguna permeabilidad mínima al gas igual a la permeabilidad absoluta, y esa es alcanzada antes de alcanzar una presión promedia infinita.

Fig. 1 Efecto Klinkenberg

Fig.1.1 Factor de Klinkenberg (b) vs. Permeabilidad no Newtoniano (Kl)

Por definición la permeabilidad de un medio poroso es una constante específica que depende únicamente, de la constitución de la textura del mismo medio y a su vez depende del tipo de fluido homogéneo que fluye a través. Sin embargo en muchos casos, se ha observado que la permeabilidad a los líquidos es menor que la permeabilidad al aire, debido a las siguientes razones:
  • Obstrucción debido a hinchamiento de arcillas y material cementante o partículas que se encuentran en suspensión en el líquido.
  • Entrampamiento del líquido como residuo de una saturación residual de aire.

Referencias:
  • Rivera, J. Prácticas de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos. Pp.43

Entradas populares de este blog

MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner

Imagen
MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner. MÉTODO DE MUSKAT El Método es empleado para pronosticar el agotamiento por agotamiento natural de un yacimiento saturado, sin casquete de gas. Muskat presento que el valor de un número de variables que afectan la producción de gas y de petróleo y los valores de las tasas de cambio de estas con la presión, se pueden evaluar en cada paso de agotamiento de presión, considerando el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión es uniforme. Lo comparo con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos.Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El método utiliza el siguiente procedimiento: -Se calculan unas variables y sus derivadas respecto a la presión a una presión dada. -Suponiendo que las variables y sus derivadas se mantendrán constantes para un período pequeño de c...
Leer más

Curvas de Declinación

Imagen
Analizar curvas de declinación parece ser una de las técnicas que menos atención ofrece ya que ellas se aplican siempre. Sin embargo, para hacer predicciones del yacimiento debería emplearse dichos análisis. El típico análisis consiste en graficar datos de producción contra tiempo en papel semilog e intentar ajustar estos datos con una recta la cual se extrapola hacia el futuro. Las reservas se calculan con base en una tasa de producción promedia anual. Por muchos años, un gráfico de q vs. t para muchos pozos puede extrapolarse. La declinación hiperbólica da mejores resultados. Sin embargo, puesto que es más difícil se prefiere la armónica. Además la diferencia entre una y otra curva, con el tiempo, no es muy significativa. La tasa de declinación, a, es el cambio fraccional de la rata con el tiempo; La tasa de declinación convencional se define como: Y se relacionan mutuamente como:
Leer más

ESCALAS DEL YACIMIENTO

Imagen
Una manera de que tan bien entendemos el yacimiento puede obtenerse considerando la fracción del yacimiento que está siendo muestreada mediante las diferentes técnicas. Por ejemplo, supongamos que se desea hallar el tamaño del área muestreada desde un pozo que tiene un radio de 6 pulgadas. Si se asume un área circular, el área se puede estimar como π r 2 donde r es el radio muestreado. El área muestreada es entonces es 0.7854 pie2. Si se normaliza el área muestreada con el área del yacimiento, digamos unas modestas 5 acres, Qué fracción del área es directamente muestreada por el pozo?. El área de drene es 218600 pie2. La fracción del área muestreada es 3.59 partes por millón lo cual es diminuto comparado con el área de interés. Una señal de un registro eléctrico expande el área siendo muestreada. Suponga que un registro pueda penetrar la formación unos 5 pies desde el pozo, lo cual es razonable. La fracción del área siendo muestreada es 4 partes en 10000...
Leer más