CT&F Ciencia, Tecnología & Futuro (Dec 2008)
A NEW METHOD FOR THE EXPERIMENTAL DETERMINATION OF THREE-PHASE RELATIVE PERMEABILITIES UN NUEVO MÉTODO PARA DETERMINACIÓN EXPERIMENTAL DE PERMEABILIDADES RELATIVAS DE TRES FASES
Abstract
Petroleum reservoirs under primary, secondary or tertiary recovery processes usually experience simultaneous flow of three fluids phases (oil, water and gas). Reports on some mathematical models for calculating three-phase relative permeability are available in the Literature. Nevertheless, many of these models were designed based on certain experimental conditions and reservoir rocks and fluids. Therefore, special care has to be taken when applying them to specific reservoirs. At the laboratory level, three-phase relative permeability can be calculated using experimental unsteady-state or steady state methodologies. This paper proposes an unsteady-state methodology to evaluate three-phase relative permeability using the equipment available at the petrophysical analysis Laboratory of the Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) of Ecopetrol S.A. Improvements to the equipment were effected in order to achieve accuracy in the unsteady-state measurement of three-phase relative permeability. The target of improvements was directed toward to the attainment of two objectives:1) the modification of the equipment to obtain more reliable experimental data and 2) the appropriate interpretation of the data obtained. Special attention was given to the differential pressure and uncertainty measurement in the determination of fluid saturation in the rock samples. Three experiments for three-phase relative permeability were conducted using a sample A and reservoir rock from the Colombian Foothills. Fluid tests included the utilization of synthetic brine, mineral oil, reservoir crude oil and nitrogen. Two runs were conducted at the laboratory conditions while one run was conducted at reservoir conditions. Experimental results of these tests were compared using 16 mathematical models of three-phase relative permeability. For the three-phase relative permeability to oil, the best correlations between experimental data and tests using Blunt, Hustad Hasen, and Baker's models were obtained at oil saturations between 40% and 70%.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%.
