Porosimetría de Mercurio

Porosimetría de Mercurio La porosimetría por inyección de Hg es una técnica utilizada en la caracterización del sistema macroporoso de los materiales. Se basa en la aplicación de presión y así forzar la entrada del mercurio en el entramado poroso del sólido. Esta técnica se utiliza en el estudio de materiales que presentan macroporos y mesoporos pudiendo llegar a medir poros de tamaño de hasta 6 nm; con este análisis se determina el área, el volumen de macro y mesoporos y se calcula la distribución de la porosidad del material. EQUIPO: MICROMERITICS MODELO: AUTOPORE IV 9500 VENTAJAS COMPETITIVAS: Se trata de un equipo moderno y automático diseñado para procesar dos muestras simultáneamente en baja presión y una alta. Gran dotación instrumental pudiendo analizar muestras sólidas en diferentes formas y tamaños (polvo, grano, pieza, fibras… en el caso de las piezas el tamaño viene limitado por el tamaño de la cápsula del penetrómetro que tiene un diámetro interno de aproximadamente 1,5 cm).

MUESTRAS: Muestras sólidas polvo, granos, pellets, sólidos monolíticos ó fragmentados, fibras … (el tamaño de las piezas viene limitado por el de la cápsula del penetrómetro que tiene un diámetro interno de aproximadamente 1,3 cm). Es una técnica destructiva por lo que la muestra que se analiza se pierde. La cantidad de muestra necesaria para el análisis es del orden de 0,5 a 1 g (no obstante se recomienda enviar más cantidad, 3 g, por distintos imprevistos). La porosimetría por inyección de Hg es una técnica de ensayo para caracterizar el sistema poroso de los materiales, obteniéndose a partir de ella la distribución de la porosidad en función del tamaño aparente de acceso a los poros. La técnica se fundamenta en el fenómeno de capilaridad generado por un líquido (mercurio) que no impregna el sólido con el que está en contacto. El mercurio precisa una presión "p" para su introducción en los poros de la muestra que es inversamente proporcional al radio "r" de los mismos:

r=2 ? cos ? / p Donde: "?" es la tensión superficial del mercurio, y "?" el ángulo de contacto sólido-líquido. En el caso de conductos cilíndricos ideales, de acuerdo con los valores normalmente aceptados para los materiales rocosos, dicha relación es: r= 7'5 / p Donde el radio de los capilares "r" viene expresado en µm, y la presión "p" en Kg/cm2. El ensayo porosimétrico consiste en inyectar mercurio a presión controlada y registrar el volumen de mercurio absorbido. Para cada intervalo de presión considerado, el volumen de mercurio absorbido nos indica el volumen de poros de la muestra. Además de la curva de distribución del volumen de poros que presenta la muestra, también nos permite obtener otros parámetros del sistema poroso: porosidad accesible al Hg, porosidad atrapada, eficacia del drenaje, superficie específica, etc. Debe tenerse en cuenta que solo se consideran poros abiertos. Además, se determina el tamaño de los conductos por los que tienen acceso los poros a partir de la superficie del material, y no el tamaño de los poros situados en su interior

Título: Diseño De Un Equipo Para Medición De Presión Capilar Autor: Dickens Guerrero, Steven Gallegos Orta, Ricardo Palabras clave: CAPILAR PRESION IMBIBICION DRENAJE SATURACION CENTRIFUGA POROSIDAD PERMEABILIDAD MEMBRANA CAPILARIDAD Fecha de publicación: 17-feb-2009 Resumen: Esta tesis estuvo dirigida diseñar y calibrar un plato poroso para la medición de presión capilar de núcleos mediante el método de la membrana semipermeable. El estudio del diseño y calibración del plato poroso se baso en un análisis de anteriores equipos de medición de presión capilar y además en una pasantía que se hizo en el Laboratorio de Petroproducción en la ciudad de Quito. La finalidad principal del diseño de este equipo, es su

aplicación en el laboratorio de petrofísica de la Facultad de Ingeniería en Ciencias de la Tierra de la Escuela Superior Politécnica del Litoral. En su primera parte se revisan todos los conceptos teóricos relacionados con la Presión Capilar, además se mencionan los factores que afectan este parámetro y la aplicación del mismo en la Ingeniería de Petróleos en general. Luego se explican los diferentes métodos usados en la determinación de la Presión Capilar. Tales como: • Método de la Centrifuga • Método de la Inyección de Mercurio • Método de la Membrana Semipermeable. Siendo este el método a ser mas estudiado a fondo. Finalmente se describen cada uno de los elementos constituyentes del equipo de medición de presión capilar diseñado y además se explica el procedimiento a seguir con el objetivo de determinar este parámetro del yacimiento. Aparte se va a realizar un análisis comparativo de resultados de la experiencia, de mediciones realizadas en el Laboratorio de Petroproducción de la ciudad de Quito.

La Porosimetría por Inyección de Mercurio es una técnica experimental que se utiliza para estimar las presiones capilares en materiales porosos. El método consiste en inyectar mercurio a presiones incrementales en una muestra que ha sido previamente evacuada; este proceso es conocido como drenaje primario (la fase "mojante" es el vacío). El registro de las presiones de mercurio y las saturaciones permite la generación de las curvas de Presión Capilar - Saturación. Posteriormente, disminuyendo la presión en etapas, puede ser simulado el proceso de imbibición y así se puede generar la presión capilar equivalente. Una segunda serie de incrementos en la presión simulará un proceso secundario o de re-drenaje; nuevamente una curva de presión capilar puede ser trazada. La saturación final para el proceso primario de drenaje da una estimación del drenaje primario y los procesos de imbibición dan una indicación de la eficiencia de recobro para el hidrocarburo en el yacimiento (asumiendo nuevamente que el yacimiento sea mojable al agua). Los datos Porosimetría por Inyección de Mercurio se utilizan para determinar las distribuciones del tamaño de poro de las muestras de núcleo. Usando parámetros convenientes de escalamiento, las curvas de presión capilar aceite/salmuera se pueden también deducir de las curvas de presión capilar por inyección de mercurio. AGAT puede medir las curvas de presión capilar por inyección de mercurio y deducir datos de la distribución del tamaño de poro.

El mercurio es el único metal líquido a temperatura y presión ordinarias. De aspecto plateadobrillante, presenta una elevada movilidad a pesar de su elevada densidad (13,6 g/cm

3 aproximadamente, dependiendo de la temperatura). El punto de fusión se sitúa a –38,9ºC y elde ebullición a 356,6ºC. El mercurio es atacado fácilmente por el ácido nítrico concentrado odiluido en caliente, pero no por los ácidos clorhídrico y sulfúrico. Se alea con la mayoría de losmetales (excepto con el hierro, el aluminio, el níquel, el platino y el cobalto) formandoamalgamas. El manejo del mercurio ha de ser cuidadoso debido a que a temperatura ambienteemite vapores tóxicos (Ver Anexo I: Nociones básicas sobre seguridad con el Mercurio). Elmercurio utilizado en esta técnica debe ser de calidad analítica, con una pureza de 99,4%.El principio de la técnica de porosimetría de mercurio se basa en el hecho de que el mercuriose comporta como un líquido no humectante con la mayoría de los materiales geológicos comosuelos y rocas, así como otros materiales de construcción como el cemento, hormigón, ladrillos,etc. Ello es debido a que el ángulo de contacto del mercurio con estos materiales es mayor de90º y, en consecuencia, no penetra en los huecos y fisuras del material a menos que se apliqueuna determinada presión.Por el contrario, existe una serie de materiales que sí son mojados por el mercurio, es decir, elángulo de contacto es menor de 90º. Cuando el mercurio entra en contacto con dichosmateriales, generalmente metales como el cinc, el cobre o la plata, forma amalgamas con ellos.En tales casos, la porosimetría por intrusión de mercurio sólo es posible tras recubrir lasuperficie del material con un polímero o con ácido esteárico.La justificación de este comportamiento del mercurio se basa fundamentalmente en dospropiedades del mismo: su tensión superficial y su ángulo de contacto con los sólidos. 3.2 Tensión superficial del mercurio Tanto los gases como los líquidos son fluidos, pero los líquidos tienen una propiedad de la quecarecen los gases: tienen una superficie "libre", es decir, una superficie cuya forma no estádeterminada por la forma del recipiente que lo contiene. Esa superficie se forma por unacombinación de atracción gravitacional de la Tierra (peso) y de fuerzas entre las moléculas dellíquido. Una consecuencia directa de la existencia de esta superficie libre es que sobre ellaactúa una fuerza que no está presente en el interior de los líquidos, por eso llamada "tensiónsuperficial".Las moléculas de un líquido se atraen entre sí, de ahí que el líquido esté "cohesionado". Sinembargo, las moléculas que forman esta superficie libre son objeto de fuerzas en todas lasdirecciones excepto en la dirección normal a dicha superficie, donde no existen moléculasadyacentes. El resultado es que las moléculas que se encuentran en la superficie son atraídashacia el interior de éste. Para algunos efectos, esta película de moléculas superficiales secomporta en forma similar a una membrana elástica tirante. La tensión superficial se define engeneral como la fuerza que hace la superficie, membrana en tensión, dividida por la longituddel borde de esa superficie.

Presión Capilar

Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera. Los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos de simulación y para calcular la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presión capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones esperadas de agua fósil. En cualquier medio poroso con presencia de fluidos bifásicos, la fase mojante tendrá siempre la presión más baja. Por lo tanto, las curvas de presión capilar se pueden también utilizar para determinar las características de mojabilidad del yacimiento. Las presiones capilares se miden comúnmente con uno de dos instrumentos: celdas de desaturación de plato poroso o centrífugas. Debido a que los tiempos de prueba son más cortos, la centrífuga es la técnica de prueba preferida. La ultracentrífuga permite realizar la prueba a temperaturas hasta de 150ºC. Existen técnicas para la determinación de la presión capilar en núcleos consolidados y no consolidados.

Mojabilidad

En los últimos años la Mojabilidad ha sido reconocida como uno de los más importantes parámetros en un yacimiento. La industria tiene el privilegio de tener una serie de excelentes artículos hechos por Anderson (1986-1987) que provee discusiones exhaustivas de como la mojabilidad afecta otros parámetros del yacimiento. El único método científico apropiado de medir mojabilidad es obtener el ángulo de contacto entre dos fluidos y la roca. Si el ángulo de contacto medido a través de un fluido es menor que 90°, se puede decir que existe una situacion neutralmente mojada. Sin embargo las medidas directas son raramente practicadas con materiales reales de yacimiento. Los materiales reales del yacimiento son algunas veces aproximados por superficies lisas "puras": cristal (silice) por areniscas o cristales de calcitas para los carbonatos.

Cuando dos fluidos inmicibles estan en contacto, debido a la fuerza de tensión interfacial, la interfase será curvada con una presión mas alta en al lado concavo que en el convexo.

mojabilidad English | Español 1. S. [Evaluación de formaciones] La preferencia de un sólido por el contacto con un líquido o un gas, conocido como la fase mojante, en vez de otro. La fase mojante tenderá a dispersarse sobre la fase sólida y un sólido poroso tenderá a absorber la fase mojante, desplazando en ambos casos la fase no mojante. Las rocas pueden ser humedecidas con agua, humedecidas con petróleo o con una mojabilidad intermedia. El estado intermedio entre humedecido con agua y humedecido con petróleo puede ser causado por un sistema de mojabilidad mixta, en el que algunas superficies o granos se encuentran humedecidos con agua y otros con petróleo, o un sistema neutral en el que las superficies no se encuentran intensamente humedecidas con agua ni con petróleo. Tanto el agua como el petróleo humedecen la mayor parte de los materiales con preferencia con respecto al gas, pero el gas puede humedecer el azufre, el grafito y el carbón. La mojabilidad afecta la permeabilidad relativa, las propiedades eléctricas, los tiempos de relajación RMN y los

perfiles de saturación del yacimiento. El estado mojante incide en los procesos de inyección de agua y en el avance del acuífero en un yacimiento. La preferencia del yacimiento en términos de mojabilidad puede ser determinada mediante la medición del ángulo de contacto del petróleo crudo y el agua de formación en los cristales de sílice o de calcita o mediante la medición de las características de las muestras de núcleos en una prueba de imbibición con la técnica Amott o en una prueba de USBM.