Porosidad

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Porosimetro de Boyle

La determinación del volumen de los granos o del esqueleto sólido de las muestras puede realizarse por medio de porosimetros de Boyle1,2 (Figura 1-6). El procedimiento es el siguiente:

Una vez terminadas las etapas de extracción y secamiento, la muestra se coloca en una copa de acero que se llena con un gas (aire generalmente) hasta una presión conocida (4o5 atmósferas). Luego se permite que el gas se dilate dentro de un volumen calibrado bastante grande en comparación con el volumen de la copa, y se registra la presión resultante en el sistema. El mismo procedimiento se repite de nuevo pero esta vez sin la muestra. De esta forma, y según la ley de Boyle, se puede determinar el volumen total del esqueleto sólido de la muestra. La prueba se repitecon una muestra artificial sin porosidad y similar al del núcleo de prueba.

Porosimetro Ruska

Opera con un principio similar al anterior. Un dibujo esquemático de este aparato se presenta en la Figura 1-7. En este caso, el volumen total se puede obtener usando la copa del instrumento como picnómetro. Por medio de un pistón micrométrico aplicamos presión dentro de la copa hasta queel mercurio alcanza una marca de referencia establecida en el manómetro, por obtención dos lecturas de pistón para la misma referencia en el manómetro, una cuando la copa contiene la muestra y otra cuando no la tiene, y designando estas lecturas RcyRh, respectivamente, la porosidad en porcentaje del volumen total puede calcularse por medio la siguiente relación:

Permeabilidad (K).Un factor muy importante en el flujo de los fluidos en un yacimiento es la permeabilidad de la roca, que representa la facilidad con que los fluidos se desplazan a través del medio poroso, no obstante que no existe una determinada relación de proporcionalidad entre porosidad y permeabilidad. La permeabilidad se mide en Darcys, en honor al ingeniero hidráulico francés Henri Darcy, quien formulala ley que lleva su nombre, que reza: “la velocidad del flujo de un liquido a través de un medio poroso, debido a la diferencia de presión, es proporcional al gradiente de presión en la dirección del flujo”. En la industria petrolera, las normas API para determinar la permeabilidad (K) de las rocas definen permeabilidad como “el régimen de flujo en mililitros por segundo de un fluido de 1centipoise de viscosidad que pase a través de una sección de 1 cm2 de roca, bajo un gradiente de presión de una atmósfera (760 mm Hg.) por centímetro cuadrado, y en condiciones de flujo viscoso”. En la industria se emplea el milidarcy, equivalente a 0,001 darcy. Las rocas pueden tener permeabilidades que van desde 0,5 hasta 3.400 milidarcys

En los temas anteriores se mostró que la φ eraindependientemente del tamaño de los granos, pero que de pendía de la forma como estaban empacadas. También se mostró que el tamaño de las aberturas de los granos disminuía a medida que el tamaño de los granos decrecía. Así fue posible derivar una ecuación de flujo en términos del diámetro promedio de los granos.
FRANCHER, LEWIS, y BARNER2, condujeron trabajos experimentales en sistemas porosos,para determinar la relación existente entre el tamaño de los grano s y la conductancia de los medios porosos. Los resultados fueron correlacionados usando la ecuación de flujo de Fanning, tomando en consideración el flujo viscoso y (laminar) y el flujo turbulento. El resultado se muestra en la gráfica (entregada en la clase anterior).Se observó que para arenas no consolidadas el factor f puede serobtenida del número de Reynolds; pero para arenas consolidadas se consiguió diferentes relaciones entre el factor f y él número de Reynolds, para cada muestra investigada. Si una relación simple se hubiese conseguido para las arenas no consolidadas, entonces hubiera sido necesario clasificar las rocas únicamente por el promedio del diámetro de los granos y sise tratara de arena consolidada o no...
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