[pt] Em reservatórios de gás retrógrado com pressões inferiores à pressão de orvalho, a produtividade dos poços pode ser comprometida devido ao aparecimento e acúmulo da fase líquida nas suas imediações. Este fenômeno é conhecido como bloqueio por condensação retrógrada e está associado à uma série de desafios para compreendê-lo. Um deles é a determinação da permeabilidade relativa das fases líquida e gasosa, que comumente advém de curvas de permeabilidade obtidas a partir da extrapolação de poucos dados experimentais. Dessa forma, elas tendem a não representar fielmente efeitos importantes para o escoamento, comprometendo a precisão da modelagem do fluxo no meio poroso. A fim de investigar o efeito das curvas de permeabilidade relativa sobre a formação de bancos de condensado, foi desenvolvido um modelo composicional em escala de reservatório para o estudo do escoamento de gás e condensado. Com o modelo, o uso de curvas de permeabilidade relativa obtidas através de simulação do escoamento de gás retrógrado na escala de poros e de correlações propostas na literatura foi avaliado. Considera-se: sistema isotérmico, escoamento bifásico e incorporação dos efeitos de forças capilares por meio do modelo de permeabilidade relativa. Equações de balanço molar e consistência de volume formam um sistema não linear resolvido pelo método de Newton que fornece pressão e número de mols de cada componente, em todos os volumes de controle do modelo, a cada passo de tempo. Para o equilíbrio de fases, a equação de Peng & Robinson foi implementada com uma rotina de flash a pressão e temperaturas constantes. O modelo foi validado contra a solução analítica para sistema monofásico e por fim, o simulador obteve a evolução temporal das curvas de pressão e saturação em função da distância do poço, a fim de comparar o efeito dos diferentes modelos de curvas de permeabilidade relativa na predição do bloqueio por condensado. Os resultados foram obtidos variando-se a permeabilidade absoluta do meio e a vazão de gás imposta no poço, e o impacto desses parâmetros no acúmulo de condensado foi avaliado. / [en] In gas-condensate reservoirs with pressures below the dew pressure, the productivity of wells can be compromised due to the accumulation of liquid in their surroundings. This phenomenon is known as condensate blockage and there are many challenges to understanding the formation of condensate banks. One of them is the determination of the relative permeability of the liquid and gas phases, which commonly comes from permeability curves obtained from the extrapolation of few experimental data. Thus, they tend not to reliably represent important effects for the flow, compromising the precision of the flow modeling in the porous medium. In order to investigate the effect of relative permeability curves on the formation of condensate banks, a reservoir-scale compositional model was developed for the study of flow of gas and condensate. With the model, the use of relative permeability curves obtained by simulating the gas-condensate flow at the pore-scale and with correlations proposed in the literature was evaluated. It is considered: isothermal system, two-phase flow and incorporation of capillary force effects through the relative permeability model. Molar balance and volume consistency equations form a nonlinear system solved by Newton s method that provides pressure and number of moles of each component, in all control volumes of the model, at each time step. For the phase equilibrium, calculations of the Peng & Robinson equation was implemented in a constant pressure and temperature flash routine. The model was validated against the analytical solution for single-phase flow and, finally, the simulator obtained the temporal evolution of the pressure and saturation as a function of the distance from the well, in order to compare the effect of different models of relative permeability curves in the prediction of condensate blockage. The results were obtained by varying the absolute permeability of the medium and the gas flow imposed in the well, and the impact of these parameters on the accumulation of condensate was evaluated.

[pt] Este trabalho investiga o desempenho de modelos inteligentes na previsão de permeabilidade de reservatórios heterogêneos. Perfis de produção são utilizados para computar funções-objetivo para regressão no processo de otimização dos algoritmos. Um método de interpretação de perfil de produção é usado para remover efeitos de skin das medições de vazão. Adicionalmente, uma técnica de segmentação é aplicada a perfis de imagem acústica de alta resolução que fornecem, não apenas a imagem do sistema de mega e giga poros, mas também identifica fácies permeáveis ao longo do reservatório. A segmentação da imagem junto com outros perfis a poço aberto fornece os atributos necessários para o processo de treinamento do modelo. As estimativas apresentadas neste trabalho demonstram a habilidade dos algoritmos em aprender relações não lineares entre as variáveis geológicas e os dados dinâmicos de reservatório, mesmo quando a própria relação física é complexa e desconhecida à priori. Apesar das etapas de pré-processamento envolverem experiência em interpretação de dados, os algoritmos podem ser facilmente implementados em qualquer linguagem de programação, não assumindo qualquer premissa física de antemão. O procedimento proposto fornece curvas de permeabilidades mais acuradas que aquelas obtidas a partir de métodos convencionais que muitas vezes falham em prever a permeabilidade medida em testes de formação (TFR) realizados em reservatórios de dupla-porosidade. A contribuição deste trabalho é incorporar os dados dinâmicos oriundos dos perfis de produção (PP) ao processo de estimativa de permeabilidade usando algoritmos de Machine Learning. / [en] This work investigates the performance of intelligent models on the forecasting of permeability in heterogeneous reservoirs. Production logs are used to compute loss functions for regression in the algorithms optimization process. A flow profile interpretation method is used to remove wellbore skin effects from the measured flow rate. Additionally, a segmentation technique is applied to high-resolution ultrasonic image logs which provide not only the image of mega and giga pore systems but also identify the permeable facies along the reservoir. The image segmentation jointly with other borehole logs provides the necessary input data for the models training process. The estimations presented herein demonstrate the algorithms ability to learn non-linear relationships between geological input variables and a reservoir dynamic data even if the actual physical relationship is complex and not known a priori. Though the preprocessing stages of the procedure involve some data interpretation expertise, the algorithms can easily be coded in any programming language, requiring no assumptions on physics in advance. The proposed procedure provides more accurate permeability curves than those obtained from conventional methods, which may fail to predict the permeability measured on drill stem tests (DSTs) conducted in dual-porosity reservoirs. The novelty of this work is to incorporate dynamic production logging (PL) data into the permeability estimation workflow using machine learning algorithms.

[pt] As coquinas carbonáticas são rochas sedimentares constituídas principalmente por conchas e detritos. Elas apresentam diferentes características de textura que são afetadas pela sedimentação e diagênese, influenciando no arranjo de poros, e consequentemente, na permeabilidade. É necessário o entendimento do efeito da variação das tensões efetivas nessas formações rochosas e como problemas de dano mecânico irão afetar na produção e injeção de poços de sistemas de produção de petróleo e gás. Nesta tese, amostras de coquinas sintéticas foram confeccionadas e, com o auxílio de técnicas de microtomografia de raios-x (microCT), modelagem de rede de poros (PNM) e ensaios in situ, a influência da microestrutura dessas rochas na variação de suas propriedades devido a tensões de compressão confinada foi avaliada. O uso de microCT permitiu a análise da estrutura interna das amostras para a discriminação de poros. Uma célula para ensaios mecânicos, acoplável ao tomógrafo e capaz de aplicar tensões de compressão confinada, auxiliou no estudo da alteração da microestrutura das coquinas sob tensão. As amostras foram tomografadas em 3 condições: sem carregamento, com carregamento e após despressurização. PNM foi utilizada para simulação de transporte bifásico nas coquinas, além de relacionar dados como número de conectividade de poros, tortuosidade, permeabilidade, porosidade, diâmetro dos poros e capilares. Os resultados obtidos demonstram que a aplicação de tensões de compressão confinada resulta na redução da porosidade e permeabilidade das coquinas. A redução da porosidade total do estágio final em relação às condições iniciais das amostras foi de 87,5 por cento, 70,0 por cento e 85,9 por cento para CP1, CP2 e CP3, respectivamente. Já a permeabilidade absoluta em condições iniciais apresentou valores de 33,10, 11,60 e 22,90 mD para CP1, CP2 e CP3, respectivamente, reduzindo a zero com o aumento dos estágios de pressão, impossibilitando as coquinas de permear fluidos em seus interiores. Em relação aos estudos da literatura, a fabricação de coquinas sintéticas mostrou-se eficiente em termos de reprodutibilidade para coquinas carbonáticas autênticas, apresentando propriedades geomecânicas semelhantes. / [en] Carbonate coquinas are sedimentary rocks composed mainly of shells and fragments. They present different texture characteristics that are affected by sedimentation and diagenesis, influencing the pore arrangement and, consequently, the permeability. It is necessary to understand the effect of variations in effective stresses on these rock formations and how mechanical damage problems will affect the production and injection of wells in oil and gas production systems. In this thesis, samples of synthetic coquinas were made, and with the help of x-ray microtomography, pore network modeling techniques, and in situ tests, the influence of the microstructure of these rocks on the variation of their properties due to confined compression stresses was evaluated. The use of x-ray microtomography allowed the analysis of the samples internal structure for the discrimination of pores. Using a cell for mechanical tests, coupled with the tomograph and able to apply confined compressive stresses, helped study changes in the coquinas’ microstructure under tension. The samples were scanned under three conditions: without loading, with stress loading, and after depressurization. Pore network modeling was used to simulate single-phase transport in the coquinas, as well as for relating data such as pore connectivity number, tortuosity, permeability, porosity, pore, and capillary diameter. The results obtained demonstrate that the application of confined compressive stresses results in the reduction of porosity and permeability of the coquinas. The reduction of total porosity in the final stage relative to the initial conditions of the samples was 87.5 percent, 70.0 percent, and 85.9 percent for CP1, CP2, and CP3, respectively. Meanwhile, the absolute permeability under initial conditions presented values of 33.10, 11.60, and 22.90 mD for CP1, CP2, and CP3, respectively, which reduced to zero with the increase of pressure stages, making it impossible for the coquinas to permeate fluids within their interiors. Compared to literature studies, the production of synthetic coquinas proved to be efficient in terms of reproducibility for authentic carbonate coquinas, presenting similar geomechanical properties.

[pt] O presente trabalho foca em uma investigação numérica do escoamento através de meios porosos com macroporos, como os carbonatos. A presença de vugs e fraturas tem um forte efeito na característica do escoamento. O fluxo através da matriz porosa é geralmente descrito pela equação de Darcy e o fluxo através dos macroporos pela equação de Stokes. O acoplamento entre essas duas abordagens distintas traz grande complexidade para a modelagem de tais fluxos. Neste trabalho, utilizamos a formulação de Brinkman que é capaz de descrever ambos os fluxos através da matriz porosa e macroporos com uma única equação diferencial. Resolvemos o sistema de equações diferenciais usando o modelo de elementos finitos e implementamos o código com auxílio da plataforma FEniCS. Primeiro, resolvemos o fluxo 1-D através de placas paralelas com uma das paredes sendo um material poroso. O objetivo foi comparar as previsões obtidas pela formulação de Brinkman com aquela obtida usando a condição de contorno de Beavers-Joseph. Então, resolvemos um fluxo 2-D através de um meio poroso com macroporos. A geometria da estrutura porosa foi obtida a partir de cortes 2D de imagens tomográficas de carbonatos. O objetivo desta análise foi avaliar uma permeabilidade equivalente em função da área e estrutura dos macroporos. / [en] The present work focuses on a numerical investigation of the flow through porous media with macropores, such as carbonates. The presence of vugs and fractures have a strong effect on the flow characteristics. The flow through the porous matrix is usually described by the Darcy equation and the flow through the macropores by Stokes equation. The coupling between these two distinct approaches brings great complexity to the modeling of such flows. In this work, we use Brinkman formulation that is able to describe the flow, both in the porous matrix and macropores with a single differential equation. We solved the set of differential equations using the finite element model and implemented the code in the FEniCS platform. We first solved the 1-D flow through parallel plates with one of the walls being a porous material. The goal was to compare the predictions obtained with the Brinkman formulation to that obtained by using the Beavers-Joseph boundary condition. Then, we solved a 2-D flow through a porous medium with macropores. The geometry of the pore structure was obtained from 2D slices of tomographic images of carbonates. The goal of this analysis was to evaluate an equivalent permeability as a function of macropores area and structures.

[pt] Rochas carbonáticas possuem atributos únicos que as distinguem das siliciclasticas e necessitam de diferentes métodos de estudo para caracterizar sua textura. Rochas carbonáticas são resultado de interações entre processos deposicionais químicos e biológicos. Os processos diagenéticos que formam e alteram estas rochas contribuem para o acúmulo de heterogeneidades. Devido ao alto teor de heterogeneidade, as propriedades medidas (e.g. porosidade e permeabilidade) variam com a escala de investigação e estudos com o compromisso a significância dos detalhes e representação espacial. Ampliar uma escala menor para maior, exige procedimentos que preservem a essência dos processos físicos de um nível mais detalhada para um mais grosseiro. Métodos simplificados para dimensionar propriedades não aditivas em outras escalas, tal como permeabilidade, geralmente não honram a heterogeneidade presente em sistemas complexos. Com isso a dinâmica dos fluidos em rochas complexas exige abordagens e métodos mais sofisticados. Este estudo é focado em desenvolver uma metodologia de avaliação da permeabilidade como parâmetro de escala para meios porosos heterogêneos. A permeabilidade é retro calculada ao emular o experimento de Darcy e resolver o fluxo no meio poroso utilizando uma formulação de elementos finitos para equação de Brinkman. O estudo iniciou com foco em sistemas paramétricos de células periódicas e posteriormente a duas microtomogra fia de rochas carbonáticas, do qual uma foi selecionada para um estudo de representatividade espacial. As células periódicas foram utilizadas para avaliar os efeitos da formação de canais e espaços vazios, em analogia a fraturas e vugos, assim como os efeitos da permeabilidade da matriz porosa. As amostras carbonáticas consistem de casos nos quais é possível observar a presença de uma combinação dos fenômenos estudadas. Por fim um estudo de representatividade foi conduzido segmentando uma amostra de micro-tomografia em suficientes sub-amostras que capazes de reproduzir a heterogeneidade espacial da amostra original. / [en] Carbonate rocks have unique attributes that distinguish them from siliciclastics and that require diferent methods of study to characterize their texture. Carbonates rocks are formed as a result of close interactions between biological and chemical depositional processes. The underlying diagenetic processes that form and alter these rocks contribute to a build-up of heterogeneities. Because of the high heterogeneity content measured properties (e.g. porosity and permeability) change with the scale of investigation and studies have struggle with a trade-off between significance of details and space representativeness. Extending a smaller scale to a larger requires scaling up procedures that preserves the essence of physical processes at one level to be summarized at the coarser level. Simplistic methods for scaling-up non-additive properties such as permeability generally do not honour the original heterogeneity present in complex systems. Therefore the dynamics of fluid flow in complex rocks demand more sophisticate methods and approaches. This study was focused in developing a methodology to evaluate the permeability as a scaling-up parameter for heterogeneous porous media. The permeability is back-calculated by emulating Darcy s experiment and solving the pore-scale ow using a Finite element formulation of Brinkman flow equation. The study was initially focused on parametric systems of periodic cells and later extended to two micro-tomography carbonate samples in which one has been selected for a spatial representativeness study. The parametric cells were used to evaluate the shape effects of channels and void spaces in an analogy to geological fractures and vugs as well as the permeability of the porous matrix. The micro-tomography carbonate samples consisted of a real case scenario in which, to a certain degree, could be observed a combination of the previously studied periodic cells. Finally a representativeness study was conducted segmenting the micro-tomography sample into suficiently sub-samples that would be capable of reproducing the spatial heterogeneity of the sample.

[pt] Nos últimos anos, tem aumentado o interesse no uso da transmissão de energia sem fio por acoplamento indutivo em muitas aplicações. Uma das maiores limitações dessa tecnologia é a distância de operação reduzida. Alguns trabalhos recentes sugerem usar materiais artificiais conhecidos como metamateriais para aprimorar a eficiência da transferência de potência ao longo da distância. Devido às suas propriedades eletromagnéticas únicas, tais como permeabilidade magnética negativa, metamateriais podem ser usados para amplificar as ondas evanescentes do campo próximo. No presente trabalho, é estudado o uso de metamateriais eletromagnéticos para aumentar o acoplamento indutivo por meio da amplificação do campo próximo. São apresentados cálculos analíticos e simulações dos metamateriais propostos. O melhoramento da eficiência na transferência de potência é apoiado por evidências experimentais. / [en] Over recent years, the interest in using inductive wireless power transmission for many applications has grown. One of the major limitations of this technology is the reduced operating distance. Some recent works have suggested using artificial materials known as metamaterials to improve the power transfer efficiency over distance. Due to their unique electromagnetic properties, such as negative permeability, metamaterials can be used to enhance the evanescent waves of the near field. In the present work, the usage of an electromagnetic metamaterial to increase the inductive coupling by means of enhanced evanescent waves is studied. Analytical calculations and numerical simulations of the proposed metamaterial are presented. The improvement of the power transfer efficiency is supported by empirical evidences.

[pt] Estima-se que 50 por cento das reservas mundiais de petróleo e gás sejam mantidas em reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. Um dos maiores desafios neste tipo de formações é a sua heterogeneidade. Além da presença de fraturas que conectam longitudinalmente o meio poroso, vugs em diferentes escalas e distribuições estão espalhados por toda a matriz porosa. Essas cavidades tornam as características do escoamento de fluidos significativamente diferentes daquelas dos reservatórios convencionais de estrutura porosa homogênea, e trazem a necessidade de avaliar propriedades petrofísicas equivalentes para o meio heterogêneo. Neste estudo, uma abordagem microfluídica é usada para determinar as curvas de permeabilidade relativa de água e óleo e os perfis de distribuição das fases em micromodelos 2D de meios porosos vugulares. Experimentos de injeção simultânea de água-óleo em estado estacionário foram realizados a diferentes fluxos fracionários de água, monitorando a dinâmica da queda de pressão e visualizando o deslocamento de fluidos na escala de poros. A aquisição de imagens em tempo real por microscopia de fluorescência permitiu examinar a evolução da saturação das fases. A comparação direta entre as curvas de permeabilidade relativa dos meios porosos vugulares com aquela da matriz porosa mostrou que a incorporação de vugs leva a (i) maior permeabilidade absoluta equivalente, especialmente com cavidades mais longas e em maior número, (ii) aumento da ocupação de óleo na matriz porosa, devido à invasão de água menos eficiente, e (iii) maior permeabilidade relativa à água, que flui preferencialmente pelo espaço vugular. Esses resultados são consistentes com a natureza molhável ao óleo dos micromodelos, uma vez que os vugs oferecem menor resistência capilar ao fluxo da fase não molhante. Nossa abordagem microfluídica de baixo custo provavelmente nos permitirá estudar sistematicamente configurações mais complexas de meios porosos heterogêneos / [en] It is estimated that 50 percent of world s oil and gas reserves are held in naturally fractured carbonate reservoirs. One of the biggest challenges in this type of formation is its heterogeneous nature. Besides the presence of fractures that longitudinally connect the porous medium, vugs at different scales and distributions are scattered throughout the porous matrix. These cavities cause fluid flow characteristics to significantly differ from those of conventional homogeneous pore structure reservoirs and bring the need to evaluate equivalent petrophysical properties of the heterogeneous medium. In this study, a microfluidic approach is used to determine the water and oil relative permeability curves and phase distribution profiles in 2D micromodels of vugular porous media. Steady-state water-oil injection experiments were performed in these devices at different fractional flows, while monitoring the dynamics of the pressure drop and visualizing the fluid displacement at the pore scale. Live-image acquisition through fluorescence microscopy made it possible to examine the evolution of the saturation of water and oil phases. The direct comparison between the relative permeability curves of well-characterized vugular porous media and their porous matrix showed that the incorporation of vugs leads to (i) higher equivalent absolute permeability, especially with longer cavities and higher vug density, (ii) increased oil occupancy in the porous matrix, due to less efficient water invasion into the porous matrix, and (iii) higher relative permeability to water, which flows preferentially through the vugular space. These results are consistent with the oil-wet nature of micromodels, since the vugs are offering less capillary resistance to the flow of the non-wetting phase. Our low-cost microfluidic approach will likely allow us to systematically study more complex vugular-fractured systems.

[pt] A implementação de medidas que reduzam as emissões de gases de efeito estufa ganha importância no cenário atual. Um importante método para captura de CO2 consiste nos processos de separação por membranas. Visando melhorar a eficiência seletiva na separação de gases, este trabalho estudou a síntese de membranas poliméricas de matrizes mistas a fim de aumentar os valores de permeabilidade, utilizando líquidos iônicos em sua estrutura, que apresentam elevada solubilidade de CO2 e seletividade. A síntese do líquido iônico foi realizada a partir do cátion imidazólico e do ânion NTf2(-) , em reações de 3 etapas. Os filmes poliméricos de matrizes mistas foram sintetizados por diferentes tipos de polímeros comerciais, PEBAX 1657, PEBAX2533 e PU 1185A10; com concentrações de 0 por cento, 20 por cento e 60 por cento (m/m) do líquido iônico. A técnica de ressonância magnética nuclear (RMN) de (1)H e (13)C foi utilizada para validar a composição do líquido iônico. As caracterizações de membranas compósitas se deram pelas técnicas de microscopia eletrônica de varredura (MEV), análise termogravimétrica (TGA) e espectroscopia de infravermelho com transformada de Fourier (FTIR). Na presença do líquido iônico, a seletividade relativa de CO2/N2 apresentou um aumento considerável para as membranas de PU e PEBAX2533, enquanto a permeabilidade de CO2 aumentou nas membranas de PU e PEBAX1657. / [en] The measures to reduce greenhouse gas emissions, gains more importance in the current scenario. Processes involving membrane separation are an important method for CO2 capture which are widely used. In order to improve the selective efficient in the gas separation this paper studies the development and synthesis of composite polymeric membranes that will be able to increase the permeability using ionic liquids in your structure, which have high CO2 solubility and selectivity. The ionic liquid synthesis was obtained using imidazolium cation and the NTf2(-) anion, on 3 steps reactions. The composite polymeric membranes were synthesized by different types of commercial polymers, PEBAX1657, PEBAX2533 and PU 1185A10; with 0 percent, 20 percent and 60 percent (wt.) concentrations of ionic liquid. The nuclear magnetic resonance (NMR) technique for 1H and 13C was used to validate the ionic liquid structure. The composite membrane characterizations were obtained by those techniques: scanning electron microscope (SEM), thermogravimetric analysis (TGA) and Fourier transform infrared (FTIR). In the presence of ionic liquid, the selectivity of CO2/N2 increased for the PU and PEBAX2533 membranes, and the permeability of CO2 increased for the PU and PEBAX1657 membranes.

[pt] Uma das características mais relevantes nos aglomerados de minério de ferro é a sua porosidade, que impacta fortemente no desempenho desses materiais nos processos siderúrgicos. O desempenho é diretamente dependente da existência de uma rede porosa que permite o fluxo de gases pelo interior desses aglomerados sem comprometer sua integridade física. Neste trabalho, amostras de diferentes tipos de aglomerados de minério de ferro foram caracterizadas com o auxílio de técnicas de microtomografia computadorizada de raios X (microCT), processamento digital de imagens e modelagem de rede de poros (PNM). Com isso, a influência da microestrutura desses aglomerados na variação da sua porosidade e permeabilidade foi avaliada. O uso de microCT permitiu uma visualização 3D da estrutura dos aglomerados, permitindo realizar uma análise da estrutura interna das amostras para a discriminação do espaço poroso. O pixel size ideal foi estipulado por meio de diversas capturas com resoluções diferentes. A PNM foi utilizada para realizar a simulação da permeabilidade absoluta das amostras, correlacionando com a porosidade, conectividade dos poros e diâmetro de poros e conexões. Foi realizada uma variação de mais ou menos 5 tons de cinza nos limiares de segmentação para estipular a sensibilidade do impacto desse parâmetro nos resultados da modelagem. Os dois aglomerados apresentaram porosidade parecida, em torno de 20 por cento. Os resultados para piores resoluções apresentaram uma inconsistência, em muitos casos não possuindo sequer permeabilidade. As imagens adquiridas com um tamanho de voxel de 2 micrômetros resultaram em cálculos consistentes de permeabilidade, em torno de 0,4 a 2,4 mD para os briquetes e 0,03 a 1,6 mD para as pelotas, sugerindo que os briquetes são levemente mais permeáveis. A variação do limiar de segmentação dos poros teve forte impacto nos resultados das modelagens, influenciando diretamente no valor do cálculo da permeabilidade absoluta. / [en] One of the most relevant features of iron ore agglomerates is their porosity, which strongly impacts the performance of these materials in steelmaking processes. Performance is directly dependent on the existence of a porous network that allows gas flow through the interior of these agglomerates without compromising their physical integrity. This study characterized samples of different iron ore agglomerates using X-ray microcomputed tomography (microCT), digital image processing, and pore network modeling (PNM). The influence of the microstructure of these agglomerates on the variation of their porosity and permeability was evaluated. MicroCT enabled a 3D visualization of the agglomerate structure, allowing for an analysis of the internal structure of the samples to discriminate the porous space. The ideal pixel size was determined through various captures at different resolutions. PNM was used to simulate the absolute permeability of the samples, correlating it with porosity, pore connectivity, and pore and connection diameter. A variation of more or less 5 gray tones in the segmentation thresholds was performed to determine the sensitivity of this parameter s impact on the modeling results. The two agglomerates had similar porosity of around 20 percent. The results for lower resolutions showed inconsistency, with many cases lacking permeability altogether. Images acquired with a pixel size of 2 micrometers resulted in consistent permeability calculations, ranging from 0.4 to 2.4 mD for briquettes and 0.03 to 1.6 mD for pellets, indicating that briquettes are slightly more permeable. The variation of pore segmentation threshold had a strong impact on the modeling results, directly influencing the value of the absolute permeability calculation.

[pt] Campos de petróleo com gás não associado do tipo gás condensado possuem destaque pelo maior valor econômico agregado associado a seu recurso energético: a expressiva quantidade de condensado produzida, além do próprio gás. Porém, tais reservatórios possuem um comportamento termodinâmico particular, induzindo mudanças de composição e, consequentemente, fase ao longo do processo de produção por depleção. Nas condições de reservatório, por exemplo, pode ocorrer o fenômeno chamado de condensate blockage, em que bancos de condensado se formam, geralmente em regiões próximas aos poços, dificultando assim o escoamento e afetando a produção de gás. A fim de definirmos a melhor estratégia de gerenciamento de um projeto a ser implementado ao longo da explotação desse tipo de reservatório, uma ferramenta importante utilizada pelos engenheiros é a simulação numérica. Especialmente relacionadas à representação do fenômeno físico-químico citado, nas simulações se utilizam as curvas de permeabilidade relativa. Na realidade, porém, existe uma certa limitação de representatividade do fenômeno nos ensaios laboratoriais praticados pela indústria e os melhores insumos poderiam ser fornecidos por simulações em rede de poros, com modelos que representem a sua alteração com função das mudanças na tensão interfacial e na velocidade de escoamento ao longo do reservatório. A reprodução de uma simulação de escoamento em rede de poros para a escala mais próxima possível em uma simulação de simulador comercial de diferenças finitas é validada. Da simulação em rede de poros até a escala de campo praticada nas simulações de reservatórios, uma metodologia de scale-up é proposta, utilizando um processo de otimização, procurando ser fiel à curva de permeabilidade relativa original, em escala de microporo, obtida simulando fenomenologicamente o processo de condensação no reservatório, através de um modelo que reproduza sua dependência com a velocidade desenvolvida pelas fases em meio poroso. A comparação de produtividades na escala de campo e na evolução da saturação de condensado em regiões próximas aos poços foi apresentada para as três curvas de permeabilidade relativa utilizadas. Os resultados mostram que a metodologia proposta consegue ser mais fiel à influência da condensação no reservatório sobre a produtividade dos poços quando comparada ao insumo de curva de permeabilidade relativa de ensaio laboratorial que apresenta o condensado mais móvel. / [en] Oil fields with non-associated gas like gas condensate type stand out due to the higher added economic value associated with their energy resource: the significant amount of condensate produced, in addition to the gas itself. However, such reservoirs have a particular thermodynamic behavior, inducing changes in composition and, consequently, phase throughout the depletion production process. Under reservoir conditions, for example, the phenomenon called condensate blockage may occur, in which bridges of condensate are formed, usually in regions close to the wells, thus hindering flow and affecting gas production. In order to define the best management strategy for a project to be implemented throughout the exploitation of this type of reservoir, an important tool used by engineers is numerical simulation. The relative permeability curves are used in the simulations, especially related to the representation of the mentioned physical phenomenon. In reality, however, there is a specific limitation of representativeness of the phenomenon in the laboratory tests carried out by the industry, and the best inputs could be provided by simulations in a pore network, with models that represent its alteration as a function of changes in interfacial tension and flow velocity along the reservoir. The reproduction of a pore network flow simulation to the closest possible scale in a commercial finite difference simulation is validated. From the pore network simulation to the field scale practiced in reservoir simulations, a scale-up methodology is proposed, using an optimization process, seeking to be faithful to the original relative permeability curve, on a microporous scale, obtained by simulating phenomenologically the condensation process in the reservoir, using a model that reproduces its dependence on the velocity flow developed by the phases in a porous medium. The three relative permeability curves used were presented by comparing productivities at the field scale and the evolution of condensate saturation in regions close to the wells. The results show that the proposed methodology proves to be more faithful to the influence of condensation in the reservoir on the productivity of the wells when compared to the relative permeability curve input from the laboratory test, which presents the condensate with more mobility.