Many of Brazil\'s pre-salt basins are located in ultra-deep waters, and the high heterogeneities of its offshore carbonate reservoirs make the extraction of representative rock samples difficult, risky and expensive. Synthetic plugs are required to understand oilfield properties and the behavior of oil in reservoirs where natural plugs cannot be extracted. Specifically, in cases where it is necessary to reproduce representative mineralogical and petrophysical characteristics from carbonates reservoir, it is evident that there are a lack of publications focusing on synthetic plug construction. In this work, the construction of synthetic plugs is studied, using a combination of published methodologies to achieve an alternative construction of synthetic carbonate plugs for laboratory scale studies. The obtained plugs used a procedure based on disintegrated rock matrices with known particle sizes and particle size ratio, uniaxial compaction with controlled load force and velocity, CaCO3 solubility control by changing temperature and pH and bonding material. Consolidation, wettability and petrophysical properties of the synthetic plugs were evaluated to characterize them. Generally, it was observed that the porosity and permeability features of the synthetic plugs were within the range of carbonate reservoirs. However, without reproducing a heterogeneous pore structure normally present in natural samples. On the other hand, wettability properties of the resulted synthetic plugs were similar to the natural carbonate plugs. Further studies are necessary to obtain more similar chemical and petrophysical properties to the natural samples. / A localização em águas ultra profundas das reservas petrolíferas do pré-sal brasileiro e a alta heterogeneidade dos seus reservatórios carbonáticos dificultam a aquisição de uma amostra de rocha representativa, além de ser uma operação de risco e de alto dispêndio. Plugues sintéticos são utilizados para compreensão das propriedades dos campos petrolíferos e para avaliação do comportamento dos hidrocarbonetos em reservatórios onde plugues reais não podem ser adquiridos. Especificamente, nos casos onde são necessários reproduzir características representativas mineralógicas e petrofísicas dos reservatórios carbonáticos, sendo notório a falta de publicações voltada para construção de plugues sintéticos. No presente trabalho, estudou-se a construção de plugues sintéticos empregando metodologias já difundidas, visando a construção de plugues carbonáticos sintéticos para utilização em escala laboratorial. Os plugues obtidos foram construídos utilizando matrizes de rochas desintegradas com tamanhos e proporções de partículas conhecidos, compactação uniaxial com força e velocidades controladas e controle de solubilidade de CaCO3, variando apenas temperatura, pH e proporções de material cimentante. Foram avaliadas as propriedades petrofísicas, a molhabilidade e a consolidação dos plugues sintéticos para posterior caracterização dos mesmos. Comumente, observou-se que os valores de porosidade e permeabilidade dos plugues sintéticos se encontravam dentro do intervalo de valores obtidos em reservatórios carbonáticos reais. No entanto, não reproduziram a estrutura heterogênea dos poros, normalmente presente em amostras de rochas naturais. Em contrapartida, as propriedades de molhabilidade dos plugues sintéticos se apresentaram análogas aos plugues de rochas carbonáticas naturais. Estudos complementares são necessários para obtenção de propriedades químicas e petrofísicas mais próximas das amostras reais.

Many of Brazil\'s pre-salt basins are located in ultra-deep waters, and the high heterogeneities of its offshore carbonate reservoirs make the extraction of representative rock samples difficult, risky and expensive. Synthetic plugs are required to understand oilfield properties and the behavior of oil in reservoirs where natural plugs cannot be extracted. Specifically, in cases where it is necessary to reproduce representative mineralogical and petrophysical characteristics from carbonates reservoir, it is evident that there are a lack of publications focusing on synthetic plug construction. In this work, the construction of synthetic plugs is studied, using a combination of published methodologies to achieve an alternative construction of synthetic carbonate plugs for laboratory scale studies. The obtained plugs used a procedure based on disintegrated rock matrices with known particle sizes and particle size ratio, uniaxial compaction with controlled load force and velocity, CaCO3 solubility control by changing temperature and pH and bonding material. Consolidation, wettability and petrophysical properties of the synthetic plugs were evaluated to characterize them. Generally, it was observed that the porosity and permeability features of the synthetic plugs were within the range of carbonate reservoirs. However, without reproducing a heterogeneous pore structure normally present in natural samples. On the other hand, wettability properties of the resulted synthetic plugs were similar to the natural carbonate plugs. Further studies are necessary to obtain more similar chemical and petrophysical properties to the natural samples. / A localização em águas ultra profundas das reservas petrolíferas do pré-sal brasileiro e a alta heterogeneidade dos seus reservatórios carbonáticos dificultam a aquisição de uma amostra de rocha representativa, além de ser uma operação de risco e de alto dispêndio. Plugues sintéticos são utilizados para compreensão das propriedades dos campos petrolíferos e para avaliação do comportamento dos hidrocarbonetos em reservatórios onde plugues reais não podem ser adquiridos. Especificamente, nos casos onde são necessários reproduzir características representativas mineralógicas e petrofísicas dos reservatórios carbonáticos, sendo notório a falta de publicações voltada para construção de plugues sintéticos. No presente trabalho, estudou-se a construção de plugues sintéticos empregando metodologias já difundidas, visando a construção de plugues carbonáticos sintéticos para utilização em escala laboratorial. Os plugues obtidos foram construídos utilizando matrizes de rochas desintegradas com tamanhos e proporções de partículas conhecidos, compactação uniaxial com força e velocidades controladas e controle de solubilidade de CaCO3, variando apenas temperatura, pH e proporções de material cimentante. Foram avaliadas as propriedades petrofísicas, a molhabilidade e a consolidação dos plugues sintéticos para posterior caracterização dos mesmos. Comumente, observou-se que os valores de porosidade e permeabilidade dos plugues sintéticos se encontravam dentro do intervalo de valores obtidos em reservatórios carbonáticos reais. No entanto, não reproduziram a estrutura heterogênea dos poros, normalmente presente em amostras de rochas naturais. Em contrapartida, as propriedades de molhabilidade dos plugues sintéticos se apresentaram análogas aos plugues de rochas carbonáticas naturais. Estudos complementares são necessários para obtenção de propriedades químicas e petrofísicas mais próximas das amostras reais.

Submitted by Marcos Wanderley (marcos.wanderley@ufcg.edu.br) on 2018-07-31T22:01:32Z No. of bitstreams: 1 ISIS DA SILVA RODRIGUES - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2018.pdf: 3596359 bytes, checksum: f406a5fc51f5d3e3cd2686f11093f8b5 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-31T22:01:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ISIS DA SILVA RODRIGUES - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2018.pdf: 3596359 bytes, checksum: f406a5fc51f5d3e3cd2686f11093f8b5 (MD5) Previous issue date: 2018-02-27 / Os reservatórios não convencionais vêm sendo amplamente estudados, devido ao aumento da demanda energética mundial e são reservatórios complexos. Um dos grandes desafios da indústria do petróleo é viabilizar a produção de reservatórios não convencionais de forma econômica e segura. A Bacia do Araripe é uma das bacias terrestres brasileiras que apresentam esse tipo de reservatório, e poucos estudos foram desenvolvidos naquela bacia até o momento. Nesta pesquisa foram estudadas 4 amostras de folhelhos negros com o objetivo de avaliar a porosidade, a densidade total, a densidade de grãos, a conectividade de poros e a composição mineral. Os métodos utilizados na pesquisa são a microtomografia de raios X (μCT) e a nanotomografia de raios X (nCT), métodos não destrutivos e avançados para a caracterização petrofísica, além da integração destes com a técnica de difração de raios X (DRX) e petrografia de lâmina delgada para a identificação mineralógica. Os resultados da análise indicam que as amostras possuem uma porosidade relativamente alta, sendo a conectividade considerada boa apenas para os microporos. Os resultados demonstram que a caracterização dos minerais, pelos diversos métodos, converge para os principais minerais (teores elevados) e diverge para aqueles com pequenos teores (minerais acessórios). Os folhelhos analisados apresentam um alto teor de matéria orgânica, evidenciando o seu potencial gerador de hidrocarbonetos. / Unconventional reservoirs have been widely studied due to the increase in world energy demand and are complex reservoirs. One of the great challenges of the oil industry is to make the production of non-conventional reservoirs economical and safe. The Araripe Basin is one of the Brazilian basins that present this type of reservoir, and few studies has been developed in that basin to date. In this research, 4 samples of black shales were studied in order to evaluate the porosity, total density, grain density, pore connectivity and mineral composition. The methods used in the research are X-ray microtomography (μCT) and X-ray nanotomography (nCT), non-destructive and advanced methods for petrophysical characterization, as well as their integration with X-ray diffraction (XRD) and thin-seition petrography for mineralogical identification. The results of the analyses indicate that the samples have a relatively high porosity, and the connectivity were considered good only for the micropores. The results show that the characterization of the minerals, by the different methods, converges to the main minerals (high contents) and diverges for those with small levels (accessory minerals). The shales analyzed have a high content of organic matter, evidencing their hydrocarbon potential.

Submitted by Marcos Wanderley (marcos.wanderley@ufcg.edu.br) on 2018-08-02T19:11:43Z No. of bitstreams: 1 FELIPE DE BRITO LEAL - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2018.pdf: 2534276 bytes, checksum: 3031c6788b6f03fbf0bf11a8f8afde4a (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-02T19:11:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FELIPE DE BRITO LEAL - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2018.pdf: 2534276 bytes, checksum: 3031c6788b6f03fbf0bf11a8f8afde4a (MD5) Previous issue date: 2018-02-26 / Capes / As propriedades físicas das rochas têm grande importância no planejamento, execução e custo dos projetos de engenharia de reservatório. O objetivo desta pesquisa é avaliar as propriedades elétricas das rochas a partir da análise de imagens de microtomografia de raios x, além de buscar uma correlação com as demais propriedades petrofísicas. Para o desenvolvimento dessa pesquisa foram selecionadas 16 amostras de carbonatos, sendo 12 calcários e 4 dolomitos, de três diferentes bacias (Araripe, Potiguar e Sergipe –Alagoas). Na presente pesquisa, a partir de imagens microtomográficas e utilização do software Avizo Fire, foram obtidos dados petrofísicos computacionais, além da geração de uma malha tridimensional para simulação de propriedades elétricas das amostras, sendo esta simulação realizada no software Comsol Multiphysics. Utilizando algumas propriedades obtidas na pesquisa e aplicando a lei de Archie, foi possível avaliar a molhabilidade das amostras. Os valores de densidade total possuem boa relação com a porosidade e o fluido saturante. Na relação entre a porosidade e a permeabilidade, chama atenção as amostras com valores de porosidade semelhantes, mas com permeabilidades bem diferentes. Este fator pode ser explicado pela baixa conectividade dos poros, baixando a permeabilidade. Ao comparar as porosidades obtidas por ensaios convencionais e computacionais, em alguns casos, foram observados diferentes valores para a mesma amostra. Este fato pode ser explicado pela escolha do subvolume da amostra computacional e o fato do ensaio convencional medir apenas a porosidade efetiva. Ainda observando os resultados obtidos nos ensaios realizados, foi verificado que a porosidade pode apresentar uma relação inversamente proporcional com a tortuosidade. A resistividade demonstrou forte relação com o tipo da rocha, onde, amostras de calcários possuem maior resistividade do que as amostras de dolomitos. A conectividade dos poros de uma rocha pode ser determinante na influência da porosidade sobre a resistividade dessa rocha, já que poros isolados não apresentam grande influência na condutividade elétrica de uma rocha. Ao avaliar a molhabilidade, foram identificadas sete amostras molháveis à água, três com molhabilidade neutra ou intermediária e seis preferencialmente molháveis à óleo. A molhabilidade das amostras apresentou relação direta com as bacias que as mesmas se localizavam. / The physical properties of the rocks have great importance in the planning, execution and cost of the reservoir engineering projects. The objective of this research is to evaluate the electrical properties of the rocks from the analysis of x-ray microtomography images, in addition to searching for a correlation with the other petrophysical properties. For the development of this research, 16 samples of carbonates, 12 limestone and 4 dolomites, were selected from three different basins (Araripe, Potiguar and Sergipe - Alagoas). In this research, from the microtomographic images and the use of Avizo Fire software, computational petrophysical data were obtained, as well as the generation of a three - dimensional mesh to simulate the electrical properties of the samples, being this simulation carried out in Comsol Multiphysics software. Using some properties obtained in the research and applying the Archie’s law, it was possible to evaluate the wettability of the samples. The values of total density also have good relation with the porosity and saturating fluid. When analyzing the relationship between porosity and permeability, can be highlighted the samples with similar porosity values, but with very different permeabilities. This factor can be explained by the low connectivity of the pores, resulting in low permeability. When comparing the porosities obtained by conventional and computational tests, in some cases different values were observed for the same sample. This can be explained by the subjective choice of the subvolume of the computational sample and the fact that the conventional test only measures the effective porosity. Still observing the results of the tests, it was verified that the porosity may present an inversely proportional relation with the tortuosity. The resistivity showed a strong relationship with the type of rock, where calcareous samples have higher resistivity than dolomite samples. The pore connectivity of a rock can be determinant in the influence of the porosity on the resistivity of this rock, since isolated pores do not have great influence on the electrical conductivity of a rock. When assessing the wettability, seven water-wettable samples, three with neutral or intermediate wettability, and six preferentially oil-wettable were identified. The wettability of the samples was directly related to the basins that were located.

Submitted by Marcos Wanderley (marcos.wanderley@ufcg.edu.br) on 2018-07-26T20:07:51Z No. of bitstreams: 1 WELINGTON BARBOSA DE SOUSA - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2017.pdf: 2079159 bytes, checksum: c91660187b1af81f4801a2dccb0a5b76 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-26T20:07:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 WELINGTON BARBOSA DE SOUSA - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2017.pdf: 2079159 bytes, checksum: c91660187b1af81f4801a2dccb0a5b76 (MD5) Previous issue date: 2017-05-26 / O conhecimento das propriedades petrofísicas é de grande importância para melhor entender o comportamento físico das rochas, especialmente quando se considera que o principal método de prospecção geofísica para alvos profundos é o método sísmico, o qual investiga a propagação de ondas elásticas em subsuperfície. O estudo das ondas sísmicas fornece informações a respeito do tipo de rocha e fluidos em subsuperfície: assim, é de grande importância o desenvolvimento de um trabalho que possibilite gerar um modelo matemático capaz de simular a propagação dessas ondas, tendo em vista sua importância para o cálculo das propriedades elásticas. Este trabalho tem por objetivo suprir essa necessidade, por meio da geração um modelo matemático (utilizando o software Comsol Multiphysics 5.1) capaz de simular a propagação de ondas cisalhantes (S) em rochas sedimentares a partir de imagens microtomográficas de raios-X de dois tipos de rocha: arenitos e carbonatos. A simulação da propagação de ondas compressionais e cisalhantes foi realizada através da aplicação do módulo solid mechanics, da sessão Structural Mechanics, que permite a análise transiente da propagação de ondas em maciços rochosos causada pela aplicação de uma carga explosiva de curta duração. Os valores obtidos pelo método objeto deste trabalho foram comparados aos valores medidos em laboratório (P e S) e aos valores obtidos utilizando o método apresentado por Apolinário (2016) para a onda P. No caso das ondas cisalhantes, os valores obtidos foram comparados apenas aos valores obtidos em laboratório. O modelo numérico desenvolvido neste trabalho apresentou uma performance satisfatória na simulação das velocidades de propagação das ondas P e S em amostras reais de arenitos e carbonatos, tendo seu desempenho sido superior ao método proposto por Apolinário (2016). Uma maior representatividade estatística dos resultados pode ser obtida pela aplicação em um maior número de amostras. / The knowledge of the petrophysical properties is of great importance to better understand the physical behavior of the rocks, especially when considering that the main method of geophysical prospecting for deep targets is the seismic method, which investigates the propagation of elastic waves in subsurface. The study of seismic waves provides information about the type of rock and subsurface fluids: thus, the development of a work that allows to generate a mathematical model capable of simulating the propagation of these waves is of great importance, considering their importance for the calculation of elastic properties. This work aims to furnish this need by generating a mathematical model (using software Comsol Multiphysics 5.1) able to simulate the propagation of shear waves (S) in sedimentary rocks from microtomographic images of X-rays of two types of rock: sandstones and carbonates. The simulation of the propagation of compressive and shear waves was carried out through the application of the solid mechanics module of the session Structural Mechanics, which allows the transient analysis of the propagation of waves in rocky masses caused by the application of a short duration explosive load. The results obtained by the object method of this work were compared to the values measured in laboratory (P and S) and the values obtained using the method presented by Apolinário (2016) for the P wave. In the case of the shear waves, the values obtained were compared only values obtained in the laboratory. The numerical model developed in this work presented a satisfactory performance in the simulation of the propagation velocities of P and S waves in real samples of sandstones and carbonates, and its performance was superior to the method proposed by Apolinário (2016). A greater statistical representativeness of the results can be obtained by the application in a greater number of samples.