The X-Ray imaging technology opened a new branch of science in which the internal porous structure can be captured and the reconstructed volume can be used for fluid flow simulations and structural measurements. However, there is still the question of how the internal structure of the pore space impacts in the observed simulations. A way to characterize this internal structure is by simplifying it into well-defined elements and the interaction between them, describing it as a network. The interaction between elements are the edges of the network and elements are the nodes. This opens the possibility of applying complex network theory on the characterization of porous media which has proven to give powerful insights into how the structure of porous materials influences on the dynamics of the permeating fluid. The problem with this description is in definition of the basic elements that will compose the network, since there isnt a consensus on this definition. The purpose of this work is to provide a method to analyze μCT data through networks in which the separation of the space is done in a semi-continuous method. The recovering of the pores local geometry is captured through a network analysis method of centrality, instead of a geometrical definition. This way the intrinsic morphology of the samples is what governs the pore-space separation into different entities. The method developed is based on the network extraction method Max Spheres Algorithm (MSA). The volumetric data is recovered through a network composed by sphere cells. The output of this process are two distinct networks: the complete volume network and a network which represents the variation of the channels diameter. These networks give unbiased real information on pore connectivity and can provide important data to better understand the morphology and topology of the samples. This method was successfully applied to samples of Berea sandstone, Estaillades carbonate, and to characterize the morphology of wormholes. Wormhole is the denomination of the channel formed after the application of an acid treatment as a stimulation procedure of an oil reservoir, a method of EOR (Enhanced oil recovery). This treatment consists of a reactive fluid flow injected in the inner rock of the reservoir, which creates a preferential path (wormhole) that optimizes the extraction of the hydrocarbon fluids. / A microtomografia de raios-X permitiu a evolução de uma nova área da ciência aplicada a meios porosos: a Rocha Digital. Através desta técnica, todo o espaço poroso é recuperado, e é possível entender a dinâmica do fluido que o permeia através de simulações computacionais. No entanto, ainda há a questão de como a estrutura do meio influencia nos resultados observados. Entender questões como connectividade e clusterização de regiões podem dar informações valiosas sobre como a origem do meio poroso influencia na dinâmica do fluido que o permeia. Esta avaliação do meio é possível através da simplificação do mesmo em uma rede de conexão de elementos básicos e as interações entre estes. O problema com a descrição do meio poroso em uma rede de conexão é que não existe um consenso na definição destes elementos básicos. O propósito deste trabalho foi encontrar uma maneira de descrever o meio que fosse aplicável a qualquer litologia, e que se aproximasse ao máximo dos dados extraídos pela micro tomografia para a análise das topologias de diferentes rochas através de teoria de redes complexas.Para isso, utilizamos o algoritmo robusto de extração de redes de poros, esferas máximas, como base para dividir o espaço-poroso em células esféricas. Desta forma, todo o volume do espaço poroso observado através da micro tomografia é recuperado e descrito em uma rede de conexão. O resultado final do método aplicado é uma rede que descreve o meio completo e uma rede que descreve o eixo medial das interconexões entre poros. A geometria local dos poros é recuperada através de um critério de centralidade de rede, assim a separação é governada pela morfologia intrínseca das amostras, ao invés de fatores geométricos.Desta forma podemos analisar o efeito da tortuosidade real do meio, assim como a interconexão entre poros, com relação a permeabilidade do meio.O método se mostrou eficaz na análise de rochas com diferentes litologias: arenito (Berea) e carbonato (Estaillades). O método também foi aplicado na avaliação da estrutura de canais formados pelo processo de acidificação de rochas (wormholes).

The X-Ray imaging technology opened a new branch of science in which the internal porous structure can be captured and the reconstructed volume can be used for fluid flow simulations and structural measurements. However, there is still the question of how the internal structure of the pore space impacts in the observed simulations. A way to characterize this internal structure is by simplifying it into well-defined elements and the interaction between them, describing it as a network. The interaction between elements are the edges of the network and elements are the nodes. This opens the possibility of applying complex network theory on the characterization of porous media which has proven to give powerful insights into how the structure of porous materials influences on the dynamics of the permeating fluid. The problem with this description is in definition of the basic elements that will compose the network, since there isnt a consensus on this definition. The purpose of this work is to provide a method to analyze μCT data through networks in which the separation of the space is done in a semi-continuous method. The recovering of the pores local geometry is captured through a network analysis method of centrality, instead of a geometrical definition. This way the intrinsic morphology of the samples is what governs the pore-space separation into different entities. The method developed is based on the network extraction method Max Spheres Algorithm (MSA). The volumetric data is recovered through a network composed by sphere cells. The output of this process are two distinct networks: the complete volume network and a network which represents the variation of the channels diameter. These networks give unbiased real information on pore connectivity and can provide important data to better understand the morphology and topology of the samples. This method was successfully applied to samples of Berea sandstone, Estaillades carbonate, and to characterize the morphology of wormholes. Wormhole is the denomination of the channel formed after the application of an acid treatment as a stimulation procedure of an oil reservoir, a method of EOR (Enhanced oil recovery). This treatment consists of a reactive fluid flow injected in the inner rock of the reservoir, which creates a preferential path (wormhole) that optimizes the extraction of the hydrocarbon fluids. / A microtomografia de raios-X permitiu a evolução de uma nova área da ciência aplicada a meios porosos: a Rocha Digital. Através desta técnica, todo o espaço poroso é recuperado, e é possível entender a dinâmica do fluido que o permeia através de simulações computacionais. No entanto, ainda há a questão de como a estrutura do meio influencia nos resultados observados. Entender questões como connectividade e clusterização de regiões podem dar informações valiosas sobre como a origem do meio poroso influencia na dinâmica do fluido que o permeia. Esta avaliação do meio é possível através da simplificação do mesmo em uma rede de conexão de elementos básicos e as interações entre estes. O problema com a descrição do meio poroso em uma rede de conexão é que não existe um consenso na definição destes elementos básicos. O propósito deste trabalho foi encontrar uma maneira de descrever o meio que fosse aplicável a qualquer litologia, e que se aproximasse ao máximo dos dados extraídos pela micro tomografia para a análise das topologias de diferentes rochas através de teoria de redes complexas.Para isso, utilizamos o algoritmo robusto de extração de redes de poros, esferas máximas, como base para dividir o espaço-poroso em células esféricas. Desta forma, todo o volume do espaço poroso observado através da micro tomografia é recuperado e descrito em uma rede de conexão. O resultado final do método aplicado é uma rede que descreve o meio completo e uma rede que descreve o eixo medial das interconexões entre poros. A geometria local dos poros é recuperada através de um critério de centralidade de rede, assim a separação é governada pela morfologia intrínseca das amostras, ao invés de fatores geométricos.Desta forma podemos analisar o efeito da tortuosidade real do meio, assim como a interconexão entre poros, com relação a permeabilidade do meio.O método se mostrou eficaz na análise de rochas com diferentes litologias: arenito (Berea) e carbonato (Estaillades). O método também foi aplicado na avaliação da estrutura de canais formados pelo processo de acidificação de rochas (wormholes).

[pt] A compreensão dos mecanismos e fenômenos de transporte relacionados ao fluxo multifásico em meios porosos é de grande relevância para diversas aplicações práticas como captura e sequestro de dióxido de carbono, transporte em células de combustível e recuperação avançada de reservatórios de hidrocarbonetos. A geometria do espaço poroso e as interações dos fluidos com sua parte sólida determinam propriedades macroscópicas como porosidade, permeabilidades relativas e pressão capilar. Porém, a visão em escala microscópica fornece uma melhor descrição e entendimento dos processos físicos e químicos do escoamento de fluidos no espaço poroso. Neste trabalho desenvolvemos um simulador de rede de poros para análise do escoamento bifásico de fluidos imiscíveis tanto para o processo de drenagem quanto para o de embebição. O modelo de rede 240×40 tem capilares com raios médios na ordem de 52.35 micrometro com constrição. Os padrões de escoamento e eficiências de deslocamento foram obtidos para diferentes razões de viscosidade e números de capilaridade. Os resultados encontrados, considerando deslocamento pistão, foram similares a de experimentos realizados previamente, injetando água no meio saturado de óleo. Na drenagem, a saturação residual de óleo cai com o aumento do número de capilaridade. O padrão de escoamento observado é de fingerings viscosos e, a frente de deslocamento torna-se mais estável com o aumento da razão de viscosidade. Na embebição, para números de capilaridade mais baixos, o escoamento foi dominado por fingers capilares. Para números de capilaridade altos, fingers viscosos foram predominantes e, com o aumento da razão de viscosidade, a frente apresentou maior estabilidade. / [en] Understanding the mechanisms and transport phenomena of multiphase flow in porous media has great relevance in several practical applications, such as capture and sequestration of carbon dioxide, transport in fuel cells and enhancement hydrocarbon recovery. The geometry of pore space and the fluid interactions with the solid determine macroscopic properties such as porosity, relative permeabilities and capillary pressure. However, microscopic analysis provides a better description and comprehension of physical and chemical processes of fluid flow in the pore space. In this work, we developed a pore-network simulator to analyze immiscible two-phase flow for both drainage and imbibition processes. The 240×40 pore-network model has constricted capillary channels with radius on the order of 52.35 micrometer. Flow patterns and displacement efficiencies evaluation were obtained at different viscosity ratios and capillary numbers. The results, considering piston-like displacement, were similar to experiments realized previously, injecting water in an oil saturated medium. In the drainage process, the oil saturation reduces with increasing capillary number. The observed flow pattern is viscous fingerings and the front is stable with the higher viscosity ratio. In imbibition, the flow was dominated by capillary fingers at low capillary numbers. At high capillary numbers, viscous fingers were predominant and, with increasing viscosity ratio, the front presented higher stability.

[pt] A formação e o acúmulo de condensado em reservatórios de gás retrógrado, especialmente na vizinhança de poços de produção, obstruem parcialmente o fluxo de gás e afetam negativamente a composição dos fluidos produzidos. Entretanto, a previsão de bloqueio por condensado é comumente imprecisa, visto que experimentos raramente reproduzem as condições extremas e composições complexas dos fluidos dos reservatórios, enquanto a maioria dos modelos em escala de poros simplificam demasiadamente os fenômenos físicos associados à transição de fases entre gás e condensado. Para corrigir essa lacuna, um modelo de rede de poros isotérmico composicional e totalmente implícito é apresentado. As redes de poros propostas consistem em estruturas tridimensionais de capilares constritos circulares. Modos de condensação e padrões de escoamento são atrubuídos aos capilares de acordo com a molhabilidade do meio, as saturações locais e a influência de forças viscosas e capilares. Nos nós da rede, pressão e conteúdo molar são determinados através da solução acoplada de equações de balanço molar e consistênc ia de volumes. Concomitantemente, um cálculo de flash à pressão e à temperatura constantes, baseado na equação de estado de Peng e Robinson, é realizado em cada nó, atualizando as saturações e composições das fases. Para a validação do modelo proposto, análises de escoamento foram executadas baseadas em experimentos de escoamento em testemunho reportados na literatura, usando composição dos fluidos e condições de escoamento correspondentes, e geometria do meio poroso aproximada. Curvas de permeabilidade relativa medidas nos experimentos e previstas pelo modelo mostraram boa concordância quantitativa, para dois valores de tensão interfacial e três valores de velocidade de escoamento de gás. Após a validação, o modelo foi usado para avaliar alteração de molhabilidade e injeção de gás como possíveis métodos de recuperação avançada para reservatórios de gás retrógrado. Os resultados exibiram tendências similares àquelas observadas em experimentos de escoamento em testemunhos, e condições ótimas para melhoramento do escoamento foram identificadas. / [en] Liquid dropout and accumulation in gas-condensate reservoirs, especially in the near wellbore region, hinder gas flow and affect negatively the produced fluid composition. Yet, condensate banking forecasting is commonly inaccurate, as experiments seldom reproduce reservoir extreme conditions and complex fluid composition, while most pore-scale models oversimplify the physical phenomena associated with phase transitions between gas and condensate. To address this gap, a fully implicit isothermal compositional pore-network model for gas and condensate flow is presented. The proposed pore-networks consist of 3D structures of constricted circular capillaries. Condensation modes and flow patterns are attributed to the capillaries according to the medium s wettability, local saturations and influence of viscous and capillary forces. At the network nodes, pressure and molar contents are determined via the coupled solution of molar balance and volume consistency equations. Concomitantly, a PT-flash based on the Peng-Robinson equation of state is performed for each node, updating the local phases saturations and compositions. For the proposed model validation, flow analyses were carried out based on coreflooding experiments reported in the literature, with matching fluid composition and flow conditions, and approximated pore-space geometry. Predicted and measured relative permeability curves showed good quantitative agreement, for two values of interfacial tension and three values of gas flow velocity. Following the validation, the model was used to evaluate wettability alteration and gas injection as prospect enhanced recovery methods for gas-condensate reservoirs. Results exhibited similar trends observed in coreflooding experiments and conditions for optimal flow enhancement were identified.

[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] 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] A microtomografia computadorizada de uma amostra de rocha possibilita uma caracterização do meio poroso e pode ser utilizada para estimar propriedades da rocha em macroescala, isto é, em escala de reservatório. Métodos baseados em mapas de distâncias e em algoritmos de erosão são as principais abordagens utilizadas para extração de uma rede de poros e gargantas a partir de imagens microtomográficas de rocha. Este trabalho propõe um método híbrido para a construção da rede, de modo que, durante o processo de modelagem na escala de poros, obtemos um esqueleto do espaço poroso por meio de um algoritmo de erosão e utilizamos um mapa de distâncias para construir uma rede de poros e gargantas. A determinação dos poros e gargantas a partir do esqueleto adota uma abordagem não-determinística possibilitando a geração de múltiplas redes com configurações distintas a partir de um mesmo esqueleto. Avaliamos a variabilidade dos cenários gerados e comparamos as estimativas para as propriedades petrofísicas com as obtidas pelo método de Bolas Máximas por meio dos resultados de uma simulação de fluxo monofásica na rede. / [en] Computerized microtomography of a rock sample enables a characterization of the porous medium and can be used to estimate rock properties at the macro-scale, i.e., reservoir-scale. Methods based on distance maps and thinning algorithms are the main approaches used for extracting a pore and throats network from microtomographic rock images. This paper proposes a hybrid method for constructing the network. So that during the pore-scale modeling process, we obtain a skeleton of the pore space by using a thinning algorithm and a distance map to build a network of pores and throats. The determination of pores and throats from the skeleton assumes a non-deterministic approach enabling the generation of multiple networks with distinct configurations from the same skeleton. We evaluate the variability of the generated scenarios and compare the estimates for the petrophysical properties with those obtained by the Maximum Ball Method through the results of a single-phase flow simulation on the network.