[pt] Reservatórios carbonáticos contêm entre 50 e 60 por cento de petróleo e gás do mundo. No entanto, estas rochas têm apresentado problemas operacionais consideráveis durante as etapas de perfuração e produção. Tais problemas são originados pelas dificuldades na caracterização adequada destas rochas em função da complexa distribuição espacial de sua micro e macro estrutura. Enquanto ambas as escalas possuem importância no entendimento do comportamento de carbonatos, o presente trabalho trata da análise da microestrutura. Nesse âmbito, a proposta deste trabalho integra o processamento e análises de imagens digitais adquiridas mediante microtomografia de raios-X, elaboração de malhas de elementos finitos e simulação numérica de forma a prever propriedades elásticas, com o objetivo de correlacionar a microestrutura e o módulo de Young. Foram utilizadas imagens digitais de amostras de afloramento (travertinos) considerados como possíveis análogas a rochas carbonáticas de reservatório. A metodologia implementada permitiu obter sub-amostras que incluem uma gama de microestruturas e porosidades numa única amostra para assim simular numericamente o módulo de Young. Os resultados dos ensaios virtuais foram comparados com os resultados de ensaios reais executados em amostras da mesma rocha e dados encontrados na literatura. A aplicação da metodologia e os resultados obtidos indicam o potencial e as limitações atuais desta técnica. Conclui-se neste estudo que o valor do módulo de Young das amostras simuladas numericamente é afetado pela distribuição espacial, conectividade dos poros e pela microporosidade da rocha. Os valores encontrados no ensaio virtual tendem a serem superiores aos obtidos em ensaios reais devido à dificuldade de inserir, no modelo de micro estrutura, os contatos entre os grãos assim como regiões mais compressíveis não determinadas na aquisição das imagens. / [en] Carbonate reservoirs contain between 50 and 60 per cent of oil and gas in the world. However, these rocks have presented considerable operational problems during drilling and production steps. Such problems are caused by the difficulties in proper characterization of these rocks due the complex spatial distribution of
their micro and macrostructure. Although both scales have importance in understanding the behavior of carbonates, the present work deals with the analysis of the microstructure. In this context, the proposal of this work integrates the processing and analysis of digital images acquired by x-ray microtomography,
finite element mesh generation and numerical simulations to predict elastic properties in order to correlate the microstructure and the Young s modulus. We used digital images of samples of outcrop (travertine) considered as a possible analogous to carbonate rocks of reservoir. The methodology implemented allowed
get sub-samples that include a range of microstructures and porosities in a single sample to determine numerically the Young s modulus. The virtual test results were compared with laboratory test results performed on samples from the same rock and data found in the literature. The application of the methodology and the results obtained indicate the potential and current limitations of this technique.
This study concluded that the value of Young s modulus of numerically simulated samples is affected by spatial distribution, pore connectivity and microporosity of these rocks. The values found in the virtual test tend to be higher than those obtained in laboratory tests due to the difficulty of inserting, in the model of micro structure, contacts between the grains as well as more compressible regions not certain on the acquisition of the images.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:puc-rio.br/oai:MAXWELL.puc-rio.br:23966 |
| Date | 30 January 2015 |
| Creators | RUBY LORENA HERNANDEZ PICO |
| Contributors | SERGIO AUGUSTO BARRETO DA FONTOURA |
| Publisher | MAXWELL |
| Source Sets | PUC Rio |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | TEXTO |
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