Caracterização de sistemas porosos de rochas reservatório de petróleo a partir da extração de redes poro-ligações

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de MateriaisEm aplicações tecnológicas, inúmeros são os casos em que os materiais porosos merecem atenção destacada. Por isso, grande esforço é devotado para conhecer e descrever suas propriedades. Nesse sentido, as técnicas de análise de imagens constituem-se em uma útil ferramenta, as quais permitem, a partir de uma imagem 3D gerada por microtomografia de raios-X, a inferência de algumas propriedades do meio em questão -- tais como porosidade, distribuição de tamanho de poros (via morfologia matemática, DTP-M) e correlação espacial -- que são obtidas com um mínimo processamento da imagem original. Outras grandezas comumente almejadas estão relacionadas com a simulação de fenômenos físicos na imagem, como por exemplo, a permeabilidade. Mas tais performances podem ser computacionalmente onerosas devido à complexidade da estrutura porosa, levando-nos a buscar uma maneira de simplificar a fase porosa, i.e., capturar a rede poro-ligações do material. No presente trabalho, adotamos o algoritmo das bolas máximas (a-BM) para tal finalidade, e de posse do meio já simplificado, propomos um método semianalítico para a determinação da permeabilidade absoluta. Além disso, dessa rede, outras informações podem ser prontamente obtidas, tais como distribuição de número de coordenação (DNC), de poros esféricos (DT-PE) e gargantas cilíndricas (DT-GC), as quais complementam a caracterização das amostras estudadas. Essa metodologia foi percorrida para cinco amostras de rochas: três arenitos e dois carbonatos. E como primeiro resultado, encontramos consistente concordância entre a distribuição de tamanho de poros de a-BM e DTP-M. Ademais, constatamos que a descrição de cada grupo de rochas é internamente consistente, i. e., a partir de DNC, DT-PE e DT-GC percebe-se as semelhanças das rochas que pertencem a um mesmo grupo, além de concordar com os valores da literatura. Obtemos, além disso, para duas amostras que dispõem da valores experimentais de permeabilidade, uma boa concordância com os valores calculados.There are a wide range of technological applications where porous materials play a principal role. In these cases, much e.ort is devoted to describe its properties. In this sense, image analysis techniques are useful tools that allow us, from a 3D image built by X-ray microtomography, extract some properties of the medium - such as porosity, pore size distribution (via mathematical morphology (DTP-M)) and spatial correlation - which are obtained with a little of processing of the original image. Other quantities commonly inquired are related to a simulation of physical phenomena in the image, such as permeability. Due to the high computational cost of such simulations, the simplification of the porous phase must be pursued. In the present work, we adopt the maximal ball algorithm (a-BM) to this end, and based in this simplified lattice, we propose a semi-analytical method to determine absolute permeability. Besides, from this pore network model other informations can be promptly obtained such as the distribution of coordination number (DNC), espherical pores (DTPE) and cylindrical throats (DT-GC) which complement the characterisation of the studied samples. We apply this methodology to five samples of rocks: three sandstones and two carbonate. As first results, we observe a consistent agreement between pore size distribuition obtained from a-BM and that from DTP-M. Furthermore, we note that the description of each group of rocks is internally consistent, i. e., from DNC, DT-PE and DT-GC we can perceive the similarities of the rocks belonging to the each group, besides the agreement with current literature. In addition, we obtain, for the two samples that have experimental values of permeability, good agreement with the calculated values