Petrofísica Experimental - Porosidade

8/17/2019 Petrofísica Experimental - Porosidade

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PETROFÍSICA EXPERIMENTAL

Prof. Marco Ceia

Porosidade e Densidade

Grupo 3: Flávio Rodrigues de Sousa

Maximiano Kanda Ferraz

Renan Marcos de Lima Filho

Roger Rangel da Cunha

Macaé

2013


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Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro2

Sumário

1. OBJETIVOS ....................................................................................................... 3

2. TEORIA .............................................................................................................. 4

2.1. APLICAÇÃO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO .................................. 5

3.

PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL............................................................ 6

3.1. MATERIAIS E EQUIPAMENTOS............................................................... 6

3.2. PROCEDIMENTOS ..................................................................................... 7

4. RESULTADOS E DISCUSSÃO......................................................................... 8

5. CONCLUSÃO ..................................................................................................... 12

5.

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................. 13


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1.

OBJETIVOS

Determinar a porosidade das amostras AT-12 e Berea;

Determinar a densidade das amostras AT-12 e Berea;

Determinar a densidade da água;


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2. TEORIA

A porosidade é um dos mais importantes parâmetros das rochas na engenharia de

reservatórios, já que ela mede a capacidade de armazenamento de fluidos. A porosidade é

definida como sendo uma relação entre o volume de vazios de uma rocha e o volume total da

mesma, ou seja:

t

p

V

V

onde é a porosidade, V p o volume poroso e t V é o volume total da rocha/amostra.

Assim como a permeabilidade, a porosidade é afetada pela forma, variação do arranjo,

uniformidade e grau de cimentação dos grãos. Os poros interconectados formam na verdade

condutores por onde os fluidos escoam. Se os diâmetros destes condutos são reduzidos ou se

são tortuosos, os fluidos terão maior dificuldade de deslocarem. Existem quatro tipos de

porosidade:

Porosidade absoluta: É a relação entre o volume total de vazios de uma rocha e o

volume total da mesma.

Porosidade efetiva: É uma relação entre os espaços vazios interconectados de uma

rocha e o volume total da mesma. Do ponto de vista da engenharia de reservatórios, a

porosidade efetiva é o valor que se deseja quantificar, pois representa o espaço

ocupado por fluido que podem ser deslocados do meio poroso. Rochas com materiais

intergranulares, pobre a moderadamente cimentados, apresentam valores

aproximadamente iguais de porosidade absoluta e efetiva. Já rochas altamente

cimentadas, bem como calcários, podem apresentar valores bem diferentes para essas

duas porosidades.

Porosidade Primária: É aquela que se desenvolveu durante a deposição do material

sedimentar. Exemplos de porosidade primária ou original são a porosidade


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intergranular dos arenitos e as porosidades intercristalina e oolítica de alguns

calcários.

Porosidade Secundária: É aquela resultante de alguns processos geológicos

subseqüentes à conversão dos sedimentos em rochas. Exemplos de porosidade

secundária ou induzida são dados pelo desenvolvimento de fraturas, como as

encontradas em arenitos, folhelhos e calcários, e pelas cavidades devidas à dissolução

de parte da rocha, comumente encontradas em calcários.

Figura 1 - Matriz rochosa e poros. Fonte: [2]

2.1. APLICAÇÃO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

O que torna de extrema importância o conhecimento da porosidade, é que através dela

pode-se calcular o volume poroso e saber se o volume de hidrocarboneto é economicamenteviável para dar continuidade a exploração. A porosidade está diretamente ligada à

lucratividade de um reservatório.

Vários métodos são utilizados na determinação da porosidade de rochas-reservatórios, tais

como amostragem (medição em laboratório a partir de pequenas amostras de testemunhos),

perfilagem do poço ou análise de testes de pressão, em algumas situações especiais. O método

mais comum, no entanto, é o que usa pequenas amostras da rocha-reservatório. O valor da

porosidade de grandes porções da rocha é obtido estatisticamente a partir dos resultados deanálises de numerosas amostras.


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3. PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL

3.1. MATERIAIS E EQUIPAMENTOS

- Amostra de arenito Berea (PE-01);

- Amostra de arenito sintético (AT-12);

- Solução de água com NaCl (Concentração de NaCl: 1,345g/L ou 0,023M)

- Paquímetro digital*;- Balança de precisão;

- Luvas de borracha;

- Câmara de Vácuo;

- 2 Béqueres;

- Funil;

- Picnômetro de 100 ml;

*Utilizado no experimento anterior para medir dimensões das amostras.

Figura 2 – Esquema de funcionamento de uma Câmara de Vácuo. Fonte: [1]


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3.2. PROCEDIMENTOS

I. Medir as amostras com um paquímetro para determinar o comprimento e o diâmetro

da seção transversal* das amostras selecionadas (AT-12 e Berea PE-01);

II. Retirar o máximo de umidade presente nas amostras, deixando-as em repouso na

estufa.

III. Pesar as amostras secas com a balança de precisão (Mdry).

IV. Posicionar cada amostra em um béquer e saturá-las com água, preenchendo os béqueres nos lados, evitando molhar as fácies superiores dos plugs. Esse procedimento

se faz necessário para ocorrer mais facilmente a entrada de água e expulsão do fluido

atualmente presente nas amostras, o ar.

V. Levar os béqueres à câmara de vácuo, onde a pressão atmosférica de 1000 mBar cai

para 1 mBar dentro do equipamento.

VI. Após 20 minutos, completa-se o preenchimento com água no béquer, submergindo

as amostras completamente no fluido. Repete-se o passo V.VII. Pesar o picnômetro de 100 ml com a balança de precisão e tarar a mesma com

esse peso.

VIII. Com auxílio de um funil, preencher com a água que foi utilizada para saturar as

amostras, o picnômetro de 100 ml. O picnômetro é utilizado porque o volume de

fluido que ele pode conter é fixo.

IX. Pesar o picnômetro, agora com 100 ml de água.

X. Pesar as amostras saturadas (Msat).

*Feito no 1º experimento da disciplina.


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4. RESULTADOS E DISCUSSÃO

Foram medidos o diâmetro e a altura em 3 partes diferentes de cada amostra, para ser

feita a média dos valores obtidos e assim ter um valor mais preciso dessas dimensões. Para a

realização destas medidas foi utilizado um paquímetro digital. Os resultados obtidos são

apresentados na tabela 4.1.

O volume das amostras foi calculado pela fórmula de volume do cilindro:

Vcilindro = πR ²L

Onde L é a altura e R a metade do diâmetro.

Tabela 4.1 – Dimensões das amostras

Tabela 4.2 – Média das dimensões das amostrasAmostras Diâmetro médio (cm) Altura média (cm) Volume (cm³)

AT-12 3,853±0,017 5,963±0,017 69,53 ± 0,15

Berea 3,786±0,017 4,683±0,017 52,72 ± 0,12

Os valores tanto das amostras secas (Mdry), quanto saturadas (Msat) foram obtidos

através da pesagem e estão presentes na tabela 4.3 abaixo:

Tabela 4.3 – Valores das amostras secas e saturadasAmostras Mdry (g) Msat (g)

AT-12 141,9085 ± 0,0001 156,5768 ± 0,0001Berea 114,3359 ± 0,0001 123,3905 ± 0,0001

A densidade da água foi obtida da seguinte maneira (descrita no item 3.2

Procedimento): Pesou-se o picnômetro de 100 ml na balança. Tarou-se a balança, preencheu-

se o picnômetro com água e é feito uma nova pesagem. A nova pesagem mostrou que a massa

de 100 ml de água é Mágua = 91,2830 ± 0,0001 g. Como Vágua = 100 cm³:

ρa = Mágua/Vágua ρa = 0,9128 g/cm³

Diâmetro (mm) Altura (mm)

Amostras Base Meio Topo Base Meio Topo

AT-12 38,43 ±0,01 38,57 ±0,01 38,59 ±0,01 59,61 ±0,01 59,65 ±0,01 59,62 ±0,01

Berea 37,86 ±0,01 37,87 ±0,01 37,85 ±0,01 46,93 ±0,01 46,83 ±0,01 46,73 ±0,01


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Para a determinação da porosidade, definimos o cálculo para a massa da rocha seca por:

Que é igual à:

E o cálculo da massa da rocha saturada de fluido, dada por:

A partir da diferença entre as equações temos:

Dividindo tudo pelo volume total da rocha:

Como a densidade do ar é muito menor que a da água:

e a porosidade é definida por:

Temos:

Mantendo as considerações acima, pode ser determinada a densidade da matriz da rocha:


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Outro dado importante foi a determinação da densidade global da rocha, obtida por:

A tabela 4.4 mostra os resultados calculados da porosidade.

Tabela 4.4 – Valores de porosidade calculados

Amostras Porosidade (%) ρ b (g/cm³) ρma (g/cm³)

AT-12 23,11 ± 0,05 2,041 ± 0,004 2,654 ± 0,008Berea 18,82 ± 0,04 2,169 ± 0,005 2,672 ± 0,008

Abaixo, está a tabela 4.5, que mostra valores típicos de porosidades de rochas e a figura 3 a

ficha técnica de amostras Berea da Kocureck Industries, no Texas.

Tabela 4.5 – Valores típicos de porosidade para diferentes materiais. Fonte: [3]


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Figura 3 – Ficha técnica da Berea. Fonte: [4]

COMPARAR COM OUTROS METODOS

COMPARAR DENSIDADE E POROSIDADE

OBTIDAS COM A LITERATURA


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5. CONCLUSÃO

O experimento de petrofísica relatado teve como objetivo principal a determinação da

porosidade das amostras de rochas descritas. Como qualquer experimento, está sujeito a erros

de medição, erros inerentes dos equipamentos e até mesmo erros humanos. Contudo,

obtiveram-se resultados satisfatórios e condizentes com a literatura e teoria apresentada.

Além de ser bem precisa, esta técnica também é de baixo custo, sendo portanto, de boa

aplicabilidade na indústria do petróleo. Na amostra sintética AT-12, foi verificada uma

porosidade de 23,11%. Na amostra Berea foi verificado uma porosidade de 18,82%, valor

condizente com um arenito, de acordo com a tabela 4.4 e a figura 3, sendo portanto, bomreservatório.


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6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

ROSA, A. J.; Carvalho, R. S.; Xavier, J.A.D. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. 2.ed. Rio de Janeiro: Interciência, 2006. v. 1. 808p .

THOMAS, J. E., 2001, Fundamentos de Engenharia do Petróleo. 2ª ed., Rio de Janeiro,Interciência.

CEIA, Marco. Notas de Aula.

[1] Disponível em: www.geocities.ws/construcaopratica/camara.html. Acesso em: 30/07/2013.

[2] Disponível em: www.onacsolutions.com. Acesso em: 30/07/2013.

[3] Disponível em: ww.funcefetes.org.br. Acesso em: 30/07/2013.

[4] Disponível em: http://www.kocurekindustries.com/product_details.php?cat_id=19

&prod_id=55. Acesso em: 30/07/2013.
http://www.onacsolutions.com/http://www.onacsolutions.com/http://www.onacsolutions.com/

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