Caracterização de sistemas porosos com distribuição bimodal de poros: influência da microporosidade na permeabilidade

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Ramos, Jeferson Vieira
Data de Publicação: 2018
Tipo de documento: Tese
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UFSC
Texto Completo: https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/210557
Resumo: Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Materiais, Florianópolis, 2018.
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spelling Caracterização de sistemas porosos com distribuição bimodal de poros: influência da microporosidade na permeabilidadeEngenharia de materiaisCiência dos materiaisMateriais porososPorosidadePermeabilidadeTese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Materiais, Florianópolis, 2018.Neste trabalho, hidrocarbonetos são caracterizados em função das suas diferentes fases e um modelo computacional para a simulação completa de dessas fases é proposto. Durante a caracterização do sistema poroso, este, por possuir diferentes tamanhos de porosidade, com variações amplas de escalas, faz-se necessário a análise das propriedades petrofísicas por meio de modelos que apresentam a região de interesse que existe fluxo. Este trabalho apresenta um aprimoramento da rede de poros e ligações, que modela as regiões de estreitamento como cilindros e grandes poros como esferas. Esse aprimoramento dar-se-á pelo modelo proposto definido neste trabalho e chamado de Modelo de Rede de Poros Bimodal. Sendo assim, neste trabalho é mostrado a construção do modelo, bem como a avaliação do desempenho deste diante de volumes compostos por três fases diferentes. Demonstrado que é possível a caracterização de rochos de reservatório com estruturas complexas.<br>Abstract : In this work, hydrocarbonates are characterized by their different phases and a computational model for the complete simulation of these phases is proposed. During the characterization of the porous system, this one, because it has different sizes of porosity, with wide variations of scales, makes necessary the analysis of the petrophysical properties through models that present the regions of interest. In this work an improvement of the pore system network is presented, which models the narrowing regions as cylinders and large pores as spheres. The pore system network is known to model the behavior of reservoir rocks with well defined characteristics and internal structure with only two representative phases such as Barea sandstones. Although this type of model has shown great advances in the area of oil and gas research, its limitations are clear while its use can not contemplate rocks of great interest as hydrocarbons with heterogeneous phases. Therefore, this thesis presents the advances in the use of the pore system network, allowing its use for multiphase system. This improvement will be due to the proposed model defined in this work and called the Bimodal Poros Network Model. Thus, this work shows the construction of the model, as well as the evaluation of the performance of this in front of volumes composed of three different phases. It has been shown that it is possible to characterize reservoir rocks with complex structures.Fernandes, Celso PeresComunello, ErosUniversidade Federal de Santa CatarinaRamos, Jeferson Vieira2020-08-19T20:08:35Z2020-08-19T20:08:35Z2018info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/doctoralThesis168 p.| il., gráfs.application/pdf363441https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/210557porreponame:Repositório Institucional da UFSCinstname:Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)instacron:UFSCinfo:eu-repo/semantics/openAccess2020-08-19T20:09:07Zoai:repositorio.ufsc.br:123456789/210557Repositório InstitucionalPUBhttp://150.162.242.35/oai/requestopendoar:23732020-08-19T20:09:07Repositório Institucional da UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)false
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