ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ATIVIDADE 1 DE PROPRIEDADES DAS ROCHASPOROSIDADE

Diego Marques Araújo

15 de outubro de 2013

1) Métodos para determinação da porosidade

A porosidade é uma das propriedades mais importantes para a engenharia de reservatórios, pois sem ela o fluído não teria onde ser armazenado no interior das rochas. Em outras palavras, é a medida da capacidade de armazenamento de fluidos numa determinada rocha e é definida como a relação entre o volume de vazio (ou volume poroso) de uma rocha e o volume total (soma do volume vazio com o volume dos matérias sólidos) da mesma, logo a porosidade de uma rocha é dada por:

φ=V vV t

E o volume total da rocha é dado por:

V t=V p+V s

Onde φ é a porosidade, Vv o volume vazio, Vt o volume total e Vs o volume dos sólidos.

Devido à cimentação alguns poros podem ficar isolados dos outros, logo, a porosidade que realmente é interessante para o fator de recuperação do fluido é a chamada porosidade efetiva, que são os espaços vazios (poros) que estão interconectados. A totalidade dos poros (interconectados e isolados) é chamada de porosidade absoluta. Logo, a relação entre o volume dos poros interconectados e o volume total das rochas fornece a porosidade efetiva.

A porosidade que surgiu quando a rocha reservatório foi formada é denominada porosidade primária. Aquela que se deu após a sua formação é chamada de porosidade secundária.

Existem vários métodos para determinação da porosidade de uma rocha reservatório: amostragem (métodos diretos), perfilagem do poço ou análise de teste pressão (métodos indiretos), porém o método mais comum é feito que é feito a partir de amostras em laboratórios.

Na medição da porosidade em laboratórios só é preciso a determinação de dois dos três parâmetros básicos (volume total, volume de vazios e volume de sólidos).

A partir de equipamentos como o porosimetro é feito uma série de medidas em várias amostras e a partir desses resultados é calculo a porosidade média.

Já se tratando dos usos da perfilagem, os seguintes perfis são utilizados na determinação da porosidade:

Neutrônico - NPHI: Os mais antigos medem a quantidade de raios gama de captura após excitação artificial através de bombardeio dirigido de nêutrons rápidos. Já os mais modernos medem a quantidade de nêutrons epitermais ou termais da rocha após o bombardeio. Além de utilizado na estimativa de porosidade, servem para se conhecer a litologia e detecção de hidrocarbonetos leves ou gás.

Sônico – DT: Mede a diferença nos tempos de trânsito de uma onda mecânica através das rochas.

Densidade – RHOB: Detecta os raios gama defletidos pelos elétrons orbitais dos elementos componentes das rochas, após terem sido emitidos por uma fonte colimada situada dentro do poço.

2) Uma amostragem de rocha proveniente de um poço de petróleo durante a sua perfuração é analisada e ficou definido que o volume total é de 20 cm3, e seu volume poroso de 10 cm3.. Calcule o percentual da porosidade desta rocha?

φ=V vV t

=10cm ³20cm ³

=0,5

Logo, o percentual da porosidade dessa rocha é de 50%

3) Uma rocha encontrada numa bacia sedimentar do estado da Bahia, possui uma porosidade de 30%. Sabendo-se que o volume total desta rocha e de 900m3, calcule seu volume poroso.

φ=V vV t=>0,3=

V v900cm ³

=>V v=270cm ³

4) Calcular a porosidade de uma rocha hipotética composta por grãos esféricos de mesmo diâmetro e arranjados em forma cúbica. O cubo possui aresta de 4R e a esfera raio R, logo o cubo possui 8 esferas.

Dados: Volume da esfera 4/3πR3

Tendo que o volume total é dado por V t=V p+V s , então o volume poroso da rocha hipotética é dado por:

V v=V cubo−V esferas

Logo,

V v=(4 R ) ³−8⋅(4 π3 R3)=64 R ³−32 π3R3=(R3 )⋅(64−32π3 )=(R3)⋅(192−32π3 )=

¿ (R3 )⋅(192−100 ,5313 )=(R3 )⋅(91 ,4693 )=30 ,49R ³

Sendo a porosidade dada por φ=

V vV t , temos:

φ=30 ,49R ³( 4 R) ³

=30 ,49 R ³64 R ³

=0 ,4764

Portanto, o percentual de porosidade da rocha hipotética é de 47,64%

Fontes Bibliográficas

ROSA, Adalberto José; CARVALHO, Renato de Souza; XAVIER, José Augusto Daniel. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2006.

THOMAS, J. E. (Organizador), Fundamentos de Engenharia de Petróleo (2a Edição), Interciência, 2001.