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o material, descreve as diversas propriedades das rochas desde a permeailidade, compressibilidade e a porosidade.
Tipologia: Slides
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q Porosidade q Compressibilidade q Saturação de fluidos q Molhabilidade q Pressão capilar q Permeabilidade
q Porosidade
Porosidade absoluta ou total Aporosidade efectiva é que de facto se utiliza em cálculos de engenharia de reservatório Aporosidade geralmente apresenta variações mais significativas na vertical do que na horizontal. Porosidade efetiva
q Compressibilidade
q Compressibilidade Dentre os tipos de compressibilidade, os mais importante para a engenharia de reservatórios, é a variação do meio poroso, devido a chamada compressibilidade efetiva da formação ou dos poros, definida como: O Volume total de HC produzido é igual a soma dos módulos das variações dos volumes de água, de gás, do óleo e dos poros.
So + Sg + Sw = 100% A saturação de óleo pode também ser escrita em termos de balanço de volumes:
É a tendência de um fluído de aderir à superfície de um sólido, em presença de outros fluidos imiscíveis. Esta tendência é medida de forma mais conveniente através do ângulo de contacto (θ) e a distribuição dos fluídos no reservatório é função da molhabilidade. Geralmente distingue-se: i. Fase molhante (aderida à rocha): usualmente é a fase aquosa ii. Fase não molhante : usualmente a fase orgânica (óleo e gás) Devido as forças atrativas, a fase molhante tende a ocupar poros menores, enquanto a não molhante ocupa os poros e canais mais abertos. Molhabilidade “completa”: θ →0° Não-molhabilidade “completa”: θ → 180°
Em um sistema óleo-água a altura do fluido é dado por: Onde: Pc = Pressão capilar r = Raio do capilar ou dos poros g = Aceleração gravitacional θ = Ângulo de contacto σ = Tensão interfacial A partir da pressão capilar (a uma dada saturação), é possível determinar o tamanho médio dos poros:
Drenagem : É quando o meio poroso está saturado inicialmente com fluido molhante e este é movimentado pelo fluido não molhante. Embebição : É quando o meio poroso está saturado inicialmente com fluido não molhante e este é movimentado pelo fluido molhante.
A permeabilidade em reservatórios geralmente é muito anisotrópica. As suas medições podem ser determinadas através de ensaios de laboratorios com amostras extraidas da formação ou por meio de testes de pressão realizados nos poços. Diversos fatores afetam medidas de k: i. Heterogeneidades do reservatório (testemunho não representativo) ii. Permeabilidade pode ser afetada pelo corte do testemunho iii. “parcialidade” na amostragem para medição: tendência a selecionar as melhores partes do testemunho para análise
Determinar a porosidade de uma amostra de rocha de forma cilíndrica que na análise laboratorial obteve- se as seguintes medições: ●Massa da amostra limpa e seca: 311 gramas ●Massa da amostra 100% saturada de líquido (com gravidade específica igual a 1.05 g/cm^3 ): 331 gramas ●Diâmetro da amostra: 4 cm (→ r= 2 cm) ●Comprimento da amostra: 10 cm
Aanálise laboratorial de uma amostra deu os seguintes resultados: ● Massa da amostra recebida do campo: 53,5 g (Mtotal) ● Volume de água recuperada por extração: 1,5 cm^3 (Vw) ● Volume de óleo recuperado por extração: 1,12 cm^3 (Vo) ● Massa da amostra seca (depois da extração dos fluidos): 51,05 g (Mrocha) ● Densidade do óleo encontrado na amostra: 0,850 g/cm 3 ( ρ óleo) ● Volume total da amostra: 23,60 cm^3 ● Densidade da rocha (grãos): 2,63 g/cm 3 ( ρ rocha) Determinar: Porosidade da amostra, Sw , So e Sg. Resulução a) φ = Vfluido/Vtotal → Vfluido = Vporos = Vtotal-Vrocha = 23.6 – 51.05/2.63 = 4. cm3 → φ **= 4.19/23.6 = 0. b) Sw = Vagua/Vporos = 1.5/4.19 = 0. So = Voleo/Vporos → So = 1.12/4.19 =
1 = So+Sw+Sg→ Sg= 1 - So - Sw = 1-0.267-0.357 = 0.**
Um reservatório de óleo possui das seguintes características: Forma: Paralelepípedo Camadas: Horizontais Área: 2 km^2 Espessura: 10 m Porosidade: 16% Saturação de água conata: 20% Pressão original: 150 kgf/cm^2 Pressão atual: 120 kgf/cm^2 Densidade do óleo na pressão de bolha: 0. Temperatura do reservatório: 200 oF Compressibilidade do óleo: 10x10-6^ psi- Coeficiente médio de compressibilidade da água: 3x10-6^ psi- Calcular o volume de óleo produzido (nas condições de reservatório), sabendo que Swi=Vwi/Vpi.
Em uma experiência laboratorial de ascensão capilar, de um fluido molhante (água pura) deslocando óleo (780 kg.m-3), a que altura h a água pura de 1000 kg.m-3, subirá num tubo de plástico com 0.1 mm de diâmetro. A tensão interfacial entre fluidos é de 0.073 N.m-1^ e o ângulo de contacto é de 30º. a) Caso fosse utilizado um capilar de vidro em vez de plástico e o ângulo de contacto fosse de 0º, qual seria a altura da água?
