Análise de permeabilidade e porosidade em modelo 3D a partir de simulação numérica

dc.contributor.advisorXavier Junior, Milton Morais
dc.contributor.advisorID0000-0002-1043-7244pt_BR
dc.contributor.advisorLatteshttp://lattes.cnpq.br/3128669965557866pt_BR
dc.contributor.authorKiam, Thiago Noboru Leite
dc.contributor.authorLatteshttp://lattes.cnpq.br/8176148304942096pt_BR
dc.contributor.referees1Marques, Manilo Soares
dc.contributor.referees1ID0000-0003-4896-7301pt_BR
dc.contributor.referees1Latteshttp://lattes.cnpq.br/5254394673939816pt_BR
dc.contributor.referees2Cabral, Francisco de Assis Olimpio
dc.contributor.referees2Latteshttp://lattes.cnpq.br/0909335645315779pt_BR
dc.date.accessioned2021-09-23T18:54:51Z
dc.date.available2021-09-23T18:54:51Z
dc.date.issued2021-09-20
dc.description.abstractThe natural resource reservoirs usually present a high degree of morphological heterogeneity. The risk of destructive processes during laboratory analysis, as well as the logistical and financial difficulty in obtaining and replacing reservoir samples, has led the scientific community to invest in less invasive and more cost-effective techniques. Thus, in order to overcome these challenges, computational petrophysics emerges as an approach for digital analysis and simulation of physical properties in porous systems to estimate parameters and preserve the integrity of analyzed samples. The purpose of this work is to simulate the fluid flow in a laminar regime on an artificial rock and to estimate porosity and permeability from X-ray microtomography images of the sample. The work started by using the Simpleware software for segmenting the X-ray image sequence of a cylindrical sample constituted by the sintering of glass spheres, with a voxel resolution of 0.019751 mm. Aiming to reduce computation time, the sample was cut in the shape of a parallelepiped with dimensions of 13.8257x13.8257x0.217261 mm³. A threshold value was adopted following the Otsu method in order to distinguish pores from the grain phase. The mesh was elaborated in coarse size, containing a total of 27482 nodes. Then, the file was imported into Comsol Multiphysics software, which uses the Finite Element Method (FEM) to perform numerical simulations. The single-phase fluid utilized has characteristics similar to water, with density and dynamic viscosity respectively equal to 1000 kg/m³ and 0.001 Pa.s. A difference of 0.005 Pa in fluid pressure was applied to the model and the absolute porosity and permeability values reached 9.67% and 8.16 x 10-10 m², respectively. These results demonstrate that the employed technique is satisfactory and shows promise for use in the development of future work applied to natural rocks, given that digitally obtained parameters are compatible with laboratory petrophysical measurements.pt_BR
dc.description.resumoOs reservatórios de recursos naturais costumam apresentar alto grau de heterogenia morfológica. O risco destrutivo durante análise laboratorial, bem como a dificuldade logística e financeira em obter e repor amostras destes reservatórios, fomentam a comunidade científica a investir em técnicas de análises menos invasivas e de melhor custo-benefício. Visando suprir estes desafios, a petrofísica computacional surge com técnica de processamento e análise digital de imagens e simulação de propriedades físicas em sistemas porosos, para estimar parâmetros e preservar a integridade das amostras analisadas. O presente trabalho tem como objetivo a simulação do escoamento de fluido em uma rocha artificial e a estimativa da porosidade e permeabilidade a partir de imagens de microtomografia de raios-X em seu sistema poroso. O trabalho inicia-se com a segmentação da sequência de imagens de raios-X de uma amostra cilíndrica, constituída pela sinterização de esferas de vidro, com resolução de voxel de 0,019751 mm por meio do software Simpleware. Visando reduzir o tempo de computação, a amostra foi recortada no formato de paralelepípedo com dimensões de 13,8257x13,8257x0,217261 mm3. Foi adotado um valor de threshold usando o método de Otsu, para efetuar a segmentação das imagens para separação das fases poro e grão. Elaborou-se a malha no tamanho grosso, contendo no total 27.482 nós. Em seguida, importou-se o arquivo em formato malha no software Comsol Multiphysics, onde adotou-se o método dos elementos finitos (M.E.F) para efetuar seus cálculos de simulação numérica. O fluido monofásico utilizado esteve em regime laminar e possui características semelhantes às da água, com densidade e viscosidade dinâmica respectivamente iguais a 1000 kg/m³ e 0,001 Pa.s. A diferença de pressão de fluido aplicada na amostra foi de 0,005 Pa. Os resultados de porosidade absoluta e permeabilidade alcançaram, respectivamente, os valores de 9,67% e 8,16 x 10-10 m², consistentes com medidas laboratoriais petrofísicas e demonstrando que a técnica pode ser promissora para o desenvolvimento de futuros trabalhos envolvendo segmentações e simulações aplicadas em rochas reais.pt_BR
dc.description.sponsorshipSHELL BRASILpt_BR
dc.identifier.citationKIAM, Thiago Noboru Leite. Análise de permeabilidade e porosidade em modelo 3D a partir de simulação numérica. 2021. 62f. Trabalho de conclusão de curso (Graduação em Geofísica), Departamento de Geofísica, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2021.pt_BR
dc.identifier.urihttps://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/37987
dc.languagept_BRpt_BR
dc.publisherUniversidade Federal do Rio Grande do Nortept_BR
dc.publisher.countryBrasilpt_BR
dc.publisher.departmentDepartamento de Geofísicapt_BR
dc.publisher.initialsUFRNpt_BR
dc.publisher.programGeofísicapt_BR
dc.rightsAttribution-NoDerivs 3.0 Brazil*
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nd/3.0/br/*
dc.subjectPetrofísica computacionalpt_BR
dc.subjectSegmentaçãopt_BR
dc.subjectSimulação numéricapt_BR
dc.subjectPetrofísicapt_BR
dc.subjectPorosidadept_BR
dc.subjectPermeabilidadept_BR
dc.subjectComputational petrophysicspt_BR
dc.subjectNumerical Simulationpt_BR
dc.subjectSegmentationpt_BR
dc.subjectPetrophysicspt_BR
dc.subjectPorositypt_BR
dc.subjectPermeabilitypt_BR
dc.titleAnálise de permeabilidade e porosidade em modelo 3D a partir de simulação numéricapt_BR
dc.typebachelorThesispt_BR

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