( PDF ) Desenvolvimento de metodologia aplicada em estudos de dano de skin em arenitos inconsolidados por tomografia computadorizada

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DESENVOLVIMENTO DE METODOLOGIA APLICADA EM ESTUDO DE DANO

DE SKIN EM ARENITOS INCONSOLIDADOS POR TOMOGRAFIA

COMPUTADORIZADA

Erika da Silva Sales

DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS

PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE

FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS

NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM

ENGENHARIA NUCLEAR.

Aprovada por:

________________________________________

Prof. Ricardo Tadeu Lopes, D.Sc.

________________________________________

Dr. Luís Carlos Baralho Bianco, Ph.D.

_________________________________________

Prof. Delson Braz, D. Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

MARÇO DE 2006

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SALES, ERIKA DA SILVA

Desenvolvimento de metodologia

aplicada em estudos de dano de skin

em arenitos inconsolidados por Tomo-

grafia Computadorizada [Rio de

Janeiro] 2006

XIV, 125 pg. 29,7 cm (COPPE/UFRJ,

M.Sc.,Engenharia Nuclear, 2006)

Dissertação - Universidade Federal do

Rio de Janeiro, COPPE

1. Tomografia Computadorizada

2. Dano à formação

3. Skin

I. COPPE/UFRJ II. Título (Série)

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iii

Dedicação

Aos meus Avós maternos

Aurea Lopes C. Silva

Equel C. Silva

Pelo muito que recebi para ser.

Agradecimentos

A Deus, pelo seu eterno amor que me constrange.

Ao meu orientador Prof. Ricardo Tadeu Lopes pela oportunidade e orientações.

Ao Dr. Luís Bianco (PETROBRÁS) pelo inestimável apoio em todas as etapas do

trabalho.

Ao Dr. João Queiroz (Cenpes/PETROBRÁS) pela amizade e constante incentivo aos

novos desafios.

A Elisabete Campos (Cenpes/PETROBRÁS) pela disponibilidade do laboratório de

tomografia e grande contribuição ao trabalho com as reconstruções 3D.

Ao Carlos Rodrigues (Cenpes/PETROBRÁS) pela preciosa colaboração.

Ao Jaques Coelho (Cenpes/PETROBRÁS) pelo apoio e suporte material.

Ao meu amigo Marcus Vinicius (Cenpes/PETROBRÁS) por facilitar a tarefa em muitas

etapas.

A minha família, por toda compreensão e carinho.

Aos meus amigos da Aliança Bíblica Universitária e da Comunidade de Jesus, em

especial: Ângela, Nataniel, Pedro, Nilsa e Rute.

As minhas amigas do Programa de Engenharia Nuclear: Samanda, Gabriela e Viviam.

Aos colegas do Cenpes/PETROBRÁS: Celso de Jesus Júnior, Leon Júnior, Marco

Antonio, Elis Regina, Fabiane, Lenita Rangel, Seu Davi, Cláudio, Renato e Samuel.

Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos

necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)

DESENVOLVIMENTO DE METODOLOGIA APLICADA EM ESTUDOS DE

DANO A FOMAÇÃO EM ARENITOS INCONSOLIDADOS POR TOMOGRAFIA

COMPUTADORIZADA (TC)

Erika da Silva Sales

Março / 2006

Orientador: Prof. Ricardo Tadeu Lopes

Programa: Engenharia Nuclear

A produtividade de poços de petróleo na exploração de hidrocarbonetos depende

da manutenção de propriedades petrofísicas das rochas reservatório tais como:

porosidade, permeabilidade, saturação e capilaridade. A permeabilidade indica a

capacidade de escoamento de fluidos no meio poroso. Devido ao método de perfuração

e completação dos poços, a permeabilidade ao redor do poço geralmente é reduzida em

relação à permeabilidade original da formação, devido à invasão de fluidos e partículas.

Essa redução de permeabilidade é definida como skin. Neste trabalho foi desenvolvida

uma metodologia para avaliação e quantificação do skin em arenitos inconsolidados,

utilizando mapas de variação das porosidades, saturações e permeabilidades obtidas

através da tomografia computadorizada de raios X, em corpos de prova submetidos a

processo de invasão de fluidos de perfuração, análogo ao que ocorre na perfuração de

um poço real. Os corpos de prova foram confeccionados com características petrofísicas

similares a dos grandes reservatórios da bacia de Campos.

A utilização da tomografia computadorizada de raios X mostrou-se uma excelente

ferramenta de avaliação qualitativa e quantitativa, tanto no controle de qualidade dos

corpos de prova e dos processos de preparação, como para obtenção das porosidades e

saturações de cada fase dos ensaios, e na avaliação das transformações ocorridas no

interior dos corpos de prova durante os ensaios de dano.

Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)

DEVELOPMENT OF METHODOLOGY TO QUANTIFICATION OF SKIN

DAMAGE IN UNCONSOLIDATED SANDSTONE BY COMPUTED

TOMOGRAPHY

Erika da Silva Sales

March /2006

Advisor: Prof. Ricardo Tadeu Lopes

Department: Nuclear Engineering

Oil well productivity depends on the maintenance of petrophysical properties of

the reservoir rocks such as: porosity, permeability, saturation and capillarity. The

permeability indicates the capacity of drainage of fluids in the porous media. Due to the

drilling and completion method, the permeability around the well is usually reduced in

compared the original permeability of the formation, due to the invasion of fluids and

particles. That reduction in permeability is defined as skin. In this work, a methodology

was developed to evaluate and quantify of the skin in unconsolidated sandstones, using

maps of x-ray porosity, saturations and permeability changes obtained through the

computerized tomography. Synthetic samples of sandstones were submitted to a process

of invasion due the drilling fluids, in similar way to process occurred in a drilling of a

real well. The samples were built with similar Petrophysical characteristics compared

with to the great reservoirs in Campos' Basin.

The use of the x-ray computerized tomography shows to be an excellent tool of to

qualify and quantify changes in the narrow media, giving control on the quality of the

samples in a the preparation processes, as and allowing porosity and saturations

calculations of each phase of the experiments. Allowed the evaluation of the

transformations happened inside the samples during the damage experiments.

vii

Índice

1. INTRODUÇÃO 1

2. REVISÃO BIBLIOGRAFICA 4

2.1 EFEITO SKIN 4

2.2

TOMOGRAFIA COMPUTADORIZADA DE RAIOS X 8

3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 12

3.1 TOMOGRAFIA COMPUTADORIZADA DE RAIOS X 12

3.2 CRIAÇÃO DA IMAGEM TOMOGRÁFICA 14

3.2.1 GERAÇÃO DOS RAIOS X 14

3.2.2 AQUISIÇÃO DE DADOS 20

3.2.3 PROCESSAMENTO DOS DADOS 21

3.3 TIPOS DE TOMOGRAFOS 21

3.4 ESCOAMENTO EM MEIOS POROSOS 24

3.4.1 SATURAÇÃO 25

3.4.2 PERMEABILIDADE ABSOLUTA 26

3.4.3 PERMEABILIDADE EFETIVA 28

3.4.4 PERMEABILIDADE RELATIVA 28

3.4.5 REGIME DE FLUXO 29

3.4.6 DANO DE FORMAÇÃO 32

3.4.7 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 35

4. MATERIAIS E MÉTODOS 36

4.1 TOMÓGRAFO COMPUTADORIZADO DE RAIOS X MODELO PQS-

PICKER 36

4.2 CÉLULA DE INTERAÇÃO ROCHA FLUIDO 38

4.3

MEIO POROSO 40

viii

4.3.1 PREPAÇÃO DO MEIO POROSO 42

4.3.2 POROSIDADE E SATURAÇÃO POR TC DA COMPOSIÇÃO DE AREIAS

4.3.3 ANÁLISES PETROGRÁFICAS 52

4.4 DESCRIÇÃO DOS ENSAIOS DE DANO 53

4.4.1 METODOLOGIA DE ENSAIOS 53

4.4.2 TOMOGRAFIA DOS CORPOS DE PROVA 62

5. RESULTADOS EXPERIMENTAIS 64

5.1 ENSAIO PRELIMINAR 64

5.2 ENSAIO COMPLEMENTAR 88

6. CONCLUSÕES 119

7. REFERÊNCIAS 121

Lista de Figuras

Figura 3.1: Representação dos pixels e voxels.............................................................. 12

Figura 3.2: Etapas de uma imagem tomográfica. ......................................................... 14

Figura 3.3: Tubo de raios X........................................................................................... 15

Figura 3.4: Espectro de um tubo de raios X.................................................................. 16

Figura 3.5: Esquema ilustrativo dos efeitos fotoelétrico e Compton. ........................... 18

Figura 3.6: Importância relativa dos diversos processos de interação dos raios X com

matéria em função da energia do fóton e do numero atômico do material. .................. 18

Figura 3.7: Construção da imagem..................................Erro! Indicador não definido.

Figura 3.8: As quatro gerações de tomógrafos............................................................. 23

Figura 3.9: Tomógrafo de quinta geração. ................................................................... 24

Figura 3.10: Distribuição de pressões no reservatório sob o regime de fluxo

estabilizado..................................................................................................................... 29

Figura 3.11: Zona de permeabilidade alterada

k próximo ao poço........................... 32

Figura 4.1: Tomógrafo PICKER-PQS do CENPES/PETROBRAS ............................... 36

Figura 4.2: Célula de interação rocha fluido para arenitos inconsolidados................ 39

Figura 4.3: Interior da célula de interação rocha fluido.............................................. 39

Figura 4.4: Sistema de compactação............................................................................. 40

Figura 4.5: Curva granulométrica da composição de areias ....................................... 42

Figura 4.6: Variação do número de CT médio por seção do teste de compactação 1.. 43

Figura 4.7: Variação do número de CT médio por seção do teste de compactação 2.. 44

Figura 4.8: Variação do número de CT médio por seção do teste de compactação 3.. 44

Figura 4.9: Variação de Porosidade por seção do teste de compactação 1................. 47

Figura 4.10: Variação de Porosidade por seção do teste de compactação 2............... 48

Figura 4.11: Variação de Porosidade por seção do teste de compactação 3............... 48

Figura 4.12: Variação de Saturação por seção do teste de compactação 1................. 50

Figura 4.13: Variação de Saturação por seção do teste de compactação 2................. 51

Figura 4.14: Variação de Saturação por seção do teste de compactação 3................. 51

Figura 4.15: Fotomicrografia das amostras retiradas do testes de compactação........ 52

Figura 4.16: Corpo de prova antes da compactação.................................................... 54

Figura 4.17: Corpo de prova saturado e compactado. ................................................. 54

Figura 4.18: Sistema de injeção de salmoura e N-Parafina. ........................................ 56

Figura 4.19: Sentido de injeção de salmoura e N-Parafina no corpo de prova. .......... 57

Figura 4.20: Aparato experimental do ensaio de dano................................................. 60

Figura 4.21: Corpo de prova após ensaio de dano....................................................... 60

Figura 4.22: Esquema experimental do ensaio de dano e flow back. As setas pretas

indicam o sentido do fluxo do fluido de perfuração, enquanto que as setas vermelhas

indicam o sentido de injeção de N-Parafina para limpeza do corpo de prova.............. 61

Figura 4.23: Piloto do corpo de prova e as seções a serem tomografadas. ................. 62

Figura 5.1: Corpo de prova 100 % saturado com salmoura no ensaio preliminar 1... 65

Figura 5.2: Corpo de prova saturado com N-Parafina em saturação residual de

salmoura no ensaio preliminar 1. .................................................................................. 66

Figura 5.3: Corpo de prova invadido por fluido de perfuração sem CaCO

do ensaio

preliminar 1....................................................................................................................69

Figura 5.4: Corpo de prova após flow back com N-Parafina do ensaio preliminar 1. 70

Figura 5.5: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases de injeção do fluido de

perfuração sem CaCO

e saturação com N-Parafina em saturação residual de

salmoura do ensaio preliminar 1. .................................................................................. 72

Figura 5.6: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases após flow back com N-

Parafina e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura do ensaio

preliminar 1....................................................................................................................73

Figura 5.7: Curvas de permeabilidades e desvio relativo versus vazão do ensaio

preliminar 1....................................................................................................................76

Figura 5.8: Corpo de prova 100 % saturado com salmoura no ensaio preliminar 2... 77

Figura 5.9: Corpo de prova saturado com N-Parafina em saturação residual de

salmoura no ensaio preliminar 2. .................................................................................. 78

Figura 5.10: Corpo de prova invadido por fluido de perfuração com CaCO

no ensaio

preliminar 2....................................................................................................................81

Figura 5.11: Corpo de prova após flow back com N-Parafina no ensaio preliminar 2.82

Figura 5.12: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases de injeção do fluido de

perfuração com CaCO

e saturação com N-Parafina em saturação residual de

salmoura do ensaio preliminar 2. .................................................................................. 84

Figura 5.13: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases após flow back com N-

Parafina e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura do ensaio

preliminar 2....................................................................................................................85

Figura 5.14: Curvas de permeabilidades e redução de permeabilidade versus vazão do

ensaio preliminar 2......................................................................................................... 88

Figura 5.15: Corpo de prova 100 % saturado com salmoura no ensaio complementar 1

........................................................................................................................................ 89

Figura 5.16: Corpo de prova saturado com N-Parafina em saturação residual de

salmoura no ensaio complementar 1.............................................................................. 90

Figura 5.17: Corpo de prova invadido por fluido de perfuração sem CaCO

no ensaio

complementar 1 .............................................................................................................. 93

Figura 5.18: Corpo de prova após flow back com N-Parafina no ensaio complementar

1...................................................................................................................................... 94

Figura 5.19: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases de injeção do fluido de

perfuração sem CaCO

e saturação com N-Parafina em saturação residual de

salmoura do ensaio complementar 1.............................................................................. 96

Figura 5.20: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases após flow back com N-

Parafina e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura do ensaio

complementar 1 .............................................................................................................. 97

Figura 5.21: Curvas de permeabilidades e redução de permeabilidade versus vazão do

ensaio complementar 1................................................................................................. 100

Figura 5.22: Corpo de prova 100% saturado com salmoura no ensaio complementar 2.

...................................................................................................................................... 101

Figura 5.23: Corpo de prova saturado com N-Parafina em saturação residual de água

no ensaio complementar 2............................................................................................ 102

Figura 5.24: Corpo de prova invadido por fluido de perfuração com CaCO

no ensaio

complementar 2 ............................................................................................................ 105

Figura 5.25: Corpo de prova após flow back com N-Parafina no ensaio complementar

2.................................................................................................................................... 106

Figura 5.26: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases de injeção do fluido de

perfuração com CaCO

e saturação com N-Parafina em saturação residual de

salmoura do ensaio complementar 2............................................................................ 108

Figura 5.27: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases após flow back com N-

Parafina e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura do ensaio

complementar 2 ............................................................................................................ 109

Figura 5.28: Curvas de permeabilidades e redução de permeabilidade versus vazão do

ensaio complementar 2................................................................................................. 111

xii

Figura 5.29: Comparação entre os números de CT médio por seção dos ensaios

preliminar e complementar. ......................................................................................... 112

Figura 5.30: Fator de skin versus vazão dos ensaios sem CaCO

.............................. 113

Figura 5.31: Fator de skin versus vazão dos ensaios com CaCO

.............................. 114

Figura 5.32: Reconstrução 3D da fase de saturação em N-Parafina antes da injeção do

fluido sem CaCO

do ensaio complementar 1.............................................................. 115

Figura 5.33: Reconstrução 3D da fase de injeção do fluido sem CaCO

do ensaio

complementar 1 ............................................................................................................ 116

Figura 5.34: Reconstrução 3D da fase de flow back do ensaio complementar 1. ...... 116

Figura 5.35: Reconstrução 3D da fase de saturação em N-Parafina antes da injeção do

fluido com CaCO

do ensaio complementar 2 ............................................................. 117

Figura 5.36: Reconstrução 3D da fase de injeção do fluido com CaCO3 do ensaio

complementar 2 ............................................................................................................ 117

Figura 5.37: Reconstrução 3D da fase de flow back do ensaio complementar 2. ...... 118

xiii

Lista de Tabelas

Tabela 4.1: Características físicas do tubo de raios X.................................................. 37

Tabela 4.2: Percentual de ocorrência das frações granulométricas............................. 41

Tabela 4.3: Frações granulométricas MRL-103(2681,05m)......................................... 41

Tabela 4.4: Formulação do fluido THIXCARB. ............................................................ 55

Tabela 4.5: Parâmetros estabelecidos para ensaio de dano ......................................... 59

Tabela 4.6: Parâmetros estabelecidos para tomografia dos corpos de prova nos ensaios

de dano. .......................................................................................................................... 63

Tabela 5.1: Valores de porosidade por seção do ensaio preliminar 1.......................... 67

Tabela 5.2: Valores médios de saturação de salmoura e N-Parafina ao longo do corpo

de prova do ensaio preliminar 1 .................................................................................... 68

Tabela 5.3: Valores de permeabilidades relativas à água do ensaio preliminar 1....... 74

Tabela 5.4: Valores de permeabilidades relativas ao óleo do ensaio preliminar 1...... 74

Tabela 5.5: Valores de permeabilidades de dano após o flow back do ensaio preliminar

1...................................................................................................................................... 75

Tabela 5.6: Valores de fator de skin e redução de permeabilidade preliminar 1. ........ 75

Tabela 5.7: Valores de porosidade por seção do ensaio preliminar 2.......................... 79

Tabela 5.8: Valores médios de saturação de salmoura e N-Parafina ao longo do corpo

de prova do ensaio preliminar 2. ................................................................................... 80

Tabela 5.9: Valores de permeabilidades relativas à água do ensaio preliminar 2....... 86

Tabela 5.10: Valores de permeabilidades relativas ao óleo do ensaio preliminar 2.... 86

Tabela 5.11: Valores de permeabilidades de dano após o flow back do ensaio

preliminar 2....................................................................................................................87

Tabela 5.12: Valores de fator de skin e redução de permeabilidade preliminar 2. ...... 87

Tabela 5.13: Valores de porosidade por seção do ensaio complementar 1. ................. 91

Tabela 5.14: Valores médios de saturação de salmoura e N-Parafina ao longo do corpo

de prova do ensaio principal 1....................................................................................... 92

Tabela 5.15: Valores de permeabilidades relativas ao óleo do ensaio complementar 1

........................................................................................................................................ 98

Tabela 5.16: Valores de permeabilidades de dano após o flow back do ensaio

complementar 1 .............................................................................................................. 98

xiv

Tabela 5.17: Valores de fator de skin e redução de permeabilidade do ensaio

complementar 1 .............................................................................................................. 99

Tabela 5.18: Valores de porosidade por seção do ensaio complementar 2 ................ 103

Tabela 5.19: Valores médios de saturação de salmoura e N-Parafina ao longo do corpo

de prova do ensaio complementar 2............................................................................. 104

Tabela 5.20: Valores de permeabilidades relativas ao óleo do ensaio complementar 2.

...................................................................................................................................... 110

Tabela 5.21: Valores de permeabilidades de dano após o flow back do ensaio

complementar 2 ............................................................................................................ 110

Tabela 5.22: Valores de fator de skin e redução de permeabilidade do ensaio

complementar 2 ............................................................................................................ 111

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

1. INTRODUÇÃO

O uso da tomografia computadorizada de raios X (TC) para observação de

deslocamentos de fluidos em rocha na engenharia de petróleo é uma técnica não

destrutiva utilizada por mais de 20 anos. Esta técnica veio para auxiliar na

caracterização de meios porosos e distribuição interna de fluidos em testes de

deslocamento.

A tomografia pode ser direcionada para a investigação de vários problemas que

envolvem os processos de escoamento em um meio poroso. Através desta técnica é

possível levantar os perfis de saturação e porosidade, quantificar variações de

densidades e heterogeneidades. Através da técnica de reconstrução de imagens, é

possível, por exemplo, visualizar a área invadida por um fluido de perfuração no meio

poroso.

A invasão do meio poroso por sólidos do fluido de perfuração pode gerar redução

de permeabilidade e redução de produtividade de um poço produtor de petróleo.

A redução da permeabilidade, comumente chamado de dano à formação reduz o

fluxo ideal para o poço e pode ser causado por um ou mais dos seguintes fenômenos:

mudança de permeabilidade na zona produtora, mudança na geometria do fluxo radial

causado pela entrada limitada do poço e alta velocidade de fluxo do fluido. Durante as

operações de perfuração uma condição de pressão hidrostática acima do equilíbrio

durante a circulação do fluido de perfuração, pode causar danos à formação ao longo do

poço aberto, devido à invasão do meio poroso por componentes do fluido e que formam

um reboco ao longo do poço.

Quando os sólidos do fluido de perfuração e filtrado se movem através do espaço

poroso, eles encontram algumas condições muito críticas: tortuosidades, paredes de

poro ásperas com área de superfície grande e uma variedade de minerais como argila,

feldspato, mica, e ferro. Estas condições proporcionam um meio ideal para interações

físicas e reações químicas no interior do meio poroso. A invasão do fluido e sólidos

podem interagir com a formação, criando uma multidão de efeitos de dano que

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

interferem na produtividade dos poços nos modos seguintes: bloqueio por formação de

emulsão, bloqueio de água, mudança de molhabilidade da rocha, hidratação e

inchamento das argilas da formação, dispersão e migração de finos da formação e

partículas de argila, precipitação de sais inorgânicos e tamponamento dos poros pela

entrada de sólidos.

A previsão da invasão de filtrado e do dano gerado em poços de petróleo é

considerado difícil e complicado porque há múltiplos fatores existentes na perfuração.

Estes fatores incluem o tempo de contato ao longo do poço, a heterogeneidade do

reservatório que também resulta em uma distribuição não uniforme do filtrado. Assim, a

quantificação de diferentes raios de invasão ao longo de um poço horizontal é muito

importante.

Um dos principais tipos de dano à formação é a redução da permeabilidade

circunvizinha ao poço devido às mudanças das saturações de fluidos na zona invadida.

A quantificação do dano na zona de permeabilidade alterada é chamada de skin e os

efeitos na pressão ou comportamento de fluxo de um poço é chamado de efeito skin.

Baseado na equação de HAWKINS [1], esta redução de permeabilidade em volta do

poço e o raio de invasão devem ser estimados para quantificar o grau de dano.

Este estudo visa o desenvolvimento de uma metodologia adequada para a

quantificação do dano devido a invasão de componentes do fluido de perfuração em

arenitos inconsolidados através da geração de imagens por tomografia computadorizada

de raios X. Portanto, foram realizados ensaios em corpos de prova inconsolidados,

simulando um poço horizontal. Os corpos de prova foram caracterizados de forma a

simular o arenito do campo de Marlin na bacia de Campos.

A apresentação do trabalho esta organizada da seguinte forma:

Inicialmente é feita a revisão bibliográfica, onde são apresentados os trabalhos

relevantes quanto ao estudo de dano de skin e aplicações da técnica de tomografia

computadorizada de raios X na indústria de petróleo. A seguir são apresentados os

fundamentos teóricos com noções de: Tomografia computadorizada, produção de raios

X, interação da radiação com a matéria, fluido de perfuração, permeabilidade relativa,

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

dano a formação, etc. Daí apresenta-se a caracterização dos materiais e a metodologia

utilizada para o desenvolvimento dos experimentos realizados. Após são apresentados

os resultados obtidos e por ultimo são apresentadas as principais conclusões observadas

ao longo da pesquisa e as recomendações consideradas pertinentes para futuros

trabalhos.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

2. REVISÃO BIBLIOGRAFICA

Este capítulo apresenta a revisão dos principais trabalhos relacionados aos

assuntos desenvolvidos nesta pesquisa. Como este estudo abrange as áreas de

engenharia de petróleo e engenharia nuclear, esta revisão foi separada nos dois

principais temas: efeito skin e tomografia computadorizada de raios X.

2.1 EFEITO SKIN

A resistência ao fluxo e consequentemente aumento da diferença de pressão para

o escoamento de um fluido num meio poroso é controlado basicamente pela estrutura

porosa da formação e a viscosidade dos fluidos que se relacionam através da lei de

Darcy. Uma possível resistência adicional concentrada no entorno do furo do poço vai

depender das tecnicas de perfuração e completação empregadas e, das práticas de

produção usadas. Em 1953, VAN EVERDIGEN [2] em seu trabalho definiu como

efeito skin essa resistência adicional que tem como efeito diminuir a capacidade de

produção dos poços de petróleo.

Três anos após, HAWKINS [1] formulou uma equação matemática que relaciona

o efeito skin com o raio e a permeabilidade da zona de dano em poços de petróleos.

HURST et al [3], em 1969, mostraram matematicamente como superar as

dificuldades encontradas na aplicação de um skin negativo. Para isto eles assumiram

que o raio efetivo do furo do poço fosse maior que o raio do poço em questão. Eles

modificaram as soluções existentes para incluir o efeito de um aumento do raio e assim

permitir que o engenheiro de petróleo possa lidar com skins negativos e também

positivos.

PETERSON et al [4] concluíram em seu trabalho que o dano do efeito skin para a

formação ao redor do furo em poços horizontais, possam severamente reduzir a

produção de gás, especialmente quando a razão entre o comprimento do poço e a área

de drenagem é pequena e a permeabilidade vertical é grande.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

MALEKZADEH et al [5] apresentaram o desenvolvimento de uma técnica nova

para determinação do comprimento de poços horizontais que contribuíam para a

produção, e o cálculo correspondente do dano de skin mecânico causado pelas

operações de perfuração de poços horizontais. O método desenvolvido indicou que a

resposta de um poço horizontal com skin mecânico e de comprimento x

poderia ser

substituído por um poço horizontal de comprimento x

sem skin mecânico. Para isto

uma relação entre a skin mecânico e os comprimentos (x

e x

) foi obtida e puderam ser

aplicadas para o caso de poços horizontais longos, formações estreitas, e formação com

a permeabilidade vertical alta. O método desenvolvido também foi aplicável a fraturas

hidráulicas em poços verticais com skin mecânico.

ENGLER et al [6] propuseram um novo modelo para caracterizar a variação do

efeito skin ao longo de um poço horizontal. Para isto ele descreve a região de dano

como sendo a combinação de formas cilíndricas e cônicas. A forma da região de dano e

a severidade deste são governadas pelo tempo de contato do fluido de perfuração com a

formação. Este tempo é função da taxa de penetração da perfuração e a taxa de invasão

do filtrado. Para avaliar a região de dano a formula de HAWKINS [2] foi utilizada.

MORALES et al [7] descreveram e quantificaram o dano de skin mecânico como

sendo o resultado da redistribuição de tensões causadas pela perfuração de um poço em

material permeável. O dano foi localizado dentro de um anel cilíndrico centrado ao eixo

do poço. As tensões aumentaram com profundidade, ângulo de inclinação, e tempo de

produção. Elas enfraqueceram rapidamente com a distância radial lateral, O dano ficou

insignificante a uma distância maior que quatro vezes o raio do furo do poço.

SANTARELLI et al [8] apresentaram uma série de testes em poços,

executados em vários reservatórios fracos do Mar do Norte e mostrou como o fator de

skin medido pode ser interpretado em termos de produção de areia. Os resultados

apresentados mostraram que a produção de areia resulta de forma anormal, em um skin

baixo independentemente das condições de perfuração, fossem em termos abaixo ou

acima de equilíbrio.

TOULEKIMA et al [9] simularam um reservatório em três dimensões baseado na

performance de produção e completação de um dado poço horizontal. Os valores

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

absolutos dos resultados da simulação foram aplicados para estudos de poços e

reservatórios, as conclusões principais do estudo foram em geral pertinentes ao

desempenho de poços horizontais. O estudo quantificou o efeito de dano à formação e a

baixa relação de permeabilidade vertical/horizontal na produtividade de um poço

horizontal, que pôde ser melhorada com o aumento do comprimento do intervalo de

produção. A produtividade do poço foi mais afetada pelo dano de formação no início do

intervalo de comprimento do que no final. Ele concluiu que o intervalo de produção no

inicio do poço não deveria se ignorado.

THOMAS et al [10] apresentaram em seu trabalho o cálculo de skin próximo ao

furo do poço e o coeficiente de fluxo não Darcyniano para poços horizontais baseado

em se o poço é perfurado em condições abaixo ou acima do equilíbrio. A inclusão de

skin mecânico e coeficiente de fluxo não Darcyniano foi previamente publicado por

comparação dos modelos de poços horizontais.

McMULLAN et al [11] investigaram a inclusão intencional de dano de skin

mecânico em um reservatório de alta permeabilidade do Mar do norte. Para isto fizeram

uma simulação de reservatório com entradas limitadas para melhorar a distribuição de

fluxo e recuperação de óleo, com baixo custo de conclusão.

YILDIZ [12] apresentou novos métodos de predizer o fator de skin total e

correções de dano em poços. Neste trabalho foi mostrado que o modelo de fator de skin

total baseado na simples adição de fatores de skin devido ao dano á formação,

perfuração, inclinação, penetração parcial, etc. não funcionam.

FURUI et al [13] apresentaram um novo modelo analítico para o fator de skin e

influxo de reservatório, incluindo o efeito anisotrópico do reservatório e danos

heterogêneos. A forma da região de dano perpendicular ao poço é baseada na equação

de pressão de um meio anisotrópico sendo circular próximo ao poço e elíptica longe do

poço. Este novo modelo também pode ser usado para várias distribuições de dano ao

longo do poço, dependendo do tempo de exposição durante perfuração e completação.

YILDIZ [14] desenvolveu um modelo de fluxo integral para simular o escoamento

em poços horizontais com tela. O modelo foi composto de multi-segmentos horizontais

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

e um segmento próximo ao furo do poço. Ele utilizou o modelo para investigar os graus

de danos devido a telas, remoção não uniforme de dano e propriedades do reboco. Foi

examinada e comparada o prazo longo de desempenho de poços horizontais em termos

de taxa de declínio e produtividade acumulada em função do tempo.

PARN-ANURAK e ENGLER [15] desenvolveram um método para simular a

invasão do fluido de perfuração em um sistema de duas fases e avaliar o dano

subseqüentemente junto ao poço horizontal. O modelo proposto inclui invasão do

filtrado, formação de reboco, e componentes de permeabilidade relativa. Os modelos de

reboco e filtrado foram desenvolvidos baseados em uma equação de balanço de massa

de testemunho e a equação de Darcy. A dispersão de transmissão foi resolvida

numericamente para caracterizar invasão de filtrado. Os resultados da simulação

previram a distribuição do filtrado e indicou a profundidade máxima de invasão e

também os graus de invasão dos fluidos de perfuração próximos ao poço. O método

melhorou a caracterização do filtrado e a estimativa de dano ao longo de um poço

horizontal.

FURUI et al [16] desenvolveram um amplo modelo de fator de skin para predizer

o desempenho de alguns tipos de completação como em: poço aberto, aberto com liner,

picotados ou completados com areia de gravel. O modelo foi calibrado em extensivas

simulações de elementos finitos de fluxo para a completação de poços horizontais. Este

modelo também pode mostrar as condições recomendadas para se obter completações

de altas produtividades (isto é baixo skin) em poços horizontais. Em particular, a

interação entre efeitos de dano e efeitos skin causadas pelas perfurações ou aberturas

foram mostradas para afetar o desempenho de completação de poços horizontais. O

modelo desenvolvido foi aplicado para designar ótimas completações para poços

horizontais ou laterias.

AL-OTAIBI e OZKAN [17] geraram respostas sintéticas de pressões transientes

para diferentes distribuições não uniformes de efeito skin ao longo de um poço

horizontal e as analises destas respostas foi através de ferramentas convencionais que

assumiram uma distribuição uniforme de skin. As estimativas de skin para interpretação

de testes de poço foram então comparadas com distribuição de skin conhecida. Eles

demonstraram que a interpretação geométrica de um não uniforme efeito skin proposto

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

pela literatura é impreciso e conduz a erros significantes no cálculo da produtividade de

poços horizontais.

2.2 TOMOGRAFIA COMPUTADORIZADA DE RAIOS X

O uso da tomografia computadorizada de raios X (TC) na engenharia de petróleo

tem sido utilizado para auxiliar na visualização das propriedades internas do meio

poroso e distribuição interna de fluidos em testes de deslocamentos.

WANG et al [18], em 1984, foram os primeiros a utilizar a técnica de tomografia

computadorizada na engenharia de petróleo. Eles avaliaram a distribuição de dois

fluidos imiscíveis no interior de um meio poroso formado por arenito Berea. Eles

também apresentaram a técnica tomográfica com vantagens sobre as técnicas

anteriormente utilizadas para a verificação da distribuição de saturação ao longo de

meios porosos.

CROMWELL et al [19] utilizaram um tomógrafo de primeira geração para avaliar

o deslocamento de fluidos em meios porosos de calcáreo Danian e arenito Berea. Uma

série de deslocamento simples foi apresentada para provar a viabilidade deste conceito.

As seções transversal radial e axial dos meios porosos mostraram o movimento de

frentes de fluidos e as mudanças de saturações em locais fixos.

BERGOSH et al [20] demonstram a tomografia computadorizada como uma

ferramenta de analises de fraturas em testemunhos. Eles mostram que a TC poderia ser

utilizada para medidas de fraturas maiores que 0,5 mm em largura. Outros resultados

mostraram o local de invasão de fluidos de perfuração.

HOVE et al [21] apresentam o uso da TC para examinar uma série de testes de

deslocamento em laboratório. Resultados de deslocamentos miscíveis e imiscíveis

mostram em detalhes a visualização de regimes de densidades e a informação

quantitativa relativa às mudanças de saturação durante testes de deslocamento com

evidentes efeitos de dispersão.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

WELLIGTON e VINEGAR [22], em 1987, apresentaram uma metodologia para o

cálculo da porosidade e saturação em sistemas bi e trifásico utilizando duas

metodologias diferentes, uma utilizando fluidos com diferentes níveis de absorção de

raios X e a na outra forma usados diferentes níveis de energia de emissão dos raios X.

Eles também exemplificaram outra aplicação da tomografia na validação de resultados

de testes de recuperação terciária com CO

com dados de simulação.

WITHJACK [23] apresentou medidas de saturação, permeabilidades relativas e

porosidade por TC e os resultados foram comparados por métodos convencionais.

Resultados de saturações de testemunhos com fluidos miscíveis mostram a influência

das heterogeneidades de rochas e razão de molhabilidade A saturação também ilustrou

uma nova técnica de exibição combinadas de imagens de duas e três dimensões.

HUNT et al [24] descreveram as diferentes aplicações de TC como ferramenta de

análise de meios porosos. Discutiram as vantagens e desvantagens das gerações de

tomógrafos médicos para a análise de meios porosos. Apresentaram métodos possíveis

de melhoramento de imagens eliminando ou inimizando os artefatos com subseqüente

análise dos resultados da aplicação deste método. Compararam os resultados do

monitoramento de amostras porosas utilizando tomógrafos de quatro gerações

diferentes.

WITHJACK e AKERVOLL [25] apresentaram resultados dos estudos da TC em

deslocamento miscíveis em três dimensões em um modelo físico five-spot construído

com contas de vidro. O principal objetivo foi determinar as características do

deslocamento e recuperação volumétrica utilizando um modelo 3D real. Seções axiais

são reconstruídas em perspectiva tridimensional, após um pré-processamento por

subtração de imagens para remoção de artefatos provocados pelos vértices do modelo.

GILLILAND e COLES [26] usaram a tomografia como ferramenta para avaliar

dano em arenitos inconsolidados. Exemplificam vários tipos de dano em arenitos

inconsolidados devido às forças de pressões e trocas de temperaturas. A tomografia

previu os perfis de invasão dos fluidos e assim obtiveram informações úteis de

perfuração.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

VINEGAR et al [27] reportaram um série de testes de pressões axiais em arenito

Castlegate que eram monitorados pela tomografia. Conclusões são alcançadas acerca de

falhas mecânicas, efeitos no final de amostras, linearidade e compactação isotrópica. O

método de CT foi considerado útil de forma a complementar as medidas de mecânicas

das rochas tradicionais e colocar poucas limitações adicionais no aparato experimental.

KRILOV et al [28] apresentou resultados de um estudo experimental de dano à

permeabilidade da formação causada pela invasão dos sólidos inertes simulados por

partículas de barita. O uso da barita facilitou as análises de TC dos sólidos na rocha

(determinação da distância de penetração) devido à alta resolução para o bário.

WATSON e MUDRA [29] utilizaram a tomografia computadorizada com dois

níveis de energia para quantificar o armazenamento em uma amostra de arenito

Devonian. Pequenas fraturas foram resolvidas com a tomografia, e a observação da

distribuição e magnitude de estocagem foram consistentes com o meio de pequena

permeabilidade e grande adsorção.

MacALLISTER et al [30] executaram experimentos em três fases óleo/água e

gás/água para investigar a dependência da permeabilidade relativa com a molhabilidade.

A quantificação de saturação foi feita pela TC. A distribuição de água, óleo e gás

formam geradas em 3D.

PETERS et al [31] apresentaram uma metodologia para medir o coeficiente de

dispersão longitudinal e as propriedades de adsorção em meios porosos através das

imagens da tomografia computadorizada. Foram medidos os coeficientes de dispersão e

propriedades de adsorção em pacotes de areia e um arenito de Berea. A aquisição de

imagens durante um teste de deslocamento pode fornecer informações interessantes para

identificação dos mecanismos principais a serem modelados.

BIANCO [32] utilizou a tomografia para avaliar diferentes métodos de preparação

de corpos de prova, simulando arenitos inconsolidados em sua condição “in sito” e

determinou um método para preparar amostras com porosidade e saturações controladas

para experimentos que possibilitaram o estudo da formação e a estabilidade de arcos de

areia em arenitos inconsolidados.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

TIAN e LU [33] usaram a tomografia para determinar a porosidade de rochas não

consolidada, distribuição de porosidade e saturações de rochas consolidadas durante os

deslocamentos de óleo/água e água/óleo, ar/água e água/ar. Os resultados mostraram

que as porosidade e saturações de amostras artificiais ou naturais medidas com técnica

de TC estão dentro de erros experimentais de resultados convencionais.

SCHEMBRE e KOVSCEK [34] apresentaram um método para calcular curvas de

permeabilidades relativas com experimentos de embebição espontânea. Foi construída

uma célula de embebição e através da tomografia computadorizada foram obtidos os

perfis de saturação ao longo de um meio poroso em função do tempo.

RIBEIRO [35] utilizou a tomografia computadorizada para analisar o perfil de

invasão de sólidos do carbonato de cálcio (CaCO

), e da massa polimérica componente

do fluido de perfuração utilizada como adensante e inibidores de argila em ensaios de

dano em corpos de prova de arenitos consolidados encontrados em reservatórios de

petróleo. Como complemento ao estudo do perfil de invasão através da TC foi utilizado

a técnica fluorescência de raios-X por dispersão em energia (EDXRF). Com as técnicas

foi possível mapear e determinar os elementos presentes nos perfil de invasão em

corpos de prova de rocha após ensaio de dano.

TAUD et al [36] utilizaram a técnica de segmentação de imagens de TC para

determinação de porosidades de rochas. Eles consideraram a imagem tomográfica com

uma superfície, os volumes requeridos nas estimativas são obtidos pela medida de

integração desta superfície com operações simples aplicadas para histograma de

imagem.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS

3.1 TOMOGRAFIA COMPUTADORIZADA DE RAIOS X

A tomografia computadorizada de raios X é uma técnica não destrutiva de

avaliação da estrutura interna de objetos. Uma imagem tomográfica é formada devido à

atenuação dos raios X que atravessam um determinado volume de interesse. As

diferenças de densidades, inertes a um corpo heterogêneo, provocam diferentes graus de

atenuação que são traduzidos em diferentes níveis de cinza na imagem final. As

imagens formadas devido à passagem dos raios X são coletadas em detectores,

processadas por um computador e exibidas na forma de uma seção transversal, que é

representada por uma matriz quadrada cujo tamanho é escolhido de acordo com o

equipamento disponível, tamanho do objeto a ser analisado e demais parâmetros do

exame. Nessa matriz cada elemento quadrado é chamado de pixel. Cada seção

transversal representa as médias das medidas em uma fatia cuja espessura é, também,

definida de acordo com o equipamento e a necessidade de cada exame. Cada volume de

elemento desta fatia recebe o nome de voxel. Na figura 3.1 esses elementos são

representados esquematicamente.

Figura 3.1: Representação dos pixels e voxels [22].

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

A quantidade de fótons de raios X que passam através do corpo, determina os

graus de cinza nas imagens. Por convenção, fótons de raios X que atravessam

livremente o corpo são representados como uma área negra na imagem final. Ao

contrário, quando um feixe de fótons de raios X é totalmente impedido de atravessar o

corpo será representado por uma área branca na imagem final. As atenuações

intermediárias são representadas por vários níveis de cinza.

A densidade da área exposta determina a quantidade de raios X que atravessam

um material. A densidade de um material é determinada por sua estrutura molecular.

Elementos com maiores números atômicos, possuem mais elétrons circulando e o

núcleo mais pesado. Quanto mais partículas atômicas tiverem em um elemento, mais

compacta será sua estrutura molecular e, consequentemente, maior sua densidade.

O grau de atenuação do feixe de raios X é quantificado e expresso em termos de

unidades de Hounsfield (UH), nome dado em homenagem ao inventor da tomografia

computadorizada, Godfrey Newbold Hounsfield. Este número é também conhecido

como número de TC e pode ser expresso pela equação 3.1

1000

),(

xUH

wyx

−

(3.1)

Onde:

•

),( yx

UH = unidade Hounsfield como função da posição;

•

),( yx

= coeficiente de atenuação para raios X do material, também como

função da posição;

•

= coeficiente de atenuação para raios X da água.

Por convenção, Hounsfield escolheu o valor de TC igual a 0 para água, -1000 para

o ar e 1000 para o osso. Desta forma, cada unidade UH representa uma alteração de

0,1% no coeficiente de atenuação do material investigado em relação à água.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Neste trabalho o equipamento utilizado é calibrado com rochas. Neste caso, os

valores gerados pelo tomógrafo não podem ser associados à escala Hounsfield. Por este

motivo, apresentam-se os resultados como número de TC, já que em cada estudo

podem-se utilizar materiais diferentes para a calibração. Para estudos comparativos será

sempre utilizada a mesma calibração.

Na maioria dos tomógrafos, a faixa de unidade TC vai de -1000 representando o

ar a 3000, representando materiais bastante densos. As rochas de reservatórios estão

geralmente na faixa de 1000 a 2000.

3.2 CRIAÇÃO DA IMAGEM TOMOGRÁFICA

Tradicionalmente, o processo de geração de imagem através da tomografia

computadorizada pode ser dividido em quatro etapas principais, conforme representado

na figura 3.2.

Figura 3.2: Etapas de uma imagem tomográfica.

3.2.1 GERAÇÃO DOS RAIOS X

Os raios X são produzidos quando elétrons que se movem rapidamente atingem

um alvo sólido. No tubo de raios X, os elétrons obtêm alta velocidade pela tensão

aplicada entre o anodo e o catodo. Os elétrons que atingem o alvo interagem com o

mesmo, transferindo suas energias cinéticas para os átomos do alvo. Estas interações

ocorrem a pequena profundidade de penetração dentro do alvo. Os elétrons interagem

com qualquer elétron orbital ou núcleo dos átomos do alvo. As interações resultam na

conversão de energia cinética em energia térmica e em energia eletromagnética (raios

X).

Geração dos

Raios X

Aquisição

dos Dados

Processamento

dos Dados

Exibição das

Imagens

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

A maior parte da energia cinética dos elétrons, cerca de 99% é convertida em

calor e apenas 1% produz radiação, através de múltiplas colisões com os elétrons dos

átomos do alvo. Após várias interações, é gerada uma cascata de elétrons de baixa

energia. Estes elétrons não possuem energia suficiente para prosseguir ionizando os

átomos do alvo, mas conseguem excitar os elétrons das camadas mais externas, os quais

retornam ao seu estado normal de energia emitindo radiação infravermelha. Na figura

3.3 é apresentado o esquema de um tubo de raios X com seus principais componentes.

Figura 3.3: Tubo de raios X [37].

3.2.1.1 MECANISMO DE PRODUÇÃO DE RAIOS X

Existem dois mecanismos de produção de raios X, dependendo do tipo de

interação entre os elétrons e o alvo.

• Radiação de Frenamento: Este processo envolve um elétron passando bem

próximo a um núcleo do material do alvo. A atração entre o elétron e o núcleo

faz com que o elétron seja desviado de sua trajetória perdendo parte de sua

energia. Esta energia cinética perdida é emitida na forma de raios X, que é

conhecido como bremsstrahlung ou radiação de frenamento. Dependendo da

distância entre a trajetória do elétron incidente e o núcleo, o elétron pode perder

parte ou até toda sua energia. Isto faz com que os raios X de bremsstrahlung

filamento (catodo) alvo (anodo)

feixe de elétrons feixe de raios-X

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

tenham diferentes energias, desde valores baixos até a energia máxima que é

igual a energia cinética do elétron incidente.

• Raios X característicos: O processo envolve uma colisão entre o elétron

incidente e um elétron orbital ligado ao átomo no material do alvo. O elétron

incidente transfere energia suficiente ao elétron orbital para que seja ejetado de

sua órbita, deixando um “buraco”. Esta condição instável é imediatamente

corrigida com a passagem de um elétron de uma órbita mais externa para este

“buraco”. Esta passagem resulta numa diminuição da energia potencial do

elétron, e o excesso de energia é emitido como raios X. Este processo de

“enchimento” pode ocorrer numa única onda eletromagnética emitida ou em

transições múltiplas (emissão de vários raios X de menor energia).

3.2.1.2 ESPECTRO DE EMISSÃO DOS RAIOS X

O espectro de emissão é fundamental para descrever os processos de produção de

fótons em um aparelho de raios X. É obtido através de um gráfico da quantidade de

fótons de determinada energia versus a intensidade do feixe (figura 3.4). A energia

máxima, expressa em keV, é igual em magnitude, a diferença de potencial de

aceleração.

Figura 3.4: Espectro de um tubo de raios X [37].

Energia

Intensidade do feixe

Picos de raios-X

característicos do alvo

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

3.2.1.3 INTERAÇÃO DOS RAIOS X COM A MATÉRIA

Devido ao seu caráter ondulatório, ausência de carga e massa de repouso, os raios

X podem penetrar um material percorrendo grandes espessuras antes de sofrer a

primeira interação. Este poder de penetração depende da probabilidade ou secção de

choque de interação para cada tipo de evento que pode absorver ou espalhar a radiação

incidente.

Os principais modos de interação são:

• O efeito fotoelétrico: ocorre quando um fóton de raio X choca-se com um

elétron de um átomo e desloca-o de sua camada orbitária no átomo. Com a perda

do elétron, o átomo fica ionizado. Nesta situação toda a energia do fóton de raio-

X é utilizada para deslocar o elétron. Este efeito é muito acentuado nos materiais

muito densos como, por exemplo, no chumbo e depende do número atômico do

elemento.

• O efeito Compton: o fóton aproxima-se do átomo, choca-se com um elétron

orbital, podendo ou não arrancá-lo da camada orbital, dependendo da energia

envolvida, mas o que é fundamental: não cede toda a sua energia e neste caso o

fóton de raio X é desviado de sua trajetória. Nesta nova trajetória ele pode

interagir com outros átomos e sofrer de novo desvio de sua trajetória. Ao final, a

trajetória deste fóton não é retilínea.

A figura 3.5 mostra um esquema ilustrativo destes dois tipos de interação dos

raios X com a matéria.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 3.5: Esquema ilustrativo dos efeitos fotoelétrico e Compton [38].

As interações fotoelétricas predominam para todos os materiais em energias de

fótons suficientes baixas, mas a medida que a energia cresce, o efeito fotoelétrico

diminui mais rapidamente que o efeito Compton e este acaba se tornado predominante.

Continuando a aumentar a energia do fóton, ainda que o efeito Compton decresça em

termo absoluto, continua aumentando em relação ao efeito fotoelétrico. Acima da

energia de alguns MeV para o fóton, a produção de pares passa a ser a principal

contribuição para as interações de fótons. A figura 3.6 mostra a variação da participação

de cada um desses processos para a variação do número atômico (Z) e da energia dos

fótons.

Figura 3.6: Importância relativa dos diversos processos de interação dos raios X com

matéria em função da energia do fóton e do numero atômico do material [38].

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

3.2.1.2 COEFICIENTE DE ATENUAÇÃO

Quando um feixe de raios X incide sobre um material de espessura x, parte da

radiação é espalhada, parte é absorvida pelos processos já descritos anteriormente e uma

fração atravessa o material sem interagir. A intensidade I do feixe emergente está

associada à intensidade I

do feixe incidente monoenergético, pela relação:

eII

−

= .

(3.2)

onde

é denominado de Coeficiente de Atenuação Linear Total e representa a

probabilidade do feixe sofrer atenuação devido ao espalhamento Compton e a absorção

fotoelétrica, sendo que pode ser expresso através da seguinte equação [22]:

ρρµ

)()(

8,3

2,3

EQ +=

(3.3)

Onde:

)(EQ = Coeficiente de Klein-Nishina;

= Peso específico;

= Número atômico efetivo;

= energia do fóton (keV);

b = constante )109,9(

24−

A presença desses dois mecanismos permite que, através do controle apropriado

do nível energético dos raios X, se façam medições seletivas gerando dois tipos de

imagens, uma função da densidade e outra do número atômico do material.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

3.2.2 AQUISIÇÃO DE DADOS

Os componentes envolvidos nesta etapa da criação das imagens são o gerador e o

gantry.

O gantry contém o sistema de geração de raios X. Nele também se encontra a

eletrônica responsável pela coletas de dados. Este apresenta como componentes

principais os seguintes itens: tubo de raios X, gerador de raios X, detectores e fontes de

energia para a placa de sistema e para o anel de detectores.

O gerador produz e transmite energia para o tubo de raios X. A capacidade de

energia do gerador é medida em kilowatts (kW). Um gerador pode ter a saída com a

tensão em um único pico ou variável. Os que possuem saída com um pico são mais

precisos, mas em contrapartida, os com saída variável tem um espectro de leitura com

melhor definição para materiais com composição mais heterogênea.

Os feixes de raios X que atravessam o objeto ao ser tomografado atingem os

detectores. Se o detector for constituído de material cintilante, a energia dos raios X se

transforma em luz. Outros elementos no detector, geralmente um fotodiodo, convertem

os níveis de luz em corrente elétrica. Se o detector for a gás xenônio, o fóton incidente

ioniza o gás e os íons são acelerados pela alta tensão nas lâminas dos detectores.

Conversores analógico-digitais são utilizados para converter os sinais elétricos em

sinais digitais, que são transmitidos a uma central de processamento para reconstrução

da imagem na forma de uma matriz. Nessa matriz são atribuídos valores a cada

pixel.

Essa imagem digitalizada é enviada ao monitor de vídeo para as análises.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

3.2.3 PROCESSAMENTO DOS DADOS

O primeiro passo no processamento dos dados é o cálculo do logaritmo da razão

de cada sinal para o sinal de referência. Os valores obtidos são então normalizados para

uma escala apropriada uma vez que, na prática não se utilizam os valores absolutos do

coeficiente de atenuação linear e sim uma escala de números tomográficos (TC). O

número TC é função do coeficiente de atenuação linear e é calculado pela equação 3.1.

Os dados obtidos de perfis individuais são armazenados para serem utilizados na

reconstrução da imagem.

Os métodos de reconstrução da imagem fazem a deconvolução do raio soma, de

modo a determinar o valor do coeficiente de cada pixel. Se o plano a ser reconstruído é

uma matriz de n x n pixels, então são necessárias n medidas independentes da

intensidade transmitida atravessando a matriz em diferentes direções.

Existem vários métodos de reconstrução, porém a reconstrução por retroprojeção

filtrada é a mais usada em tomógrafos médico. Este método consiste na aplicação de

uma transformada de Fourier com um filtro especial para modificar o sinal e o ruído

dos dados em preparação à retroprojeção.

3.3 TIPOS DE TOMOGRAFOS

A configuração do tubo de raios X e dos detectores determina a geração do

tomógrafo. O primeiro sistema produzido, tomógrafo de primeira geração, agora

completamente obsoleto, era constituído de uma fonte e um único detector. As imagens

eram feitas por meio da emissão de um único feixe paralelo de raios X através do

objeto, sendo captado pelo detector posicionado no lado do objeto. Após isto, o tubo e o

detector eram rotacionados em aproximadamente um grau, e uma nova emissão era

feita. Este processo era repetido até uma rotação de 180º do tubo e do detector.

Naturalmente este processo era lento, levando no mínimo 300 segundos para uma

varredura.

Nos tomógrafos de segunda geração, também o feixe de raios X atravessa

linearmente o objeto antes da rotação. Entretanto, o feixe de raios X é em forma de

leque, ao invés de um feixe fino, como nos de primeira geração. Isto faz com que os

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

raios atravessem uma maior extensão do objeto numa única emissão. Ao invés de um

único detector, como nos de primeira geração, este tipo de tomógrafo possui de 3 a 52

detectores. Essas inovações reduziriam significativamente o tempo de mapeamento com

raios X, tendo agora um intervalo de 15 segundos a 2 minutos para uma varredura.

Porém ainda era um processo muito lento para os propósitos da área médica. Esse tipo

de tomógrafo também esta fora de uso.

O próximo avanço resultou no tomógrafo de terceira geração. Com um numero

ainda maior de detectores, de 288 a 1024, reduzindo o tempo de varredura para 2 a 3

segundos. Nestes tomógrafos não há necessidade de movimento de translação. Uma

única fonte de raios X e um arco de detectores estão alinhados em uma estrutura que é

rotacionada em torno do paciente.

A quarta geração de tomógrafos trouxe uma inovação em relação às primeiras três

gerações descritas acima: apenas o tubo de raios X gira em torno do paciente. Um anel

de detectores contendo 300 a 2400 detectores está fixado na estrutura que envolve o

paciente. A varredura pode ocorrer em apenas 1 segundo. Os esquemas básicos destas

quatro gerações de tomógrafos estão ilustrados na figura 3.7.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

1° GERAÇÃO 2° GERAÇÃO

3° GERAÇÃO 4° GERAÇÃO

Figura 3.7: As quatro gerações de tomógrafos [39].

O tomógrafo de quinta geração não usa um tubo de raios X convencional. A fonte

de raios X foi substituída por quatro alvos de tungstênio em forma de anel que são

atingidos por um feixe de elétrons colimados e posicionados por um campo

eletromagnético produzindo os raios X. Os raios X são atenuados após atravessarem o

paciente e é registrado por um conjunto de detectores de estado sólido. Não existem

mais partes móveis no gantry. O tempo de varredura é de 50ms. A figura 3.8 mostra um

esquema básico desta geração.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 3.8: Tomógrafo de quinta geração [39].

Para os estudos tomográficos deste trabalho foi utilizado um tomógrafo médico de

quarta geração de propriedade do Centro de Pesquisas da Petrobras.

3.4 ESCOAMENTO EM MEIOS POROSOS

O petróleo, após ser gerado e ter migrado, é eventualmente acumulado em uma

rocha que é chamada de reservatório. Esta rocha pode ter qualquer origem ou natureza,

mas para se constituir em um reservatório deve apresentar espaços vazios no seu interior

(porosidade), e que estes vazios estejam interconectados, conferindo-lhe a característica

de permeabilidade. Desse modo, podem se constituir rochas-reservatório os arenitos e

calcarenitos, e todas as rochas sedimentares essencialmente dotadas de porosidade

intergranular que sejam permeáveis. Algumas rochas, como os folhelhos e alguns

carbonatos normalmente porosos, porém impermeáveis, podem vir a se constituir

reservatórios quando se apresentam naturalmente fraturados.

Uma rocha-reservatório, de uma maneira geral, é composta de grãos ligados uns

aos outros por um material, que recebe o nome de cimento. Também existe entre os

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

grãos outro material muito fino chamado de matriz. O volume total ocupado por uma

rocha-reservatório é a soma do volume dos espaços vazios existentes entre eles. O

volume de espaços vazios é também chamado de volume poroso. Portanto, a porosidade

de uma rocha é definida por:

(3.4)

e o volume total da rocha é dado pela soma

spt

VVV

(3.5)

Onde:

é a porosidade;

V é o volume total da rocha;

V é o volume poroso; e

V é o

volume de sólidos.

A porosidade depende da forma, da arrumação e da variação de tamanho dos

grãos, além do grau de cimentação da rocha.

No estudo de um reservatório de petróleo é fundamental o conhecimento de

propriedades básicas da rocha e dos fluidos nela contidos. São essas propriedades que

determinam as quantidades dos fluidos existentes no meio poroso, a sua distribuição, a

capacidade desses fluidos se moverem e, mais importante de todas, a quantidades de

fluidos que pode ser extraída. Além da porosidade, já definida anteriormente, outras

importantes propriedades devem se consideradas.

3.4.1 SATURAÇÃO

Além de hidrocarbonetos, os poros de uma rocha-reservatório contêm água.

Assim sendo, o conhecimento do volume poroso não é suficiente para se estabelecer as

quantidades de óleo e/ou gás contidas nas formações. Para que essas quantidades sejam

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

estimadas, é necessário se estabelecer que percentual do volume poroso é ocupado por

cada fluido. Esses percentuais recebem o nome de “saturação”.

A saturação de óleo, água e gás é o percentual do volume poroso (

) ocupado

por cada uma dessas fases, ou seja:

• Saturação de Óleo:

poo

VVS /=

• Saturação de Gás:

pgg

VVS /=

• Saturação de Água:

pww

VVS /=

wgo

SSS

(3.6)

Ao ser descoberto, um reservatório de petróleo apresenta certa saturação de água,

que recebe o nome de água conata.

3.4.2 PERMEABILIDADE ABSOLUTA

Mesmo que uma rocha contenha uma quantidade apreciável de poros e dentro

desses poros existam hidrocarbonetos em uma quantidade razoável, não há garantia de

que eles possam ser extraídos. Para que isso ocorra, é necessário que a rocha permita o

fluxo de fluidos através dela.

Os fluidos percorrem o que se poderia chamar de “canais porosos”. Quanto mais

cheios de estrangulamentos, mais estreitos e mais tortuosos forem esses canais porosos,

maior será o grau de dificuldade para os fluidos se moverem no seu interior. Por outro

lado, poros maiores e mais conectados oferecem menor resistência ao fluxo de fluidos.

A medida da capacidade de uma rocha permitir o fluxo de fluidos é chamada

permeabilidade. Quando existe apenas um único fluido saturando a rocha, esta

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

propriedade recebe o nome de “permeabilidade absoluta”. A permeabilidade tem por

símbolo a letra “K”, e a sua unidade de medida mais utilizada é o Darcy, em

homenagem ao engenheiro francês Henry D’Arcy (1803-1858) que formulou a equação

de deslocamento de fluidos em meios porosos.

A equação 3.7 representa o fluxo de um fluido através de um meio poroso linear.

O fluido tem viscosidade

e o meio poroso tem comprimento L e seção reta (área

aberta ao fluxo) A. Segundo a equação, a vazão q através do meio poroso é

diretamente proporcional ao comprimento e à viscosidade. A permeabilidade é uma

constante de proporcionalidade característica do meio poroso.

∆

(3.7)

Por definição, um darcy é a permeabilidade de uma rocha na qual um gradiente de

pressão de 1 atm/cm promove a vazão de 1 cm

/s de um fluido de viscosidade de 1

centipoise através de 1 cm

de área aberta ao fluxo.

Na maioria das situações o fluxo radial é o que melhor caracteriza o movimento

dos fluidos do reservatório para o poço.

Na equação 3.8, o fluido se desloca radialmente em um meio poroso de forma

cilíndrica, onde se localiza um poço de raio

r . O meio poroso tem altura L e raio

externo

r . O termo )(

PP − indica a diferença de pressão entre a periferia e o centro

do poço, e é o agente responsável pelo deslocamento.

)(2

PPL

−

(3.8)

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

3.4.3 PERMEABILIDADE EFETIVA

Uma rocha-reservatório contém sempre dois ou mais fluidos, de modo que a

permeabilidade absoluta não é suficiente para se medir a facilidade com que

determinado fluido se move no meio poroso.

No caso da existência de mais de um fluido, a facilidade com que um se move é

chamada de permeabilidade efetiva ao fluido considerado. Por exemplo, se em um meio

poroso estão fluindo água e óleo, tem-se permeabilidade efetiva à água e

permeabilidade efetiva ao óleo. O símbolo da permeabilidade efetiva é a letra

com

um subscrito correspondente ao fluido em questão. Assim, as permeabilidades efetivas

ao óleo, ao gás e à água têm por símbolos

KK , e

K , respectivamente.

As permeabilidades efetivas aos fluidos dependem das saturações de cada um dos

fluidos no meio poroso. A cada valor de saturação de um fluido corresponde um valor

de permeabilidade efetiva àquele fluido.

3.4.4 PERMEABILIDADE RELATIVA

Nos estudos de reservatório, costuma-se utilizar os valores de permeabilidades

após submetê-los a um processo de normalização. Normalizar os dados de

permeabilidade nada mais é que dividir todos os valores de permeabilidades efetivas por

um mesmo valor de permeabilidade escolhido como base. Ao resultado da normalização

dá-se o nome de permeabilidade relativa.

O valor de permeabilidade mais utilizado como base é a permeabilidade absoluta.

Assim, pode-se definir:

• Permeabilidade relativa ao Óleo:

• Permeabilidade relativa ao Gás:

• Permeabilidade relativa à água:

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

3.4.5 REGIME DE FLUXO

Como já mencionado anteriormente, o fluxo radial é o que melhor caracteriza o

movimento dos fluidos do reservatório para o poço. Para isso devem-se assumir

algumas premissas básicas:

• O reservatório tem espessura constante;

• é considerado homogêneo em toda a sua extensão, com relação a todas as

propriedades da rocha;

• é isotrópico com relação à permeabilidade;

• está saturado com um único fluido;

• o poço é completado em todo o intervalo produtor para assegurar o fluxo radial

em toda a espessura do reservatório.

A figura 3.10 mostra esquematicamente à distribuição de pressões ao longo do

reservatório, com o poço produzindo em condições estabilizadas a uma vazão constante

, sendo

a média das pressões ao longo do reservatório ponderada em relação ao

volume, h a altura do reservatório e K a permeabilidade da formação.

Figura 3.9: Distribuição de pressões no reservatório sob o regime de fluxo estabilizado.

q = constante

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Quando se coloca um poço em produção, demora-se um pouco para atingir as

condições de fluxo estabilizado, ou seja, o distúrbio causado pela aplicação do

diferencial de pressão )(

pp − não atinge instantaneamente o raio externo do sistema

)(

r . Durante o período de transição, conhecido como regime de fluxo transiente, as

vazões de produção são as maiores, declinando até se atingir o fluxo estabilizado (se for

mantida a pressão de fluxo constante). O período de fluxo transiente geralmente é de

curta duração (poucos dias, ou até mesmo horas), mas pode alongar-se em reservatórios

de baixa permeabilidade. Na realidade, a duração do transiente tem relação direta com o

tamanho do reservatório, a compressibilidade, a viscosidade do fluido do reservatório e

relação inversa com a permeabilidade absoluta, entre outros fatores.

Nas condições de fluxo estabilizado sem aporte de fluidos, ou seja, após o

reservatório produzir por um período de tempo suficiente para atingir-se o limite

externo do sistema e que este limite externo não permita a passagem de fluido para

dentro da célula radial, tem-se a condição de fluxo pseudopermanente (

semi-steady

state

). A solução do modelo pseudopermanente é dada pela equação.

)

(ln

−=−

(3.9)

A equação 3.9 pode também ser escrita em termos da pressão estática atual do

reservatório que, neste caso, é expressa pela pressão média:

)

(ln

−=−

(3.10)

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

A condição de fluxo permanente é apropriada quando a pressão do reservatório é

mantida, por exemplo, por um influxo natural de água. Devido ao suporte de pressão, a

pressão estática do reservatório se mantém igual a

p (pressão limite externo) Neste

caso,

p representa apenas a média das pressões ao longo do reservatório durante o

fluxo estabilizado.

As equações apresentadas podem ser expressas em termos do índice de

produtividade IP definido pela equação 3.11.

)ln(

−

(3.11)

A vazão de produção

que aparece nas equações está relacionada às condições

de pressão e temperatura do reservatório. Para expressá-la nas condições de superfícies,

deve-se introduzir o fator volume de formação do fluido

)(B

, que é a relação entre o

volume ocupado pelo fluido nas condições de reservatório e o volume ocupado na

temperatura e pressão de superfície. Nestas condições a equação 3.11 pode ser escrita

como:

)ln(

)(54,52

ppkh

−

(3.12)

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

3.4.6 DANO DE FORMAÇÃO

O dano se comporta como uma perda de carga localizada na parede do poço e

contribui para que a produtividade seja reduzida. A queda de pressão adicional devida

ao dano depende da sua severidade e da vazão do poço. As condições de fluxo na

vizinhança do poço podem estar alteradas por diversas razões. Por exemplo, a invasão

do filtrado de perfuração na formação pode ocorrer para que a permeabilidade na zona

invadida seja menor que a original.

Pode também ocorrer de a condição de fluxo na região alterada ser melhor que a

original, traduzindo na melhoria da produtividade. Neste caso diz-se que o poço esta

estimulado.

As alterações de permeabilidade na vizinhança do poço são chamadas de efeito

skin.

A figura 3.10 descreve a área de interesse do poço com a zona alterada próximo

ao furo do poço. Considerando que

é a permeabilidade absoluta do reservatório e

é a permeabilidade da zona alterada.

Figura 3.10: Zona de permeabilidade alterada

K próximo ao poço [40].

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

VAN EVERDIGEN [2] definiu o efeito

skin como a causa da diferença de pressão

de um fluxo permanente.

=∆

(3.13)

Somado as equações 3.9 e 3.13 tem-se:

)(ln

+=−

(3.14)

Substituindo a equação 3.14 na equação 3.12 tem-se:

])[ln(

)(54,52

ppkh

−

(3.15)

Assumindo que

p é a pressão para o limite exterior da zona alterada, da equação

3.12 a relação para região não danificada é:

)ln(

)(54,52

idealws

ppkh

−

(3.16)

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

E a região com dano:

)ln(

)(54,52

realwss

pphk

−

(3.17)

Usando os valores respectivos de pressão de fundo de poço para região sem dano

ideal e dano real para o escoamento.

As equações 3.16 e 3.17 podem ser combinadas com a definição de efeito

skin.

realwidealws

ppp

−

∆

(3.18)

e assim obter:

)

)(ln(

54,52

kkr

−=∆

(3.19)

As equações 3.19 e 3.13 podem ser combinadas:

s ln)1( −=

(3.20)

que é a relação HAWKINS [1] para o efeito skin.

< então 0>s e o poço sofreu dano. Se kk

> , então s <0 e o poço está

estimulado. Para

0=s , a permeabilidade próximo ao furo do poço é igual à

permeabilidade do reservatório original.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

3.4.7 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

Os fluidos de perfuração são misturas de sólidos, líquidos, e por vezes, até gases.

Do ponto de vista químico eles podem assumir aspectos de suspensão, dispersão

coloidal ou emulsão, dependendo do estado físico dos componentes.

Os fluidos de perfuração devem ser especificados de forma a garantir uma

perfuração rápida e segura. Assim, é desejável que o fluido apresente as seguintes

características:

• ser estável quimicamente;

• estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente;

• facilitar a separação dos cascalhos na superfície;

• manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso;

• ser inerte em relação a danos às rochas produtoras;

• aceitar qualquer tratamento, físico e químico;

• ser bombeável;

• apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de

perfuração e demais equipamentos do sistema de circulação;

• facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço; e

• apresentar custo compatível com a operação.

Os fluidos de perfuração possuem, basicamente, as seguintes funções:

• limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transporta-los até a

superfície;

• exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o influxo de

fluidos indesejáveis (

kick) e estabilizar as paredes do poço;

• resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.

A classificação de um fluido de perfuração é feita em função de sua composição.

Embora ocorram divergências, o principal critério se baseia no constituinte principal da

fase contínua ou dispersante. Neste critério, os fluidos são classificados em fluidos à

base de água, fluidos a base óleo e fluidos à base de ar ou gás. Para realização deste

trabalho foram utilizados fluidos à base de água.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

4. MATERIAIS E MÉTODOS

Neste capítulo é feita a descrição dos principais equipamentos, dos procedimentos

adotados para caracterização dos corpos de prova e a metodologia adotada para os

ensaios.

4.1 TOMÓGRAFO COMPUTADORIZADO DE RAIOS X

O tomógrafo computadorizado de raios X modelo PQS da Picker (figura 4.1) é de

quarta geração e foi desenvolvido para uso médico. Para sua aplicação industrial

apresenta apenas duas modificações: a adaptação de um sistema para posicionamento de

amostras na mesa e a inclusão de outra mesa, também com o objetivo de suportar

amostras, na parte posterior do equipamento.

Figura 4.1: Tomógrafo PICKER-PQS do CENPES/PETROBRAS.

O tubo de raios X deste tomógrafo é do tipo rotatório com anodo de tungstênio de

fabricação

Dunlee (modelo DU-2005). Possui 1200 detectores, que permitem a

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

visualização de seções de 1 a 10mm de espessura, apresentadas na forma de uma matriz

bidimensional de no máximo 512 x 512

pixels. A tabela 4.1 traz as características físicas

do tubo de raios X.

Tabela 4.1: Características físicas do tubo de raios X [41].

Tensão nominal 150kVp

Velocidade do anodo 9000RPM

Carga máxima 18/30 kW

Capacidade térmica do anodo 2000KHU

Ângulo de inclinação 10 graus

Filtração mínima própria 1,5 mm Al

Corrente 200 mA

gantry, módulos de detectores estacionários circundam uma estrutura rotatória

na qual o tubo de raios X é suportado. Durante o curso da varredura, raios X são

projetados através do objeto analisado e incidem nos detectores durante os 360° de

rotação. Os dados são coletados nos detectores durante os períodos de integração,

também chamados de intervalos de dados. O número e o comprimento dos períodos de

integração dependem dos parâmetros de varredura.

Os módulos de detectores convertem os raios X em uma tensão proporcional a sua

intensidade. A tensão alimenta um canal de dois estágios: tensão para freqüência,

seguido de condicionamento de sinal que emite duas meias palavras: contador de meia-

palavra (CHW) e tempo de meia palavra (THW). O CHW e o THW são transferidos

para uma placa de processamento de dados (DPPC) usando o CHW e o THW, e

enviados para o console sob um controle de sincronização de transferência de dados.

A placa responsável pela sincronização de varredura monitora a rotação da

estrutura rotatória, determinando a indutância e interrupção do feixe de raios X,

começar e terminar a coleta de dados de projeção e o comprimento dos intervalos de

dados para cada projeção. Um sinal produzido pelos circuitos de sincronização de

varredura é o pulso DITS (sinal de sincronização de intervalos de dados). Quando

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

habilitados, pulsos DITS iniciam os ciclos de aquisição/transferência de dados. Cada

pulso DITS, comanda a aquisição de dados provenientes de uma projeção e

simultaneamente, a transferência de dados tomados na projeção anterior. Para uma

projeção, dados são tomados de todos os detectores ativos iluminados pelo feixe de

raios X durante um período de integração. Um outro par de sinais produzidos pelos

circuitos de sincronização da varredura são o interruptor de posição programada e o

interruptor da seqüência de final de dados.

Apesar de existirem 300 canais disponíveis e 1200 detectores ativos, a qualquer

tempo (durante uma varredura normal), nem todos são usados para criar cada projeção

de uma imagem. Os dados obtidos no campo de dados são usados para corrigir a

flutuação, melhorando a qualidade da imagem.

A verdadeira quantidade de dados dos detectores transferidos (para cada projeção)

é constante para uma varredura em particular, mas depende do parâmetro de varredura

“tamanho de campo”. A rotação da moldura é monitorada para controlar a ordem de

transferência. Conforme a moldura gira, detectores entram e deixam o feixe em leque, e

assim, o primeiro e o último detector a transferir mudam durante a varredura.

4.2 CÉLULA DE INTERAÇÃO ROCHA-FLUIDO

Para a simulação de um poço horizontal foi utilizada uma célula de interação

rocha-fluido para arenitos inconsolidados (figura 4.2). Esta célula possui o corpo de

alumínio, material de baixa densidade, que permite a visualização do corpo de prova

pela técnica tomográfica.

No corpo da célula encontram-se dois drenos diametralmente opostos para

escoamento do filtrado e também para injeção de óleo durante as leituras de

permeabilidade.

A célula de interação rocha-fluido possui canais interligados no seu interior, como

pode ser visto na figura 4.3, que possibilitam o fluxo radial. Estes canais permitem que

o fluido se distribua de forma uniforme por todo corpo de prova, aumentando de forma

significativa a representabilidade dos testes efetuados.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 4.2: Célula de interação rocha fluido para arenitos inconsolidados.

Figura 4.3:

Interior da célula de interação rocha fluido.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Durante a confecção do corpo de prova a célula é posicionada em um sistema de

compactação. Este sistema possui um cilindro hidráulico

Enerpac que produz uma

pressão axial em todo o corpo de prova, simulando assim as condições de

confinamentos encontrados nos reservatórios de petróleo. A figura 4.4 mostra o sistema

de compactação, a célula de interação rocha-fluido e a bomba manual que transmite

pressão ao

Enerpac.

Figura 4.4: Sistema de compactação.

4.3 MEIO POROSO

Para confecção do meio poroso quatro amostras de areias enviados pela

mineradora Jundu foram selecionadas e suas distribuições granulométricas foram

obtidas pelo laboratório de sedimentologia do CENPES/Petrobrás. A tabela 4.2 mostra

as quantidades percentuais das frações granulométricas nas amostras.

Enerpac

Bomba

manual

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Tabela 4.2: Percentual de ocorrência das frações granulométricas.

Amostras

Areia

20-40

Areia

40-60

Areia

60-70

Areia

90-500

FRAÇÃO mm

Classe

(phi)

% em

Massa

% em

Massa

% em

Massa

% em

Massa

Grânulo 4,000-2,000 <-1 0 0 0 0

Areia m. grossa 2,000-1,000 0,0 0 0 0 0

Areia grossa 1,000-0,500 1,0 57,69 0,15 0,03 0,02

Areia média 0,500-0,250 2,0 42,29 94,37 21,02 0,49

Areia fina 0,250-0,125 3,0 0,01 5,41 73,58 67,92

Areia m. fina 0,125-0,061 4,0 0 0,06 5,34 31,25

Silte grosso - argila 0,061- <0,004 >=5 0,01 0,01 0,03 0,33

De posse destes dados procurou-se confeccionar meios porosos com as

características granulométricas de um reservatório específico da bacia de Campos, o

MRL-103 a uma profundidade de 2681,05 m. A tabela 4.3 mostra as frações

granulométricas encontradas neste reservatório.

Tabela 4.3: Frações granulométricas MRL-103(2681,05m).

FRAÇÃO mm

Classe

(phi)

% em

Massa

Grânulo 4,000-2,000 <-1 0,18

Areia m. grossa 2,000-1,000 0,0 0,97

Areia grossa 1,000-0,500 1,0 11,20

Areia média 0,500-0,250 2,0 34,13

Areia fina 0,250-0,125 3,0 39,73

Areia m. fina 0,125-0,061 4,0 7,39

Silte grosso - argila 0,061- <0,004 >=5 6,40

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Analisando os dados da tabela 4.2 e 4.3 chegou-se a uma composição de areias de

massas iguais para confecção dos corpos de prova e representação do reservatório

MRL-103. A figura 4.5 traz a curva granulométrica da composição de areias para

confecção do meio poroso.

COMPOSIÇÃO DE AREIAS

4,000-2,000 2,000-1,000 1,000-0,500 0,500-0,250 0,250-0,125 0,125-0,061 0,061- <0,004

Histograma (% massa)

100

Frequencia acumulada (%)

Figura 4.5: Curva granulométrica da composição de areias.

4.3.1 PREPAÇÃO DO MEIO POROSO

Para a preparação do meio poroso foi utilizado a composição de areias

compactada na célula de interação rocha-fluido.

As etapas de preparo foram as seguintes:

Preenchimento da célula de interação rocha fluido com água destilada para que a

composição de areias fosse 100% saturada;

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Adição da composição de areia e vibração da célula de interação rocha-fluido

com um martelo de borracha de forma a evitar a formação de bolhas;

Compactação da composição de areias a 3500psi;

Tomografia da célula de interação rocha-fluido para avaliação da distribuição de

densidades.

Esta avaliação foi feita através dos números de CT médio por seção e para isto

foram estabelecidos os seguintes parâmetros tomográficos:

• Tensão de 130kV;

• Corrente de 100mA;

• Espessura da seção de corte de 5mm.

• Algoritmo STANDARD para reconstrução das imagens.

• Número tomográfico (CT) da água = 60,2

• Número tomográfico (CT) do ar = -991,8

As figuras 4.6 a 4.8 mostram a variação do número de CT médio por seção dos

testes realizados.

0 10203040506070

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

CT médio

Seção (mm)

Teste1

Figura 4.6: Variação do número de CT médio por seção do teste de compactação 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

0 10203040506070

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

CT médio

Seção (mm)

Teste2

Figura 4.7: Variação do número de CT médio por seção do teste de compactação 2.

0 10203040506070

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

CT médio

Seção (mm)

Teste3

Figura 4.8: Variação do número de CT médio por seção do teste de compactação 3.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

4.3.2 POROSIDADE E SATURAÇÃO POR TC DA COMPOSIÇÃO DE

AREIAS

• Determinação da Porosidade:

A determinação da porosidade através da TC pode ser feita por duas metodologias

diferentes, que são:

Através do conhecimento de atenuação linear da amostra saturada com

dois fluidos diferentes e o conhecimento da atenuação linear desses

fluidos isoladamente,

Através da medida da densidade da amostra com diferentes níveis de

energia.

No trabalho presente foi utilizado o primeiro método, que tem a formulação

descrita a seguir.

Para a areia saturada com o fluido

i, o coeficiente de atenuação linear é dado por:

iMRi

−

)1(

(4.1)

onde,

= coeficiente de atenuação linear da composição de areia saturada com o

fluido

= Coeficiente de atenuação linear da composição de areia;

= Porosidade.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Portanto, se a composição de areia for saturada com dois fluidos, teremos duas

equações com duas incógnitas,

. Eliminando

, a porosidade será dada por:

)(

RjRi

µµ

−

(4.2)

Em termos de unidades Hounsfield, a porosidade é dada por:

)(

RjRi

CTCT

−

(4.3)

onde,

CT = Número de Hounsfield do voxel da composição de areias saturada com o

fluido i;

CT = Número de Hounsfield do voxel do fluido i;

CT = Número de Hounsfield do voxel da composição de areias saturada com o

fluido j;

CT = Número de Hounsfield do voxel do fluido j.

Portanto, para a determinação da porosidade da composição de areias através da

TC foram realizadas as seguintes medidas:

Tomografia da célula de interação rocha-fluido com ar. Parâmetro

CT .

Tomografia da célula de interação rocha-fluido com a água destilada.

Parâmetro

CT .

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Tomografia da composição de areias seca. Parâmetro

Rar

CT .

Tomografia do corpo de prova saturado com água destilada. Parâmetro

CT .

As figuras 4.9 a 4.11 mostram a variação de porosidade da composição de areias

nos testes de compactação.

0 10203040506070

Porosidade (%)

Seção (mm)

Porosidade - Teste 1

Figura 4.9: Variação de Porosidade por seção do teste de compactação 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

0 10203040506070

Porosidade (%)

Seção (mm)

Porosidade - Teste 2

Figura 4.10: Variação de Porosidade por seção do teste de compactação 2.

0 10203040506070

Porosidade (%)

Seção (mm)

Porosidade - Teste 3

Figura 4.11: Variação de Porosidade por seção do teste de compactação 3.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

•

Determinação da Saturação:

A determinação da saturação, também pode ser feita através de dois métodos. Em

ambos os casos, o contraste entre a atenuação linear dos dois fluidos que saturam o meio

poroso deve ser grande o suficiente e, também, que o componente de atenuação linear

devido à composição de areias seja independente dos fluidos que ocupam o espaço

poroso.

A Saturação pode ser determinada usando as seguintes equações:

(4.4)

)1(

−

(4.5)

)()1(

22112

−

(4.6)

onde,

= Coeficiente de atenuação linear da composição de areias saturada com o

fluido 1;

= coeficiente de atenuação linear da composição de areais saturada com os

dois fluido 1 e 2.

Trabalhando estas duas equações chegou-se a equação:

)(

µµ

−

(4.7)

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

que em unidades Hounsfield, é escrita como:

)(

CTCT

−

(4.8)

Os termos da equação 4.8 são determinados através das seguintes medidas:

Tomografia da célula de interação rocha-fluido com ar.

Tomografia da célula de interação rocha-fluido com a água destilada.

Tomografia da composição de areias seca.

Tomografia da composição de areais saturada com água destilada.

As figuras 4.12 a 4.14 mostram a variação de saturação da composição de areias

nos testes de compactação.

0 10203040506070

100

120

Saturação(%)

Seção(mm)

Saturação-Teste1

Figura 4.12: Variação de Saturação por seção do teste de compactação 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

0 10203040506070

100

120

Saturação(%)

Seção(mm)

Saturação-Teste2

Figura 4.13: Variação de Saturação por seção do teste de compactação 2.

0 10203040506070

100

120

Saturação(%)

Seção(mm)

Saturação-Teste3

Figura 4.14: Variação de Saturação por seção do teste de compactação 3.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

4.3.3 ANÁLISES PETROGRÁFICAS

Para as análises petrográficas foram retiradas amostras dos testes de compactação

para a confecção de lâminas delgadas. As lâminas foram enviadas para Omni

Laboratories em Houston/Texas para serem impregnadas com resina sob pressão de

reservatório.

O estudo das amostras foi baseado na fotomicroscopia das lâminas delgadas, com

ampliação de 25 vezes com luz polarizada. Observou-se que os grãos são muito bem a

bem selecionados, predominantemente sub-arrendondados com baixa esfericidade. Os

contatos entre os grãos são flutuantes e o tipo de empacotamento é frouxo.

Para ilustrar a caracterização das amostras é apresentada na figura 4.15 uma

fotomicrografia das amostras em lâminas.

Figura 4.15: Fotomicrografia das amostras retiradas do testes de compactação.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

4.4 DESCRIÇÃO DOS ENSAIOS DE DANO

Foram realizados quatro ensaios de dano, sendo que os dois primeiros

desenvolvidos como um ensaio preliminar capaz de estabelecer uma metodologia de

aplicação ao estudo de permeabilidades relativas no corpo de prova.

Os procedimentos empregados para a realização dos ensaios experimentais

englobam o preparo do corpo de prova como simulador de poço, saturação do corpo de

prova, leituras de permeabilidades, injeção do fluido de perfuração, flow back (limpeza

do corpo de prova). Foram obtidas as imagens tomográficas das seções transversais ao

longo do corpo de prova durantes as fases de saturação, injeção e flow back.

Os ensaios são descritos a seguir.

4.4.1 METODOLOGIA DE ENSAIOS

O primeiro ensaio utilizou um fluido de perfuração apenas com polímeros e o

segundo utilizou um fluido de perfuração com polímeros mais carbonato de cálcio

(CaCO

Corpo de Prova

Para a confecção do corpo de prova para os ensaios de danos a composição de

areias foi adicionada a célula de interação rocha-fluido com um volume de salmoura

conhecido de forma que o corpo de prova fosse 100% saturado. Também foi utilizado

um cilindro de acrílico para criação do furo do poço no corpo de prova envolvido em

telas de nylon para sustentação da areia durante os testes de injeção de fluidos. As

dimensões do corpo de prova foram: 70 mm de altura, 20 mm de raio do poço (R

) e

58,2 mm de raio externo (R

A pressão utilizada durante a compactação foi de 3500 psi. As figuras 4.16 e 4.17

mostram o corpo de prova antes e após a compactação.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 4.16: Corpo de prova antes da compactação.

Figura 4.17: Corpo de prova saturado e compactado.

Cilindro de

Acrílico

Salmoura

de NaCl

Corpo de

prova

100%

Saturado

Telas de

nylon

Furo do poço

= 20 mm)

= 58,2mm

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Fluidos injetados

Foi utilizada uma solução aquosa de cloreto de sódio (NaCl) a 35000 ppm (35%),

viscosidade 1 cp, para a saturação inicial do meio poroso. O cloreto de sódio foi

escolhido para simular água do mar que é encontrada nos reservatórios da bacia de

Campos.

Na etapa da saturação por óleo foi injetado N-Parafina com viscosidade igual a

4,2 cp a 25

Para a fase de injeção do fluido de perfuração foi utilizado o fluido THIXCARB a

base água. A tabela 4.4 apresenta a formulação padrão utilizada em laboratório para a

preparação do fluido de perfuração.

Tabela 4.4: Formulação do fluido THIXCARB.

Componentes Quantidades

Água industrial (QSP) 1 l

Salmoura (NaCl) 40g/l

Goma Xantana 4,30g/l

Amido HP 22,80g/l

Oxido de magnésio 4,30g/l

Peróxido de magnésio 2,90g/l

Lubrificante 30ml/l

Triazina 1,40g/l

Anti espumante 1,2ml/l

Carbonato de Cálcio (CaCO

) 128,4g/l

Testes de injeção

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

A primeira etapa foi o cálculo de perda de carga da célula de interação rocha

fluido. Para isto injetou-se água na célula vazia e foram calculados os valores de

diferença de pressão. O valor encontrado para a maior vazão (4ml/min) foi de 0,03 psi.

Considerou-se então que a perda de carga para os testes foi desprezível.

Para a injeção da salmoura e N-Parafina no corpo de prova, foram utilizadas duas

bombas JASCO modelo PU-1586 e modelo PU-1686. A pressão de injeção foi

monitorada através de um sistema de transdutores de pressão conectados na célula de

interação rocha-fluido.

A figura 4.18 mostra o sistema de injeção de salmoura e N-Parafina. Este mesmo

sistema foi utilizado para se obter as leituras de permeabilidades relativas.

Na fase de injeção do fluido de perfuração foi utilizada uma bomba de alta

pressão baixa vazão.

Figura 4.18: Sistema de injeção de salmoura e N-Parafina.

N-Parafina

Salmoura

Tomadas

de pressão

Transdutor

Coletor de

fluidos

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

A figura 4.19 mostra o sentido de injeção de salmoura e N-Parafina no corpo de

prova.

Figura 4.19: Sentido de injeção de salmoura e N-Parafina no corpo de prova.

Ao final de cada fase foram obtidas as imagens tomográficas de seções

transversais distribuídas ao longo do corpo de prova com cortes de 3 mm.

Fase 1- Corpo de prova 100% saturado com salmoura de NaCl:

Com um sistema de injeção composto por bomba, transdutores, tomadas de

pressão e proveta graduada para coleta do fluido na saída lateral (dreno inferior) da

célula de interação rocha fluido, procedeu-se a injeção de salmoura de NaCl a 35% até a

saturação de 100% do corpo de prova, totalizando um volume injetado de 350ml. Nesta

etapa foram obtidas as imagens tomográficas do corpo de prova.

Fase 2- Leituras de permeabilidade à água:

Após a saturação do corpo de prova com a salmoura foram realizadas as leituras

de permeabilidade à água. Para isto procedeu-se da seguinte maneira, variaram-se as

vazões de injeção da bomba de 1 ml/min a 4 ml/min e foram tomadas as leituras de

transdutor

Na Cl

N-

Parafina

bureta

graduada

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

diferença de pressão do transdutor a cada variação de injeção. Os resultados estão

apresentados no capítulo 5 deste trabalho.

Fase 3- Saturação do corpo de prova com N-Parafina:

A solução de N-Parafina foi injetada no corpo de prova de forma a se obter um

residual de água de 15%. Com o objetivo de se alcançar a saturação residual de água, a

N-Parafina foi injetada na vazão de 4 ml/min por 24h. A saturação residual de água foi

calculada por diferença de massa, isto é, volume inicial de água na fase de saturação

menos o volume de água que saiu com a saturação de óleo. Foram obtidas imagens

tomográfica ao termino desta fase.

Fase 4- Leituras de permeabilidades ao óleo:

Nesta fase injetou-se a N-Parafina com vazões de 1 ml/min a 4 ml/min e foram

tomadas as leituras da diferença de pressão do transdutor para cada variação. Estes

resultados encontram-se no capítulo 5 deste trabalho.

Fase 5- Injeção do fluido de perfuração THIXCARB:

A injeção do fluido de perfuração (ensaio de dano) foi realizada com a utilização

da bomba de alta pressão baixa vazão. O objetivo nesta fase era de que o corpo de

prova fosse totalmente invadido para posteriormente serem tomadas as leituras de

permeabilidades ao óleo após o dano, e assim calcular quanto a permeabilidade reduziu.

Com os valores de permeabilidade antes e após o dano, chegaram-se ao valor de dano

de Skin e estes resultados estão apresentados no capitulo 5.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Na tabela 4.5 encontra-se os parâmetros estabelecidos para realização dos ensaios

de dano.

Tabela 4.5: Parâmetros estabelecidos para ensaio de dano.

Condição de ensaio

Pressão axial (psi) 3500

Pressão de circulação do fluido (psi) 500

Temperatura de circulação (

C) Ambiente (~27)

Vazão média de injeção do fluido de perfuração

(ml/min)

Perda de carga da célula (psi) 0,03

Viscosidade da Salmoura (cp) 1

Viscosidade da N-Parafina (cp) 2,4

Altura do corpo de prova (mm) 70

Raio externo (mm) 58,2

Raio do furo do poço (mm) 20

O aparato experimental para o ensaio de dano pode ser visualizado na figura 4.20.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 4.20: Aparato experimental do ensaio de dano.

A figura 4.21 mostra o aspecto do corpo de prova após o ensaio de dano.

Figura 4.21: Corpo de prova após ensaio de dano.

Agitador

Bomba

Suporte do

fluido de

perfuração

Transdutor

Coletor de

filtrado

Tomadas de

pressão

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Fase 6- Limpeza do corpo de prova (flow back):

Para a limpeza do corpo de prova (flow back) foi injetado N-Parafina no sentido

oposto ao que o fluido de perfuração percorreu no corpo de prova. Este procedimento

teve um tempo de duração de 4 h. A figura 4.22 mostra o esquema experimental para os

ensaios de dano e limpeza do corpo de prova.

Fase 7- Leituras de permeabilidades ao óleo após o flow back:

Para as leituras de permeabilidades ao óleo do corpo de prova após o flow back foi

injetado N-Parafina e variaram-se as vazões de injeção da bomba de 1 ml/min a 4

ml/min. Estes resultados também se encontram no capítulo 5 deste trabalho.

Figura 4.22: Esquema experimental do ensaio de dano e flow back. As setas pretas

indicam o sentido do fluxo do fluido de perfuração, enquanto que as setas vermelhas

indicam o sentido de injeção de N-Parafina para limpeza do corpo de prova.

N-

Parafina

Fluido

N-

Parafina

Fluido

Filtrado

Transdutor

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

4.4.2 TOMOGRAFIA DOS CORPOS DE PROVA

Os corpos de prova foram tomografados após as fases de saturação, injeção do

fluido de perfuração e flow back. Na fase de saturação ao óleo, injeção e flow back a

célula de interação rocha fluido foi mantida na mesma posição na mesa do tomógrafo

com a finalidade de se avaliar as imagens do corpo de prova antes e após o dano. Os

parâmetros tomográficos foram os mesmos para todos os ensaios realizados. A primeira

tomografia é chamada de piloto, que consiste numa radiografia do corpo de prova por

inteiro. A finalidade desta radiografia era estabelecer as regiões a serem tomografadas

posteriormente, as quais forneceram uma análise mais detalhada da invasão do fluido de

perfuração. A figura 4.23 mostra o piloto do corpo de prova.

Figura 4.23: Piloto do corpo de prova e as seções a serem tomografadas.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Os parâmetros escolhidos para os ensaios de dano estão descritos na tabela 4.6.

Tabela 4.6: Parâmetros estabelecidos para tomografia dos corpos de prova nos

ensaios de dano.

Condição de ensaio

Tensão (kV) 130

Corrente (mA) 100

Tempo de exposição (seg.) 2

Espessura da seção de corte (mm) 3

Passo do tomógrafo (mm) 3

Algoritmo de reconstrução Standard

Número tomográfico da salmoura (CT)

102,4

Número tomográfico da N-Parafina (CT)

-193

Número tomográfico da composição de areia seca

(CT)

922,3

As imagens tomográficas das seções do corpo de prova de todos os ensaios e suas

análises estão apresentadas no capítulo 5.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

5. RESULTADOS EXPERIMENTAIS

Este capítulo apresenta em forma de gráficos e tabelas os principais resultados

registrados através da coleta de dados que são: Porosidade e saturação do corpo de

prova, e leituras de permeabilidades. São apresentados, também, os principais resultados

obtidos nos estudos tomográficos.

5.1 ENSAIO PRELIMINAR

O ensaio preliminar foi divido em dois testes. No primeiro utilizou-se o fluido de

perfuração THIXCARB somente com polímeros e o segundo, o fluido THIXCARB com

polímeros mais controladores de filtrado o carbonato de cálcio.

•

Ensaio preliminar 1

As imagens de saturação de salmoura e N-Parafina do corpo de prova, para as 24

seções tomografadas no ensaio preliminar 1, são apresentadas nas figuras 5.1 e 5.2,

acompanhadas da escala de cores associada aos números tomográficos (CT) que

variaram de 500 a 1600.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.1: Corpo de prova 100 % saturado com salmoura no ensaio preliminar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.2: Corpo de prova saturado com N-Parafina em saturação residual de

salmoura no ensaio preliminar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Nas seções 0,00 mm e 2,75 mm da figura 5.2 podem ser visto pequenas falhas no

corpo de prova durante a fase de saturação de N-Parafina e ainda na primeira seção

também pode ser visto artefato de borda devido ao dreno superior.

Os valores de porosidade média medida tomograficamente por seção estão

apresentados na tabela 5.1. Os valores foram obtidos segundo a equação 4.3.

Tabela 5.1: Valores de porosidade por seção do ensaio preliminar 1.

Seção

Profundidade

(mm)

Porosidade

(%)

1 0 30,68

2 3 30,27

3 6 28,74

4 9 29,27

5 12 30,40

6 15 30,14

7 18 30,20

8 21 31,01

9 24 30,53

10 27 30,20

11 30 30,19

12 33 29,79

13 36 30,05

14 39 29,02

15 42 27,86

16 45 29,33

17 48 30,11

18 51 29,57

19 54 30,30

20 57 30,18

21 60 29,49

22 63 28,55

23 66 28,81

24 69 29,16

Valor médio 29,74

Na tabela 5.2 são apresentados os valores médios de saturação de salmoura e N-

parafina nas diferentes seções do corpo de prova, obtidos segundo a equação 4.8, assim

como o valor médio de saturação em todo corpo de prova.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Tabela 5.2: Valores médios de saturação de salmoura e N-Parafina ao longo do

corpo de prova do ensaio preliminar 1.

Seção

Profundidade

(mm)

Saturação

NaCl (%)

Saturação N-

Parafina( %)

1 0 100 100,00

2 3 100 100,00

3 6 100 100,00

4 9 100 98,43

5 12 100 82,28

6 15 100 62,67

7 18 100 73,60

8 21 100 68,35

9 24 100 55,57

10 27 100 66,53

11 30 100 70,84

12 33 100 74,16

13 36 100 70,80

14 39 100 55,66

15 42 100 78,49

16 45 100 90,94

17 48 100 82,53

18 51 100 81,47

19 54 100 82,39

20 57 100 83,45

21 60 100 78,79

22 63 100 69,28

23 66 100 83,56

24 69 100 86,90

Valor médio 100 79,03

Comparando os valores médios de saturação de N-Parafina obtidos pela

tomografia (79,03%) com aquele obtido por diferença de massa (85%), obtêm-se um

desvio relativo de 7,02%.

A figura 5.3 traz as seções tomográficas do corpo de prova durante a fase de

injeção do fluido THIXCARB sem carbonato de cálcio (CaCO

). O objetivo nesta fase

foi de que o fluido invadisse todo o corpo de prova. Após a fase de injeção foi realizada

a limpeza (flow back) do corpo de prova. A figura 5.4 mostra as imagens tomográficas

após a limpeza do corpo de prova.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.3: Corpo de prova invadido por fluido de perfuração sem CaCO

do ensaio

preliminar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.4: Corpo de prova após flow back com N-Parafina do ensaio preliminar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

•

Análise qualitativa da invasão do fluído de perfuração sem CaCO

ensaio preliminar 1.

A avaliação qualitativa de invasão do fluido de perfuração sem carbonato foi

realizada através da subtração, pixel a pixel das imagens obtidas durante a fase de

saturação em N-Parafina e a fase de injeção do fluido THIXCARB sem CaCO

Para avaliação da limpeza do corpo de prova após o ensaio de dano também foi

realizada a subtração das imagens referentes à fase de saturação em N-Parafina e a fase

de flow back.

As imagens resultantes da subtração são apresentadas nas figuras 5.5 e 5.6. Nestas

figuras, as áreas consideradas invadidas pelo fluido de perfuração são destacadas na cor

azul-claro.

Pode-se perceber na figura 5.5 que o corpo de prova foi totalmente invadido pelo

fluido de perfuração. Na figura 5.6 as seções 44,87 mm a 68,82 mm mostram pontos

pretos perto da tela de nylon significando que a fase de flow back limpou esta região, o

que não pode ser visto nas demais seções.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.5: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases de injeção do fluido de

perfuração sem CaCO

e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura

do ensaio preliminar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.6: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases após flow back com N-

Parafina e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura do ensaio

preliminar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

•

Análise quantitativa das permeabilidades relativas, fator de skin e

permeabilidade de dano do ensaio preliminar 1.

Os valores de permeabilidade à água e ao óleo durante o ensaio de dano foram

calculados segundo a equação 3.8 do capítulo 3, para fluxo radial e podem ser vistos na

tabela 5.3 e 5.4.

Tabela 5.3: Valores de permeabilidades relativas à água do ensaio preliminar 1.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,12 0,12 0,10 0,11 0,11 461,17

1,5 0,14 0,13 0,11 0,12 0,13 622,59

2 0,15 0,14 0,12 0,13 0,14 768,62

2,5 0,17 0,15 0,13 0,14 0,15 879,36

3 0,18 0,16 0,14 0,15 0,16 988,23

3,5 0,19 0,17 0,15 0,16 0,17 1084,11

4 0,20 0,18 0,16 0,17 0,18 1169,18

Tabela 5.4: Valores de permeabilidades relativas ao óleo do ensaio preliminar 1.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,29 0,26 0,26 0,26 0,27 465,48

1,5 0,3 0,28 0,28 0,27 0,28 661,15

2 0,31 0,29 0,29 0,28 0,29 851,40

2,5 0,33 0,3 0,29 0,29 0,30 1029,07

3 0,34 0,32 0,32 0,31 0,32 1158,30

3,5 0,35 0,34 0,33 0,34 0,34 1281,80

4 0,36 0,35 0,35 0,36 0,36 1403,01

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Os valores de fator de skin e permeabilidade de dano foram calculados de acordo

com as equações 3.14 e 3.21 do capitulo 3. O raio de dano (r

) em todos os ensaios foi

considerado igual ao raio externo (r

). Os valores encontrados podem ser visualizados

na tabela 5.5 e 5.6.

Tabela 5.5: Valores de permeabilidades de dano após o flow back do ensaio

preliminar 1.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,27 0,28 0,28 0,28 0,28 228,47

1,5 0,37 0,36 0,37 0,38 0,37 286,25

2 0,46 0,45 0,46 0,46 0,46 332,05

2,5 0,55 0,53 0,55 0,55 0,55 367,31

3 0,62 0,62 0,63 0,63 0,63 394,25

3,5 0,70 0,71 0,71 0,71 0,71 416,05

4 0,80 0,81 0,81 0,79 0,80 430,30

Tabela 5.6: Valores de fator de skin e redução de permeabilidade preliminar 1.

Vazão (ml/min) Fator de Skin

)/K

(%)

1 1,10 50,92

1,5 1,39 56,70

2 1,67 61,00

2,5 1,92 64,31

3 2,06 65,96

3,5 2,22 67,54

4 2,41 69,33

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Na tabela 5.6 podem ser visto os valores percentuais de redução de

permeabilidade depois do ensaio de dano. Para a vazão de 4 ml/min a redução de

permeabilidade foi de 69,33%.

A figura 5.7 mostra as curvas de permeabilidades relativas e redução de

permeabilidade após o ensaio de dano versus vazão.

1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Ka Ko Ks (Ko-Ks)/Ks

Vazão(ml/min)

Permeabilidades (mD)

Redução de permeabilidade-(Ko-Ks)/Ks (%)

Figura 5.7: Curvas de permeabilidades e desvio relativo versus vazão do ensaio

preliminar 1.

•

Ensaio preliminar 2

As figuras 5.8 e 5.9 mostram o corpo de prova saturado com salmoura e N-

Parafina, respectivamente. Procurou-se manter as mesmas condições empregadas no

estudo tomográfico do ensaio preliminar 1. O corpo de prova foi dividido em 24 seções

e os números tomográficos (CT) variam de 700 a 1500.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.8: Corpo de prova 100 % saturado com salmoura no ensaio preliminar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.9: Corpo de prova saturado com N-Parafina em saturação residual de

salmoura no ensaio preliminar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

A tabela 5.7 traz os valores de porosidades encontrados no corpo de prova antes

da fase de saturação com N-Parafina segundo a equação 4.3.

Tabela 5.7: Valores de porosidade por seção do ensaio preliminar 2.

Seção

Profundidade

(mm)

Porosidade

(%)

1 0 27,00

2 3 29,00

3 6 28,00

4 9 28,00

5 12 28,00

6 15 27,00

7 18 27,00

8 21 27,00

9 24 27,00

10 27 27,00

11 30 28,00

12 33 28,00

13 36 28,00

14 39 28,00

15 42 28,00

16 45 28,00

17 48 28,00

18 51 28,00

19 54 29,00

20 57 29,00

21 60 29,00

22 63 30,00

23 66 30,00

24 69 30,00

Valor médio 28,00

Na figura 5.9 foi possível visualizar áreas com baixas densidades no corpo de

prova das seções entre 44,95 mm a 68,95 mm. Esta parte do corpo de prova fica na

região do dreno inferior da célula de interação rocha fluido. Estes “buracos” ocorreram

pelo arrastamento das areias durante as fases de leituras de permeabilidade à água e

saturação com N-Parafina.

A fase de leitura de permeabilidade relativa à água teve que ser retirada dos

próximos ensaios para que não ocorressem migrações de areia no corpo de prova.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Na tabela 5.8 são apresentados os valores médios de saturação de salmoura e N-

parafina nas diferentes seções do corpo de prova, obtidos segundo a equação 4.8, assim

como o valor médio de saturação.

Tabela 5.8: Valores médios de saturação de salmoura e N-Parafina ao longo do

corpo de prova do ensaio preliminar 2.

Seção

Profundidade

(mm)

Saturação

NaCl (%)

Saturação N-

Parafina( %)

1 0 100 65,58

2 3 100 70,38

3 6 100 62,79

4 9 100 57,02

5 12 100 50,28

6 15 100 51,58

7 18 100 53,01

8 21 100 59,57

9 24 100 65,76

10 27 100 63,50

11 30 100 61,44

12 33 100 66,58

13 36 100 75,50

14 39 100 72,19

15 42 100 77,98

16 45 100 -

17 48 100 -

18 51 100 -

19 54 100 -

20 57 100 -

21 60 100 -

22 63 100 -

23 66 100 -

24 69 100 -

Valor médio 100 63,54

A figura 5.10 traz as seções tomográficas do corpo de prova durante a fase de

injeção do fluido THIXCARB com carbonato de cálcio (CaCO

). Após a fase de injeção

foi realizada a limpeza (flow back) do corpo de prova. A figura 5.11 mostra as imagens

tomográficas após a limpeza do corpo de prova.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.10: Corpo de prova invadido por fluido de perfuração com CaCO

no ensaio

preliminar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.11: Corpo de prova após flow back com N-Parafina no ensaio preliminar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

•

Análise qualitativa da invasão do fluído de perfuração com CaCO

do ensaio

preliminar 2.

A avaliação qualitativa de invasão do fluido de perfuração com carbonato de

cálcio deste ensaio, também foi realizada através da subtração pixel a pixel das imagens

obtidas durante a fase de saturação em N-Parafina e a fase de injeção do fluido

THIXCARB com CaCO

Na figura 5.12 pode ser visto a subtração das fases anteriores. A invasão do fluido

de perfuração com CaCO

está destacada na cor azul-claro.

A figura 5.13 traz a subtração das imagens das fases de flow back e saturação em

N-Parafina.. As seções 24,00 mm e 42,00 mm mostram pontos amarelos devido a

invasão do CaCO

. Não foi possível na fase de limpeza a total retirada destes sólidos.

Das seções 48,00 a 69,00 mm pode ser visto a região desmoronamento do corpo de

prova.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.12: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases de injeção do fluido de

perfuração com CaCO

e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura

do ensaio preliminar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.13: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases após flow back com N-

Parafina e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura do ensaio

preliminar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

•

Análise quantitativa das permeabilidades relativas, fator de skin e

permeabilidade de dano do ensaio preliminar 2.

As tabelas 5.9 a 5.11 trazem os valores de permeabilidades relativas da fase água

e óleo e permeabilidade de dano.

Tabela 5.9: Valores de permeabilidades relativas à água do ensaio preliminar 2.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,28 0,26 0,27 0,27 0,27 192,16

1,5 0,31 0,31 0,32 0,32 0,32 247,06

2 0,35 0,36 0,36 0,36 0,36 290,25

2,5 0,39 0,41 0,4 0,4 0,40 324,26

3 0,44 0,44 0,45 0,44 0,44 351,74

3,5 0,47 0,49 0,48 0,47 0,48 380,29

4 0,50 0,53 0,52 0,51 0,52 402,97

Tabela 5.10: Valores de permeabilidades relativas ao óleo do ensaio preliminar 2.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,52 0,49 0,48 0,46 0,49 255,42

1,5 0,57 0,54 0,53 0,51 0,54 347,49

2 0,62 0,57 0,58 0,57 0,59 425,70

2,5 0,67 0,61 0,62 0,61 0,63 496,08

3 0,72 0,67 0,68 0,67 0,69 545,33

3,5 0,76 0,72 0,71 0,70 0,72 603,20

4 0,80 0,76 0,75 0,74 0,76 653,21

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Tabela 5.11: Valores de permeabilidades de dano após o flow back do ensaio

preliminar 2.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,54 0,57 0,56 0,52 0,55 120,31

1,5 0,67 0,66 0,68 0,67 0,67 154,68

2 0,75 0,76 0,77 0,74 0,76 185,85

2,5 0,85 0,87 0,86 0,87 0,86 208,92

3 0,97 0,98 0,99 0,96 0,98 225,03

3,5 1,09 1,07 1,06 1,08 1,08 242,45

4 1,16 1,17 1,18 1,17 1,17 257,73

Os valores de do fator de skin e redução de permeabilidade foram calculados e

podem ser visualizados na tabela 5.12.

Tabela 5.12: Valores de fator de skin e redução de permeabilidade preliminar 2.

Vazão (ml/min) Fator de Skin

-K

)/K

(%)

1 1,20 52,90

1,5 1,33 55,49

2 1,37 56,34

2,5 1,46 57,89

3 1,52 58,73

3,5 1,58 59,81

4 1,63 60,54

Na tabela 5.12 podem ser visto os valores de redução de permeabilidade depois do

ensaio de dano. Para a vazão de 4 ml/min a redução de permeabilidade foi de 60,54 %.

A figura 5.14 mostra as curvas de permeabilidades relativas e redução de

permeabilidade relativa versus vazão do ensaio preliminar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

100

200

300

400

500

600

700

Ka Ko Ks (Ko-Ks)/Ko

Vazão (ml/min)

Permeabilidade (mD)

Redução de permeabilidade-(Ko-Ks)/Ko (%)

Figura 5.14: Curvas de permeabilidades e redução de permeabilidade versus vazão do

ensaio preliminar 2.

5.2 ENSAIO COMPLEMENTAR

Neste ensaio não foram feitas às leituras de permeabilidades à água.

O ensaio foi divido em dois testes como no anterior. No primeiro utilizou-se o

fluido de perfuração THIXCARB somente com polímeros e o segundo, o fluido

THIXCARB com polímeros mais carbonato.

•

Ensaio complementar 1

As imagens de saturação de salmoura e N-Parafina do corpo de prova, para as 24

seções tomografadas no ensaio principal 1, são apresentadas nas figuras 5.15 e 5.16,

acompanhadas da escala de cores associada aos números tomográficos (CT) que variou

de 1000 a 1500.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.15: Corpo de prova 100 % saturado com salmoura no ensaio complementar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.16: Corpo de prova saturado com N-Parafina em saturação residual de

salmoura no ensaio complementar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Os valores de porosidade média por seção do ensaio complementar 1 estão

apresentados na tabela 5.13.

Tabela 5.13: Valores de porosidade por seção do ensaio complementar 1.

Seção

Profundidade

(mm)

Porosidade

(%)

1 0 34,42

2 3 34,43

3 6 34,15

4 9 34,48

5 12 34,47

6 15 34,26

7 18 34,01

8 21 33,87

9 24 33,75

10 27 33,47

11 30 33,08

12 33 32,77

13 36 32,08

14 39 31,91

15 42 31,48

16 45 31,36

17 48 31,79

18 51 31,84

19 54 31,86

20 57 32,02

21 60 31,97

22 63 32,06

23 66 32,38

24 69 32,45

Valor médio 32,93

Na tabela 5.14 são apresentados os valores médios de saturação de salmoura e N-

parafina nas diferentes seções do corpo de prova, obtidos segundo a equação 4.8, assim

como o valor médio de saturação em todo corpo de prova.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Tabela 5.14: Valores médios de saturação de salmoura e N-Parafina ao longo do

corpo de prova do ensaio complementar 1.

Seção

Profundidade

(mm)

Saturação

NaCl (%)

Saturação N-

Parafina( %)

1 0 100 78,00

2 3 100 84,00

3 6 100 75,00

4 9 100 62,00

5 12 100 81,00

6 15 100 79,00

7 18 100 80,00

8 21 100 81,00

9 24 100 72,00

10 27 100 75,00

11 30 100 77,00

12 33 100 70,00

13 36 100 76,00

14 39 100 79,00

15 42 100 72,00

16 45 100 75,00

17 48 100 77,00

18 51 100 79,00

19 54 100 77,00

20 57 100 81,00

21 60 100 75,00

22 63 100 77,00

23 66 100 85,00

24 69 100 82,00

Valor médio 100 77,00

Comparando os valores médios de saturação de N-Parafina obtidos pela

tomografia (77%) com aquele obtido por diferença de massa (85%), obtêm-se um

desvio relativo de 9,4%.

A figura 5.17 traz as seções tomográficas do corpo de prova durante a fase de

injeção do fluido THIXCARB sem carbonato de cálcio (CaCO

). Após a fase de injeção

foi realizada a limpeza (flow back) do corpo de prova. A figura 5.18 mostra as imagens

tomográficas após a limpeza do corpo de prova.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.17: Corpo de prova invadido por fluido de perfuração sem CaCO

no ensaio

complementar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.18: Corpo de prova após flow back com N-Parafina no ensaio complementar

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

•

Análise qualitativa da invasão do fluído de perfuração sem CaCO

do ensaio

complementar 1.

A avaliação qualitativa de invasão do fluido de perfuração sem carbonato deste

ensaio foi realizada através da subtração pixel a pixel das imagens obtidas durante nas

fases de saturação em N-Parafina e de injeção do fluido THIXCARB sem CaCO

Na figura 5.19 pode ser visto a invasão do fluido de perfuração sem CaCO

destacado na cor azul-claro, que invadiu todo o corpo de prova.

A figura 5.20 traz a subtração das imagens das fases de flow back e saturação em

N-Parafina. Em todas as seções podem ser visto migração de areia pra dentro do furo do

poço. Pode ser visto também que a limpeza ocorreu em todo o corpo de prova

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.19: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases de injeção do fluido de

perfuração sem CaCO

e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura

do ensaio complementar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Figura 5.20: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases após flow back com N-

Parafina e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura do ensaio

complementar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

•

Análise quantitativa das permeabilidades relativas, fator de skin e

permeabilidade de dano do ensaio complementar 1.

As tabelas 5.15 e 5.16 trazem os valores de permeabilidades relativas da fase óleo

e permeabilidade de dano.

Tabela 5.15: Valores de permeabilidades relativas ao óleo do ensaio

complementar 1.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,24 0,23 0,23 0,24 0,24 529,86

1,5 0,25 0,26 0,25 0,25 0,25 739,71

2 0,26 0,27 0,27 0,26 0,27 939,75

2,5 0,28 0,29 0,28 0,28 0,28 1101,92

3 0,3 0,31 0,3 0,3 0,30 1234,88

3,5 0,32 0,33 0,32 0,33 0,33 1340,95

4 0,34 0,36 0,35 0,35 0,35 1423,05

Tabela 5.16: Valores de permeabilidades de dano após o flow back do ensaio

complementar 1.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,40 0,38 0,39 0,37 0,39 200,83

1,5 0,45 0,44 0,42 0,41 0,43 273,66

2 0,49 0,48 0,46 0,47 0,48 336,53

2,5 0,56 0,54 0,52 0,52 0,54 380,79

3 0,61 0,60 0,56 0,58 0,59 419,72

3,5 0,65 0,66 0,61 0,62 0,64 453,97

4 0,70 0,71 0,68 0,69 0,70 476,62

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

Os valores de do fator de skin e redução de permeabilidade foram calculados e

podem ser visualizados na tabela 5.17.

Tabela 5.17: Valores de fator de skin e redução de permeabilidade do ensaio

complementar 1.

Vazão (ml/min) Fator de Skin

-K

)/K

(%)

1 1,74 62,10

1,5 1,81 63,00

2 1,91 64,19

2,5 2,02 65,44

3 2,07 66,01

3,5 2,08 66,15

4 2,11 66,51

Na tabela anterior pode ser visto os valores de redução de permeabilidade após o

ensaio de dano. Para a vazão de 4 ml/min, a redução de permeabilidade foi de 66,51 %.

A figura 5.21 mostra as curvas de permeabilidades relativas e redução de

permeabilidade versus vazão do ensaio complementar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

100

1,01,52,02,53,03,54,0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Ko Ks (Ko-Ks)/Ko

Vazão (ml/min)

Permeabilidade (mD)

Redução de permeabilidade-(Ko-Ks)/Ko (%)

Figura 5.21: Curvas de permeabilidades e redução de permeabilidade versus vazão do

ensaio complementar 1.

•

Ensaio complementar 2

As imagens de saturação de salmoura e N-Parafina do corpo de prova, para as 24

seções tomografadas no ensaio complementar 2, são apresentadas nas figuras 5.22 e

5.23, acompanhadas da escala de cores associada aos números tomográficos (CT) que

variou de 500 a 1600. Neste ensaio foi utilizado o fluido THIXCARB com carbonato de

cálcio (CaCO

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

101

Figura 5.22: Corpo de prova 100% saturado com salmoura no ensaio complementar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

102

Figura 5.23: Corpo de prova saturado com N-Parafina em saturação residual de água no

ensaio complementar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

103

Os valores de porosidade média por seção do ensaio complementar 2 estão

apresentados na tabela 5.18.

Tabela 5.18: Valores de porosidade por seção do ensaio complementar 2.

Seção

Profundidade

(mm)

Porosidade

(%)

1 0 33,69

2 3 33,96

3 6 33,97

4 9 33,89

5 12 33,79

6 15 33,43

7 18 33,08

8 21 32,50

9 24 32,34

10 27 32,42

11 30 32,57

12 33 32,63

13 36 32,32

14 39 32,22

15 42 32,04

16 45 32,33

17 48 32,88

18 51 33,07

19 54 33,33

20 57 33,23

21 60 33,05

22 63 32,99

23 66 33,02

24 69 33,00

Valor médio 32,99

Na tabela 5.19 são apresentados os valores médios de saturação de salmoura e N-

parafina nas diferentes seções do corpo de prova, obtidos segundo a equação 4.8, assim

como o valor médio de saturação em todo corpo de prova.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

104

Tabela 5.19: Valores médios de saturação de salmoura e N-Parafina ao longo do

corpo de prova do ensaio complementar 2.

Seção

Profundidade

(mm)

Saturação

NaCl (%)

Saturação N-

Parafina( %)

1 0 100 92,99

2 3 100 80,69

3 6 100 79,49

4 9 100 76,29

5 12 100 84,10

6 15 100 92,91

7 18 100 90,00

8 21 100 92,00

9 24 100 88,00

10 27 100 89,00

11 30 100 96,45

12 33 100 85,00

13 36 100 75,00

14 39 100 65,00

15 42 100 55,00

16 45 100 94,41

17 48 100 85,00

18 51 100 84,99

19 54 100 83,00

20 57 100 95,00

21 60 100 65,00

22 63 100 95,04

23 66 100 89,56

24 69 100 93,44

Valor médio 100 84,47

Comparando os valores médios de saturação de N-Parafina obtidos pela

tomografia (84,47%) com aquele obtido por diferença de massa (85%), obtêm-se um

desvio relativo de 0,62%.

A figura 5.24 traz as seções tomográficas do corpo de prova durante a fase de

injeção do fluido THIXCARB com carbonato de cálcio (CaCO

). Após a fase de injeção

foi realizada a limpeza (flow back) do corpo de prova. A figura 5.25 mostra as imagens

tomográficas após a limpeza do corpo de prova.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

105

Figura 5.24: Corpo de prova invadido por fluido de perfuração com CaCO

no ensaio

complementar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

106

Figura 5.25: Corpo de prova após flow back com N-Parafina no ensaio complementar

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

107

•

Análise qualitativa da invasão do fluído de perfuração sem CaCO

do ensaio

complementar 2.

A avaliação qualitativa de invasão do fluido de perfuração com carbonato deste

ensaio também foi realizada através da subtração pixel a pixel das imagens obtidas

durante nas fases de saturação em N-Parafina e de injeção do fluido THIXCARB com

CaCO

Na figura 5.26 pode ser visto a invasão do fluido de perfuração com carbonato

(CaCO

) destacado na cor azul-claro e amarelo no corpo de prova.

A figura 5.27 traz a subtração das imagens das fases de flow back e saturação em

N-Parafina. Em todas as seções podem ser visto migração de areia pra dentro do furo do

poço. Pode ser visto também que a limpeza ocorreu em todo o corpo de prova

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

108

Figura 5.26: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases de injeção do fluido de

perfuração com CaCO

e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura

do ensaio complementar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

109

Figura 5.27: Diferença entre as imagens adquiridas nas fases após flow back com N-

Parafina e saturação com N-Parafina em saturação residual de salmoura do ensaio

complementar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

110

•

Análise quantitativa das permeabilidades relativas, fator de skin e

permeabilidade de dano do ensaio complementar 2.

As tabelas 5.20 e 5.21 trazem os valores de permeabilidades relativas da fase óleo

e permeabilidade de dano após flow back.

Tabela 5.20: Valores de permeabilidades relativas ao óleo do ensaio

complementar 2.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,42 0,43 0,41 0,42 0,42 296,47

1,5 0,47 0,48 0,46 0,47 0,47 397,40

2 0,51 0,54 0,51 0,53 0,52 476,62

2,5 0,55 0,59 0,55 0,59 0,57 546,13

3 0,61 0,63 0,61 0,64 0,62 600,08

3,5 0,66 0,68 0,67 0,69 0,68 645,64

4 0,72 0,73 0,74 0,75 0,74 677,64

Tabela 5.21: Valores de permeabilidades de dano após o flow back do ensaio

complementar 2.

Vazão (ml/min)

∆P

(psi)

∆P

(psi) ∆P

médio

(psi)

(mD)

1 0,52 0,53 0,51 0,52 0,52 132,47

1,5 0,63 0,64 0,65 0,66 0,65 167,51

2 0,75 0,76 0,75 0,74 0,75 195,70

2,5 0,86 0,87 0,85 0,88 0,87 216,93

3 0,94 0,93 0,95 0,95 0,94 238,69

3,5 1,06 1,05 1,04 1,06 1,05 252,28

4 1,15 1,16 1,14 1,16 1,15 263,88

Os valores de do fator de skin e redução de permeabilidade foram calculados e

podem ser visualizados na tabela 5.22.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

111

Tabela 5.22: Valores de fator de skin e redução de permeabilidade do ensaio

complementar 2.

Vazão (ml/min) Fator de Skin

-K

)/K

(%)

1 1,32 55,32

1,5 1,46 57,85

2 1,53 58,94

2,5 1,62 60,28

3 1,61 60,22

3,5 1,66 60,93

4 1,67 61,06

Na tabela anterior pode ser visto os valores de redução de permeabilidade após o

ensaio de dano. Para a vazão de 4 ml/min, a redução de permeabilidade foi de 61,06 %.

A figura 5.28 mostra as curvas de permeabilidades relativas e redução de

permeabilidade versus vazão do ensaio complementar 2.

1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

Ko Ks (Ko-Ks)/Ko

Vazão (ml/min)

Permeabilidade (mD)

Redução de permeabilidade-(Ko-Ks)/Ko (%)

Figura 5.28: Curvas de permeabilidades e redução de permeabilidade versus vazão do

ensaio complementar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

112

•

Comparação entre os resultados obtidos nos ensaios preliminar e

complementar.

As imagens das fases de saturação de salmoura nos ensaios preliminar e

complementar mostraram que os corpos de prova ficaram homogêneos e bem

compactados em toda a sua extensão, o que também pode ser visto na figura 5.29 que

mostra que houve linearidade nos números de CT médio por seção tomografada.

0 2 4 6 8 1012141618202224

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

Número de CT médio

Seção

PRL1 PRL2 CPL1 CPL2

Figura 5.29: Comparação entre os números de CT médio por seção dos ensaios

preliminar e complementar.

Na fase de saturação de N-Parafina do ensaio complementar 2 (figura 5.23)

ocorreu cisalhamento em algumas regiões do corpo de prova perto do dreno inferior da

célula de interação rocha fluido. Também pode ser visto que não ocorreu

desmoronamento do corpo de prova como no ensaio preliminar 2 (figura 5.9).

As imagens das fases de injeção do fluido de perfuração THIXCARB em todos os

ensaios mostraram que os corpos de prova foram totalmente invadidos. Durante a

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

113

limpeza do poço (flow back) algumas regiões do corpo de prova permaneceram com

dano, o que pode ser quantificado através da redução de permeabilidades e fator de skin.

As figuras 5.30 e 5.31 mostram a variação do fator de skin nos ensaios com fluido

de perfuração sem e com carbonato de cálcio (CaCo

1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

2,4

2,6

Fator de Skin

Vazão (ml/min)

Ensaios sem CaCO

PRL1 CPL1

Figura 5.30: Fator de skin versus vazão dos ensaios sem CaCO

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

114

1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

Fator de Skin

Vazão (ml/min)

Ensaios com CaCO

PRL2 CPL2

Figura 5.31: Fator de skin versus vazão dos ensaios com CaCO

•

Reconstrução 3D do ensaio complementar.

As imagens das seções transversais da fase de saturação em N-Parafina, injeção de

fluido de perfuração e flow back do ensaio complementar foram reconstruídas

tridimensionalmente através do software ENSIGHT desenvolvido pela empresa CEI.

As figuras 5.32 a 5.37 mostram as fases citadas anteriormente para os ensaios

complementar 1 e 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

115

Figura 5.32: Reconstrução 3D da fase de saturação em N-Parafina antes da injeção do

fluido sem CaCO

do ensaio complementar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

116

Figura 5.33: Reconstrução 3D da fase de injeção do fluido sem CaCO

do ensaio

complementar 1.

Figura 5.34: Reconstrução 3D da fase de flow back do ensaio complementar 1.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

117

Figura 5.35: Reconstrução 3D da fase de saturação em N-Parafina antes da injeção do

fluido com CaCO

do ensaio complementar 2.

Figura 5.36: Reconstrução 3D da fase de injeção do fluido com CaCO3 do ensaio

complementar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

118

Figura 5.37: Reconstrução 3D da fase de flow back do ensaio complementar 2.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

119

6. CONCLUSÕES

A utilização da tomografia computadorizada de raios X mostrou-se uma excelente

ferramenta de avaliação qualitativa e quantitativa, tanto no controle de qualidade dos

corpos de prova e dos processos de preparação, como para obtenção das porosidades e

saturações de cada fase dos ensaios e também para a avaliação das transformações

ocorridas no corpo de prova durante os ensaios de dano.

Devido à alta velocidade na obtenção das imagens, a facilidade e a rapidez na

reconstrução das mesmas, a tomografia também se mostrou uma excelente ferramenta

para o monitoramento da invasão de fluido de perfuração em meios porosos

inconsolidados.

As fases de leitura de permeabilidade antes da invasão do fluido de perfuração e

após o ensaio de dano permitiram a quantificação da redução de permeabilidade, o que

em arenitos inconsolidados é muito difícil.

A maior redução de permeabilidade com fluido de perfuração sem carbonato de

cálcio (CaCO

) foi de 69,33% enquanto que para o fluido com carbonato foi de 61,06%.

As subtrações das imagens das fases antes e após os ensaios de dano e as

reconstruções 3D das mesmas, puderam revelar que mesmo com a fase de flow back o

fluido de perfuração invade o corpo de prova de forma a deixar danos irreversíveis. De

forma análoga isto também ocorre durante as perfurações de poços de petróleo e a

quantificação deste dano é muito importante para a indústria petrolífera.

O método mostrou-se eficiente para a quantificação do fator de skin que neste

trabalho foi possível perceber que este varia com a vazão. No meio petrolífero o fator de

skin é considerado constante.

O maior valor do fator de skin no ensaio com fluido de perfuração sem carbonato

foi de 2,41 enquanto que com fluido com carbonato de cálcio (CaCO

) foi de 1,67.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

120

Para uma análise mais apurada dos danos ocorridos com os fluidos de perfuração

com CaCO

e sem CaCO

recomenda-se um número maior de experimentos.

Nas fases de saturação também se recomenda ajustes na fase de injeção de N-

Parafina nos corpos de prova de forma a não ocorrer migrações de areia durante os

ensaios de dano. Recomenda-se ainda um sistema de aquisição dos dados durante os

ensaios de forma a se obter os perfis de saturação do meio poroso durante as fases de

saturação e podendo assim levantar as curvas de permeabilidade versus saturação.

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________

121

7. REFERÊNCIAS

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v. 207, pp. 356-357, 1956.

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Wells”, SPE 1854, pp. 1483-1489, Nov. 1969.

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Damage upon the Productivity of a Well Containing a Horizontal Borehole”, SPE

19415, pp. 143-154, Feb. 1990.

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Mechanical Skin Damage of Horizontal Wells Caused by the Drilling Fluids”, SPE

23788, pp. 237-246, Feb. 1992.

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275-281, Set. 1996.

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Tool”, SPE 47381, pp. 375-379, 1996.

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Effect of Skin Location, Production Interval and Permeability on Performance of

Horizontal Wells”, Journal of Petroleum Science and Engineering, n. 17, pp. 63-69,

1997.

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pp. 1-12, 2003.

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