Navegando por Assunto "Porosidade"
Agora exibindo 1 - 5 de 5
Resultados por página
Opções de Ordenação
Trabalho de Curso - Graduação - Monografia Acesso aberto (Open Access) Cálculo da porosidade - estimativa do tempo de trânsito da matriz(2017-03-15) VALENTE, Adriano Lopes; ANDRADE, André José Neves; http://lattes.cnpq.br/8388930487104926A porosidade expressa o volume de fluido presente na constituição das rochas sedimentares. A sua estimativa a partir dos dados mensurados pelas ferramentas da geofísica de poço tem como principal metodologia o método conhecido como Densidade-neutrônico. No entanto em muitas situações praticas as condições construtivas do poço prejudicam as medidas realizadas pelas ferramentas de densidade e porosidade neutrônica. Como, grandes desabamentos da parede do poço e ocorrências de rebocos de grandes espessuras. Nessas situações podem ser utilizadas as medidas realizadas pela ferramenta sônica e representadas no perfil sônico, que tem por construção essas interferências atenuadas em suas medidas. No entanto, a utilização do perfil sônico pode ser prejudicada pelo desconhecimento ou estimativa incorreta do tempo de transito da matriz. Este Trabalho de Curso (TCC) apresenta uma metodologia para estimar o tempo de transito da matriz nos caso em que ocorre a deficiência e a presença de testemunho da camada em avaliação, adquirido em poços com melhores características construtivas. A partir da medida do perfil densidade, constrói-se um gráfico de densidade versus tempo de transito. Através dos pontos marcados nesse gráfico, constrói-se uma reta pelos mínimos-quadrados e desloca-se essa reta paralelamente, de tal modo que o ponto da água (densidade da água, tempo de transito da água) pertença a esta reta. O ponto da reta correspondente ao valor de densidade da matriz (medido no laboratório) corresponde ao tempo de transito da matriz, a ser utilizado na estimativa da porosidade para a camada em analise. Esta metodologia é apresentada com dados sintéticos, segundo o modelo petrofísico e avaliada em dados reais de poços testemunhados no campo de Namorado, Bacia de Campos, Brasil.Trabalho de Curso - Graduação - Monografia Acesso aberto (Open Access) Características sedimentológicas de reservatórios siliciclásticos e carbonáticos(2019) MEIGUINS, Humberto de Alencar Costa; TÁVORA, Vladimir de Araújo; http://lattes.cnpq.br/8194934037520924; LUCZYNSKI, Estanislau; http://lattes.cnpq.br/9749970886455933O estudo da porosidade e da permeabilidade dos reservatórios de hidrocarbonetos faz parte da chamada caracterização petrofísica de reservatórios, desta forma, a caracterização dos reservatórios através da determinação das propriedades das rochas é extremamente relevante para a geologia do petróleo, junto à engenharia de petróleo e à geofísica, na busca por novas jazidas de óleo e gás. Tais ferramentas fornecem parâmetros para avaliação do potencial econômico de um campo petrolífero. Nesse contexto insere-se a importância dos conhecimentos das características sedimentologicas dos reservatórios de hidrocarbonetos e sua influência sobre a porosidade e a permeabilidade. Embora existam diferentes tipos de rochas reservatórios, a maioria das reservas é encontrada em rochas areníticas e rochas carbonáticas, pois apresentam porosidade e permeabilidade adequadas à acumulação de petróleo. Enquanto arenitos são relativamente homogêneos, rochas carbonáticas podem apresentar significativas variações em relação ao tamanho e à distribuição de poros, dificultando, por exemplo, a simulação de processos de transporte de fluidos que ocorrem no meio poroso. O Brasil apresenta importantes jazidas de hidrocarbonetos líquidos e/ou gasosos, em reservatórios convencionais e não convencionais, que, ao serem explorados economicamente, podem representar importantes transformações na indústria de óleo e gás do país.Trabalho de Curso - Graduação - Monografia Acesso aberto (Open Access) Correção da argilosidade no cálculo da porosidade pelo método densidade-neutrônico(2016-05-31) LIMA, Iverson Raimundo Angelim; ANDRADE, André José Neves; http://lattes.cnpq.br/8388930487104926O Método Densidade-Neutrônico considera a presença da argila na constituição das rochas reservatório, de modo a produzir valores realistas para a porosidade. Muitas vezes, esta consideração é chamada correção da argilosidade e adota a premissa de que a argila presente na rocha reservatório é a mesma que compõe os folhelhos adjacentes, de tal modo que as médias das propriedades físicas (densidade e porosidade neutrônica) dos folhelhos adjacentes são tomadas como as propriedades da argila na rocha reservatório. Geologicamente, esta premissa assume uma continuidade deposicional, que pode não refletir as condições atuais da sequencia de camadas atravessadas pelo poço. Este TCC adota o Gráfico ΦN x ΦDcomo referencia para a proposição de um método de correção da argilosidade que não assume a continuidade deposicional dos folhelhos e rochas reservatório e toma como base para a determinação das propriedades físicas da argila presente na rocha reservatório, a média dos valores das propriedades físicas das argilas, com maior ocorrência no campo petrolífero, determinadas pelos estudos sedimentológicos. Este TCC apresenta a avaliação do método apresentado para a correção da porosidade pelo efeito da argilosidade utilizando dados sintéticos gerados pelo modelo petrofísico e dados reais de perfis obtidos em um poço perfurado no campo de Namorado, Bacia de Campos.Trabalho de Curso - Graduação - Monografia Acesso aberto (Open Access) Correção do perfil de densidade pelo efeito do alargamento do poço - identificação litológica do calcário(2016-05-31) TELES, Clauder Pereira; ANDRADE, André José Neves; http://lattes.cnpq.br/8388930487104926Um dos métodos da Geofísica de Poço mais utilizados para a identificação litológica é conhecido como método do Gráfico M-N, que é construído a partir da combinação dois a dois dos perfis de porosidade (Densidade, Porosidade Neutrônica e Sônico). Este método baseia-se na boa qualidade das medidas registradas no perfil de densidade. No entanto, em algumas situações práticas esta qualidade das medidas pode ser duvidosa, particularmente quando da ocorrência de desmoronamentos da parede do poço ou da deformação da seção transversal (ovalização) pela ação de esforços tectônicas, que resultam em um aumento ou alargamento inesperado do diâmetro original do poço. Nestes casos, a ferramenta de densidade tende a assumir a lama presente na região do alargamento como rocha, resultando em medidas pouco realistas da densidade destas rochas. Este Trabalho de Curso (TCC) estuda o efeito do alargamento do poço sobre o perfil de densidade e especificamente para o calcário, apresenta um método para a identificação deste efeito, a partir de outras combinações dois a dois dos perfis de porosidade e um método de correção do perfil de densidade nos intervalos afetados pelo alargamento do poço, com base na equação de calibração do perfil de porosidade neutrônica, que é pouco afetado pelo aumento do volume de lama frente à ferramenta. Este TCC exemplifica os métodos apresentados, quando da interpretação de camadas calcarias com o Gráfico M-N, com dados sintéticos gerados a partir do modelo petrofísico e com dados reais de perfis de porosidade e analise de testemunhos em um poço perfurado no Campo de Namorado, na Bacia de Campos.Trabalho de Curso - Graduação - Monografia Acesso aberto (Open Access) Determinação da porosidade - integração do testemunho e do perfil de densidade através da rede neural backpropagation(2008) BRITO, Daivison Nyvou Calado de; ANDRADE, André José Neves; http://lattes.cnpq.br/8388930487104926A porosidade é uma das mais importantes propriedades petrofísicas para a qualificação dos reservatórios de óleo e gás. Para estimar a porosidade nas rochas reservatórios são utilizadas duas fontes de dados, que são os testemunhos e os perfis geofísicos. A análise do testemunho que é realizada em laboratório fornece a medida direta da porosidade, enquanto que os perfis apresentam informações indiretas sobre a porosidade, mas contínuas ao longo da profundidade do poço. A porosidade e sua relação com o perfil de densidade é muito conhecida na geofísica de poço. Porém, a falta de conhecimento sobre a densidade da matriz da rocha reservatório e sobre a densidade do fluido são os principais problemas para o cálculo da porosidade. Este trabalho tem por objetivo realizar a integração ou mapeamento dos dados do perfil de densidade com os resultados da análise dos testemunhos, que produzem valores diretos da porosidade através de uma interpolação não-linear utilizando como metodologia a técnica de redes neurais treinadas com o algoritmo de backpropagation. A obtenção da porosidade com a rede neural artificial possibilita um menor custo para a aquisição dessa importante informação petrofísica, permitindo ao intérprete de perfis de poço optar ou não pela exploração de uma unidade estudada com uma visão mais completa. A aplicabilidade dessa metodologia é verificada com a utilização do perfil de densidade e valores de porosidade produzidos pela analise de testemunho para um poço perfurado no Campo de Namorado da Bacia de Campos, Brasil. Para os experimentos aqui realizados, essa metodologia exibiu estimativas de porosidade semelhantes aos valores produzidos na analise de testemunho.