Resumo de eng de reservatório

Universidade Federal do Amazonas – UFAM[pic 1]

Faculdade de Tecnologia - FT

Departamento de Engenharia de Petróleo e Gás

Propriedade das rochas

Manaus/AM - 2021

Universidade Federal do Amazonas – UFAM[pic 2]

Faculdade de Tecnologia - FT

Departamento de Engenharia de Petróleo e Gás

Propriedade das rochas

João Victor de Azevedo Pereira – 21751932

[pic 3]

Manaus/AM - 2021

Sumário

Propriedades das rochas.................................................................................................4

        Porosidade...........................................................................................................4

        Compressibilidade...............................................................................................4

        Saturação de Fluidos...........................................................................................5

Permeabilidade....................................................................................................5

Capilaridade.........................................................................................................6

Referências.....................................................................................................................7

Propriedades das Rochas

Este trabalho tem como propósito apresentar informações a respeito das propriedades das rochas, que consequentemente estão diretamente ligadas as propriedades dos fluidos, pois os dois elementos estudados são de suma importância quando trata-se do estudo sobre reservatórios e seu comportamento. As rochas - reservatório, como são chamadas , possuem normalmente entre dois ou mais fluidos.  Os volumes dos fluidos contidos nas rochas, as conexões dos mesmos através delas e outras propriedades serão abordadas neste resumo.

1. Porosidade

A porosidade mede a capacidade de poder armazenar fluidos, ela se expressa relacionando os volumes dos poros da rocha e volume total da rocha. Na engenharia de reservatórios, a porosidade pode ser considerada uma propriedade de rocha bastante importante. É a propriedade da rocha em conter espaços vazios. É dividida em 4 principais ramificações:

 Porosidade absoluta: é a relação entre o volume total de vazios de uma rocha e o volume total da mesma.

Porosidade efetiva: é definida como a razão entre o volume de poros conectados e o volume total. Na engenharia de reservatórios, apenas a porosidade efetiva é de interesse. Isso se dá pois os fluidos que estão localizados em poros isolados não podem ser extraídos.

 Porosidade primária: É aquela que se desenvolveu durante a deposição do material sedimentar. É uma feição que se modifica pelo soterramento e corresponde ao volume dos poros que o a grega do sedimentar tinha no momento da deposição.

 Porosidade secundária: Como resultado de processos geológicos seguintes à conversão dos sedimentos em rochas, se obtém a porosidade secundária. As fraturas, que podem ser encontradas em arenitos e em folhelhos, são exemplos do desenvolvimento de uma porosidade secundária.

2. Compressibilidade

A porosidade das rochas sedimentares é função do grau de compactação das mesmas, e as forças de compactação são funções da máxima profundidade em que a rocha já se encontrou. Possui papel importante na produção do reservatório, pois a partir dela podemos encontrar poroso cheios de fluidos onde o fluido gera pressão sobre as paredes dos poros ( ou seja nos grãos ).

a) Compressibilidade da rocha matriz: é a variação fracional em volume do material sólido da rocha, com a variação unitária da pressão;

b) Compressibilidade total da rocha: é a variação fracional do volume total da rocha, com a variação unitária da pressão;

c) Compressibilidade dos poros: é a variação fracional do volume poroso da rocha com a variação unitária da pressão.

3. Saturação de Fluidos

Sabe-se que em espaços vazios de algum material poroso, pode-se conter algum líquido ou gás. Sendo assim , conhecer o volume poroso de uma rocha pode não ser suficiente para calcular as quantidades de óleo ou gás presentes naquele meio poroso. Precisa-se saber o percentual do volume poroso ocupado por cada fluido no meio poroso. Esses percentuais são chamados de saturação.

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