Artigo Anais II CONEPETRO

ANAIS de Evento

ISSN: 2446-8339

ANÁLISE DA DISTRIBUIÇÃO DO TAMANHO DE POROS APLICADO A ROCHA RESERVATÓRIO UTILIZANDO IMAGEJ

Palavra-chaves: RESERVATÓRIOS, POROSIDADE, GAUSSIANA Pôster (PO) Engenharia de Reservatórios
"2016-08-10 00:00:00" // app/Providers/../Base/Publico/Artigo/resources/show_includes/info_artigo.blade.php
App\Base\Administrativo\Model\Artigo {#1843 // app/Providers/../Base/Publico/Artigo/resources/show_includes/info_artigo.blade.php
  #connection: "mysql"
  +table: "artigo"
  #primaryKey: "id"
  #keyType: "int"
  +incrementing: true
  #with: []
  #withCount: []
  +preventsLazyLoading: false
  #perPage: 15
  +exists: true
  +wasRecentlyCreated: false
  #escapeWhenCastingToString: false
  #attributes: array:35 [
    "id" => 26792
    "edicao_id" => 56
    "trabalho_id" => 80
    "inscrito_id" => 933
    "titulo" => "ANÁLISE DA DISTRIBUIÇÃO DO TAMANHO DE POROS APLICADO A ROCHA RESERVATÓRIO UTILIZANDO IMAGEJ"
    "resumo" => "As propriedades macroscópicas; porosidade e permeabilidade das rochas são requisitos fundamentais para a formação de reservatórios de petróleo. O petróleo, por possuir uma densidade média inferior a das rochas que constituem o subsolo, tende a migrar das rochas geradoras para a superfície. Se, no caminho, o óleo encontrar uma camada impermeável (armadilhas) que impeça a sua migração e uma estrutura porosa e permeável (reservatório) que faça o seu confinamento, acaba se formando um reservatório, exemplos de rocha-reservatório são os arenitos, calcarenitos, rochas sedimentares permeáveis com porosidade intergranular, folhelhos e carbonatos com fraturas.  Já dentro dos reservatórios, os fluidos irão se organizar de acordo com as suas respectivas densidades e a distribuição do tamanho dos poros na rocha. A porosidade são espaços vazios no interior da rocha que dependem da forma, arrumação e variação de tamanho dos grãos, além do grau de cimentação da rocha, enquanto a permeabilidade é a capacidade da rocha de transmitir fluido, dependendo principalmente da quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros. O objetivo desse trabalho é obter dados do tamanho dos poros de uma rocha reservatório a partir do tratamento de imagens, foi usado o software imagej que por sua vez realiza o tratamento através de uma binarização que consiste na conversão de uma imagem com níveis de cinza para uma imagem com representação binária, como resultado obteve-se a média e o desvio padrão das propriedades geométricas em PDF (Gaussiana) dos poros da rocha reservatório. Foram usadas três médias em pixels das três imagens tratadas, com valores de 3,3;5,2 e 5,9 e a partir desses valores e dos seus respectivos desvios padrões (1,6;3,2;2,4) foi possível chegar ao resultado de heterogeneidade do tamanho dos raios dos poros da pedra pomes devido às variações encontradas em relação às médias dos tamanhos desses raios."
    "modalidade" => "Pôster (PO)"
    "area_tematica" => "Engenharia de Reservatórios"
    "palavra_chave" => "RESERVATÓRIOS, POROSIDADE, GAUSSIANA"
    "idioma" => "Português"
    "arquivo" => "TRABALHO_EV052_MD4_SA2_ID933_14062016114139.pdf"
    "created_at" => "2020-05-28 15:53:12"
    "updated_at" => "2020-06-09 19:41:31"
    "ativo" => 1
    "autor_nome" => "RAYSSA DA COSTA CABRAL"
    "autor_nome_curto" => "RAYSSA CABRAL"
    "autor_email" => "rayssacabralc@outlook.com"
    "autor_ies" => "CENTRO UNIVERSITÁRIO TIDARENTES"
    "autor_imagem" => ""
    "edicao_url" => "anais-ii-conepetro"
    "edicao_nome" => "Anais II CONEPETRO"
    "edicao_evento" => "II Congresso Nacional de Engenharia de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis"
    "edicao_ano" => 2016
    "edicao_pasta" => "anais/conepetro/2016"
    "edicao_logo" => "5e49f11bb3d0b_16022020224915.jpg"
    "edicao_capa" => "5f18491397631_22072020111131.jpg"
    "data_publicacao" => null
    "edicao_publicada_em" => "2016-08-10 00:00:00"
    "publicacao_id" => 23
    "publicacao_nome" => "Revista CONEPETRO"
    "publicacao_codigo" => "2446-8339"
    "tipo_codigo_id" => 1
    "tipo_codigo_nome" => "ISSN"
    "tipo_publicacao_id" => 1
    "tipo_publicacao_nome" => "ANAIS de Evento"
  ]
  #original: array:35 [
    "id" => 26792
    "edicao_id" => 56
    "trabalho_id" => 80
    "inscrito_id" => 933
    "titulo" => "ANÁLISE DA DISTRIBUIÇÃO DO TAMANHO DE POROS APLICADO A ROCHA RESERVATÓRIO UTILIZANDO IMAGEJ"
    "resumo" => "As propriedades macroscópicas; porosidade e permeabilidade das rochas são requisitos fundamentais para a formação de reservatórios de petróleo. O petróleo, por possuir uma densidade média inferior a das rochas que constituem o subsolo, tende a migrar das rochas geradoras para a superfície. Se, no caminho, o óleo encontrar uma camada impermeável (armadilhas) que impeça a sua migração e uma estrutura porosa e permeável (reservatório) que faça o seu confinamento, acaba se formando um reservatório, exemplos de rocha-reservatório são os arenitos, calcarenitos, rochas sedimentares permeáveis com porosidade intergranular, folhelhos e carbonatos com fraturas.  Já dentro dos reservatórios, os fluidos irão se organizar de acordo com as suas respectivas densidades e a distribuição do tamanho dos poros na rocha. A porosidade são espaços vazios no interior da rocha que dependem da forma, arrumação e variação de tamanho dos grãos, além do grau de cimentação da rocha, enquanto a permeabilidade é a capacidade da rocha de transmitir fluido, dependendo principalmente da quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros. O objetivo desse trabalho é obter dados do tamanho dos poros de uma rocha reservatório a partir do tratamento de imagens, foi usado o software imagej que por sua vez realiza o tratamento através de uma binarização que consiste na conversão de uma imagem com níveis de cinza para uma imagem com representação binária, como resultado obteve-se a média e o desvio padrão das propriedades geométricas em PDF (Gaussiana) dos poros da rocha reservatório. Foram usadas três médias em pixels das três imagens tratadas, com valores de 3,3;5,2 e 5,9 e a partir desses valores e dos seus respectivos desvios padrões (1,6;3,2;2,4) foi possível chegar ao resultado de heterogeneidade do tamanho dos raios dos poros da pedra pomes devido às variações encontradas em relação às médias dos tamanhos desses raios."
    "modalidade" => "Pôster (PO)"
    "area_tematica" => "Engenharia de Reservatórios"
    "palavra_chave" => "RESERVATÓRIOS, POROSIDADE, GAUSSIANA"
    "idioma" => "Português"
    "arquivo" => "TRABALHO_EV052_MD4_SA2_ID933_14062016114139.pdf"
    "created_at" => "2020-05-28 15:53:12"
    "updated_at" => "2020-06-09 19:41:31"
    "ativo" => 1
    "autor_nome" => "RAYSSA DA COSTA CABRAL"
    "autor_nome_curto" => "RAYSSA CABRAL"
    "autor_email" => "rayssacabralc@outlook.com"
    "autor_ies" => "CENTRO UNIVERSITÁRIO TIDARENTES"
    "autor_imagem" => ""
    "edicao_url" => "anais-ii-conepetro"
    "edicao_nome" => "Anais II CONEPETRO"
    "edicao_evento" => "II Congresso Nacional de Engenharia de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis"
    "edicao_ano" => 2016
    "edicao_pasta" => "anais/conepetro/2016"
    "edicao_logo" => "5e49f11bb3d0b_16022020224915.jpg"
    "edicao_capa" => "5f18491397631_22072020111131.jpg"
    "data_publicacao" => null
    "edicao_publicada_em" => "2016-08-10 00:00:00"
    "publicacao_id" => 23
    "publicacao_nome" => "Revista CONEPETRO"
    "publicacao_codigo" => "2446-8339"
    "tipo_codigo_id" => 1
    "tipo_codigo_nome" => "ISSN"
    "tipo_publicacao_id" => 1
    "tipo_publicacao_nome" => "ANAIS de Evento"
  ]
  #changes: []
  #casts: array:14 [
    "id" => "integer"
    "edicao_id" => "integer"
    "trabalho_id" => "integer"
    "inscrito_id" => "integer"
    "titulo" => "string"
    "resumo" => "string"
    "modalidade" => "string"
    "area_tematica" => "string"
    "palavra_chave" => "string"
    "idioma" => "string"
    "arquivo" => "string"
    "created_at" => "datetime"
    "updated_at" => "datetime"
    "ativo" => "boolean"
  ]
  #classCastCache: []
  #attributeCastCache: []
  #dates: []
  #dateFormat: null
  #appends: []
  #dispatchesEvents: []
  #observables: []
  #relations: []
  #touches: []
  +timestamps: false
  #hidden: []
  #visible: []
  +fillable: array:13 [
    0 => "edicao_id"
    1 => "trabalho_id"
    2 => "inscrito_id"
    3 => "titulo"
    4 => "resumo"
    5 => "modalidade"
    6 => "area_tematica"
    7 => "palavra_chave"
    8 => "idioma"
    9 => "arquivo"
    10 => "created_at"
    11 => "updated_at"
    12 => "ativo"
  ]
  #guarded: array:1 [
    0 => "*"
  ]
}
Publicado em 10 de agosto de 2016

Resumo

As propriedades macroscópicas; porosidade e permeabilidade das rochas são requisitos fundamentais para a formação de reservatórios de petróleo. O petróleo, por possuir uma densidade média inferior a das rochas que constituem o subsolo, tende a migrar das rochas geradoras para a superfície. Se, no caminho, o óleo encontrar uma camada impermeável (armadilhas) que impeça a sua migração e uma estrutura porosa e permeável (reservatório) que faça o seu confinamento, acaba se formando um reservatório, exemplos de rocha-reservatório são os arenitos, calcarenitos, rochas sedimentares permeáveis com porosidade intergranular, folhelhos e carbonatos com fraturas. Já dentro dos reservatórios, os fluidos irão se organizar de acordo com as suas respectivas densidades e a distribuição do tamanho dos poros na rocha. A porosidade são espaços vazios no interior da rocha que dependem da forma, arrumação e variação de tamanho dos grãos, além do grau de cimentação da rocha, enquanto a permeabilidade é a capacidade da rocha de transmitir fluido, dependendo principalmente da quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros. O objetivo desse trabalho é obter dados do tamanho dos poros de uma rocha reservatório a partir do tratamento de imagens, foi usado o software imagej que por sua vez realiza o tratamento através de uma binarização que consiste na conversão de uma imagem com níveis de cinza para uma imagem com representação binária, como resultado obteve-se a média e o desvio padrão das propriedades geométricas em PDF (Gaussiana) dos poros da rocha reservatório. Foram usadas três médias em pixels das três imagens tratadas, com valores de 3,3;5,2 e 5,9 e a partir desses valores e dos seus respectivos desvios padrões (1,6;3,2;2,4) foi possível chegar ao resultado de heterogeneidade do tamanho dos raios dos poros da pedra pomes devido às variações encontradas em relação às médias dos tamanhos desses raios.

Compartilhe:

Visualização do Artigo


Deixe um comentário

Precisamos validar o formulário.