APLICAÇÕES DA TOMOGRAFIA COMPUTADORIZADA DE RAIOS-X NA RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO E. F. Campos e R. T. Lopes * Laboratório de Tomografia Computadorizada de Raios-X - PETROBRAS/CENPES/PDEP/TR Ilha do Fundão, Quadra 7, s/nº - Rio de Janeiro - RJ - CEP:21949-900 * Laboratório de Instrumentação Nuclear COPPE/UFRJ Caixa Postal 68.509-21945.970 - Rio de Janeiro RJ RESUMO A Tomografia Computadorizada (TC) de Raios-X, bem como outros sistemas de geração de imagens, tem sido amplamente utilizada em pesquisas na área de engenharia de petróleo para visualizar de forma não destrutiva as estruturas internas de rochas. As imagens geradas têm sido rotineiramente empregadas na avaliação de testemunhos representativos de campos petrolíferos, na seleção de amostras para análises especiais. Heterogeneidades e fraturas em amostras são facilmente identificadas, o que minimiza erros em experimentos que levarão à previsão da performance dos reservatórios. Estudos têm sido desenvolvidos na área de petrofísica, na determinação de porosidade, saturação de fluidos e permeabilidade, com o objetivo de aperfeiçoar e subsidiar a simulação de reservatórios. Na perfuração de poços, a seleção dos fluidos utilizados deve ser acompanhada de criteriosa avaliação. Equipamentos desenvolvidos especialmente para simulação das condições de campo em ensaios de laboratório reproduzem o escoamento de fluidos, monitorizados em tempo real por tomografia. Este trabalho apresenta as aplicações da Tomografia Computadorizada de Raios-X em trabalhos de pesquisa desenvolvidos no Centro de Pesquisas da Petrobras. Keywords: computed tomography, X-ray, oilfield core, porosity, fluid saturation. I. INTRODUÇÃO II. TEORIA A Tomografia Computadorizada (TC) de Raios-X é uma técnica que permite a avaliação de modo não destrutivo da estrutura interna dos objetos, baseando-se na atenuação de raios-x pela matéria. A TC foi desenvolvida na Grã-Bretanha por Hounsfield, em 1972, para diagnóstico médico. O desenvolvimento e a divulgação da técnica levou a TC a ser utilizada em outras áreas de pesquisa como engenharia de reservatórios, geologia, ciência dos materiais, etc. Na engenharia de reservatórios, a TC é usada com sucesso na caracterização de meios porosos e em experimentos com deslocamento de fluidos. Suas aplicações incluem visualização de heterogeneidades de rochas, com a determinação de porosidade e densidade [1-3], visualização de escoamentos miscíveis e imiscíveis [4-7] e determinação de saturações de fluidos em meios porosos [8]. No método de inspeção por TC, a imagem gerada preserva a informação espacial completa do objeto analisado, sendo derivada de um grande número de observações sistemáticas em diferentes ângulos, e reconstruída com o auxílio de um sistema computacional. Dados resultantes de projeções do feixe de raios-x que atravessam um objeto são obtidos de diversas direções em torno deste, e são usados para reconstruir matematicamente os coeficientes de atenuação dos elementos que compõem uma seção transversal deste objeto. Para a reconstrução da imagem, a área da seção transversal pode conceitualmente ser dividida em pequenas células de dimensões laterais x, denominadas pixels. A seção possui uma espessura determinada e constante. Logo, tal divisão pode ser compreendida pelo aspecto volumétrico, onde cada elemento discreto de volume, aqui designado voxel, possui dimensões laterais x e espessura z. Como resultado desta reconstrução, a cada voxel da imagem reconstruída é associado um número CT, o qual é proporcional ao seu coeficiente de atenuação. Para
visualização, estes números CT são associados a uma escala de cinzas ou tons de cores. Estas seções transversais podem ser adicionadas para criar uma imagem tridimensional do objeto. III. EQUIPAMENTO O sistema de Tomografia Computadorizada de Raios-X de propriedade do CENPES/PETROBRAS compreende um tomógrafo PQS de fabricação PICKER (Fig. 1), desenvolvido e comercializado para uso médico, e um software especializado na conversão e manipulação dos dados para uso na área de engenharia de reservatórios e geologia. O equipamento apresenta apenas duas modificações em sua versão original, que são: a adaptação de um sistema para posicionamento de amostras na mesa, que originalmente serviria ao posicionamento de pacientes; e a inclusão de outra mesa, também com o objetivo de suportar amostras, na parte posterior do equipamento. entanto uma limitação relacionada às variações possíveis de corrente e tensão aplicadas à geração do feixe de raios-x. O tomógrafo PQS, por exemplo, apresenta uma faixa aplicável de 100 a 140kV de tensão e 30 a 200mA de corrente. Para diagnóstico médico, estes valores são convenientes, porém quando os objetos de análise são amostras de rocha confinadas em vasos metálicos, tensões maiores do que essas permitiriam a ampliação de seu uso nas áreas de pesquisa. Por outro lado, a aplicação de tensões abaixo de 100kV favoreceria a visualização de materiais com coeficientes de atenuação muito próximos. Outro problema significante está relacionado ao efeito de endurecimento de feixe devido à absorção preferencial da porção de baixa energia do espectro de raios-x à medida que atravessa o objeto. Todos os tomógrafos médicos apresentam algum tipo de correção, mas a alta densidade da rocha em relação à do tecido humano mostra que esta correção não é adequada a este tipo de trabalho. Uma das principais vantagens do sistema diz respeito ao tempo de varredura, que pode ser completada em apenas um segundo, favorecendo a monitoração dinâmica de escoamento em meios porosos. O tamanho das amostras, uma limitação de microtomógrafos industriais, não oferece aqui maiores problemas, já que o objeto a ser analisado pode apresentar até 48cm de largura e 2m de comprimento. As imagens são resultados de uma reconstrução 512 x 512 pixels, fornecendo uma resolução de 0,5mm x 0,5mm. Esta resolução não permite a visualização de poros, mas é suficiente para ressaltar a não homogeneidade do meio poroso. A espessura de cada seção tomografada pode variar de 1 a 10 mm. V. APLICAÇÕES Figura 1. Tomógrafo PICKER Modelo PQS. IV. CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA Geralmente, os tomógrafos médicos têm sido utilizados em linhas de pesquisa devido à sua disponibilidade e relativa facilidade de operação. Podem fornecer imagens 2D de alta qualidade para uso em petrofísica e engenharia de reservatórios. Possuem no Análise de Testemunhos A aplicação mais simples que se pode associar ao uso da técnica de tomografia na indústria de petróleo é a visualização interna não-destrutiva de testemunhos, de forma a selecionar amostras representativas do reservatório para análises especiais. Neste tipo de trabalho é avaliada a integridade e a heterogeneidade do testemunho. Primeiramente, é realizada uma radiografia de todo o testemunho, para identificação da região a ser tomografada. Esta região é então examinada por tomografia, gerando imagens transversais que revelam a estrutura interna do meio poroso. A Fig. 2 apresenta um exemplo de imagens obtidas na avaliação de testemunho, acompanhadas de uma escala que associa as cores a números de CT. Cada seção é identificada por sua profundidade no reservatório.
Figura 2. Análise Tomográfica de Testemunhos; (A) Exame Radiográfico do Testemunho; (B) Seções Transversais Correspondentes à Região Marcada em Amarelo no Exame Radiográfico. Estudo da Mobilidade de Fluidos de Perfuração em Meios Porosos em Diferentes Condições de Saturação Existem linhas de pesquisa onde o objeto de estudo é a interação entre o fluido de perfuração e o meio poroso em diferentes condições de saturação água/óleo. Assim, buscase caracterizar aqueles fluidos que possam vir a agir seletivamente em zonas de água ou de óleo no reservatório de petróleo. Com este objetivo, são realizadas simulações físicas da injeção de fluidos em meios porosos com características semelhantes, mas saturados distintamente com óleo e com água. A comparação entre a profundidade de invasão dos fluidos nos dois experimentos, monitorada por tomografia, caracteriza o tipo de interação preferencial ocorrida. Toma-se como exemplo um experimento que envolve a injeção de um fluido de perfuração em um meio poroso saturado com água (Fig. 5). Por comparação dos valores médios de CT das imagens das seções transversais obtidas antes e após a injeção do fluido, observa-se a variação da atenuação no corpo de prova devido à invasão do fluido injetado. Estes valores médios apresentados na Fig. 6 mostram até que seção ocorre alteração significativa dos valores de CT, caracterizando a profundidade máxima de penetração do fluido nas condições de teste. Estudo da Interação entre Fluidos de Perfuração e Meios Porosos A escolha do tipo de fluido de perfuração adequado a uma operação de campo tem na tomografia uma ótima ferramenta de trabalho. O fluido de perfuração é constituído por partículas sólidas em suspensão em um meio líquido aquoso ou oleoso. É utilizado durante a perfuração para transporte de cascalhos, refrigeração e controle da pressão do poço. A interação entre a rocha e o fluido de perfuração é caracterizada por um processo de filtração, resultando na formação de uma camada de sólidos aderidos à parede do poço denominada reboco. Estudos são desenvolvidos para avaliação da formação e remoção de reboco e da invasão de filtrado durante a perfuração de poços de petróleo. Este tipo de estudo baseia-se na visualização e quantificação do perfil de invasão radial de fluidos de perfuração em meios porosos, em condições de vazão, pressão e temperatura controladas. As imagens tomográficas das mesmas seções obtidas antes e após injeção do fluido são ampliadas e comparadas para avaliação da espessura de reboco formada e/ou da área invadida pelo fluido injetado. Com o auxílio de um software de visualização são gerados perfis que mostram a alteração do comportamento da atenuação de raios-x pela amostra após a circulação do fluido. Exemplos destes perfis são apresentados nas Fig. 3 e 4. Figura 3. Imagem de uma Seção Transversal, Acompanhada de um Perfil Traçado na Região Indicada pela Linha, Antes da Circulação de Fluido de Perfuração.
COMPARAÇÃO DOS VALORES DE CT MÉDIOS POR SEÇÃO ANTES E APÓS INJEÇÃO DO FLUIDO 2680,0 2660,0 2640,0 2620,0 Valor de CT médio 2600,0 2580,0 2560,0 2540,0 2520,0 antes da injeção após a injeção 2500,0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 Profundidade da seção (mm) Figura 4. Imagem da Mesma Seção Transversal da Fig. 3, Acompanhada de um Perfil Traçado na Região Indicada, Após Circulação de Fluido de Perfuração. Figura 6. Comparação Entre os Valores Médios de CT das Seções Tomografadas Antes e Após Injeção do Fluido. Criação de Mapas da Porosidade A tomografia computadorizada pode ser usada para avaliação das heterogeneidades de rochas através da análise de distribuição de porosidade. Dados de porosidade média são obtidos através de ensaios petrofísicos. Para avaliar a distribuição de porosidade ao longo do meio poroso, a amostra é submetida à análise tomográfica em toda sua extensão, antes e após saturação com água destilada dopada com iodeto de potássio. De posse dos dados petrofísicos e das imagens assim obtidas, é possível com um software adequado obter mapas de distribuição de porosidade por seção tomografada, conforme apresentado na Fig. 7. Figura 5. Análises Tomográficas de um Meio Poroso Saturado com Água Após Injeção do Fluido de Perfuração.
VISUALIZAÇÃO DA FRENTE DE AVANÇO DURANTE TESTE PARA DETERMINAÇÃO DE PERMEABILIDADE RELATIVA 80,0 70,0 Saturação de água média por seção (%) 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 após a injeção de 6cc de água após a injeção de 3cc de água Figura 7. Mapa de Distribuição de Porosidade de uma Amostra de Arenito. Avaliação da Distribuição dos Fluidos em Testes de Deslocamento As curvas de permeabilidade relativa são muito importantes na modelagem do escoamento multifásico, durante a etapa de caracterização de reservatórios. Estas curvas são obtidas em laboratório, injetando-se água em uma das faces de uma amostra de rocha saturada com óleo na saturação de água residual, com monitoração da vazão e da diferença de pressão durante o escoamento. A aplicação da tomografia de raios-x nesta análise permite a monitoração da distribuição do coeficiente de saturação de fluidos durante o ensaio de escoamento. São geradas importantes informações na avaliação da estabilidade do escoamento e validação do ensaio para determinação das curvas de permeabilidade relativa. A Fig. 8 apresenta a distribuição de saturação de água ao longo do corpo de prova saturado com óleo em dois estágios de um ensaio de escoamento: após a injeção de 3cc e 6cc de água. A análise desta distribuição mostra que é possível acompanhar em tempo real a frente de avanço criada durante a injeção. 0,0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Profundidade da seção (mm) Figura 8. Distribuição da Saturação Durante a Injeção de Água. VI. CONCLUSÕES A tomografia computadorizada de raios-x é uma ferramenta bastante eficaz quando se deseja caracterizar meios porosos de forma não destrutiva ou acompanhar em tempo real testes com escoamento de fluidos. O tomógrafo de raios-x utilizado no laboratório do Centro de Pesquisas da Petrobras tem sido empregado na análise de heterogeneidades e integridades de testemunhos e outros tipos de amostras de rochas, no estudo da interação entre fluidos de perfuração e meios porosos e na avaliação das distribuições de porosidade e de fluidos em testes de deslocamento. Pelas características de seu emprego, outras aplicações podem ainda ser incorporadas aos procedimentos já desenvolvidos. Os resultados obtidos justificam o investimento no aperfeiçoamento da técnica.
REFERÊNCIAS [1] Moss, R. M. et al. Direct measurement of the constituent porosities in a dual-porosity matrix. Presented at SCA 4 th Annu. Tech. Conf., Dallas, Texas, August 14-16, SCA Pap. 9003, 1990. [2] Peters, E. J., Afzal, N. Characterization of heterogeneities in permeable media with computed tomography imaging. J. Pet. Sci. Eng., 7, p. 283-296, 1992. [3] Orsi, T. H. et al. X-ray computed tomography: a nondestructive method for quantitative analysis of sediment cores. J. Sed. Res., A64, p. 690-693, 1993. [4] Wellington, S. L., Vinegar, H. J. X-ray computerized tomography. SPE 16983, p. 885-898, 1987. [5] Withjack, E. M., Akervoll, I. Computed tomography studies of 3-D miscible displacement behavior in a laboratory five-spot model. SPE 18096, p. 435-447, 1988. [6] Peters, E. J., Hardham W. D. Visualization of fluid displacements in porous media using computed tomography imaging. J. Pet. Sci. Eng., 4, p. 155-168, 1990. [7] Hicks, Jr., P. J., Deans, H. A. An experimental study of miscible displacements in heterogeneous carbonate cores using x-ray CT. SPEFE 20492, 1994. [8] Huang, Y. et al. X-ray imaging of waterflood fluid saturations in heterogeneous rock slabs. SPE 30000, p. 483-495, 1995. ABSTRACT The X-ray Computerized Tomography (CT), as well as others imaging systems, has been widely applied in oil recovery research to the nondestructive visualization of internal rock features. The images are now being used ordinarily to investigate oilfield cores to select samples for special analysis. Heterogeneities and fractures in samples are easily identified, minimizing experimental errors and leading to the best reservoir performance predictions. Studies have been developed in the area of petrophysics to provide information about porosity, fluid saturations and permeability, in order to improve and support reservoir modeling. For drilling operation, the selection of fluids should be guaranteed by careful evaluation. Equipments specially constructed to simulate reservoir conditions in laboratory can reproduce fluid displacement, which is monitored by CT imaging. This paper presents the applications of CT scanning in studies developed at the Research and Development Center of Petrobras.