EN 4418 - Aula 06 - O papel de rochas e estruturas

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Propriedades das rochas

A natureza das rochas reservatório que contêm óleo e gás controla a quantidade de fluido armazenado nos espaços porosos dessas rochas, a habilidade desses fluidos em escoar através das rochas e outras propriedades físicas.

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Propriedades das rochas

 Porosidade;

 Permeabilidade;  Textura;

 Resistividade;

 Teor de água como uma função da pressão capilar;

 Natureza tortuosa dos interstícios ou canais entre os poros.

PROPRIEDADES DAS ROCHAS RESERVATÓRIO

O conhecimento de algumas propriedades das rochas reservatório é fundamental para que se respondam questões sobre tipos de fluidos, quantidade de fluidos, taxas de escoamento e estimativa de recuperação de fluidos. São elas:

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Propriedades das rochas

 Porosidade da rocha: medida do volume de vazios relativa ao volume total;

 Permeabilidade: habilidade das rochas em transmitir fluidos;

 Textura: determinada pela forma e esfericidade dos grãos, tamanho e variedade de grãos; orientação e disposição dos grãos e composição química.

Uma combinação específica dessas variáveis pode pode revelar informações sobre os processos diagenéticos e catagenéticos, bem como sobre os mecanismos de operação durante o transporte, a deposição, a compactação e a deformação dos materiais sedimentares.

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Propriedades das rochas

 Resistividade da rocha: a resistividade de qualquer formação à passagem de uma corrente elétrica é uma função da concentração de água na formação, bem como da resistividade da água.

Os grãos de rocha, bem como os hidrocarbonetos, são, normalmente, isolantes.

Variações na saturação de água combinadas com mudanças na resistividade dos fluidos de preenchimento criam perfis de resistividade na caracterização de poços. Esses perfis auxiliam na localização de poços produtivos.

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Porosidade

A porosidade de uma rocha reservatório é definida como aquela fração do volume total do reservatório que não é ocupada pela porção sólida do reservatório.

 Grãos de areia e partículas de materiais de carbonatos que formam os reservatórios de arenitos e carbonatos normalmente não se ajustam perfeitamente devido às suas formas altamente irregulares.

 Os vazios existentes nos vãos entre grãos, chamados de espaço

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Porosidade

Matematicamente 𝜙 = 𝑉𝑏 − 𝑉𝑔𝑟 𝑉_𝑏 = 𝑉_𝑝 𝑉_𝑏 Onde:   = porosidade, fração;

 V_b =volume total da rocha reservatório;  V_gr = volume dos grãos;

 V_p= volume dos poros.

De acordo com essa definição, a porosidade dos materiais porosos poderia apresentar qualquer valor, entretanto, para a maioria das rochas sedimentares ela é geralmente inferior a 50%.

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Porosidade

Exemplo

Uma amostra da parte central de uma rocha com 425 g de massa foi 100% saturada com água salgada com gravidade específica de 1,07 (). A nova massa foi medida em 453 g. A amostra tem 12 cm de comprimento e 4cm de diâmetro.

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Porosidade

Exemplo

O volume total da amostra é de:

𝑉_𝑏 = 𝜋 2 2 12 = 150,80𝑐𝑚2 O volume dos poros pode ser calculado como:

𝑉_𝜙 = 1

𝛾 (𝑚𝑤𝑒𝑡−𝑚𝑑𝑟𝑦) =

453 − 425

1,07 = 26,17𝑐𝑚3 E a porosidade é calculada a partir da equação:

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Porosidade

Fraser & Graton determinaram a porosidade de vários arranjos de distribuição de esferas uniformes:

 Sitemas cúbicos – 47,6% de porosidade

 Arranjo rhombohedral – 25,9% de porosidade

A porosidade dos sistemas independe do tamanho dos grãos, entretanto, se esferas menores forem misturadas às esferas dos dois sistemas, a razão entre o espaço poroso e a matriz sólida diminui.

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Porosidade

Fatores que governam a magnitude da porosidade

Empacotamento cúbico com três tamanhos de grãos (a) de formas e tamanos variados (b) esféricos

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Porosidade

A porosidade de rochas reservatório varia na faixa de 5 a 40%, sendo mais frequentes as rochas com porosidade entre 10 e 20%.

Os fatores que governam a magnitude da porosidade são:

 Uniformidade do tamanho dos grãos: uniformidade ou variedade é a gradação dos grãos. Se pequenas partículas de silte ou argila forem misturadas a maiores grãos de areia, a porosidade efetiva será reduzida de forma considerável. Esses reservatórios são referidos como sujos.

A variedade depende de, pelo menos, quatro fatores majoritários: faixa de tamanho do material, tipo de deposição, características da corrente e duração do processo sedimentar.

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Porosidade

 Grau de cimentação ou consolidação: as rochas de areia altamente cimentadas apresentam baixas porosidades, ao passo que as rochas não consolidadas apresentam porosidades elevadas. A cimentação ocorre tanto durante o processo de litificação quanto durante as alterações da rocha devido à circulação das águas subterrâneas.

O processo é essencialmente aquele de preenchimento dos espaços vazios com materiais minerais, o que reduz a porosidade. Materiais que provocam cimentação incluem: carbonato de cálcio, carbonato de magnésio, carbonato de ferro, sulfitos de ferro, argilas, limonita, hematita, dolomita e combinações desses.

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Porosidade

 Grau de compactação antes e após a deposição: a compactação tende a eliminar os vazios e espremer os fluidos para fora, aproximando as partículas minerais, especialmente nas rochas sedimentares formadas por grãos mais finos.

Essa expulsão dos fluidos por compactação a uma temperatura elevada é um mecanismo básico para migração primária de petróleo da fonte para as rochas reservatório.

É um importante processo na litificação em argilitos, xistos e rochas carbonatadas de grãos finos. Por outro lado, é desprezível em arenitos de forma compacta ou conglomerados.

Geralmente é desprezível em rochas mais profundas e antigas. Rochas carbonatadas mostram baixa evidência de compactação física.

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Porosidade

 Métodos de compactação: com o aumento da pressão de sobrecarga, os grãos de areia angulares mal selecionados mostram uma mudança progressiva de uma compressão aleatória para uma compressão mais estreita. Pode ocorrer o esmagamento ou a deformação plástica de partículas de areia

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Porosidade

Classificação da porosidade para Engenharia

Porosidade total (absoluta) Porosidade efetiva

A porosidade absoluta é medida como a razão entre o volume total de espaços vazios e o volume total da amostra (vazios + matriz), independentemente de os espaços vazios estarem ou não interconectados.

A porosidade efetiva é afetada por inúmeros fatores litológicos, tais como tipo, conteúdo e hidratação das argilas presentes nas rochas, a heterogeneidade dos tamanhos de grãos, além da compactação e cimentação. Considera apenas os poros interconectados que podem efetivamente ser explorados para extração de petróleo.

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Porosidade

Classificação geológica da porosidade

Uma vez que os sedimentos foram depositados em mares geologicamente antigos, o primeiro fluido que preencheu os espaços porosos foi a água do mar, geralmente chamada de água conata.

A classificação geológica da porosidade considera:

 se os poros se formaram quando os leitos de areia foram estabelecidos: porosidade primária; ou

 Se foram formados por processos posteriores, tais como diagênese, catagênse, tensões superficiais ou solução em águas correntes: porosidade secundária ou induzida.

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Porosidade

Classificação baseada no tempo de origem e relações de distribuição entre os espaços porosos:

 Porosidade primária: • Intercristalina

• Intergranular ou interpartículas • Planos de estratificação

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Porosidade

 Intercristalina

• Vazios entre planos de clivagem de cristais, vazios entre cristais individuais e vazios entre estruturas de cristais.

• Muitos desses poros são subcapilares, ou seja, possuem diâmetro inferior a 0,002mm.

• A porosidade encontrada em estruturas de cristais ou entre partículas de argila são chamadas de microporosidade.

• Raramente a elevada recuperação de água em alguns reservatórios de carbonato produtivos pode existir devido à presença de uma elevada microporosidade.

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Porosidade

 Intercristalina

http://www.tocadacotia.com/cotidiano/clivagem-mineralogia

Clivagem de cristais

http://www.geologyrocks.co.uk/glossary/cleavage

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Porosidade

 Intergranular ou interpatículas

• Vazios entre grãos, ou seja, vazios intersticiais de todas as formas e em todos os tipos de rochas.

• Esses vazios variam de subcapilares a supercapilares (vazios com diâmetro superior a 0,5mm)

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Porosidade

 Planos de estratificação

• Vazios de vários tipos são concentrados paralelamente aos planos de estratificação.

• Diferenças dos sedimentos depositados, de tamanhos e disposição de partículas e de ambientes deposicionais são a causa dos vazios nos planos de estratificação.

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Porosidade

 Planos de estratificação ht tp://si ge p.c pr m .g o v.br /si ti o 062/ si ti o 062. ht m http://jlemos-estpal2010.blogspot.com.br/2010_11_01_archive.html

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Porosidade

 Vazios sedimentares diversos

(a) Vazios resultantes do acúmulo de fragmentos de detritos fósseis; (b) vazios resultantes da compactação de oolitas (partículas

carbonatadas quase esféricas);

(c) Vazios do tipo vuggy ou cavernosos de tamanhos irregulares e variados formados durante o tempo de deposição;

(d) Vazios criados por organismos vivos durante o tempo de deposição.

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Porosidade

 Vazios sedimentares diversos

Vazios do tipo vuggy

http://www.searchanddiscovery.com/documents/2008/08003scholle/images/30.htm

http://en.wikipedia.org/wiki/Oolite#mediaviewer/File:OoidSurface01.jpg

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Porosidade

 Porosidade secundária

• Porosidade de dissolução; • Dolomitização;

• Porosidade de fraturas;

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Porosidade

 Porosidade de dissolução

• Canais criados devido à solubilização das rochas em soluções sob temperaturas elevadas;

• Aberturas provocadas por intempéries;

• Vazios criados por organismos e, posteriormente, alargados pelo processo de dissolução.

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Porosidade

 Dolomitização

• Processo através do qual o calcário é transformado em dolomita a partir da seguinte reação química

2CaCO₃ + Mg2+ _CaMg(CO

3) + Ca2+ Calcário Dolomita

• Carbonatos constituídos unicamente quando em contato com água com quantidades significativas de cátions de magnésio podem sofrer dolomitização;

• O volume iônico do magnésio é menor que o do cálcio, de forma que a dolomita ocupa um menor espaço, aumentando a porosidade em 12 a 13%.

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Porosidade

 Dolomitização

Calcário Dolomita

http://www.colegiodearquitetos.com.br/dicionario/2009/02/o-que-e-dolomita/ http://portaldoprofessor.mec.gov.br/fichaTecnicaAula.html?pagina=espaco%2Fvisualizar_

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Porosidade

 Porosidade de fraturas

• Vazios criados pela falha estrutural de rochas reservatório sob tensão provocada por atividades tectônicas tais como dobras e falhas.

• Incluem junções, fissuras e fraturas;

• Porosidade devido às fraturas em rochas de carbonato geralmente não excedem 1%.

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Porosidade

 Vazios secundários variados

1. Saddle reefs – aberturas nas cristas de anticlinais estreitas e com

dobras próximas. http://www.strikepointgold.com/s/QwikReport.asp?IsPopup=Y&printVersion=now&X1=439673,424771,4 ht tp://m ywe b.f ac st af f.w wu.e du /t al b o t/c dg eo l/S tr uc tur e/F o ld/F o lds 1/K ink s.h tm l

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Porosidade

2. Pitches e Flats – aberturas formadas pela separação dos leitos sob suave afundamento.

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Porosidade

3. Vazios causados por escorregamentos submarinos de brechas (breccias) e conglomerados resultantes de movimento gravidade de material do fundo do mar após litificação parcial

ht tp://pal eo ge o lo gy .bl o gsp o t.c o m .br /200 8/10 /br ec ci a.ht m l

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Porosidade

 Em reservatórios de carbonatos, a porosidade secundária é muito mais significativa que a porosidade primária.

 As dolomitas compreendem cerca de 80% dos reservatórios Norte Americanos de hidrocarbonetos;

 A porosidade primária é predominante em rochas clásticas sedimentares.

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Porosidade

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Porosidade

Descrição visual da porosidade em rochas de carbonatos

A descrição visual da geometria dos poros em rochas de carbonato, apesar de todas as novas técnicas existentes para medição da porosidade in situ, ainda é importante para estimativa dos efeitos de:  Tamanho dos grãos;

 Proporção da porosidade interpartículas;  Proporção de vazios não conectados;

 Presença de fraturas e cavidades;

 Presença ou ausência de vazios conectados na relação porosidade-permeabilidade e outros parâmetros petrofísicos de reservatórios naturalmente fraturados.

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Porosidade

LUCIA (1983) apresentou uma classificação de campo para os poros de rochas de carbonatos com base na descrição visual de uma série de parâmetros petrofísicos.

Classificação com base no tipo de partículas de carbonatos: as

partículas de interesse primário são aquelas que formam a rede de suporte da rocha, pois a porosidade interpartículas da matriz das rochas é controlada pelo tamanho das partículas:

 Depósitos dos tipos packstone e grainstone: grandes partículas de areia;

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Porosidade

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Porosidade

Conceito de suporte na definição do tamanho dos grãos em dolomitas.

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Porosidade

 Quando os cristais de dolomita formam uma rede de suporte contínua, o seu tamanho controla o tamanho dos poros conectados.

 O tamanho dos cristais de dolomita tem importância primária quando é igual ou superior ao tamanho dos grãos de sedimentos, como é observado nas rochas calcárias dolomitizadas ou nas

wackstones.

 Por outro lado, o tamanho dos grãos se torna de importância primária quando estes são maiores que os cristais de dolomita, como é comum nas rochas grainstones ou packstones.

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Porosidade

Mudstone

http://itc.gsw.edu/faculty/tweiland/sedrx.htm

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Porosidade

Wackestone tp://w ww. be g.ut exas .e du /l m o d/_ IO L-C M01/st 3 -ke .ht m ht tps :// www 2.i m pe ri al .ac .uk /e ar ths ci enc ean de ng i ne er ing /r o ck libr ar y/vi ewr ec o rd.p hp ?c ID= 5480 ht tp://t nt ec he ar ths ci enc ene ws.wor d pr ess .c o m /201 3/06 /13/ po st car d -f ro m -t he -pe rm ian -ba si n -we st -te xas -and -ne w -m exi co /

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Porosidade

Packstone

http://www2.ulg.ac.be/geolsed/TP/TP.htm

http://viewsofthemahantango.blogspot.com.br/2012/03/kloe denella-sp-ostracods-from.html

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Porosidade

Grainstone

http://ron.outcrop.org/blog/?p=571

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Porosidade

 O reconhecimento da porosidade intragranular depende do tamanho e da forma dos grãos na rocha matriz;

 Em rochas de granulação grosseira, o espaço dos poros intragranulares pode ser identificado a olho nu;

 Em rochas de granulação fina ou em dolomitas, por exemplo, os poros intragranulares são mais dificilmente identificados, sendo necessárias técnicas de microscopia para sua visualização.

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Porosidade

Saturação de fluidos

 Saturação de fluidos é a medida relativa na qual as rochas estão preenchidas com fluidos específicos. É definida como a razão entre o volume total de poros preenchidos por óleo, gás ou água e o volume total de poros da rocha.

 Dessa forma, a saturação de óleo (S_o), por exemplo, pode ser determinada como:

𝑆₀ = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 ó𝑙𝑒𝑜 𝑛𝑎 𝑟𝑜𝑐ℎ𝑎, 𝑉𝑂 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 𝑛𝑎 𝑟𝑜𝑐ℎ𝑎, 𝑉_𝑝

 Expressões similares podem ser escritas para o gás e para a água, de modo que:

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Porosidade

Uso quantitativo da porosidade

 Uma das formas mais simples de calcular o conteúdo de óleo de um reservatório é chamado de método volumétrico.

 A expressão matemática para a quantidade inicial de óleo in loco é (N em bbl):

N=7.758𝐴_𝑆 hϕ𝑆_𝑜𝑖

 Onde:

• A_s = área superficial do reservatório (Acres); • h = espessura da formação (ft);

•  = porosidade (fração);

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Porosidade

 A equação anterior fornece o volume de óleo contido na rocha porosa sob condições de pressão e temperatura de reservatório. Entretanto, o tanque de estoque superficial que é finalmente vendido para o produtor é diferente do volume líquido contido em profundidade.

 A diferença é devida às mudanças nas propriedades do óleo conforme ocorre o decréscimo da pressão e da temperatura, o que provoca a evaporação de alguns componentes voláteis, causando uma redução do volume líquido da solução.

 Essa redução volumétrica é expressa pelo fator volumétrico de formação de óleo, B_o.

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Porosidade

 O volume de estoque de óleo inicialmente contido in loco pode ser calculado como:

𝑁 = 7.758𝐴𝑆ℎ𝜙(1 − 𝑆𝑖𝑤) 𝐵_𝑂𝑖

 Onde:

• B_oi = razão entre o volume de óleo no reservatório (bbl) por volume de óleo no tanque (STB);

• S_iw = saturação por água conata.

 Na expressão considerada não há gás livre presente no espaço poroso;

 Uma vez que os reservatórios de petróleo não são homogêneos, os valores de A , h,  e S devem ser médios.

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Porosidade

Exemplo

Calcule no volume inicial de óleo in loco (N) de um reservatório se A = 1600 acres, h = 32 pés,  = 22%, S_iw = 20% e B_oi = 1,23bbl/STB.

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Porosidade

 Analogamente, o volume inicial de gás no reservatório in loco, em ft3_{, pode ser calculado como (P}

SC = 14,7 psia e Tsc = 60oF):

𝐺 = 43.560𝐴𝑆ℎ𝜙(1 − 𝑆𝑖𝑤) 𝐵_𝑔𝑖

 Onde:

• B_gi = fator de volume de formação de gás inicial (ft3_/SCF);

𝐵_𝑔𝑖 = 0,02829𝑍𝑖𝑇 𝑃_𝑖

 Onde:

• Z_i = Fator de compressibilidade inicial, calculado à pressão inicial do gás de reservatório;

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Porosidade

Exemplo

Calcule o volume inicial de gás in loco , considerando que o o reservatório tem as seguintes características:

A = 1320 acres; h = 45 ft  = 0,175 S_iw = 0,23 T = 200o_F P_i = 4000 psia Z_i = 0,916

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Porosidade

Medidas de porosidade

A porosidade pode ser medida de três formas:  Diretamente dos núcleos;

 Indiretamente a partir de cálculos geofísicos de poços;  Indiretamente a partir de dados sísmicos

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Porosidade

A porosidade pode ser medida de três formas:  Diretamente dos núcleos;

 Indiretamente a partir de cálculos geofísicos de poços;  Indiretamente a partir de dados sísmicos

Normalmente, amostras de núcleo são coletadas para medição das propriedades petrofísicas dos reservatórios. A porosidade de uma amostra de núcleo pode ser medida em laboratório a partir de diversos métodos:

 Rochas homogêneas (arenitos) – amostras de cerca 30mm3_do

núcleo

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Porosidade

Método de Washburn-Bunting

 Um dos métodos mais simples e antigo (Washburn & Bunting, 1922);

 Técnica de expansão de gases:

• Ar contido no interior dos poros da amostra é extraído quando vácuo é criado, abaixando e elevando o bulbo de mercúrio;

• A quantidade de ar extraída pode ser medida na bureta.

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Porosidade

Método de Washburn-Bunting

 Porosidade

• O volume aparente deve ser determinado de forma independente por outros métodos, que normalmente envolvem o princípio de Archimedes, por deslocamento volumétrico.

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑡𝑦 % = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝑔á𝑠 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎í𝑑𝑜

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Porosidade

Método da Lei de Boyle

 A Lei de Boyle (pV = constante) pode ser aplicada para medidas de porosidade de duas formas:

• Medida do volume dos poros selando-se a amostra em um vaso de pressão, reduzindo-se a pressão por uma quantidade conhecida e medindo-se o volume de gás contido;

• O volume do grão pode ser medido e, se o volume aparente é conhecido, a porosidade pode ser determinada.

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Porosidade

Método da Lei de Boyle

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Porosidade

Medidas de porosidade Links https://www.youtube.com/watch?v=8Wbv1xdR6NI https://www.youtube.com/watch?v=6o1zB7pi0r8 https://www.youtube.com/watch?v=P43MW-g-hOU