Navegando por Autor "Kiam, Thiago Noboru Leite"
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TCC Análise de permeabilidade e porosidade em modelo 3D a partir de simulação numérica(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2021-09-20) Kiam, Thiago Noboru Leite; Xavier Junior, Milton Morais; 0000-0002-1043-7244; http://lattes.cnpq.br/3128669965557866; http://lattes.cnpq.br/8176148304942096; Marques, Manilo Soares; 0000-0003-4896-7301; http://lattes.cnpq.br/5254394673939816; Cabral, Francisco de Assis Olimpio; http://lattes.cnpq.br/0909335645315779Os reservatórios de recursos naturais costumam apresentar alto grau de heterogenia morfológica. O risco destrutivo durante análise laboratorial, bem como a dificuldade logística e financeira em obter e repor amostras destes reservatórios, fomentam a comunidade científica a investir em técnicas de análises menos invasivas e de melhor custo-benefício. Visando suprir estes desafios, a petrofísica computacional surge com técnica de processamento e análise digital de imagens e simulação de propriedades físicas em sistemas porosos, para estimar parâmetros e preservar a integridade das amostras analisadas. O presente trabalho tem como objetivo a simulação do escoamento de fluido em uma rocha artificial e a estimativa da porosidade e permeabilidade a partir de imagens de microtomografia de raios-X em seu sistema poroso. O trabalho inicia-se com a segmentação da sequência de imagens de raios-X de uma amostra cilíndrica, constituída pela sinterização de esferas de vidro, com resolução de voxel de 0,019751 mm por meio do software Simpleware. Visando reduzir o tempo de computação, a amostra foi recortada no formato de paralelepípedo com dimensões de 13,8257x13,8257x0,217261 mm3. Foi adotado um valor de threshold usando o método de Otsu, para efetuar a segmentação das imagens para separação das fases poro e grão. Elaborou-se a malha no tamanho grosso, contendo no total 27.482 nós. Em seguida, importou-se o arquivo em formato malha no software Comsol Multiphysics, onde adotou-se o método dos elementos finitos (M.E.F) para efetuar seus cálculos de simulação numérica. O fluido monofásico utilizado esteve em regime laminar e possui características semelhantes às da água, com densidade e viscosidade dinâmica respectivamente iguais a 1000 kg/m³ e 0,001 Pa.s. A diferença de pressão de fluido aplicada na amostra foi de 0,005 Pa. Os resultados de porosidade absoluta e permeabilidade alcançaram, respectivamente, os valores de 9,67% e 8,16 x 10-10 m², consistentes com medidas laboratoriais petrofísicas e demonstrando que a técnica pode ser promissora para o desenvolvimento de futuros trabalhos envolvendo segmentações e simulações aplicadas em rochas reais.Dissertação Aplicação de simulação numérica e aprendizado profundo utilizando imagens de micro-ct de rochas reservatório(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-05-23) Kiam, Thiago Noboru Leite; Xavier Júnior, Milton Morais; http://lattes.cnpq.br/3128669965557866; http://lattes.cnpq.br/8176148304942096; Lucena, Leandson Roberto Fernandes de; http://lattes.cnpq.br/4673404543485023; Marques, Manilo Soares; Soares, José AgneloAs rochas carbonáticas constituem importantes reservatórios de recursos minerais, entretanto, apresentam alto grau de anisotropia e heterogeneidade, com diversos tipos de poros e escalas que desafiam a indústria e a comunidade científica. Estudos petrofísicos digitais visam obter parâmetros intrínsecos da rocha por meio de imagens de microtomografia de raios-X. O presente estudo tem como objetivo a identificação dos poros e a estimativa de parâmetros petrofísicos a partir da segmentação, predição e simulação numérica 3D em imagens de rochas carbonáticas da Formação Jandaíra, Bacia Potiguar, Rio Grande do Norte, Brasil. As imagens foram adquiridas por microtomografia de raios-X, na resolução de 35 micrometros, e representam slices transversais das rochas. No pré-processamento, foi realizado o corte das imagens e a segmentação dos poros, com o método de Otsu. Para o aprendizado profundo de máquina, foram utilizados três modelos de redes neurais convolucionais aplicados nas imagens 2D de micro-CT. O simulador numérico adota o método dos elementos finitos (M.E.F) para efetuar seus cálculos. A física simulada foi configurada sendo um fluido monofásico, em estado estacionário, regime laminar, com densidade de 1000 kg/m³ e viscosidade de 0,001 Pa.s. A diferença de pressão entre a entrada e a saída desse fluido foi estabelecida em 1 Pa. Em termos de rochas digitais, os resultados foram satisfatórios e promissores. A segmentação possibilitou a classificação de estilólitos e vugs bem desenvolvidos. As estimativas petrofísicas variaram entre 0,70% e 7,99% de porosidade efetiva, e 7,79 mD e 3000 mD de permeabilidade simulada. Quanto ao aprendizado profundo, o modelo Alexnet, com critério SGD e otimizador MSE apresentou o melhor desempenho.