Made available in DSpace on 2015-03-13T17:08:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AlineGS_DISSERT.pdf: 3853241 bytes, checksum: 58a2024c558cc1fe962ac52b1b91989a (MD5) Previous issue date: 2010-04-05 / Hydraulic fracturing is an operation in which pressurised fluid is injected in the geological formation surrounding the producing well to create new permeable paths for hydrocarbons. The injection of such fluids in the reservoir induces seismic events. The measurement of this reservoir stimulation can be made by location these induced microseismic events. However, microseismic monitoring is an expensive operation because the acquisition and data interpretation system using in this monitoring rely on high signal-to-noise ratios (SNR). In general, the sensors are deployed in a monitoring well near the treated well and can make a microseismic monitoring quite an expensive operation. In this dissertation we propose the application of a new method for recording and location of microseismic events called nanoseismic monitoring (Joswig, 2006). In this new method, a continuous recording is performed and the interpreter can separate events from noise using sonograms. This new method also allows the location of seismic sources even when P and S phases onsets are not clear like in situations of 0 dB SNR. The clear technical advantage of this new method is also economically advantageous since the sensors can potentially be installed on the surface rather than in observation well. In this dissertation field tests with controlled sources were made. In the first test small explosives using fire works at 28 m (slant distances) were detected yealding magnitudes between -2.4 ≤ ML ≤ -1.6.. In a second test, we monitored perforation shots in a producing oil field. In this second test, one perforation shot was located with slant distances of 861 m and magnitude 2.4 ML. Data from the tests allow us to say that the method has potential to be used in the oil industry to monitor hydrofracture / O fraturamento hidr?ulico consiste em injetar um fluido pressurizado na forma??o em volta do po?o produtor a fim de criar novos caminhos para o hidrocarboneto fluir. A inje??o de fluido em reservat?rio de hidrocarboneto durante o processo de fraturamento hidr?ulico induz eventos micross?smicos. Medir a efici?ncia dessa estimula??o do reservat?rio pode ser feita, de forma indireta, identificando os locais afetados atrav?s da localiza??o dos microssismos induzidos. Mas hoje, isso tem um custo elevado por que o sistema de aquisi??o e interpreta??o de dados no monitoramento s?smico s? funciona bem em ambientes onde a raz?o sinal-ru?do ? consideravelmente alta, implicando na necessidade de acoplar sensores em po?os de observa??o a uma mesma profundidade do fraturamento. Nesse trabalho, propomos a aplica??o de um novo m?todo de registro e localiza??o de microssismos, o m?todo nanoss?smico (Joswig, 2006). O m?todo consiste em um monitoramento cont?nuo no tempo, deixando o usu?rio distinguir ru?dos e eventos s?smicos atrav?s da an?lise do conte?do espectral do sinal. O programa de an?lise do m?todo, HypoLine, permite a localiza??o de eventos sem fases clara de onda P e S. Dessa forma, pode-se identificar e localizar eventos de raz?o sinal - ru?do de at? 0 dB. Essa ? a principal vantagem do m?todo. Sua aplica??o para detectar microssismos induzidos por inje??o de fluido pode trazer grande retorno financeiro, caso n?o se tenha mais a necessidade de acoplar sensores a uma mesma profundidade do fraturamento hidr?ulico. Neste trabalho, testes foram realizados, onde o tempo de origem do sinal e a localiza??o da fonte eram conhecidos, a fim de conhecer a potencialidade do m?todo para aplica??o futura em monitoramento de fraturamentos hidr?ulico. Em um primeiro teste, fontes s?smicas (simuladas com fogos de artif?cios) foram localizadas a 28 m do sensor e magnitude -2.4 ≤ ML ≤ -1.6. Em um segundo teste, um monitoramento de canhoneios em um po?o de petr?leo, fonte foi detectada e localizada a uma dist?ncia do sensor de 861m com magnitude de 2.4 ML. Dados obtidos nestes testes permite dizer que o m?todo tem potencial para ser usado em monitoramento de hidrofraturas pela ind?stria do petr?leo