Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TayllandyaSP_DISSERT.pdf: 2803522 bytes, checksum: 516959be83003bd573c721b4ad05b984 (MD5) Previous issue date: 2013-11-06 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico / Nowadays, most of the hydrocarbon reserves in the world are in the form of heavy oil, ultra - heavy or bitumen. For the extraction and production of this resource is required to implement new technologies. One of the promising processes for the recovery of this oil is the Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage (ES-SAGD) which uses two parallel horizontal wells, where the injection well is situated vertically above the production well. The completion of the process occurs upon injection of a hydrocarbon additive at low concentration in conjunction with steam. The steam adds heat to reduce the viscosity of the oil and solvent aids in reducing the interfacial tension between oil/ solvent. The main force acting in this process is the gravitational and the heat transfer takes place by conduction, convection and latent heat of steam. In this study was used the discretized wellbore model, where the well is discretized in the same way that the reservoir and each section of the well treated as a block of grid, with interblock connection with the reservoir. This study aims to analyze the influence of the pressure drop and heat along the injection well in the ES-SAGD process. The model used for the study is a homogeneous reservoir, semi synthetic with characteristics of the Brazilian Northeast and numerical simulations were performed using the STARS thermal simulator from CMG (Computer Modelling Group). The operational parameters analyzed were: percentage of solvent injected, the flow of steam injection, vertical distance between the wells and steam quality. All of them were significant in oil recovery factor positively influencing this. The results showed that, for all cases analyzed, the model considers the pressure drop has cumulative production of oil below its respective model that disregards such loss. This difference is more pronounced the lower the value of the flow of steam injection / Atualmente, a maior parte das reservas de hidrocarbonetos no mundo se encontram na forma de ?leo pesado, ultra-pesado ou betume. Para a extra??o e produ??o desse recurso ? necess?ria a implanta??o de novas tecnologias. Um dos processos promissores para a recupera??o desse ?leo ? a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ESSAGD) que utiliza dois po?os horizontais paralelos, onde o injetor ? disposto acima do produtor. A realiza??o do processo se d? mediante a inje??o de um aditivo de hidrocarboneto em baixa concentra??o em conjunto com vapor. O vapor contribui com calor para redu??o da viscosidade do ?leo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tens?o interfacial entre ?leo/solvente. A principal for?a atuante neste processo ? a gravitacional e a transfer?ncia de calor ocorre por meio da condu??o, convec??o e pelo calor latente do vapor. Neste estudo foi utilizado o modelo discretizado, onde o po?o ? discretizado da mesma forma que o reservat?rio, sendo cada se??o do po?o tratada como um bloco da grade, com conex?o interblocos com o reservat?rio. O presente trabalho tem como objetivo analisar a influ?ncia da perda de carga e calor ao longo do po?o injetor no processo ES-SAGD. O modelo utilizado para estudo trata-se de um reservat?rio homog?neo, semissint?tico com caracter?sticas do Nordeste Brasileiro e as simula??es num?ricas foram realizadas atrav?s do simulador t?rmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os par?metros operacionais analisados foram: porcentagem de solvente injetado, vaz?o de inje??o de vapor, dist?ncia vertical entre os po?os e qualidade de vapor. Todos eles foram significativos no Fator de Recupera??o de ?leo. Os resultados demonstraram que, para todos os casos analisados, o modelo que considera a perda de carga apresenta produ??o acumulada de ?leo inferior ao seu respectivo modelo que desconsidera tal perda. Essa diferen?a ? mais acentuada quanto menor o valor da vaz?o de inje??o de vapor

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AngeloASO_DISSERT.pdf: 1949187 bytes, checksum: e1a09a3868062ecaf1e44bef8c6c67fb (MD5) Previous issue date: 2013-11-18 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / Ionic liquids (ILs) are organic compounds liquid at room temperature, good electrical conductors, with the potential to form as a means for electrolyte on electrolysis of water, in which the electrodes would not be subjected to such extreme conditions demanding chemistry [1]. This paper describes the synthesis, characterization and study of the feasibility of ionic liquid ionic liquid 1-methyl-3(2,6-(S)-dimethyloct-2-ene)-imidazole tetrafluoroborate (MDI-BF4) as electrolyte to produce hydrogen through electrolysis of water. The MDI-BF4 synthesized was characterized by thermal methods of analysis (Thermogravimetric Analysis - TG and Differential Scanning Calorimetry - DSC), mid-infrared spectroscopy with Fourier transform by method of attenuated total reflectance (FTIR-ATR), nuclear magnetic resonance spectroscopy of hydrogen (NMR 1H) and cyclic voltammetry (CV). Where thermal methods were used to calculate the yield of the synthesis of MDI-BF4 which was 88.84%, characterized infrared spectroscopy functional groups of the compound and the binding B-F 1053 cm-1; the NMR 1H analyzed and compared with literature data defines the structure of MDI-BF4 and the current density achieved by MDI-BF4 in the voltammogram shows that the LI can conduct electrical current indicating that the MDI-BF4 is a good electrolyte, and that their behavior does not change with the increasing concentration of water / Os l?quidos i?nicos (LIs) s?o compostos org?nicos l?quidos ? temperatura ambiente, bons condutores el?tricos, com potencial para constitu?rem como meio eletr?lito para a eletr?lise da ?gua, no qual os eletrodos n?o seriam submetidos a condi??es t?o extremas de exig?ncia qu?mica [1]. O presente trabalho descreve a s?ntese, a caracteriza??o e o estudo da viabilidade do l?quido i?nico tetrafluoroborato de 1-metil-3(2,6-(S)-dimetiloct-2-eno)-imidazol (MDI-BF4) como eletr?lito para a produ??o de hidrog?nio atrav?s da eletr?lise da ?gua. O MDI-BF4 sintetizado foi caracterizado por: m?todos t?rmicos de an?lise (An?lise Termogravim?trica - TG e Calorimetria Explorat?ria Diferencial - DSC); espectroscopia de infravermelho m?dio com transformada de Fourier pelo m?todo da reflect?ncia total atenuada (FTIR-ATR); espectroscopia de resson?ncia magn?tica nuclear de hidrog?nio (RMN 1H) e voltametria c?clica (VC). Onde os m?todos t?rmicos foram utilizadas para calcular o rendimento da s?ntese do MDI-BF4 que foi de 88,84 %; a espectroscopia de infravermelho caracterizou os grupos funcionais do composto e a liga??o B-F em 1053 cm-1; o RMN 1H analisado e comparado com dados da literatura define a estrutura do MDI-BF4 e a densidade de corrente alcan?ada pelo MDI-BF4 no voltamograma mostra que o LI consegue conduzir corrente el?trica indicando que o MDI-BF4 ? um bom eletr?lito e que seu comportamento n?o sofre altera??o com o aumento da concentra??o de ?gua

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 NataliaMMA_DISSERT.pdf: 1277437 bytes, checksum: 8ffa9b24fa37a0e3b017eb0e4b89299d (MD5) Previous issue date: 2013-09-02 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / An economical solution for cementing oil wells is the use of pre-prepared dry mixtures containing cement and additives. The mixtures may be formulated, prepared and transported to the well where is added water to be pumped.Using this method, becomes dispensable to prepare the cement mixes containing additives in the cementing operation, reducing the possibility of error. In this way, the aim of this work is to study formulations of cement slurries containing solid additives for primary cementing of oil wells onshore for typical depths of 400, 800 and 1,200 meters. The formulations are comprised of Special Class Portland cement, mineral additions and solids chemical additives.The formulated mixtures have density of 1.67 g / cm ? (14.0 lb / gal). Their optimization were made through the analysis of the rheological parameters, fluid loss results, free water, thickening time, stability test and mechanical properties.The results showed that mixtures are in conformity the specifications for cementing oil wells onshore studied depths / Uma solu??o econ?mica para a cimenta??o de po?os de petr?leo ? o emprego de pr?- misturas secas contendo cimento e aditivos s?lidos. As misturas podem ser formuladas, preparadas e transportadas para o po?o onde ser? adicionada ?gua para bombeio. Com essa metodologia, torna-se dispens?vel a prepara??o das misturas de cimento com aditivos no ato da opera??o de cimenta??o, reduzindo a possibilidade de erro. Desta forma, o objetivo desse trabalho ? estudar formula??es de pastas de cimento contendo aditivos s?lidos para a cimenta??o prim?ria de po?os de petr?leo onshore para profundidades t?picas de 400m, 800m e 1.200 metros. As formula??es s?o constitu?das de cimento Portland Classe Especial, adi??es minerais e aditivos qu?micos s?lidos. As misturas formuladas possuem massa espec?fica de 1,67 g/cm? (14,0 lb/gal). Sua otimiza??o foi feita a partir da an?lise de resultados de reologia, comportamento de perda de fluido para a forma??o, forma??o de ?gua livre ambiente, tempo de espessamento, estabilidade da mistura e comportamento mec?nico. Os resultados mostraram que as misturas se adequam ?s especifica??es para a cimenta??o de po?os de petr?leo onshore nas profundidades estudadas

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PauloECB_DISSERT.pdf: 998748 bytes, checksum: ca9ede6adc0bf3c38d53d423e9580270 (MD5) Previous issue date: 2013-04-01 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico / This work aims to obtain a low-cost virtual sensor to estimate the quality of LPG. For the acquisition of data from a distillation tower, software HYSYS ? was used to simulate chemical processes. These data will be used for training and validation of an Artificial Neural Network (ANN). This network will aim to estimate from available simulated variables such as temperature, pressure and discharge flow of a distillation tower, the mole fraction of pentane present in LPG. Thus, allowing a better control of product quality / Este trabalho tem como objetivo a obten??o de um sensor virtual de baixo custo para estimar a qualidade do GLP. Para a simula??o dos dados gerados por uma torre de destila??o foi utilizado um software que simula processos qu?micos, chamado HYSYS?. Esses dados ser?o utilizados para treinamento e valida??o de uma Rede Neural Artificial (RNA). Essa rede ter? como objetivo estimar a partir de vari?veis dispon?veis em uma simula??o, como a temperatura, press?o e vaz?o de refluxo de uma torre de destila??o, a fra??o molar de pentano presente no GLP. Possibilitando, desta forma, um melhor controle de qualidade do produto final

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AndersonLSL_DISSERT.pdf: 3992478 bytes, checksum: f60081eb3b7bc8ce8a8b75327bfcf669 (MD5) Previous issue date: 2014-02-28 / As rochas carbon?ticas ocupam, numa vis?o global, um expressivo volume da crosta terrestre. De maneira geral, pode-se dizer que essas rochas est?o presentes nas diversas unidades litoestatigr?ficas da Terra. Os reservat?rios carbon?ticos s?o reservas naturalmente fraturadas que exigem uma abordagem diferenciada na modelagem em programas de simula??o num?rica. Os modelos de dupla porosidade s?o descritos por fun??es de tranfer?ncias que modelam o fluxo de ?leo entre matriz e fraturas. Em um reservat?rio carbon?tico naturalmente fraturado o sistema de fraturas ? determinante no escoamento de fluidos dentro da reserva. Os maiores reservat?rios carbon?ticos do mundo est?o situados no Oriente M?dio e na Am?rica do Norte. As maiores reservas de ?leo brasileiras encontradas neste tipo de reservat?rio est?o localizadas nos campos do Pr?-Sal. No Pr?-Sal, um volume significativo de di?xido de carbono ? produzido juntamente com o ?leo. A disponibilidade de um volume considerav?l de di?xido de carbono derivado da produ??o de ?leo no Pr?-Sal favorece a utiliza??o dos processos de EOR (Enhanced Oil Recovery) por inje??o de g?s. O processo de inje??o de di?xido de carbono vem sendo utilizado em uma grande quantidade de projetos pelo mundo. A afinidade existente entre o ?leo e o di?xido de carbono causa uma frente misc?vel entre as duas fases causando inchamento e vaporiza??o do ?leo dentro do reservat?rio. Para o estudo, foi utilizado um modelo base de reservat?rio de dupla-porosidade, desenvolvido pela CMG para o 6? Projeto de Solu??es Comparativas da SPE, que modela sistemas de fraturas e de matriz e a tranfer?ncia de massa fluida entre elas, caracter?sticas de reservat?rios naturalmente fraturados. Foi feita uma an?lise da inje??o de diferentes vaz?es de di?xido de carbono no modelo base e em modelos semelhantes, com aumento e redu??o de 5 e 0.5 pontos nas propriedades de porosidade e permeabilidade da matriz, respectivamente, tendo a produ??o de ?leo como resultado. A inje??o de 25 milh?es de p?s c?bicos por dia de CO2 foi a vaz?o que obteve a melhor fator de recupera??o

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PatriciaRFC_DISSERT.pdf: 3052706 bytes, checksum: 187fb21e02f9cda7fb573aba65cc8c25 (MD5) Previous issue date: 2014-02-06 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / A polui??o das ?guas decorrentes do contato com os derivados de petr?leo em postos de combust?vel tem se apresentado como um problema agravante. Cada vez mais estudos relacionam problemas ambientais com essas situa??es e procuram propor algumas solu??es para o tratamento das ?guas e solos que s?o contaminados pelos compostos org?nicos: benzeno, tolueno, etilbenzeno e xilenos - BTEX, TPH e HPA S presentes nesses derivados de petr?leo. As t?cnicas eletroqu?micas vem tomando lugar de destaque nesse cen?rio, pela sua efici?ncia, baixo custo e por n?o gerar res?duos. O presente trabalho visa caracterizar o efluente proveniente de caixas separadoras de ?gua e ?leo de postos de combust?veis, bem como analisar a efici?ncia de remo??o de compostos org?nicos com diferentes tipos de pares de eletrodos sendo eles: Ti/Pt e Ti/IrO2-Ta2O5a fim de comprovar, qual par de eletrodo desempenham melhor essa fun??o. As an?lises de Carbono Org?nico Total (COT), Demanda Qu?mica de Oxig?nio (DQO), Cromatografia Gasosa (CG) e Teor de ?leos e Graxas (TOG), na amostra de ?gua coletada na sa?da caixa separadora confirmou a presen?a de compostos org?nicos em altas concentra??es no efluente, bem como comprovou a remo??o dos mesmo ap?s as 4 horas de tratamento com varia??es de corrente de 10,20,30 mA/cm2 efetuadas nesse trabalho, foi poss?vel constatar em alguns casos remo??o superiores a 99,36%

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 HeloizeSP_DISSERT.pdf: 5210676 bytes, checksum: 2206731cf8d9981475df85f8e57f31d2 (MD5) Previous issue date: 2014-03-06 / The occurrence of heavy oil reservoirs have increased substantially and, due to the high viscosity characteristic of this type of oil, conventional recovery methods can not be applied. Thermal methods have been studied for the recovery of this type of oil, with a main objective to reduce its viscosity, by increasing the reservoir temperature, favoring the mobility of the oil and allowing an increasing in the productivity rate of the fields. In situ combustion (ISC) is a thermal recovery method in which heat is produced inside the reservoir by the combustion of part of the oil with injected oxygen, contrasting with the injection of fluid that is heated in the surface for subsequent injection, which leads to loss heat during the trajectory to the reservoir. The ISC is a favorable method for recovery of heavy oil, but it is still difficult to be field implemented. This work had as an objective the parametric analysis of ISC process applied to a semi-synthetic reservoir with characteristics of the Brazilian Northeast reservoirs using vertical production and vertical injection wells, as the air flow injection and the wells completions. For the analysis, was used a commercial program for simulation of oil reservoirs using thermal processes, called Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator (STARS) from Computer Modelling Group (CMG). From the results it was possible to analyze the efficiency of the ISC process in heavy oil reservoirs by increasing the reservoir temperature, providing a large decrease in oil viscosity, increasing its mobility inside the reservoir, as well as the improvement in the quality of this oil and therefore increasing significantly its recovered fraction. Among the analyzed parameters, the flow rate of air injection was the one which had greater influence in ISC, obtaining higher recovery factor the higher is the flow rate of injection, due to the greater amount of oxygen while ensuring the maintenance of the combustion front / A ocorr?ncia de ?leos pesados e ultrapesados v?m aumentando sensivelmente e, devido ? alta viscosidade caracter?stica deste tipo de ?leo, n?o podem ser aplicados os m?todos convencionais de recupera??o. M?todos t?rmicos v?m sendo estudados para recupera??o deste tipo de ?leo, tendo como principal objetivo reduzir a sua viscosidade atrav?s do aumento da temperatura do reservat?rio, favorecendo a mobilidade do ?leo e permitindo um aumento no ?ndice de produtividade dos campos. A Combust?o in situ (CIS) ? um m?todo t?rmico de recupera??o em que o calor ? produzido dentro do reservat?rio pela combust?o de parte do ?leo com oxig?nio injetado, contrastando com a inje??o de fluido aquecido ainda na superf?cie para posterior inje??o, o que acarreta perda de calor durante o trajeto ao reservat?rio. A CIS ? um m?todo prop?cio para recupera??o de ?leo pesado, por?m ainda ? complexo de ser implementado. Este trabalho teve como objetivo a an?lise param?trica do processo CIS aplicado a um reservat?rio semissint?tico com caracter?sticas do Nordeste Brasileiro utilizando po?os verticais de produ??o e inje??o, assim como a vaz?o de inje??o de ar e as completa??es dos po?os. Para an?lise do m?todo foi utilizado um programa comercial de simula??o de reservat?rios de petr?leo usando processos t?rmicos, denominado Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator (STARS) do Computer Modelling Group (CMG). A partir dos resultados obtidos foi poss?vel comprovar a efici?ncia do processo CIS em reservat?rios de ?leo pesado atrav?s do aumento da temperatura do reservat?rio, promovendo uma grande diminui??o na viscosidade do ?leo, aumentando sua mobilidade no interior do reservat?rio, assim como a melhora na qualidade desse ?leo e aumentando assim, significativamente a sua fra??o recuperada. Dentre os par?metros analisados, a vaz?o de inje??o de ar foi a que apresentou maior influ?ncia no processo CIS, obtendo maior fator de recupera??o quanto maior a vaz?o de inje??o, sendo devido a maior quantidade de oxig?nio garantindo a manuten??o da frente de combust?o

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JofranyaWAP_DISSERT.pdf: 2973696 bytes, checksum: 2de846649570e278d51d0d67ec195c5e (MD5) Previous issue date: 2014-03-06 / After the decline of production from natural energy of the reservoir, the methods of enhanced oil recovery, which methods result from the application of special processes such as chemical injection, miscible gases, thermal and others can be applied. The advanced recovery method with alternating - CO2 injection WAG uses the injection of water and gas, normally miscible that will come in contact with the stock oil. In Brazil with the discovery of pre-salt layer that gas gained prominence. The amount of CO2 present in the oil produced in the pre-salt layer, as well as some reservoirs is one of the challenges to be overcome in relation to sustainable production once this gas needs to be processed in some way. Many targets for CO2 are proposed by researchers to describe some alternatives to the use of CO2 gas produced such as enhanced recovery, storage depleted fields, salt caverns storage and marketing of CO2 even in plants. The largest oil discoveries in Brazil have recently been made by Petrobras in the pre -salt layer located between the states of Santa Catarina and Esp?rito Santo, where he met large volumes of light oil with a density of approximately 28 ? API, low acidity and low sulfur content. This oil that has a large amount of dissolved CO2 and thus a pioneering solution for the fate of this gas comes with an advanced recovery. The objective of this research is to analyze which parameters had the greatest influence on the enhanced recovery process. The simulations were performed using the "GEM" module of the Computer Modelling Group, with the aim of studying the advanced recovery method in question. For this work, semi - synthetic models were used with reservoir and fluid data that can be extrapolated to practical situations in the Brazilian Northeast. The results showed the influence of the alternating injection of water and gas on the recovery factor and flow rate of oil production process, when compared to primary recovery and continuous water injection or continuous gas injection / O m?todo de recupera??o avan?ada com inje??o alternada WAG-CO2 utiliza da inje??o de ?gua e g?s, g?s esse normalmente misc?vel que vai entrar em contato com o banco de ?leo. No Brasil com a descoberta da camada pr?-sal esse g?s ganhou destaque. A quantidade de CO2 presente no ?leo produzido na camada pr?-sal, assim como acontece em alguns reservat?rios ? um dos desafios a serem vencidos com rela??o ? produ??o sustent?vel uma vez que esse g?s precisa ser processado de alguma maneira. Muitos os destinos para o CO2 s?o propostos por estudiosos, que descrevem algumas alternativas para uso do g?s CO2 produzido, tais como, recupera??o avan?ada, armazenamento em campos depletados, armazenamento em cavernas de sal e ainda comercializa??o do CO2 em plantas. As maiores descobertas de petr?leo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada pr?-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e Esp?rito Santo, onde se encontrou grandes volumes de ?leo leve com uma densidade em torno de 28? API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. ?leo esse que possui uma grande quantidade de CO2 dissolvido e assim uma solu??o pioneira para o destino desse g?s vem sendo a recupera??o avan?ada. O objetivo dessa pesquisa ? analisar quais os par?metros que tiveram maior influ?ncia no processo de recupera??o avan?ada. As simula??es foram realizadas utilizando o m?dulo GEM da Computer Modelling Group, com o objetivo de realizar estudos do m?todo de recupera??o avan?ada em quest?o. Para a realiza??o deste trabalho, modelos semi-sint?ticos foram utilizados com dados de reservat?rio e fluidos que podem ser extrapolados para situa??es pr?ticas do Nordeste brasileiro. Os resultados mostraram a influ?ncia do processo de inje??o alternada de ?gua e g?s sobre o fator de recupera??o e vaz?o de produ??o de ?leo, quando comparados ? recupera??o prim?ria e inje??o cont?nua de ?gua ou inje??o cont?nua de g?s

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RobertoEPB_DISSERT.pdf: 1009635 bytes, checksum: 353b50f5c3e1f13817d981d7d7a2bb6d (MD5) Previous issue date: 2014-08-19 / The petroleum production pipeline networks are inherently complex, usually decentralized systems. Strict operational constraints are applied in order to prevent serious problems like environmental disasters or production losses. This paper describes an intelligent system to support decisions in the operation of these networks, proposing a staggering for the pumps of transfer stations that compose them. The intelligent system is formed by blocks which interconnect to process the information and generate the suggestions to the operator. The main block of the system uses fuzzy logic to provide a control based on rules, which incorporate knowledge from experts. Tests performed in the simulation environment provided good results, indicating the applicability of the system in a real oil production environment. The use of the stagger proposed by the system allows a prioritization of the transfer in the network and a flow programming / As redes de escoamento da produ??o de petr?leo s?o sistemas comumente descentralizados, inerentemente complexos. Restri??es operacionais r?gidas s?o aplicadas para evitar problemas graves, como desastres ambientais ou perdas de produ??o. Este trabalho descreve um sistema inteligente para auxiliar as decis?es na opera??o dessas malhas, propondo um escalonamento das bombas das esta??es de transfer?ncia que a comp?em. O sistema inteligente ? formado por blocos, que se interligam para processar a informa??o e gerar as sugest?es para o operador. O bloco principal do sistema utiliza a l?gica fuzzy para prover um controle baseado em regras, que incorporam o conhecimento de especialistas. Os testes realizados em ambiente de simula??o obtiveram bons resultados, indicando a aplicabilidade do sistema em um ambiente real de produ??o de petr?leo. O uso do escalonamento proposto pelo sistema permite uma prioriza??o da transfer?ncia na rede e uma programa??o do escoamento

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 IsabelleTS_DISSERT.pdf: 9676896 bytes, checksum: 211bb77ead98d9be0d4a700bc3a80049 (MD5) Previous issue date: 2014-06-04 / Universidade Federal do Rio Grande do Norte / The Rio do Peixe Basin represents a main basin of northeastern Brazil and pioneering work positioned the rocks of this basin in the Early Cretaceous. However, a recent study, based on integrated pollen analysis from three wells, found an unprecedented siliciclastic sedimentary section, in the region, of early Devonian age. Therefore, the present study aims a detailed petrographic and petrological analysis of this devonian section, in the Rio do Peixe Basin and proposes a diagenetic evolution, to understand the characteristics of the porous system, identify the main reservoir petrofacies with the main factors impacting on the quality of these rocks as reservoirs and a quick study on the provenance of this section. The petrographic study was based on samples obtained from subsurface and surface. The diagenetic evolution of petrofacies and its identification were based only on subsurface samples and the study of provenance was based on surface samples. The thin sections were prepared from sandstones, pelites and sandstones intercalated with pelites. The original detrital composition for this section is arcosean and the main diagenetic processes that affected these rocks occur in various depths and different conditions, which resulted in extensive diagenetic variety. The following processes were identified: early fracture and healing of grains; albitization of K-feldspar and plagioclase; siderite; precipitation of silica and feldspar; mechanical infiltration of clay and its transformation to illite/esmectite and illite; autigenesis of analcime; dissolution; autigenesis of chlorite; dolomite/ferrous dolomite/anquerite; apatite; calcite; pyrite; titanium minerals and iron oxide-hidroxide. The occurrence of a recently discovered volcanism, in the Rio do Peixe Basin, may have influenced the diagenetic evolution of this section. Three diagenetic stages affected the Devonian section: eo, meso and telodiagenesis. This section is compositionally quite feldspathic, indicating provenance from continental blocks, between transitional continental and uplift of the basement. From this study, we observed a wide heterogeneity in the role of the studied sandstones as reservoirs. Seven petrofacies were identified, taking into account the main diagenetic constituent responsible for the reduction of porosity. It is possible that the loss of original porosity was influenced by intense diagenesis in these rocks, where the main constituent for the loss of porosity are clays minerals, oxides and carbonate cement (calcite and dolomite) / A Bacia do Rio do Peixe corresponde a uma das principais bacias interiores do Nordeste do Brasil e trabalhos pioneiros posicionaram as rochas pertencentes a esta bacia, no Cret?ceo Inferior. Entretanto, um estudo mais recente, baseado na an?lise palinol?gica integrada entre tr?s po?os, verificou a exist?ncia de uma se??o sedimentar silicicl?stica, in?dita na regi?o, de idade eodevoniana. Portanto, o presente trabalho tem como objetivo realizar uma an?lise petrogr?fica e petrol?gica detalhada dessa se??o devoniana rec?m-descoberta na Bacia do Rio do Peixe e sugerir uma evolu??o diagen?tica, a fim de auxiliar no entendimento das caracter?sticas do sistema poroso, identificar as principais petrof?cies de reservat?rios, juntamente com os principais fatores impactantes na qualidade das mesmas e um breve estudo sobre a proveni?ncia dos sedimentos desta bacia. O estudo petrogr?fico foi baseado em amostras de subsuperficie e superf?cie, tendo a interpreta??o da evolu??o diagen?tica e a identifica??o das petrof?cies sido baseadas, apenas, nas amostras de subsuperf?cie. As l?minas petrogr?ficas foram confeccionadas a partir de arenitos, pelitos e arenitos intercalados por pelitos. A composi??o detr?tica original dessa se??o ? arcoseana e os principais processos diagen?ticos que a afetaram ocorreram em diversas profundidades e diferentes condi??es, o que resultou na grande variedade diagen?tica de processos: faturamento precoce e cicatriza??o de gr?os; albitiza??o dos K-feldspatos e plagiocl?sios; siderita; precipita??o de s?lica e feldspato; infiltra??o mec?nica de argila e transforma??o da mesma em ilita/esmectita e ilita; analcima; autig?nese de analcima; dissolu??o; precipita??o de caulinita; compacta??o mec?nica e qu?mica; autig?nese de clorita, dolomita/dolomita ferrosa/anquerita, apatita, calcita, pirita, minerais de tit?nio e ?xido/hidr?xido de ferro. A ocorr?ncia de vulcanismo rec?m-descoberto na Bacia do Rio do Peixe pode ter influenciado a evolu??o diagen?tica desta se??o. Foram identificados tr?s est?gios diagen?ticos: eo-, meso- e telodiag?nese. Essa se??o ? composicionalmente bastante feldsp?tica, indicando proveni?ncia de blocos continentais, entre o continental transicional a soerguimento do embasamento. A partir desse estudo, foi poss?vel verificar uma heterogeneidade no papel como reservat?rio dos arenitos estudados, sendo poss?vel a separa??o de sete petrof?cies, identificadas a partir do principal constituinte diagen?tico respons?vel pela redu??o da porosidade. A perda da porosidade original foi influenciada pela diag?nese intensa nessas rochas, sobretudo pela autig?nese de argilominerais, ?xidos e carbonatos (calcita e dolomita)