Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-16T13:48:22Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeconvolucaoPerfisPocoRede.pdf: 1991292 bytes, checksum: 11d42098d8613d8bb1eb827e88db1f71 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-06-30T14:50:28Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeconvolucaoPerfisPocoRede.pdf: 1991292 bytes, checksum: 11d42098d8613d8bb1eb827e88db1f71 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-06-30T14:50:28Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeconvolucaoPerfisPocoRede.pdf: 1991292 bytes, checksum: 11d42098d8613d8bb1eb827e88db1f71 (MD5) Previous issue date: 2006 / ANP - Agência Nacional do Petróleo / Para a indústria do petróleo, a interpretação dos perfis de poço é a principal fonte de informação sobre a presença e quantificação de hidrocarbonetos em subsuperfície. Entretanto, em duas situações as novas tecnologias, tanto em termos do processo construtivo das ferramentas, quanto da transmissão dos dados não têm justificativa econômica, ensejando a utilização de um conjunto de perfis convencionais: reavaliações de campos maduros e avaliações de campos marginais. Os procedimentos de aquisição dos perfis convencionais podem alterar o valor da propriedade física bem como a localização dos limites verticais de uma camada rochosa. Este é um antigo problema na geofísica de poço – o paradoxo entre a resolução vertical e a profundidade de investigação de uma ferramenta de perfilagem. Hoje em dia, isto é contornado através da alta tecnologia na construção das novas ferramentas, entretanto, este problema ainda persiste no caso das ferramentas convencionais como, a ferramenta de raio gama natural (GR). Apresenta-se, neste trabalho, um novo método para atenuar as alterações induzidas no perfil pela ferramenta, através da integração do clássico modelo convolucional do perfil com as redes neurais recorrentes. Assume-se que um perfil de poço pode ser representado através da operação de convolução em profundidade entre a variação da propriedade física da rocha (perfil ideal) e uma função que representa a alteração produzida sobre a propriedade física, chamada como resposta vertical da ferramenta. Assim, desenvolve-se um processamento iterativo dos perfis, o qual atua na forma da operação de deconvolução, composto por três redes neurais recorrentes. A primeira visa estimar a resposta vertical da ferramenta; a segunda procura definir os limites verticais de cada camada rochosa e a última é construída para estimar o valor real da propriedade física. Este processamento é iniciado com uma estimativa externa tanto para o perfil ideal, quanto para a resposta vertical da ferramenta. Finalmente, mostram-se as melhorias na resolução vertical e na avaliação da propriedade física produzida por esta metodologia em perfis sintéticos e em perfis reais da formação Lagunillas, bacia do Lago Maracaibo, Venezuela. / For oil industry, the logs analysis is the main information source about the presence and quantification of hydrocarbon in subsurface. However, in two situations the new logging technologies are not economically viable and conventional logging tools must be used: The reevaluation of mature oil fields and evaluation of marginal oil fields. In conventional logs its data acquisition procedure may blur the value of physical property and the vertical limits of a rock layer. We are talking about an old problem in well logging – The paradox between vertical resolution and depth of investigation of a logging tool. Nowadays it is well handling by the high technology of new tools, but this problem persists in conventional old tools, e.g. natural gamma ray log (GR). Here, we present a method to smooth this kind of linear distortion in well logs by an integration of classical well log convolution model with recurrent neural networks. We assume that a well log can be well represented by an in depth convolution operation between the variation of rock physical property (ideal log) and a function that causes the distortion, called as vertical tool response. Thus, we develop an iterative data processing, which acts as a deconvolution operation, composed by three recurrent neural networks. The first one seeks to estimate the vertical tool response; the second one search for the vertical limits definition of each rock layer and the last one is constructed to estimate the actual physical property. To start this process we supply an appropriated first guess of ideal log and vertical tool response. Finally, we show the improvements in vertical resolution and in the physical property evaluation produced by this methodology in synthetic logs and actual well log data from Lagunillas formation, Maracaibo basin, Venezuela.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-06T16:39:28Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoAnaliseSeries.pdf: 9563203 bytes, checksum: 19126d425ed2de3d0aeb62c84c46a64e (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar as palavras-chave on 2014-08-07T13:42:22Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-20T12:25:05Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoAnaliseSeries.pdf: 9563203 bytes, checksum: 19126d425ed2de3d0aeb62c84c46a64e (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-08-20T13:20:01Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoAnaliseSeries.pdf: 9563203 bytes, checksum: 19126d425ed2de3d0aeb62c84c46a64e (MD5) / Made available in DSpace on 2014-08-20T13:20:01Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoAnaliseSeries.pdf: 9563203 bytes, checksum: 19126d425ed2de3d0aeb62c84c46a64e (MD5) Previous issue date: 1993 / FADESP - Fundação de Amparo e Desenvolvimento da Pesquisa / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos / Esta tese descreve a aplicação de análise de séries temporais em perfis de poço. Através desta técnica é possível avaliar-se a repetição e a resolução vertical de perfis, e determinar-se o intervalo de amostragem e a velocidade de perfilagem ideais para diferentes perfis. A comparação entre três poços é também feita, baseada num mesmo tipo de perfil. Para tanto, na seqüência utilizada, procurou-se manter num mesmo domínio os dados cuja quantidade total de amostras (N) por perfil não ultrapassou 2048. Desses dados, foram inicialmente retirados o valor médio das amostras e o alinhamento polinomial algébrico eventualmente nelas embutido. Em seguida, foi efetuada a aplicação do ponderador cossenoidal, do filtro passa-alta, da janela Hanning, do cálculo da função coerência, do espectro de fase, da razão sinal-ruído e dos espectros de potência do sinal e do ruído, nesta ordem. Para a função coerência, fez-se necessário o cálculo dos níveis de confiança de 50%, 90% e 95%. O cálculo do primeiro nível teve por base a necessidade de se determinar a resolução vertical de alguns perfis, e dos demais, a fim de que fosse obtida uma informação referente à localização daqueles níveis para a coerência calculada. Em relação ao espectro de fase, seu cálculo surgiu da necessidade de se obter uma informação adicional a respeito dos perfis manipulados, ou seja, o conhecimento da ocorrência ou não de deslocamento relativo de profundidade entre a seção principal e a seção repetida. A razão sinal-ruído foi calculada no sentido de possibilitar a comparação, como elemento avaliador dos diversos tipos de perfis, com a coerência e o cálculo dos espectros de potência. Os espectros de potência do sinal e do ruído foram calculados para se ter mais um parâmetro de avaliação da seção repetida, já que em tese, os espectros de potência do sinal e do ruído da seção repetida devem ser iguais aos respectivos espectros da seção principal. Os dados utilizados na aplicação da metodologia proposta foram fornecidos pela PETROBRÁS e oriundos de quatro poços da Bacia Potiguar emersa. Por questões de sigilo empresarial, os poços foram identificados como poços A, B, C e D. A avaliação da repetição entre diferentes tipos de perfis indica que, para o poço A, o perfil micro-esférico (MSFL) tem repetição melhor do que o perfil de porosidade neutrônica (CNL), o qual tem, por sua vez, repetição melhor do que o perfil de raios gama normal (GR). Para os perfis do poço D, uma diminuição da velocidade de perfilagem de 550 m/h para 275 m/h é vantajosa apenas para o perfil de porosidade neutrônica. Já a velocidade de perfilagem de 920 m/h, utilizada, na obtenção dos perfis do poço C, é totalmente inadequada para os perfis de resistividade (MSFL, ILD e ILM). A diminuição do intervalo de amostragem de 0,20 m para 0,0508 m, nos perfis de raios gama e de porosidade neutrônica, e 0,0254 m para o perfil de densidade, apresenta bons resultados quando aplicada no poço D. O cálculo da resolução vertical indica, para o perfil de porosidade neutrônica, uma superioridade qualitativa em relação ao perfil de raios gama normal, ambos pertencentes ao poço A. Para o poço C, o perfil micro-esférico apresenta uma resolução vertical na mesma ordem de grandeza da resolução do perfil de raios gama do poço B, o que evidencia ainda mais a inconveniência da velocidade de perfilagem utilizada no poço C. Já para o poço D, o cálculo da resolução vertical indica uma superioridade qualitativa do perfil de densidade de alta resolução em relação ao perfil de raios gama de alta resolução. A comparação entre os poços A, B e D, levada a efeito através dos respectivos perfis de porosidade neutrônica normais, comprova que a presença de ruído aleatório, em geral, está diretamente ligada à porosidade da formação - uma maior porosidade indica uma presença maior de ruído e, por conseguinte, uma queda qualitativa no perfil obtido. A análise do espectro de fase de cada perfil indica um deslocamento em profundidade, existente entre as seções principal e repetida de todos os perfis do poço C. E isto pôde ser confirmado com a posterior superposição das seções. / This thesis describes the application of time seris analysis to wireline logs. Through this technique it is possible to evaluate both their repeatability and vertical resolution, and determine the optimum sampling interval and acquisition speed for different logs. A comparison between three wells is also made, based on the same type of log. The sequence used, is to obtain data, in the same domain, for which the number of samples (N) does not exceed 2048. For these data the mean sample value and the algebraic polynomial are determined. The following were then applied, in order: cosine taper, high pass filter, Hanning window, the calculation of the coherence function, the phase spectra, and the signal to noise ratio of the power spectra for both the signal and the noise. For the coherence function, it was necessary to calculate the level of confidence for 50 necessary to determine the vertical resolution of some logs. The others were calculated to provide information concerning the position of the levels of coherence calculated. In relation to the phase spectra, its calculation suggests it is necessary to obtain additional information in respect of the processed logs, or in other words knowledge of any relative depth shifts made between the principal and repeat sections. The signal to noise ratio was calculated to investigate the possibility of evaluating the different types of logs by making a comparison with the coherence and the calculated power spectra. The power spectra of the signal and the noise were calculated to provide one additional parameter to evaluate the repeat section. In theory the power spectra of the signal and the noise of the repeat section should be equal to their respective spectra for the principal sections. The data used in this work were provided by PETROBRAS and originated in four boles of the Potiguar Basin. These are referred to as Holes A, B, C, and D. The evaluation of the repeatability between different types of logs indicates that, for Hole A, the microspherical log (MSFL) has better repeatability than the porosity log (CNL), and that this repeats better than the gamma ray log (GR). For the logs run in Hole D, a decrease in the speed at which the logs are run, from 550 m/hr to 275 m/hr, is advantageous only for the neutron porosity log. The velocity of 920 m/hr used in Hole C is totally inadequate for the resistivity logs (MSFL, ILD, and ILM). A decrease in the sampling interval from 0.2m to 0.0508m, for the gamma ray and neutron porosity logs, and to 0.0254m for the density log, gives good results when applied to Hole D. The calculation of vertical resolution indicates, that the neutron porosity is of superior quality when compared with the natural gamma ray in Hole A. In hole C the microspherical log (MSFL) has a vertical resolution of the same order as the natural gamma ray log (GR) in Hole B. This confirms the inappropriate speed for the logs acquired in Hole C. For Hole D, the calculation of vertical resolution indicates a superior quality for the high resolution density log when compared with the high resolution gamma ray log. The comparison between Holes A, B and D, uses the respective neutron porosity logs, confirming that the presence of noise, in general, is directly linked with the porosity of the formation - a higher porosity indicates more noise and consequently, a lower quality log is obtained. Analysis of phase spectra of each log indicates a depth shift exists between the principal and repeat sections for all the logs of Hole C. This could be confirmed through superposition of the sections.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-13T12:21:24Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_ConstrucaoModeloExperimental.pdf: 4841628 bytes, checksum: bbe77f18c2aa853d7c9afd3b138a6cf5 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar os assuntos on 2014-08-07T16:20:00Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-20T13:24:14Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_ConstrucaoModeloExperimental.pdf: 4841628 bytes, checksum: bbe77f18c2aa853d7c9afd3b138a6cf5 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-08-22T16:56:03Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_ConstrucaoModeloExperimental.pdf: 4841628 bytes, checksum: bbe77f18c2aa853d7c9afd3b138a6cf5 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-08-22T16:56:03Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_ConstrucaoModeloExperimental.pdf: 4841628 bytes, checksum: bbe77f18c2aa853d7c9afd3b138a6cf5 (MD5) Previous issue date: 1990 / A ferramenta de indução tem sido, desde 1949, largamente utilizada na prospecção de petróleo pois auxilia na localização de formações que contém hidrocarbonetos. Ainda existem, porém, várias restrições quanto ao uso deste equipamento. Camadas excessivamente finas, poços preenchidos com lamas muito condutivas e grandes diâmetros de invasão são exemplos de situações onde seu desempenho não é bom. Para que se possa minimizar estas limitações é necessário o conhecimento da resposta da sonda diante de condições conhecidas. Isto pode ser feito via modelamento analógico e/ou através de modelamento numérico. O presente trabalho consiste na montagem de um sistema de modelamento analógico capaz de simular o perfil de duas bobinas coaxiais frente a meios infinitos e camadas espessas invadidas. O meio geológico é representado através de solução salina de diferentes condutividades. O fator de escala linear é igual a 20 e o equipamento executa medidas na faixa dos 50 kHz aos 100 kHz. Este sistema será utilizado em futuros estudos envolvendo disposições de bobinas diferentes das normalmente utilizadas e em estudos de outros problemas encontrados na perfilagem de indução. / The induction well-logging tool has been widely used since 1949 in petroleum exploration because it helps in determining water saturation in potential hydrocarbon zones. There are many restrictions in using this tool. Excessively thin beds, boreholes filled with conductive muds, high resistivity formations, and large invasion diameters are situations where induction log response is poor. To minimize these limitations, it is necessary to know tool response in given conditions. This can be partially acomplished by scale modeling and/or digital modeling. The present thesis describes the construction of an experimental analog model system designed to simulate the two coaxial coils induction tool in three different geological situations. The geological medium is simulated by brine solution of diferent conductivities. The linear scale factor is twenty and the frequency range of the measuring system is 50 kHz to 100 kHz. This system can be utilized in future research work with different coil arrangements from the ones currently being used by the service companies and also to study other problems encountered in induction logging.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-18T12:26:26Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeteccaoFraturasPoco.pdf: 6764040 bytes, checksum: fb2713019e47094663a20f610f82b95d (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Incluir palavras-chave on 2014-08-07T16:02:57Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-20T16:48:10Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeteccaoFraturasPoco.pdf: 6764040 bytes, checksum: fb2713019e47094663a20f610f82b95d (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-08-22T16:57:12Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeteccaoFraturasPoco.pdf: 6764040 bytes, checksum: fb2713019e47094663a20f610f82b95d (MD5) / Made available in DSpace on 2014-08-22T16:57:12Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeteccaoFraturasPoco.pdf: 6764040 bytes, checksum: fb2713019e47094663a20f610f82b95d (MD5) Previous issue date: 1992 / A aplicabilidade de uma ferramenta de indução coplanar de duas bobinas na detecção de zonas fraturadas é estudado através de modelamento reduzido em laboratório. O fator de escala escolhido foi 10 e as condutividades de campo foram representadas por soluções de Cloreto de Amônia. O modelo geológico é composto por uma rocha homogênea resistiva com porções fraturadas e não-fraturada. As resistividades de campo são 4 Ω-m e 200 Ω-m para a zona fraturada e zona não-fraturada, respectivamente. As zonas fraturadas estudadas eram verticais, a várias distâncias da parede do poço, e cruzando a perfuração com mergulhos de 0°, 45° e 60°. A maioria dos perfis foram corridos em uma freqüência de laboratório de 100 kHz. Os resultados apresentados sob a forma de perfis mostraram que a ferramenta coplanar fornece informações sobre o mergulho, espessura e distância da parede do poço, dependendo da posição relativa das bobinas e da zona fraturada. Como a ferramenta coplanar não fornece informação de toda a formação ao redor da mesma, foi sugerido a construção de um sistema de duplo acoplamento semi-nulo (DASN) e alguns perfis são apresentados. Além do maior recobrimento, essa ferramenta fornece uma "técnica de olhada rápida" (quick-look technique) para estimar o mergulho da zona fraturada qualitativamente. / The applicability of a coplanar induction two-coil system in the detection of a fractured zone is studied through reduced scale model experiments in the laboratory. The scale factor chosen was 10 and the field conductivities were represented by Amonium Chloride solutions. The geologic model was compounded by an homogeneous resistive rock with fractured and non-fractured parts. The field resistivities are 4 Ω-m and 200 Ω-m of the fractured zone and of the non-fractured zone, respectively. The fractured zones studied are vertical, at varying distances from the borehole wall and those crossing the well are dipping at 0°, 45° and 60°. The majority of the logs were run in a laboratory frequency of 100 kHz. The results presented in the form of profiles (S/P%) show that the coplanar tool gives information about the dip, thickness and distance of the borehole wall depending on the relative position of the fractured zone and axes of the coils. Some blind zones were found to exist depending upon the geometry of fractures in relation with the coplanar system. To resolve this problem, we suggested a Semi—Null Double Coupling (SNDC) System and some logs are presented. The SNDC System provides a quick-look technique to estimate qualitatively the dip of the fractured zone.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-10T13:43:12Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_ArranjosCoplanarCoaxial.pdf: 1708656 bytes, checksum: d6198612e2f0ea877bfc56118d676869 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar os assuntos on 2014-08-07T16:16:28Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-20T14:17:29Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_ArranjosCoplanarCoaxial.pdf: 1708656 bytes, checksum: d6198612e2f0ea877bfc56118d676869 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-08-22T17:01:06Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_ArranjosCoplanarCoaxial.pdf: 1708656 bytes, checksum: d6198612e2f0ea877bfc56118d676869 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-08-22T17:01:06Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_ArranjosCoplanarCoaxial.pdf: 1708656 bytes, checksum: d6198612e2f0ea877bfc56118d676869 (MD5) Previous issue date: 2007 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / A ferramenta de indução triaxial ou multicomponente foi desenvolvida recentemente para solucionar os problemas de medição da convencional perfilagem de indução em formações anisotrópicas. Neste trabalho são apresentadas as respostas da sonda de indução triaxial em reservatórios que possuem seqüências finamente laminadas de arenito e folhelho. Reservatórios como estes apresentam a conhecida anisotropia macroscópica, portanto, os resultados demonstrarão a existência de uma resistividade horizontal e outra vertical. Devido a sonda triaxial de indução apresentar dois pares de bobinas coplanares, os quais em geral fornecem os valores de resistividade vertical, este trabalho apresenta inicialmente um estudo analítico e qualitativo das respostas obtidas pelo arranjo coplanar onde o transmissor é tratado como um dipolo. Também será apresentada a solução analítica em que a bobina transmissora é considerada como um loop de dimensão finita. / The triaxial or multicomponent induction tool was recently developed to solve the problems of conventional induction logging measurements in anisotropic formations. In this work are presented the triaxial induction sonde answers in reservoirs with thinly laminated sand-shale sequences. Reservoirs as these present the known macrocospic anisotropy, therefore, the results will demonstrate to the existence of both horizontal and vertical resistivity. Due the triaxial induction sonde to present two pairs of coplanar coils, which in general provide the values of vertical resistivity, this work presents initially an analytical and qualitative study of the answers obtained for coplanar array where the transmitter is considered a dipole. Also will be presented the analytical solution where the transmitter coil is evaluated as a loop of finite dimension.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-18T11:54:03Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeteccaoContatoCamadas.pdf: 10720889 bytes, checksum: 3476f811330f5421d14e271a8e3c2428 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar os assuntos on 2014-08-07T16:18:59Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-12T12:35:41Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeteccaoContatoCamadas.pdf: 10720889 bytes, checksum: 3476f811330f5421d14e271a8e3c2428 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Rosa Silva (arosa@ufpa.br) on 2014-09-22T13:15:32Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeteccaoContatoCamadas.pdf: 10720889 bytes, checksum: 3476f811330f5421d14e271a8e3c2428 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-22T13:15:32Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeteccaoContatoCamadas.pdf: 10720889 bytes, checksum: 3476f811330f5421d14e271a8e3c2428 (MD5) Previous issue date: 1996 / PETROBRAS - Petróleo Brasileiro S.A. / Dois dos principais objetivos da interpretação petrofísica de perfis são a determinação dos limites entre as camadas geológicas e o contato entre fluidos. Para isto, o perfil de indução possui algumas importantes propriedades: É sensível ao tipo de fluido e a distribuição do mesmo no espaço poroso; e o seu registro pode ser modelado com precisão satisfatória como sendo uma convolução entre a condutividade da formação e a função resposta da ferramenta. A primeira propriedade assegura uma boa caracterização dos reservatórios e, ao mesmo tempo, evidencia os contatos entre fluidos, o que permite um zoneamento básico do perfil de poço. A segunda propriedade decorre da relação quasi-linear entre o perfil de indução e a condutividade da formação, o que torna possível o uso da teoria dos sistemas lineares e, particularmente, o desenho de filtros digitais adaptados à deconvolução do sinal original. A idéia neste trabalho é produzir um algoritmo capaz de identificar os contatos entre as camadas atravessadas pelo poço, a partir da condutividade aparente lida pelo perfil de indução. Para simplificar o problema, o modelo de formação assume uma distribuição plano-paralela de camadas homogêneas. Este modelo corresponde a um perfil retangular para condutividade da formação. Usando o perfil de entrada digitalizado, os pontos de inflexão são obtidos numericamente a partir dos extremos da primeira derivada. Isto gera uma primeira aproximação do perfil real da formação. Este perfil estimado é então convolvido com a função resposta da ferramenta gerando um perfil de condutividade aparente. Uma função custo de mínimos quadrados condicionada é definida em termos da diferença entre a condutividade aparente medida e a estimada. A minimização da função custo fornece a condutividade das camadas. O problema de otimização para encontrar o melhor perfil retangular para os dados de indução é linear nas amplitudes (condutividades das camadas), mas uma estimativa não linear para os contatos entre as camadas. Neste caso as amplitudes são estimadas de forma linear pelos mínimos quadrados mantendo-se fixos os contatos. Em um segundo passo mantem-se fixas as amplitudes e são calculadas pequenas mudanças nos limites entre as camadas usando uma aproximação linearizada. Este processo é interativo obtendo sucessivos refinamentos até que um critério de convergência seja satisfeito. O algoritmo é aplicado em dados sintéticos e reais demonstrando a robustez do método. / Two of the main objectives in petrophysical log interpretation are to determine geologic bed boundaries and fluid contacts. For these, the induction log has several important properties: it is sensitive to fluid type and distribution in the pore space, the induction measurement is accurately modeled as a convolution of formation conductivity and the tool response function. The first property assures good discrimination of the reserves and at the same time delineates oil-water contacts. This information permits a fundamental zoning of the well log. The second property follows from the quasi-linear relationship between the induction log and formation conductivity. Thus it is possible to use linear system theory, and in particular digital filter design to adaptively deconvolve the original signal. The idea in this work is to produce an algorithm capable of identifying contacts between beds traversed by a borehole, given the apparent conductivity read by an induction tool. To simplify the problem, the formation model is assumed to be a distribution of plane-parallel homogeneous beds. This model corresponds to a rectangular formation conductivity profile. Using the digitized input log, inflexion points are obtained numerically as extrema of first derivatives. This generates a first approximation of the real formation profile. This estimated profile is then convolved with the tool response function giving an estimated apparent conductivity log. A conditioned least-mean-square cost function is defined in terms of the difference between measured and estimated apparent conductivity. Minimizing the cost function yields the bed conductivities. The optimization problem of finding the best rectangular profile for induction data is linear for amplitudes (bed conductivities), but non-linear estimation for bed boundaries. In this case amplitudes are estimated by linear least-squares maintaining fixed contacts. A second pass maintains fixed amplitudes and computes small changes in bed boundaries using a linearized approximation. This processes is iterated to obtain successive refinement until a convergence criteria is satisfied. The algorithm is applied on synthetic and real data showing the robustness of the method.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-09T12:05:47Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoGravimetroPoco.pdf: 9662344 bytes, checksum: fa38b7f45df88e1e53f180b0c1508600 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Definir palavras-chave on 2014-08-06T16:16:26Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-11T14:36:39Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoGravimetroPoco.pdf: 9662344 bytes, checksum: fa38b7f45df88e1e53f180b0c1508600 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Rosa Silva (arosa@ufpa.br) on 2014-09-22T17:31:38Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoGravimetroPoco.pdf: 9662344 bytes, checksum: fa38b7f45df88e1e53f180b0c1508600 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-22T17:31:38Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoGravimetroPoco.pdf: 9662344 bytes, checksum: fa38b7f45df88e1e53f180b0c1508600 (MD5) Previous issue date: 1992 / No período de outubro a novembro de 1990, foi realizado na Bacia Sergipe-Alagoas o primeiro levantamento gravimétrico de poço no Brasil, através de um programa com a participação da Universidade Federal do Pará, a PETROBRÁS e o U.S.G.S. (United States Geological Survey). Este levantamento teve como objetivos o teste do equipamento, a resposta dos perfis gravimétricos em relação aos problemas encontrados nas bacias sedimentares brasileiras e a comparação com os dados de densidade obtidos com o perfil de densidade compensada (CDL). Os levantamentos foram realizados em três poços e os dados obtidos passaram por um processo de redução, onde os valores foram transformados para miligals e corrigidos dos efeitos de maré, deriva e terreno, para obter as densidades preliminares. Porém, a região onde foram realizados os levantamentos apresenta além do embasamento muito raso, uma seqüência evaporítica com contraste de densidade grande em relação ao resto do pacote sedimentar, gerando gradientes verticais anômalos. Estes efeitos foram então corrigidos e obtidos os valores finais de densidade. Com base em uma caracterização litológica prévia, os valores de densidade foram então comparados com o perfil CDL. Verificou-se a boa qualidade dos dados, o que permitiu o cálculo de valores de porosidade, mostrando assim possíveis intervalos de interesse à exploração de hidrocarbonetos, tanto no embasamento, reservatório mais importante, quanto no intervalo sedimentar. / The first borehole gravity survey in Brazil was carried out during October and November of 1990 in Sergipe-Alagoas basin through a joint program between the Federal University of Pará, PETROBRAS and United States Geological Survey. The principal purpose of the survey was to test the applicability of this tool in Brazilian sedimentary basins. Another purpose was to compare the borehole gravimeter (BHGM) data with existing open-hole density log (CDL). The survey was conducted in three wells in Carmópolis field and the data were transformed to miligals, corrected for tide, drift and terrain effects and preliminary density values calculated. The region in which the surveys were carried out consists of an evaporite sequence overlying basement rock ocurring relatively near the surface. The large contrast between these units and the rest of sedimentary section results in vertical gravity anomalies. It is necessary to correct the BHGM density data for these anomalies. The resulting BHGM density data were then compared to that obtained from the CDL. Furthermore, lithology parameters defined from well log data were used to calculate porosities from both the BHGM and CDL density data, showing possible new oil intervals that can be tested.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-07-14T12:15:27Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoRespostaDiferentes.pdf: 6343655 bytes, checksum: 9d709e578bbcbd072226e615633d6d33 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Definir palavras-chave on 2014-08-06T16:46:31Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-20T16:12:29Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoRespostaDiferentes.pdf: 6343655 bytes, checksum: 9d709e578bbcbd072226e615633d6d33 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-08-22T16:56:35Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoRespostaDiferentes.pdf: 6343655 bytes, checksum: 9d709e578bbcbd072226e615633d6d33 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-08-22T16:56:35Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoRespostaDiferentes.pdf: 6343655 bytes, checksum: 9d709e578bbcbd072226e615633d6d33 (MD5) Previous issue date: 1991 / A sonda de indução tem sido largamente utilizada na perfilagem de poço para detectar reservatórios através do contraste de condutividade existente entre as zonas contendo hidrocarbonetos e as zonas contendo água conata. A sonda de indução, além de auxiliar na localização de formações que contêm hidrocarbonetos, possibilita o cálculo de reservas para análise da viabilidade de exploração do reservatório. Porém, apesar do grande avanço da sonda de indução, a qual utiliza arranjo coaxial, existem várias restrições ao seu uso. Camadas delgadas, poços preenchidos com lama condutiva e invasão profunda são algumas das situações onde não é adequada a utilização da sonda de indução. Considerando as limitações da sonda de indução é que desenvolvemos em laboratório um estudo sobre as diferentes disposições de bobinas para a perfilagem de indução. O estudo consiste em comparar a resposta da sonda de arranjo de bobinas coaxiais, com a resposta da sonda de arranjo de bobinas coplanares e verificar se as respostas encontradas resolvem alguns dos problemas apresentados pela sonda de bobinas coaxiais. As respostas das sondas de diferentes disposições de bobinas foram obtidas através da montagem de um sistema de modelamento analógico simulando um poço. Para o sistema modelo foi utilizado um fator de escala linear igual a 20. Um tanque contendo soluções salinas de diferentes condutividades simulava algumas situações geológicas controladas. O sistema permitia uma variação na frequência de 50 kHz a 100 kHz. Os resultados obtidos foram satisfatórios, em virtude do arranjo de bobinas coplanares ter apresentado melhor resolução vertical que o arranjo de bobinas coaxiais. / Induction logs are frequently run in the drill holes to distinguish the zones containing hydrocarbons from those containing conate water, based on the conductivity contrast. Besides localizing these zones, the induction log can be used to calculate the hydrocarbon reserves reservoir evaluation. Most commercial induction logs use a coaxial coil system, which have poor response in thin beds, deep invasion and conductive muds. A comparative study of E.M. responses both coaxial and a coplanar coil systems was carried out for different geological situations to test the two systems in conditions where the coaxial system responds poorly. For this study, an existing analog model was modified. The model source frequency is in the range of 50 to 100 kHz. A scale factor of 20 was chosen for this study. Solutions of varying electrical conductivities, obtained using different concentrations of amonium chloride contained in various compartments in a fiber glass tank, simulated the geological models. The measurements obtained demonstrate that the coplanar coil system has a better vertical resolution than the coaxial coil system normaly used in induction logging.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-07-09T12:29:50Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoEstabilidadeMecanica.pdf: 11477602 bytes, checksum: 6af6cc1a1e5c0885abc416d0e5bdc521 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Definir palavras-chave on 2014-08-06T16:34:20Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-12T15:00:46Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoEstabilidadeMecanica.pdf: 11477602 bytes, checksum: 6af6cc1a1e5c0885abc416d0e5bdc521 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-09-19T13:25:48Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoEstabilidadeMecanica.pdf: 11477602 bytes, checksum: 6af6cc1a1e5c0885abc416d0e5bdc521 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-19T13:25:48Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoEstabilidadeMecanica.pdf: 11477602 bytes, checksum: 6af6cc1a1e5c0885abc416d0e5bdc521 (MD5) Previous issue date: 1992 / FADESP - Fundação de Amparo e Desenvolvimento da Pesquisa / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos / A análise da estabilidade mecânica de um poço pode ser feita a partir do cálculo de parâmetros elásticos da formação utilizando a densidade do meio e as velocidades de propagação das ondas compressional e cisalhante na formação rochosa, os quais podem ser obtidos de perfis geofísicos do poço. Em formações sedimentares pouco consolidadas as ferramentas de perfilagem sônica convencionais (monopolares) não conseguem registrar com acuidade a velocidade da onda cisalhante pois a primeira chegada dessa onda é camuflada pela chegada de outras ondas que podem ser mais rápidas que a onda cisalhante num poço perfurado neste tipo de formação. Medidas das velocidades sônicas são feitas em laboratório em amostras da formação, sob condições semelhantes às condições in situ, servindo como ajuste das velocidades registradas no poço pela ferramenta de perfilagem sônica. Para a análise de estabilidade da formação, perfis auxiliares são necessários como o perfil de porosidade, saturação de fluidos e perfis de composição mineralógica da formação rochosa. Exige-se ainda dados de testes de avaliação da formação e de condições do reservatório, mas que são comuns em poços de petróleo, como o teste de formação e os testes de pressurização do poço, tais como o teste de micro-fraturamento hidráulico ou o teste de absorção. A avaliação das tensões principais efetivas que atuam distante do poço, e que não são afetadas pela sua presença, é feita através da associação de um modelo de deformação elástica apropriado e o resultado do teste de pressurização disponível para o poço em estudo. Utilizando resultados clássicos da teoria da elasticidade geral pode-se calcular o campo de tensões modificado na vizinhança da parede do poço devido ao efeito da própria presença do poço ali perfurado e da diferença de pressão existente entre o interior do poço e a formação rochosa. A determinação das propriedades mecânicas da formação a partir das velocidades sônicas e a avaliação do campo de tensões assumindo um modelo elástico de deformação, supõem o meio rochoso no qual as ondas se propagam como elástico, homogêneo e isotrópico. Esta suposição representa a principal aproximação assumida pela metodologia descrita neste trabalho. De posse das propriedades mecânicas da formação e do campo de tensões que age na vizinhança do poço resta definir o critério segundo o qual a rocha sofre instabilidade mecânica quando submetida aquele campo de tensões. Isto permite determinar se, nas condições avaliadas do poço e da formação, haverá quebra da parede do poço por excesso de tensão e, se houver, qual a sua extensão. Assim o problema é como analisar o comportamento mecânico de um poço em uma formação pouco consolidada a partir de perfis geofísicos os quais podem ter problemas no registro das propriedades físicas do meio em formações deste tipo. A metodologia proposta é aplicada a dois intervalos de profundidade pertencentes a dois poços onde arenitos e folhelhos se intercalam e nos quais todos os dados necessários estão disponíveis. Os resultados obtidos mostram que, exceto quando outros mecanismos de quebra da parede do poço agem na formação, a metodologia proposta consegue com sucesso detectar zonas de ocorrência de instabilidade mecânica do poço provocadas por um campo de tensões que excede a resistência mecânica da formação. / The stability of boreholes can be evaluated from the rocks' mechanical properties, which are compared to the acting stress field using an appropriate failure criterion. The elastic parameters can be measured on rock samples in the laboratory (static parameters) or can be calculated from acoustic velocities and the formation bulk density (dynamic parameters). Dynamic elastic parameters can be obtained from wireline logs, but in poorly consolidated rocks the arrival of the shear wave is often masked by the Stoneley wave, which may travel faster and has a higher amplitude. The giant Campos basin offshore Brazil contains such rocks. We performed laboratory measurements of acoustic velocities on samples from this basin and we use them to correct the shear velocities obtained from waveform processing. Based on this we calculate elastic properties (e.g. Poisson's ratio, bulk modulus) of the rocks which we assume to be homogeneous and isotropic. Mechanical properties such as the shear, compressional and tensional strength are obtained from empirical relations with mineralogy and the elastic parameters. The stress field was evaluated using an uniaxial strain model and actual formation pressure data. From this, near-wellbore stresses were calculated using the modified Kirsch equations. The stress concentrations around the wellbore are illustrated for a number of representative cases. Wellbore failure occurs when these local stresses exceed the formation strength. Three different failure criteria were tested: The Mohr-Coulomb, the Griffith and the Fairhurst criterion. They respectively represent failure due to shear, tension and a combination of compression and tension. Actual wellbore instability was determined from the differential caliper measurement. Two sequences were analyzed, both consisting of intercalations of sands and shales. We found that the Fairhurst criterion offered the best match with the actually observed wellbore failure, and we propose it as a method to predict borehole instability for this basin.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-18T14:01:22Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeterminacaoEstatisticaContatos.pdf: 6587528 bytes, checksum: c394cb002b28d37e58355d6f8383f245 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar os assuntos on 2014-08-07T16:18:34Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-12T15:14:41Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeterminacaoEstatisticaContatos.pdf: 6587528 bytes, checksum: c394cb002b28d37e58355d6f8383f245 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-09-22T11:22:23Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeterminacaoEstatisticaContatos.pdf: 6587528 bytes, checksum: c394cb002b28d37e58355d6f8383f245 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-22T11:22:23Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeterminacaoEstatisticaContatos.pdf: 6587528 bytes, checksum: c394cb002b28d37e58355d6f8383f245 (MD5) Previous issue date: 2001 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / No interior dos reservatórios petrolíferos, o efeito da gravidade produz naturalmente a segregação dos fluidos presentes. Em razão basicamente das forças capilares não existe uma superfície definida de separação entre cada dois fluidos. No entanto, é comum na engenharia de petróleo admitir-se uma superfície convencional de separação dos fluidos. À essa superfície dá-se o nome de interface fluida ou contato fluido. A obtenção da localização dos contatos fluidos no interior dos reservatórios, como os contatos óleo-água, contatos gás-água e os contatos gás-óleo, sem a interpretação completa dos perfis geofísicos ou a realização dos procedimentos diretos dos testes de formação é um problema de difícil solução para a indústria do petróleo. O posicionamento em profundidade dos contatos pode ser utilizado para a definição dos procedimentos de completação do poço e para o posicionamento do canhoneio nos horizontes produtores dos poços verticais. Temos também a aplicação do mapeamento deste parâmetro, para os projetos e controle da perfuração no caso dos poços direcionais e horizontais, que utilizam tal informação para o posicionamento do eixo do poço no interior da zona de hidrocarboneto no reservatório, a fim de se evitar, principalmente, a produção de água. Este trabalho apresenta uma metodologia para a identificação e posicionamento dos contatos fluidos, através da aplicação da técnica da estatística multivariada, chamada de análise discriminante. Nesta aplicação, faz-se uso direto dos perfis de resistividade (RT), de raios gama natural (RG), de densidade (ρb), de porosidade neutrônica (ΦN), de caliper (Cal) e do perfil de volume de argila (Vcla), como dados de entrada no programa de análise discriminante. Para o caso de depósitos clásticos, com seqüências arenito-folhelho, a análise discriminante fornece ainda a indicação da litologia e as espessuras aparentes dos reservatórios. As curvas de perfis geofísicos aplicadas para a avaliação desta metodologia são provenientes de poços perfurados na bacia do lago Maracaibo, na Venezuela, onde, segundo estudos geológicos, existe a ocorrência de seqüências estratigráficas, com camadas de folhelhos e arenitos, sendo também confirmada a presença de hidrocarbonetos nos poços utilizados neste trabalho. / In oil reservoirs, the effect of gravity naturally produces the fluid segregation. Due to capillary forces, there is no defined surface of separation between two differents fluids. However, it is common in petroleum engineering to admit a conventional fluid separation surface, called fluid interface or fluid contact. The depth location of the fluid contacts (oil-water, gas-water and gas-oil) inside the reservoir rocks, without the complete well log interpretation or the accomplishment of the direct procedures involved in formation tests, is a petroleum industry problem. The knowledge of this parameter can be used for well completation procedures and for positioning perforating services in vertical wells. Another application of fluid contact mapping can be to control the drilling bit in directional and horizontal wells, where such information is used to maintain the well axis inside the hydrocarbon zone in order to avoid water production. We present a methodology which can identify and locate fluid contacts, through an application of the multivariate statistical technique called discriminant analysis. For clastics deposits, with sand-shale sequences, discriminant analysis may provide the indication of lithology and the apparent thicknesses of the reservoirs. The well logs applied for the evaluation of this methodology (resistivity (RT), gamma ray (RG), density (ρb), neutronic porosity (ΦN), caliper (Cal) and shaleness (Vcla) are from wells in Lake Maracaibo, Venezuela.