Orientador: Antonio Claudio de França Correa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-17T18:18:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Vidal_JoseOliveira_M.pdf: 5238953 bytes, checksum: c80a390f5de0accc740495bdb2e59243 (MD5) Previous issue date: 1989 / Resumo: Este trabalho apresenta um método para interpretação de teste de pressão em poços não surgentes (ou DST). O método faz um ajuste dos dados de campo com os dados gerados por modelo teórico de reservatório, usando uma técnica de regressão irrestrita, não linear sob o critério dos quadrados mínimos, acoplado a um algoritmo de inversão numérica de transformada de Laplace para os dados de pressão de fluxo e estática. Obteve-se a solução da pressão no poço por técnica de transformadas de Laplace, modelando o teste de formação como sendo um "slug test" com uma mudança brusca de estocagem. Os gradientes de pressão necessários para implementar a técnica de regressão foram determinados analiticamente e depois invertidos numericamente para o espaço real usando o algoritmo de Stehfest. Analisou-se o período de fluxo, o período de estática e ambos os períodos simultaneamente (um ciclo completo) do teste de formação para o caso de um reservatório homogêneo, infinito com fluxo radial para o poço e incluindo os efeitos de estocagem e "skin" (positivo ou negativo). Esta analise fornece a pressão estática inicial do reservatório. a permeabilidade da formação e o dano no poço. Atribuiu-se pesos individuais aos dados de pressão vs tempo para compensar os efeitos de flutuação devido instabilidade dos registradores de pressão. Analisou-se testes com dados reais e simulados para ilustrar a aplicação do método e verifico u-se os resultados com um algoritmo de diferenças finitas. Embora não seja necessária a determinação da vazão de fluxo para esta analise. é de vital importância a estimativa da densidade média dos fluidos produzidos. Este método reduz o tempo gasto para analise do teste e elimina a subjetividade da interpretação / Abstract: This papel presents a method for automatic interpretation of drillstem tests when produced fluids do not fill the drillstrinq. The method matches the field data with theoretical reservoir models using an unconstrained, nonlinear, least-squares regression technique coupled with numerical Laplace inversion of both flowing and shut in pressures. The solution for the pressure at the wellbore has been obtained by Laplace transformation. by modeling a drillstem test as a slug test with a step change in wellbore storage. The parameter gradients needed to implement the regression technique were determined analytically and then numerically inverted to real space using the Stehfest algorithm. Analysis of the flow period. of the shut in period and of both periods (one complete cycle) of a drillstem test were done for a single, homogeneous and infinite system with wellbore storage and skin effect (both positive and negative). This analysis may provide the initial reservoir pressure, the formation permeability and the skin effect factor. The pressure vs time data points have been property weighted in order to eliminate the effects of fluctuations or instability on data aquisition device. Simulated pressure tests and actual field data are analyzed to illustrate the application of the method. The results are checked by a finite difference algorithm. Although applications flow rate measurements are not required for the of the proposed method, it is very important to estimate correctly the average density of the produced fluids for a good interpretation of the test. The method reduces the time to perform drillstem test analysis and minimizes the subjectivity of interpretation / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores : Martin Tygel , Antonio Claudio de França Correa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-17T18:17:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mendes_LuizCarlosCronemberger_M.pdf: 2727196 bytes, checksum: c82c65a6af24ebf2c58d443af146b268 (MD5) Previous issue date: 1989 / Resumo: Resumo: A análise de testes de poços pode ser feita com maior segurança quando dados simultâneos de pressão e vazão na face da formação são disponíveis. O processo de deconvolução pode ser usado para encontrar a resposta de pressão resultante caso a produção tivesse sido efetuada com vazão constante. Esta resposta, com efeitos de estocagem minimizados, pode então ser interpretada usando os métodos convencionais de análise......Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: Well test analysis can be done with more reliability when both bottomhole pressures and sandfaced flow rates are available. The deconvolution process can be used to obtain the pressure data that would result from production at a constant sandface rate.....Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T04:53:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_EduardoAugustoPuntelde_M.pdf: 3514650 bytes, checksum: 172a8c184ed7163f1fbd38e2a582ff7d (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Soluções analíticas para diversos modelos de injeção de água em reservatórios de óleo são comparadas. Algumas analogias e conclusões interessantes são estabelecidas a partir dessas soluções, por exemplo, a respeito do fator de película medido em um teste de injeção. Um novo modelo semi-analítico para estudo de injeção de água é proposto. Também, um novo método, que dispensa técnicas de ajuste não linear, para estimativa das curvas de permeabilidade relativa ao óleo e à água a partir de dados de testes de injeção é desenvolvido / Abstract: Analytical solutions for different water injection models are compared and some interesting analogies and conclusions are established, for instance, concerning the measured skin factor in an injectivity testo A new semi-analytical model for water injection transient studies is proposed. Also, a new and simple method to estimate oil and water relative permeability curves from falloff and injection test data is developed, which makes no use of non-linear regretion techniques / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T05:34:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Camargo_Christianede_M.pdf: 3074307 bytes, checksum: 0f9dd090494a2038b8c4c1534da6efaa (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: A análise de testes de pressão em poços horizontais tem por objetivo determinar os parâmetros da formação e algumas características do poço horizontal, através da utilização de técnicas convencionais de interpretação de testes ou de técnicas mais sofisticadas que incluem a análise automatizada. Neste trabalho será apresentado um modelo matemático para representar o comportamento transiente da pressão de um poço horizontal em um reservatório anisotrópico de espessura limitada. Este modelo considera a existência da perda de carga no interior do poço horizontal, em fluxo monofásico laminar ou turbulento. Para determinação da solução semi-analítica, a equação da queda de pressão no poço é acoplada à equação de fluxo no reservatório, considerando a continuidade das pressões e das vazões na interface poço horizontal/reservatório. Concluiu-se que, para a maioria das aplicações práticas, a pressão pode ser considerada constante ao longo do poço horizontal. Os efeitos de estocagem e de película são incluídos no modelo aplicando-se o teorema da superposição na solução para a vazão total de produção constante. É proposta uma modelagem para o dano de formação que considera a anisotropia da formação e o tempo de exposição desta aos fluidos de perfuração e de completação. Uma fórmula para o fator de película é obtida. São apresentadas aproximações assintóticas da solução. A análise automatizada de testes em poços horizontais é apresentada através da técnica de regressão não linear utilizando o método dos mínimos quadrados. Para viabilizar a aplicação desta técnica, em termos de tempo computacional, foi utilizado um modelo de fluxo uniforme equivalente. As conclusões quanto à aplicação desta técnica são limitadas, dada a escassez de casos reais na literatura. São incluídos exemplos de casos reais e de casos sintéticos / Abstract: The objective of a horizontal well test analysis is to obtain some reservoir/well parameters by using conventional or automated techniques of analysis. This work presents a mathematical model in order to represent the transient pressure behavior of a horizontal well in an anisotropic reservoir of finite thickness. The model considers the pressure drop due to the fluid flow inside the wellbore. To obtain the semi-analytical solution, the wellbore and reservoir fluid flows are coupled considering continuity of pressures and rates at the sandface. One of the conclusions is that the infinite-conductivity wellbore assumption can be used for most of the practical cases. Using the solution for the constant terminal rate case, wellbore storage and skin effects are included in the model by applying the superposition theorem. This study also suggests a model for the formation damage which includes the effects of reservoir anisotropy and the time of exposure to drilling and completion fluids. An analytical expression for the skin factor is resented. Asymptotic expressions are given for early, intermediate and late time flow behaviors. An automated well test analysis procedure using the least squares nonlinear regression technique is presented. The use of this technique is made possible by applying a model of uniform-flux condition on the inner boundary, adopted to minimize the computational effort. The conclusions on the application of this technique are limited, due to the scarcity of papers with actual field data in the petroleum literature. Various examples with synthetic and field data are included. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Oswaldo Antunes Pedrosa Junior, Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T04:50:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lemos_WalterPetrone_M.pdf: 3108909 bytes, checksum: 1cdba04caf893f2dd094075b78727c71 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Durante os períodos de fluxo de testes de formação por tubulação em poços não surgentes, os fluidos podem experimentar elevadas velocidades e rápidas alterações de aceleração no poço, embora não alcancem a superfície. Em geral, soluções analíticas para o teste "slug" desprezam efeitos inerciais, de fricção, de compressibilidade, de transferência de massa e de fluxo multifásico no poço. Na maior parte dos modelos, a dinâmica do colchão inicialmente presente no poço também é desconsiderada. Um simulador numérico, que acopla modelos para o fluxo isotérmico bifásico (gás-óleo), tipo "black-oil", no poço e no reservatório, foi desenvolvido para investigar a magnitude destes efeitos nas respostas dos períodos de fluxo e estática do teste. A técnica de acoplamento implementada permite o uso de modelos numéricos independentes para poço e reservatório. A região no poço com fluxo bifásico transiente e comprimento variável foi modelada supondo-se fluxo homogêneo e estados estacionários successivos. Efeitos inerciais foram considerados somente para a região com fluxo monofásico incompressível e comprimento constante, correspondente ao colchão. Para simulação do período de estática, o poço foi representado por uma câmara de estocagem. Um simulador clássico, totalmente implícito, com ponto de bolha variável, foi usado para representar o fluxo radial, unidimensional, no reservatório. Para verificar o modelo computacional resultante, as soluções numéricas foram comparadas com soluções analíticas monofásica; disponíveis para o teste "slug". Os resultados mostraram que os efeitos gravitacionais predominam no cálculo da pressão de fundo do poço, durante o período de fluxo. Efeitos do atrito no poço são, em geral, desprezíveis. Efeitos inerciais no colchão podem ser importantes para alguns sistemas, porém se restringem aos primeiros instantes do período de fluxo do teste / Abstract: During the flow periods of drillstem tests (DST) from non-flowing wells, wellbore fluids may experiment very high velocities and rapid acceleration changes, though they do not reach the surface. Analytical models developed for slug test analysis usually neglect inertial, frictional, compressional, mass transfer and multiphase tlow effects inside the wellbore. Also, the dynamics of the cushion initially present in the well is not considered in most models. A numerical simulator, which couples well and reservoir models for isothermal, black-oil type, gas-oil flow, was developed to investigate the magnitude of such effects on the response of flow and build-up test periods. The coupling technique implemented allows one to use independent numerical models for the well and the reservoir. The two-phase, homogeneous, transient flow region with variable length inside the wellbore was modeled using a succession of steady state conditions. Inertial effects were considered only for the single-phase flow of the incompressible, constant length cushion ahead of the two-phase region in the wellbore. The well was represented as an accumulation chamber for the build-up period simulation. A classical radial, unidimensional, fully implicit, variable bubble-point pressure simulator was used to model reservoir flow. In order to verify the resulting computer model, numerical solutions were compared to available single-phase slug test analytical solutions. The results showed that the hydrostatic head has the most important contribution to the bottom-hole pressure of the flowing period. Friction effects inside the wellbore are, in general, negligible. Cushion inertial effects may be important for some systems, but they are restricted to the very beginning of the DST flow period / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Rahoma S. Mohamed. / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T09:46:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_PauloCesarSouzados_M.pdf: 45206939 bytes, checksum: c5f4f1f41169b3d5882e07e515bb7880 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: O aparecimento e o desenvolvimento da fase sólida na solução líquida de uma mistura de petróleo podem ocorrer quando ela é submetida à baixas temperaturas. Essa fase sólida, formada pelos componentes com maior peso molecular, pode causar sérios problemas operacionais, podendo até mesmo impedir a produção da mistura. Daí a importância de saber antecipadamente como isso pode ocorrer para uma determinada mistura com composição conhecida. O presente trabalho é estuda esses fenômenos com base numa modelagem termodinâmica, para obter uma forma de calcular as principais propriedades que caracterizam o equilíbrio entre as fases sólida e líquida de uma mistura de petróleo. Essas propriedades correspondem à temperatura de precipitação da fase sólida ¿ denominada parafina (T.P.P.), e à tração mássica de uma mistura que precipita abaixo dessa temperatura. Comparando-se os valores calculados com os reais dessas propriedades, obtidos experimentalmente, pode ser julgada a precisão da modelagem adotada. O emprego de técnicas experimentais precisas possui então importância fundamental em estudos como o que é aqui desenvolvido.Não apenas para obter os dados que serão comparados aos valores que foram calculados dessas propriedades, como também aqueles que serão utilizados na modelagem termodinâmica para seu cálculo. No presente trabalho, são apresentadas as principais técnicas à serem empregadas na obtenção desses dados. Na determinação da T.P.P. de algumas misturas utilizadas nos experimentos realizados para o presente trabalho foram empregadas as técnicas da viscosimetria e da calorimetria de varredura diferencial. Essas misturas foram consideradas por apresentarem sérios problemas operacionais em seus sistemas de produção. Comparando os resultados calculados aos obtidos experimentalmente, ficou demonstrada a superioridade do modelo que supõe possuírem ambas as fases um comportamento não-ideal. A Teoria das Soluções Regulares deve ser utilizada para representar essa não-idealidade, que é expressa em função dos coeficientes de atividade dos componentes em ambas as fases. A capacidade preditiva do modelo pode ser melhorada se forem feitos alguns ajustes à dados precisos da fração sólida que precipita à baixas temperaturas. A técnica experimental com essa finalidade que é apresentada merece uma maior investigação, bem como outras que sejam identificadas para o mesmo fim / Abstract: The appearance and development of a solid-phase in the liquid solution of a petroleum fluid can occur when it is subjected to low temperatures. The solid phase - formed by high molecular wheight components - may cause serious operational problems that can even lead to an interruption of the mixture production. Hence, it is important to predict the way it happens for a mixture with known composition. The objective of the present work is to study these phenomena using a thermodynamic modeling, to provide a way of calculating the main characterizing properties for the equilibrium between the existing solid and liquid phases of a petroleum mixture. The properties of interest are the temperature at whieh the solid-phase ¿ named wax- preeipitates (W.P.T.), and the solid fraction that precipitates below this temperature. Comparing the caleulated values of these properties to the experimentally obtained ones, one can judge the precision of the adopted modeling. The use of accurate experimental techniques is then of fundamental importance in studies like the one developed in this work. Not only for obtaining the data to be compared to the calculated property values, but also the data used by the thermodynamic models. The maio experimental techniques used for obtaining all these data are presented and. discussed. The W.P.T.'s of some mixtures used in this study were determined by viscometry and differential scanning calorimetry techniques. These mixtures are being considered due to operational problem swhich occurred in their production systems. A comparison between the calculated and the experimental results revealed the superiority of the model that assumes non-ideal behavior of both phases. The Regular Solution theory can be considerated useful for representing this non-ideality, which is expressed in terms of the activity coefficients for the components in both phases. The model predictive capacity could be improved by fitting to accurate solid fraction data at low temperatures. The experimental technique regarding this property determination presented in this work deserves coser attention, as much as others that could be identified for the same use / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Antonio Claudio de França Correa, Chang Hung Kiang / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T20:10:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SoutoFilho_JoaodeDeus_M.pdf: 8895598 bytes, checksum: aec408d81f50773de7abdd48893ec4d4 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A migração secundária de petróleo foi analisada utilizando-se simulador numérico e experimentos de laboratório. Investigou-se no presente estudo o efeito de condiáonantes geológicos (nas escalas macro, mega e giga), associados às propriedades físicas das rochas e dos fluidos, nos processos de migração e aprisionamento de hidrocarbonetos líquidos. A modelagem foi realizada com .auxílio de um simulador numérico tri-dimensional, do tipo black oil, considerando-se um fluxo trifásico no sistema permoporoso. O estudo foi subdividido em três estágios: No primeiro, procedeu-se a análise do processo de migração secundária em escala de laboratório, utilizando-se meios porosos compactados, artificiais. Os experimentos foram realizados em corpos de prova verticais e inclinados. Os resultados foram utilizados para avaliar a capacidade do simulador numérico em reproduzir adequadamente o fenômeno. No segundo, foram construídos modelos em escala de campo (mega-escala) para analisar o impacto das heterogeneidades das rochas carreadoras na migração secundária e quantificar o tempo requerido para o preenchimento de uma acumulação de hidrocarbonetos. Para este propósito, o modelo geológico utilizado foi o campo de alto do Rodrigues, localizado na porção emersa da Bacia Potiguar (RN). No terceiro, o fenômeno da migraçilo foi estudado em escala regional, utilizando-se como cenário geológico a Formação Açu da Bacia Potiguar. Este estágio teve como principais objetivos a quantificação da velocidade de migração do óleo.e a análise dos mecanismos que controlam a distribuição de hidrocarbonetos em subsuperfície (rotas de migração). Os resultados do presente estudo demonstraram que o simulador numérico reproduz bem o fenômeno da migração secundária de petróleo, possibilitando uma compreensão mais efetiva do processo de deslocamento de hidrocarbonetos em bacias sedimentares / Abstract: Secondary oil migration has been analysed using a numerical simulator and laboratory experiments. The present study has investigated the effect of geological setting (in mega and giga-scale) associated to the physical properties of the rock and fluids on liquid hydrocarbon migration and entrapment processes. The flow modelling has, been performed considering three-phase flow and using three-dimensional numerical simulator. The study has been subdivided in three stages : It began with the analysis of secondary oil migration in laboratory scale, using artificial sand-packmedium. The experiments were performed using vertical and inclined porous systems. The results were utilized to analyze and to constrain the numerical simulator jn order to reproduce properly the migration phenomenon. Later, field scale models were constructed to analyze the impact of carrier bed heterogeneities in secondary oil migration and to quantify the time required for the entrapment of hydrocarbon accumUIations. For this purpose, the geologic model used was the Alto do Rodrigues oilfield, located in the onshore portion of Potiguar Basin (RN - Brazil). Finally, regional scale migration was studied using the geological scenario of the Açu Formation of Potiguar Basin. In this stage, the study was focused on the quantification of the secondary oil migration velocity and on the mechanisms that control the oil distribution in subsurface (oil migration pathway). The results of the present study showed that numerical simulation can reproduce well the secondary oil migration phenomenon, enabling a better uderstanding c:>f the process of displacement of hydrocarbons in sedimentary basins / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

A crescente importância da extração de petróleo e gás natural na economia brasileira tem resultado em relevantes investimentos no setor, resultando nos últimos anos recordes históricos de produção. Em contrapartida, à medida que um reservatório de petróleo amadurece, começam a ser observadas instabilidades na produção. A principal fonte desse fenômeno é o escoamento em golfadas (slugging). Seu surgimento é indesejado por causar dificuldades de operação e perdas na produção. Estudos sobre supressão das golfadas são realizados desde 1930. Dentre as medidas possíveis, o uso de controle automático no sistema de elevação tem recebido especial atenção em anos recentes. A metodologia mais comum consiste em controlar uma medida de pressão na tubulação através da manipulação da válvula choke de produção. A incorporação de um modelo simplificado dá ao controlador recursos de antecipação para as medidas de controle. Contudo, a qualidade de predição do modelo é limitada pelos parâmetros de ajuste utilizados. Os métodos de obtenção dos parâmetros são complexos e geralmente requerem tentativa e erro. Poucos autores propuseram metodologias de estimação desses parâmetros com base em algoritmos de otimização. O grande obstáculo para essa linha é inerente aos dados de referência utilizados por apresentarem ciclo limite estável. Assim, o presente trabalho propõe uma nova metodologia para estimação de parâmetros de modelos com ciclo limite. Seu uso está condicionado a uma metodologia de tratamento dos dados que visa concentrar as informações de múltiplos ciclos em um único ciclo representativo através de superposição de dados. Além disso, critérios de estabilidade foram estabelecidos devido à natureza dos modelos. O método foi aplicado a dois modelos da literatura, cujos resultados publicados foram comparados estatisticamente aos aqui obtidos. Os parâmetros obtidos com a nova metodologia apresentaram ajustes melhores nos dois casos estudados. Dado que a capacidade preditiva de uma estrutura de controle baseada em modelos depende justamente da representatividade do modelo utilizado, a obtenção de bons ajustes se traduz em resultados melhores para o controlador. Assim, a metodologia proposta neste trabalho se comprova como um importante acessório na melhoria da eficiência de recuperação dos sistemas de elevação. / The rising importance of the oil and gas industry for the Brazilian economy has brought significant investments to this sector. Recent years have registered record levels of production. On the other hand, as a reservoir reaches advanced stages of its life cycle, production instabilities begin to arise due to the slugging phenomenon. This causes operation problems as well as production losses that justify researching methods of suppression. Slugging suppression has been investigated as early as the 1930s. Among the anti-slugging measures is the usage of automated control in oil elevation systems. The most common methodology revolves around controlling a pressure measure in the production line by manipulating the production choke valve. The addition of simplified slugging models incorporates a predictive response to the control system. However, the quality of model predictions is limited by the parameters used. Methods of obtaining these parameters are complex and often require trial and error. Few authors have proposed parameter estimation methods based on optimization algorithms. The main issue for this approach is the limit cycle behavior of the reference data required to adjust these models. Therefore, the present work proposes a new objective function for parameter estimation of limit cycle models. Its usage is conditioned to a data treatment methodology that aims at representing multiple cycles in a reference data set into a single mean cycle. Furthermore, stability criteria were established due to the dual nature of these models, which may present steady state or limit cycle responses. The proposed method was applied to two published models, whose results were statistically compared to those obtained hereafter. The parameters estimated using the new method presented better model fits for both case studies. Given that the predictive capacity of a control structure based on models heavily depends on the quality of the employed models, obtaining better fits will present better results for the controller. Therefore, the proposed method is proven to be an important accessory in the road to improving the recovery efficiency of elevation systems.

La escasez de tesis sobre geofísica en hidrocarburos ha sido uno de los motivos más fuertes que me han motivo a desarrollar esta tesis sobre las implicancias de la física en la geofísica–sísmica. Esta ciencia ha avanzado tanto en los últimos años que es difícil reflejar en una tesis de carácter introductorio, aunque sea de modo conciso, todos sus últimos adelantos. La tesis está dividida en 4 capítulos, de los que el primero se dedica a repasar brevemente los métodos sísmicos, el segundo capítulo hace referencia a las nociones fundamentales de la teoría de ondas, el tercer capítulo nos explica la sísmica de reflexión, el cuarto capítulo nos específica sobre los equipos para la exploración terrestre. Introducción La exploración sismológica utiliza ondas elásticas generadas artificialmente para localizar depósitos de minerales (incluyendo hidrocarburos, yacimientos minerales, agua, depósitos geotérmicos, etc.). Mediante la exploración sismológica se obtienen datos correlacionados con otros datos geofísicos, obtenidos de pozos de sondeos y geológicos, y con conceptos de física y geología, pueden proporcionar información sobre la estructura y distribución de diversos tipos de rocas. Los métodos de exploración sísmica se sustentan básicamente de la misma forma que las mediciones de los terremotos. A diferencia de los terremotos, las fuentes de energía de la exploración sísmica están controladas y son móviles; las distancias entre la fuente y los puntos de registro son relativamente pequeñas. Gran parte del trabajo sísmico consiste en la cobertura continua, en donde la respuesta de porciones sucesivas de tierra se muestra a lo largo de líneas de perfilaje. Los explosivos y otras fuentes de energía se usan para generar ondas sísmicas, y los tendidos de sismómetros o geófonos para detectar el movimiento de tierra resultante. / Tesis

Con el objetivo de solucionar problemas relacionados a las emulsiones de petróleo y sus derivados, ya sea durante la preparación o el rompimiento de las mismas, es necesario investigar exhaustivamente todos y cada uno de los factores que le dan estabilidad para luego poder aplicar el mejor método según se desee crearlas, romperlas y/o redispersarlas. Esto no es tarea sencilla debido a que las características de una emulsión dependen considerablemente del tipo de hidrocarburo que la origina y de la utilización que luego deba dársele. Esta tesis consiste en principio en el estudio completo de algunos emulgentes no convencionales con énfasis en las emulsiones de petróleo; evaluándose la naturaleza, propiedades fisicoquímicas y estabilidad de las emulsiones formadas con ellos a fin de aplicarlos posteriormente a escala industrial. Para esto se investigaron las propiedades emulgentes de ácidos n-alcano fosfónicos y sus sales, cuya fisicoquímica ha sido estudiada en el laboratorio del Grupo de Superficies y Coloides de la Universidad Nacional del Sur. Los tensioactivos fosfonados, al ser sustancias dipróticas, presentan una gran variedad de propiedades derivadas de su grado de neutralización. Esto permite tanto su uso en aplicaciones prácticas como en estudios básicos de sus propiedades anfifílicas derivadas de la carga de su grupo polar que puede ser variada desde cero (actuando como un tensioactivo cuasi no iónico) hasta -2. Además son una buena alternativa para algunos emulgentes que terminan en el ecosistema, puesto que no generan eutrofización descontrolada. Primeramente se determinó el equilibrio hidrófilo-lipófilo (HLB: hydrophile lipophile balance) de estas sustancias y el número HLB de los grupos -PO3H2, -PO3HNa y -PO3Na2 (parámetros desconocidos hasta el momento). El HLB fue determinado por dos métodos diferentes: determinación del número de agua de Greenwald, Brown y Fineman, que proporcionó valores de HLB coherentes con los resultados encontrados en literatura y el método de emulsiones de Griffin, en cuyo caso se encontró que los valores de HLB dependían de la naturaleza de los componentes de la mezcla. A continuación, se evaluaron las propiedades emulsificantes del dioctilfosfinato de sodio (SDOP) en la formulación de emulsiones de éter de petróleo / agua como modelo para petróleos alifáticos. El SDOP es un surfactante de dos colas muy poco estudiado que puede formar (debido a sus cadenas hidrocarbonadas cortas y a su grupo polar voluminoso) una gran variedad de fases en solución acuosa a baja temperatura. Pudo comprobarse que la estructura de este surfactante favorece la formación de emulsiones de agua en aceite. La fase oleosa empleada fue éter de petróleo 60-80C (compuesto por mezclas de hidrocarburos lineales cuyos puntos de ebullición se hallan en un intervalo de 60 y 80C), debido a que es un buen modelo del petróleo que manejan las industrias de Bahía Blanca (35 API, denominación del Instituto Americano del Petróleo para la cantidad de sólidos y sulfuros presentes). Las emulsiones se caracterizaron con diversas técnicas como: ensayo de centrífuga, turbidimetría y densidad. A través del análisis de datos de conductividad se estudió el efecto de la temperatura sobre las gotas de emulsión y la energía de los racimos de gotas durante la percolación. Seguidamente, se evaluaron las propiedades emulsionantes de ácidos n-alcano fosfónicos y sus sales mediante la construcción de mapas de formulación/composición, los cuales son un herramient a de gran utilidad para predecir la naturaleza y/ o características de una emulsión (estabilidad, viscosidad, etc.), y para decidir el protocolo de emulsificación adecuado. Para ello se llevaron a cabo experimentos sobre sistemas aceite-surfactante-agua (SOW: surfactant-oil-water). Como fase oleosa, como ya se mencionó anteriormente, se utilizó éter de petróleo fracción 60-80C. La estabilidad de la emulsión se determinó a través del Ensayo de Centrífuga. Luego, sobre aquellas emulsi ones más estables se evaluó la conductividad a tres temperaturas diferentes (25C, 35C y 45C), el pH y la viscosidad. Mediante las medidas de conductividad se estableció la inversión de fase, la cual fue corroborada por microscopía óptica y la temperatura de inversión de fase (PIT: phase inversion temperature). El análisis de estos estudios reveló un comportamiento similar para aquellas emulsiones preparadas con los ácidos de cadena par, así como también que, las propiedades especiales de esta familia de compuestos posibilitan que mediante la simple variación de su grado de neutralización se alteren sus propiedades emulgentes permitiendo así el control de la inversión de las emulsiones que estos estabilizan. Este estudio posibilita establecer las mejores condiciones de emulsificación y/o demulsificación de los ácidos fosfónicos y sus sales. A partir de este conocimiento se planea diseñar metodologías de menor costo y mayor efectividad para el tratamiento de emulsiones naturales y de las formadas en el procesamiento del petróleo nacional. A continuación, siguiendo con la línea de investigación tratada pero esta vez en el campo de las emulsiones asfálticas, se estudió la capacidad de compatibilización del material pétreo de la cantera de Pigüé (cantera de la zona de Bahía Blanca.) con una emulsión asfáltica comercial. Comercialmente la roca de esta cantera (que adolece de suciedad de polvo, característica que atenta contra la adherencia del bitumen) es incapaz de utilizarse para el asfaltado de carreteras, por lo que este material debe importarse de otras canteras, con lo cual se encarece notablemente el proceso de asfaltado. Se pretendía entonces con esta investigación modificar el sustrato pétreo para que si pueda ser utilizado reduciendo costos y favoreciendo la industria local. Con este propósito se ensayó la oleofilización / hidrofobización de piedras de cuarcita de la cantera de Pigüé mediante un estudio de ascenso capilar de polvos, a fin de determinar el efecto de un tratamiento con solución diluida de tensioactivos catiónicos para mejorar la adherencia de la emulsión de asfalto. El efecto de cambio de afinidad de la superficie de las piedras con respecto a la emulsión se evaluó mediante la observación de las mismas con respecto a la emulsión en un microscopio de luz polarizada. Se investigó además, el proceso de equilibrio así como el cinético para determinar el efecto del tratamiento sobre el tiempo de reacción entre la emulsión y las piedras. Una vez perfeccionada, la utilización de esta tecnología no únicamente proporcionará un ahorro en el proceso de asfaltado de las carreteras, sino que también mejorará la adhesión del asfalto con el material pétreo, con un consecuente incremento en el tiempo de vida de la carpeta asfáltica y una mayor seguridad para el usuario de las mismas. El método usado también permite analizar comparativamente los diversos métodos para recubrir las piedras con asfalto. / To solve the problems associated with oil emulsions and its derivatives, during its preparation or its breakdown, we have to investigate thoroughly all the factors that stabilize them to so apply the best method according to the case: create, break and/or redisperse them. This is not an easy task because the emulsions features depend on the oil nature and it required utilization. In this thesis, we studied no conventional emulsifiers with emphasis in petroleum industry. We analyzed the nature, physicochemical properties and the stability of the formed emulsions in order to implement them to industrial scale. For that reason we investigated the emulsifier properties of n-alkane phosphonic acids and their sodium salts, their physicochemical properties has been studied previously in the Colloid and Surface Science Laboratory. Phosphonic amphiphiles derivate are diprotic substances with a variety of properties originated from their neutralizing degree (their polar head group charge can be varied from about zero, acting as a quasi-nonionic surfactant, to -2). These facts would favor their use in practical or theoretical applications. We determinate the hidrophile-lipophile balance (HLB) of these substances and the HLB group numbers PO3H2; -PO3H- and PO3 = (unknown parameters until now). Two different methods (Griffin and Greenwald et al. methods) were applied. The HLB values (found by Greenwald et al. method) were similar to those obtained for analogous structure surfactants. Nevertheless, the HLB computed by Griffin emulsion technique was strongly dependent on the nature of the emulsifier mixture. Then, the sodium dioctylphosphinate, Na (CH3(CH2)7)2 PO2 (SDOP) emulsifying properties were evaluated in a petroleum ether and water mixed system. SDOP is a little-studied twin-tailed surfactant, which can form, due to it short hydrocarbon tails and large polar group volume, a variety of different phases in the SDOP/water system at low temperatures. As could be assumed by the structure of this twin-tailed surfactant, it promotes the formation of water in oil (W/O) emulsions. The oil phase tested was petroleum ether 6080 C (composed by a linear hydrocarbon mixture with boiling point in the 6080 C temperature range) as a model for petroleum used in Argentina refinery at Bahía Blanca (35 API, American petroleum institute denomination for the sulphurs and solids present). The emulsion was characterized by the employ of several techniques such as centrifuge test and turbidimetry and density measurements. Conductivity information was used to study the temperature effect on the emulsion droplets and the energy of the droplet clustering during percolation. Following with our investigation, the emulsifier properties of n-alkane phosphonic acids and their sodium salts were evaluated through the construction of formulation/composition maps. Such maps are useful tools to predict the nature and/or feature of an emulsion (stability, viscosity, etc.) and to decide the right emulsification protocol. Experiments were performed on surfactant-oil-water (SOW) systems. The oil phase tested was petroleum ether 60-80C. Emulsion stability was determinate by centrifuge test. Then, we study the more stable emulsions electrical conductivity for three different temperature (25, 35 and 45 C), pH and viscosity. Thus, conductivity measurements have been used to follow phase inversion which was corroborated by optical microscopy and the phase inversion temperature (PIT). A similar behaviour was obtained for all systems that contain even hydrocarbon chains. The special properties of this family make possible to change their emulsifier properties allowing the control emulsion inversion (by means of the neutralization degree variation). The performed investigation makes possible to establish the optimum conditions for the emulsification and/or demulsification corresponding to phosphonic acids and their sodium salts. The information derived from such study would be useful in practical application, that is, in national petroleum industry. Finally, we evaluated the compatibilization capacity of the petreous material of Pigüés quarry with a commercial asphaltic emulsion. Commercially, the stone of this quarry (without dust which affect the bitumen adherence) is unable for the asphalt of roads. This fact causes that this material must be imported from others quarries, making the road asphalting process more expensive. The goal of this investigation was to change the petreous substrate adherence to recover it utilization. This fact would decrease the costs involved and improve the local industry. To improve the adherence of an asphaltic emulsion on stone surface, the stones were treated with a dilute solution of cationic surfactant was performed. Following the oleophilization/hydrophobization of Pigüés quarry quartz stones wwre analyzed by a capillary penetration method. The affinity change effect of the stone surface with respect of the emulsion was evaluated through it observation by polarized light microscopy. The equilibrium process, as well as the kinetic, were investigated to determinate the treatment effect on reaction time between the emulsion and the stones. The utilization of this technology will provide a save in the roads asphalting process and will improve the adherence of asphalt with the local petreous material, increasing the life time of the asphaltic layer and a major safety for their users.