Made available in DSpace on 2016-08-29T15:39:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_8463_Rafael Manache Facuri.pdf: 7606232 bytes, checksum: 4f447c77ec467270c4107e9bed431e9d (MD5) Previous issue date: 2014-12-15 / Técnicas de exploração como poços horizontais, para aumentar a eficiência de produção, têm sido praticadas, porém isso traz um cenário desafiador para a operação, o que inclui o transporte de cascalhos durante a perfuração do poço. Diversos parâmetros afetam a eficiência desse transporte, incluídos, principalmente, nas propriedades do fluido de perfuração e nas características do sistema de perfuração. Além da ampla gama de parâmetros, e suas interações, o que dificulta os estudos deste tema, as condições reais às quais estas variáveis se aplicam como, torna o desafio ainda mais complexo, pois essas condições nem sempre reprodutíveis em unidades experimentais. Nesse sentido, buscou-se modelar, através da técnica de CFD (Computational Fluid Dynamics), o fenômeno multifásico de transporte dos cascalhos pelo fluido de perfuração. O modelo computacional foi baseado na abordagem Euleriana Granular para simulação do escoamento multifásico sólido-líquido em regime laminar, sendo seu desempenho avaliado a partir dos dados experimentais de Yu et. al. (2007). Com esse modelo, analisou-se a fluidodinâmica do escoamento para um fluido não-Newtoniano tipo plástico de Bingham em uma coluna horizontal com excentricidade de 13,74 mm (offset), abordando os efeitos da vazão do fluido, da rotação da coluna e da taxa de penetração na eficiência do transporte dos cascalhos utilizando o planejamento experimental do tipo composto central de 16 ensaios. A comparação dos resultados experimentais de Yu et. al. (2007) e do modelo mostrou boa concordância, com desvios médios de |6,6%|. Posto isso, foi possível elucidar a ordem de grandeza dos efeitos das variáveis sobre a concentração de cascalhos e a queda de pressão, com destaque para o efeito potencializador da rotação da coluna na eficiência da limpeza do poço e o importante efeito da vazão na queda de pressão. Entretanto, a vazão apresentou insignificante efeito sobre a concentração de cascalhos, mostrando que dentro da faixa do escoamento laminar, a eficiência da limpeza do poço é pouco afetada da vazão do fluido de perfuração. Os resultados das simulações numéricas corroboraram com os resultados encontrados na literatura. / Exploration techniques such as horizontal wells to increase production efficiency have been practiced but it brings a challenging scenario for the operation, which includes the transport of cuttings during the drilling operation. Several parameters affect the efficiency of the transport including mainly properties of the drilling fluid and the characteristics of the drilling system. Besides the wide range of variables, and their interactions, which affects this efficiency and makes this study difficult, the real conditions in which these variables are applied as high temperature and pressure, it makes the challenge even more complex, especially because these conditions are not always possible to be reproduced in experimental units. In this sense the multiphase flow phenomenon of carrying cuttings by the drilling fluid was modeled through the technique of CFD (Computational Fluid Dynamics). The computational model was based on the Eulerian Granular approach for simulating the solid-liquid multiphase flow in a laminar regime and the model was validated by the experimental data from Yu et al. (2007). With this model the fluid dynamics of a non-Newtonian fluid Bingham plastic was analyzed in a horizontal column with eccentricity of 13.74 mm (offset) studying the effects of the drilling fluid flow, the drilling pipe rotation and penetration rate in the efficiency of cuttings removal, using central composite design with 16 runs. The comparison of the experimental results of Yu et al. (2007) and the model showed good agreement with average deviations of |6.6%|. That said, it was possible to elucidate the order of magnitude of the effects of the variables on the cutting removal and the pressure drop, giving special attention for the maximizing effect of drilling pipe rotation on the hole cleaning efficiency and for the important effect of fluid flow on the pressure drop. However, the flow had insignificant effect on the cuttings concentration, showing that within the tested range of laminar flow, the hole cleaning efficiency is little affected by flow of the drilling fluid. The results of the numerical simulations agreed with the results found in the literature.

Submitted by Marcos Wanderley (marcos.wanderley@ufcg.edu.br) on 2018-07-31T20:22:18Z No. of bitstreams: 1 FILIPE SAMPAIO BATISTA - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2017.pdf: 4329942 bytes, checksum: 55ad9fec74dbaf8ba526dbb0b3c5b8ff (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-31T20:22:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FILIPE SAMPAIO BATISTA - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2017.pdf: 4329942 bytes, checksum: 55ad9fec74dbaf8ba526dbb0b3c5b8ff (MD5) Previous issue date: 2017-03-08 / CNPq / Neste trabalho são avaliados dois polímeros à base de óleo de soja como redutores de filtrado em fluidos de perfuração sintéticos à base N-parafina, visando sua utilização na perfuração de poço de petróleo e gás. Realizou-se o estudo em duas etapas: primeiramente, a caracterização dos polímeros ( POS1A e POS2A) por meio das análises de espectroscopia no infravermelho por transformada de Fourier (FTIR), microscopia óptica (MO), termogravimétrica (TGA), térmica diferencial (DTA) e ensaio de toxicidade; na segunda etapa, a avaliação dos polímeros como redutores de filtrado por meio das propriedades reológicas (viscosidade aparente (VA), viscosidade plástica (VP), limite de escoamento (LE)), da estabilidade elétrica (EE) e do volume de filtrado HPHT (VF) de acordo com as normas da API. Ainda nesta etapa, como critério de balizamento, foram avaliados fluidos sem redutores e com redutor de filtrado padrão, utilizado pela indústria. Os resultados indicam que o polímero POS2A possui maior diâmetro médio de partículas e melhor distribuição dos grãos que POS1A. Os espectros de FTIR dos polímeros indicam a existência de funções carboniladas, ácido carboxílico e éster. A termogravimetria indicou que os polímeros possuem boa estabilidade térmica. O polímero POS2A apresentou baixíssima toxicidade e o POS1A nenhuma toxicidade. Os fluidos apresentaram curvas de fluxos de plásticos de Bingham. Os polímeros não apresentaram influências significativas sobre as propriedades de VA, VP, LE e EE. A presença de polímeros no sistema reduziu os volumes de filtrado HPHT dos fluidos e foram competitivos com o redutor utilizado pela indústria, entretanto, superaram os resultados apenas para os fluidos com concentração de 2g de POS2A, na razão óleo/água 60/40. / In this work we evaluated two soybean oil-based polymers as filtrate reducers in synthetic N-paraffin-based drilling fluids, aiming their use in oil and gas well drilling. This study was conducted in two stages: First, the characterization of the polymers (POS1A and POS2A) by analysing through the Fourier spectroscopy analysis in transformed infrared (FTIR), optical microscopy (OM), thermogravimetric (TGA), differential thermal ((DTA) and toxicity test; In the second stage, the evaluation of the polymers as filtration reducers by means of the rheological properties (apparent viscosity (AV), plastic viscosity (PV), flow limit (FL)), electrical stability (ES) and HPHT filtrate volume (FV) in accordance with API standards. Still in this stage, as a beacon criterion, we evaluate fluids with no reducers and with standard filter reducer, used by the industry. The results indicate that the POS2A polymer has a higher mean particle diameter and better grain distribution than POS1A. The FTIR spectra of the polymers indicate the existence of carbonylated functions, carboxylic acid and ester. Thermogravimetry indicated that the polymers have good thermal stability. The POS2A polymer presented a very low toxicity and POS1A had no toxicity at all. The fluids showed Bingham plastic flow curves. The polymers had no significant influence on the properties of AV, PV, FL and ES. The presence of polymers in the system reduced the volumes of HPHT filtrates from the fluids and were competitive with the reducer used by the industry, however, they exceeded the results only for fluids with a concentration of 2g of POS2A in the 60/40 oil / water ratio.

Submitted by Emanuel Varela Cardoso (emanuel.varela@ufcg.edu.br) on 2018-08-30T00:03:01Z No. of bitstreams: 1 RAYSSA LIMA COSTA COURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 4185304 bytes, checksum: 1e8284ec7d32626c2482990d60ee620f (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-30T00:03:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RAYSSA LIMA COSTA COURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 4185304 bytes, checksum: 1e8284ec7d32626c2482990d60ee620f (MD5) Previous issue date: 2018-02 / Neste trabalho analisou-se o efeito integrado de contatos de grãos, da macroporosidade e da microporosidade sobre as velocidades elásticas de rochas carbonáticas oriundas da Bacia do Araripe, da Bacia Potiguar e da Bacia Sergipe – Alagoas, localizadas no nordeste do Brasil. Tal estudo propõe um método novo, o qual busca avaliar as variáveis que influenciam na dispersão observada na relação entre as velocidades elásticas e a porosidade de rochas carbonáticas. A macro e a micro porosidades foram estimadas a partir de imagens digitais de microtomografia de raios-X, enquanto que as velocidades das ondas elásticas foram medidas em um equipamento sob pressão confinante de 40 MPa em amostras secas. Um índice para qualidade dos contatos entre grãos foi proposto com base na redução do volume de modelos 3D desses contatos com o aumento da suavização aplicada durante a geração dos modelos. Funções multivariadas de regressão não linear foram obtidas para correlacionar as velocidades elásticas e as macro e micro porosidades digitais, além do índice de qualidade de contatos entre grãos. Estas funções permitiram a estimativa da velocidade de onda compressional (VP) e da velocidade de onda cisalhante (VS) com a maior precisão possível, isto é, com um coeficiente de determinação R² = 1. Essas relações têm potencial para serem usadas no mapeamento da qualidade de contatos entre grãos e da microporosidade em reservatórios carbonáticos. A qualidade dos contatos intergrãos é uma variável importante para aplicações geomecânicas, enquanto a microporosidade afeta a permeabilidade da rocha. Essas duas variáveis são muito mais difíceis de estimar do que a macroporosidade e as velocidades das ondas elásticas, que podem ser estimadas a partir de perfis de poços e de dados sísmicos. Modelos preditivos do índice de qualidade dos contatos intergrãos foram definidos para as amostras das Bacias do Araripe, Sergipe-Alagoas e Portiguar. Tais modelos foram aplicados em um poço oriundo da região do pré-sal e os resultados indicam que o modelo definido para a Bacia Potiguar é o mais adequado para ser aplicado nos poços do pré-sal brasileiro. Sugere-se calibrar esse modelo com dados de amostras de rocha do próprio pré-sal, com o intuito de permitir que a inversão conjunta de dados sísmicos e de poços seja capaz de mapear, com elevada precisão, a distribuição espacial da porosidade nesses reservatórios. / This work analyzed the integrated effect of grain contacts, macroporosity and microporosity on elastic velocities of carbonate rocks from Araripe Basin, Potiguar Basin and Sergipe-Alagoas Basin, all located in Northeast Brazil. This study proposes a new method, which seeks to evaluate the variables that influence the observed dispersion in the relationship between elastic velocities and porosity of carbonate rocks.The macro and micro porosities were estimated from microCT digital images, while elastic wave velocities were measured in a pressure vessel under confining pressure of 40 MPa in dry samples. An index for grain contact quality was proposed here based on the volume reduction of 3D models of these contacts with the increasing of the smoothing level applied during model generation. Multivariate nonlinear regression functions were obtained in order to get relations between elastic velocities, macro and micro digital porosities, besides the quality index for grain contacts. These functions allowed estimation of compresional wave velocity (VP) and shear wave velocity (VS) with the highest possible accuracy, i.e., with a coefficient of determination R²=1. These relationships have potential to be used for mapping grain contact quality and microporosity in carbonate reservoirs. Grain contact quality is an important variable for geomechanics, while microporosity affects rock permeability. These two later variables are of much more difficult estimation than macroporosity and elastic wave velocities, which can be estimated from well logging and seismic data. Predictive models of contact quality index were defined for samples from the Araripe, Sergipe-Alagoas and Portiguar Basins. These models were applied in a well from the pre-salt region and the results indicate that the model defined for the Potiguar Basin is the most suitable to be applied in the Brazilian pre-salt wells. It is suggested to calibrate this model with data of rock samples from the pre-salt, in order to allow the joint inversion of seismic and well data to be able to map, with high precision, the spatial distribution of the porosity in these reservoirs.

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-17T20:50:16Z No. of bitstreams: 1 CAYO CÉSAR CORTEZ PONTES – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2017.pdf: 8158516 bytes, checksum: db5e0ee4565586d1704ae50ddc242d41 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-17T20:50:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CAYO CÉSAR CORTEZ PONTES – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2017.pdf: 8158516 bytes, checksum: db5e0ee4565586d1704ae50ddc242d41 (MD5) Previous issue date: 2017-02-23 / Bandas de deformação são estruturas rúpteis que ocorrem em arenitos porosos e podem alterar as propriedades físicas, comportamento mecânico e hidráulico das rochas, resultando na compartimentação de reservatórios. O objetivo deste trabalho foi compreender a variação das propriedades de Resistência à Compressão Uniaxial (UCS), porosidade, Razão de Poisson, Módulos de Young e incompressibilidade nos diferentes elementos arquiteturais da zona de falha: protólito não deformado, zona de dano e núcleo da falha. Para isso realizamos perfis para medição de parâmetros estruturais e geomecânicos com auxílio do esclerômetro (Schmidt Hammer), análises laboratoriais de porosidade, tanto por meio digital em seção delgada como por permoporosímetro a gás, cálculos dos módulos de Young, incompressibilidade e Razão de Poisson. Os resultados indicam que no afloramento correspondente ao núcleo da falha os valores de UCS foram até três vezes maiores que aqueles na zona de dano e quatro vezes maiores que a zona não deformada. A porosidade apresenta decréscimo médio de 10% na zona de dano e até 75% no núcleo da falha. A porosidade estimada por medições em permoporosímetro a gás, módulos de Young, incompressibilidade e Razão de Poisson foram calculados no núcleo da falha. Nesse elemento arquitetural as zonas com bandas possuem resistência até duas vezes maior que a zona sem banda, com efeito no módulo de Young e no módulo de incompressibilidade, porém ambas com deformação ocorrida em caráter rúptil, evidenciado pelo atributo Razão de Poisson. Concluímos assim que bandas de deformação afetam diretamente as propriedades físicas de arenito em diferentes níveis de intensidade. A ocorrência de tais heterogeneidades podem ter impactos importantes na produção já que impõe anisotropias aos reservatórios. / Deformation bands are brittle structures that occur in porous sandstones and may change the physical properties, geomechanical and hydraulic behavior of the rock, leading to the compartmentation of reservoirs. The objective of this research was to understand the variation of the properties of uniaxial compressive strength (UCS), porosity, Poisson’s ratio, Young’s and incompressibility’s modulus in different architectural elements of fault zone: protolith, damage zone and fault core. For this we extracted profiles for the measurement of structural and geomechanics with aid of Schmidt hammer, laboratorial analysis of porosity, both thin section digital means and by gas permoporosimeter, and Young’s, incompressibility and Poisson’s ratio calculations. The results indicate that in outcroup corresponding to the nucleus of fault the UCS values were up to three times higher than those in the damage zone and four times higher than the protolith. The porosity shows an average decrease of 10% in the damage zone and up to 75% in the fault core. Porosity by gas, Young’s and incompressibility modulus and Poisson’s ratios was calculated in core fault. In this architectural element with bands have resistance up to twice times than zone without bands, marked in the Young’s mo dulus as well as the incompressibility’s modulus, however both with deformation occurring in a brittle character, evidenced by Poisson’s ratio. We conclude that deformation bands directly affect the physics properties of sandstones in different levels of intensity. The occurrence of such heterogeneities may have important impacts on the production since it imposes anisotropies to the reservoirs.

Submitted by Emanuel Varela Cardoso (emanuel.varela@ufcg.edu.br) on 2018-08-29T22:59:56Z No. of bitstreams: 1 DANIEL HENRIQUE SILVA DE SOUZA – TESE (PPGEPM) 2018.pdf: 6159458 bytes, checksum: 8e4c70574dd865ffa673125938b4f268 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-29T22:59:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DANIEL HENRIQUE SILVA DE SOUZA – TESE (PPGEPM) 2018.pdf: 6159458 bytes, checksum: 8e4c70574dd865ffa673125938b4f268 (MD5) Previous issue date: 2018-03-16 / Capes / Bandas de deformação são estruturas geradas por deformação localizada e possuem a capacidade de alterar a porosidade e permeabilidade das rochas sedimentares. As bandas de deformação podem ocorrer na forma individual (singles) ou como nucleação de bandas (clusters). A gênese das bandas de deformação pode estar associada à formação, crescimento e coalescência de estruturas denominadas de “microcracks”. Estas estruturas são geradas e crescem aproximadamente paralelas ao eixo de máxima compressão (σ1). O objetivo principal deste trabalho foi gerar um modelo evolutivo das estruturas rúpteis do “Afloramento 1”, que está relacionado aos arenitos conglomeráticos da Formação Antenor Navarro, baseado no desenvolvimento e coalescência dos microcracks e predizer os locais de nucleação de bandas. A metodologia consiste na análise, mapeamento e coleta de dados de planos e linhas das estruturas rúpteis do afloramento em questão, e no cálculo dos paleotensores que atuaram na sua gênese. Este cálculo foi executado com o auxílio do programa TectonicsFP, que se utiliza dos dados de planos e linhas para fornecer os paleotensores relacionados à formação de tais estruturas. A análise estrutural em afloramento resultou na identificação de dois sistemas de estruturas rúpteis, um E-W e outro NE-SW. Estes sistemas possuem padrões de linkagem entre si, e permitiu inferir que um único conjunto de paleotensores atuou na gênese de ambos. A configuração geométrica do afloramento, juntamente com os padrões de linkagem entre os sistemas de bandas de deformação, se assemelha ao processo de linkagem de microcracks. Pesquisas anteriores, sobre a formação de estruturas pela interação entre microcracks, foram baseadas em análises laboratoriais e microscópicas. Contudo, estudos do seu desenvolvimento em maiores escalas permanecem ausentes. A gênese dos microcracks se daria de forma paralela ao eixo de compressão máxima (σ1), e estaria relacionada à ação do “fator de intensidade de stress” (SIF) tipo I (distensivo), enquanto que a linkagem entre elas se daria pelo fator de intensidade de stress tipo II (cisalhante). Este SIF tipo II formaria uma estrutura denominada de “microcrack de linkagem” que uniria as estruturas coalescentes, no qual uma nucleação maior de bandas de deformação ocorreria no entorno do análogo do microcrack de linkagem na escala de afloramento. Por fim, a configuração geométrica atual do afloramento seria resultante do desenvolvimento fractal da gênese, crescimento e coalescência dos microcracks. / Deformation bands are structures formed by localized deformation and exhibit the capacity of the porosity and permeability changes in sedimentary rocks. Therefore, it has the capacity to change the flow properties on reservoir rocks. Deformation bands may occur in the individual form (singles) and as bands nucleation (clusters). The genesis of deformation bands can be associated to formation, growth and coalescence of structures named “microcracks”. These strutures are formed and grow approximately to the maximum compression axis (σ1). The main objective of this work is create an evolutive model for the brittle structures of “Outcrop 1”, which is related to the Antenor Navarro Fomration, based in the development and coalescence of microcracks and predict the nucleation location of occurrence. The methodology consists in the analysis, mapping and data collect of planes and lines of the aimed outcrop, and compution of paleotensors that acted in its genesis. This compution was made by the utilization of the software TectonicsFP which uses the data of planes and lines to provide the paleotensors related to formation of these structures. The structural analysis in outcrop resulted in the identification of two brittle structures system, one E-W and another NE-SW. These systems own linkage patterns with each other, allowing to infer that only a set of paleotensors acted in the genesis of both of them. The geometric set of the outcrop, along with de linkage patterns between the deformation bands systems, is similar to the process of microcrack linkage. Preview researchs, about formation of structures by the interaction of microcracks, were based in laboratory and microscopy analysis. However, studies about their development in larger scales remains absents. The microcracks genesis would happen parallelly to the maximum compressive axis (σ1), and would be related to the action of “stress intensity factor” (SIF) mode I (tensile), while the linkage of microcracks would be caused by the stress intensity factor mode II (shearing). The SIF mode II would create a structure denominated “linkage microcrack”, which would bond the coalescente structures, which a larger nucleation of deformation bands would occur in the analogous surroundings of linkage microcrack in the outcrop scale. Ultimately, the current geometric configuration of the outcrop would be a fractal resultant of development of genesis, growth and coalescence of microcracks.

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-07-23T14:03:56Z No. of bitstreams: 1 MARIA JOSEANE FELIPE GUEDES - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2009..pdf: 832637 bytes, checksum: a59817bc76f58e4b327016c2e8295ba1 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-23T14:03:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MARIA JOSEANE FELIPE GUEDES - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2009..pdf: 832637 bytes, checksum: a59817bc76f58e4b327016c2e8295ba1 (MD5) Previous issue date: 2009-04 / CNPq / Neste trabalho é considerado o problema de Riemann para um sistemas de leis de conservação modelando a recuperação de óleo de um reservatório petrolífero pela injeção de uma mistura do tipo água e gás. supondo que o mesmo contenha inicialmente uma mistura do tipo água e óleo. A partir da teoria de Leis de Conservação é determinada a solução do problema de Riemann considerando os várias casos possíveis para dados de produção. Para cada um desses dados de produção são considerados todos os casos possíveis de injeção da mistura água/gás. Para cada caso de produção é mostrada a existência de estados especiais de injeção separando construções distintas de soluções no espaço de estados. Além disso, entre esses estados especiais de injeção um deles é crítico, no sentido que a solução é dada de duas ou três maneiras distintas no espaço de estados, porém representando a mesma solução no espaço físico - xt. Em geral a solução do problema de Riemann consiste de duas ondas separadas por um estado intermediário constante quando o dado de produção está próximo de situações extremas, em que a saturação inicial da água ou do óleo é maximal. Para estados de produção com uma proporção mais homogénea da mistura de água e óleo a solução pode consistir de até três ondas para alguns casos de injeção de uma mistura contendo uma proporção maior de gás do que de água. Nesses casos uma onda não clássica, i. e. uma onda transicional, deve ser usada. / In this work we consider the Riemann probíem for a system of conservation laws modeling the oil recovery for a three-phase flow in a porous médium by the injection of a mixture of water and gas in a reservoir whieh is initially filled with a mixture of water and oil. Using the theory of conservation laws, the solution of the Rieman problem is determined considering ali possibilities for the production data. For each of these production data. ali possible cases for the injected gas/ water mixture are considered as well. For each production case it is shown the existence of some special injection data separating distinct constmctions of Solutions in the state space. Moreover, among these special injection data one of them is criticai in the sense that the wave sequence that describes the solution can be represented by two or three distinct paths in the state space, but consisting of the same solution in the physical space - xi. In general the solution of the Riemann problem consists of a sequence of two waves separated by one intermediate constant state when the production data are closed to the extreme situations where the initial water or oil saturations are maximal. For production data with a more homogeneous initial water and oil proportion, the solution may consists up to three waves separated by two constant intermediate states for some injected mixtures containing a hígher proportion of gas than water. In such cases a nonelassical wave, i. e. a transitional wave, must be used.

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-07-24T14:45:11Z No. of bitstreams: 1 LUCIANO MARTINS BARROS - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2010..pdf: 2620845 bytes, checksum: dc95731aa66d4dab123e738a1dc6b49c (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-24T14:45:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LUCIANO MARTINS BARROS - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2010..pdf: 2620845 bytes, checksum: dc95731aa66d4dab123e738a1dc6b49c (MD5) Previous issue date: 2010-03 / Neste trabalho obtivemos uma solução do problema de Riemann associado a um sistema de duas leis de conservação proveniente da modelagem matemática de um escoamento trifásico num meio poroso. Consideramos o caso de um reservatório petrolífero contendo inicialmente uma mistura arbitrária do tipo gás/óleo à ser deslocada pela injeção de uma mistura do tipo água/gás, também arbitrária. Usando uma combinação de métodos analíticos e computacionais determinamos a geometria das chamadas curvas de onda sob a condição de entropia de viscosidade, com matriz de viscosidade sendo a identidade. Determinamos todas as possíveis sequências de ondas que descrevem o escoamento para cada par de misturas de injeção e de produção representandoosdadosdeRiemann. Mostramosqueparadadosdeproduçãorepresentando uma mistura próxima de óleo puro, ou de gás puro, apenas duas ondas estão presentes no escoamento, independentemente da mistura de injeção. No entanto, para dados de produção representando uma melhor proporção gás/óleo mostramos a existência de uma faixa de dados de injeção para a qual três ondas estão presentes no escoamento, uma delas sendo uma onda de choque transicional. / In this work we describe a Riemann solution for a system of two conservation laws modeling a three-phase flow in a porous media. We consider the case where a petroleum reservoir is initially filled with an arbitrary gas/oil mixture to be displaced by the injection of a gas/water mixture, also arbitrary. By using a combination of analytical and computational methods we obtain the geometry of the so called wave curves under the viscous profile entropy condition, with the viscosity matrix as the identity. We determine all wave sequences describing the flow for each pair of injection andproductionmixtures,representingtheRiemanndata. Weshowthatforproduction mixture data close to pure oil, or pure gas, only two waves are present in the flow independentlyontheinjectionmixture. Nevertheless, forproductiondatarepresenting a more proportional gas/oil mixture we show the existence of a injection data range for which three waves are present in the flow, one of them being a transitional shock wave.