Orientador: Eric Edgar Maidla / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-18T16:06:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Roque_JoseLuiz_M.pdf: 1845714 bytes, checksum: 53ebbc2e27a16a713678061a9d3bc51b (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: O objetivo principal deste trabalho consiste em apresentar algumas propostas para a otimização do dimensionamento da coluna de revestimentos. Assim são apresentadas 4 sugestões que podem ser incorporadas a programas de dimensionamento já existentes. Formula-se um procedimento de cálculo da resistência ao colapso .de "tubos não API", que apresentam resistência ao colapso superior aos seus equivalentes API, na mesma linha do procedimento estabelecido pela norma API BUL 5C3 (1) para os tubos API. Discute-se também a correção da resistência à pressão interna de tubos com conexão buttress, long thread e short thread, conexões essas que não conseguem impedir totalmente o vazamento de gás. Neste item também seguimos a orientação estabelecida pela norma API BUL Se3 para calcular os limites máximos de correção da resistência à pressão interna dos tubos, no caso iguais à pressão de vazamento na conexão, como definida pela norma. Outro ponto discutido neste trabalho é a determinação da força axial atuante na coluna de revestimento em poços direcionais. Compara-se os resultados obtidos para essas força, determinados pelo critério " verticalização da profundidade medida " (15) e pelo critério da "simulação da retirada da coluna" (18). Apresenta-se também um método de seleção de tubos para a montagem da coluna de revestimento, baseado no método do mínimo custo global, proposto por Wojtanowicz e Maidla (l8) . Este método está elaborado de tal forma que nos fornece sob quaisquer circunstâncias, a coluna de revestimento de menor custo possível que pode ser utilizada no poço. Foi utilizado um programa comercial (20) de cálculo de esforços em colunas de revestimentos para testar o método de seleção de tubos e otimização do dimensionamento. As sugestões apresentadas neste trabalho foram implementadas em um programa para computadores compatíveis com o IBM PC. A linguagem de programação utilizada é o Turbo Pascal 6.0 da Borland Internacional / Abstract: Not informed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Eric Edgar Maidla / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-19T05:43:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dumans_CarlosFernandoFontenelle_M.pdf: 5579838 bytes, checksum: 9306e3128c3a4a81740940449e978084 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: A escolha das brocas mais adequadas à perfuração de poços é considerada de grande importância quando se procura realizar a perfuração a custos mais baixos. São analisados diversos métodos para escolha de brocas que consideram as características das formações obtidas através de perfis, além dos métodos que utilizam dados de perfuração. Os parâmetros utilizados para seleção de brocas são apresentados de forma a permitir uma análise simultânea dos mesmos, facilitando a identificação daquele(s) que fornece(m) resultado(s) coerente(s) quando comparados com as brocas utilizadas no campo. Essa forma de apresentação também permite a associação de diversos parâmetros para a escolha de brocas. Utiliza-se como referência o método proposto por Mason para escolha de brocas, empregando o tempo de trânsito cisalhante. Calcula-se a resistência a compressão da formação empregando-se o critério de ruptura de Mohr-Coulomb. É proposto o cálculo da resistência ao cisalhamento da formação, visando identificar locais estimativa do tempo de trânsito cisalhante das litologias mais freqüentes nas áreas analisadas. É efetuada análise de sensibilidade para verificar-se o grau de influência que diversas variáveis calculadas ou assumidas exercem no resultado final deste estudo. O método proposto é aplicado em cinco poços na área de Tubarão (Bacia de Santos) e em quatro poços na Bacia de Campos, lendo os resultados de mesmo se mostrado coerente com as brocas empregadas no campo. São identificados intervalos para uso de outros tipos de brocas pouco utilizadas na área analisada. O método proposto mostra-se útil e de fácil aplicação na escolha de Brocas em áreas com diferentes características litológicas / Abstract: Bit selection to drill wells is considered of great importance when drilling wells at lower costs is desired. Many methods for bit selection that consider formation characteristics obtained thought eletric logs, besides the methods which take into account drilling data, are analysed. The parameters used for bit selection are presented in a way that allows a simultaneous analysis of these same parameters, making it easy to identify the one(s) that furnish the best results when compared with the bits used in the field. This form of presentation also allows the association of many parameters for bit selection. The method proposed by Mason for bit selection using the shear transit time is considered as reference point. The compressive strength of the formation is calculated using the Mohr-Coulomb rupture criteria. The determination of formation shear strength is proposed as a mean to identify the places where some bit types present the best results. Some expressions are determined to estimate the shear transit time of the most frequent lithologies in the area analysed. A sensibility analysis is done to verify how the many variables calculated or considered affect the final results of this study. The proposed method is verified using data from five wells at Tubarão filed (Santos Basin) and in four wells at Campos Basin, and the results showed good agreement with the bit records. Intervals to use other bits of short use in the area are identified. The proposed method is usefull and easy to apply for bit selection in areas with different lithologic characteristics / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Sandra Cristina dos Santos Rocha, Cesar Costapinto Santana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T07:22:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 QueirozNeto_JoaoCrisosthomode_M.pdf: 3702953 bytes, checksum: 63f58fde88b01acfbed1c8948243663d (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Este trabalho é um estudo experimental do fenômeno de redução de fricção no escoamento do fluido de perfuração salgado, contendo poliacrilamida hidrolisada em tubos de 1"(2,54 cm), 11/4"(3,18 cm), e no anular de 3/2"(7,62/5,08 cm). Neste estudo, analisou-se o comportamento reológico do fluido de perfuração com concentrações de poliacrilamida entre O e 7133 ppm, tendo sido verificado que o modelo reológico de Robertson-Stiff descreve melhor o comportamento reológico destes fluidos para a faixa de deformação pesquisada. Os resultados experimentais do escoamento turbulento em tubos e ânulos foram utilizados para analisar o fenômeno de redução de fricção, através do estudo da influência da geometria, concentração de poliacrilamida hidrolisada, degradação, etc, nos fatores de fricção dos fluidos. Correlações empíricas, tipo Blasius,foram desenvolvidas para escoamento turbulento do solvente através dos tubos e ânulo estudados. o fenômeno de redução de arraste foi observado e quantificado para o intervalo de concentração de poliacrilamida hidrolisada analisada. Além disso foi estudada a influência da degradação mecânica desse polímero do ponto de vista qualitativo. Foi observado que a funcionalidade da poliacrilamida hidrolisada como redutor de friccão ,para o fluido de perfuração salgado,limita-se à faixa de concentração de 713 a 2853 ppm.Além disso,maiores percentuais de redução de fricção foram obtidos para concentrações entre 1141 e 1426 ppm / Abstract: This work is a experimental study of drag reduction phenomenon in the salt drilling fluid that contains hydrolyzed polyacrylamide and flows in 1", l1A"tubes and 3"/2"annulus, by turbulent flow. The rheological behavior of the salt drilling fluid with hydrolyzed polyacrylamide in concentration between O and 7133 pp.m was analyzed. It was verified that the model proposed by Robertson-Stiff well deseribes the rheological behavior of the salt drilling fluids in the total range considered. Experimental results for the turbulent flow in the pipes and in the anulus were used to analyze the drag reduction phenomenon, by studying the influenee of the geometry, mechanical degradation, etc, in the friction factor of the drilling fluids. Empirical correlations Blasius type) were developed from experimental data for turbulent flow of the solvent (salt drilling fluid without hydrolyzed polyaerylamide) for tubes and annulus. The drag reduction phenomenon was observed and quantified for the analyzed concentration ranges of hydrolyzed polyaerylamide. Also, it was studied the influenee of this polymer's mechanical degradation from qualitative viewpoint It was noted that the function of hydrolyzed polyacrylamide like drag reducer for salt drilling fluid ranges from 713 to 2853 ppm.However, the highest drag reduction percentual was gotten for concentration in the range 1141 and 1426 ppm / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Eric Edgar Maidla / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T09:48:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CardosoJunior_JoseVenancioLima_M.pdf: 2385820 bytes, checksum: f35dcc8a420690e1191604858b46796c (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: A presente Tese consiste em um sistema computacional de acompanhamento de manobras em poço aberto durante a perfuração de um poço de petróleo. É composto de 3 fases. A FASE I realiza automaticamente um pré-diagnóstico de possíveis problemas operacionais ou de poço, em tempo real, e o annazenamento de dados coerentes, necessários ao cálculo do fator de atrito aparente entre coluna e poço. Em caso de detecção de problema de poço, o programa permite uma investigação das seções anteriores para avaliação do tipo de problema possível. A FASE fi consiste na avaliação do comportamento do fator de atrito aparente com a profundidade, utilizando programa elaborado por Idagawa (3), e construção do gráfico Fator de Atrito x Profundidade. A FASE m inicia-se com a comparação gráfica do padrão obtido acima com padrões de problemas conhecidos. Em seguida há a elaboração de uma programação de descida de coluna composta de: Esquema gráfico da geometria do poço, relação de possíveis problemas (operacionais ou de poço) detectados na retirada da coluna, análise da tendência geral de problema de poço e finalmente sugestões de procedimentos para descida de coluna / Abstract: Not informed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Armando Zaupa Remacre, Joel Carneiro de Castro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T10:47:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Camoleze_Zilander_M.pdf: 3448479 bytes, checksum: 4753261d95ee37352bc9b77a80e1aa73 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Enfatiza-se nessa tese, o uso de poço horizontal na caracterização de heterogeneidades de reservatório, em um conjunto com 19 poços verticais. Foi constituída uma vizinhança retangular de 500 m na direção este-oeste (E- W), 800 _ para norte-sul (N-S) e 18 m na vertical, a partir do topo do reservatório, de acordo com o ponto máximo de afastamento alcançado pelo poço horizontal em sua oscilante trajetória (datum inferior). Esse volume total foi discretizado com blocos de 20 m x 20 m x 1 m gerando 18 000 nós de simulação, sendo 25 na direção W-E, 40 para N-S e 18 na vertical. Partindo de um modelo conceitual geológico, estabeleceu-se um conjunto de eletrofácies que descrevessem quantitativamente os principais tipos litológicos (litofácies) do modelo conceitual, principalmente _m. base na variável porosidade efetiva, devido à sua correlação com a presença de hidrocarbonetos, mostrada, sobretudo, em descrições de testemunho. Sua propriedade é representar o volume de poros, que, teoricamente, estariam interconectados. O reservatório apresenta um grau extremo de heterogeneidade, com os intervalos mais porosos saturados preferencialmente. ESS2 característica decorre de um sistema. fluvial do tipo braided-channels, associado aos passos de deslocamento da fase molhante, quando do trapeamento. No o hidrocarboneto foi deslocado a baixas pressões de entrada, saturando mais eficientemente uma classe específica de porosidades. A caracterização geoestatística objetivou mostrar as relações espaciais, capturadas pelas funções variogramas (função de autocorrelação espacial), em quatro poços verticais testemunhados, no conjunto globalizado dos poços verticais na vizinhança considerada e no conjunto amostra! desses poços verticais, expandido com os dados condicionalizantes do poço horizontal. o modelo matemático de caráter preditivo foi obtido com o uso do algoritmo para a simulação gaussiana seqüencial (sgsim-biblioteca GSLIB). Com a finalidade de se conseguir inferências sobre o fator poço horizontal no contexto desses dados, foram estabelecidas duas opções que mostrassem relações distintas entre variografia e número de dados do conjunto amostral. Com isto, obteve-se um conjunto de 18 stices, sendo que foram escolhidos para representação aqueles referidos ao topo, parte mediana e basal (datom inferior), a 18 m abaixo do topo, totalizando 6 imagens horizontais e um grupo de seis imagens verticalizadas. Nas opções mencionadas, usaram-se os mesmos parâmetros, inclusive a mesma semente randômica. A opção 1 teve modelo variográfico particularizado aos poços verticais e à estrutura de dados relativa aos mesmos poços. O resultado apresentou uma maior uniformização dos valores simulados, enfatizando a maior continuidade espacial dos valores máximos. A opção 2 utilizou modelos variográficos obtidos a partir dos dados dos poços horizontal e verticais e esse próprio conjunto amostral. Essas condições resultaram em maior definição do comportamento na origem dos variogramas correspondentes e ganho de informações com maior detalhamento do comportamento espacial da variável simulada / Abstract: This thesis presents a stochastic model for the spacial distribution of effective porosity of heterogeneous fluvial reservoirs. The 500 m-wide and 800 m-long study area contains 19 vertical wells and a horizontal well with a 600 m-long "3D" trajectory. A 18 m-thick portion of the reservoir was investigated; this section is defined by the vertical oscillations of the horizontal well. The studied portion of reservoir was divided into blocks with dimensions of20 x 20 xl m or 18,000 cells. This procedure allowed the vertical resolution for simulation required by the large variability in effective porosity presented by the. reserve. Effective porosity was estimated by log-rock correlations, and oil-saturated horizons were constrained by a porosity cut-off of24%. Two types of simulation were developed: (1) simulation based on a variographic model calculated with information from vertical wells only; this simulation tends to show great porosity values with more continuous spatial distribution; (2) simulation based on a variographic model calculated with information from both the vertical and horizontal wells; in this case the estimated poro sities show a larger variability and a more complex distribution. All of these simulations were developed with the same randomic seed. The applied stochastic models were used in the simulation of a continuous variable (effective porosity), with a basic assumption of ordinary krigging. The three types of -simulation were compared to three horizontal views (slices) of the reservoir, respectively located at 1 m, 10 m, and 18 m bellow the top of the reservoir. In the third simulation listed above,' a total of six vertical views (cross sections) of the reservoir were obtained. Horizontal wells provide a more detailed description of the spatial variability of reservoir properties, supporting the development of more realistic variographic models; these, in turn, tend to improve reservoir stochastic simulations, by reducing the inferences involved in theoretical models / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T19:17:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Aquino_CarlosGuilhermeSilvade_M.pdf: 5000648 bytes, checksum: 8a26da0f405c72484662ddfa1af6ab7c (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Este trabalho aborda uma das etapas fundamentais da estimativa de reservas, que é a estimativa de volume de hidrocarboneto do reservatório, inferindo-o desde a fase exploratória até o seu completo desenvolvimento. Ressalta, também, a importância dos dados sísmicos para esta estimativa, particularmente quando o reservatório atinge seu pleno desenvolvimento com poucos poços, típico de campos petrolíferos localizados o mar. A dissertação Apresenta como caso prático um reservatório da Plataforma Continental brasileira. o modelo estocástico utilizado baseia-se nas funções aleatórias gaussianas aplicadas às variáveis de amplitude sísmica, espessura e topo estrutural do reservatório. Aplica-se Ao modelo asimulação condicional geoestatística, usando os algoritmos das médias móveis bandas rotativas (turninq-bands) / Abstract: This work approaches one of fundamental steps of the reserva estimation, namely, the oil in place volume calculation, from the explorarory stage to the complete development of a reservoir. The importance of seismic data to this estimation is emphasized, particularly when the reservoir is completely developed with few wells, a common practice with offshore fields. A case study for a Brazilian offshore basin is presented. The stochastic model used to describe teh reservoir is based on Gaussian Functions applied to seismic amplitude, to reservoir structural top and to reservoir thickness. The model is solved by geostatistics conditional simulation, with turning-bands method / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T08:27:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Tavares_RogerioMartins_M.pdf: 4486428 bytes, checksum: b451b4e88fa208c51397fb1846b31ebb (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: A exploração de petróleo no mar desenvolveu-se substancialmente nas últimas décadas. Ao longo desse processo, notadamente a partir da década de 80, a quantidade de informação gerada durante a perfuração aumentou dramaticamente. Se por um lado o cenário atual apresenta informação em abundância, por outro lado existe carência de ferramentas capazes de fazer uso efetivo da informação disponível. Esta dissertação apresenta procedimentos que, através da análise e interpretação de dados de perfuração, buscam melhorar o processo de construção de poços de petróleo. Três procedimentos independentes são propostos. O primeiro consiste na utilização de um sistema de visualização para acompanhamento da perfuração direcional. A aplicação desse sistema traz benefícios para a atividade de controle da trajetória do poço. O segundo procedimento trata da utilização de um sistema automático para classificar as operações realizadas durante a perfuração de um poço de petróleo. O sistema de classificação pode ser utilizado para produzir um relatório preciso e detalhado sobre as atividades realizadas durante a perfuração. O terceiro e último procedimento diz respeito à detecção precoce de problemas de perfuração. Esse procedimento consiste em reconhecer, em tempo real nos dados de perfuração, comportamentos capazes de precocemente identificar problemas de perfuração. Através desse trabalho é possível concluir que os dados de perfuração atualmente disponíveis representam uma fonte bastante rica de informações e podem ser utilizados para melhorar o processo de construção de poços de petróleo. / Abstract: The offshore petroleum exploration has substantially developed in the last decades. During this process, mostly in the 80s, the amount of information generated during the drilling operation has dramatically increased. If on one hand the existing scene presents great quantity of information, on the other hand there is a lack of tools able to make effective use of the available information. This work presents procedures that, through the analysis and interpretation of drilling data, aim to improve the construction process of petroleum wells. Three independent procedures are presented. The first one concerns the use of a visualization system for tracking the execution of directional drilling operation. The utilization of this system brings benefits to the trajectory control activity. The second procedure deals with the use of an automated system to classify the activities performed during well drilling operation. The automated classification system may be used to generate a precise and detailed report considering the executed drilling activities. The third and last procedure concerns the early detection of drilling troubles. This procedure consists of recognizing online, in the drilling data, behaviors able to identify drilling problems. Through this work it is possible to conclude that the available drilling data represent a high potential source of information and can be used to improve the petroleum well construction. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-graduação em Engenharia de Automação e Sistemas / Made available in DSpace on 2012-10-23T16:26:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 258570.pdf: 2698798 bytes, checksum: 6fced60ef8cbc5d7741037f4bfeebcc6 (MD5) / Neste trabalho sobre o sistema de elevação artificial por bombeio mecânico é avaliada a contribuição que a pressão de fundo pode aportar ao sistema de controle de unidades de bombeio. Com o desenvolvimento de uma nova classe de sensores de fundo baseados em tecnologia de fibra óptica e custo reduzido surge a possibilidade de aplicar novas estratégias de controle, e neste trabalho, é proposto o controle VSD (Variable Speed Drive) com sintonia através de gain-scheduling para o controle dinâmico do nível no anular, o qual tem forte influência sobre a produção de óleo. Como proposta final utilizam-se em conjunto as informações da carta e pressão de fundo para o controle sobre unidades de bombeio mecânico, o que possibilita trabalhar em um ponto ótimo de operação e diminuir os gastos com manutenção. Para a simulação dos algoritmos de controle foi desenvolvido um simulador para o processo de bombeio mecânico que faz parte de uma plataforma de trabalho que conta também com um CLP (onde estão implementados os algoritmos de controle) conectados através de tecnologia OPC, caracterizando assim, uma situação com condições semelhantes aos campos de produção. \noindent In this work the sucker-rod pumping system is evaluated in order to evaluate the downhole pressure contribution in the pump unit control. With the development of a new class of low cost downhole sensors based in optical-fiber technology, new control strategies could bee applied, and, a control framework using the downhole pressure combined with a Variable Speed Drive (VSD) structure and gain-scheduling tunning is proposed to the dynamic level control of the annular, which has high influence on the oil production. The final proposal used the downhole pressure and dynamometer cards informations to the unit pump control, making possible to operate in the optimized operational point and to reduce the maintenance costs. A hardware in the loop platform was developed for the controlled system simulation, composed by a process simulator (where the dynamic simulator for the sucker-rod pump system is placed) and a CLP (where the control algorithms are placed) conected by OPC technology, which characterizes a situation with similar conditions to the production fields.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. / Made available in DSpace on 2012-10-22T11:04:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 244296.pdf: 635316 bytes, checksum: 0f00504d9a1fb149f3556a6e9cb5e254 (MD5) / A alocação ótima de gás de injeção busca taxas de injeção para poços de petróleo operados por gas-lift que otimize uma função objetivo, normalmente que maximize o lucro, em um campo de petróleo. Apesar do grande interesse nesta classe de problemas, a maioria dos trabalhos nesta área não os trata adequadamente, produzindo soluções sub-ótimas e não considerando explicitamente decisões discretas de ativação e desativação dos poços. Neste trabalho buscamos obter taxas ótimas de injeção de gás considerando restrições de capacidade máxima de gás disponível e restrições de precedência de ativação dos poços. Como a curva de performance do poço, que caracteriza sua resposta, é não-linear, aplicamos a ela um procedimento de linearização por partes. Então utilizamos programação linear inteira mista, que possui um grande ferramental teórico e algorítmico. Este problema pertence a classe NP-Difícil, então apresentamos um procedimento para obtenção de cortes que acelera a busca da resposta ótima. Experimentos computacionais mostraram que estes cortes podem reduzir o número de iterações do algoritmo de otimização. A programação inteira mista também nos garante que a solução ótima global seja obtida, e permite uma medida da qualidade da solução pelos limites primal-dual, caso a execução do algoritmo seja interrompida. Desenvolvemos também uma interface de otimização para o usuário, que permite que ele especifique uma instância de um problema de alocação de gás de injeção e obtenha a solução ótima, sem que para isto ele necessite conhecer detalhes do modelo e do algoritmo de resolução do problema. Optimum lift-gas allocation searches gas injection rates for wells in gas-lifted oil fields that optimizes an objective, generally profit. Despite the long interest, most of the literature lack rigor, producing sub-optimal solutions and not treating explicitly discrete decisions and well activation and deactivation. In this work, we present a formulation for optimum lift-gas allocation with maximum available gas and activation precedence constraints. We use mixed integer linear programming with piecewise linearization of the well performance curves, because of its great theoretical and algorithmic possibilities. This problem belongs to the NP-Hard class, thus we propose a procedure to obtain cutting planes that accelerates the search for the optimum allocation. Computational experiments showed that these cuts can reduce the number of algorithmic iterations. Mixed integer programming also produces globally optimum solutions and gives a measure of the solution quality by the primal-dual bounds, in case of the algorithmic execution is interrupted. We also have developed an optimization interface that allows the user to specify an instance of the lift-gas allocation problem and obtain its solution, without necessarily knowing details of the model and the resolution algorithm.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química, Florianópolis, 2015. / Made available in DSpace on 2015-11-17T03:06:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 336048.pdf: 1186380 bytes, checksum: a0021ff05f943919c01b224f0bdccd8e (MD5) Previous issue date: 2015 / Um dos maiores problemas nos poços maduros de petróleo é a presença de acidez biogênica (souring), gerada principalmente pela produção biológica de sulfeto na recuperação secundária do petróleo em plataformas offshore. Uma das estratégias para o controle do souring em reservatórios consiste na injeção de nitrato, o qual é utilizado preferencialmente como aceptor de elétron, limitando desta forma a produção de sulfeto. O objetivo do presente estudo foi investigar a relação entre o carbono e o nitrogênio (Relação C:N) necessária para inibição da produção de sulfeto num consórcio microbiano enriquecido a partir de água de produção de um reservatório de óleo offshore. Foi realizado primeiramente um ensaio em batelada com acetato e propionato (ácidos graxos de fácil degradação) para avaliar o melhor doador de elétrons utilizado pelas bactérias redutoras de sulfato (BRS) para produção de sulfeto. A partir do ensaio concluiu-se que o consórcio de bactérias utiliza propionato para produzir acetato e CO2, Com isso, para subseqüentes ensaios, foi utilizado propionato como aceptor de elétrons. Dois ensaios mais foram feitos, a fim, de avaliar a relação C:N inibitória da produção de sulfeto: o primeiro, mudando a concentração de carbono e a concentração de nitrogênio; o segundo, mantendo a concentração de carbono constante e variando a concentração de nitrogênio. No primeiro, evidenciou-se que, nas condições onde a concentração de nitrogênio, expressada em nitrato (N-NO3?), foi superior à concentração de carbono orgânico, expressada em propionato ( ). A produção de sulfeto ficou inibida, possivelmente, pela indisponibilidade de carbono, ou então pelo favorecimento de processos de desnitrificação autotrófica, que resultariam na remoção de algum sulfeto formado. Já, nas condições onde a concentração de nitrato foi inferior à de carbono orgânico houve formação de sulfeto, a partir do ponto de término do nitrito, não havendo uma influência da concentração residual de matéria orgânica no sistema. Os resultados da segunda série de ensaios foi concordante com a primeira, evidenciando que a relação C:N propriamente dita não é um fator que resulte em inibição ou estimulação das BRS num ponto especifico de injeção, mas sim, a presença ou ausência de nitrato ou nitrito, de forma independente da concentração de matéria orgânica. Um ensaio adicional foi realizado para determinação da presença ativa de bactérias autotróficas redutoras de nitrato e oxidadoras de sulfeto (BRN-OS); os resultados mostram presença ativa de BRN-OS.<br> / Abstract : A major problem in oil wells is the presence of biogenic acid (Souring) generated mainly by the production of sulfide in secondary recovery of oil at offshore platforms. The control of souring in reservoirs can be done through nitrate injection, which is preferably used as the electron acceptor, limiting the production of sulphide. The objective of this study was to investigate the carbon-nitrogen ratio required (C:N) for inhibition of sulfide production in an enriched microbial consortia coming from a production water from an offshore oil reservoir. It was first performed a batch assay with acetate and propionate (easily degradable fatty acids) to evaluate the best electron donor used by sulphate reducing bacteria (SBR) to produce sulfide. It was concluded from this assay that the bacteria consortia has a greater affinity to propionate. Two more assays were made with the objective to evaluate the C:N ratio that inhibit sulfide production: the first, it was maintained constant carbon concentration and varying nitrogen concentration; the second, it was maintained nitrogen concentration constant and varying carbon concentration. The first assay showed that, under the conditions where the concentration of nitrate expressed as nitrogen (N- NO3?) was greater than the concentration of organic carbon ( ), sulfide production was possibly inhibited by the lack of organic matter, or it was favored by autotrophic denitrification processes, that contributes to remove of some sulfide formed. When nitrate concentration was lower than organic carbon, sulfide was formed immediately after nitrogen species were totally consumed. There was no influence of residual concentration of organic matter in the system. The second assay results corroborate with the previous one, indicating that the C:N ratio is not a factor that results in SBR inhibition or stimulation, but, what matter is the nitrate, or nitrite, presence or absence, independently of the organic matter concentration. An additional test was performed to determine the presence active of sulfide-oxidizing, nitrate reducing bacteria (NBR - OS).