Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Instituto de Geociências, Programa de Pós-Graduação em Geologia, 2010. / Submitted by Albânia Cézar de Melo (albania@bce.unb.br) on 2011-11-25T14:49:08Z No. of bitstreams: 2 2010_SandraNelisTonietto2.pdf: 104714902 bytes, checksum: f08eb2d3ae3882584ae526ffc1062c72 (MD5) 2010_SandraNelisTonietto.pdf: 19873885 bytes, checksum: f2fa2344e6f19ff33e9882d8b0e99619 (MD5) / Approved for entry into archive by Leila Fernandes (leilabiblio@yahoo.com.br) on 2011-12-14T14:43:18Z (GMT) No. of bitstreams: 2 2010_SandraNelisTonietto2.pdf: 104714902 bytes, checksum: f08eb2d3ae3882584ae526ffc1062c72 (MD5) 2010_SandraNelisTonietto.pdf: 19873885 bytes, checksum: f2fa2344e6f19ff33e9882d8b0e99619 (MD5) / Made available in DSpace on 2011-12-14T14:43:18Z (GMT). No. of bitstreams: 2 2010_SandraNelisTonietto2.pdf: 104714902 bytes, checksum: f08eb2d3ae3882584ae526ffc1062c72 (MD5) 2010_SandraNelisTonietto.pdf: 19873885 bytes, checksum: f2fa2344e6f19ff33e9882d8b0e99619 (MD5) / As rochas carbonáticas das formações Sete Lagoas e Lagoa do Jacaré (Grupo Bambuí), presentes na região de Alvorada do Norte, Estado de Goiás, e da Formação Morro do Calcário (Grupo Vazante), presentes na região de Fagundes, Estado de Minas Gerais, mostram fácies deposicionais semelhantes, porém sua história diagenética difere em diversos aspectos. O presente estudo teve como objetivo principal identificar feições petrográficas (composicionais e texturais) e alterações diagenéticas e hidrotermais. Além disso, pretendeu estabelecer relações entre as feições petrográficas com as etapas de exposição e soterramento, e a relação entre circulação de fluidos com a geração e obliteração de porosidade. As fácies deposicionais são principalmente calcarenitos, dolarenitos e dolorruditos intraclásticos, em sua maioria sem lama carbonática, indicando ambiente deposicional de alta energia. Estas fácies, originalmente porosas, foram intensamente cimentadas, principalmente na eodiagênese. Processos de cimentação, com início ainda no ambiente deposicional e se estendendo até o soterramento raso, obliteraram grande parte do espaço poroso, impedindo a compactação mecânica dos grãos e mantendo o arranjo textural próximo ao deposicional. Fácies originalmente porosas, como as aqui estudadas, tendem a manter alguma porosidade primária preservada até a mesodiagênese. As fácies de calcarenito, dolarenito e dolorrudito são mais propícias a migração de fluidos, os quais podem ser a própria água de formação, fluidos hidrotermais ou até mesmo hidrocarbonetos (e compostos associados como ácido carboxílico, CO2, dentre outros). Nas rochas carbonáticas do Grupo Bambuí ocorrem níveis delgados onde pouca porosidade primária ainda é observada. Apesar da baixíssima porosidade primária existente, estas rochas mostraram-se porosas, sendo a porosidade do tipo secundária, gerada por processos de fraturamento e dissolução durante a mesodiagênese. Grande parte da porosidade é intercristalina e vugular, ocorrendo também porosidade em planos de fraturas e em estilolitos. A porosidade secundária foi parcialmente cimentada por calcita blocosa, dolomita, dolomita-em-sela e quartzo. Assim como nas rochas carbonáticas do Grupo Bambuí, porosidade secundária foi gerada nos carbonatos do Grupo Vazante durante a mesodiagênese, principalmente próximo a planos de estilolitos, os quais serviram de conduto para os fluidos corrosivos. Porém a porosidade secundária, do tipo vugular, foi intensamente cimentada por dolomita. Neste caso apenas localmente observa-se porosidade remanescente, estando esta preenchida por pirobetume. Além dos processos de cimentação e dissolução, as rochas carbonáticas da Fm. Morro do Calcário (Grupo Vazante) foram submetidas a processo de alteração hidrotermal. Este processo resultou em modificações das rochas carbonáticas como silicificação, brechação (por fluidos hidrotermais) e cimentação por sílica, dolomita, pirita, esfalerita e galena. A principal diferença entre as duas regiões estudadas está no contexto tectono-estrutural. Enquanto o Grupo Bambuí, na região de Alvorada do Norte, encontra-se horizontalizado, com dobramentos suaves e falhas mais tardias, o Grupo Vazante, na região de Fagundes, apresenta tectonismo ativo desde a deposição, tendo sofrido posteriormente forte dobramento, em contexto de falhas de empurrão, por vezes profundas. Por este motivo as rochas carbonáticas do Grupo Vazante sofreram diversas fases de fraturamento, havendo percolação de fluidos dolomitizantes e localmente hidrotermais. Geração e migração de hidrocarbonetos ocorreram nas duas áreas estudadas. As rochas carbonáticas do Grupo Bambuí possuem fraturas abertas e porosidade secundária, tendo sido identificado resquícios de betume, sendo potenciais rochas reservatório para hidrocarbonetos. As rochas carbonáticas do Grupo Vazante apresentam-se muito fraturadas, porém as fraturas são fechadas ou cimentadas, com rara porosidade secundária preenchida por pirobetume. O processo de hidrotermalismo resultou em intensa cimentação da rocha, além do causar craqueamento do idrocarboneto e a mineralização de sulfetos de Zn-Pb. ______________________________________________________________________________ ABSTRACT / The Sete Lagoas and Lagoa do Jacaré formations (Bambuí Group) in the Alvorada do Norte region, Goiás State, and Morro do Calcário Formation (Vazante Group) in the Fagundes region, Minas Gerais State, have similar depositional facies, but their diagenetic history differs in several aspects. The main propose of this study is to characterize petrographic features (compositional and textural), diagenetic and hydrothermal alteration. Besides, were evaluated the relation of petrographic features with exposure and burial processes, including generation and obliteration of the porosity. The depositional facies are mainly calcarenites, dolarenites and dolorrudites, mostly without carbonate mud, indicating high energy depositional environment. These facies, originally porous, were strongly cemented, mainly in the eodiagenesis. This cementation process, which started in the depositional environment and continued through shallow burial conditions, obliterated the pore space, avoided the mechanical compaction and maintained the grain textural arrangement. Facies originally porous, such as calcarenite/dolarenite and calcirrudite/dolorrudite, tend to retain some primary porosity preserved until the mesodiagenesis. These facies are the preferential pathways to fluids, which can be the formation water, hydrothermal fluids or even hydrocarbons (and related compounds such as carboxylic acid, CO2, and others). In carbonates of the Bambuí Group was observed that a little amount of primary porosity is still present in some levels. Despite the very low primary porosity, these rocks went trhough fracturing and dissolution processes during mesodiagenesis, which caused generation of secondary porosity. The secondary porosity is mainly intercrystal, vuggy, open fractures and along stylolites. Part of the secondary porosity was cemented by blocky calcite, dolomite, saddle dolomite and quartz during mesodiagenesis. Secondary porosity was also generated in carbonate rocks of Vazante Gr. during mesodiagenesis, but in this case related to stylolite surfaces, which acted as conduits to corrosive fluids. The secondary porosity, mainly vuggy, was intensely cemented by dolomite (eo/mesodiagenesis), and only locally remaining porosity is still present, but it is filled with solid bitumen. Besides the cementation and dissolution processes, the carbonates of Morro do Calcário Formation (Vazante Group) were also subjected to hydrothermal alteration. This process caused alterations in carbonate rocks such as silicification, brecciation (by hydrothermal fluids) and cementation by silica, dolomite, pyrite, sphalerite and galena. The major difference between both regions is the tectonic and structural context. While the Bambuí Group in the Alvorada do Norte region, is mainly horizontal, with open folding, the Vazante Group, in the Fagundes region, presents strong folding in a context of thrust faults. For this reason, the carbonate rocks of the Vazante Gr. were intense fractured and percolation of dolomitizing and hydrothermal fluids occured. In these areas generation and migration of hydrocarbons had occurred. The carbonate rocks of Bambuí Group have open fractures and secondary porosity, and also present bitumen resquicious, being potential hydrocarbon reservoir rocks. The Vazante Group carbonates are strongly fractured, but these fractures are closed or cemented, with rare secondary porosity filled by solid bitumen. The hydrothermal process resulted on intense recrystallization and cementation of the rock, and also caused hydrocarbon craking and Zn-Pb sulfide mineralization.

Made available in DSpace on 2018-08-01T23:57:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_10242_DANIELA RODRIGUES ARAUJO - DISSERTAÇÃO - EUTROFIZAÇÃO EM RESERVATÓRIOS -ESTUDO DE CASO -RESERVATORIOS DE RIO BONITO E SUICA (.pdf: 3358187 bytes, checksum: 91f85a6753b6beab6dded22c8de6ea36 (MD5) Previous issue date: 2016-04-26 / Os reservatórios da Pequena Central Hidrelétrica de Rio Bonito e Usina Hidrelétrica Suíça, localizados na bacia do rio Santa Maria da Vitória, um dos principais mananciais de abastecimento da Grande Vitória, recebem o aporte de nutrientes provenientes de esgotos domésticos, cultivos agrícolas e granjas. No presente estudo objetivou-se analisar as condições dos reservatórios, quanto a aspectos relacionados com eutrofização, a partir de resultados de monitoramentos de qualidade de água realizados entre outubro de 2008 e julho de 2014 em pontos situados no interior dos reservatórios. A classificação das águas do reservatório, quanto ao estado trófico, foi realizada através dos modelos de Salas e Martino (1991) e OECD (1982) e dos Índices de Estado Trófico (IET) de Carlson (1977), Toledo (1984), Lamparelli (2004) e Cunha (2012). O Índice Morfoedáfico foi utilizado para estimativa das reduções de cargas de fósforo afluentes aos reservatórios para manutenção de condições mesotróficas. Os resultados de classificação do estado trófico dos reservatórios de Rio Bonito e Suíça, indicaram classes de ultraoligotrófica a hipereutrófica dependendo do modelo e IET utilizado, mesmo a partir de valores de parâmetros registrados em um mesmo ponto em uma mesma campanha. Os resultados qualitativos e quantitativos do IET de Cunha, para os reservatórios da PCH Rio Bonito e da UHE Suíça, se apresentaram mais próximos daqueles obtidos com IET de Lamparelli (modelo de referência adotado pela CETESB) do que os correspondentes aos demais modelos e IETs. Valores obtidos para o Índice Morfoedáfico indicam necessidade de redução de cargas de fósforo para manutenção de condições mesotróficas nos reservatórios. O fato do reservatório Suíça se localizar a jusante do reservatório Rio Bonito conduziu a classificação em graus e classes de trofia geralmente inferiores aos correspondentes este último, considerando mesmos modelos e parâmetros, provavelmente pelo fato deste último reservatório estar funcionando como uma espécie de sistema de tratamento precário, causando redução da carga poluidora que aflui ao reservatório a jusante. Conclui-se ainda significativa influência de sazonalidade e precipitações pluviométricas sobre as estimativas de classes de estado trófico.

Orientadores: Chang Hung Kiang, Jose Luiz Antunes de Oliveira e Sousa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-20T21:42:14Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lopes_MarcosRobertoFetter_M.pdf: 4329342 bytes, checksum: eb444bfcdfbb631a8ac3fbc256df868e (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: O campo de tensões atuante pode condicionar significativamente o fator de recuperação na explotação de reservatórios de hidrocarbonetos naturalmente fraturados. Mesmo para reservatórios aparentemente não fraturados, a determinação das tensões in situ pode ser importante em projetos de recuperação avançada, como no caso de poços horizontais ou de estimulação através de fraturamento hidráulico. O objetivo principal deste projeto foi a avaliação metodológica de algumas ferramentas que podem ser úteis na antecipação de informações sobre o estado de tensões em reservatórios. Para este estudo foi selecionado um reservatório carbonático do Albiano da Bacia de Campos, que além de possuir um acervo de dados adequado, apresenta evidências de fraturamento em testemunhos. Na primeira etapa do trabalho, os principais modelos de estados de tensões em margens passivas, citados na literatura, foram analisados para a situação da Bacia de Campos. Foi proposto para o reservatório Albiano um regime de distensão generalizada, associada ao des1izamento divergente dos evaporitos aptianos, desacoplado do campo de tensões atuante na seção pré-rift. Esta suposição foi analisada, através de dois tipos de modelamento mecânico: simulação elástica linear baseada no método de elementos finitos e análise de curvatura do topo do reservatório. Os resultados da simulação elástica reforçaram a hipótese de deslizamento divergente e evidenciaram perturbações do campo de tensões junto às falhas que delimitam a área. A análise de curvatura revelou a presença de zonas preferenciais para a atuação de tensões flexurais ao longo dos principais falhamentos. Na última etapa do trabalho, o modelo proposto para o estado de tensões foi validado através de análise de breakouts. Os resultados obtidos indicaram um forte controle do campo de tensões nas imediações da falha lístrica antitética que delimita o reservatório. Além disso, a tensão horizontal máxima (S_ é subparalela à direção da falha, de acordo com as previsões dos modelos numéricos. Outra observação importante foi a bimodalidade das direções de SH, com orientações segundo WNW na seção pré-aptiana, e segundo NNW a NE no reservatório albiano. Esta bimodalidade constitui um forte argumento em favor do desacoplamento de tensões. Apesar das simplificações impostas na modelagem numérica, os resultados obtidos permitiram o estabelecimento de um modelo coerente para o estado de tensões no reservatório estudado. Este objetivo foi atingido com um acervo de dados relativamente modesto, disponível desde o início do desenvolvimento do campo / Abstract: In situ stresses eonstrain the reeovery faetor of hydrocarbon in naturally fraetured reservoirs. Even for reservoirs that are apparent1y not fraetured, knowledge of in situ stresses plays important role in Enhanced Oil Recovery projects, partieularly those involving horizontal wells and hydraulie fraeturing. The main goal of this thesis was to evaluate potential methods to prediet state of stress in hydrocarbon reservoirs. For this pwpose, an Albian carbonate reservoir, from Campos Basin, has been selected. A tectonie model of generalized extension, as a result of divergent gliding of Aptian evaporites, produeing a stress field that is uncoupled from that of the underlying rift section, has been proposed based on available data set collected from literature and unpublished reports. Two numerical models linear elastic simulation using Finite Element Method and curvature analysis of structural contour of the reservoir were applied to the reservoir and the results turned out to be in very good agreement with the proposed model. Elastic simulation validated the divergent gliding assumption as well as indicating stress field perturbation next to the listric faults. Curvature analysis shows preferential zones of flexural stresses along the delimiting faults. Breakout analysis was performed in four wells. It showed a strong control of breakout orientation (SBN-S) next to the border fault, which is oriented NNE. Another noteworthy feature was the bimodal character of the SH directions. In the pre-Aptian rift section SH is oriented WNW, whereas in the overlying post-rift Albian sequence SH falls in the range of NNW to NE, therefore rotated almost 90°. This bimodal character is a strong argument for the uncoupling assumption. In spite of the simplifications imposed on the numerical models the resuIts allowed to define a coherent model for the state of stress in the reservoir / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Marco Antonio Schreiner Moraes, Armando Zaupa Remacre, Euclides Jose Bonet / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T21:14:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Blaskovski_PauloRoberto_M.pdf: 9216661 bytes, checksum: 8caf25f619c6e02c86a7084ff40f53e6 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A minipermeametria é uma técnica utilizada na obtenção de dados praticamente contínuos da permeabilidade de rochas reservatório, em laboratório e afloramentos, a um custo inferior aos dos métodos convencionais. Possui também a vantagem de ser não destrutiva e possuir acuracidade compatível àquelas feitas em plugues de testemunhos em celas de Hassler. A presente dissertação tem por objetivos testar um minipermeâmetro de fluxo transiente de laboratório em testemunhos e identificar as características geológicas que condicionam a distribuição da permeabilidade num reservatório de petróleo constituído por espessos pacotes de arenitos turbidíticos de granulação grossa. (Os dados foram coletados tanto nos testemunhos, longitudinalmente na superfície serrada dos mesmos, quanto nas extremidades planas dos plugues. Os testemunhos possuem diversos trechos fragmentados devido à friabilidade da rocha e amostragens petrofísicas e petrográficas anteriores, e nem sempre foi possível manter o espaçamento constante na coleta. Dentre as seis litofácies presentes no reservatório, as principais são arenito maciço e arenito conglomerático com excelentes características permo-porosas. Os turbiditos são normalmente espessos, possuíndo granodecrescência ascendente bem desenvolvida. A rocha é classificada como arc6sio a subarcósio e os principais elementos diagenéticos são pseudomatriz argilosa, normalmente silicificada e com alta microporosidade, e cimentação calcífera. A porosidade, em geral, é boa e principalmente intergranular, causada pela dissolução do cimento calcífero. Os dados obtidos pela minipermeametria são de alta qualidade, e possuem boa correlação com os dados de permeabilidade obtidos de plugues em celas de Hassler. Gerou-se, através de regressão linear entre o /OglO da permeabilidade obtida adjacente aos buracos de extração dos plugues e o /Og10 da permeabilidade dos respectivos plugues, uma equação para a correção dos dados de minipermeametria. Somente os dados coletados no eixo central dos testemunhos foram utilizadas nos estudos de caracterização do reservatório, pois foi constatado que os testemunhos se encontram danificados por fluido de perfuração, com decréscimo da permeabilidade medida do eixo central para a borda. As sucessões de granodecrescência ascendente são responsáveis pela macrotendência na distribuição da permeabilidade. Os principais agentes de alteração nesta tendência são o cimento calcífero e a pseudomatriz argilosa, gerando forte ruído, de tal forma que muitas vezes dominam a distribuição. Os dados de plugues são insuficientes para capturar a estrutura da permeabilidade / Abstract: Minipermeametry has been used to provide quasi-continuous reservoir permeability data in laboratory and outcrop applications. This technique is non-destructive and cheaper than conventional methods. 115 accuracy is comparable to Hassler-sleeve measuremen15 on core plugs. This dissertation aims to test an UDSteady-state laboratory minipermeameter on cores and to identify the geologica1 characteristics that regulate the permeability distribution in a thick coarsegrained turbiditic petroleum reservoir. rThe data were collected longitudinally along the slabbed swface of cores and at the end of core plugs. Cores are fragmented due to rock friability and previous petrophysica1 and petrographic sampling; as a result, keeping sample spacing constant wasn't always possible. Among the six litofacies present, the major are massive sandstone and conglomeratic sandstone, with excellent reservoir characteristics. The turbidites are broad1y thick and fming-upward. The rock is c1assified as arcose to sub-arcose and the main diagenetic elements inc1ude argilaceous pseudomatrix, often silicified and presenting high microporosity, and calcite cement. The porosity is usually good and intergranular due to calcite cement dissolution. Minipermeametry data are high quality and show good fitting with conventional Hassler-sleeve plug data. An equation to correct minipermeametry data was developed from the linear regression between the /OglO of permeability, collected adjacent to the core plugs extraction holes, and the /OglO of permeability from respective Hassler-sleeve plug data. On1y core central axis data were used for reservoir characterization studies because it was verified that the cores were damaged by drilling mud, and the data show decreasing measured permeability from central axis to the core border. The macrotrend permeability distribution is related to fming-upward successions. The main alteration agents in this trend are calcite cement and argilaceous pseudomatrix. They generate such a strong noise in distribution, that they loca1y become dominant. Hassler-sleeve plug data are insufficient to capture the permeability structure / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Chang Hung Kiang / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-22T11:07:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Borba_Claudio_M.pdf: 5614946 bytes, checksum: ade138e83c4302db8717b5e6d5e0a4b8 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A presente dissertação tem por objetivo caracterizar, na escala de campo de petróleo e de afloramento, as falhas como heterogeneidades estruturais em reservatórios. Seu impacto na lavra de petróleo é de grande importância, especialmente em bacias rift, e tem sido alvo de grande interesse na área de caracterização de reservatórios nos últimos anos. Um estudo de caso realizado em um campo de petróleo estruturalmente complexo mostrou que as falhas são diretamente responsáveis pela compartimentação dos reservatórios. Falhas com rejeitos entre 20 e 500m podem constituir selos e produzir acumulações de hidrocarbonetos. Estudos estatísticos mostraram que falhas com rejeito inferior a 40m estão subamostradas devido às deficiências de resolução e devem estar presentes em quantidade maior do que a observada, podendo ser responsáveis por volumes de petróleo ainda não descobertos no campo. A resolução limitada dos métodos de amostragem e o caráter interpretativo da correlação de falhas deteriora substancialmente as distribuições estatísticas originais de tamanho e espaçamento de falhas. A interpretação de fotomosaicos e os trabalhos de campo em um afloramento de depósitos fluviais fortemente perturbado por falhas normais resultaram em mapas detalhados de heterogeneidades estruturais. Nesta escala, foi constatada a relação fractal na distribuição de tamanho de falhas e a tendência de falhas ocorrerem agrupadas. Diversas feições associadas ao falhamento de rochas sedimentares pouco litificadas foram reconhecidas, destacando-se as zonas de cisalhamento argilosas, principais formadoras de barreiras responsáveis pela compartimentação de reservatórios / Abstract: This work aims to characterize at oil field and outcrop scales faults as structural heterogeneities in reservoirs. Their impact on oil exploitation is very important, specially upon rift basin oil fields. Recently, this kind ofheterogeneity has been object of great interest in reservoir characterization. A case study carried out on a structurally complex oil field led to the conclusion that faults produce strongly compartmentalized reservoirs. Fault displacements between 20 and 500m constitute seals and produce hydrocarbon traps. Statistical studies showed that fault displacement smaller than 40m are undersampled due to lack of resolution. The real amount of small faults is probably greater than that observed, and they may be responsible for petroleum reserves yet to be discovered in the field. The limited resolution of fault detection methods and the strongly interpretative aspect of fault correlation deteriorate the original statistical distribution of fault size and spacing. Photomosaics interpretation and field works carried out on a fluvial sandstone outcrop severely affected by normal faults resulted in detailed structural heterogeneities maps. On this scale, the fractal relation for fault size distribution and the clustered aspect of faults were obtained. Several features associated to soft-sediment faulting were recognized, such as shale smears that form barriers which can compartmentalize reservoirs / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-23T04:58:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_MarceloLopesde_M.pdf: 6160611 bytes, checksum: e9d9844379fb5115adf40d0f02e7f6aa (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: A análise dos diversos algoritmos de krigagem e simulação estocástica possibilitou o entendimento do potencial e das limitações das ferramentas geoestatísticas na modelagem de reservatórios. Esses algoritmos diferem em suas hipóteses básicas, faixa de aplicação, complexidade e eficiência computacional. Portanto, cada técnica tem seu uso a depender da fase de desenvolvimento do reservatório, dos objetivos do estudo, dos atributos que estão sendo modelados e, conseqüentemente, da quantidade e da qualidade dos dados disponíveis sobre o reservatório: dados sísmicos, geológicos e de produção. Assim, diante da diversidade de situações encontradas na modelagem estocástica de reservatórios, é imprescindível o entendimento das características das diferentes alternativas de simulação estocástica disponíveis, para que se possa escolher a metodologia mais adequada ao contexto que está sendo analisado. Nesta dissertação foram analisados os principais algoritmos de simulação estocástica e krigagem com o objetivo de facilitar a análise do tema incerteza. É importante ressaltar que as estimativas, simulações estocásticas e as conseqüentes avaliações de incerteza são dependentes do modelo adotado e de seus parâmetros. Em relação às krigagens, foram construídos intervalos de incerteza a partir de krigagens paramétricas, enfatizando as hipóteses adotadas. Verificou-se também a influência do aumento do número de dados condicionantes e da representatividade dos mesmos na melhor definição dos semivariogramas e na obtenção de estimativas mais representativas. Quanto a simulação estocástica, foram obtidas representações de incerteza como mapas de quantis, de probabilidade, de dispersão, etc. Foi implementado o algoritmo de simulação campo de probabilidade, sendo proposta uma alternativa específica para distribuição multivariada gaussiana. Enfim, a análise crítica de tópicos e problemas específicos sobre avaliação de incertezas evidenciam que muitos conceitos devem ser melhor entendidos, para possibilitar melhor utilização das ferramentas geoestatísticas e, conseqüentemente, melhor conhecimento de suas limitações. Dentre os diversos tópicos abordados, destacam-se: eqüiprobabilidade das realizações, flutuações ergódicas, número de realizações necessárias para cobrir adequadamente o espaço de incertezas, etc. Para alguns destes problemas, a geoestatística não tem uma solução específica / Abstract: The analysis of several algorithms of kriging and stochastic simulation allowed the understanding of potential and shortcomings of geostatistics tools for reservoir modeling. Those algorithms differ in range of application, underlying assumptions, complexity of usage and computer efficiency. However, each technique has its application, depending on the reservoir development levei, the purpose of the study, the modeled parameter, and consequently on the reservoir quality data: seismic, geologic and production data. Thus, depending on the diversity of the problems faced stochastic reservoir modeling, it is of utmost importance the understanding of the characteristics related to the different algorithms of stochastic simulation available, and the choosing of methodology better applied to the studied case. In this dissertation, the most used algorithms of stochastic simulation and kriging were analyzed within purpose of facilitating the analysis related to uncertainty. It is important to be aware that the estimations, stochastic simulations and uncertainty evaluations are dependents on the adopted model and its parameters. Concerning the kriging, confidence intervals ftom parametric kriging were built with emphasis on the adopted hypotheses. The influence of the increasing of number of the conditioning data and its representativity were also verified to achieve an adequate semivariogram and consistent estimation. Uncertainty representations such as maps of spread, quantile maps, probability maps were obtained. The algorithm of simulation p-field was implemented and a specific altemative for multigaussian distributions was proposed. At last, a critical analysis of specifics topics and problems related to uncertainty evaluation show that many concepts need to be better understood to enable better application of the geostatistics tools and, consequently, better knowledge of their shortcomings, such as realizations equiprobability , ergodic fluctuations, number of realizations necessary for to adequately cover the uncertainty space. For some problems, geostatistics does not have a specific solution / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Orientador: Ivan de Araujo Simões Filho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-23T16:44:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Spizzirri_MariaTerezaAndreotti_M.pdf: 5359288 bytes, checksum: 8a93fa20bbe77327e396fa6561d72efb (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: Neste trabalho foram analisadas 45 amostras de dois poços rasos (afloramentos) e de dois poços profundos (campo). Foram realizados inúmeros estudos de relações com o objetivo de estabelecer um elo de ligação entre os atributos sísmicos (velocidade de onda P (Vp), velocidade de onda S (Vs) e fator de qualidade para onda P (Qp)) e parâmetros petrofisicas (porosidade (cjJ), permeabilidade (K), percentual de argila (C), percentual de cimento (Cim)), tendo sido concluído que: Vp versus Vsrelação crescente forte (campo e afloramento); Vp/Vs versus Vp - relação fraca, no entanto existe um limite visível de argilosidade acima e abaixo de 15%; Vp e Vs versus pressão - estabiliza após o fechamento das micro fraturas; Vp e Vs versus cjJ - relação decrescente forte (campo), sendo que há um forte aumento da relação (campo e afloramento) considerado-se C; Vp e Vs versus log K - relação decrescente fraca (campo) e crescente média (afloramento); log K versus cjJ - relação crescente fraca (campo e afloramento), no entanto pode ajudar a identificar arenitos limpos e arenitos; Vp e Vs versus C total- relação decrescente média (campo e afloramento); Vp e Vs versus Cim - relação crescente forte (campo); Vp e Vs versus C mais Cim - relação decrescente fraca (campo) e decrescente média (afloramento). Foram realizadas modelagens com a equação de Biot e aproximação de Geertsma-Smit para as equações de Biot, observando que: não há uma coincidência entre a velocidade de perfil e a modelada, devido a terem sido obtidas em freqüências e escalas diferentes; para um mesmo valor de porosidade, a velocidade de onda P cresce na seguinte ordem: amostra seca, amostra totalmente saturada com óleo, amostra saturada na condição do reservatório (39% água e 61% de óleo) e amostra totalmente saturada com água. No caso do fator de qualidade as considerações são todas para rochas saturadas do campo, sendo: fator de qualidade Q normalizado (Qp,) versus Vp - relação crescente forte; QpN versus pressão - mesmo comportamento de Vp e Vs; QpN versus cjJ - relação decrescente média, se considerada argilosidade, a relação é forte; QpN versus 10gK - relação decrescente fraca; QpN versus C - relação decrescente forte (poucos pontos); QpN versus Cim - relação crescente média; QpN versus C mais Cim - relação crescente fraca. De um modo geral, as equações de regressão do afloramento não são confiáveis para aplicação no reservatório devido ao intemperismo / Abstract: This work analyses 45 samples &om 2 shallow wel1s (drilled in outcrop) and two deep wells (drilled in the field). Several relationships studies have been accomplished aiming the establishment of a link between seismic parameters (P wave velocity (Vp), S wave velocity (Vs) and P wave quality factor (Qp)) and rock physics parameters (porosity (f/J), permeability (K), clay percent (C), cement percent (Cim). It has been concluded that: Vp versus Vs strong growing relationship (field and outcrop); Vp/Vs versus Vp weak relationship although it can been observed a visible argilosity limit above and below 15% value; Vp and Vs versus pressure it stabilizes after the micro&actures closure; Vp and Vs versus f/J strong decreasing relationship (field) with a more strong improvement in the relationship (field and outcrop) when considering C; Vp and Vs versus logK weak decreasing relationship (field) and medium growing relationship (outcrop); logK versus f/J weak growing relationship, although can help the identification of clean sandstone and sandstone; Vp and Vs versus total C medium decreasing relationship (field and outcrop); Vp and Vs versus Cim strong growing relationship (field); Vp and Vs versus C plus Cim weak decreasing relationship (field) and medium decreasing (outcrop); Based on modeling using Biot and Geertsma-Smit approximations of Biot's equations it was possible to verify: that there is no coincidence between the modeled and welllog velocities since they have been generated at different sequencies and scales; for a given porosity value the P wave velocity increase according to the following sequence: dry sample, fully oil saturated sample, saturated sample at the reservoir condition (39% water and 61 % oil) and fully water saturated sample. In the case of quality factor it has been considered only water saturated fiel samples analyzes: normalized quality factor (QpN) versus Vp strong growing relationship; QpN versus pressure same behavior as Vp and Vs; QpN versus <I> medium decreasing relationship, changing to strong when argilosity is taken into account; QpN versus logK weak growing relationship; QpN versus C strong dereasing relationship (few data points); QpN versus Cim medium growing relationship; QpN versus C plus Cim weak growing relationship. On the whole, the outcrop's regression equations aren't confiable in the reservo ir application due to weathering / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Orientador: Ranulfo Monte Alegre / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Alimentos / Made available in DSpace on 2018-07-28T14:43:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Goncalves_MariaAssimaBittar_D.pdf: 6337689 bytes, checksum: 421becd48dddc4a2253ca048c37f690f (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: A aplicação de reatores aír-lift em tratamento de águas residuárias é muito atrativa, pois estes reatores apresentam em relação aos convencionais, altas taxas de transferência de oxigênio do ar para água, com grande possibilidade de tratar águas com altas concentrações de carga poluidora com custos moderados. A utilização de venturis e bombas centrífugas para promover a aeração de reatores aír-lift, como forma de evitar o uso de compressores que são máquinas caras, pode tornar o uso destes reatores mais vantajoso, já que eles são equipamentos de custo baixo em comparação aos compressores. O objetivo deste trabalho foi estudar a utilização de venturi no tubo de alimentação de um do reator aír-lift, como forma de promover a aeração do mesmo, bem como determinar o coeficiente e a eficiência de transferência de massa da unidade de aeração. Com o objetivo de aumentar o coeficiente de transferência de massa, foram inseridas no tubo de alimentação do reator peças para reduzir a área de seção transversal do tubo, de forma a provocar o cisalhamento do líquido e bolhas de ar em circulação e conseqüentemente, aumentar a área interfacial de transferência de massa. Os experimentos foram realizados com vazões diferentes de líquido e ar, em três temperaturas com e sem a inserção das peças para promover o cisalhamento da mistura, no tubo de alimentação do reator. As medidas de concentração de oxigênio dissolvido foram realizadas através de eletrodo específico. Em algumas condições experimentais, com o uso de peças cisalhantes no tubo de alimentação do reator, o valor do coeficiente de transferência de oxigênio dobrou e a eficiência da unidade de aeração atingiu valores ao redor de 1,5 kg O2/kWh para água. Embora os experimentos tenham sido direcionados para estudar a transferência de oxigênio para a água, outras aplicações como carbonatação de bebidas, sulfitação de caldo de cana, etc. podem ser implementadas por este sistema. / Abstract: The application of air-lift reactors in wastewater treatment is very attractive, when compared to the conventional ones, as they show high air to water oxygen transfer rates from, with great possibility of treating wastewater with high pollutants concentration with moderate costs. The use of venturis and centrifugal pumps as means of promoting air-lift reactors aeration, as a form of avoiding compressors use which are expensive machines, can turn the use of these reactors more advantageous, since those are equipments of low cost in comparison with the compressors. In this sense, this work aims at studing the effect of application of a venturi in the feeding tube of the air-lift reactor, as a form of promoting its aeration, as well as to determine the mass transfer coefficient and efficiency of the aeration unit. With the purpose of increasing the mass transfer coefficient, pieces were inserted in the reactor' s feeding tube to reduce its section area and promote the liquid and air bubbles shearing and, consequent1y, to increase the interfacial area of mass transfer. The experiments were accomplished with different liquid and air rates in three different temperatures, with and without shearing pieces into the feeding tube. The dissolved oxygen concentration were measured by means of a polarograph probe. In some experimental conditions, with the use of shearing pieces in the reactor' s feeding tube, the value of the oxygen transfer coefficient doubled and the aeration unit efficiency reached values up to 1,5 kg O2/kWh for water. Although the experiments had been made to study the air to water oxygen transfer, other applications like carbonation of beverages, cane juice sulphiting, etc can be done by this system. / Doutorado / Doutor em Engenharia de Alimentos

Orientadores: Antonio Claudio de França Correa, Maria Cristina de Castro Cunha / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-28T23:54:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_CarmodeCovas_M.pdf: 4415609 bytes, checksum: e792605b22410d3cbe6ef2f9b495657f (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: Este trabalho apresenta um modelo para análise de deslocamento miscível a dois componentes, em uma única fase, considerando reservatórios homogêneo e heterogêneo, e mobilidade total constante (M =1). Os canais de fluxo são gerados a partir da solução da equação diferencial parcial da Função Corrente. A discretização desta equação resulta num sistema matricial pentadiagonal, o qual é resolvido utilizando-se o método iterativo do Gradiente Conjugado com Precondicionador Diagonal. A Equação de Difusão-Convecção é definida para um canal de fluxo genérico e discretizada pelo método das diferenças finitas. A solução desta equação é então aplicada para os canais de fluxo calculados a partir da função corrente. O tratamento numérico da Equação de Difusão-Convecção usando o método de ponderação a montante estabiliza a solução, porém introduz erros de dispersão numérica. Uma modificação do esquema de Diminuição das Variações Totais (TVD) de segunda ordem, descrito para equações hiperbólicas, é utilizado para produzir soluções de melhor resolução. O Simulador numérico é validado com base no trabalho de Abaszadeh-Deghani e Brigham, 1982. Modelos heterogêneos são simulados para mostrar a influência da variação da permeabilidade no comportamento das linhas de fluxo e na totalização das concentrações no poço produtor / Abstract: This work describes a model for the analysis of a two-components, single phase miscible displacement, considering both homogeneous and heterogeneous reservoirs, and constant total mobility (M =1). The streamtubes are computed from the solution of the partial differential equation of the Stream Function. The discretization of such equation results in a pentadiagonal matrix system, which is solved using the Conjugate Gradient methods with Diagonal Preconditioning. The Diffusion-Convection Equation is solved for each streamtube, using the finite-difference method. The numerical treatment of the Diffusion-Convection Equation using upstream weithging method stabilizes the solution, but it introduces numerical dispersion. A modification of the methods of Total Variation Diminishing (TVD) of second order, described for hyperbolic equations, is used to produce solutions of better resolution. The numerical solution is validated againstthe work of Abaszadeh-Deghani and Brigham, 1982. Heterogeneous systems are simulated to show the infIuence of the penneability variations in the behavior of the streamtubes, and in the computation of the concentrations in the producing well / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T03:09:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bento_DeboraFerreira_M.pdf: 5080634 bytes, checksum: fb4f6d1d73f4079215e05919e962ccb6 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: O sucesso de um projeto de desenvolvimento de um campo de petróleo depende de uma estratégia de produção adequada. A seleção da estratégia através de um processo de otimização busca menores investimentos e custos operacionais e maiores produções de óleo e gás, melhorando o lucro medido através do valor presente líquido do projeto (VPL). Existem inúmeras metodologias para otimização da estratégia de produção que, em geral, são trabalhosas e demandam grande esforço computacional. Como o tempo é uma variável impactante no retorno econômico de projetos, a indústria tende a simplificar as simulações numéricas, principalmente separando as modelagens dos reservatórios e dos sistemas operacionais. Este trabalho tem como objetivo verificar se estas simplificações influenciam no resultado final do processo de seleção de estratégias de produção. Complementando trabalhos anteriores, foram selecionadas e estudadas duas restrições operacionais: perda de carga nas linhas de produção e o limite de escoamento do gás. Foi proposta ainda uma metodologia de otimização de estratégia de produção e de análise da influência da restrição operacional, com foco nos casos estudados. Os resultados mostram a influência das restrições no processo, possibilitando ainda identificar as características dos reservatórios, fluídos e cenário econômico onde essa influência é mais significativa / Abstract: The success of a development project of a petroleum field depends on adequate production strategy. The selection of the strategy through an optimization process searches for minors investments and operational costs and greater oil and gas productions, improving the profit measured through the liquid present value of the project (LPV). There are innumerable methodologies for production strategy optimization and, in general, they are laborious and demand a great computational effort. Considering that time is an important variable in the project economic return, the industry tends to simplify the numerical simulations, mainly separating the reservoir and operational systems. The objective of this work is to verify if these simplifications have significant influence on the final result of the production strategy selection process. Complementing previous works, two operational constraints were selected and studied: pressure drop in the production lines and the gas flow limit. Two methodologies were proposed, with focus in the studied cases: a production strategy optimization process and an operational constraints influence analysis. The results demonstrate the influence of the operational constraints restrictions in the process, making it possible to identify the characteristics of the reservoirs, fluids and economic scenario where this influence is more significant / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo