[pt] Este trabalho apresenta a caracterização por fotoluminescência de amostras com camadas de arseneto de índio depositadas em substratos de arseneto de gálio. O objetivo é estudar a transição entre os modos bidimensional e tridimensional no crescimento epitaxial em reator MOVPE, com a formação de pontos quânticos autoorganizados pelo método Stranski-Krastanov e a subsequente aplicação da técnica de indium flush. São analisados espectros de fotoluminescência, simulações dos níveis de energia, imagens de microscopia de força atômica e microscopia eletrônica de transmissão para a obtenção de informações sobre densidade, tamanho, uniformidade e energia das transições radiativas dos pontos quânticos. Imagens de microscopia eletrônica de transmissão revelam a qualidade das interfaces e a espessura das camadas. / [en] This work presents the photoluminescence characterization of indium arsenide layers deposited on gallium arsenide substrates. The objective is to analyze the transition in growth mode, from two-dimensional to tri-dimensional in MOVPE, with the formation of self-assembled quantum dots by Stranski-Krastanov method and subsequent use of the indium flush technique. Photoluminescence spectra, quantum well and quantum dot simulations, atomic force microscopy and transmission electron microscopy images are analyzed in order to obtain information about quantum dot size, density, uniformity and electronic transitions. Transmission electron microscopy images reveal the interfaces quality and layers thicknesses.

[pt] O conhecimento do comportamento mecânico das rochas é fundamental para o desenvolvimento dos estudos de estabilidade voltados à construção de poços de petróleo. Neste sentido, a estimativa de suas propriedades mecânicas e a determinação do campo de tensões atuante são necessários para compreender as deformações às quais estão sujeitas. De modo a avaliar os efeitos da perfuração no comportamento mecânico das rochas, foram construídos modelos numéricos das litologias comumente descritas no pré-sal de um campo da bacia de Santos em duas etapas. Em um primeiro momento, foi idealizado um estudo de retroanálise de poço a fim de estabelecer a metodologia a ser aplicada neste trabalho. Os resultados numéricos obtidos nesta etapa reproduziram de maneira satisfatória os dados constatados em campo e, desta forma, foi possível validar a técnica utilizada. Em um segundo momento, foram construídos os modelos numéricos de litologias previstas em um poço sintético para um teste cego, tomando por base tanto as propriedades mecânicas estimadas das rochas quanto o estado de tensões in situ determinado em poços de correlação. Por último, os resultados obtidos neste teste foram comparados aos dados reais de um poço da área, de modo que foi possível corroborar a metodologia aplicada neste estudo pela coerência entre os dados numéricos e os constatados em campo. Desta forma, foi possível avaliar o comportamento mecânico das rochas no intervalo do pré-sal de poços correlacionáveis e estimar possíveis problemas geomecânicos a serem encontrados durante a etapa de perfuração. / [en] The modeling of rock mechanical behavior is essential to develop wellbore stability studies. In that sense, estimating rock mechanical properties and the in situ stress field are required tasks to understand the resulting deformations. In order to evaluate drilling effects on rock mechanical behavior, numerical models were constructed to represent the most commonly described rocks in the pre-salt session of an oil field located in Santos basin. Firstly, the author introduced the wellbore retro-analysis methodology proposed for this study. The technique was validated against real wellbore data with a fairly good match. Thereafter, a test model was conducted on a synthetic stratigraphy considering the typical occurrence of pre-salt rocks and the expected in situ stress field, as determined by correlated wellbores data. The numerical results of this test were compared to the data acquired in a local oil well and seemed to provide a reasonable fit, corroborating the applied technique. It was possible to evaluate typical pre-salt rock mechanical behavior by using correlation wellbores and still predict possible wellbore geomechanical problems during the drilling phase.

[pt] Uma das tarefas mais importantes da Engenharia de Reservatórios é definir a estratégia de produção. Isso significa estabelecer, dentre outras coisas, quantidade, características, localização, planejamento operacional e cronograma de abertura dos poços, a fim de maximizar a recuperação de óleo e o valor presente líquido (VPL) do projeto. Assim, a definição da melhor estratégia de produção representa um problema de otimização complexo, devido à quantidade de variáveis envolvidas. Geralmente, muitas dessas etapas são executadas manualmente, demandando assim muito tempo e esforço por parte do especialista. A disponibilidade de uma ferramenta computacional, que possa auxiliar o especialista em parte desse processo, pode ser de grande utilidade tanto para a obtenção de respostas mais rápidas, quanto para a tomada de decisões mais acertadas. Diante disso, este trabalho propõe um modelo computacional, baseado em Algoritmos Genéticos, para otimizar o cronograma de abertura de poços, considerando restrições técnicas e operacionais impostas pelo problema. O modelo proposto foi avaliado por meio do estudo de três casos. O primeiro consiste em um reservatório simples que foi utilizado, principalmente, para identificar a configuração mais adequada dos parâmetros evolutivos do algoritmo genético. O segundo, que consiste em um reservatório com características similares às de um reservatório real, foi submetido a uma análise econômica para avaliar o desempenho do modelo de solução diante de cenários econômicos: real, favorável e desfavorável. Em todos os testes realizados, o modelo de solução obteve resultados promissores, com VPL s superiores em até 18,8 porcento comparados ao VPL obtido com o cronograma proposto pelo especialista. / [en] One of the most important tasks of Reservoir Engineering is setting the production strategy. That means establishing, among other things, amount, character, location, operational planning and well opening scheduling in order to maximize oil recovery and net present value (NPV) of the project. Thus, the definition of the best strategy for production represents a complex optimization problem due to the many variables involved. Generally, many of these steps are performed manually, requiring so much time and effort on the part of the expert. The availability of a computational tool that can assist the expert part of this process, may be useful both to obtain faster responses, as for making better decisions. Thus, this work proposes a computational model based on genetic algorithms to optimize the schedule of digging wells, considering technical and operational constraints imposed by the problem. The proposed model was evaluated by the study of three cases. The first consists of a single reservoir that was used primarily to identify the most suitable configuration of parameters evolutionary genetic algorithm. The second, consisting of a reservoir with characteristics similar to those of a real reservoir, was subjected to an economic analysis to evaluate the performance of the model solution in the face of economic scenarios: real, favorable and unfavorable. And the third is in a real reservoir. In all tests, the model solution obtained promising results, with higher NPV s up 18.8 percent compared to the NPV obtained with the schedule proposed by the expert.

[pt] O planejamento de recursos materiais é uma parte importante do gerenciamento da cadeia de suprimentos. As tarefas na cadeia de suprimentos precisam de materiais e recursos para serem executadas e, portanto, alocar os recursos corretamente é uma parte importante do planejamento de tarefas. Especificamente, as tarefas de construção de poços submarinos requerem a utilização de recursos, como sondas, e o planejamento do cronograma dessas operações envolve o dimensionamento de diversos materiais e serviços necessários para sua execução. Este estudo é motivado pelo planejamento de programação real de uma grande empresa de Óleo e Gás que estima estocasticamente a demanda por materiais e serviços devido às incertezas associadas às tarefas em suas datas de início e durações. O cálculo da demanda varia de acordo com o cronograma atual que a empresa possui e a um conjunto de regras que indicam condições de alocação, parâmetros logísticos, condições de desembarque e dependências para alocar as ferramentas e serviços necessários para cada tarefa e estimar sua quantidade e quantos dias em que serão usados. Este conjunto de ferramentas e regras pode mudar dependendo do usuário e de seu conhecimento operacional. Além disso, a empresa utiliza um grande número de cenários, o que resulta em tempos computacionais extremamente altos e impacta a tomada de decisões operacionais. Nesse contexto, a redução de cenários poderia auxiliar a empresa no seu processo de tomada de decisão. A metodologia proposta neste trabalho avalia e identifica cenários representativos de incerteza nos cronogramas de planejamento estratégico de sondas offshore, a fim de reduzir o número de cenários utilizados no cálculo da demanda por ferramentas e serviços. Com a utilização de técnicas não supervisionadas, como k-means e agrupamento hierárquico, foi identificado um subconjunto com os cenários mais representativos para a redução de cenários. A Distância de Wasserstein e a visualizações gráficas foram utilizadas para calcular a representatividade dos cenários selecionados e encontrar o melhor subconjunto. Além disso, o subconjunto de cenários proveniente da redução também foi utilizado para analisar o impacto da redução no cálculo da demanda. O Clustering Aglomerativo com Ward Linkage obteve os melhores resultados de clusterização e representatividade, resultando em um subconjunto de redução de 782 cenários. Para encontrar um conjunto mínimo representativo de cenários, foi utilizado o melhor método de agrupamento, junto com a Distância de Wasserstein, e por fim obtido um número de 343 cenários. Isto apresenta uma redução de 84 por cento no tempo de execução do cálculo da demanda, com o erro maior de 11 por cento no cálculo da demanda. / [en] Material resource planning is an integral part of supply chain management. The tasks in the supply chain need materials and resources to be executed, thus, allocating resources correctly is an important part of task scheduling. Specifically, construction tasks for subsea wells require the use of resources, such as rigs, and planning the schedule of these operations involves the sizing of various materials and services necessary for their execution. This study is motivated by real-life scheduling planning from a large Oil and Gas company that estimates the demand for materials and services stochastically due to the uncertainties associated with the tasks in their start dates and durations. The calculation of the demand is subject to the current schedule that the company has and a set of rules that indicate allocation conditions, logistics parameters, disembarking conditions, and dependencies to allocate the tools and services needed for each task and estimate their quantity and how many days they will be used. These sets of tools and rules can change depending on the user and their operation knowledge. Additionally, the company uses a large number of scenarios, which results in extremely high computational times and impacts operational decision-making. In this context, scenario reduction could assist the company in its decision-making process. The methodology proposed in this work evaluates and identifies representative scenarios of uncertainty in strategic planning schedules of offshore rigs in order to reduce the number of scenarios used in the calculation of the demand for tools and services. With the use of unsupervised techniques, such as k-means and hierarchical clustering, we identified a subset with the most representative scenarios for the scenario reduction. The Wasserstein Distance and graphical visualization were used to measure the representativeness of the selected scenarios and find the best subset. Moreover, the scenario reduction subset was also used to analyze the impact of the reduction in the demand calculation. The Agglomerative Clustering with Ward Linkage (hierarchical clustering) obtained the best clustering evaluation and representativeness metrics, resulting in a selected subset of 782 scenarios. To find a minimal representative set of scenarios, the best clustering method and the Wasserstein Distance were used, resulting in a number of 343 scenarios. This presents a reduction of 84 percent in the execution time of the demand calculation, with the highest error of 11 percent in the demand calculation.

[pt] Uma das tarefas mais importantes da Engenharia de Reservatórios é definir a estratégia de produção. Isso significa estabelecer, dentre outras coisas, a configuração (quantidade, orientação, localização e tipo) e o planejamento operacional dos poços, bem como a localização da(s) plataforma(s) de produção. Assim, a definição da melhor estratégia de produção representa um problema de otimização complexo, devido ao grande número de variáveis a serem consideradas. Geralmente, todas essas etapas são executadas manualmente, demandando muito tempo e esforço por parte do especialista. A disponibilidade de uma ferramenta computacional, que possa auxiliá-lo nessa tarefa, pode ser de grande utilidade, tanto para a obtenção de respostas mais rápidas, quanto para a tomada de decisões mais acertadas. Diante disso, este trabalho propõe um modelo computacional, baseado em Algoritmos Genéticos, para otimizar a configuração dos poços juntamente com a localização de uma plataforma considerando, especificamente, poços com completação seca. A modelagem proposta considera ainda restrições técnicas e operacionais impostas pelo problema. O objetivo do processo de otimização é maximizar o valor presente líquido (VPL) do projeto, buscando soluções que aumentem o fator de recuperação do reservatório e diminuam seus custos operacionais. Para avaliar o desempenho do modelo proposto foram estudados três modelos de reservatórios, dois sintéticos e um baseado em um caso real. No modelo baseado em um caso real o resultado obtido apresentou um VPL superior a 51 por cento em relação ao caso base gerado por um especialista. / [en] One of the most important tasks of Reservoir Engineering is setting the production strategy. This means establish, among other things, the setting (quantity, orientation, location and trajectory) and the operating plan of the wells, and the location(s) of platform(s) production. Thus, the definition of the best production strategy represents a complex optimization problem due to the large number of variables to be considered. Generally, all these steps are performed manually, requiring much time and effort by the specialist. The availability of a computational tool that can assist you in this task can be very useful, both to obtain faster responses, and for making better decisions. Thus, this work proposes a computational model based on Genetic Algorithms, to optimize the configuration of the wells along with the location of a platform with specific wells with dry completion. The proposed model also considers technical and operational constraints imposed by the problem. The goal of the optimization process is to maximize the net present value (NPV) of the project, seeking solutions that increase the recovery factor of the reservoir and reduce its operating costs. To evaluate the performance of the proposed model was studied in three models reservoirs, two synthetic and one based on an real case. In the model based on a real case the result obtained showed an NPV greater than 51 per cent compared to the base case generated by a specialist.

[pt] O desenvolvimento de campos de petróleo afeta significativamente o meio geológico ao redor do reservatório. Os efeitos geomecânicos decorrentes da exploração podem ser nocivos à integridade de componentes presentes no sistema, notadamente os poços. O objetivo deste estudo foi analisar os efeitos do desenvolvimento do reservatório sobre a integridade de poços, empregando simulações de natureza fluido-mecânica e multi-escala. Para as análises globais, foi implementada e validada uma configuração de acoplamento fluido-mecânico parcial, utilizando o programa de simulação de reservatórios IMEX e o programa de análise de tensões ABAQUS, baseada na metodologia de acoplamento parcial desenvolvida pelo Grupo de Tecnologia e Engenharia de Petróleo da PUC-Rio. A conexão teórica entre modelos de poço e reservatório foi estabelecida através de um workflow multi-escala, desenvolvido para nortear a análise de integridade de poços em virtude dos efeitos de produção. Para a otimização da conexão numérica entre os modelos de diferentes escalas, foi desenvolvido um módulo gerenciador de análises locais, denominado Módulo APOLLO, capaz de incluir na simulação local as etapas de perfuração e completação do poço, bem como os efeitos geomecânicos provenientes da simulação global acoplada. Análises acopladas e multi-escala foram realizadas em dois poços hipotéticos, presentes em um modelo de reservatório com a geometria do Campo de Namorado. Através das ferramentas desenvolvidas nesta Tese, foi possível realizar uma previsão detalhada e precisa do mecanismo que levou os poços avaliados ao colapso. Constatou-se que o caráter dos estados limites observados foi essencialmente tridimensional, bem como dependente da abordagem de acoplamento empregada na simulação global. / [en] The development of petroleum fields affects substantially the geological environment around the reservoir. The geomechanical effects arising from hydrocarbon exploration may present harmful effects on the integrity of the system components, particularly the wells. The aim of this work was to analyze the reservoir development effects over the well integrity, employing fluid-mechanical and multi-scale simulations. For the global analyzes, it was implemented and validated a fluid-mechanic partial coupling configuration, using the reservoir simulation software IMEX and the stress analysis software ABAQUS, based on the coupling methodology developed by the Group of Technology and Petroleum Engineering of PUC-Rio. The theoretical connection between the models of reservoir and wells was established by a multi-scale workflow, which was developed to guide the well integrity analysis due to production effects. In order to optimize the numerical connection between distinct scale models, it was developed a local analysis manager, called APOLLO module, which can include the steps of drilling and completion, as well as the geomechanical effects from the global simulation, in the local simulations. Coupled multi-scale analyzes were performed in two hypothetical wells, present in a reservoir model based on the geometry of the Namorado Field. Through the tools developed in this Thesis, it was possible to perform a detailed and accurate prediction of the mechanism that leads the evaluated wells to the collapse. It was found that the character of the observed limit states was essentially three-dimensional, as well as dependent of the coupling approach employed on the global simulation.

[pt] Um dos principais objetivos da engenharia de petróleo é desenvolver e aplicar técnicas capazes de aumentar a produtividade de poços de petróleo, incluindo a estimulação da formação através de operações que aumentem a permeabilidade da rocha-reservatório e facilitem o escoamento do fluido. Dentre as técnicas de estimulação, a mais utilizada é o fraturamento hidráulico, a qual tem viabilizado a exploração em cerca de 40 por cento dos poços produtores de petróleo em todo o mundo. Durante o fraturamento hidráulico, um material granular conhecido como material de sustentação ou propante, é injetado nas fraturas recém-criadas com o objetivo de mantê-las abertas e garantir-lhes condições de alta permeabilidade. A produção de material de sustentação (proppant flowback) é termo usado para descrever o refluxo do propante para o interior do poço, juntamente com o hidrocarboneto produzido. O controle do fluxo de propante representa um grave desafio para a indústria de petróleo, pois pode causar graves problemas operacionais e de segurança, relacionados com o desgaste dos equipamentos de produção, problemas econômicos associados ao custo de limpeza, paralisação das operações e intervenção no tratamento da fratura, problemas ambientais relacionados com a disposição de sólidos impregnados por hidrocarbonetos, etc. Neste contexto, a presente dissertação apresenta um estudo detalhado dos principais tipos de propante e de suas propriedades, bem como descreve os mecanismos que influem no refluxo do material de sustentação da fratura e analisa os principais modelos apresentados na literatura para previsão deste fenômeno. Uma retroanálise considerando os dados de campo em 22 poços da Petrobrás, localizados em Sergipe, permite uma comparação da eficiência entre quatro dos modelos, desenvolvidos com base em resultados de ensaios de laboratório, indicando suas vantagens e desvantagens para aplicação na prática da engenharia. / [en] One of the main objectives of petroleum engineering is to develop and to apply techniques aiming the productivity increase of oil fields, including the stimulation of the rock through operations that increase the permeability of the oil reservoir and makes the flow of the fluid toward the well more efficient. Among the stimulation techniques, the most used is the hydraulic fracturing, carried out in about 40 percent of the producing oil wells around the world. During hydraulic fracturing, a granular material known as proppant, is injected into the just created fractures with the objective to keep them open and in order to guarantee the designed conditions of high permeability. Proppant flowback is the technical terminology employed to describe the flow of proppant from the fracture to the interior of the oil well, together with the produced hydrocarbon. An efficient and reliable control of this problem is still a major challenge to the oil industry, given the serious operational and security problems that it may cause, including costs of interrupted operations, cleaning measures, environmental contamination risks associated with the disposal of residues impregnated by oil, etc. In this context, the present thesis presents a detailed description on the main proppant materials and their engineering properties and available treatments, as well as on the physical mechanisms that control the flowback phenomenon. Several simple models published in the literature, that permit the forecast of proppant flowback in a fast and easy way, are also presented and discussed. Finally, a back-analysis considering the actual conditions in 22 Petrobras oil wells located in Sergipe was also carried out, what permitted a comparison among the results calculated according 4 prediction models, putting in evidence their advantages, shortcomings and adequacy as a design or control tool in the design and exploration of oil fields stimulated by hydraulic fracturing.

[pt] A viabilidade da exploração de um campo petrolífero está associada às características produtivas da formação, obtidas mediante o desenvolvimento e a aplicação de técnicas capazes de aumentar a economicidade dos poços. A técnica de estimulação mais utilizada atualmente é o fraturamento hidráulico, que tem como uma das etapas principais a injeção de um material granular, denominado de propante, para a manutenção da abertura da fratura. Tal técnica tem como obstáculo o refluxo do propante para o interior do poço (proppant flowback), ocasionando diversos problemas que podem levar à interrupção da produção do mesmo. Alguns modelos teóricos e empíricos foram desenvolvidos para a previsão desse fenômeno, mas os mecanismos que o governam não são ainda claramente explicados. Alguns fatores que influenciam na produção de propante são largura da fratura, tensão de fechamento, gradiente hidráulico e características do propante. O refluxo de propante não é considerado nos procedimentos atuais de projeto de fraturamento hidráulico. Nessa dissertação de mestrado foi desenvolvida uma ferramenta computacional com uma arquitetura orientada a objeto, em linguagem de programação Java, para a análise de estabilidade do propante no interior da fratura com base em modelos empíricos e teóricos. Além disso, foi investigada a influência da inclusão de restrições no projeto de fraturamento de modo a prevenir o fenômeno. Busca-se, desse modo, a obtenção de melhores projetos de fraturamento hidráulicos com prevenção do refluxo de propante, garantindo a produtividade do poço e prolongando sua vida útil. / [en] The viability of the exploration of an oil field is associated with the productive characteristics of the formation, guaranteed by means of the development and application of techniques capable of increasing the productivity and the economy of the oil fields. The currently most used stimulation technique is hydraulic fracturing, by which one of the main stages is the injection of a granular material called proppant to keep the fracture open and enhance fracture permeability. This technique presents as a drawback the phenomenon known as proppant flowback. The proppant is carried to the inside of the well causing many problems which can lead to production interruption. Some empirical and theoretical models for its prediction have been developed, however the mechanisms that govern it are still not clearly explained. Parameters that are related to proppant flowback are fracture width, closure pressure, drag force and proppant characteristics. Proppant flowback prediction is not included in today s procedures of the hydraulic fracturing project. In the present work a computational tool for proppant stability analysis was developed based on empirical and theoretical prediction models. This tool has an object oriented architecture written in Java language. The influence of the introduction of restrictions to prevent proppant production in the hydraulic fracture design procedure was also investigated. In this way, it is aimed to obtain hydraulic fracturing projects by which proppant flowback is prevented in field situations assuring well productivity and extending its activity period.

[pt] O setor de petróleo e gás apresenta diversas oportunidades de aplicação para os sensores a fibra óptica. Algumas características inerentes às fibras ópticas, como baixo peso, flexibilidade, longa distância de transmissão, baixa reatividade do material, isolamento elétrico, imunidade eletromagnética e alta capacidade de multiplexação, podem ser determinantes em diversas situações, seja nos segmentos de exploração, transporte, refino ou distribuição. As principais operadoras internacionais do setor identificaram a tecnologia de Sensores a Fibra Óptica como elemento chave para viabilizar, com toda a funcionalidade esperada, a instalação de sistemas de completação inteligente de poços de petróleo (produção ou injeção). O sensoriamento do poço permite obter, a qualquer momento, informações precisas sobre diversas grandezas, entre outras a pressão, temperatura, vazão, pH ou mesmo a posição de válvulas que controlam o fluxo através do poço. A monitoração em tempo real do poço é parte da estratégia de automação do processo de produção do campo de petróleo. Esta é uma tendência que no futuro próximo aponta para a exploração de campos de petróleo inteligentes, onde a produção por vários poços de um mesmo reservatório realizase de forma otimizada e automatizada, reduzindo custos, e aumentando fatores de recuperação das reservas de hidrocarbonetos fósseis. O presente trabalho se insere neste contexto, e apresenta a concepção, desenvolvimento e resultados de testes de dois protótipos de transdutores de fundo do poço para integrar um sistema de completação inteligente baseado na tecnologia de sensoriamento utilizando redes de Bragg em fibras ópticas. O primeiro deles destina-se à medida da pressão diferencial num sensor de vazão do tipo Venturi. Resultados de testes com protótipos do transdutor demonstraram que ele pode operar numa faixa de mais ou menos 5 bar de pressão diferencial, sob pressões médias de até 21 MPa e temperaturas de 90 graus Celsius com resolução de 0,06 por cento do fundo de escala. O segundo transdutor desenvolvido, aplica-se à medida da posição de abertura e fechamento de uma válvula controladora de fluxo tipo camisa deslizante (sliding sleeves). Duas técnicas foram investigadas. A primeira delas, para aplicações mais gerais, baseia-se no uso de atuadores magnetoestrictivos. A segunda procurou atender a um projeto específico para este tipo de válvula, em cuja concepção utiliza-se uma mola elástica para exercer a força de restituição contra um atuador hidráulico. Neste caso, optou-se por desenvolver uma célula de carga instrumentada com redes de Bragg. Nos testes realizados foram obtidos resultados satisfatórios em termos de sensibilidade e resolução, tendo-se chegado para esta última a valores próximos de 0,03 mm num curso de 70 mm (0,04 por cento do fundo de escala). / [en] Optical fibers are finding a growing range of new applications in the petroleum industry, which include, not only those already well established in telecommunications, but also in novel sensing technologies. Possibility of dense multiplexing, continuous distributed measurements, long distances between measurement points and electronic circuits, and explosion risk free, are some of the characteristics shared by different types of optical fiber sensors. The major global oil and gas operators and service companies have elected optical fiber sensing as one of the key enablers to implement with all the expected functionality and reliability the novel technology of intelligent well completion. Continuous well monitoring allows the operator to access, at any time during the well life, important information regarding different process variables, such as pressure, temperature, flow-rate, pH, or even the position of sliding sleeves valves that control the flow through the well. This is part of the automation strategy to optimize production in the whole reservoir, a technological trend that points towards the concept of an intelligent oil field and that, in the near future, will be applied to the integrated management of production from several wells in the same reservoir, contributing to reduce intervention costs, and increasing recovery factors of fossil hydro-carbon reserves. The present work is inserted in this context, and reports the conception, development and results of tests conducted with prototypes of two different optical fiber transducers to be integrated in an intelligent well completion system. The first one is a Bragg grating differential pressure transducer, which has been developed to measure pressure drop across a Venturi flow-meter inserted in the production tubing. Test results with prototypes have demonstrated that the transducer may be applied to measure differential pressures in the range of more or less 5 bar, under static (average) pressures up to 21 MPa and temperatures below 90 Celsius Degree, with 0.06 percent full-scale resolution. The second development is a displacement transducer applied to measure the opening position of sliding sleeves valves. Two different measurement principles were investigated. The first, intended to general applications of displacement measurements, relied on the use of magnetostrictive actuators and fiber Bragg grating sensors. The second displacement transducer applies to a specific type of valve, which employs a mechanical spring to provide recovery forces to a hydraulic actuator. The proposed solution was based on the use of a load cell instrumented with fiber Bragg gratings. Tests results demonstrated that the prototype transducer was capable of resolving changes in displacement as lower as 0.03 mm in a full-range of 70 mm, approximately 0.04 percent full-scale resolution.

Made available in DSpace on 2016-12-23T14:04:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertacao de Andreia Carvalho dos Santos.pdf: 2260427 bytes, checksum: 6e702fa77321abfe2d33e92c7bc60b8f (MD5) Previous issue date: 2011-07-13 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / A Baía de Vitória (ES) abrange um sistema estuarino importante, contendo um dos complexos portuários mais importantes do país. As atividades portuárias associadas à intensa urbanização causam prejuízos ambientais para a região, incluindo constantes dragagens e aterros. A principal fonte de contaminação na região é o lançamento de esgoto da drenagem continental. O presente trabalho caracteriza os sedimentos de alguns pontos da baía quanto à localização, granulometria e toxicidade visando contribuir para a análise da legislação sobre monitoramento do sedimento em eventos de dragagem. Durante a remobilização, o sedimento é ressuspenso juntamente com os contaminantes para a coluna d água podendo gerar impactos tanto no local dragado como no de disposição. Para avaliar a toxicidade do sedimento com diferentes granulometrias foram realizados monitoramentos, incluindo ensaios ecotoxicológicos agudos com a bactéria Vibrio fischeri e crônicos com a microalga Skeletonema costatum. As análises físico-químicas e os testes com Skeletonema costatum foram feitos com elutriato e os testes com Vibrio fischeri com água intersticial. Foram selecionados 9 diferentes pontos de coleta de sedimento com diversos teores de areia e de lama. Os resultados obtidos com os ensaios ecotoxicológicos indicaram correspondência entre a toxicidade do sedimento e a proximidade com as fontes de contaminação. Porém, o mesmo não ocorreu para a relação teor de lama e contaminação. Alguns pontos de coleta, embora o percentual de lama fosse baixo (≤ 10%), apresentaram toxicidade, o que contribui para uma discussão sobre as diretrizes e procedimentos da Resolução Conama 344/04. Sendo assim, foi verificado que não se pode destituir de monitoramento o sedimento de um estuário ou baía apenas pela granulometria - independente do volume a ser dragado - sem se referir à questão da contaminação e da proximidade de fontes de contaminação / The Bay of Vitória (ES, Brazil) comprises an important estuarine system and one of the most significant port complexes in Brazil. Port activities along with intense urbanization are responsible for environmental damages in the area, including constant dredging and landfills. The main source of contamination in the area is sewage dumping from continental drainage. This study characterizes sediments from some points of the bay according to location, granulometry, and toxicity in order to contribute to analyzing the laws regulating sediment monitoring during dredging events. During remobilization, sediment is resuspended with contaminants to the water column, which can cause impacts on both dredged and disposal areas. Sediment toxicity with different grain sizes was assessed through acute ecotoxicological testing with bacterium Vibrio fischeri, and chronic ecotoxicological testing with microalgae Skeletonema costatum. The physical-chemical analyses and tests with Skeletonema costatum were performed through elutriation, and the tests with Vibrio fischeri used interstitial water. Nine (9) different sediment collection points, with varied sand and mud contents, were selected. The results obtained from ecotoxicological testing showed correspondence between sediment toxicity and proximity to contamination sources. However, this was not found for the relation between mud content and contamination. Some collection points presented toxicity despite the fact that mud content was low (≤ 10%). This contributes to the discussion about the guidelines and proceedings in the CONAMA (Brazilian Council for the Environment) Resolution 344/04. We verified that sediments of an estuary or bay cannot be deprived from monitoring based only on grading regardless of the amount being dredged without taking the contamination and proximity to contamination sources into account