Orientador: Ieda Geriberto Hidalgo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-25T19:15:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Signoriello_GiuseppeAlessandro_M.pdf: 31629174 bytes, checksum: 1674c1adcccf93d9b3ee9711be3f709e (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: Este trabalho apresenta a comparação de dois modelos matemáticos desenvolvidos para prever vazões afluentes à usinas hidrelétricas. O objetivo é abordar os aspectos que determinam a qualidade do insumo fundamental para a programação da operação do sistema hidrotérmico brasileiro: a previsão de vazões. A ferramenta de suporte à avaliação dos modelos matemáticos é o SISPREV, gerenciador/executor de estudos de previsão de vazões desenvolvido na UNICAMP. Esta ferramenta permite ao usuário prever vazões diárias e mensais com base em modelos de Regressão Linear (RL) e Sistema de Inferência Neuro-Fuzzy (SINF). Avaliou-se a qualidade das previsões diárias e mensais dos modelos RL e SINF através da metodologia de mineração de dados Cross Industry Standard Process for Data Mining (CRISP-DM). A CRISP-DM é baseada em um modelo hierárquico de processos comumente usados na descoberta de conhecimento. Os resultados mostram que o modelo RL apresenta um desempenho melhor para previsões diárias e o modelo SINF para as previsões mensais. Além disso, o modelo RL tem a tendência a ter bom desempenho de previsão nas situações típicas de chuva-vazão, enquanto os melhores índices de desempenho do modelo SINF caem nas condições atípicas, em particular com a contemporaneidade de altas vazões e baixas precipitações / Abstract: This work presents a comparison between two different mathematical models developed to predict inflows to hydropower plants. The purpose is to explore the aspects that determine the quality of an important input variable for operation planning of the Brazilian hydrothermal system: the inflows forecasting. The tool that supports the evaluation of the mathematical models is called SISPREV. It is a manager/runner of inflows forecasting studies developed at UNICAMP. This tool allows the user to predict daily and monthly inflows based on Linear Regression (RL) models and Neuro-Fuzzy Inference System (SINF). In this thesis, was evaluated the quality of daily and monthly forecasts of RL and SINF models using the methodology Cross Industry Standard Process for Data Mining. CRISP-DM is used in the discovery of knowledge and based on a hierarchical process model. The results show that the RL model performs better for daily predictions and the SINF model for monthly predictions. Furthermore, the RL model tends to have better performance in typical situations of rainfall-inflow, while the best performance indices of the SINF model fall in atypical conditions, in particular with the simultaneous high inflow rates and low precipitation / Mestrado / Planejamento de Sistemas Energeticos / Mestre em Planejamento de Sistemas Energéticos

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T13:02:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MunozMazo_EduinOrlando_D.pdf: 5130890 bytes, checksum: d577582a347f8585e79c27a461f4bf93 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção de água como método para auxiliar na recuperação de hidrocarbonetos e na manutenção da pressão em reservatórios tem sido aplicada de maneira crescente nas últimas décadas devido às suas características de eficiência, baixo custo e alta disponibilidade da água, o que faz com que este procedimento seja considerado com frequência na fase de desenvolvimento de campos de petróleo, como parte da estratégia inicial de produção. No entanto, volumes cada vez maiores de água produzida são reportados pelas companhias operadoras, com grandes implicações técnicas e econômicas para as mesmas. Esta situação pode, em alguns casos, fazer com que a água deixe de ser considerada como um recurso e passe a ser vista como um empecilho à produção. Outro problema associado à injeção de água em reservatórios é a perda de injetividade causada pela diminuição da permeabilidade na região vizinha aos poços injetores, decorrente do dano de formação. Portanto, implementar soluções ao problema da perda de injetividade e considerar o controle da água injetada e produzida na etapa de lançamento e otimização de estratégias de produção têm um impacto significativo no desempenho produtivo e financeiro de um projeto de exploração e produção (E&P), especialmente em reservatórios heterogêneos e fraturados, onde as propriedades petrofísicas trazem consequências importantes no escoamento dos fluidos de injeção e produção. Nesse trabalho é realizada uma análise da aplicação do processo de injeção com pressão de propagação de fratura (Injection with Fracture Propagation Pressure - IFPP) mediante a modelagem dos processos de perda de injetividade e propagação de fratura utilizando ferramentas de simulação de uso comercial. Posteriormente, uma metodologia para o gerenciamento de água baseada no controle dos volumes de injeção e produção de água é proposta e aplicada para casos de reservatório heterogêneo e naturalmente fraturado. Os resultados apontam que a injeção de água com propagação de fratura pode ser utilizada para remediar os efeitos nocivos da perda de injetividade, permitindo, em alguns casos, um aumento significativo da recuperação de óleo. Apontam também que a sua modelagem pode ser estudada como um problema de otimização de vazão, evidenciando a necessidade de inclusão do controle da injeção (otimização de vazão e determinação da data de fechamento do poço injetor) na fase de proposta e posterior otimização de estratégias de produção. Finalmente, mostram o efeito positivo do controle da injeção de água, aliado ao controle da produção, como mecanismo para o gerenciamento de água, possibilitando um melhor desempenho produtivo e financeiro de reservatórios heterogêneos e fraturados que utilizam a injeção de água como método de recuperação secundária / Abstract: Water injection as a method to assist hydrocarbon recovery and reservoir pressure maintenance has been applied increasingly in recent decades because of its characteristics of efficiency, low cost and high availability of water. This makes this procedure often considered in the development of oil fields as part of the initial production strategy. However, increasing volumes of produced water have been reported by the operating companies, with major technical and economic implications for them. This may cause the water to stop being regarded as a resource and to start to be seen as a constraint to the production. Another problem associated with water injection into the reservoir is the injectivity loss caused by the permeability decrease in the region adjacent to the injection wells due to the formation damage. Therefore, implementing solutions to the problem of injectivity loss and considering the control of injected and produced water in the proposal and optimization of production strategy stage have a significant impact on the productive and financial performance of exploration and production (E&P) projects. This happens in heterogeneous and fractured reservoirs, where the petrophysical properties have a significant impact on the flow of injection and production fluids. In this work is carried out an analysis of the application of the injection with fracture propagation pressure (IFPP) process by modeling injectivity loss and fracture propagation using commercial simulation tools. Subsequently, a methodology for water management based on control of injection volumes and water production is proposed and applied to cases of heterogeneous and naturally fractured reservoirs. The results show that water injection with fracture propagation can be used to remedy the harmful effects of injectivity loss allowing, in some cases, a significant increase in oil recovery. Also indicate that its modeling can be studied as a flow rate optimization problem, highlighting the need for the inclusion of the injection control (optimization of the injection rate and shutting time of the injection well) at the proposal and subsequent optimization stage of production strategies. Finally, show the positive effect of the control of water injection, coupled to the control of water production, as a mechanism for managing water, providing better productive and financial performance for heterogeneous and fractured reservoirs using water injection as a method of improved oil recovery / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

[pt] A presença de fraturas naturais em reservatórios de petróleo pode gerar grandes impactos no deslocamento de fluidos em seu interior. Os maiores problemas estão na irregularidade da área varrida pelo fluido injetado, por exemplo, a água, e a antecipação dos breakthroughs, ou seja, a chegada precoce da água aos poços produtores. De modo a analisar o efeito promovido pela presença de fraturas no meio, foram simulados os dois modelos de simulação de fluxo em reservatórios fraturados: o modelo de dupla-porosidade (DP) e o modelo de dupla-porosidade e dupla-permeabilidade (DPDK), bem como outros dois modelos derivados do modelo DP, o modelo de Subdomínios (SD) e o modelo MINC (Multiple Interacting Continua). Também foram realizadas análises paramétricas para compreender o impacto de propriedades, como as permeabilidades tanto da matriz quanto da fratura e o espaçamento das fraturas, no comportamento do fluxo em reservatórios fraturados. A presença de corredores de fraturas (fracture swarms) foi, igualmente, avaliada, assim como seu efeito associado à presença de camadas de altíssima permeabilidade (super-K). Por fim, foi simulado um modelo mais complexo, denominado GTEP, o qual foi construído a partir de uma seção aplicada à simulação de um reservatório carbonático gigante do Oriente Médio, com o intuito de exemplificar a irregularidade da área varrida em reservatórios naturalmente fraturados. / [en] The presence of natural fractures in oil reservoirs can generate major impacts on the fluid displacement inside them. The greatest problems are irregularity in the area swept by the injected fluid, e.g. water, and breakthroughs anticipation, or early arrival of water to the producing wells. In order to analyze the effect of the presence of fractures in the medium, two flow models of fractured reservoirs were constructed: the dual-porosity model (DP) and the dual-porosity and dual permeability model (DPDK), as well as two other models derived from the DP model, Subdomains model (SD) and MINC model (Multiple Interacting Continua). Parametric analyzes were also conducted to comprehend the impact of properties, such as the matrix permeability, the fracture permeability and the fracture spacing, on the flow behavior in fractured reservoirs. The presence of fracture corridors (fracture swarms) was also evaluated in three models, as well as its effect associated with the presence of layers of high permeability, denoted super-K. Finally, a more complex model, called GTEP Field, was simulated, which was constructed from a section applied to the simulation of a giant carbonate reservoir in the Middle East, in order to illustrate the irregularity of the swept area in natural fractured reservoirs.

[pt] Os reservatórios não convencionais de folhelho possuem permeabilidades muito baixas sendo necessário fraturar hidraulicamente a formação para aumentar a permeabilidade e conseguir um melhor desempenho do poço. O fraturamento hidráulico em vários estágios criado a partir de um poço horizontal gera uma complexa rede de fraturas, com variadas condutividades dentro do volume de reservatório estimulado. Neste trabalho realizamos análises paramétricas para avaliar os efeitos no desempenho do poço produtor causadas pela variação dos diferentes parâmetros dentro da complexa rede de fraturas criada. Estes parâmetros foram principalmente: os espaçamentos na rede de fraturas (sem propante), a condutividade na rede de fraturas (sem propante), a condutividade das fraturas primárias (preenchidas com propante), os espaçamentos das fraturas primárias (preenchidas com propante), a variação da permeabilidade ao longo das fraturas primárias e finalmente a variação das pressões do fundo do poço. Entender as relações entre o tamanho da rede de fraturas, os espaçamentos, a distribuição do propante e a condutividade das fraturas são parâmetros chaves para definir estratégias de estimulação e completação. Finalmente se fez uma simulação com injeção de água avaliando o impacto que causa na recuperação total de óleo e gás, e analisamos a possibilidade de aplicar este método de recuperação num reservatório fraturado hidraulicamente. / [en] The shale reservoirs have ultralow permeability requiring hydraulically fracturing the formation to improve permeability and get a better well performance. The multistage hydraulic fractures system created from a horizontal well generates a complex fracture network with different conductivities within the stimulated reservoir volume. In this work we made parametric analyzes to assess the effects on producer well performance caused by the variation of different parameters within the complex network fractures created. These parameters were mainly: spacing in the un-propped fracture network, the conductivity in the unpropped fracture network, primary fracture conductivity, primary fracture spacing, the variation of permeability along the primary fractures and finally the variation of downhole pressures. Understanding the relationship between fracture network size, fracture spacing, proppant distribution, and fracture conductivity is critical to stimulation and completion design. Finally a simulation with water injection evaluating its impact on recovering oil and gas was carried out, and the possibility of applying this method of recovery in a fractured reservoir was evaluated.The shale reservoirs have ultralow permeability requiring hydraulically fracturing the formation to improve permeability and get a better well performance. The multistage hydraulic fractures system created from a horizontal well generates a complex fracture network with different conductivities within the stimulated reservoir volume. In this work we made parametric analyzes to assess the effects on producer well performance caused by the variation of different parameters within the complex network fractures created. These parameters were mainly: spacing in the un-propped fracture network, the conductivity in the unpropped fracture network, primary fracture conductivity, primary fracture spacing, the variation of permeability along the primary fractures and finally the variation of downhole pressures. Understanding the relationship between fracture network size, fracture spacing, proppant distribution, and fracture conductivity is critical to stimulation and completion design. Finally a simulation with water injection evaluating its impact on recovering oil and gas was carried out, and the possibility of applying this method of recovery in a fractured reservoir was evaluated.

[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] A simulação numérica é uma ferramenta essencial para a engenharia de reservatórios moderna, em particular no desenvolvimento de campos de óleo marítimos. A maioria das simulações de reservatórios utilizam malhas estruturadas em três dimensões, com tamanho variando de alguns milhares a dezenas de milhões de células. Algumas simulações apresentam um alto custo computacional que pode dificultar os estudos de desenvolvimento de um campo, mesmo com a alta capacidade computacional disponível hoje. Malhas de simulação não-estruturadas são uma alternativa para reduzir o tamanho dos modelos de reservatórios (e, consequentemente, o tempo de execução das simulações), sem sacrificar a qualidade dos resultados. Este trabalho utiliza malhas de Voronoi, também conhecidas como malhas de bissetores perpendiculares, uma vez que suas propriedades permitem simplificar as equações discretizadas do escoamento em comparação com outros tipos de malhas não-estruturadas. Dois passos são críticos para a criação de um modelo não-estruturado de reservatórios a partir de um modelo geológico refinado: geração da malha e transferência de escala das propriedades. A maioria dos métodos propostos para ambas as tarefas utilizam informações de simulações na malha refinada. Embora essa abordagem apresente bons resultados, pode ser muito custosa e precisa ser refeita caso haja alterações significativas nas condições de escoamento. Este trabalho discute técnicas para geração de malha e transferência de escala que não dependam de simulações na escala fina. As técnicas utilizam apenas a distribuição de propriedades de reservatórios e o posicionamento de poços, falhas e outras feições discretas. A abordagem adotada para geração da malha parte de uma disposição regular de pontos que são redistribuídos de acordo com um mapa de espaçamento previamente definido. Dois algoritmos iterativos para redistribuição desses pontos baseados em modelos físicos são propostos. Diversos critérios de espaçamento também são investigados. Dois algoritmos de transferência de escala em malhas não-estruturadas são propostos. Estes métodos se baseiam nas técnicas de Cardwell and Parsons e de renormalização para transferência de escala em malhas estruturadas. Por fim, exemplos representativos são utilizados para demonstrar as potencialidades e eficácia das estratégias propostas. / [en] Numerical simulation represents an essential tool for modern reservoir engineering, especially for the development of offshore oil fields. Most reservoir simulations are performed on three-dimensional structured grids, with a size ranging from a few thousands to tens of millions of cells. Some simulations can have a high computational cost that hinders the field development studies, even using the processing power available nowadays. Unstructured meshes are an effective alternative to reduce the size of reservoir models (and, consequently, the overall simulation time) without sacrificing the quality of the results. In this work, we adopt Voronoi meshes, also known as perpendicular bisector grids, since their properties simplify the discretized flow equations in reservoir simulations when compared to other types of unstructured meshes. Two main steps are critical to creating an unstructured reservoir model from a refined geological model: grid generation and upscaling of the reservoir properties. Most methods employed for both steps rely on information obtained from simulations using fine-scale meshes. Although this approach yields good results, it can be time-consuming and may be optimal only for the specified set of flow conditions. This work discusses the generation of unstructured grids and upscaling techniques that do not require any previous simulations. Instead, they are based only on reservoir property distributions and the location of discrete features such as wells and faults. The proposed grid generation strategy starts from a regular set of points and then redistributes them according to a previously defined spacing map. Two iterative redistribution algorithms based on physical models are presented, and several criteria for spacing maps are also investigated. Two upscaling algorithms for unstructured grids are proposed, based on the Cardwell and Parsons and renormalization techniques for structured meshes. Finally, representative examples are presented to demonstrate the capabilities and effectiveness of the proposed strategies.

[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] O sequestro de dióxido de carbono (CO2) em campos de petróleo já desenvolvidos é considerado uma das opções para mitigar o CO2 antropogênico expelido na atmosfera. O CO2 tem sido utilizado como fluido de injeção em operações de recuperação avançada de petróleo com CO2 (CO2-EOR). Como parte deste processo, o CO2 reage com o óleo que expande seu volume, reduz sua viscosidade e a tensão interfacial CO2/óleo, tornando mais fácil sua recuperação. Enquanto, quantidades significativas de CO2 ficam retidas no reservatório. O objetivo desses projetos é maximizar a produção de óleo, minimizando a injeção de CO2. No entanto, em projetos de sequestro para maximizar a produção de óleo com a maior quantidade de armazenamento de CO2, o gás injetado requer ser maximizado. O objetivo desta pesquisa é entender melhor o potencial tanto para a recuperação avançada de óleo e armazenamento de CO2, por meio da simulação da CO2-EOR. Para atingi-lo propõe-se os seguintes objetivos específicos: (1) caracterização dos fluidos, modelagem do comportamento de fases dos fluidos usando a equação de estado (EOS) para aplicação confiável na simulação composicional; (2) investigar diferentes processos EOR, injeção contínua de gás (CGI) e injeção alternada de água e gás (WAG); e, (3) otimização do desempenho do processo CO2-EOR e a avaliação da capacidade de armazenamento de CO2 durante a produção de óleo. Os seguintes parâmetros foram considerados no estudo da otimização: i) miscibilidade; ii) a injeção cíclica; iii) a taxa de injeção e produção; iv) segregação gravitacional; v) tipo, número e locação dos poços de injeção e produção; e, vi) razão de WAG e tamanhos dos slugs. São necessárias um grande número de simulações para alcançar uma compreensão abrangente e avaliar as diferentes estratégias de injeção e tempo de injeção, em otimização de recuperação de óleo e capacidade de armazenamento de CO2. / [en] Sequestration of carbon dioxide (CO2) into already developed oil fields is considered as one of the option for mitigating anthropogenic CO2 discharge into the atmosphere. In Carbon dioxide Enhance Oil Recovery (CO2-EOR) operations the CO2 has been used as the injection fluid. As part of this process, the CO2 reacts with the oil that increases its volume, reduces its viscosity and interfacial tension CO2/oil, making easier oil recovery. While, significant quantities of CO2 remain sequestered in the reservoir. The goal of such projects is maximizing the oil production and minimizing the CO2 injection. However, in sequestration projects, for maximum oil production with the highest amount of CO2 storage, the injected CO2 requires to be maximized. The goal of this research is to better understand the potential for both enhanced oil recovery and storage of CO2, through the CO2-EOR simulation. To achieve it propose the following specific objectives: (1) the characterization fluids, modeling of fluid phase behavior using equation of state (EOS) for reliable application on the compositional simulation; (2) investigate different EOR processes, continuous gas injection (CGI) and water alternating gas (WAG) injection; and, (3) optimization the CO2-EOR process performance and evaluation of the CO2 storage capacity during oil production. The following parameters were considered in the optimization study: i) miscibility; ii) cyclic injection; iii) injection and production rate; iv) gravity override; v) type, number and location of injection and production wells; and, vi) WAG ratios and WAG slug sizes. A number of simulations are required to achieve comprehensive understanding and evaluate the different injection strategies and injection timing, on optimization of oil recovery and CO2 storage capacity.

Diversas atividades humanas são fortemente dependentes do clima e da sua variabilidade, especialmente aquelas relacionadas ao uso da água. A operação integrada de reservatórios com múltiplos usos requer uma série de decisões que definem quanta água deve ser alocada, ao longo do tempo para cada um dos usos, e quais os volumes dos reservatórios a serem mantidos. O conhecimento antecipado das condições climáticas resulta de vital importância para os operadores de reservatórios, pois o insumo dos reservatórios é a vazão dos rios, que por sua vez é dependente de condições atmosféricas e hidrológicas em diferentes escalas de tempo e espaço. A pesquisa trata sobre três importantes elementos de subsídio à tomada de decisão na operação de reservatórios baseada na previsão de variáveis hidrológicas: (a) as previsões de vazão de curto prazo; (b) as previsões de precipitação de longo prazo e (c) as medidas de desempenho das previsões. O reservatório de Furnas, localizado na bacia do Rio Grande, em Minas Gerais, foi selecionado como estudo de caso devido, principalmente, à disponibilidade de previsões quantitativas de chuva e pela importância desse reservatório na região analisada. A previsão de curto prazo de vazão com base na precipitação foi estimada com um modelo empírico (rede neural artificial) e a previsão de precipitação foi obtida pelo modelo regional ETA. Uma metodologia de treinamento e validação da rede neural artificial foi desenvolvida utilizando previsões perfeitas de chuva (considerando a chuva observada como previsão) e utilizando o maior número de dados disponíveis, favorecendo a representatividade dos resultados obtidos. A metodologia empírica alcançou os desempenhos obtidos com um modelo hidrológico conceitual, mostrando-se menos sensitiva aos erros na previsão quantitativa de precipitação nessa bacia. Os resultados obtidos mostraram que as previsões de vazão utilizando modelos empíricos e conceituais e incorporando previsões quantitativas de precipitação são melhores que a metodologia utilizada pelo ONS no local de estudo. A redução dos erros de previsão relativos à metodologia empregada pelo ONS foi em torno de 20% quando usadas previsões quantitativas de precipitação definidas pelo modelo regional ETA e superiores a 50% quando usadas previsões perfeitas de precipitação. Embora essas últimas previsões nunca possam ser obtidas na prática, os resultados sugerem o quanto o incremento do desempenho das previsões quantitativas de chuva melhoraria as previsões de vazão. A previsão de precipitação de longo prazo para a bacia analisada foi também estimada com um modelo empírico de redes neurais artificiais e utilizando índices climáticos como variáveis de entrada. Nesse sentido, foram estimadas previsões de precipitação acumulada no período mais chuvoso (DJF) utilizando índices climáticos associados a fenômenos climáticos, como o El Niño - Oscilação Sul e a Oscilação Decadal do Pacífico, e a modos de variabilidade climática, como a Oscilação do Atlântico Norte e o Modo Anular do Hemisfério Sul. Apesar das redes neurais artificiais terem sido aplicadas em diversos problemas relacionados a hidrometeorologia, a aplicação dessas técnicas na previsão de precipitação de longo prazo é ainda rara. Os resultados obtidos nesse trabalho mostraram que consideráveis reduções dos erros da previsão relativos ao uso apenas da média climatológica como previsão podem ser obtidos com a metodologia utilizada. Foram obtidas reduções dos erros de, no mínimo 50%, e chegando até um valor próximo a 75% nos diferentes testes efetuados no estudo de caso. Uma medida de desempenho da previsão foi desenvolvida baseada no uso de tabelas de contingência e levando em conta a utilidade da previsão. Essa medida de desempenho foi calculada com base nos resultados do uso das previsões por um modelo de operação de reservatório, e não apenas na comparação de vazões previstas e observadas. Nos testes realizados durante essa pesquisa, ficou evidente que não existe uma relação unívoca entre qualidade das previsões e utilidade das previsões. No entanto, em função de comportamentos particulares das previsões, tendências foram encontradas, como por exemplo nos modelos cuja previsão apresenta apenas defasagem. Nesses modelos, a utilidade das previsões tende a crescer na medida que a qualidade das mesmas aumenta. Por fim, uma das grandes virtudes da medida de desempenho desenvolvida nesse trabalho foi sua capacidade de distinguir o desempenho de modelos que apresentaram a mesma qualidade. / Several human activities are strongly dependent on climate and its variability, especially those related to water use. The operation of multi-purpose reservoirs systems defines how much water should be allocated and the reservoir storage volumes to be maintained, over time. Knowing in advance the weather conditions helps the decision making process, as the major inputs to reservoirs are the streamflows, which are dependent on atmospheric and hydrological conditions at different time-space scales. This research deals with three important aspects towards the decision making process of multi-purpose reservoir operation based on forecast of hydrological variables: (a) short-term streamflow forecast, (b) long-range precipitation forecast and (c) performance measures. The Furnas reservoir on the Rio Grande basin was selected as the case study, primarily because of the availability of quantitative precipitation forecasts from the Brazilian Center for Weather Prediction and Climate Studies and due to its importance in the Brazilian hydropower generation system. Short-term streamflow forecasts were estimated by an empirical model (artificial neural network – ANN) and incorporating forecast of rainfall. Quantitative precipitation forecasts (QPFs), defined by the ETA regional model, were used as inputs to the ANN models. A methodology for training and validating the ANN models was developed using perfect precipitation forecasts (i.e., using the observed precipitation as if it was a forecast) and considering the largest number of available samples, in order to increase the representativeness of the results. The empirical methodology achieved the performance obtained with a conceptual hydrological model and seemed to be less sensitive to precipitation forecast error relative to the conceptual hydrological model. Although limited to one reservoir, the results obtained show that streamflow forecasting using empirical and conceptual models and incorporating QPFs performs better than the methodology used by ONS. Reduction in the forecast errors relative to the ONS method was about 20% when using QPFs provided by ETA model, and greater than 50% when using the perfect precipitation forecast. Although the latter can never be achieved in practice, these results suggest that improving QPFs would lead to better forecasts of reservoir inflows. Long-range precipitation forecast was also estimated by an empirical model based on artificial neural networks and using climate indices as input variables. The output variable is the summer (DJF) precipitation over the Furnas watershed. It was estimated using climate indices related to climatic phenomena such as El Niño - Southern Oscillation and the Pacific Decadal Oscillation and modes of climate variability, such as the North Atlantic Oscillation and the Southern Annular Mode. Despite of ANN has been applied in several problems of hydrometeorological areas, the application of such technique for long-range precipitation forecast is still rare. The results obtained demonstrate how the methodology for seasonal precipitation forecast based on ANN can be particularly helpful, with the use of available time series of climate indices. Reductions in the forecast errors achieved by using only the climatological mean as forecast were considerable, being at least of 50% and reaching values close to 75% in several tests. A performance measure based on the use of contingency tables was developed taking into account the utility of the forecast. This performance measure was calculated based on the results of the use of the forecasts by a reservoir operation model, and not only by comparing streamflow observed and forecast. The performed tests show that there is no unequivocal relationship between quality and utility of the forecasts. However, when the forecast has a particular behavior, trends were found in the relationship between utility and quality of the forecast, such as models that generate streamflow forecast with lags in comparison to the observed values. In these models, the utility of the forecasts tends to enhance as the quality increases. Finally, the ability to distinguish the performance of forecast models having similar quality was one of the main merits of the performance measure developed in this research.

O trabalho apresenta resultados de um estudo sobre a dinâmica de cianobactérias e cianotoxinas e suas relações com variáveis climáticas, bióticas e abióticas do braço do reservatório da usina hidroelétrica Luiz Eduardo Magalhães (UHE Lajeado), em Palmas, Tocantins. O reservatório abrange 626 km2, extensão de 172 km, volume operacional de 4,9.109 m3, tempo de residência da água de 24 dias e uma área de drenagem de 184.219 km². O objetivo principal do estudo foi conhecer a dinâmica espacial e temporal de cianobactérias e cianotoxinas, bem como as suas implicações para o abastecimento público. Os resultados demonstraram que o ponto amostrado no período entre julho e dezembro de 2008, através do estudo de perfil vertical (PVJD), apresentou condições meso-eutróficas, com circulação do tipo polimítica, com estratificação transitória no final do período de seca e isotermia no período chuvoso. Os estudos nictemerais 1 (NIC-1), realizado em 29 de setembro de 2008, e 2 (NIC-2), realizado em 23 de março de 2009, comportaram-se sob condições climatológicas distintas, apresentando o segundo estudo características limnológicas inversas a do primeiro, marcadas principalmente pelas intrusões via tributários. As principais variáveis que influenciaram o padrão de distribuição das cianobactérias no sistema para os estudos foram: climáticas (ventos, precipitação e temperatura); físicas (turbidez e circulação térmica), e químicas (fósforo reativo solúvel e fósforo total). Em relação ao índice de estado trófico - IET, o ambiente foi classificado como eutrófico, para os estudos NIC-1 e 2, e oscilando entre mesotrófico e eutrófico em PVJD. O segundo estudo compreendeu uma avaliação mensal, entre os meses de janeiro de 2006 e dezembro de 2008. Os resultados demonstraram que o ponto 1 se comportou como ambiente em estado de meso-eutrofia, com regime de mistura polimítico, durante o ano de 2008. Neste mesmo ano, a temperatura do ar e a radiação solar foram as variáveis climáticas melhor correlacionadas positivamente com as variações de cianobactérias. Durante os períodos de estiagem dos três anos monitorados o nitrogênio total e o fósforo total definiram os padrões de distribuição de cianobactérias no ponto 1, através de razões inferiores a 10:1. Este ponto comportou-se como ambiente lêntico no período de estiagem, sofrendo influências do reservatório, e como ambiente lótico no período chuvoso, sob influências de fluxos do ribeirão Taquarussu Grande. O estudo também detectou a formação de três florações de cianobactérias no período de estiagem dos anos de 2007 e 2008 no ponto 1. A maior densidade de cianobactérias foi evidenciada em novembro de 2007 (28600 cél.mL-¹). A maior concentração de cianotoxinas ocorreu em julho de 2008, (>2,0 μg.L-¹ de microcistinas), nos pontos 1 e 3. Em relação à viabilidade para abastecimento público, os resultados de turbidez e clorofila-a sugerem a dupla-filtração como sendo a tecnologia capaz de remover cerca de 73,33% destas variáveis. De maneira geral, os dados obtidos neste trabalho sugerem a elaboração de um programa de avaliação sistemática destas toxinas e seus potenciais produtores nos pontos 1, 3, e foz do braço no reservatório. A modelagem ecológica subsidiaria a visualização de cenários futuros, e consequentemente, colaboraria na garantia da qualidade da água produzida pela empresa de abastecimento, no uso desta água para consumo humano. / This paper presents results of the study on the dynamic of cyanobacteria and cyanotoxins and their relationship with climatic, biotic and abiotic variables in the hydroelectric Luiz Eduardo Magalhães, Palmas (Tocantins-Brazil) reservoir. The reservoir has 626 km², is 172 km long, operating volume 4,9.109 m³, residence time 24 days, and adrainage area of 184.219 km². The main objective was to study the spatial and temporal dynamics of cyanobacteria and cyanotoxins, as well as its implications for public supply. The results showed that, between July and December 2008, the vertical profile of the studied site (PVJD) was meso-eutrophic, a polymictic mixing regime with stratification at the end of the dry season in a transitional period, and isotherm in the rainy season. Diel studies 1 (NIC-1) and 2 (NIC-2) revealed distinct climatic conditions, showed characteristics opposite, mainly by advection of intrusions via tributaries. In both occasions the main variables that affected the pattern of distribution of cyanobacteria were wind, precipitation and temperature), physical (turbidity, residence time, thermal circulation, orthophosphate and total phosphorus. The sampled area was classified as eutrophic, for studies NIC-1 and 2, and ranged from mesotrophic and eutrophic in PVJD. The second study included a monthly assessment, between January 2006 and December 2008. The results showed that sampling station 1 behaved as a meso-eutrophic environment in 2008. In that same year, the air temperature and solar radiation were the climatic variables that correlated most positively with changes in cyanobacteria. During the dry periods for the three monitored years the total nitrogen and total phosphorus defined the distribution patterns of cyanobacteria dynamics in the sampling station 1. This sampling station behaved as a lentic habitat in the dry season, associated with the reservoir, and as lotic in the rainy season, associated with the river Taquarussu Grande. The study also detected the occurrence of three cyanobacterial blooms in the dry season of the years 2007 and 2008 in section 1. The highest density of cyanobacteria was found in November 2007 (28600 cell.mL-¹). The highest concentration of cyanotoxins occurred in July 2008, (<2.0 μg.L-¹ microcystins) in sampling stations 1 and 3. Regarding the feasibility of this area for public supply, the results suggested the adoption of conventional treatment system. However, some peculiarities of water quality suggested that dual-filtration would be more adequate, due to the incoming effluents of the sewage treatment station Aureny in the sampling station 1. Overall, the data obtained throughout this study points to the maintenance of another two years of systematic evaluation of these toxins and their potential producers form sampling points1 and 3 to the estuary of the arm in the reservoir. The hydrological modelling of future scenarios will help to evaluate this area as source of water for human supply.