Biossurfactantes (BS) são compostos tensoativos de baixo peso molecular produzidos por uma ampla variedade de microrganismos. Sua natureza anfipática faz com que esses compostos sejam capazes de reduzir a tensão superficial de líquidos ou formar emulsões estáveis, características que tornam os biossurfactantes altamente aplicáveis na indústria do petróleo. As condições extremas de reservatórios de petróleo quanto à temperatura e salinidade demandam estudos sobre a produção de biossurfactantes por linhagens bacterianas autóctones, bem como de sua estabilidade frente a estas condições. Neste contexto, este trabalho propôs a seleção de linhagens bacterianas produtoras de biossurfactante a partir de amostras rochosas de um reservatório localizado na Bacia de Campos (RJ), para possível aplicação em processos de recuperação de petróleo melhorada por microrganismos e/ou seus produtos ou Microbial Enhancement Oil Recovery (MEOR). Cultivos inoculados com as amostras rochosas foram usados para o isolamento das linhagens bacterianas. Os isolados positivos para produção de BS (avaliada pelo índice de emulsificação - E24) foram identificados por meio do sequenciamento do gene rRNA 16S. Dez dos isolados obtidos apresentaram 99% de similaridade com Bacillus alveayuensis, sendo escolhido um deles - Ar70C7-2 - para estudos de avaliação da agitação, salinidade, fontes de carbono (C) e nitrogênio (N) e relação C/N no crescimento e produção de BS. O Meio Mineral adicionado de glicerina e NH4Cl, na relação C/N=2, 70 g/L NaCl e incubado a 55°C forneceu o melhor resultado para o teste de E24 (69,1%). O BS produzido pelo isolado foi purificado parcialmente por precipitação ácida, obtendo-se, em média, 0,17g de extrato bruto (semi-purificado, SP) por litro de cultivo em Meio Mineral, e 0,24 g, em meio LB. O BS-SP produzido a partir dos cultivos nos meios LB modificado (BS-SP-LB) e Meio Mineral otimizado (BS-SP-MM) teve sua capacidade tensoativa testada frente às variações de pH, temperatura e salinidade. Ambos BS-SP apresentaram estabilidade térmica no intervalo de -18 a 121°C, registrando valores médios de E24 de 65,4(±2,5)% e 63,7(±0,6)% (BS-SP-LB e BS-SP-MM, respectivamente) e de tensão superficial mínima de 43,3 mN/m (BS-SP-LB) e 42,1 mN/m (BS-SP-MM). Amostras de BS-SP tiveram seu pH ajustado para valores entre 2 a 12, apresentando valores médios de E24 de 66,4(±3,4)% e 60,1(±3,2)% (BS-SP-LB e BS-SP-MM, respectivamente) e de tensão superficial mínima de 44,3 mN/m (BS-SP-LB) e 42,1 mN/m (BS-SP-MM). Quanto à salinidade, as amostras foram ajustadas para concentrações no intervalo de 0 a 21% de NaCl, apresentando valores médios de E24 de 65,4(±3,4)% e 64,4(±1,7)% (BS-SP-LB e BS-SP-MM, respectivamente) e de tensão superficial mínima de 42,2 mN/m (BS-SP-LB) e 42,9mN/m (BS-SP-MM). Quanto à ação antimicrobiana, o BS-SP não apresentou atividade bactericida ou bacteriostática sobre as linhagens E. coli, B. subtilis, P. fluorescens e S. epidermidis.O BS produzido por Ar70C7-2, em condições de alta temperatura e salinidade, mostrou alto índice de emulsificação e estabilidade. Estas características, associadas à boa capacidade emulsificante sobre diversos substratos orgânicos, particularmente de derivados de petróleo, sugerem uma potencial aplicação em processos de MEOR. / Biosurfactants (BS) are compounds of low molecular weight produced by a wide variety of microorganisms. Their amphipathic nature makes these compounds capable of reducing the surface tension of liquids and form stable emulsions, characteristics that make them highly applicable in the oil industry. The extreme conditions of temperature and salinity in oil reservoirs require research on the production of biosurfactants by indigenous bacteria, as well as its stability in these conditions. In this context, this work aimed the selection of biosurfactant-producing bacteria from rock samples of oil reservoir for potential use in microbial enhancement oil recovery (MEOR) processes. Cultures inoculated with rock samples were used for the isolation of bacterial strains. The positive isolates for biosurfactant production (measured by emulsification index - E24) were identified by 16S rRNA gene sequencing. Ten of the obtained isolates showed 99% similarity to Bacillus alveayuensis, being chosen one - Ar70C7-2 - for essays evaluating factors such as agitation, salinity, carbon sources (C) and nitrogen (N) and C/N ratio on growth and BS production. The mineral medium (MM) with glycerine and NH4Cl, at a C/N ratio equal to 2, temperature of 55°C and 70 g/L NaCl, provided the best results for the E24 index (69.1%). The BS produced by strain Ar70C7-2 was partially purified by acid precipitation, yielding on average 0.17g of crude extract (semi-purified, SP) per liter of culture in MM, and 0.24 g in LB medium. The BS-SP produced both from LB (BS-SP-LB) and Mineral Medium cultures (BS-SP-MM) had its surface-active action evaluated in relation to changes in pH, temperature and salinity. Both BS-SP presented thermal stability in the range -18 to 121°C, with E24 mean values of 65.4(±2.5)% and 63.7(±0.6)% (BS-SP-BL and BS-SP-MM, respectively) and minimal surface tension of 43.3 mN/m (BS-SP-BL) and 42.1 mN/m (BS-SP-MM). BS-SP samples were adjusted to pH values between 2 and 12, showing E24 mean values of 66.4(±3.4)% e 60.1(±3.2)% (BS-SP-BL and BS-SP-MM, respectively) and minimum surface tension of 44.3 mN/m (BS-SP-LB) and 42.1 mN/m (BS-SP-MM). Regarding salinity, samples were adjusted to concentrations in the range 0 to 21% NaCl, showing E24 mean values 65.4(±3.4)% e 64.4(±1.7)% (BS-SP-BL and BS-SP-MM, respectively) and surface tension minimum of 42.2 mN/m (BS-SP-LB) and 42.9 mN/m (BS-SP-MM). As for antimicrobial action, the BS-SP showed no bactericidal or bacteriostatic activity on the strains E. coli, B. subtilis, P. fluorescens and S. epidermidis. The BS produced by Ar70C7-2 in thermophilic and halophilic conditions showed a high rate of emulsification and stability. These features, coupled with good emulsifying capacity on various organic substrates, particularly petroleum products, suggest a potential application in MEOR processes.

Biossurfactantes (BS) são compostos tensoativos de baixo peso molecular produzidos por uma ampla variedade de microrganismos. Sua natureza anfipática faz com que esses compostos sejam capazes de reduzir a tensão superficial de líquidos ou formar emulsões estáveis, características que tornam os biossurfactantes altamente aplicáveis na indústria do petróleo. As condições extremas de reservatórios de petróleo quanto à temperatura e salinidade demandam estudos sobre a produção de biossurfactantes por linhagens bacterianas autóctones, bem como de sua estabilidade frente a estas condições. Neste contexto, este trabalho propôs a seleção de linhagens bacterianas produtoras de biossurfactante a partir de amostras rochosas de um reservatório localizado na Bacia de Campos (RJ), para possível aplicação em processos de recuperação de petróleo melhorada por microrganismos e/ou seus produtos ou Microbial Enhancement Oil Recovery (MEOR). Cultivos inoculados com as amostras rochosas foram usados para o isolamento das linhagens bacterianas. Os isolados positivos para produção de BS (avaliada pelo índice de emulsificação - E24) foram identificados por meio do sequenciamento do gene rRNA 16S. Dez dos isolados obtidos apresentaram 99% de similaridade com Bacillus alveayuensis, sendo escolhido um deles - Ar70C7-2 - para estudos de avaliação da agitação, salinidade, fontes de carbono (C) e nitrogênio (N) e relação C/N no crescimento e produção de BS. O Meio Mineral adicionado de glicerina e NH4Cl, na relação C/N=2, 70 g/L NaCl e incubado a 55°C forneceu o melhor resultado para o teste de E24 (69,1%). O BS produzido pelo isolado foi purificado parcialmente por precipitação ácida, obtendo-se, em média, 0,17g de extrato bruto (semi-purificado, SP) por litro de cultivo em Meio Mineral, e 0,24 g, em meio LB. O BS-SP produzido a partir dos cultivos nos meios LB modificado (BS-SP-LB) e Meio Mineral otimizado (BS-SP-MM) teve sua capacidade tensoativa testada frente às variações de pH, temperatura e salinidade. Ambos BS-SP apresentaram estabilidade térmica no intervalo de -18 a 121°C, registrando valores médios de E24 de 65,4(±2,5)% e 63,7(±0,6)% (BS-SP-LB e BS-SP-MM, respectivamente) e de tensão superficial mínima de 43,3 mN/m (BS-SP-LB) e 42,1 mN/m (BS-SP-MM). Amostras de BS-SP tiveram seu pH ajustado para valores entre 2 a 12, apresentando valores médios de E24 de 66,4(±3,4)% e 60,1(±3,2)% (BS-SP-LB e BS-SP-MM, respectivamente) e de tensão superficial mínima de 44,3 mN/m (BS-SP-LB) e 42,1 mN/m (BS-SP-MM). Quanto à salinidade, as amostras foram ajustadas para concentrações no intervalo de 0 a 21% de NaCl, apresentando valores médios de E24 de 65,4(±3,4)% e 64,4(±1,7)% (BS-SP-LB e BS-SP-MM, respectivamente) e de tensão superficial mínima de 42,2 mN/m (BS-SP-LB) e 42,9mN/m (BS-SP-MM). Quanto à ação antimicrobiana, o BS-SP não apresentou atividade bactericida ou bacteriostática sobre as linhagens E. coli, B. subtilis, P. fluorescens e S. epidermidis.O BS produzido por Ar70C7-2, em condições de alta temperatura e salinidade, mostrou alto índice de emulsificação e estabilidade. Estas características, associadas à boa capacidade emulsificante sobre diversos substratos orgânicos, particularmente de derivados de petróleo, sugerem uma potencial aplicação em processos de MEOR. / Biosurfactants (BS) are compounds of low molecular weight produced by a wide variety of microorganisms. Their amphipathic nature makes these compounds capable of reducing the surface tension of liquids and form stable emulsions, characteristics that make them highly applicable in the oil industry. The extreme conditions of temperature and salinity in oil reservoirs require research on the production of biosurfactants by indigenous bacteria, as well as its stability in these conditions. In this context, this work aimed the selection of biosurfactant-producing bacteria from rock samples of oil reservoir for potential use in microbial enhancement oil recovery (MEOR) processes. Cultures inoculated with rock samples were used for the isolation of bacterial strains. The positive isolates for biosurfactant production (measured by emulsification index - E24) were identified by 16S rRNA gene sequencing. Ten of the obtained isolates showed 99% similarity to Bacillus alveayuensis, being chosen one - Ar70C7-2 - for essays evaluating factors such as agitation, salinity, carbon sources (C) and nitrogen (N) and C/N ratio on growth and BS production. The mineral medium (MM) with glycerine and NH4Cl, at a C/N ratio equal to 2, temperature of 55°C and 70 g/L NaCl, provided the best results for the E24 index (69.1%). The BS produced by strain Ar70C7-2 was partially purified by acid precipitation, yielding on average 0.17g of crude extract (semi-purified, SP) per liter of culture in MM, and 0.24 g in LB medium. The BS-SP produced both from LB (BS-SP-LB) and Mineral Medium cultures (BS-SP-MM) had its surface-active action evaluated in relation to changes in pH, temperature and salinity. Both BS-SP presented thermal stability in the range -18 to 121°C, with E24 mean values of 65.4(±2.5)% and 63.7(±0.6)% (BS-SP-BL and BS-SP-MM, respectively) and minimal surface tension of 43.3 mN/m (BS-SP-BL) and 42.1 mN/m (BS-SP-MM). BS-SP samples were adjusted to pH values between 2 and 12, showing E24 mean values of 66.4(±3.4)% e 60.1(±3.2)% (BS-SP-BL and BS-SP-MM, respectively) and minimum surface tension of 44.3 mN/m (BS-SP-LB) and 42.1 mN/m (BS-SP-MM). Regarding salinity, samples were adjusted to concentrations in the range 0 to 21% NaCl, showing E24 mean values 65.4(±3.4)% e 64.4(±1.7)% (BS-SP-BL and BS-SP-MM, respectively) and surface tension minimum of 42.2 mN/m (BS-SP-LB) and 42.9 mN/m (BS-SP-MM). As for antimicrobial action, the BS-SP showed no bactericidal or bacteriostatic activity on the strains E. coli, B. subtilis, P. fluorescens and S. epidermidis. The BS produced by Ar70C7-2 in thermophilic and halophilic conditions showed a high rate of emulsification and stability. These features, coupled with good emulsifying capacity on various organic substrates, particularly petroleum products, suggest a potential application in MEOR processes.

A caracterização de rochas de reservatórios por microtomografia de raios X (MRX) consiste em uma técnica de análise digital para estudar tridimensionalmente microestruturas e formações geológicas. Para materiais geológicos porosos, a distinção do corpo mineral e dos vazios é facilmente realizada devido à diferença de atenuação dos raios X irradiados, fornecendo modelos tridimensionais de tamanho de grão, porosidade e estrutura de poros. Os métodos tradicionais de petrologia, como a microscopia óptica ou a microscopia eletrônica de varredura (MEV), apresentam menor significância estatística para a área analisada e são limitados à análise bidimensional; assim o MRX apresenta um avanço para as técnicas de caracterização por aquisição e análise digital de imagens. Paralelamente, são conhecidas outras técnicas experimentais para caracterização de porosidade de materiais geológicos por intrusão de fluidos ou envelopamento de partículas. Destas, destaca-se a porosimetria com intrusão de mercúrio que atua no intervalo de poros micro a nanométricos, e possibilita também a determinação da distribuição de tamanho de poros. Este trabalho tem por objetivo determinar a porosidade e densidade de análogos de rocha reservatório pela conjugação de procedimentos de MRX bi e tridimensionais, porosimetria por intrusão de mercúrio e picnometria com gás Hélio. As condições operacionais foram previamente avaliadas até se estabelecer parâmetros capazes de gerar resultados reprodutíveis e com elevada repetitividade. Os resultados demonstram que as melhores correlações foram estabelecidas entre os resultados da porosimetria com mercúrio e microtomografia tridimensional, considerando-se a mesma resolução de tamanho de poro. Apesar dos princípios serem distintos e das comparações serem entre medidas indiretas e análise de imagens digitais, ambas são medidas volumétricas. Na avaliação de continuidade de poros, a correlação entre as determinações bi e tridimensionais revela presença de heterogeneidades. As determinações de densidade por porosimetria com mercúrio e picnometria com gás hélio são congruentes, desde que a quantidade de poros fechados não seja significativa em relação à porosidade total. A microscopia de raios X contribui significativamente para análise digital de rochas reservatório com possibilidade de determinação de porosidade, distribuição de tamanho, morfologia e conectividade de poros. Com a proibição iminente do uso de mercúrio por restrições ambientais, a MRX se torna uma suplente possível para estudos de materiais com porosidades micrométricas, com limitações na detecção poros nanométricos. / Reservoir rock characterization by X-ray microtomography (XRM) consists of a digital analysis to study microstructures and geological formations. The distinction of matrix and voids within the rock sample can be easily carried out due to the attenuation difference of irradiated X-rays, providing three-dimensional models of grain size, porosity and pore structure. Traditional petrology methods, such as optical microscopy or scanning electron microscopy (SEM) presents lower statistical significance for the characterized area and are limited to two-dimensional analysis; therefore, XRM presents an advance for characterization techniques by acquisition and digital image analysis. At the same time, experimental techniques are known for porosity characterization of geological materials by fluid intrusion or particle envelopment. It can be emphasized the mercury intrusion porosimetry acts in the range of micro and nanopores and also allows the analysis of pore size distribution. This study aims to determine porosity and density of reservoir rock analogous by the combination of two and three dimensional XRM procedures, mercury intrusion porosimetry and helium gas pycnometry. Operating parameters were prior evaluated to establish conditions for obtaining reproducible results with high repeatability. The results were assessed individually with subsequent correlations under the same resolution. The results demonstrate that the best correlations were established between mercury porosimetry and three-dimensional microtomography data, considering the same pore size resolution. Although the principles are completely different, and the comparisons refers to indirect measurements and digital image analysis, both considers volumetric measurements. In the evaluation of pore continuity, the correlation between two and three-dimensional determinations reveals the presence of heterogeneities. The density determinations by mercury intrusion porosimetry and pycnometry with helium gas are congruent, as long as the number of closed pores is not significant in relation to the total porosity. X-ray microscopy contributes significantly to reservoir rock digital analysis with the possibility of determining porosity, pore size distribution, morphology and pore connectivity. With the mercury use prohibition by environmental constraints, MRX becomes a possible substitute to characterize materials with micrometric porosities, with limitations in the detection of nanometric pores.

A caracterização de rochas de reservatórios por microtomografia de raios X (MRX) consiste em uma técnica de análise digital para estudar tridimensionalmente microestruturas e formações geológicas. Para materiais geológicos porosos, a distinção do corpo mineral e dos vazios é facilmente realizada devido à diferença de atenuação dos raios X irradiados, fornecendo modelos tridimensionais de tamanho de grão, porosidade e estrutura de poros. Os métodos tradicionais de petrologia, como a microscopia óptica ou a microscopia eletrônica de varredura (MEV), apresentam menor significância estatística para a área analisada e são limitados à análise bidimensional; assim o MRX apresenta um avanço para as técnicas de caracterização por aquisição e análise digital de imagens. Paralelamente, são conhecidas outras técnicas experimentais para caracterização de porosidade de materiais geológicos por intrusão de fluidos ou envelopamento de partículas. Destas, destaca-se a porosimetria com intrusão de mercúrio que atua no intervalo de poros micro a nanométricos, e possibilita também a determinação da distribuição de tamanho de poros. Este trabalho tem por objetivo determinar a porosidade e densidade de análogos de rocha reservatório pela conjugação de procedimentos de MRX bi e tridimensionais, porosimetria por intrusão de mercúrio e picnometria com gás Hélio. As condições operacionais foram previamente avaliadas até se estabelecer parâmetros capazes de gerar resultados reprodutíveis e com elevada repetitividade. Os resultados demonstram que as melhores correlações foram estabelecidas entre os resultados da porosimetria com mercúrio e microtomografia tridimensional, considerando-se a mesma resolução de tamanho de poro. Apesar dos princípios serem distintos e das comparações serem entre medidas indiretas e análise de imagens digitais, ambas são medidas volumétricas. Na avaliação de continuidade de poros, a correlação entre as determinações bi e tridimensionais revela presença de heterogeneidades. As determinações de densidade por porosimetria com mercúrio e picnometria com gás hélio são congruentes, desde que a quantidade de poros fechados não seja significativa em relação à porosidade total. A microscopia de raios X contribui significativamente para análise digital de rochas reservatório com possibilidade de determinação de porosidade, distribuição de tamanho, morfologia e conectividade de poros. Com a proibição iminente do uso de mercúrio por restrições ambientais, a MRX se torna uma suplente possível para estudos de materiais com porosidades micrométricas, com limitações na detecção poros nanométricos. / Reservoir rock characterization by X-ray microtomography (XRM) consists of a digital analysis to study microstructures and geological formations. The distinction of matrix and voids within the rock sample can be easily carried out due to the attenuation difference of irradiated X-rays, providing three-dimensional models of grain size, porosity and pore structure. Traditional petrology methods, such as optical microscopy or scanning electron microscopy (SEM) presents lower statistical significance for the characterized area and are limited to two-dimensional analysis; therefore, XRM presents an advance for characterization techniques by acquisition and digital image analysis. At the same time, experimental techniques are known for porosity characterization of geological materials by fluid intrusion or particle envelopment. It can be emphasized the mercury intrusion porosimetry acts in the range of micro and nanopores and also allows the analysis of pore size distribution. This study aims to determine porosity and density of reservoir rock analogous by the combination of two and three dimensional XRM procedures, mercury intrusion porosimetry and helium gas pycnometry. Operating parameters were prior evaluated to establish conditions for obtaining reproducible results with high repeatability. The results were assessed individually with subsequent correlations under the same resolution. The results demonstrate that the best correlations were established between mercury porosimetry and three-dimensional microtomography data, considering the same pore size resolution. Although the principles are completely different, and the comparisons refers to indirect measurements and digital image analysis, both considers volumetric measurements. In the evaluation of pore continuity, the correlation between two and three-dimensional determinations reveals the presence of heterogeneities. The density determinations by mercury intrusion porosimetry and pycnometry with helium gas are congruent, as long as the number of closed pores is not significant in relation to the total porosity. X-ray microscopy contributes significantly to reservoir rock digital analysis with the possibility of determining porosity, pore size distribution, morphology and pore connectivity. With the mercury use prohibition by environmental constraints, MRX becomes a possible substitute to characterize materials with micrometric porosities, with limitations in the detection of nanometric pores.

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Dans le cadre du stockage géologique de gaz acides, il est impératif de garantir l'intégrité des matériaux sollicités afin d'assurer un confinement pérenne du fluide injecté. Le but de ce travail de thèse est d'étudier, par le biais de modélisations expérimentales, les phénomènes pouvant être responsables de la déstabilisation du système et qui peuvent conduire à des fuites du gaz stocké. Le premier modèle expérimental, appelé COTAGES a permis d'étudier les effets de la déstabilisation thermique provoquée par l'injection d'un gaz à température ambiante dans un réservoir chaud. Ce dispositif a permis de mettre en évidence un transfert de matière important depuis la zone froide (30°C) vers la zone chaude (100°C) conduisant à des modifications des propriétés pétrophysiques. Ces résultats soulignent l'importance de la température d'injection sur la conservation des propriétés d'injectivité du système. Le second modèle, appelé "Sandwich" a permis d'étudier le comportement de l?interface entre la roche couverture (argilite COX) et le ciment de puits. Les expériences batch du modèle Sandwich en présence de CO2 ont permis de mettre en évidence une fracturation de l'interface provoquée par la carbonatation précoce du ciment. Ces résultats soulignent l'importance de l'état initial de la roche couverture dans la séquestration du fluide injecté. Le troisième modèle expérimental est le modèle MIRAGES. Ce dispositif innovant permet d'injecter en continu un flux de CO2 dans un échantillon. Les résultats ont mis en évidence un colmatage partiel de la porosité inter-oolithe à proximité du puits d'injection, ainsi qu'une carbonatation du ciment sous la forme d'un assemblage calcite/aragonite / In the framework of the CO2 storage, it is crucial to ensure the integrity of the solicited materials in order to guarantee the permanent confinement of the sequestrated fluids. Using experimental simulation the purpose of this work is to study the mechanisms which could be responsible for the system destabilization and could lead CO2 leakage from the injection well. The first experimental model, called COTAGES allows studying the effects of the thermal destabilisation caused by the injection of a fluid at 25°C in a hotter reservoir (submitted to the geothermal gradient). This device allows demonstrating an important matter transfer from the cold area (30°C) toward the hot area (100°C). These results highlight the importance of the injection temperature on the injectivity properties and on the possible petrophysical evolutions of the near well. The second model, called ?Sandwich?, allow studying the behaviour of the interface between caprock (COX argillite) and well cement. Indeed, interfaces between the different rock and the well materials represent a weakness area (differential reactivity, fracturing?). Batch experiments carried out with this device in presence of CO2 show the fracturing of the interface caused by the early carbonation of the cement. The third experimental model, called MIRAGES is an innovative device which allows injecting continuously CO2 in a core sample. Samples made of Lavoux limestone and well cement reproduce the injection well at 1/20 scale. Results show a partial filling of the inter-oolithic porosity close to the injection well, and also the carbonation of the cement according to an assemblage of calcite/aragonite

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:07:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 EgnilsonMM_TESE.pdf: 6816418 bytes, checksum: d3184a3bc2d81353458b49364682badc (MD5) Previous issue date: 2011-06-30 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / In this work we developed a computer simulation program for physics porous structures based on programming language C + + using a Geforce 9600 GT with the PhysX chip, originally developed for video games. With this tool, the ability of physical interaction between simulated objects is enlarged, allowing to simulate a porous structure, for example, reservoir rocks and structures with high density. The initial procedure for developing the simulation is the construction of porous cubic structure consisting of spheres with a single size and with varying sizes. In addition, structures can also be simulated with various volume fractions. The results presented are divided into two parts: first, the ball shall be deemed as solid grains, ie the matrix phase represents the porosity, the second, the spheres are considered as pores. In this case the matrix phase represents the solid phase. The simulations in both cases are the same, but the simulated structures are intrinsically different. To validate the results presented by the program, simulations were performed by varying the amount of grain, the grain size distribution and void fraction in the structure. All results showed statistically reliable and consistent with those presented in the literature. The mean values and distributions of stereological parameters measured, such as intercept linear section of perimeter area, sectional area and mean free path are in agreement with the results obtained in the literature for the structures simulated. The results may help the understanding of real structures. / Neste trabalho foi desenvolvido um programa de simula??o computacional f?sica de estruturas porosas com base em linguagem de programa??o C++ utilizando uma placa Geforce 9600 GT com o chip da Physx, originalmente desenvolvida para jogos eletr?nicos. Com essa ferramenta, a capacidade de intera??o f?sica entre os objetos simulados ? ampliada, possibilitando simular uma estrutura porosa, como por exemplos, rochas reservat?rios ou estruturas com alta densidade. O procedimento inicial para desenvolvimento da simula??o porosa ? a constru??o de uma estrutura c?bica constitu?da de esferas com um ?nico tamanho e com tamanhos variados. Al?m disso, podem ser ainda simuladas estruturas com variadas fra??es de volumes. Os resultados apresentados est?o divididos em duas partes: a primeira, as esferas ser?o consideras como gr?os s?lidos, ou seja, a fase matriz representa a porosidade; a segunda, as esferas est?o sendo considerada com poros. Neste caso a fase matriz representa a fase s?lida. As simula??es nos dois casos s?o as mesmas, mas as estruturas simuladas s?o intrinsecamente distintas. Para validar os resultados apresentados pelo programa, foram realizadas simula??es variando a quantidade de gr?os, a distribui??o de tamanhos de gr?os e a fra??o de vazio na estrutura. Todos os resultados apresentados mostraram-se estatisticamente confi?veis e em concord?ncia com os apresentados na literatura. Os valores m?dios e as distribui??es dos par?metros estereol?gicos mensurados, como intercepto linear, per?metro de se??o de ?rea, ?rea de se??o e livre caminho m?dio est?o de acordo com os resultados obtidos na literatura para as estruturas simuladas. Os resultados podem auxiliar a compreens?o de estruturas reais.