O método da capacidade específica fractal foi desenvolvido pelo autor para análise de testes de produção realizados com vazão variável. Isto porque, em geral, os dados de bombeamento de poços perfurados em meio fissural costumam apresentar, entre outras, variações na vazão bombeada. Essas variações afetam as curvas de rebaixamento e recuperação com o tempo, complicando a interpretação dos testes pelos métodos convencionais, todos eles, como se sabe, desenvolvidos para vazão constante. Admite-se que a evolução da capacidade específica do poço, observada nas condições de campo, y(\'Q IND.T\', \'S IND.T\')=\'Q IND.T\'/\'S IND.T\', (com o rebaixamento), pode ser aproximada por uma lei de potência do tipo y (\'Q IND.T\', \'S IND.T\')\'APROXIMADAMENTE IGUAL\'y POT.*\'=\'Q POT.*\'/\'s IND.T POT.D\', onde \'Q POT.*\' é a descarga fractal uniforme e D, a dimensão do fluxo fractal para o poço. Os conceitos de dimensão de fluxo e de fluxo fractal uniforme equivalente, introduzidos neste trabalho, são fundamentais na avaliação dos parâmetros do meio fissural e podem ser considerados como a principal contribuição da tese para a hidráulica de poços em meio fissural. Somente nas propriedades hidráulicas de transmissão (transmissividade, abertura média das fraturas, condutividade hidráulica, permeabilidade) e de armazenamento (porosidade) do condutor hidráulico representado pelo conjunto poço-fendas-blocosassociados, podem ser calculadas, já que o modelo se aplica apenas no poço bombeado. Parâmetros de resposta elástica e de difusão (coeficiente de armazenamento, difusividade), bem como de filtração vertical, do manto de cobertura indiferenciada para as fendas subjacentes, somente podem ser identificados por um modelo que também estude o fluxo fora do poço, isto é, no plano (r, z). No cas, o modelo escolhido como mais aproproado para isso foi o de Boulton & Streltsova (1977), com o qual todos os parâmetros de meio fissural podem ser identificados, mediante substituição do rebaixamento específico s / Q, pelo inverso da capacidade específica fractal l/y\' POT.*\'. O modelo foi aplicado na interpretação de 86 etapas de rebaixamento e 75 medições de recuperação, correspondentes a 86 testes de produção realizados em 72 poços, distribuídos por diversas subprovíncias hidrogeológicas brasileiras e nas Ilhas Oceânicas de Fernando de Noronha - Pernambuco e Roatán, na República de Honduras. Essas aplicações forneceram as primeiras estimativas de propriedades hidráulicas obtidas pelo autor, em meio fraturado e cárstico. As ordens de grandeza das aberturas de fissuras são compatíveis com resultados de estudos recentes, desenvolvidos na Alemanha em zona de falhas de alta permeabilidade (Himmelsbach et al., 1994). As porosidades estimadas são compatíveirs com resultados considerados típicos para fraturas em poços de 60 m (Snow 1968). / The fractal specific capacity approach has been developed by the author for analysing single well production test data under variable discharge rate conditions. Pumping test data from wells drilled in a typical heterogeneous fractured and/or karstic medium usually present, among other things, discharge rate variations. Such variations affect time drawdown and time recovery curves thus complicating the well test analysis by conventional methods, which are only valid for constant discharge conditions. The observed well specific capacity, under field conditions, y(\'Q IND.T\', \'S IND.T\')=\'Q IND.T\'/\'S IND.T\', (with drawdown), may be approximated by a power law of the type y (\'Q IND.T\', \'S IND.T\')\'APROXIMADAMENTE IGUAL\'y POT.*\'=\'Q POT.*\'/\'s IND.T POT.D\', where \'Q POT.*\' is a uniforme fractal discharge and D a fractal flow dimension. The flow dimension and equivalent uniform fractal flow concepts, are basic tools for fractures media parameter evaluation and in that respect they are supposed to be the dissertation\'s main contribution to well hydraulics in fissured rocks. Parameter identification through the proposed method is only provided in the pumped well for hydraulic transmissive parameters (fracture transmissivity and fracture aperture, hydraulic conductivity and permeability) and storage parameters (porosity) for the hydraulic conductor, namely for the weel-block-fracture system. Physical properties for diffusion and elastic response (diffusivity and storavity coeficients) as well as for delayed yield from the weathered zone to the lower fractured rock domain may only be evaluated by using a flow model in the (r, z) plane. This can be done through Boulton and Streltsova (1977) block-fracture model, by replacing the specific drawdown s / Q, for the inverse of the fractal specific capacity, l /y\' POT.*\'. The model has been applied for analyzing 86 drawdown curves and 75 recovery curves from pumping tests performed in 72 wells distributed over several groundwater brasilian subprovinces and in two oceanic islands, namely Fernando de Noronha in Pernambuco and Roatán in Honduras. Preliminary estimations of hydraulic properties were obtained by the author in karstic and fissured media. The order of magnitude for fracture apertures is in agreement with recent studies carried out in Germany in a highly permeable fault zone (Himmelsbach et al., 1994). The order of magnitude for porosity estimates are also in agreement with tipical results for fractures in 60 m deep wells, which are on the order of 0,0050% (Snow, 1968).
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:teses.usp.br:tde-04112015-155049 |
| Date | 25 October 1996 |
| Creators | João Manoel Filho |
| Contributors | Aldo da Cunha Rebouças, Benjamim Bley de Brito Neves, Hung Kiang Chang, Fernando Olavo Franciss, Jorge Kazuo Yamamoto |
| Publisher | Universidade de São Paulo, Recursos Minerais e Hidrogeologia, USP, BR |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/doctoralThesis |
| Source | reponame:Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da USP, instname:Universidade de São Paulo, instacron:USP |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
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