Inversão estocástica de sísmica 3D post-stack e dados de poço para a caracterização de reservatórios e modelação de propriedades

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Geológica (Georrecursos)

Estimação da permeabilidade em reservatórios fraturados - Comparação entre o método do tensor e o método de upscaling

A simulação dinâmica de reservatórios de petróleo requer a alocação de permeabilidades equivalentes para todos os blocos. A determinação da permeabilidade equivalente em reservatórios fraturados é uma questão complexa e crítica no fluxograma de modelação, porque é totalmente dependente da geometria 3D sistema de fraturas, e respetivas aberturas, que muitas vezes são mal conhecidos. Para avaliar a permeabilidade equivalente de blocos fraturados, o método do tensor ou de Oda é um dos mais utilizados. É expedito e eficiente mesmo para a sistemas com vários milhões de fraturas. Todavia, na literatura são apontadas algumas críticas, por exemplo, sobrestima a permeabilidade em blocos pouco fraturados e subestima-a em blocos muito fraturados. Este trabalho tem como objetivos, revisitar a problemática da caracterização da permeabilidade equivalente em blocos de reservatórios fraturados. Recorreu-se a um pacote de programas informáticos FROM3D-K (fractures object model – permeability evaluation) desenvolvidos e/ ou adaptados no contexto deste trabalho e que permitem as funcionalidades: (1) simulação estocástica 3D de fraturas; (2) determinação da permeabilidade equivalente pelo método do tensor; (3) determinação da permeabilidade equivalente pelo método de upscaling de microblocos. Estas funções permitem que a mesma rede de fraturas seja avaliada pelos dois métodos. Para a demonstração de resultados mostram-se dois exemplos, o primeiro onde são simuladas fraturas condicionadas a estatísticas sintéticas de orientação, intensidade e abertura e o segundo onde se utilizam dados FMI de poço de um reservatório fraturado.

Caracterização da industria petrolifera e do georrecurso petróleo

Dissertação apresentada à Faculdade de Ciências e Tecnologia da Universidade Nova de Lisboa para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Geológica (Georrecursos)

Angola: o papel do sector energético na comunidade de desenvolvimento da Africa Austral - Estudo de caso do petróleo

O presente trabalho visou responder a uma pergunta de partida que se subordinou ao tema ―Angola – O Papel do Sector Energético na Comunidade de Desenvolvimento da África Austral-SADC. O Estudo de Caso do Petróleo.‖ Para responder a essa questão, investigou-se o sector energético angolano, nomeadamente a indústria petrolífera, como um dos motores do crescimento e como fonte geradora de energia e de receitas para o governo angolano, bem como o desempenho de Angola na Comunidade de Desenvolvimento da África Austral, num período estudo entre 1980 a 2009.

Análise de reservatórios circulares pré-fabricados de betão, pós-tensionados

Dissertação apresentada na Faculdade de Ciências e Tecnologia para a obtenção do grau de Mestre em Engenharia Civil – Perfil de Estruturas

Geopolítica do petróleo: de Estrabão (à)s guerra(s) do Iraque

As actuais necessidades energéticas da economia mundial são satisfeitas maioritariamente pelo uso de energias não renováveis. Mais precisamente, 90% da energia consumida a nível mundial vem do consumo de combustíveis fôsseisi (ver Gráfico 1). Os três principais combustíveis fósseis são o petróleo, o carvão e o gás natural. Estes combustíveis são as principais fontes de energia, tanto nos países industrializados, como nos países em vias de industrialização, nomeadamente no sector dos transportes rodoviários. Embora os países desenvolvidos do Norte tenham apenas 20% da população mundial, consomem a esmagadora maioria da energia a nível global (Gráfico 2). Apesar deste maior consumo, os países do Norte têm cada vez maior consciência da necessidade de conservar os recursos energéticos, em especial desde os "choques petrolíferos" de 1973 e 1979. Os países em indusfrialização do Sul (nomeadamente "gigantes" como a China ou índia) tendem a ser utilizadores menos eficazes a nível energético.

Análise de imagens digitais de lâminas delgadas para interpretação e validação dos valores de FZI em reservatórios petrolíferos

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Geológica (Georrecursos)

Contribuição para o estudo do tratamento de águas residuais provenientes da indústria de extração de petróleo

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia do Ambiente – Perfil Engenharia Sanitária

Análise e avaliação do estado de conservação dos reservatórios elevados dos Serviços Municipalizados de Água e Saneamento de Almada

Este trabalho resulta de uma necessidade por parte dos SMAS de Almada em fazer uma gestão sustentável do seu vasto património edificado. Desta forma decidiu-se fazer uma avaliação geral do estado de conservação dos 7 reservatórios elevados de abastecimento de água à população. Da avaliação geral efetuada a todos os reservatórios elevados, foi possível constatar que de um modo geral se encontram num estado razoável de conservação com exceção do reservatório do Cassapo e Estrelinha. Esta análise permitiu escalonar prioridades no que diz respeito à sua reabilitação tendo sido escolhido o reservatório elevado do Cassapo para uma avaliação mais detalhada uma vez que apresenta diversas anomalias graves relacionadas com a sua durabilidade. O reservatório da Estrelinha não foi considerado prioritário por se encontrar fora de serviço. O diagnóstico detalhado do reservatório do Cassapo permitiu fazer a sua caracterização estrutural, identificar os problemas existentes e a sua origem. O reservatório cumpre o projeto no entanto apresenta anomalias graves resultantes da fase de construção agravadas pela sua natural degradação que comprometem o seu desempenho e durabilidade. Com base no diagnóstico detalhado, apresentam-se medidas corretivas com vista à resolução dos problemas encontrados e propõem-se um estudo do comportamento sísmico do reservatório com vista à avaliação da possível necessidade de reforço estrutural.

Simulação de estruturas meandriformes por objectos e estatísticas multiponto e avaliação da porosidade – aplicação a reservatórios siliciclásticos

Neste trabalho apresenta-se uma metodologia destinada a simular a morfologia e a porosidade de canais de areia em reservatórios fluviais. Como informação de partida utilizam-se um ou vários canais de areia de treino, em estrutura vectorial, que sejam representativos do reservatório, e leis de distribuição das dimensões largura e profundidade dos canais. Para a simulação da morfologia dos canais de areia, são calculados os ângulos azimutais de todos os segmentos de recta das linhas poligonais que constituem os canais de treino, a que se segue a codificação em classes de azimute e a determinação de estatísticas multiponto destas classes. Seguidamente, faz-se a simulação estocástica dos novos canais no volume do reservatório, ou seja, são geradas novas linhas poligonais condicionadas às estatísticas multiponto, a que se associam as dimensões largura e profundidade. Este algoritmo multiponto é muito eficiente, porque é a 1D, e contorna a problemática da variável azimute ser do tipo circular. A avaliação da porosidade é feita em simultâneo na conversão do modelo vectorial da morfologia dos canais de areia para o modelo matricial da malha de blocos do reservatório. Para cada bloco reservatório é contabilizada a proporção de não canal / canal e das fácies conforme um modelo conceptual de zonamento na secção do canal. A estimativa da porosidade média de cada bloco do reservatório é obtida pela soma do produto da proporção de cada fácies pela respectiva porosidade de referência. Para ilustrar as potencialidades da metodologia proposta apresenta-se um caso de estudo com dados sintéticos. De acordo com critérios geológicos e estratigráficos, consideraram-se quatro fácies na secção do canal que são discriminadas lateralmente e em profundidade por valores de referência de porosidade. O algoritmo de simulação morfológica capturou adequadamente a morfologia das imagens de treino e gerou várias imagens equiprováveis que depois foram convertidas em porosidade.

Petróleo: um contributo para o desenvolvimento em São Tomé e Príncipe

São Tomé Príncipe é um dos países mais pobres do mundo totalmente dependente da ajuda externa. Desde a independência, a 12 de Julho de 1975, o país mergulhou num clima de instabilidade sociopolítica e de pobreza que vem afetando e condicionando o desenvolvimento socioeconómico da sociedade santomense. A fraca capacidade governativa dos dirigentes e a falta de consenso na classe política, as sucessivas quedas de governo, o elitismo e o favoritismo reinante tornam quase impossível que se encontre um caminho consensual para que o país possa efetivamente sair da situação de pobreza em que se encontra e começar a dar passos significativos rumo ao desenvolvimento e ao progresso. Sendo um país com imensos problemas estruturais, que se vão agravando com o passar dos anos, São Tomé e Príncipe é um país extremamente frágil, onde a pobreza atinge a maior parte da população. A instabilidade política e social que se vive no país impede que a classe política nacional seja capaz de chegar a um entendimento para o progresso socioeconómico da nação. São Tomé e Príncipe é um país que dispõe de inúmeras potencialidades naturais, muitas delas continuam a ser mal aproveitadas devido à ausência de uma estratégia concertada que conduza o país ao desenvolvimento. Mas para que aconteça é imprescindível que os órgãos decisores do país sejam capazes de primar por políticas credíveis, transparentes e viáveis, para que o progresso e desenvolvimento tão desejado pela sociedade santomense não seja apenas um sonho. Com a descoberta do petróleo no território santomense, a nação tem depositado todas as suas esperanças na exploração petrolífera e que com a arrecadação das receitas daí provenientes o país começará a trilhar o caminho do desenvolvimento e do progresso.

Reservatórios turbidíticos – simulação da morfologia por estatísticas multiponto e avaliação das propriedades petrofísicas

Esta dissertação apresenta uma metodologia original para simular a morfologia e as propriedades petrofísicas de reservatórios de hidrocarbonetos em sistemas de canais turbidíticos. Estes sistemas são constituídos por complexos, ou seja, conjuntos de canais de arquitetura meandriforme, e são considerados importantes alvos para a indústria petrolífera. A simulação da morfologia divide-se em duas partes, primeiramente é simulada a trajetória do complexo e depois são simuladas as trajetórias dos canais propriamente ditos condicionadas à trajetória do complexo. O algoritmo de simulação utiliza as classes de ângulos azimutais de linhas poligonais de treino como uma variável aleatória. As trajetórias são simuladas também como linhas poligonais, condicionais a estatísticas multiponto das trajetórias de treino e a pontos de controlo. As estatísticas multiponto são organizadas em árvore, que guarda sequências de classes de orientação que ocorrem na trajetória de treino e as respetivas probabilidades de ocorrência. Para avaliar as propriedades petrofísicas, o modelo morfológico das trajetórias é convertido para uma malha de blocos de alta resolução, identificando-se, em cada bloco, a fácies preponderante de acordo com um modelo conceptual de zonamento da secção dos canais. A conversão prioriza os canais mais recentes (do topo) sobre os mais antigos (da base). A cada fácies é associada uma lei de distribuição da porosidade e permeabilidade, assim são geradas imagens destas propriedades petrofísicas por Simulação Sequencial Direta com histogramas locais. Finalmente, o número de blocos da malha é reduzido por upscaling e as simulações são ordenadas para poderem ser utilizadas nos simuladores de fluxo. Para ilustrar a metodologia, utilizaram-se imagens de sísmica 3D de um reservatório turbidítico na Bacia do Baixo Congo para extrair leis de distribuição das dimensões dos canais e trajetórias de treino. Os resultados representam corretamente a arquitetura complexa destes sistemas.