Aplicação do gravímetro de poço em problemas de avaliação de formação no Brasil

No período de outubro a novembro de 1990, foi realizado na Bacia Sergipe-Alagoas o primeiro levantamento gravimétrico de poço no Brasil, através de um programa com a participação da Universidade Federal do Pará, a PETROBRÁS e o U.S.G.S. (United States Geological Survey). Este levantamento teve como objetivos o teste do equipamento, a resposta dos perfis gravimétricos em relação aos problemas encontrados nas bacias sedimentares brasileiras e a comparação com os dados de densidade obtidos com o perfil de densidade compensada (CDL). Os levantamentos foram realizados em três poços e os dados obtidos passaram por um processo de redução, onde os valores foram transformados para miligals e corrigidos dos efeitos de maré, deriva e terreno, para obter as densidades preliminares. Porém, a região onde foram realizados os levantamentos apresenta além do embasamento muito raso, uma seqüência evaporítica com contraste de densidade grande em relação ao resto do pacote sedimentar, gerando gradientes verticais anômalos. Estes efeitos foram então corrigidos e obtidos os valores finais de densidade. Com base em uma caracterização litológica prévia, os valores de densidade foram então comparados com o perfil CDL. Verificou-se a boa qualidade dos dados, o que permitiu o cálculo de valores de porosidade, mostrando assim possíveis intervalos de interesse à exploração de hidrocarbonetos, tanto no embasamento, reservatório mais importante, quanto no intervalo sedimentar.

Aplicação de tratamento estatístico multivariante em dados de perfis de poços da Bacia de Sergipe-Alagoas

Utilizando-se dados do campo de Camorim (Bacia de Sergipe-Alagoas), foi testado e aplicado um conjunto de técnicas estatísticas multivariantes (análises de agrupamentos, de componentes principais e discriminante) no intuito de identificar as fácies, previamente definidas em poços testemunhados, por meio dos perfis, viabilizando o reconhecimento das mesmas nos demais poços não testemunhados da área. A segunda etapa do processo de determinação das fácies consistiu no emprego de métodos auxiliares (análises composicional e de seqüência de fácies), que, combinados com as técnicas multivariantes, propiciaram melhores resultados na calibração rocha-perfil. A determinação das fácies, uma vez estabelecida, possibilitou o refinamento do processo de avaliação de formações ao viabilizar o exame de cada fácies-reservatório, isoladamente. Assim, esse procedimento tornou possível a escolha, para cada litologia, dos parâmetros utilizados na interpretação dos perfis ao mesmo tempo em que permitiu a totalização em separado dos valores de espessura, porosidade e saturação dos fluidos, bem como a adoção de diferentes valores de corte (cut-offs) para cada grupo considerado. Outras aplicações incluíram a melhoria na estimativa da porosidade e da permeabilidade, a adaptação de algoritmos para o cálculo preliminar de porosidade, a confecção de mapas de fácies e a geração automática de seções estratigráficas. Finalmente, foram destacadas a perspectiva de integração desse estudo com sistemas estatísticos de descrição de reservatórios, outras técnicas de determinação de fácies em desenvolvimento e a retomada da utilização de métodos estatísticos multivariantes em dados de perfis, como ferramenta de exploração.

Correlação de poços com múltiplos perfis através da rede neural multicamadas

A correlação estratigráfica busca a determinação da continuidade lateral das rochas, ou a equivalência espacial entre unidades litológicas em subsuperfície, a partir de informações geológico-geofísicas oriundas de poços tubulares, que atravessam estas rochas. Normalmente, mas não exclusivamente, a correlação estratigráfica é realizada a partir das propriedades físicas registradas nos perfis geofísicos de poço. Neste caso, busca-se a equivalência litológica a partir da equivalência entre as propriedades físicas, medidas nos vários poços de um campo petrolífero. A técnica da correlação estratigráfica com perfis geofísicos de poço não é uma atividade trivial e sim, sujeita a inúmeras possibilidades de uma errônea interpretação da disposição geométrica ou da continuidade lateral das rochas em subsuperfície, em função da variabilidade geológica e da ambigüidade das respostas das ferramentas. Logo, é recomendável a utilização de um grande número de perfis de um mesmo poço, para uma melhor interpretação. A correlação estratigráfica é fundamental para o engenheiro de reservatório ou o geólogo, pois a partir da mesma, é possível a definição de estratégias de explotação de um campo petrolífero e a interpretação das continuidades hidráulicas dos reservatórios, bem como auxílio para a construção do modelo geológico para os reservatórios, a partir da interpretação do comportamento estrutural das diversas camadas em subsuperfície. Este trabalho apresenta um método de automação das atividades manuais envolvidas na correlação estratigráfica, com a utilização de vários perfis geofísicos de poço, através de uma arquitetura de rede neural artificial multicamadas, treinada com o algoritmo de retropropagação do erro. A correlação estratigráfica, obtida a partir da rede neural artificial, possibilita o transporte da informação geológica do datum de correlação ao longo do campo, possibilitando ao intérprete, uma visão espacial do comportamento do reservatório e a simulação dos possíveis paleoambientes. Com a metodologia aqui apresentada foi possível a construção automática de um bloco diagrama, mostrando a disposição espacial de uma camada argilosa, utilizando-se os perfis de Raio Gama (RG), Volume de Argila (Vsh), Densidade (ρ_b) e de Porosidade Neutrônica (φ_n) selecionados em cinco poços da região do Lago Maracaibo, na Venezuela.

Determinação estatística dos contatos fluidos em perfis de poço

No interior dos reservatórios petrolíferos, o efeito da gravidade produz naturalmente a segregação dos fluidos presentes. Em razão basicamente das forças capilares não existe uma superfície definida de separação entre cada dois fluidos. No entanto, é comum na engenharia de petróleo admitir-se uma superfície convencional de separação dos fluidos. À essa superfície dá-se o nome de interface fluida ou contato fluido. A obtenção da localização dos contatos fluidos no interior dos reservatórios, como os contatos óleo-água, contatos gás-água e os contatos gás-óleo, sem a interpretação completa dos perfis geofísicos ou a realização dos procedimentos diretos dos testes de formação é um problema de difícil solução para a indústria do petróleo. O posicionamento em profundidade dos contatos pode ser utilizado para a definição dos procedimentos de completação do poço e para o posicionamento do canhoneio nos horizontes produtores dos poços verticais. Temos também a aplicação do mapeamento deste parâmetro, para os projetos e controle da perfuração no caso dos poços direcionais e horizontais, que utilizam tal informação para o posicionamento do eixo do poço no interior da zona de hidrocarboneto no reservatório, a fim de se evitar, principalmente, a produção de água. Este trabalho apresenta uma metodologia para a identificação e posicionamento dos contatos fluidos, através da aplicação da técnica da estatística multivariada, chamada de análise discriminante. Nesta aplicação, faz-se uso direto dos perfis de resistividade (R_T), de raios gama natural (RG), de densidade (ρ_b), de porosidade neutrônica (Φ_N), de caliper (Cal) e do perfil de volume de argila (Vcla), como dados de entrada no programa de análise discriminante. Para o caso de depósitos clásticos, com seqüências arenito-folhelho, a análise discriminante fornece ainda a indicação da litologia e as espessuras aparentes dos reservatórios. As curvas de perfis geofísicos aplicadas para a avaliação desta metodologia são provenientes de poços perfurados na bacia do lago Maracaibo, na Venezuela, onde, segundo estudos geológicos, existe a ocorrência de seqüências estratigráficas, com camadas de folhelhos e arenitos, sendo também confirmada a presença de hidrocarbonetos nos poços utilizados neste trabalho.

Estimativas da condutividade térmica dos minerais e rochas e influência de parâmetros térmicos e petrofísicos na resistividade aparente da formação

O presente estudo realiza estimativas da condutividade térmica dos principais minerais formadores de rochas, bem como estimativas da condutividade média da fase sólida de cinco litologias básicas (arenitos, calcários, dolomitos, anidritas e litologias argilosas). Alguns modelos térmicos foram comparados entre si, possibilitando a verificação daquele mais apropriado para representar o agregado de minerais e fluidos que compõem as rochas. Os resultados obtidos podem ser aplicados a modelamentos térmicos os mais variados. A metodologia empregada baseia-se em um algoritmo de regressão não-linear denominado de Busca Aleatória Controlada. O comportamento do algoritmo é avaliado para dados sintéticos antes de ser usado em dados reais. O modelo usado na regressão para obter a condutividade térmica dos minerais é o modelo geométrico médio. O método de regressão, usado em cada subconjunto litológico, forneceu os seguintes valores para a condutividade térmica média da fase sólida: arenitos 5,9 ± 1,33 W/mK, calcários 3.1 ± 0.12 W/mK, dolomitos 4.7 ± 0.56 W/mK, anidritas 6.3 ± 0.27 W/mK e para litologias argilosas 3.4 ± 0.48 W/mK. Na sequência, são fornecidas as bases para o estudo da difusão do calor em coordenadas cilíndricas, considerando o efeito de invasão do filtrado da lama na formação, através de uma adaptação da simulação de injeção de poços proveniente das teorias relativas à engenharia de reservatório. Com isto, estimam-se os erros relativos sobre a resistividade aparente assumindo como referência a temperatura original da formação. Nesta etapa do trabalho, faz-se uso do método de diferenças finitas para avaliar a distribuição de temperatura poço-formação. A simulação da invasão é realizada, em coordenadas cilíndricas, através da adaptação da equação de Buckley-Leverett em coordenadas cartesianas. Efeitos como o aparecimento do reboco de lama na parede do poço, gravidade e pressão capilar não são levados em consideração. A partir das distribuições de saturação e temperatura, obtém-se a distribuição radial de resistividade, a qual é convolvida com a resposta radial da ferramenta de indução (transmissor-receptor) resultando na resistividade aparente da formação. Admitindo como referência a temperatura original da formação, são obtidos os erros relativos da resistividade aparente. Através da variação de alguns parâmetros, verifica-se que a porosidade e a saturação original da formação podem ser responsáveis por enormes erros na obtenção da resistividade, principalmente se tais "leituras" forem realizadas logo após a perfuração (MWD). A diferença de temperatura entre poço e formação é a principal causadora de tais erros, indicando que em situações onde esta diferença de temperatura seja grande, perfilagens com ferramentas de indução devam ser realizadas de um a dois dias após a perfuração do poço.

Um estudo da estabilidade mecânica de poços a partir de perfis geofísicos em formações pouco consolidadas

A análise da estabilidade mecânica de um poço pode ser feita a partir do cálculo de parâmetros elásticos da formação utilizando a densidade do meio e as velocidades de propagação das ondas compressional e cisalhante na formação rochosa, os quais podem ser obtidos de perfis geofísicos do poço. Em formações sedimentares pouco consolidadas as ferramentas de perfilagem sônica convencionais (monopolares) não conseguem registrar com acuidade a velocidade da onda cisalhante pois a primeira chegada dessa onda é camuflada pela chegada de outras ondas que podem ser mais rápidas que a onda cisalhante num poço perfurado neste tipo de formação. Medidas das velocidades sônicas são feitas em laboratório em amostras da formação, sob condições semelhantes às condições in situ, servindo como ajuste das velocidades registradas no poço pela ferramenta de perfilagem sônica. Para a análise de estabilidade da formação, perfis auxiliares são necessários como o perfil de porosidade, saturação de fluidos e perfis de composição mineralógica da formação rochosa. Exige-se ainda dados de testes de avaliação da formação e de condições do reservatório, mas que são comuns em poços de petróleo, como o teste de formação e os testes de pressurização do poço, tais como o teste de micro-fraturamento hidráulico ou o teste de absorção. A avaliação das tensões principais efetivas que atuam distante do poço, e que não são afetadas pela sua presença, é feita através da associação de um modelo de deformação elástica apropriado e o resultado do teste de pressurização disponível para o poço em estudo. Utilizando resultados clássicos da teoria da elasticidade geral pode-se calcular o campo de tensões modificado na vizinhança da parede do poço devido ao efeito da própria presença do poço ali perfurado e da diferença de pressão existente entre o interior do poço e a formação rochosa. A determinação das propriedades mecânicas da formação a partir das velocidades sônicas e a avaliação do campo de tensões assumindo um modelo elástico de deformação, supõem o meio rochoso no qual as ondas se propagam como elástico, homogêneo e isotrópico. Esta suposição representa a principal aproximação assumida pela metodologia descrita neste trabalho. De posse das propriedades mecânicas da formação e do campo de tensões que age na vizinhança do poço resta definir o critério segundo o qual a rocha sofre instabilidade mecânica quando submetida aquele campo de tensões. Isto permite determinar se, nas condições avaliadas do poço e da formação, haverá quebra da parede do poço por excesso de tensão e, se houver, qual a sua extensão. Assim o problema é como analisar o comportamento mecânico de um poço em uma formação pouco consolidada a partir de perfis geofísicos os quais podem ter problemas no registro das propriedades físicas do meio em formações deste tipo. A metodologia proposta é aplicada a dois intervalos de profundidade pertencentes a dois poços onde arenitos e folhelhos se intercalam e nos quais todos os dados necessários estão disponíveis. Os resultados obtidos mostram que, exceto quando outros mecanismos de quebra da parede do poço agem na formação, a metodologia proposta consegue com sucesso detectar zonas de ocorrência de instabilidade mecânica do poço provocadas por um campo de tensões que excede a resistência mecânica da formação.

Estudo de pluma de contaminação por combustível com o método GPR e desenvolvimento de simulador geofísico para fins educativos

Este trabalho consistiu na investigação geofísica da possível contaminação de um posto de combustíveis em Belém-PA, bem como no desenvolvimento de um simulador geofísico para fins educativos. A investigação consistiu no levantamento de 13 perfis com o método geofísico eletromagnético Ground Penetrating Radar (GPR). Os radargramas obtidos, conjuntamente com os dados pré-existentes de sondagens mecânicas, Volatile Organics Compounds (VOC) e Benzeno-Tolueno-Etil-benzeno-Xileno (BTEX), permitiram identificar zonas de baixa reflexão do sinal eletromagnético (zonas atenuadas) em áreas com predominância de areia, o que indicaria contaminação. Como as medidas de GPR foram repetidas no período chuvoso, foi possível observar a redução da atenuação em perfil rico em areia, indicando a lixiviação dos ácidos graxos oriundos da biodegradação dos hidrocarbonetos, bem como o aumento da atenuação provocada pela argila, devido a sua elevada porosidade, e também, possivelmente, pelo aumento da biodegradação dos hidrocarbonetos que ficam retidos na argila. Este resultado constitui o primeiro caso inserido no simulador geofísico, experimento que permite mostrar o uso de diferentes métodos geofísicos. O simulador possui duas telas computacionais, a debaixo para simulação do modelo de subsuperfície escolhido e, a tela de cima, para representação da resposta geofísica obtida com o auxílio de uma unidade ótica que percorre o perfil representado na tela debaixo. Trata-se de uma modelagem analógica com recursos computacionais ainda não reportada na literatura, que permitirá mostrar diversos casos investigados constantes em dissertações e teses. O simulador poderá ser deslocado para empresas, universidades e secretarias, que fazem ou podem fazer uso da Geofísica, além de praças, escolas, etc., contribuindo de forma incisiva para a difusão da Geofísica como ferramenta na gestão de áreas contaminadas bem como para chamar a atenção da população para diferentes tipos de problemas, de modo a instruí-la sobre os mesmos.

Estudo de parâmetros físicoquímicos para a produção de argamassas utilizando resíduos industriais e da construção civil

As argamassas podem ser consideradas como a mistura de aglomerantes e agregados com água, possuindo capacidade de endurecimento e aderência. Como alternativa, é proposto produção de argamassas utilizando como agregado miúdo resíduos de construção civil (RCC), rico em silicoaluminatos, gerado nas obras de demolições e reformas, e cinza volante (CV) como material pozolânico, obtida a partir da combustão do carvão mineral em caldeiras de leitos fluidizados, em substituição parcial ao cimento Portland. Neste contexto, o resíduo de construção civil foi beneficiado e caracterizado pelas análises de espectrofotometria de raios- X e difração de raios-X, a cinza volante foi caracterizada pela análise granulométrica e espectrofotometria de raios-X. Para produção das argamassas formularam-se composições de RCC nas proporções de 95, 90, 85, 80, 75 e 70%; CV de 0, 5, 10, 15, 20 e 25% e 5% de cimento Portland CP II Z 32, sendo que em cada composição do traço de argamassa foi adicionado 0,8% em volume de água e para o ensaio reológico utilizou-se as mesmas proporções de resíduos (RCC e CV) com 35% em volume de água. Após a cura de 28 dias os corpos de prova foram submetidos a ensaios físicos de absorção, porosidade e massa específica aparente; ensaio mecânico de resistência à compressão e análise de difração de raios-X e microscopia eletrônica de varredura, cujos resultados obtidos mostraram-se ser viável a utilização da cinza volante e RCC na construção civil, na produção de argamassas.

Identificação de fácies em perfis de poço com algoritmo inteligente

A identificação de fácies em um poço não testemunhado é um dos problemas clássicos da avaliação de formação. Neste trabalho este problema é tratado em dois passos, no primeiro produz-se a codificação da informação geológica ou da descrição das fácies atravessadas em um poço testemunhado em termos das suas propriedades físicas registradas nos perfis geofísicos e traduzidas pelos parâmetros L e K, que são obtidos a partir dos perfis de porosidade (densidade, sônico e porosidade neutrônica) e pela argilosidade (Vsh) calculada pelo perfil de raio gama natural. Estes três parâmetros são convenientemente representados na forma do Gráfico Vsh-L-K. No segundo passo é realizada a interpretação computacional do Gráfico Vsh-L-K por um algoritmo inteligente construído com base na rede neural competitiva angular generalizada, que é especializada na classificação de padrões angulares ou agrupamento de pontos no espaço n-dimensional que possuem uma envoltória aproximadamente elipsoidal. Os parâmetros operacionais do algoritmo inteligente, como a arquitetura da rede neural e pesos sinápticos são obtidos em um Gráfico Vsh-L-K, construído e interpretado com as informações de um poço testemunhado. Assim, a aplicação deste algoritmo inteligente é capaz de identificar e classificar as camadas presentes em um poço não testemunhado, em termos das fácies identificadas no poço testemunhado ou em termos do mineral principal, quando ausentes no poço testemunhado. Esta metodologia é apresentada com dados sintéticos e com perfis de poços testemunhados do Campo de Namorado, na Bacia de Campos, localizada na plataforma continental do Rio de Janeiro, Brasil.

Interpretação do gráfico de Hingle através de rede competitiva angular

A saturação de água é a principal propriedade petrofísica para a avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos, pois através da análise dos seus valores é definida a destinação final do poço recém perfurado, como produtor ou poço seco. O cálculo da saturação de água para as formações limpas é, comumente, realizado a partir da equação de Archie, que envolve a determinação da resistividade da zona virgem, obtida a partir de um perfil de resistividade profunda e o cálculo de porosidade da rocha, obtida a partir dos perfis de porosidade. A equação de Archie envolve ainda, a determinação da resistividade da água de formação, que normalmente necessita de definição local e correção para a profundidade da formação e da adoção de valores convenientes para os coeficientes de Archie. Um dos métodos mais tradicionais da geofísica de poço para o cálculo da saturação de água é o método de Hingle, particularmente útil nas situações de desconhecimento da resistividade da água de formação. O método de Hingle estabelece uma forma linear para a equação de Archie, a partir dos perfis de resistividade e porosidade e a representa na forma gráfica, como a reta da água ou dos pontos, no gráfico de Hingle, com saturação de água unitária e o valor da resistividade da água de formação é obtido a partir da inclinação da reta da água. Independente do desenvolvimento tecnológico das ferramentas de perfilagem e dos computadores digitais, o geofísico, ainda hoje, se vê obrigado a realizar a interpretação de ábacos ou gráficos, sujeito a ocorrência de erros derivados da sua acuidade visual. Com o objetivo de mitigar a ocorrência deste tipo de erro e produzir uma primeira aproximação para a saturação de água em tempo real de perfilagem do poço, insere-se o trabalho apresentado nesta dissertação, com a utilização de uma conveniente arquitetura de rede neural artificial, a rede competitiva angular, capaz de identificar a localização da reta da água, a partir da identificação de padrões angulares presentes nos dados dos perfis de porosidade e resistividade representados no gráfico de Hingle. A avaliação desta metodologia é realizada sobre dados sintéticos, que satisfazem integralmente a equação de Archie, e sobre dados reais.

Interpretação de perfis dos carbonatos fraturados da Bacia do Pará-Maranhão

A finalidade deste trabalho é apresentar um estudo de caso dos carbonatos terciários da bacia do Pará-Maranhão, do ponto de vista da interpretação dos perfis registrados nessa área. Dois poços-chave, X e Y, foram escolhidos para o estudo. O tratamento dos dados foi realizado utilizando os recursos do programa LOGCALC, instalado no computador IBM-3090, da Petrobrás, e, também, o sistema DLPS, instalado no VAX-8600, da Universidade Federal de Pará. A avaliação da porosidade e, principalmente, das saturações, é dificultada pelas características não-convencionais dos carbonatos. A litologia é complexa, a salinidade da água de formação é relativamente baixa, em torno de 10.000 ppm de NaCl, a densidade das rochas é elevada e os carbonatos estão fraturados. Para diminuir o efeito da composição mineralógica, foi necessário discriminar os diferentes tipos litológicos. Três tipos de carbonatos foram identificados: calcário, calcário arenoso e calcário dolomitizado. A identificação litológica permite maior controle dos parâmetros da matriz e dos expoentes de porosidade das rochas, conduzindo a estimativas de porosidade e de saturações mais confiáveis. A presença de fraturas influencia, marcadamente, a resposta dos perfis, conforme pode ser notado no perfil de identificação de fraturas, nos perfis de resistividade, de densidade e na curva de raios-gama espectral do poço X. O expoente de porosidade, m, tomado do gráfico de Pickett, é frequentemente inferior a 1,5, valor considerado inerente a rochas fraturadas. Os modelos de Rasmus (1983) e de Porter et al.(1969), foram testados para calcular as saturações de água e óleo. A equação tradicional de Archie (1942), com a e m apropriados, também foi aplicada neste trabalho. O esquema para estimativa de saturações que conduz a resultados mais coerentes com os dados dos testes de formação, nos intervalos fraturados, é a saturação de Rasmus, calculada com a relação de Archie aplicada com o expoente de porosidade variável, tomado do modelo de Rasmus.

Modelamento da permissividade dielétrica de rochas saturadas de óleo e água e suas aplicações em perfilagem de poço

A ferramenta de propagação eletromagnética (EPT) fornece o tempo de propagação (T_pl) e a atenuação (A) de uma onda eletromagnética que se propaga num meio com perdas. Estas respostas da EPT são funções da permissividade dielétrica do meio. Existem vários modelos e fórmulas de misturas sobre a permissividade dielétrica de rochas reservatório que podem ser utilizados na interpretação da ferramenta de alta frequência. No entanto, as fórmulas de mistura não consideram a distribuição e a geometria do espaço poroso, e estes parâmetros são essenciais para que sejam obtidas respostas dielétricas mais próximas de uma rocha real. Foi selecionado um modelo baseado nos parâmetros descritos acima e este foi aplicado à dados dielétricos disponíveis na literatura. Foi obtida uma boa concordância entre as curvas teóricas e os dados experimentais, comprovando assim que a distribuição e a geometria dos poros têm que ser levadas em conta no desenvolvimento de um modelo realista. Foram conseguidas também funções de distribuição de razão de aspecto de poros, através das quais geramos várias curvas relacionando as respostas da EPT com diversas saturações de óleo/gás. Estas curvas foram aplicadas na análise de perfis. Como o modelo selecionado ajusta-se bem aos dados dielétricos disponíveis na literatura, torna-se atraente aplicá-lo à dados experimentais obtidos em rochas de campos brasileiros produtores de hidrocarbonetos para interpretação da EPT corrida em poços destes campos petrolíferos.

Propriedades mecânicas e durabilidade do concreto branco com adições pozolânicas

O presente trabalho tem a finalidade de verificar o comportamento do concreto de cimento Portland Branco com adição de metacaulim e sílica ativa, avaliando o comportamento mecânico, a absorção de água e o nível de porosidade e durabilidade em concretos com este aglomerante. Para isso, foram realizados ensaios no estado plástico (consistência e massa específica) e endurecido (resistência à compressão axial, resistência à tração por compressão diametral, módulo de elasticidade, absorção de água, penetração de cloretos e carbonatação). Foram realizadas avaliações de sua resistência à compressão axial e à tração por compressão dimetral nas idades de 7 e 28 dias através do método IPT/EPUSP que utiliza os traços 1:5, 1:3,5 e 1:6,5. O módulo de elasticidade aos 28 dias. Além destes foi avaliada a permeabilidade por meio de ensaio de absorção; durabilidade através do ensaio acelerado de cloretos e da carbonatação; a porosidade foi verificada com a realização da microscopia eletrônica de varredura. De maneira geral, verificou-se que mesmo a resistência dos concretos de menor proporção agregado/aglomerante (traço pobre), está acima das resistências mais usuais na região metropolitana de Belém que é em torno de 25 a 30 MPa, visto que o cimento branco utilizado é o estrutural, por isso, justifica-se o alcance destes valores mesmo com traço pobre. Com relação à permeabilidade, os resultados demonstraram que assim como a resistência, esta é dependente do tipo de cimento empregado e das adições utilizadas. Os valores mais elevados de permeabilidade foram obtidos nos concretos referência (sem adição). Para estudar a porosidade viu-se que concreto referência apresenta-se menos compacto e com mais poros perceptíveis, principalmente os com maiores proporções agregado/aglomerante. Já nas micrografias dos concretos CMT e CSA, é possível observar uma menor quantidade de poros na região ocupada pela pasta Por fim, foi feita uma comparação das propriedades mecânicas, capacidade de absorção de água e porosidade do Cimento Portland Branco (CPB).

Concreto com utilização de agregado graúdo sintético produzido a partir da lama vermelha: estudos de dosagem, propriedades e microestrutura

Atualmente questões relacionadas à sustentabilidade tem ganhado destaque no cenário mundial nos mais variados setores da sociedade. Diversos pesquisadores (LIMA, 2006; HILDEBRANDO, 1998; SOUZA, J., 2010; ROSSI, 2009, etc.) têm tentado propor uma interação entre a indústria da construção civil e aquelas que desenvolvem atividades de beneficiamento e produção mineral, como por exemplo,as de beneficiamento de bauxita. Neste contexto, encontrar uma viabilidade para o aproveitamento de um resíduo gerado em grandes quantidades e sem nenhuma utilidade seria contribuir com a preservação do meio ambiente, na medida em que se reduziria o consumo de recursos provenientes de fontes naturais e aumentaria a oferta de insumos no mercado da construção. Neste trabalho será abordada a viabilidade de produção de um concreto, que apresente características que o torne próprio ao uso como insumo na indústria da construção civil, por meio da utilização de um agregado sintético obtido a partir da lama vermelha (resíduo do beneficiamento da bauxita). De acordo com o programa experimental executado, os agregados, bem como, os concretos produzidos tiveram suas propriedades analisadas, objetivando estudar o processo de produção e dosagem respectivamente. Nos agregados foram realizadas análises de: porosidade aparente, absorção de água, massa específica aparente e abrasão Los Ángeles e nos concretos, trabalhabilidade, massa específica no estado fresco e no endurecido, resistência à compressão axial, resistência à tração por compressão diametral, tração na flexão, absorção de água e módulo de elasticidade. Ressalta-se que foi dada significativa importância à zona de transição pasta/agregado, por meio de análise da microestrutura dos concretos produzidos. Análise esta realizada por meio dos ensaios de: Porosimetria por Intrusão de Mercúrio (PIM) e Microscopia Eletrônica de Varredura (MEV). Os resultados das análises dos agregados sintéticos e dos concretos produzidos apresentaram resultados satisfatórios, demonstrando que estes apresentam potencial para uso na indústria da construção civil.

Obtenção e caracterização de carvão ativado de caroço de buriti (Mauritia flexuosa L. f.) para a avaliação do processo de adsorção de cobre (II)

Na região amazônica, algumas indústrias despejam cobre nos corpos receptores que, em elevadas concentrações, é tóxico para os seres vivos. A remoção de cobre de efluentes industriais é realizada por diversos processos como a adsorção. Neste trabalho mostrou-se o resultado da adsorção de cobre (II) em carvão ativado de caroço de buriti carbonizado a 400 °C e ativado a 900 °C. O carvão ativado foi caracterizado em termos de área específica, tamanho dos poros, densidades aparente e real, porosidade, microscopia eletrônica de varredura, conteúdo de cinzas, pH, umidade, carbono fixo e grupos funcionais de superfície. O estudo de equilíbrio de adsorção avaliou a influência do diâmetro das partículas do carvão, do tempo de contato adsorvente/adsorbato, do pH e da concentração inicial da solução de cobre (II) sobre a remoção de cobre (II). Com base nos resultados, concluiu-se que há uma maior eficiência de remoção de cobre (II) para diâmetro < 0,595 mm, tempo de contato de 300 minutos, pH 4,0 e concentrações iniciais de cobre (II) de 50 e 80 mg L^-1. O modelo matemático de Langmuir foi o que melhor se ajustou aos dados de equilíbrio de adsorção. A partir do tempo de contato de 15 minutos todas as concentrações de equilíbrio ficaram abaixo do máximo permitido de 1,0 mg L^-1 previsto pela legislação vigente para lançamento de efluentes em corpos receptores.