Mineralogia e geoquímica de perfis de solo com Terra Preta Arqueológica de Bom Jesus do Tocantins, sudeste da Amazônia

A comparação de dados morfológicos, mineralógicos e químicos de solo com horizontes antrópicos - Terra Preta Arqueológica (TPA) com Argissolos adjacentes permitiu identificar os principais processos responsáveis pela formação da TPA em um sítio arqueológico no Município de Bom Jesus do Tocantins, sudeste do Estado do Pará. A similaridade entre os dados dos horizontes subsuperficiais do solo com TPA e solos adjacentes indica que o horizonte antrópico do solo TPA foi provavelmente desenvolvido a partir de um horizonte similar aos Argissolos adjacentes com posterior transformação pedogenética através da introdução de materiais orgânicos e inorgânicos por antigas colonizações humanas, resultando no espessamento do horizonte superficial e em concentrações maiores de CaO e P₂O₅ (teores totais), Zn (teor traço), P e Zn disponível (teores disponíveis), além de Ca e Mg trocáveis (teores trocáveis) em relação aos Argissolos adjacentes. Além disso, essa intervenção antrópica antiga também provocou modificações no horizonte subsuperficial do Argissolo com TPA, como concentrações altas de P₂O₅ e principalmente P disponível. O Soil Taxonomy e o Sistema Brasileiro de Classificação de Solos (SiBCS) são adequados para a identificação de solo com horizonte antrópico (p.exe. TPA), uma vez que priorizam nas ordens do solo os principais processos pedogenéticos atuantes na formação do solo, relacionados aos horizontes subsuperficiais, além das transformações pedogenéticas posteriores no horizonte superficial. Contudo, este trabalho recomenda o acréscimo de alguns atributos diagnósticos como quantidade de artefatos cerâmicos e líticos, P₂O₅, P e Zn disponíveis, C orgânico, Ca²++ Mg²⁺ (teores trocáveis), CTC e índice de saturação por bases no horizonte superficial para o agrupamento e distinção dos diversos tipos de solos antrópicos antigos da Amazônia.

Estimativa dos perfis de permeabilidade e de porosidade utilizando rede neural artificial

A permeabilidade e a porosidade são duas das mais importantes propriedades petrofísicas para a qualificação dos reservatórios de óleo e gás. A porosidade está relacionada à capacidade de armazenamento de fluidos e a permeabilidade, com a capacidade de produção destes fluidos. Suas medidas são, normalmente, realizadas em laboratório, através de testemunhos da rocha. Esses processos têm custos elevados e nem todos os poços são testemunhados. As estimativas da permeabilidade e da porosidade são de fundamental importância para os engenheiros de reservatório e geofísicos, uma vez que seus valores podem definir a completação ou não de um poço petrolífero. O perfil de porosidade e sua relação com o perfil de densidade, é bem conhecida na geofísica de poço. No entanto, existem poucas relações quantitativas e/ou qualitativas entre a porosidade e a permeabilidade, como por exemplo as relações de Kozeny. Sendo assim, este trabalho busca o estabelecimento do perfil de permeabilidade e do perfil de porosidade, a partir de informações do perfil de densidade. Para tanto, buscamos a relação entre a propriedade física da rocha (densidade) e as propriedades petrofísicas: permeabilidade e porosidade, utilizando como metodologia à técnica de redes neurais artificiais, como a rede neural artificial com função de base radial. A obtenção da permeabilidade e da porosidade a partir da rede neural artificial, que possui como entrada a informação da densidade possibilita um menor custo para a aquisição dessas importantes informações petrofísicas, permite ao intérprete de perfis de poço optar ou não pela exploração de uma unidade estudada, além de uma visão mais completa do reservatório. Os procedimentos para a estimativa da permeabilidade e da porosidade estão direcionados para uma única formação, mas os intérpretes de perfis poderão aplicar a diretriz apresentada no programa de rede neural artificial com função de base radial, utilizando a estimativa dessas propriedades petrofísicas para outras formações, inclusive de outros campos petrolíferos. Portanto, recomenda-se a utilização de um conjunto de dados completo, com quantidade de dados suficientes de um mesmo poço, a fim de viabilizar corretamente a melhor interpretação.

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.

Identificação de ambientes de sedimentação na Área Metropolitana de Belém a partir de perfis de poço

Esta dissertação apresenta um estudo realizado com base em padrões associados à forma das curvas de perfis geofísicos de poços perfurados para captação de água subterrânea na Região Metropolitana de Belém. O objetivo do estudo foi o reconhecimento de depósitos cenozóicos, bem como a identificação de seus ambientes de sedimentação. Para isto, foram utilizados os perfis de Raios-Gama, Resistência Elétrica e Potencial Espontâneo corridos em 21 poços, cobrindo a profundidade máxima de 300 m. O estudo permitiu identificar dois pacotes de sedimentos: um até a profundidade de 160 m, contendo bastante argila e finas camadas de areia, e o outro abaixo de 160 m, com espessas camadas arenosas. Esses pacotes foram correlacionados com seqüências deposicionais do Cenozóico Inferior descritas por Rossetti (2000), as quais correspondem às formações Pirabas, Barreiras e aos sedimentos Pós-Barreiras e Holocênicos. No pacote superior, a forma das curvas dos perfis mostra padrões que podem ser associados a seqüências transgressivas e regressivas, enquanto no pacote inferior a forma das curvas sugere um ambiente de centro de canal. O estudo demonstra que a metodologia empregada para o reconhecimento dos ambientes de sedimentação pode ser considerada satisfatória quando não há nenhuma outra informação geológica adicional disponível.

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 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.

Modelagem de perfis de indução no domínio do tempo por diferenças finitas

Apresentamos aqui uma metodologia alternativa para modelagem de ferramentas de indução diretamente no domínio do tempo. Este trabalho consiste na solução da equação de difusão do campo eletromagnético através do método de diferenças finitas. O nosso modelo consiste de um meio estratificado horizontalmente, através do qual simulamos um deslocamento da ferramenta na direção perpendicular às interfaces. A fonte consiste de uma bobina excitada por uma função degrau de corrente e o registro do campo induzido no meio é feito através de uma bobina receptora localizada acima da bobina transmissora. Na solução da equação de difusão determinamos o campo primário e o campo secundário separadamente. O campo primário é obtido analiticamente e o campo secundário é determinado utilizando-se o método de Direção Alternada Implícita, resultando num sistema tri-diagonal que é resolvido através do método recursivo proposto por Claerbout. Finalmente, determina-se o valor máximo do campo elétrico secundário em cada posição da ferramenta ao longo da formação, obtendo-se assim uma perfilagem no domínio do tempo. Os resultados obtidos mostram que este método é bastante eficiente na determinação do contato entre camadas, inclusive para camadas de pequena espessura.

Modelamento de perfis de indução

Neste trabalho foi implementado um algoritmo que permite o modelamento das respostas das sondas de indução (2C40-6FF40-ILD) em meios estratificados. O algoritmo é baseado na solução exata do problema de Green para a obtenção do campo eletromagnético em meios estratificados com a fonte no interior dos estratos. O código computacional desenvolvido neste trabalho para meios horizontalmente estratificados tem o objetivo de auxiliar o desenvolvimento de códigos mais avançados, uma vez que é difícil o acesso para a pesquisa dos códigos citados na literatura. Os códigos disponíveis são comerciais, mas estes têm o objetivo único de produção, além de serem, bastante dispendiosos. O código também foi utilizado para a obtenção da resposta da sonda ILD em reservatórios do tipo laminado, onde a sonda tem baixa resolução. E verificamos, a exemplo de outros autores, que a condutividade obtida pela sonda pode ser expressa pela soma das condutividades dos constituintes litológicos do reservatório ponderada pelos seus percentuais em volume. Esta relação foi definida para reservatórios ainda não analisados na literatura, tipo arenito moderadamente silicificado/arenito/folhelho, onde a lâmina de interesse tem resistividade superior a resistividade de uma das lâminas, e inferior a resistividade da outra. Foi analisado também reservatórios tipo arenito moderadamente silicificado/arenito, onde a lâmina de interesse tem a menor resistividade. Com esta relação pode-se obter para estes reservatórios laminados estimativas mais precisas de Rt e consequentemente determinar as saturações água/óleo e produtibilidade, também de forma mais precisa.

Uso sustentável da biodiversidade brasileira: prospecção químico-farmacológica em plantas superiores: metodologia para estabelecimento de perfis quali e quantitativos para extratos vegetais

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES)

Caracterização da qualidade e previsão dos parâmetros físico-químicos de gasolinas comerciais brasileiras através da aplicação de métodos quimiométricos em perfis (fingerprintings) espectroscópicos de ressonância magnética nuclear

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES)

Influência da infecção pelo vírus da artrite-encefalite caprina nos perfis soro-epidemiológicos em caprinos infectados pelo Toxoplasma gondii e Neospora caninum

Pós-graduação em Medicina Veterinária - FMVZ

Diversidade genética, fatores de virulência e perfis de susceptibilidade a antimicrobianos de isolados de Escherichia coli provenientes do útero, da boca e das fezes de cadelas com piometra

Pós-graduação em Microbiologia Agropecuária - FCAV

Vila da memória: perfis de 10 idosos institucionalizados no asilo Vila Vicentina

The report-book has 10 profiles of institutionalized persons in the Vila Vicentina´s asylum in Bauru. The intention is to show the history of these men, the path that led to the institutionalization, their routine in the shelter and what are their biggest dreams. Giving “voice” for this group of marginalized, the book alerts the issue of abandonment of the elderly by their families and lead a reflection on society. In addition, it also calls the “traditional” media attention to the question, since the only recurring theme of the newspaperspages when tragedy happens

Caracterização dos reservatórios do grupo Macaé no Campo de Garoupa - Bacia de Campos - por meio de interpretação sísmica e perfis de poço

The study area is the Garoupa Field, located 75 km from the coast of Rio de Janeiro in bathymetric elevation of 125 m and it is the first important offshore discovery of the Campos Basin with hydrocarbon production in the Albian carbonates. The high significance of carbonate rock reservoirs for the global oil industry and its degree of complexity, combined with the fact that the Garoupa Field is a mature field, make this research project interesting to develop a re-exploratory vision of the study area. The objective of this paper is to characterize the physical properties of the Macae Group reservoirs in the Garoupa Field through well correlation techniques, petrophysical analysis and seismic interpretation (3D), in order to evaluate qualitatively and quantitatively the response of geophysical data to the presence of carbonate rock reservoirs. From the analysis of well profiles (gamma ray, resistivity, density and sonic) it was possible to identify six reservoir levels in the Quissamã Formation. As a result, the reservoirs have good correlation between the wells in the Garoupa Field and show lateral facies variation. In the seismic interpretation, structural contour maps were generated in time (ms) from the top of the Macae Group and two horizons that correspond to the reservoir levels. These maps show that the oil producing area of this field is a structural high located at the west of the interpreted seismic cube, and it was classified as a rollover limited by lateral faults forming a horst. The seismic attribute maps show a good response to the reservoirs of the Garoupa Field because they are associated with amplitude anomalies, verified by the correlation between the physical properties of the reservoir rock and seismic data through cross plots, with emphasis in a linear correlation between the resistivity profile and the values of Maximum Absolute Amplitude and RMS Amplitude attributes

Cachaça tradicional e bidestilada: aceitação e perfis sensoriais

O mercado da cachaça, bebida tipicamente brasileira, vem crescendo muito no Brasil e no mundo. Porém, apesar do grande volume de produção, nosso país ainda exporta uma quantidade muito pequena do produto, cerca de 1%. Visando atingir o mercado internacional, e também atender às crescentes exigências do mercado interno, é ainda necessária uma melhor padronização dessa bebida, além da obtenção de um produto com boas características físico-químicas e sensoriais. O principal objetivo deste trabalho foi realizar estudos, visando avaliar o efeito do processo de bidestilação e do envelhecimento, na padronização e na qualidade sensorial, da cachaça comparando-se a aceitação de amostras de cachaça obtidas tradicionalmente, por bidestilação e também envelhecidas. Assim, foram produzidas oito amostras de cachaça, por destilação simples e utilizando-se o processo de bidestilação, em alambiques de cobre, a partir do mesmo vinho de cana, e então envelhecidas em tonéis de carvalho durante seis meses. As referidas amostras foram submetidas a testes de aceitação sensorial utilizando-se sessenta provadores e os resultados obtidos, mostraram que a bidestilação produz uma aguardente mais padronizada e ainda que sua aceitação, aumenta de forma mais acentuada durante o processo de envelhecimento