Assinaturas geoelétricas em área contaminada por hidrocarboneto no pólo industrial de Cubatão - SP

Pós-graduação em Geociências e Meio Ambiente - IGCE

The manufacture of basic industrial equipment in Argentina: II: The production, transport and refining of petroleum and natural gas: the petrochemical industries = Estudio sobre la fabricación de equipos industriales de base en la Argentina: II: Producción, transporte y refinación de petróleo y gas natural: industrias petroquímicas

Includes bibliography

Diagnóstico da trombose venosa profunda dos membros inferiores, utilizando o modelo clínico de Wells et al. (2003), Dímero-D, Mapeamento Dúplex e avaliação da Proteina C Reativa

Pós-graduação em Bases Gerais da Cirurgia - FMB

Evolução halocinética da região centro-norte da Bacia de Santos, Brasil

Pós-graduação em Geociências e Meio Ambiente - IGCE

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.

Caracterização do sistema petrolífero das águas rasas na Bacia do Espírito Santos com a aplicação de técnicas geofísicas

Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP)

Biodegradation and Phytotoxicity of Biodiesel, Diesel, and Petroleum in Soil

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq)

Assessing Bacillus subtilis biosurfactant effects on the biodegradation of petroleum products

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES)

Petroleum products biodegradation profile similarity evaluated by F test comparison of weekly CO2 production

Strategies applied to bioremediation contaminated environments are necessary to identify limitations towards biodegradation and to predict remediation performance and thereby rule out technologies that may be inappropriate for the clean-up of the substances of concern. Respirometry applied to bioremediation offers a series of advantages for obtaining CO2 production data when compared to other procedures. It was possible to determinate information regarding the atmosphere's CO2 concentration inside a respirometer containing petroleum products. Afterwards, the CO2 data obtained underwent an in depth statistical analysis by F test. There are some noticeable biodegradation similarity among some substances, such as weathered motor oil and gasoline. Such data provides reliability when revealing important information about how the biodegradation processes happens in those residual oils.

Interpretação tectono-estratigráfica do reservatório Quissamã (Eo-meso-albiano) nos campos de Pampo, Bicudo e Bonito, Bacia de Campos

Hydrocarbon accumulations occur in marine carbonate reservoirs of Quissamã Formation (early to midlle Albian), southwest Campos Basin. We investigated Pampo, Bicudo and Bonito fields, in order to understand the tectono-structural framework of oncolite/bioclast coarse-grained calcarenite reservoir and the calcilutite-marl-shale sealing interval (Late Albian to Turonian). The database of eleven wells from those fields allowed to elaborate structural sections correlating the Macaé Group – both Quissamã reservoir and Outeiro seal, the latter corresponding to the tectonic deepening phase of basin evolution. Based on density and electric logs, it was prepared structural sections of the carbonate reservoirs with consequent identification of porous zones and oil-water contacts. An extensive 3-D seismic database (~300 Km2) allowed to map three reflectors which represent the limiting units of Macaé Group

Caracterização tectono-sedimentar do Grupo Lagoa Feia (Eocretáceo) no Campo de Pampo, sudoeste da Bacia de Campos

The Lagoa Feia Group (Early Cretaceous) is widely distributed around the Campos Basin, forming deep prospects in the basin. It has two large coquinas platforms shellfish, and the lower deck constituent important reservoir in the southwestern of this basin, a producer of oil in the trend-Badejo-Linguado-Pampo. Due to the rising national energy demand is necessary to see the incorporation of technical knowledge and training of human resources in the knowledge of petroleum reservoirs. In this sense, the Pampo Field, as well as other fields of the trend, fall as interesting target area for study. Accumulations of hydrocarbons are partitioning structural - stratigraphic only for the three fields. They are mixed origin of traps, with influence of structural, stratigraphic and diagenetic. With the development of catchment areas of the latter condition has manifested itself in such a way to verify parts with nonproducing wells, which are observed in the intervals coquinas are closed, with reduced thickness and / or low quality porous. The understanding of these accumulations, by testing structural, stratigraphic and reservoir and the use of geological and geophysical techniques, will bring a better understanding of the portions relating to economic accumulation or subeconomic development of hydrocarbons in this region, contributing to the scientific knowledge of the Pampo Field.

Screening the toxicity and biodegradability of petroleum hydrocarbons by a rapid colorimetric method

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES)

Determination of water insoluble dyes used as marking of commercial petroleum products using high-performance liquid chromatography with electrochemical detection

This paper describes an analytical method using high-performance liquid chromatographic (HPLC) separationcoupled with electrochemical detection to detect three dyes, Solvent Blue 14 (SB-14), Solvent Blue 35 (SB-35) andSolvent Red 24 (SR-24). The dyes were eluted and separated using a reversed-phase column (C-8) under isocraticelution with the mobile phase containing a mixture of acetonitrile/ammonium acetate (5.0 mmol L1) at the ratio of75: 25 (v/v). Two sample pretreatment methods were tested and successfully applied to quantify SB14, SB-35 and SR-24 dyes in gasoline samples. The proposed method was simple, fast and suitable to detect and quantify marker dyes ingasoline sample at low concentration.

Caracterização da distribuição física dos dolomitos do membro Búzios no Campo de Badejo - Bacia de Campos

In the region of Badejo oil Ffeld (Campos Basin) lies an Lower Albian dolomitic layer that shows reservoir rock and seal conditions, among others and, it is occasionally karstified. This work applies geostatistical techniques of ordinary and indicatior kriging, in an attempt to determine a method that assists the analysis of different scenarios offered for petroleum drilling from a quantitative point of view this fact is justified, because there are different visions and strategies that would be adopted under different dolomite conditions (stable - low porosity and high density; reservoir - high porosity and medium density; instable - high porosity and low dentisty). The main objective is a methodological introduction that has not been tested in dolomites before aiming to characterize the distribution of the three conditions described above by ordinary and indicatior kriging, which was based on the obtained data from the dolomite layer identification through well logs interpretation and correlation, followed by seismic interpretation. In addition, it was generated structural contour maps, based on 2D and 3D seismic data interpretation, and then, seismic attributes maps were calculated, in order to transform them into pseudo-density maps, i.e., maps that correlate the density values with the attribute values. As primary results, structural contour maps and seismic attributes were obtained and ordinary and indicatior kriging maps were done, on which it is possible to interpret the distribution of the main reservoir and risk probability for drilling of exploration wells obtaining trends N35E and N10W direction for areas of stability or reservoir levels, while the central part of the map presents a higher risk for loss of drilling fluid. The cut-off values levels were based on the values of first and third quartiles of cumulative histogram (instable and stable zones, respectively), as well as the reservoir level was set as the interval...