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ARTIGOS TÉCNICOS – Edição
258 - Março de 2004
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| Atenuação de Múltiplas pela
Combinação da Deconvolução WHLP e o Empilhamento CRS |
| Lourenildo W. B. Leite (UFPa);
Fábio J. C. Alves (UEPa); German G. Callapino (UFPa); Peter H. W. Hubral (IFG). |
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Apresentamos neste trabalho detalhes e exemplo da utilização
de janelas móveis na atenuação de múltiplas
internas e externas em meios com interfaces curvas a dados sintéticos.
Estas janelas introduzem a periodicidade entre primária e
sua múltipla necessária para o cálculo do operador
WHLP. Os atributos da frente de onda estimados com o método
de empilhamento superfície-de-reflexão-comum (CRS)
são utilizados no cálculo do deslocamento das janelas
móveis. O operador WHLP é calculado e aplicado dentro
das janelas móveis no domínio fonte-comum (FC). O
operador resultante da combinação das teorias WHLP
e CRS é aqui denominado de WHLP-CRS. |
| A influência de aditivos de lama de perfuração sobre as propriedades geoquímicas de óleos |
| Ana Cristina da Silva Serra -
Coppe/UFRJ – Programa de Engenharia Civil (PEC) – Laboratório
de Modelagem de Bacias Sedimentares e Monitoramento Ambiental (LAB2M) Eugenio Vaz dos Santos Neto - Petrobras – Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes) – Centro de Excelência em Geoquímica (Cegeq) |
| Nos últimos anos houve um grande desenvolvimento na pesquisa e produção de diferentes tipos de aditivos usados em lamas de perfuração para poços de petróleo. Esses aditivos ajudam a aumentar a estabilidade e a segurança dos poços durante a exploração de petróleo. Entretanto, muitos deles contêm compostos similares àqueles encontrados nos óleos, incluindo n-alcanos. Portanto, as assinaturas geoquímicas originais dos indícios de óleo podem ser significativamente alteradas naqueles poços onde tais aditivos foram usados, tornando-se assim difícil, ou impossível, reconhecer a origem dos óleos. Dependendo das condições de perfuração e de amostragem, os aditivos de lama podem impregnar as amostras de calha ou penetrar profundamente nas formações podendo provocar alterações importantes nas análises de carbono orgânico total, pirólise Rock-Eval, PVT e de petrofísica. Nesse estudo foram utilizadas técnicas analíticas cromatografia gasosa (CG), biomarcadores (GC/EM) e de isótopos estáveis de carbono (d13C) para quantificar a influência de dois aditivos de lama de perfuração, “n-parafinas” e “UNIVIS”, em diferentes misturas sintéticas com um óleo-padrão. Os resultados obtidos neste trabalho indicaram que a assinatura isotópica de carbono foi a técnica mais efetiva para quantificar a influência dos aditivos na composição química original do óleo padrão. As razões de n-alcanos, obtidas por cromatografia gasosa, foram adequadas para se estimar o conteúdo de n-parafinas mas não o de UNIVIS. As razões de biomarcadores não foram adequadas para quantificar nenhum dos dois contaminantes usados. O principal objetivo desse estudo foi discutir a eficiência de análises geoquímicas para quantificar, dentro de limites aceitáveis de acurácia, os contaminantes em indícios de óleo. Para se atingir esse objetivo foram preparadas misturas sintéticas de aditivos de lama de perfuração “n-parafinas” e “UNIVIS”, em percentagens variáveis com um óleo-padrão. |
| Utilização da sísmica como deriva externa no cálculo do volume de óleo de um reservatório de petróleo |
| Armando Zaupa Remacre, João Paulo Borges Gomes, Sérgio Sacani Sancevero - Unicamp |
| O nível de detalhe necessário para o desenvolvimento de reservatórios, excede o requerido para encontrá-lo, devido a isso se tem observado um grande aumento na utilização pela industria do petróleo dos dados sísmicos 3-D. O uso deste dado como deriva externa foi a solução encontrada para realizar a integração da informação sísmica com os dados de poços existentes num reservatório. Utilizando técnicas geoestatísticas de simulação seqüencial gaussiana e simulação com deriva externa, o objetivo deste trabalho é evidenciar as diferenças resultantes, quando se utiliza uma informação complementar no cálculo de volume de óleo de um reservatório de petróleo. O método geoestatístico de simulação foi aplicado para quantificar as relações entre dados de poços, com os dados de tempo duplo obtido da sísmica, nos intervalos interpoços. Foram geradas 100 imagens para o topo e 100 imagens para a base utilizando as técnicas mencionadas, obteve-se como resultado duas curvas de probabilidade acumulada, para o volume de óleo. Essas curvas foram comparadas e assim pode-se observar a influência da utilização de uma informação adicional, como a sísmica na obtenção de valores de volume de óleo para um campo de petróleo. |
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Edição Impressa 258
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PQU estuda modernização de fornos
de pirólise
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