Celso Peres Fernandes

Pós-doutorado

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Orientou

Produções bibliográficas

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• TOBIAS, O. L. ; AMOROSO, A. L. ; PHILIPPI, P. C. ; FERNANDES, Celso P. . Técnicas de binarização e caracterização geométrica de imagens coloridas e em tons de cinza aplicadas à microestrutura de materiais porosos. In: I Workshop on Characterization and Engineering of Reservoir, 1995, Campinas. I Workshop on Characterization and Engineering of Reservoir, 1995. p. 83-84.

• FERNANDES, Celso P. ; MAGNANI, F. S. ; PHILIPPI, P. C. . Simulação de processos de invasão de fluidos em estruturas reconstituídas de um arenito Berea. In: I Workshop on Characterization and Engineering of Reservoir, 1995, Campinas. I Workshop on Characterization and Engineering of Reservoir, 1995. p. 51-52.

• FERNANDES, Celso P. . Modelling porous microstructure and predicting petrophysical properties of rocks reservoirs. 2006. (Apresentação de Trabalho/Conferência ou palestra).

Outras produções

Projetos de pesquisa

• 2022 - Atual

  Mecanismos de deslocamento água/óleo em sistemas porosos carbonáticos: Análise de dados experimentais a partir de micromodelos 2D, microtomografia de raios X 3D e 4D e simulações discretas de Lattice-Boltzmann., Descrição: Experimentos petrofísicos clássicos, mesmo sendo a base da caracterização de amostras de rocha reservatório, não permitem a observação dos fenômenos associados ao deslocamento água/óleo que ocorrem na estrutura porosa das rochas. A observação e quantificação de tais fenômenos, como por exemplo deslocamento mecânico, snap-off, preenchimento de poros e Haines jumps, são de elevada importância para se melhorar as técnicas de recuperação de petróleo já conhecidas. Os supracitados fenômenos podem ser afetados pela geometria que compõe a formação poro-conexão. Para se correlacionar a influência da geometria porosa (como por exemplo número de coordenação, fator de forma e relação entre raios de poro e de conexão) nos fenômenos de deslocamento água/óleo, serão utilizadas as técnicas de microCT (3D e 4D) e microfluídica 2D para se analisar casos reais e idealizados. Os dados resultantes destes experimentos fomentarão o desenvolvimento e a melhoria de códigos de simulação numérica (LBM) da predição da permeabilidade relativa de carbonatos.. , Situação: Em andamento; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador / WOLF, FABIANO G. - Integrante / Diogo Nardelli Siebert - Integrante / Luis Orlando Emerich dos Santos - Integrante.

• 2021 - Atual

  Capacidade Selante de Rochas Capeadoras, Descrição: A avaliação da capacidade selante de rochas capeadoras apresenta-se importante na exploração de hidrocarbonetos assim como em projetos de armazenamento geológico de CO2. No presente projeto esta avaliação é dedicada a rochas nas quais onde o mecanismo dominante para o aprisionamento de fluidos são as propriedades capilares do sistema poroso. Para tanto, a técnica de pressão capilar com intrusão de mercúrio, que se mostra rápida, confiável e de baixo custo, por isto largamente utilizada na indústria petrolífera, será aplicada e analisada em rochas de interesse da Petrobras. Objetiva-se determinar a altura da coluna de óleo no reservatório, a partir do comportamento da curva de intrusão de mercúrio, relacionando-a com a estrutura do sistema poroso da rocha capeadora. A análise e extração de parâmetros desta curva tem sido objeto de pesquisa constante. Diversas metodologias têm sido propostas e aplicadas em diferentes sistemas geológicos bem como tem se procurado estabelecer, pelo menos com validade para sistemas específicos, um valor constante de saturação de mercúrio capaz de estimar a pressão de percolação diretamente. Neste projeto serão analisados os métodos existentes, propondo-se mudanças e/ou adaptações de modo a obter uma metodologia de rotina confiável que possa ser recomendada à rochas de interesse da Petrobras.. , Situação: Em andamento; Natureza: Pesquisa. , Alunos envolvidos: Graduação: (1) . , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador / Anderson Camargo Moreira - Integrante / Rodrigo Nagata - Integrante / MANTOVANI, IARA F. - Integrante / Jose Antônio Bellini Cunha Neto - Integrante., Financiador(es): Agência Nacional do Petróleo - Cooperação.

• 2019 - Atual

  TÉCNICAS MACHINE LEARNING PARA RECONHECIMENTO DE PADRÕES SEDIMENTOLÓGICOS DE SISTEMAS TURBIDÍTICOS, Descrição: Nos últimos anos, o Aprendizado de Máquina (Machine Learning-ML) se tornou muito popular e uma ampla gama de indústrias o está aplicando ao seu conjunto de dados. Técnicas de Machine Learning têm sido utilizadas para solucionar problemas complexos de reconhecimento de padrões, aplicados tanto na quantificação, quanto na predição de parâmetros. As técnicas ML se difundiram no final da década de 1980 e vêm se consolidando por meio de aplicações em diversas áreas do conhecimento. Na Geologia o ML tem grande potencial na classificação de propriedades petrofísicas de reservatórios. O ML é um ramo da inteligência artificial, que possui capacidade de extração de regras e padrões do treinamento de grandes conjuntos de dados (Vinyals & Le, 2015). Este projeto, tem um prazo para execução de 48 meses e encontra-se estruturado em torno da utilização das técnicas de Aprendizado de Máquinas (Machine Learning) aos dados geológicos e geofísicos de depósitos turbidíticos e fluxos de detritos associados (intrabacinais e extrabacinais) antigos, usando dados de poços e afloramentos. Pretende-se com o ML reconhecer padrões de sedimentação e estratigráficos. Serão usados modelos de regressão generalizada (MRG) para estabelecer a relação não-linear entre a permeabilidade de reservatório com dados faciológicos e geofísicos oriundos da interpretação de poços e afloramentos na borda leste da Bacia do Paraná. Serão usados dados de litofácies, densidade, raios gama, SP-R e resistividade 16" e 64".. , Situação: Em andamento; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador / Marivaldo dos Santos Nascimento - Integrante.

• 2018 - 2020

  CARBLAB - Geoquímica, Microscopia, Mineralogia, Petrofísica, Sistemas Porosos e Análises Hidromecânicas/Geomecânicas., Descrição: Ampliar o conhecimento sobre mineralogia, texturas, geoquímica, sistema poroso e propriedades petrofísicas de rochas carbonáticas, a partir de uma abordagem multidisciplinar, combinando a análise de dados de campo com determinações petrofísicas e com técnicas de microanálise textural e composicional, e fornecendo parâmetros para contribuir no modelamento de permo-porosidade em reservatórios carbonáticos do Pré-sal. O estudo será desenvolvido por por pesquisadores da UFSC, UFG e PUC-Rio.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Integrante / José A. Bellini da Cunha Neto - Integrante / Breno Leitão Waichel - Integrante / José Affonso Brod - Coordenador.

• 2017 - 2020

  Imago3D: Rocha Digital Aplicada a Sistemas Porosos Multiescalares, Descrição: O presente projeto objetiva dar continuidade à construção do software Imago3D, implantando-se um conjunto de novas funcionalidades, ampliando-se substancialmente as ferramentas para a caracterização do sistema poroso 3D e a predição de propriedades petrofísicas. O avanço da plataforma computacional Imago3D, objeto de desenvolvimento do presente projeto, incluirá as seguintes funcionalidades: i) Caracterização e predição de propriedades petrofísicas em sistemas multiescalares; ii) Tecnologia raycasting para a visualização 3D; iii) Classificação de rochas carbonáticas; e iv) Experimentos de visualização quantitativa da distribuição de fluidos em sistemas porosos. O presente projeto se insere no escopo do tema atualmente denominado de Rocha Digital. Trata-se da caracterização da morfologia e da conectividade de sistemas porosos 3D de rochas reservatório, bem como da simulação numérica de fenômenos físicos para a predição de propriedades petrofísicas. Trata também da visualização científica de grandes volumes tridimensionais. As tecnologias associadas à Rocha Digital passaram por significante impulso com a crescente disponibilidade de tomógrafos de raios-X, abrangendo desde a tomografia médica até os chamados nanotomógrafos de raios-X. Com os distintos equipamentos de tomografia de raios-X, atualmente são adquiridas imagens 3D na escala de testemunhos (resoluções espaciais da ordem do milímetro), passando pela escala de plugue (resoluções espaciais da ordem do micrômetro) e alcançando, em pequenas amostras (diâmetros em torno de 0,01mm) resoluções espaciais de 0,05 m.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Alunos envolvidos: Graduação: (4) / Mestrado acadêmico: (2) / Doutorado: (4) . , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador / Anderson Camargo Moreira - Integrante / Jefferson V. Ramos - Integrante / FRANGIOTTI MANTOVANI, IARA - Integrante / Eros Comunello - Integrante / Leandro Coser - Integrante / Adiel Mittmann - Integrante / Marco Santos Souza - Integrante / Luis Eduardo de Carvalho - Integrante / Rodrigo Lyra - Integrante / Ricardo Cherobin - Integrante.

• 2017 - 2020

  Rocha Digital: Equilíbrio e Transporte de Fluidos em Sistemas Porosos Constituídos de Várias Escalas Espaciais, Descrição: Projeto de Pesquisa associado a Bolsa de Produtividade de Pesquisa PQ2 do CNPq. Processo 310456/2016-9. Engloba o desenvolvimento de quatro linhas de pesquisa, a saber: Linha 1: O desenvolvimento de técnicas aprimoradas de aquisição multiescala de imagens 3-D com microtomografia e nanotomografia de raios X aplicados a rochas reservatório. Linha 2: Métodos experimentais para a descrição e caracterização de propriedades de sistemas porosos multiescala com baixa permeabilidade, a saber, folhelhos e areias argilosas. Linha 3: O desenvolvimento de um método de composição de escalas espaciais com base nas redes de poros extraídas das escalas individuais visando fidelidade na conectividade entre as escalas espaciais. Linha 4: Experimentos de visualização e quantificação de fases fluídicas (água-ar, água-óleo, ...) em sistemas porosos com microtomografia de raios X. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Alunos envolvidos: Mestrado acadêmico: (2) Doutorado: (4) . , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador / MANTOVANI, IARA F. - Integrante / ARENHART, R.G. - Integrante / CAMARGO MOREIRA, ANDERSON - Integrante.

• 2016 - 2020

  Métodos computacionais para medição de propriedades petrofísicas a partir de microtomografias em condições representativas de reservatório e em multiescala., Descrição: Resumo A utilização das ferramentas computacionais para obtenção de propriedades de meios porosos por meio de imagens de microtomografia, denomina comumente de rocha digital, mostrou ser uma estratégia promissora em decorrência da rapidez e da quantidade de dados que podem ser obtidos de uma amostra. Porém tais técnicas possuem uma série de limitações, algumas das quais são objeto de estudo desta proposta que é divida em quatro partes, cada uma relacionada a uma propriedade petrofísica distinta.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Alunos envolvidos: Graduação: (2) / Doutorado: (1) . , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Integrante / Luis O. Emerich Santos - Integrante / Fabiano G. Wolf - Integrante / Eduardo de Carli - Integrante / Diogo Nardelli Siebert - Coordenador / Alexandre Miers Zabot - Integrante.

• 2015 - 2018

  Estratigrafia, arquitetura de fácies e características petrofísicas da sucessão vulcanossedimentar Eocretácea da Bacia do Paraná (Fm. Serra Geral), Descrição: Reservatórios não-convencionais relacionados a bacias vulcanossedimentares tem sido descritos por diversos autores e tem demonstrado grande potencial para exploração de hidrocarbonetos em rochas vulcânicas e sedimentares associadas. O estudo de sistemas vulcânicos análogos é fundamental para o entendimento de reservatórios em sistemas vulcanossedimentares, tanto na distribuição espacial e geométrica dos elementos arquiteturais, como para a definição de características petrofísicas como porosidade e permeabilidade. A abordagem na pesquisa de sistemas vulcanossedimentares deve priorizar a identificação dos diferentes tipos de depósitos, a partir da identificação de fácies e associações de fácies. A reconstrução da arquitetura de fácies permite extrair informações importantes sobre o paleoambiente e as condições físicas do vulcanismo e da sedimentação. Por sua vez, a obtenção de dados petrofísicos como porosidade e permeabilidade permite uma avaliação completa do potencial como reservatório destes sistemas.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Integrante / Breno Leitão Waichel - Coordenador.

• 2015 - 2017

  Pore-scale investigation of three-phase fluid transport in porous rocks: a time-resolved 3- dimensional study using X-ray computed micro-tomography technique, Descrição: Visualisation and quantification of three-phase (oil/gas/water) fluid flow processes in porous rock samples using X-Ray Microtomography technique.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Integrante / Anderson Camargo Moreira - Integrante / MANTOVANI, IARA F. - Integrante / Tannaz Pak - Coordenador / Ian B. Butler - Integrante / NATHALY LOPEZ ARCHILLA - Integrante., Financiador(es): Royal Academy of Engineering - Cooperação.

• 2014 - 2018

  Sistemas Porosos Multiescalares: caracterização, petrofísica computacional e quantificação experimental da distribuição de fluidos com tomografia de raios X de alta resolução (PoroFluidoCarb), Descrição: O presente projeto se insere no tema rocha digital aplicado a sistemas porosos com múltiplas porosidades (multiescalares) especificamente, carbonatos. Seus objetivos consistem : i)No aprimoramento de técnicas e métodos para a caracterização da morfologia e da conectividade de carbonatos a partir de imagens 3-D obtidas com tomografia computadorizada de raios-X de alta resolução; ii)No desenvolvimento e implementação numérica de modelos matemáticos para a integração de escalas espaciais do sistema poroso representado em rede de poros e ligações conservando a conectividade entre as escalas; iii)Na simulação de propriedades petrofísicas, curvas de pressão capilar e permeabilidade absoluta visando validar as técnicas; iv)Na realização de experimentos para a visualização e quantificação de fases fluídicas em equilíbrio mecânico no sistema poroso (curvas de pressão capilar) com o uso de microtomografia de raios-X.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador / Jose Antônio Bellini Cunha Neto - Integrante.

• 2014 - 2015

  Estudo do deslocamento de fluidos em meios porosos usando a microtomografia computadorizada de raios-x., Descrição: O deslocamento de fluidos imiscíveis em meios porosos é de grande interesse na indústria do petróleo. O presente projeto propõe o estudo do deslocamento de fluidos em amostras de rochas reservatório de petróleo usando a microtomografia de raios-x para a visualização do fluido no interior da estrutura porosa. O programa se iniciará com o deslocamento de uma fase líquida (água) e na segunda etapa o movimento de duas fases líquidas (água deslocando óleo).. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Integrante / Anderson Camargo Moreira - Integrante / BELLINI DA CUNHA NETO, JOSÉ A. - Coordenador.

• 2013 - 2017

  Imago3D: software de processamento e análise de imagens tridimensionais, Projeto certificado pela empresa Petróleo Brasileiro - Rio de Janeiro - Matriz em 04/09/2014., Descrição: O objetivo central do presente projeto é a construção do Imago3D, um software de processamento e análise de imagens tridimensionais. O software será capaz de processar grandes volumes de dados, principalmente imagens 3-D oriundas de tomografia computadorizada de raios-X de alta resolução espacial. Será construído pela integração de pesquisadores do Instituto Nacional para Convergência Digital (INCoD/INCT) e Laboratório de Meios Porosos e Propriedades Termofísicas (LMPT) ambos da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC). O Imago3D pode ser visto como uma evolução do software Imago, concebido na parceria LMPT/UFSC-PETROBRAS-ESSS, voltado principalmente à análise de imagens 2-D obtidas a partir de lâminas delgadas. Juntamente com a construção do Imago3D serão adquiridas imagens tomográficas de amostras selecionadas (microtomografia e nanotomografia de raios-X) usando-se os equipamentos recentemente instalados no LMPT/UFSC. Estas imagens serão utilizadas nos testes de desempenho do software procedendo-se a caracterização de sistemas porosos.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Alunos envolvidos: Doutorado: (4) . , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador / José A. Bellini da Cunha Neto - Integrante.

• 2012 - 2015

  Efeito da molhabilidade sobre o deslocamento imiscível água-óleo em micromodelos de sistemas porosos: simulação e experimento., Projeto certificado pelo(a) coordenador(a) Fabiano Gilberto Wolf em 02/03/2016., Descrição: O presente projeto de pesquisa pretende analisar o efeito da molhabilidade sobre o deslocamento água-óleo em micromodelos de sistemas porosos seguindo duas abordagens: uma computacional e outra experimental. Em particular, busca-se compreender qual é a influência da molhabilidade sobre a saturação residual de óleo. Situações numéricas preliminares (Wolf et al., 2008) indicam um efeito marcante sobre o processo como um todo, mas um estudo mais aprofundado, visando entender melhor os mecanismos físicos dominantes, é ainda necessário.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Integrante / WOLF, FABIANO G. - Coordenador / Luis Orlando Emerich - Integrante / Eduardo de Carli - Integrante / Juan P. Salazar - Integrante.

• 2012 - 2014

  Descrição hierárquica do sistema poroso e predição de propriedades petrofísicas de carbonatos: aplicação a amostras dos campos de A e B., Projeto certificado pela empresa Petróleo Brasileiro - Rio de Janeiro - Matriz em 18/12/2012., Descrição: O presente projeto trata de um desenvolvimento metodológico visando caracterizar o sistema poroso e determinar computacionalmente propriedades petrofísicas de amostras de carbonatos focando em um estudo de caso: amostras oriundas dos campos A e B. O projeto será desenvolvido no Laboratório de Meios Porosos e Propriedades Termofísicas da Universidade Federal de Santa Catarina (LMPT/UFSC) em cooperação científica com o International Centre for Carbonate Reservoirs (ICCR). Esta cooperação LMPT/UFSC-ICCR foi firmada no âmbito do Sistema de Capacitação, Ciência e Tecnologia em Carbonatos (SCTC) da Petrobras. O sistema poroso de amostras selecionadas dos campos citados serão caracterizados em, pelo menos, duas escalas espaciais com o uso de microtomografia computadorizada de raios-X (-CT) conjugada com técnicas de processamento e análise de imagens. Nas imagens -CT 3-D serão aplicadas técnicas computacionais para a obtenção da rede de poros-garganta a cada uma das escalas espaciais as quais serão compostas definindo o sistema poroso em todo o seu espectro de poros observáveis. Por último serão simuladas computacionalmente as curvas de pressão capilar (embebição e drenagem) na rede de poros-ligação obtida.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador.

• 2011 - 2016

  Reservatórios não-convencionais: caracterização de sistemas porosos multiescalas com técnicas de tomografia de raios-X., Descrição: caracterização do sistema poroso de rochas carbonáticas, folhelhos (gas-oil-shales) e arenitos argilosos (tight-sands) em suas escalas de porosidade com a aplicação de técnicas de tomografia computadorizada de raios-X conjugada com processamento e análise de imagens 2-D e 3-D.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador.

• 2011 - 2015

  Desenvolvimento e Implementação Computacional de Modelos Discretos de Boltzmann e Estudo de Caso para Arenitos Sujos, Projeto certificado pela empresa Petróleo Brasileiro - Rio de Janeiro - Matriz em 14/12/2012., Descrição: Desenvolvimento de modelos de Boltzmann para a predição de propriedades de permeabilidade intrínseca e curvas de permeabilidade relativa em rochas reservatório.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Integrante / P. C. PHILIPPI - Coordenador.

• 2011 - 2011

  Planejamento de projetos. Realização de Experimentos Laboratório de Petrofísica, Descrição: Foi realizada uma missão ao Cenpes/Petrobras, tendo-se realizado reuniões de planejamento de projetos envolvendo o LMPT/UFSC e a Petrobras no âmbito das redes temáticas da Petrobras. Foram discutidos projetos em andamento bem como a proposição de novos projetos. Realizaram-se experimentos de tomografia de raios-X em um carbonato da Lagoa Salgada (RJ) como atividade de uma dissertação de mestrado (Geologia/UFPR) da qual sou co-orientador. Realizaram-se experimentos de adsorção de nitrogênio e de permeabilidade (pulse decay permeameter) em rochas selantes. Também, participou-se de uma apresentação realizada no Cenpes em tomografia de raios-X.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador.

• 2009 - 2014

  Caracterização Petrofísica de Rochas de Baixa Permeabilidade, Descrição: Determinação experimental de propriedades petrofísicas e caracterização da estrutura do sistema poroso de rochas de baixa permeabilidade: capeadoras e tight gas sands.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Alunos envolvidos: Graduação: (2) / Mestrado acadêmico: (1) . , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador., Financiador(es): Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguêz de Mello - Cooperação.

• 2009 - 2014

  Laboratório virtual de petrofísica: modelagem de escoamentos multifásicos em sistemas porosos 3-D. Aplicação a arenitos e carbonatos., Descrição: O objetivo central do presente projeto é a simulação de processos de invasão e migração de fluidos em sistemas porosos 3-D, determinando-se suas propriedades petrofísicas. As rochas reservatório de interesse consistem em arenitos ?sujos?, com a presença significativa de argilas, e carbonatos de campos brasileiros. No desenvolvimento do projeto serão aplicadas, em imagens 3-D destas rochas, técnicas de simulação computacional de propriedades petrofísicas desenvolvidas anteriormente pela equipe proponente (LMPT/EMC/UFSC) bem como serão desenvolvidas novas técnicas. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Alunos envolvidos: Graduação: (3) / Mestrado acadêmico: (1) / Doutorado: (2) . , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Integrante / P. C. PHILIPPI - Coordenador., Financiador(es): Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguêz de Mello - Cooperação.

• 2008 - 2013

  Caracterização, Modelagem Estocástica 3-D e Simulação de Processos de Invasão de Fluidos na Microestrutura de Materiais Porosos, Descrição: A presente proposta tem como objetivo geral o intercâmbio científico entre as instituições proponentes na área de caracterização, modelagem estocástica 3-D e simulação numérica de fenômenos de invasão de fluidos em materiais porosos. Com o envolvimento de recursos humanos, materiais e equipamentos e infra-estrutura das instituições, objetiva-se a continuidade e intensificação dos desenvolvimentos de pesquisa entre as instituições.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador., Financiador(es): Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - Auxílio financeiro.

• 2008 - 2010

  Determinação Computacional de Propriedades Petrofísicas de Rochas Reservatórios, Descrição: Obtenção de imagens 3-D de rochas reservatório, heterogêneas e com fração argilosa, com a técnica de microtomografia de raios-X no sistema SkyScan 1172, que serão utilizadas como dados de entrada para a caracterização da geometria do sistema poroso e para a determinação computacional de propriedades petrofísicas.. , Situação: Em andamento; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador., Financiador(es): Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguêz de Mello - Auxílio financeiro.

• 2007 - 2008

  Caracterização Petrofísica e Avaliação da Eficiência de Rochas Selantes, Descrição: Caracterização da geometria do sistema poroso e de propriedades petrofísicas para a avaliação da eficiência de rochas selantes.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador., Financiador(es): Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguêz de Mello - Auxílio financeiro.

• 2006 - 2009

  Efeitos dinâmicos e formação de emulsões em processos de deslocamento de óleos pesados em reservatórios, Projeto certificado pelo(a) coordenador(a) Paulo Cesar Philippi em 03/03/2016., Descrição: 1.Estudo do efeito da adição de substâncias tenso-ativas sobre as energias superficiais de óleos com alta viscosidade. Estudo do efeito da adição de tenso-ativos, em diferentes proporções sobre as componentes polar e dispersa de óleos. 2.Modelagem do processo de formação de emulsões com um modelo discreto de Boltzmann desenvolvido para misturas dispersas não-ideais de líquidos parcialmente miscíveis, levando em consideração as componentes polar e dispersa do óleo. 3.Visualização de processos de deslocamento água-óleo em micromodelos manufaturados com diferentes proporções de tenso-ativos incorporados ao óleo, em diferentes regimes para a investigação dos efeitos dinâmicos no deslocamento, formação de fingering viscoso e de emulsões. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Integrante / P. C. PHILIPPI - Coordenador / José A. Bellini da Cunha Neto - Integrante.

• 2005 - 2007

  Caracterização de rochas reservatório com microtomografia de raios-X, Descrição: O presente projeto tem como objetivo geral o domínio e a aplicação da técnica de microtomografia de raios-X (microCT) para a caracterização de propriedades petrofísicas de rochas reservatório de petróleo.. , Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. , Integrantes: Celso Peres Fernandes - Coordenador.