Caracterização geológica da ocorrência de óleo na Formação Rio Bonito associada a um modelo não convencional de geração

O trabalho teve como escopo a caracterização geológica, em termos estruturais e estratigráficos, do sistema petrolífero responsável pela ocorrência de óleos encontrados na Formação Rio Bonito, na região carbonífera de Santa Catarina. Atualmente, especula-se que a assinatura geoquímica destes óleos relaciona-se à Formação Irati associado a um modelo não convencional de geração, vinculando a maturação térmica à intrusão de diabásio, devido a um soterramento insuficiente da rocha geradora. Como a Formação Irati encontra-se posicionada estratigraficamente acima da Formação Rio Bonito, o sistema está associado a um forte controle estrutural para o modelo de migração. A preparação de um mapa geológico integrado para a área de estudo envolvendo dados geológicos de campo, dados aeromagnetométricos e informações de furos de sondagem permitiu um entendimento mais aprofundado do arcabouço tectônico-estratigráfico da região. Seções geológicas mostraram a presença de falhas de grandes rejeitos que promoveram um sistema de Horsts e Grabens relacionados às NE-SW e secundariamente a falhas E-W, que permitiram a colocação da Formação Irati em contato lateral ou em um posicionamento abaixo da Formação Rio Bonito. A partir das seções cronoestratigráficas elaboradas foi possível reconhecer prováveis selos, trapas estratigráficos e estruturais, associados ao sistema petrolífero Irati-Rio Bonito. A análise geoquímica (isótopos e biomarcadores) dos óleos coletados na Formação Rio Bonito apontaram que os mesmos estão associadas aos folhelhos do Membro Assistência da Formação Irati, por possuírem uma razão pristano/fitano menor que 1, gamacerano, e a presença de isoprenóides pentametileicosano (i-25) e esqualano (i-30). A partir de análises geoquímicas realizadas em extratos orgânicos extraídos de folhelhos da Formação Irati intrudidos por diabásio, obteve-se valores da relação entre biomarcadores correspondentes e valores de Ro que indicam que foi alcançado o pico de geração de óleo. Contudo, não há registro na área de estudo de um soterramento suficiente que favorecesse essa situação, levando-nos, assim, a acreditar em um modelo de geração não convencional, por meio da intrusão de diabásio nas rochas geradoras. O arcabouço estrutural e os óleos estudados na região sugerem um processo migratório de sudoeste para o nordeste, ao longo de um sistema de falhas NE-SW, encontradas na região, que foram geradas anteriormente ou concomitantemente ao derrame basáltico associado à Formação Serra Geral.

Análise dinâmica de plataformas de aço para produção de petróleo com base na consideração do efeito da interação solo-estrutura

Atualmente, as tendências competitivas do mercado mundial, têm forçado os engenheiros estruturais a desenvolver soluções de projeto que acarretem em menor peso e custo de execução. Uma consequência direta desta nova tendência de projeto é o aumento considerável de problemas relacionados a vibrações de piso indesejadas. Por esta razão, os sistemas estruturais de pisos podem tornar-se vulneráveis a vibrações excessivas, como por exemplo, aquelas induzidas por equipamentos mecânicos (máquinas rotativas). Deste modo, este trabalho objetiva investigar o comportamento dinâmico de uma plataforma de aço para produção de petróleo, localizada na bacia de Santos (campo de Merluza), São Paulo, Brasil. Para tal, investiga-se a influência das ações dinâmicas oriundas dos equipamentos mecânicos localizados sobre os decks metálicos da plataforma. A resposta dinâmica do modelo estrutural foi determinada através de um extenso estudo numérico, a partir da análise de suas frequências naturais, deslocamentos, velocidades e acelerações de pico. Nesta investigação, as cargas dinâmicas provenientes dos equipamentos mecânicos (máquinas rotativas) foram aplicadas sobre o piso metálico do sistema estrutural. Com base obtenção da resposta dinâmica da estrutura (deslocamentos, velocidades e acelerações), foi possível avaliar a performance do modelo estrutural em termos de critérios de conforto humano e das tolerâncias máximas referentes aos equipamentos mecânicos, de acordo com normas e recomendações de projeto.

Avaliação do possível impacto das técnicas de MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) no fator de recuperação das reservas de petróleo e gás do Brasil

Os métodos tradicionais de estimular a produção de petróleo, envolvendo a injeção de água, vapor, gás ou outros produtos, estabeleceram a base conceitual para novos métodos de extração de óleo, utilizando micro-organismos e processos biológicos. As tecnologias que empregam os processos de bioestimulação e bioaumentação já são amplamente utilizadas em inúmeras aplicações industriais, farmacêuticas e agroindustriais, e mais recentemente, na indústria do petróleo. Dada a enorme dimensão econômica da indústria do petróleo, qualquer tecnologia que possa aumentar a produção ou o fator de recuperação de um campo petrolífero gera a expectativa de grandes benefícios técnicos, econômicos e estratégicos. Buscando avaliar o possível impacto de MEOR (microbial enhanced oil recovery) no fator de recuperação das reservas de óleo e gás no Brasil, e quais técnicas poderiam ser mais indicadas, foi feito um amplo estudo dessas técnicas e de diversos aspectos da geologia no Brasil. Também foram realizados estudos preliminares de uma técnica de MEOR (bioacidificação) com possível aplicabilidade em reservatórios brasileiros. Os resultados demonstram que as técnicas de MEOR podem ser eficazes na produção, solubilização, emulsificação ou transformação de diversos compostos, e que podem promover outros efeitos físicos no óleo ou na matriz da rocha reservatório. Também foram identificadas bacias petrolíferas brasileiras e recursos não convencionais com maior potencial para utilização de determinadas técnicas de MEOR. Finalmente, foram identificadas algumas técnicas de MEOR que merecem maiores estudos, entre as técnicas mais consolidadas (como a produção de biossurfatantes e biopolímeros, e o controle da biocorrosão), e as que ainda não foram completamente viabilizadas (como a gaseificação de carvão, óleo e matéria orgânica; a dissociação microbiana de hidratos de gás; a bioconversão de CO2 em metano; e a bioacidificação). Apesar de seu potencial ainda não ser amplamente reconhecido, as técnicas de MEOR representam o limiar de uma nova era na estimulação da produção de recursos petrolíferos existentes, e até mesmo para os planos de desenvolvimento de novas áreas petrolíferas e recursos energéticos. Este trabalho fornece o embasamento técnico para sugerir novas iniciativas, reconhecer o potencial estratégico de MEOR, e para ajudar a realizar seu pleno potencial e seus benefícios.

Integração de dados geofísicos de poços e geoquímicos na avaliação do potencial gerador dos folhelhos betuminosos da Formação Tremembé, Bacia de Taubaté

Nos depósitos cenozóicos da Bacia de Taubaté são encontrados depósitos de folhelhos betuminosos (oleígenos) pertencentes à Formação Tremembé, de idade oligocênica, que durante alguns anos na década de 50 foram investigados com relação ao seu aproveitamento econômico através da extração industrial do óleo nele contido. Entretanto, em face de aspectos tecnológicos e conjunturais da época, esse aproveitamento industrial foi considerado inviável do ponto de vista econômico. Nesta dissertação é proposta uma aplicação da perfilagem geofísica para a caracterização da faciologia dos folhelhos betuminosos da Formação Tremembé, tendo como objetivo principal a identificação das eletrofácies nos perfis elétricos, através de uma metodologia robusta e consistente. A identificação de eletrofácies é importante para ajudar na determinação da caracterização de uma reserva não convencional e na análise da viabilidade econômica. Neste estudo foram utilizados os perfis convencionais de poço: Raio gama, resitividade, potencial espontâneo e sônico. Os dados de perfis de poços foram integrados com os testemunhos e dados geoquímicos, mais precisamente os dados de COT, S, IH, S2 para uma caracterização realística das eletrofácies. Os dados foram obtidos a partir de três sondagens rotativas realizadas na Bacia de Taubaté, resultantes de testemunhagem contínua e perfilagem a cabo ao longo do intervalo de folhelhos da Formação Tremembé. A partir disto, obtém-se como resposta um modelo específico para cada litologia, onde cada pico corresponde a uma eletrofácies, permitindo o estabelecimento de alguns padrões ou assinaturas geofísicas para as principais fácies ocorrentes. Como resultado deste trabalho, foi possível correlacionar as eletrofácies entre os poços numa seção modelo, a partir de similaridade lateral das eletrofácies entre os marcos estratigráficos representado, foi possível observar a continuidade de duas sequências de folhelhos betuminoso com alto teores de COT, S, IH, S2, considerados os mais importantes do ponto de vista econômico e gerado um modelo faciológico 2D e 3D dessas camadas. Os resultados obtidos neste trabalho são bastante promissores, apontando para a possibilidade de aplicação desta técnica a outros poços da Bacia de Taubaté, fornecendo subsídios relevantes à determinação da evolução sedimentar.