Modelagem do Equilíbrio de Fases entre Hidrocarbonetos Leves e Pesados

O comportamento de fases para sistemas binários com um hidrocarboneto leve e um pesado é muito importante tanto para o projeto real de um processo quanto para o desenvolvimento de modelos teóricos. Para atender a crescente demanda por informação experimental de equilíbrio de fases a altas pressões, o objetivo deste estudo é obter uma metodologia que substitua parcialmente ou maximize a pouca informação experimental disponível. Para isto propõe-se a modelagem do equilíbrio de fases em misturas de hidrocarboneto leve com um pesado, sem o conhecimento da estrutura molecular do pesado, inferindo-se os parâmetros do modelo a partir da modelagem de dados de ponto de bolha obtidos na literatura. Esta metodologia implica não só na descrição do equilíbrio de fases de um sistema como na estimação das propriedades críticas do pesado, de difícil obtenção devido ao craqueamento destes a altas temperaturas. Neste contexto, este estudo apresenta uma estratégia que estima indiretamente as propriedades críticas dos compostos pesados. Para isto, foram correlacionados dados experimentais de ponto de bolha de misturas binárias contendo um hidrocarboneto leve e um pesado, usando-se dois modelos: o de Peng-Robinson e o TPT1M (Teoria da Polimerização Termodinâmica de primeira ordem de Wertheim modificada). Os parâmetros ajustados com o modelo de Peng-Robinson correspondem diretamente às propriedades críticas do composto pesado, enquanto os ajustados com o modelo TPT1M foram usados para obtê-las. Esta estratégia fornece parâmetros dependentes do modelo, porém permite o cálculo de outras propriedades termodinâmicas, como a extrapolação da temperatura dos dados estudados. Além disso, acredita-se que a correlação dos parâmetros obtidos com as propriedades críticas disponíveis ajudará na caracterização de frações pesadas de composição desconhecida

Avaliação de diferentes estratégias de biorremediação no tratamento de solo contaminado por diesel B5

No Brasil, a contaminação do solo por derramamentos de combustíveis representa um dos mais graves problemas ambientais e o impacto da introdução de novas misturas como diesel/biodiesel na matriz energética requer investigação quanto a tecnologias apropriadas de remediação. O presente estudo teve por objetivo avaliar diferentes estratégias de biorremediação no tratamento de solo contaminado experimentalmente com óleo diesel B5. Foram conduzidos três experimentos. No primeiro, quatro microcosmos em duplicata, contendo 500 g de solo e 5% (p/p) de óleo diesel B5, todos suplementados com oxigênio através de revolvimento manual e com ajuste de umidade, tiveram como tratamentos: bioestímulo com ajuste de pH (BE1); bioestímulo com ajuste de pH e nutrientes (BE2); bioaumento com ajuste de pH, nutrientes e adição de consórcio microbiano comercial KMA (BAM) e; controle abiótico, com ajuste de pH e solo esterilizado em autoclave (PA). Paralelamente, foi conduzido tratamento por bioaumento com ajuste de pH e nutrientes, suplementação de oxigênio e consórcio KMA, em solo contaminado apenas por diesel a 5% (BAD). A população microbiana foi monitorada através da contagem de UFC e os tratamentos, avaliados pela remoção de carbono orgânico e de hidrocarbonetos de petróleo (n-alcanos C10-C36). No segundo experimento, o metabolismo microbiano aeróbio foi avaliado através da produção de CO2 em respirômetros de Bartha (triplicatas), em solo contaminado com 5% (p/p) de óleo diesel B5, ajustado para pH e umidade, nas seguintes condições: solo com adição do consórcio KMA; solo com adição de cultura microbiana obtida a partir de outro solo proveniente de um posto de combustível com histórico de vazamento de tanques (RES) e; solo esterilizado por adição de azida de sódio a 0,3% (p/p). Como controle, solo sem contaminação, com sua população microbiana autóctone. No terceiro experimento, a capacidade da microbiota autóctone (EX), assim como do consórcio KMA e da cultura RES, em biodegradar óleo diesel B5, diesel e biodiesel de soja foi testada através do uso de indicadores de oxirredução DCPIP e TTC. Os experimentos em microcosmos indicam que houve uma complementaridade metabólica entre a população nativa e o consórcio comercial de microorganismos KMA, cuja presença promoveu um decaimento mais rápido de n-alcanos nas primeiras semanas do experimento. No entanto, após 63 dias de experimento, os tratamentos BAM, BAD e BE2 apresentaram, respectivamente, em média, 92,7%, 89,4% e 81,7% de remoção dos hidrocarbonetos n-alcanos C10-C36, sendo tais diferenças, sem significância estatística. Nos respirômetros, o bioaumento com cultura microbiana RES apresentou a maior produção de CO2 e a maior remoção de hidrocarbonetos (46,2%) após 29 dias. Tanto nos ensaios em microcosmos quanto nos respirométricos, não foi possível estimar a contribuição dos processos abióticos, tendo em vista evidências da existência de atividade microbiana no solo esterilizado térmica ou quimicamente. Os ensaios com os dois indicadores redox mostraram que apenas a microbiota nativa do solo em estudo e a cultura microbiana RES apresentaram potencial para degradar óleo diesel B5, biodiesel de soja ou diesel, quando colocadas em meio mineral contendo tais combustíveis como única fonte de carbono.

Mapeamento sísmico de intrusões ígneas na bacia do Amazonas e suas implicações para um modelo não-convencional de geração de hidrocarbonetos

A maioria das bacias paleozóicas brasileiras apresenta matéria orgânica termicamente pouco evoluída nos intervalos correspondentes ao Devoniano. O modelo mais adequado para se entender a geração, migração e acumulação de HC estaria relacionado às fases de intrusão de diabásio. No caso da Bacia do Amazonas, embora tenha havido condições de soterramento suficientes para a geração de hidrocarbonetos, não se deve descartar o modelo não convencional de geração como uma das formas possíveis de dar origem as acumulações comerciais de óleo e gás. Acredita-se que o intervalo mais apropriado para a geração de hidrocarbonetos (HC) inclua apenas as rochas depositadas no intervalo Frasniano, embora as rochas associadas ao intervalo Llandoveriano, também, devam ser observadas com atenção. Com o intuito de compreender melhor o papel da atividade magmática na evolução da Bacia do Amazonas, foi realizado o mapeamento sísmico de soleiras de diabásio e análise de dados geoquímicos de pirólise Rock-Eval e COT. Assim, foi possível avaliar a geração/migração de hidrocarbonetos e a variação dos parâmetros geotérmicos na Bacia do Amazonas, causados pela intrusão das soleiras de diabásio. A análise sismoestratigráfica baseou-se na interpretação de 20 linhas sísmicas 2D pós-stack, na qual foram reconhecidos e mapeados horizontes sísmicos (topos de formações e corpos ígneos intrusivos), utilizando dados de poços e dados da literatura para correlação. As intrusões de soleiras estão presentes nas sucessões de folhelhos/siltitos e anidritas das formações Andirá e Nova Olinda, respectivamente. Observou-se que as soleiras de diabásio podem estar intimamente relacionadas a diques sistematicamente orientados, tendo estes diques a função de alimentadores das soleiras. Extensas soleiras planares com segmentos transgressivos ocorrem nos níveis estratigráficos mais rasos da Bacia do Amazonas, e em maiores volumes nas formações Andirá e Nova Olinda. Em algumas regiões as soleiras desenvolvem morfologias marcantes em forma de pires. Esses corpos possuem espessuras que podem chegar a 500m. Comumente, a geometria em lençol denotada pelo paralelismo dos refletores está presente em toda extensão do mapeamento da bacia. Também foram observadas estruturas em domo. O efeito térmico imposto pelas intrusões dos corpos ígneos, diques e soleiras foi de grande importância, pois sem ele não haveria calor para a transformação da matéria orgânica. Através da análise de pirólise Rock-Eval e teor de carbono orgânico, foi possível avaliar e correlacionar os parâmetros como S2 (potencial de geração), IH (índice de hidrogênio), S1 (hidrocarbonetos livres) e Tmax (evolução térmica) com a profundidade. Foram utilizados dados de 04 poços na qual dois deles foram compilados a partir de artigos e teses publicados. As rochas potencialmente geradoras de petróleo são aquelas que apresentam COT igual ou superior a 1%. Dos quatro poços analisados, dois deles apresentam COT > 1% para a Formação Barreirinhas, mostrando que as rochas sedimentares são potencialmente geradoras de HC. Altos valores Tmax podem ser justificados pelo efeito térmico causado por intrusões de diabásio. Os resultados de índice de hidrogênio (IH) apresentaram valores abaixo de 200mgHC/g COT, indicando o potencial gerador desta bacia para gás.

Caracterização da matéria orgânica potencialmente geradora de petróleo e seu posicionamento bioestratigráfico, com base em palinologia e palinofácies da Formação Pojuca - Bacia do Recôncavo

O presente estudo baseou-se na análise do conteúdo orgânico de 173 amostras da Formação Pojuca, provenientes dos furos de sondagem 9-FBA-65-BA e 9-FBA-79-BA perfurados na Bacia do Recôncavo. Neste trabalho procedeu-se a um estudo integrando, resultados palinológicos, palinofaciológicos e de geoquímica orgânica com base nos dados de teores de Carbono Orgânico Total (COT) e de pirólise Rock-Eval. A associação palinoflorística identificada indica um paleoambiente dominantemente continental, composto por um sistema fluvial deltaico-lacustre, sob um clima quente e árido. Tal associação enquadra-se àquelas observadas nas bacias do Nordeste brasileiro e insere-se nas características das associações pertencentes à Província Microflorística Dicheiropollis (ex WASA). Foram identificadas 55 espécies de palinomorfos, incluindo grãos de pólen e esporos. A identificação das espécies, Dicheiropollis etruscus e Vitreisporites pallidus permitiu posicionar o intervalo analisado na Biozona Vitreisporites pallidus, considerada como de idade Aratu. Por meio de observação em microscopia óptica com luz branca transmitida e luz ultravioleta; e le-BA, caracterizando um conteúdo orgânico na janela de geração de hidrocarbonetos. Com base nos resultados de pirólise Rock-Eval, verificou-se que a Formação Pojuca, na área, é constituída vando-se em conta os tipos e o grau de preservação da matéria orgânica, foi possível individualizar três palinofácies distintas. As análises quantitativas do conteúdo orgânico mostram uma mistura de material orgânico de origem alóctone, representado por grãos de pólen, esporos e fitoclastos e autóctone dominada por material orgânico amorfo. As mais altas fluorescências são observadas nas Palinofácies 1 e 2, indicando um ambiente mais reduto r à época de sedimentação, destes estratos. Os dados de ICE apresentam valores de maturação de 5 para os sedimentos atravessados pelo poço 9-FBA-65-BA e 6,5-7 para o poço 9-FBA-79 na sua quase totalidade por matéria orgânica do tipo II, rica em hidrogênio e pobre em oxigênio, correspondendo ao um tipo de matéria orgânica propícia à geração de hidrocarbonetos líquidos e gasosos. Os níveis 3 e 4, localizados nas Palinofácies 1 e 2 do poço 9-FBA-79-BA apresentam valores de COT superiores a 1,5%, e considerando os dados de pirólise Rock-Eval, nota-se que estes intervalos são os que oferecem um maior potencial gerador, já que os valores de S2 excedem a 5,0 mg HC/g de rocha, além de valores de IH superiores a 200 e atingindo 600.

Geoquímica orgânica das Formações Ererê, Barreirinha e Curiri (meso e neo devoniano) em dois poços na porção oeste da bacia do Amazonas

O estudo geoquímico detalhado em dois poços (A e B) na porção oeste da Bacia do Amazonas visou o entendimento da quantidade, fonte e evolução térmica da matéria orgânica presente nas Formações Ererê, Barreirinha e Curiri. Foram efetuadas análises de Carbono Orgânico Total (COT), pirólise Rock-Eval e biomarcadores. Os teores de carbono orgânico total da Formação Barreirinha (Membro Abacaxis) que variam de 1,43% a 8,39%, indicaram que este intervalo possui quantidade de matéria orgânica necessária para ser considerado potencialmente gerador de óleo e gás. As outras unidades litoestratigráficas apresentaram teores de COT pouco significativos. Com base nos dados de pirólise, identificou-se que o intervalo com o melhor potencial gerador corresponde ao Membro Abacaxis. Esta seção no poço A possui índice de hidrogênio (IH) ligeiramente superior a 200 mg HC/gCOT e um potencial gerador (S2)variando de 4 a 17,76 mg de HC/g de rocha, indicando um bom à excelente potencial adequado à geração de gás e condensado. Já no poço B, em decorrência do aumento da evolução térmica, os valores de S2 e IH são mais baixos(variando de 5 a 10 mgHC/g de rocha e com valores entre 50 e 150 mg HC/gCOT, respectivamente), apenas indicando um bom potencial à geração de gás. Segundo diagrama tipo Van Krevlen, a matéria orgânica deste intervalo é heterogênea e se comporta como querogênio tipo II e III no poço A e do tipo III e IV no poço B. As características dos biomarcadores encontrados no Membro Abacaxis indicam uma origem algal e ambiente marinho. O Membro Urariá e a Formação Curiri apresentam indicadores sugestivos de aporte de matéria orgânica de origem terrestre, sendo que o Membro Urariá ainda mostra algumas assinaturas semelhantes com o Membro Abacaxis. Devido a baixa concentração dos biomarcadores cíclicos nas amostras do Poço B, não foi possível realizar uma caracterização da fonte da matéria orgânica da Formação Ererê. A avaliação dos parâmetros utilizados para a interpretação da evolução térmica, como Tmax, taxa de transformação (TT), índice de produção (IP), reflectância da vitrinita calculada (Roc) e razões entre alcanos lineares e ramificados (P/nC17 e F/nC18), indicaram que no intervalo gerador do Poço A houve geração de hidrocarbonetos, mas ainda não correu a migração. No caso do Poço B, os dados mostram que neste intervalo já houve geração e migração de hidrocarbonetos.

Caracterização e pirólise de arenitos asfálticos oriundos da Formação Pirambóia, Bacia do Paraná: avaliação da viabilidade para produção de óleo

Neste trabalho, algumas caracterizações químicas foram realizadas em arenitos asfálticos da região de Piracicaba-SP, Formação Piramboia da Bacia do Paraná, para verificar seu potencial de produção de óleo. Para isso, as amostras obtidas da região foram submetidas a avaliação por termogravimetria, teor de umidade, teor de cinzas, teor de material orgânico por extração, pirólise, análise elementar e fracionamento em coluna. Por TGA observou-se que a 500 C praticamente todo material orgânico presente sofreu pirólise. A extração colaborou para se obter a classificação das amostras quanto ao teor de material orgânico, apresentando entre 4 e 13%, sendo que pelos teores encontrados a amostra AM06 é considerada de alto potencial produtivo, as amostras AM05, AM08 e AM09 são de médio, as amostras AM01, AM02, AM03 e AM07 possuem baixo, mas ainda atrativo, e a AM04 não possui atratividade. Pela avaliação elementar, a relação H/C e O/C dos extratos evidenciaram que algumas amostras estão no processo final da diagênese e outras no início da catagênese, indicando que elas estão no processo inicial de maturação. A avaliação cromatográfica dos extratos revelou que houve perdas de óleo por intemperismo restando majoritariamente compostos de alto peso molecular. O fracionamento permitiu verificar que as amostras AM01, AM06 e AM09 possuem maior quantidade de hidrocarbonetos livres e as amostras AM06 e AM07 e AM09 apresentaram maior teor de óleo. O procedimento de pirólise evidenciou que as amostras AM01, AM05, AM06 e AM09 apresentam maior potencial de geração de óleo, sendo que a faixa encontrada de óleo pirolítico ficou entre 2 e 8%, e através de avaliação por CGAR e CGAR-EM observou-se que ela promove a liberação de quantidades consideráveis de substâncias mais leves do que quando comparados aos extratos obtidos diretamente nas amostras originais. Além de produzir uma série homóloga de hidrocarbonetos parafínicos e olefínicos. A comparação dos produtos de pirólise dos arenitos com os produtos de pirólise de um resíduo de vácuo por CGAR-EM permitiu observar que existe similaridade entre suas composições, onde o processo de pirólise do resíduo de vácuo gera uma série homóloga de hidrocarbonetos entre C10 a C32, similar aos produtos de pirólise da amostra AM09, porém com menor variedade de tipos de hidrocarbonetos. A pré-avaliação da co-pirólise dos arenitos com resíduos plásticos indicou que é possível aumentar a geração de líquidos, porém é necessário mais estudo para afirmações inequívocas. Com base nos resultados das avaliações realizadas podemos concluir que a região apresenta na sua maioria potencial interessante para produção de óleo utilizando pirólise