Estudo do envelhecimento de poliuretanos aplicados na indústria de petróleo

A indústria do petróleo é um dos setores com maior número de sistemas produtivos empregando alta tecnologia. O Brasil é mundialmente renomado como um líder na extração de petróleo, em águas profundas e ultraprofundas. Dentro da cadeia produtiva, grande parte do petróleo e do gás produzido é escoado através de dutos flexíveis que conectam os poços de produção com as plataformas. Existem dois segmentos dessas linhas que recebem diferentes denominações de acordo com o seu local de aplicação. Quando estão apoiadas sobre o fundo do mar, em condição de serviço estático, são denominados flowlines e quando se elevam do fundo do mar até a plataforma, em condição de serviço dinâmico, são denominados risers. Os tubos projetados para aplicações dinâmicas são dotados de bends stiffeners, componentes com formato cônico e, em geral, de base uretânica que têm a função de fornecer uma transição de rigidez suave entre a estrutura dos tubos flexíveis e a extremamente rígida, à plataforma, não permitindo que este componente infrinja seu raio mínimo de operação. A adequada compreensão dos enrijecedores de curvatura e do material empregado em sua fabricação vem se tornando cada vez mais importante na indústria devido à sua crescente utilização, bem como à ocorrência de falhas que vem sendo constatada nos últimos anos. Este trabalho abordou a variação das propriedades mecânicas de poliuretanos pela ação da hidrólise, calor e pela ação dos raios-UV por envelhecimento acelerado, assim como variação de massa, considerando que esses materiais são projetados para uma vida útil superior a vinte anos para trabalhos imersos em meio aquoso.

Halocinese e tectônica de rafts na bacia emersa de Benguela (Angola): dados de campo, modelagem física e restauração estrutural

Este trabalho foi feito com dados de campo da Bacia de Benguela, na costa sul de Angola. Nesta área aflora uma plataforma carbonática de idade albiana, análoga às formações produtoras de petróleo de mesma idade na Bacia de Campos. Duas unidades principais compõem a seção albiana na área: uma unidade inferior caracterizada por carbonatos de águas rasas com intercalações de conglomerados e arenitos na base, totalizando 300 m de espessura total, e uma unidade superior formada por sedimentos carbonáticos de águas mais profundas com espessura de 100 m. Esta seção se apresenta em dois domínios estruturais. O norte é caracterizado por uma plataforma de cerca de 5 km de largura, 35 km de comprimento na direção NE e que se encontra próxima ao embasamento. No domínio sul, essa plataforma se apresenta em fragmentos de menos de 10 km de comprimento por até 5 km de largura, alguns deles afastados do embasamento. Dado que há evaporitos sob essa plataforma, fez-se este trabalho com o objetivo de se avaliar a influência da tectônica salífera na estruturação das rochas albianas. A utilização de imagens de satélite de domínio público permitiu a extrapolação dos dados pontuais e a construção de perfis topográficos que possibilitaram a montagem das seções geológicas. Os dados de campo indicam que a estruturação na parte norte, onde há menos sal, é influenciada pelas estruturas locais do embasamento. Já na parte sul, onde a espessura de sal é maior, a deformação é descolada das estruturas do embasamento. Foi feita uma seção geológica em cada domínio e a restauração dessas duas seções mostrou que a unidade albiana na parte sul sofreu uma distensão de 1,25 (125%) e a de norte se distendeu em 1,05 (105%). Essa diferença foi causada por uma maior espessura original de sal na parte sul, que fez com que a cobertura albiana se distendesse mais em consequência da fluência do sal mergulho abaixo, em resposta ao basculamento da bacia em direção a offshore. A intensidade da deformação na parte sul foi tal que os blocos falhados perderam os contatos entre si, formando rafts. Este efeito foi reproduzido em modelos físicos, indicando que a variação na espessura original de sal tem grande influência na estruturação das rochas que o cobrem. As variações de espessura de sal são controladas por zonas de transferência do embasamento e estas mesmas estruturas controlam os limites dos blocos que sofrem soerguimento diferencial no Cenozoico.

Caracterização de reservatórios não convencionais Shale Gas na Formação Barreirinha Bacia do Amazonas

Os folhelhos pretos devonianos da Formação Barreirinha caracterizamse pela alta radioatividade na porção basal, grande extensão areal, espessura e profundidade de soterramento variável que vão de exposição na superfície até mais de 3000 m. Eles são as principais rochas geradoras do sistema petrolífero convencional da Bacia do Amazonas, e recentemente foram consideradas como promissores plays de gás não convencional. Folhelhos são geralmente caracterizados por uma matriz fechada, que faz com que sejam relativamente impermeáveis em relação ao fluxo de gás, a menos que ocorram fraturas, e dependendo das suas características geológicas e geoquímicas podem funcionar com um Sistema Petrolífero autossuficiente, atuando tanto como rocha fonte, quanto como reservatório de gás (reservatório Shale Gas). Assim, o gás natural termogênico ou biogênico gerado pode ser armazenado em folhelhos ricos em matéria orgânica na forma livre, adsorvida, ou em estado dissolvido. Em contraste com os sistemas petrolíferos convencionais, reservatórios Shale Gas, possuem mecanismos de aprisionamento e armazenamento únicos, sendo necessária a utilização de técnicas de avaliações específicas. No entanto, folhelhos prolíficos geralmente podem ser reconhecidos a partir de alguns parâmetros básicos: arquitetura geológica e sedimentar, propriedades geoquímicas e petrofísicas e composição mineralógica. Tendo em vista a carência de pesquisas de caráter descritivo, com cunho exploratório dos folhelhos geradores da Formação Barreirinha, esta dissertação tem como objetivo introduzir uma metodologia de identificação de intervalos de folhelho gerador com potencial para reservatório Shale Gas. Começando com uma investigação regional sobre o contexto geológico e sedimentar, seguido de uma avaliação abrangente enfocando as características geoquímicas, petrofísicas e litofácies dos folhelhos a partir da integração de parâmetros obtidos de perfis geofísicos de poço, análises geoquímicas e aplicação dos conceitos de Estratigrafia de Sequencia.