Determinação estatística dos contatos fluidos em perfis de poço

No interior dos reservatórios petrolíferos, o efeito da gravidade produz naturalmente a segregação dos fluidos presentes. Em razão basicamente das forças capilares não existe uma superfície definida de separação entre cada dois fluidos. No entanto, é comum na engenharia de petróleo admitir-se uma superfície convencional de separação dos fluidos. À essa superfície dá-se o nome de interface fluida ou contato fluido. A obtenção da localização dos contatos fluidos no interior dos reservatórios, como os contatos óleo-água, contatos gás-água e os contatos gás-óleo, sem a interpretação completa dos perfis geofísicos ou a realização dos procedimentos diretos dos testes de formação é um problema de difícil solução para a indústria do petróleo. O posicionamento em profundidade dos contatos pode ser utilizado para a definição dos procedimentos de completação do poço e para o posicionamento do canhoneio nos horizontes produtores dos poços verticais. Temos também a aplicação do mapeamento deste parâmetro, para os projetos e controle da perfuração no caso dos poços direcionais e horizontais, que utilizam tal informação para o posicionamento do eixo do poço no interior da zona de hidrocarboneto no reservatório, a fim de se evitar, principalmente, a produção de água. Este trabalho apresenta uma metodologia para a identificação e posicionamento dos contatos fluidos, através da aplicação da técnica da estatística multivariada, chamada de análise discriminante. Nesta aplicação, faz-se uso direto dos perfis de resistividade (R_T), de raios gama natural (RG), de densidade (ρ_b), de porosidade neutrônica (Φ_N), de caliper (Cal) e do perfil de volume de argila (Vcla), como dados de entrada no programa de análise discriminante. Para o caso de depósitos clásticos, com seqüências arenito-folhelho, a análise discriminante fornece ainda a indicação da litologia e as espessuras aparentes dos reservatórios. As curvas de perfis geofísicos aplicadas para a avaliação desta metodologia são provenientes de poços perfurados na bacia do lago Maracaibo, na Venezuela, onde, segundo estudos geológicos, existe a ocorrência de seqüências estratigráficas, com camadas de folhelhos e arenitos, sendo também confirmada a presença de hidrocarbonetos nos poços utilizados neste trabalho.

Modelagens direta e inversa de dados mCSEM 3D

Marine Controlled Source Electromagnetic - mCSEM é um método geofísico eletromagnético que nos últimos dez anos vem sendo usado na prospecção de hidrocarbonetos com bastante êxito. Este método consiste em um dipolo elétrico horizontal (DEH) localizado um pouco acima do assoalho marinho, operando em baixa frequência (0,1-1,0 Hz) e receptores regularmente distribuídos no fundo do mar que captam os campos eletromagnéticos provenientes da difusão de energia gerada pelo dipolo transmissor. Neste trabalho vamos apresentar o problema direto do método mCSEM 3D, propondo soluções numéricas, através do método dos elementos finitos tridimensionais, para modelos geoelétricos mCSEM 3D. Para fins de análise de coerência, os resultados obtidos são comparados com soluções disponíveis na literatura. Em seguida, apresentaremos a inversão de um de seus modelos segundo uma proposta de metodologia de inversão juntamente com a proposta de solução direta para o mCSEM 3D, acima mencionada, realizando assim a inversão de um modelo geoelétrico do mCSEM 3D para duas frequências.

Espalhamento geométrico em modelos plano-estratificados

A medição de parâmetros físicos de reservatórios se constitui de grande importância para a detecção de hidrocarbonetos. A obtenção destes parâmetros é realizado através de análise de amplitude com a determinação dos coeficientes de reflexão. Para isto, faz-se necessário a aplicação de técnicas especiais de processamento capazes de corrigir efeitos de divergência esférica. Um problema pode ser estabelecido através da seguinte questão: Qual o efeito relativamente mais importante como responsável pela atenuação de amplitudes, o espalhamento geométrico ou a perda por transmissividade? A justificativa desta pergunta reside em que a correção dinâmica teórica aplicada a dados reais visa exclusivamente o espalhamento geométrico. No entanto, a análise física do problema por diferentes direções põe a resposta em condições de dúvida, o que é interessante e contraditório com a prática. Uma resposta embasada mais fisicamente pode dar melhor subsídio a outros trabalhos em andamento. O presente trabalho visa o cálculo da divergência esférica segundo a teoria Newman-Gutenberg e corrigir sismogramas sintéticos calculados pelo método da refletividade. O modelo-teste é crostal para que se possa ter eventos de refração crítica além das reflexões e para, com isto, melhor orientar quanto à janela de aplicação da correção de divergência esférica o que resulta em obter o então denominado “verdadeiras amplitudes”. O meio simulado é formado por camadas plano-horizontais, homogêneas e isotrópicas. O método da refletividade é uma forma de solução da equação de onda para o referido modelo, o que torna possível um entendimento do problema em estudo. Para se chegar aos resultados obtidos foram calculados sismogramas sintéticos através do programa P-SV-SH desenvolvido por Sandmeier (1998), e curvas do espalhamento geométrico em função do tempo para o modelo estudado como descrito por Newman (1973). Demonstramos como uma das conclusões que a partir dos dados do modelo (velocidades, espessuras, densidades e profundidades) uma equação para a correção de espalhamento geométrico visando às “verdadeiras amplitudes” não é de fácil obtenção. O objetivo maior então deveria ser obter um painel da função de divergência esférica para corrigir as verdadeiras amplitudes.

Estudo de pluma de contaminação por combustível com o método GPR e desenvolvimento de simulador geofísico para fins educativos

Este trabalho consistiu na investigação geofísica da possível contaminação de um posto de combustíveis em Belém-PA, bem como no desenvolvimento de um simulador geofísico para fins educativos. A investigação consistiu no levantamento de 13 perfis com o método geofísico eletromagnético Ground Penetrating Radar (GPR). Os radargramas obtidos, conjuntamente com os dados pré-existentes de sondagens mecânicas, Volatile Organics Compounds (VOC) e Benzeno-Tolueno-Etil-benzeno-Xileno (BTEX), permitiram identificar zonas de baixa reflexão do sinal eletromagnético (zonas atenuadas) em áreas com predominância de areia, o que indicaria contaminação. Como as medidas de GPR foram repetidas no período chuvoso, foi possível observar a redução da atenuação em perfil rico em areia, indicando a lixiviação dos ácidos graxos oriundos da biodegradação dos hidrocarbonetos, bem como o aumento da atenuação provocada pela argila, devido a sua elevada porosidade, e também, possivelmente, pelo aumento da biodegradação dos hidrocarbonetos que ficam retidos na argila. Este resultado constitui o primeiro caso inserido no simulador geofísico, experimento que permite mostrar o uso de diferentes métodos geofísicos. O simulador possui duas telas computacionais, a debaixo para simulação do modelo de subsuperfície escolhido e, a tela de cima, para representação da resposta geofísica obtida com o auxílio de uma unidade ótica que percorre o perfil representado na tela debaixo. Trata-se de uma modelagem analógica com recursos computacionais ainda não reportada na literatura, que permitirá mostrar diversos casos investigados constantes em dissertações e teses. O simulador poderá ser deslocado para empresas, universidades e secretarias, que fazem ou podem fazer uso da Geofísica, além de praças, escolas, etc., contribuindo de forma incisiva para a difusão da Geofísica como ferramenta na gestão de áreas contaminadas bem como para chamar a atenção da população para diferentes tipos de problemas, de modo a instruí-la sobre os mesmos.

Estudo da resposta de diferentes arranjos de bobinas na perfilagem de indução de poço: modelamento analógico

A sonda de indução tem sido largamente utilizada na perfilagem de poço para detectar reservatórios através do contraste de condutividade existente entre as zonas contendo hidrocarbonetos e as zonas contendo água conata. A sonda de indução, além de auxiliar na localização de formações que contêm hidrocarbonetos, possibilita o cálculo de reservas para análise da viabilidade de exploração do reservatório. Porém, apesar do grande avanço da sonda de indução, a qual utiliza arranjo coaxial, existem várias restrições ao seu uso. Camadas delgadas, poços preenchidos com lama condutiva e invasão profunda são algumas das situações onde não é adequada a utilização da sonda de indução. Considerando as limitações da sonda de indução é que desenvolvemos em laboratório um estudo sobre as diferentes disposições de bobinas para a perfilagem de indução. O estudo consiste em comparar a resposta da sonda de arranjo de bobinas coaxiais, com a resposta da sonda de arranjo de bobinas coplanares e verificar se as respostas encontradas resolvem alguns dos problemas apresentados pela sonda de bobinas coaxiais. As respostas das sondas de diferentes disposições de bobinas foram obtidas através da montagem de um sistema de modelamento analógico simulando um poço. Para o sistema modelo foi utilizado um fator de escala linear igual a 20. Um tanque contendo soluções salinas de diferentes condutividades simulava algumas situações geológicas controladas. O sistema permitia uma variação na frequência de 50 kHz a 100 kHz. Os resultados obtidos foram satisfatórios, em virtude do arranjo de bobinas coplanares ter apresentado melhor resolução vertical que o arranjo de bobinas coaxiais.

Estudo da resposta de perfilagem de indução de camadas finas com diferentes arranjos de bobinas: modelamento analógico

Objetivando contribuir para a melhoria da resolução vertical das sondas de indução, utilizando arranjos de bobinas não-convencionais, fizemos um estudo comparativo das respostas obtidas com os arranjos coaxial e coplanar, através do modelamento analógico em escala reduzida. Construímos sondas de indução com um par de bobinas, bem como modelos geoelétricos que simulam seqüências litoestratigráficas formadas por camadas tanto espessas como delgadas, com ou sem invasão de fluidos, utilizando um fator de redução de escala igual a 20. O sistema de instrumentação nos permitiu medições da razão entre o campo secundário com relação ao primário na ordem de 0,01 %. Analisando os perfis obtidos com ambos os arranjos, coaxial e coplanar, chegamos a conclusão que: • quando se refere a camadas delgadas de condutividade elétrica relativamente elevadas, como é o caso de níveis argilíticos num pacote arenítico contendo hidrocarbonetos, o arranjo de bobinas coaxial é visivelmente superior ao coplanar, no que se refere ao posicionamento e estimativa das espessuras destas finas camadas; • por outro lado, quando se trata de camadas delgadas de condutividade relativamente baixa, como é o caso de lentes areníticas saturadas em hidrocarbonetos num pacote de folhelho, verificamos que o arranjo coplanar apresenta uma resolução vertical sensivelmente melhor, tanto para camadas finas quanto para as de maior espessura; • o efeito de camadas adjacentes (shoulder effect) se apresenta bem mais acentuado nos perfis obtidos com o arranjo coaxial; • o arranjo coplanar apresenta uma melhor definição de bordas para as camadas espessas. Entretanto, em camadas de menor espessura, o arranjo coplanar perde aquela ligeira oscilação do sinal que posiciona as interfaces de contato entre camadas.

Simulação computacional da adsorção dos poluentes benzeno, tolueno e p-xileno sobre carvão ativado

Os maiores problemas de contaminação de aquíferos e solos são atribuídos aos hidrocarbonetos monoaromáticos, que são os constituintes mais solúveis e mais móveis da fração de algumas substâncias, como por exemplo, da gasolina. Para a remoção destes contaminantes, a adsorção por carvão ativado é o método mais utilizado, pois o carvão apresenta uma habilidade significativa para adsorver componentes orgânicos de baixo peso molecular, como o benzeno, o tolueno e o p-xileno. Neste trabalho, verificou-se a adsorção dos mesmos sobre carvão ativado via simulação computacional. Como base, utilizou-se o modelo postulado de carvão preparado por Bourke et al. (2007). Várias etapas foram concluídas desde os modelos das estruturas do carvão e dos poluentes até as simulações de dinâmica molecular. Para a análise conformacional da estrutura do carvão, foi utilizado o método semi-empírico PM3 e para o processo de dinâmica, o campo de força AMBER FF99SB. A estrutura passou por um aquecimento, à pressão constante, até alcançar uma temperatura final de 298K (25ºC), sendo suas informações coletadas a cada 50ps. Posteriormente, a estrutura foi submetida a equilíbrio de sistema, à temperatura constante de 298K (25ºC), por 500ps para então suas informações serem analisadas. Por fim, o sistema foi então submetido à dinâmica molecular durante 15 ns. Após análise dos resultados, constatou-se que os grupos éter, lactona e carbonila (cetona) presentes na estrutura de carvão ativado conferem caráter ácido à mesma e devido a isto e à sua consequente carga superficial negativa, a adsorção tornou-se viável uma vez que os poluentes apresentavam carga superficial positiva, o que corrobora o entendimento que já se tem a respeito desse tipo de fenômeno.

Geração de campo magnético direcional por combinação de dipolos magnéticos

A ferramenta de indução EM é utilizada na perfilagem de poço de prospecção com a finalidade de determinar a concentração de óleo na formação geológica. Formações com camadas que são relativamente de grande espessura já foram bem tratadas, entretanto zonas com camadas finas intercaladas com argila e areia com bom potencial de hidrocarbonetos precisam ser investigadas. Por isso, é necessário melhorar a resolução da sonda de indução para delimitar camadas finas com maior precisão. Teoricamente, se uma sonda de indução apresentar o feixe do campo magnético direcionado transversalmente ao eixo do poço, ela poderá ter um bom potencial para melhorar a resolução vertical das sondagens. Neste trabalho estudamos a geração do campo magnético direcional na forma de um feixe fino através de diferentes combinações de duas bobinas transmissoras (dipolos magnéticos) para determinar um arranjo que apresente uma melhor focalização na perfilagem de indução. Duas configurações com dois transmissores EM apresentam uma região em que só há contribuição da componente radial para a indução magnética: dois dipolos magnéticos paralelos transversais ao eixo do poço e dois dipolos magnéticos anticoaxiais ao eixo do poço. Para estas duas configurações foram analisados os possíveis espaçamentos entre os dois dipolos magnéticos transmissores, verificando-se que quanto mais próximos os dois dipolos magnéticos transmissores mais agrupadas ficam as linhas de fluxo magnético numa direção transversal ao eixo do poço. Conseqüentemente é gerado um feixe fino e direcional, concentrando energia em uma porção de volume estreita a partir dos transmissores, tendo um bom potencial para melhorar a resolução vertical da sonda de indução EM de poço.

Interpretação do gráfico de Hingle através de rede competitiva angular

A saturação de água é a principal propriedade petrofísica para a avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos, pois através da análise dos seus valores é definida a destinação final do poço recém perfurado, como produtor ou poço seco. O cálculo da saturação de água para as formações limpas é, comumente, realizado a partir da equação de Archie, que envolve a determinação da resistividade da zona virgem, obtida a partir de um perfil de resistividade profunda e o cálculo de porosidade da rocha, obtida a partir dos perfis de porosidade. A equação de Archie envolve ainda, a determinação da resistividade da água de formação, que normalmente necessita de definição local e correção para a profundidade da formação e da adoção de valores convenientes para os coeficientes de Archie. Um dos métodos mais tradicionais da geofísica de poço para o cálculo da saturação de água é o método de Hingle, particularmente útil nas situações de desconhecimento da resistividade da água de formação. O método de Hingle estabelece uma forma linear para a equação de Archie, a partir dos perfis de resistividade e porosidade e a representa na forma gráfica, como a reta da água ou dos pontos, no gráfico de Hingle, com saturação de água unitária e o valor da resistividade da água de formação é obtido a partir da inclinação da reta da água. Independente do desenvolvimento tecnológico das ferramentas de perfilagem e dos computadores digitais, o geofísico, ainda hoje, se vê obrigado a realizar a interpretação de ábacos ou gráficos, sujeito a ocorrência de erros derivados da sua acuidade visual. Com o objetivo de mitigar a ocorrência deste tipo de erro e produzir uma primeira aproximação para a saturação de água em tempo real de perfilagem do poço, insere-se o trabalho apresentado nesta dissertação, com a utilização de uma conveniente arquitetura de rede neural artificial, a rede competitiva angular, capaz de identificar a localização da reta da água, a partir da identificação de padrões angulares presentes nos dados dos perfis de porosidade e resistividade representados no gráfico de Hingle. A avaliação desta metodologia é realizada sobre dados sintéticos, que satisfazem integralmente a equação de Archie, e sobre dados reais.

Modelagem do mCSEM no domínio do tempo usando transformada discreta de Fourier

A modelagem do mCSEM é feita normalmente no domínio da frequência, desde sua formulação teórica até a análise dos resultados, devido às simplificações nas equações de Maxwell, possibilitadas quando trabalhamos em um regime de baixa frequência. No entanto, a abordagem através do domínio do tempo pode em princípio fornecer informação equivalente sobre a geofísica da subsuperfície aos dados no domínio da frequência. Neste trabalho, modelamos o mCSEM no domínio da frequência em modelos unidimensionais, e usamos a transformada discreta de Fourier para obter os dados no domínio do tempo. Simulamos ambientes geológicos marinhos com e sem uma camada resistiva, que representa um reservatório de hidrocarbonetos. Verificamos que os dados no domínio do tempo apresentam diferenças quando calculados para os modelos com e sem hidrocarbonetos em praticamente todas as configurações de modelo. Calculamos os resultados considerando variações na profundidade do mar, na posição dos receptores e na resistividade da camada de hidrocarbonetos. Observamos a influência da airwave, presente mesmo em profundidades oceânicas com mais de 1000m, e apesar de não ser possível uma simples separação dessa influência nos dados, o domínio do tempo nos permitiu fazer uma análise de seus efeitos sobre o levantamento. Como parte da preparação para a modelagem em ambientes 2D e 3D, fazemos também um estudo sobre o ganho de desempenho pelo uso do paralelismo computacional em nossa tarefa.

Influência de argilas pilarizadas na decomposição catalítica do óleo de andiroba

Amostras de esmectitas oriundas do estado do Pará, região amazônica, Brasil, foram usadas em processo de pilarização no presente estudo. As matrizes pilarizadas e natural foram caracterizadas usando DRX e analise textural usando isotermas de adsorção-desorção de nitrogênio. Os íons de intercalação (Al₁₃, Ti, Zr) foram obtidos através de reações químicas com soluções de AlCl₃6H₂O/ NaOH, etoxido de titânio/HCl, acetato de zircônio / HCl. Os resultados obtidos com o processo de pilarização apresentaram aumento do espaçamento basal de 15,6 para 20, 64 Å e área superficial de 44 para 358 m²/g (Zr-PILC). A estabilidade térmica da argila natural foi melhorada com o processo de pilarização. O material resultante foi submetido a um processo catalítico de decomposição do óleo de andiroba em um reator de leito fixo a 673 ± 1 K. A atividade catalítica foi determinada pelo produto de decomposição resultante da reação química. Os parâmetros físico-químicos foram obtidos usando DRX, FTIR e análise textural. As argilas pilarizadas apresentaram alta acidez de Brønsted, com alta concentração de hidrocarbonetos aromáticos e baixa concentração de hidrocarbonetos alifáticos.

Modelamento da permissividade dielétrica de rochas saturadas de óleo e água e suas aplicações em perfilagem de poço

A ferramenta de propagação eletromagnética (EPT) fornece o tempo de propagação (T_pl) e a atenuação (A) de uma onda eletromagnética que se propaga num meio com perdas. Estas respostas da EPT são funções da permissividade dielétrica do meio. Existem vários modelos e fórmulas de misturas sobre a permissividade dielétrica de rochas reservatório que podem ser utilizados na interpretação da ferramenta de alta frequência. No entanto, as fórmulas de mistura não consideram a distribuição e a geometria do espaço poroso, e estes parâmetros são essenciais para que sejam obtidas respostas dielétricas mais próximas de uma rocha real. Foi selecionado um modelo baseado nos parâmetros descritos acima e este foi aplicado à dados dielétricos disponíveis na literatura. Foi obtida uma boa concordância entre as curvas teóricas e os dados experimentais, comprovando assim que a distribuição e a geometria dos poros têm que ser levadas em conta no desenvolvimento de um modelo realista. Foram conseguidas também funções de distribuição de razão de aspecto de poros, através das quais geramos várias curvas relacionando as respostas da EPT com diversas saturações de óleo/gás. Estas curvas foram aplicadas na análise de perfis. Como o modelo selecionado ajusta-se bem aos dados dielétricos disponíveis na literatura, torna-se atraente aplicá-lo à dados experimentais obtidos em rochas de campos brasileiros produtores de hidrocarbonetos para interpretação da EPT corrida em poços destes campos petrolíferos.

Paleoambiente e proveniência da formação cabeças da bacia do Parnaíba: evidências da glaciação famenniana e implicações na potencialidade do reservatório

O histórico de prospecção de hidrocarbonetos da Bacia Paleozoica do Parnaíba, situada no norte-nordeste do Brasil, sempre foi considerado desfavorável quando comparado aos super-reservatórios estimados do Pré-Sal das bacias da Margem Atlântica e até mesmo interiores, como a Bacia do Solimões. No entanto, a descoberta de gás natural em depósitos da superseqüência mesodevoniana-eocarbonífera do Grupo Canindé, que incluem as formações Pimenteiras, Cabeças e Longá, impulsionou novas pesquisas no intuito de refinar a caracterização paleoambiental, paleogeográfica, bem como, entender o sistema petrolífero, os possíveis plays e a potencialidade do reservatório Cabeças. A avaliação faciológica e estratigráfica com ênfase no registro da tectônica glacial, em combinação com a geocronologia de zircão detrítico permitiu interpretar o paleoambiente e a proveniência do reservatório Cabeças. Seis associações de fácies agrupadas em sucessões aflorantes, com espessura máxima de até 60m registram a evolução de um sistema deltaico Devoniano influenciado por processos glaciais principalmente no topo da unidade. 1) frente deltaica distal, composta por argilito maciço, conglomerado maciço, arenito com acamamento maciço, laminação plana e estratificação cruzada sigmoidal 2) frente deltaica proximal, representada pelas fácies arenito maciço, arenito com laminação plana, arenito com estratificação cruzada sigmoidal e conglomerado maciço; 3) planície deltaica, representada pelas fácies argilito laminado, arenito maciço, arenito com estratificação cruzada acanalada e conglomerado maciço; 4) shoreface glacial, composta pelas fácies arenito com marcas onduladas e arenito com estratificação cruzada hummocky; 5) depósitos subglaciais, que englobam as fácies diamictito maciço, diamictito com pods de arenito e brecha intraformacional; e 6) frente deltaica de degelo, constituída pelas fácies arenito maciço, arenito deformado, arenito com laminação plana, arenito com laminação cruzada cavalgante e arenito com estratificação cruzada sigmoidal. Durante o Fammeniano (374-359 Ma) uma frente deltaica dominada por processos fluviais progradava para NW (borda leste) e para NE (borda oeste) sobre uma plataforma influenciada por ondas de tempestade (Formação Pimenteiras). Na borda leste da bacia, o padrão de paleocorrente e o espectro de idades U-Pb em zircão detrítico indicam que o delta Cabeças foi alimentado por áreas fonte situadas a sudeste da Bacia do Parnaíba, provavelmente da Província Borborema. Grãos de zircão com idade mesoproterozóica (~ 1.039 – 1.009 Ma) e neoproterozóica (~ 654 Ma) são os mais populosos ao contrário dos grãos com idade arqueana (~ 2.508 – 2.678 Ma) e paleoproterozóica (~ 2.054 – 1.992 Ma). O grão de zircão concordante mais novo forneceu idade ²⁰⁶Pb/²³⁸U de 501,20 ± 6,35 Ma (95% concordante) indicando idades de áreas-fonte cambrianas. As principais fontes de sedimentos do delta Cabeças na borda leste são produto de rochas do Domínio Zona Transversal e de plútons Brasilianos encontrados no embasamento a sudeste da Bacia do Parnaíba, com pequena contribuição de sedimentos oriundos de rochas do Domínio Ceará Central e da porção ocidental do Domínio Rio Grande do Norte. No Famenniano, a movimentação do supercontinente Gondwana para o polo sul culminou na implantação de condições glaciais concomitantemente com o rebaixamento do nível do mar e exposição da região costeira. O avanço das geleiras sobre o embasamento e depósitos deltaicos gerou erosão, deposição de diamictons com clastos exóticos e facetados, além de estruturas glaciotectônicas tais como plano de descolamento, foliação, boudins, dobras, duplex, falhas e fraturas que refletem um cisalhamento tangencial em regime rúptil-dúctil. O substrato apresentava-se inconsolidado e saturados em água com temperatura levemente abaixo do ponto de fusão do gelo (permafrost quente). Corpos podiformes de arenito imersos em corpos lenticulares de diamicton foram formados pela ruptura de camadas pelo cisalhamento subglacial. Lentes de conglomerados esporádicas (dump structures) nos depósitos de shoreface sugere queda de detritos ligados a icebergs em fases de recuo da geleira. A elevação da temperatura no final do Famenniano reflete a rotação destral do Gondwana e migração do polo sul da porção ocidental da América do Sul e para o oeste da África. Esta nova configuração paleogeográfica posicionou a Bacia do Parnaíba em regiões subtropicais iniciando o recuo de geleiras e a influência do rebound isostático. O alívio de pressão é indicado pela geração de sills e diques clásticos, estruturas ball-and-pillow, rompimento de camadas e brechas. Falhas de cavalgamento associadas à diamictitos com foliação na borda oeste da bacia sugerem que as geleiras migravam para NNE. O contínuo aumento do nível do mar relativo propiciou a instalação de sedimentação deltaica durante o degelo e posteriormente a implantação de uma plataforma transgressiva (Formação Longá). Diamictitos interdigitados com depósitos de frente deltaica na porção superior da Formação Cabeças correspondem a intervalos com baixo volume de poros e podem representar trapas estratigráficas secundárias no reservatório. As anisotropias primárias subglaciais do topo da sucessão Cabeças, em ambas as bordas da Bacia do Parnaíba, estende a influência glacial e abre uma nova perspectiva sobre a potencialidade efetiva do reservatório Cabeças do sistema petrolífero Mesodevoniano-Eocarbonífero da referida bacia.

Desenvolvimento metodológico e avaliação de contaminação por HPAs em sedimentos da baia de Guajará

Os Hidrocarbonetos Policíclicos Aromáticos (HPAs) são poluentes de efeito tóxico, prejudiciais ao meio ambiente e à saúde humana, fazem parte de um grupo de compostos poluentes orgânicos persistentes (POPs), que por suas características tem impactado o ambiente, sendo por esse motivo bastante estudados. Podem estar presentes nas formas particulada, dissolvida e/ou gasosa, estando presentes em diferentes ambientes; solo, sedimento, ar, água, material particulado na atmosfera, organismos e alimentos (Kennish, 2007). As fontes naturais de HPAs incluem atividades vulcânicas, queimadas naturais, exsudação de óleos, além de processos biogênicos. HPAs antrogênicos podem ocorrer pela combustão incompleta de óleos combustíveis (automotores e industriais), queima intencional de madeira e plantações, efluentes domésticos e/ou industriais, drenagens pluviais urbanas, derrames acidentais de óleos e derivados. Hidrofóbicos e lipofílicos, essas substâncias podem ser facilmente adsorvidas em sedimentos, sendo este compartimento um importante reservatório desses poluentes. Para avaliar a presença desses compostos no ambiente, utilizou-se nesse trabalho a Cromatografia Líquida de Alta Eficiência. As amostras utilizadas no desenvolvimento e otimização da metodologia foram coletadas na baia do Guajará (Belém – PA). O presente trabalho constituiu-se dessa forma em um desenvolvimento de um procedimento metodológico (com adaptações e otimizações) para quantificar 16 HPAs em 10 pontos na baia do Guajará, Belém – PA, em duas etapas de campo, totalizando 20 amostras analisadas. Na etapa de desenvolvimento do método analítico foram testados sistemas de eluição, polaridade do sistema e fluxo do eluente entre outros. Para validação do método foram avaliados os parâmetros fidelidade, linearidade, limite de detecção, limite de quantificação do método. Razões diagnósticas foram calculadas para identificação das fontes primárias do HPAs encontrados na baia. Foram identificadas, a partir de razões diagnósticas da ΣHPAs BMM/ΣHPAsAMM; Fen/Ant; Flt/Pir; Ant/Σ178; Flt/Σ202; B(a)P/Σ228 e Ind(123cd) pireno/Σ276 as fontes primárias dos 16 HPAs estudados no sedimento da baia. A somatória das concentrações dos HPAs leves na primeira etapa de campo, variou de 132,13 ng.g^-1 a 1704,14 ng.g^-1, a ΣHPAs dos pesados de 125,82 g.g^-1 a 1269,71 ng.g^-1 e ΣHPAs totais de 317,84 ng.g^-1 a 3117,06 ng.g^-1.. Na segunda etapa de campo, as concentrações dos HPAs leves variou de 76,12 ng.g^-1 a 1572,80 ng.g^-1 ; a ΣHPAs pesados variou entre 213,90 ng.g^-1 a 1423,03 ng.g^-1, e Σ HPAs totais teve concentrações de 290,02 ng.g^-1 a 2995,82 ng.g^-1. A partir dos resultados obtidos pode-se classificar a baia do Guajará como moderadamente impactada. A combustão constitui a fonte predominante de HPAs nos sedimentos da baia do Guajará, seguida da combustão de biomassa vegetal e aporte de petróleo e derivados. A maioria dos pontos estudados nesse trabalho, nas duas etapas de campo, apresentaram concentrações de HPAs individuais acima dos VGQS.