Resumo

Acidentes durante a produção e transporte de petróleo, além de descartes intencionais, podem resultar em quantidades significativas de óleo sendo derramadas no mar e em regiões costeiras, impactando severamente seus ecossistemas. Derramamentos de petróleo no Oceano Atlântico Sul em 2019 e 2022 trouxeram toneladas de óleo cru e tarballs (resíduos de óleo intemperizados) ao litoral do Nordeste brasileiro. Após ser derramado, o óleo sofre diversos processos intempéricos (i.e., evaporação, fotooxidação e biodegradação), que alteram sua composição química, aumentando sua toxicidade e dificultando a identificação de sua origem. Dada a frequência desses incidentes e a presença constante de resíduos oleosos nas praias brasileiras, torna-se essencial compreender os efeitos do intemperismo na composição do óleo derramado e na geração de compostos tóxicos. Neste estudo, foram coletadas cinco amostras de tarballs em duas praias do estado do Ceará, Brasil: SIA05, SIA06, SIA07 e SIA08 na Praia de Icaraízinho de Amontada; e SF01 na Praia do Futuro. Inicialmente, as amostras foram separadas em camadas internas e externas para investigar os efeitos do intemperismo em suas superfícies. Em seguida, o óleo foi extraído, os asfaltenos foram precipitados e o malteno foi fracionado em saturados, aromáticos e resinas. O óleo total extraído foi analisado por GC-FID e ESI(-) FT-ICR MS, e a fração aromática foi avaliada por GC-MS. As amostras SIA apresentaram-se secas e amarronzadas, enquanto a amostra SF era macia e escura. Ambas apresentaram uma fração saturada esbranquiçada, provavelmente relacionada à presença de parafinas. As amostras SIA exibiram perfis GC-FID caracterizados por uma considerável mistura complexa não resolvida (UCM) e n-alcanos de alto peso molecular (nC31-nC41), em contraste com a amostra SF01, que apresentou uma distribuição bimodal de n-alcanos (C17 a C41) e baixa UCM. Essas diferenças indicam não correlação entre as amostras, sugerindo origens distintas. Além disso, a amostra SF01 está associada às toneladas de tarballs que chegaram à costa brasileira no final de 2022. Para as amostras SIA, foi observado uma maior UCM e menor abundância de n-alcanos nas camadas externas em comparação às internas, sugerindo processos de intemperismo intenso que degradaram os n-alcanos de cadeia longa, provavelmente por biodegradação, e formaram compostos polares não resolvidos pela cromatografia gasosa, provavelmente devido à fotooxidação e biodegradação. Hidrocarbonetos policíclicos aromáticos (HPAs) não foram detectados nas amostras SIA. No entanto, os esteranos triaromáticos (TAS) foram detectados em alta abundância. 

Aplicando os parâmetros (TAS-C20/TAS-C28(R), TAS-C27(R)/TAS-C28(R), TAS- C28S/(C26R + C27S), TAS-C21/(C26R + C27S) e TAS-C26S/(C26R + C27S) de fotooxidação, com base nos TAS, foram observadas variações entre as camadas internas e externas, sugerindo que a fotooxidação foi um processo de intemperismo ativo. A análise por ESI(-) FT-ICR MS revelou um aumento significativo de compostos oxigenados (classes O2-O6) nas camadas externas, reforçando os efeitos da fotooxidação. Além disso, a análise da classe O2 indicou uma abundância notavelmente maior de compostos com equivalentes de ligação dupla (DBE) entre 2 e 6 (ácidos cíclicos) e menor abundância de compostos com DBE 1 (ácidos acíclicos) nas camadas externas em relação às internas, evidenciando os efeitos da biodegradação. A razão A/C [razão entre ácidos acíclicos e cíclicos; DBE 1/(DBE 2 + 3 + 4)] apresentou valores consideravelmente mais baixos nas superfícies do que nas camadas internas, evidenciando melhor os efeitos da biodegradação e a formação de ácidos naftênicos. Conclui-se que a fotooxidação e a biodegradação promoveram alterações químicas significativas nos tarballs, intensificadas pelas condições tropicais do nordeste brasileiro. As diferenças entre as camadas das amostras SIA sugerem longa exposição ambiental. O presente estudo sugere que o intemperismo pode gerar compostos polares com provável toxicidade para os organismos presentes no meio. 

Resumo: 

A formação de emulsões de água em óleo (A/O) é um processo natural que ocorre durante a recuperação e o processamento do petróleo, podendo causar corrosão de equipamentos e gerar problemas operacionais no transporte. Alguns petróleos da Bacia de Campos formam emulsões altamente estáveis, em sua maioria estabilizadas por um alto teor de compostos polares presentes naturalmente no petróleo, além de outros componentes tensoativos, como partículas sólidas e surfactantes adicionados durante a produção. A desidratação de emulsões de óleo é economicamente viável e requer técnicas universais, como uso de desemulsificantes, que podem ser aplicadas a qualquer tipo de petróleo. Neste estudo, avaliou-se a eficiência de separação óleo/água utilizando cinco desemulsificantes (1D, 2D, DM1580/359, DM1580/Z e DM1580/T) em diferentes concentrações (500, 750 e 1000 ppm) para dois tipos de emulsão A/O (1616 e Blend), utilizando testes em frascos (bottle tests) a 40 °C. Além disso, o óleo separado foi caracterizado quimicamente e a eficiência dos desemulsificantes foi avaliada relativo à composição desses óleos. Os resultados mostraram que o melhor desempenho foi obtido para os desemulsificantes 1D e 2Dpara a amostra 1616, os quais apresentaram maior eficiência na separação da fase aquosa (acima de 80%), após 20 minutos na concentração de 500 ppm, e para os desemulsificantes 2D e DM1580/359 para a amostra Blend, onde observou-se separação de água de cerca de 30% em 60 minutos nas três concentrações avaliadas. A amostra 1616 desidratada apresentou um perfil unimodal com máximos em nC14 e nC15, menor abundância de n-alcanos de alto peso molecular (>C20), menor teor de resinas, asfaltenos e de metais, em comparação à amostra Blend, a qual apresentou um perfil bimodal com máximo em nC15, maior abundância de n-alcanos de alto peso molecular, de resinas, asfaltenos e metais. Observou-se que o desemulsificante 2D foi eficiente para ambas as amostras avaliadas, independente da sua composição. No entanto, o desemulsificante 1D foi mais eficiente para desestabilizar emulsões de petróleos contendo n- alcanos de menor peso molecular, menor teor de resinas, asfaltenos e metais em oposição ao desemulsificante DM1580/359, que foi mais eficiente para petróleo contendo n-alcanos de maior peso molecular e maior conteúdos de resinas, asfaltenos e metais. Isto mostra que diferenças na composição química dos petróleos que formam emulsões, influenciam diretamente a natureza da interface responsável pela estabilidade da emulsão e, portanto, a seletividade dos desemulsificantes utilizados para desestabilizar estas emulsões A/O. 

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Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um software educacional voltado para estudantes de Engenharia de Petróleo e áreas correlatas, com foco na assimilação prática dos principais conceitos da disciplina de Engenharia de Poços. O software, concebido com uma interface gráca intuitiva e recursos interativos, visa auxiliar o aprendizado de tópicos complexos por meio de ferramentas de visualização, análise, simulação e cálculo, abrangendo conteúdos-chave da ementa da disciplina LEP01353 - Engenharia de Poço, ministrada no Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo (LENEP/CCT/U- ENF) desde o período letivo de 2024/01. O software foi projetado para ser acessível tanto a discentes vinculados à disciplina quanto a outros interessados, inclusive de instituições externas, reforçando seu caráter inclusivo, educativo e de extensão. O processo de de- senvolvimento foi conduzido com base em metodologias ágeis - Scrum, FDD e no uso de sistemas de controle de versão como Git e GitHub, práticas comuns no ambiente pro- ssional e acadêmico contemporâneo. Durante as fases de testes, o sistema foi aplicado em diversos cenários de simulação, como o estudo de pers térmicos, cálculo de pressão hidrostática, análise de perda de carga em tubulações e anulares, modelagem reológica de uidos e avaliação do efeito pistão em completações com e sem packer. Os resultados obtidos demonstraram que o software é capaz de representar com delidade os fenômenos envolvidos, facilitando a compreensão dos mecanismos físicos e operacionais típicos da engenharia de poços. Além disso, os testes apontaram boa estabilidade computacional e respostas coerentes com os parâmetros de entrada fornecidos. A proposta da ferramenta educacional mostrou-se ecaz tanto no apoio a aulas práticas e teóricas quanto no estímulo à autonomia dos alunos na exploração de variáveis operacionais, consolidando-se como um recurso didático inovador e de alta relevância no processo de ensino-aprendizagem. Conclui-se, portanto, que o projeto atingiu seus objetivos iniciais, oferecendo uma solu- ção tecnológica viável, didaticamente rica e academicamente alinhada às necessidades da formação em engenharia de petróleo. 

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Este trabalho teve como objetivo analisar a corrosividade de fluidos de perfuração aquoso à base de glicerina e fluidos à base de água em aço inoxidável AISI 316L, o qual é amplamente utilizado na indústria de petróleo e gás devido à sua resistência à corrosão. O trabalho foi conduzido por meio de experimentos laboratoriais que simularam condições térmicas de um poço petrolífero, expondo corpos de prova a diferentes formulações dos fluidos avaliados durante sete dias a 94 °C. Foram realizadas avaliações quantitativas da perda de massa e cálculo da taxa de corrosão, além de inspeções visuais e microscópicas da superfície metálica dos aços utilizados nos experimentos. Os resultados demonstraram que o fluido FBA1, à base de água e sem inibidor, foi o mais agressivo, em comparação ao FBA2, o qual apresentou significativa redução da corrosão devido à presença de um aditivo inibidor. Os fluidos à base de glicerina, por sua vez, apresentaram comportamento intermediário, com destaque para o FBG1, o qual demonstrou maior estabilidade térmica e menor taxa de corrosão em comparação aos demais fluidos testados. Por outro lado, o FBG2, o qual apresenta maior teor de cloretos e sólidos, foi o que apresentou maior taxa de corrosão em comparação aos demais. Com base nos resultados obtidos, notou-se que a composição química do fluido, especialmente a presença de sais e inibidores, é determinante para a corrosividade do sistema, sendo essencial considerar esses fatores na escolha de fluidos que prolonguem a vida útil de materiais metálicos empregados na indústria petrolífera, especialmente em ambientes agressivos com altas temperaturas e presença de substâncias químicas corrosivas. 

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Este trabalho investiga a relação entre porosidade e velocidade compressional em rochas carbonáticas, com foco em amostras da Formação Barra Velha e em um conjunto complementar da literatura. A motivação reside no papel central da porosidade na estimativa de volumes recuperáveis, na modelagem estática/dinâmica e na integração petrofísica geofísica, ao mesmo tempo em que a forte heterogeneidade textural e mineralógica dos carbonatos do pré-sal amplia a dispersão nas relações entre porosidade e velocidade de onda e exige calibração local. Foram preparados plugues e realizadas medições ultrassônicas de tempo de trânsito para cálculo da velocidade compressional em condições seca e saturada com salmoura, sob pressões entre 5,5 e 22,1 MPa. O conjunto experimental foi complementado por 37 amostras de calcários provenientes da literatura, contendo pares de porosidade e velocidade comprecional em estados seco/saturado e descrição textural. A caracterização mineralógica e os parâmetros auxiliares seguiram protocolos internos do laboratório. Como linha de base adotaram-se os modelos empíricos Wyllie (média temporal) e Raymer–Hunt–Gardner (RHG), aplicados às bases seca e saturada. Em seguida, procedeu-se à calibração local desses modelos, com reajuste de coeficientes via regressão não linear, e testou-se uma equação empírica adicional, de forma a mitigar vieses associados à mineralogia, ao tipo de poro e ao estado de saturação. Os resultados mostram que: velocidade aumenta com a pressão efetiva, compatível com o fechamento de microporos. A velocidade saturada é sistematicamente maior que a seca, refletindo o aumento do módulo efetivo do sistema poro fluido. A dispersão é controlada por heterogeneidades texturais, produzindo diferenças relevantes entre amostras de porosidade semelhante e a calibração local e a equação proposta reduzem erros. Conclui-se que os modelos clássicos permanecem úteis como primeira aproximação, mas a recalibração com dados locais é necessária para carbonatos heterogêneos. A estratégia adotada oferece um caminho prático para previsão de porosidade a partir de vp com maior confiabilidade e suporta sua aplicação em fluxos de caracterização de reservatórios carbonáticos do pré-sal. 

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Este estudo objetivou a caracterização do ambiente deposicional das rochas geradoras de oito amostras de óleos crus das bacias de Sergipe-Alagoas (SEAL) e Santos (SA) por APPI(+) FT-ICR MS. Estas foram previamente avaliadas por técnicas de cromatografia gasosa, indicando que as amostras SEAL01 a SEAL03, SEAL05 e SA02 correspondem a óleos marinhos, enquanto a amostra SEAL04 é lacustre de água doce e as amostras SA01 e SA03 são lacustre salinas. As análises por APPI(+) FT-ICR MS permitiram a caracterização a nível molecular de hidrocarbonetos aromáticos e compostos polares, os quais foram correlacionados com os dados obtidos por biomarcadores. A técnica permitiu a identificação de espécies HC, S1, OS e O1 como algumas das mais abundantes. A elevada intensidade de compostos C40 nas classes S, OS e O2S em todas as amostras, exceto SEAL04, reflete um ambiente redutor com circulação hídrica restrita, favorecendo a preservação da matéria orgânica. Esses compostos são carotenoides sulfurados (C40), cruciais para a caracterização do ambiente redutor e do contexto deposicional das amostras, sendo maior contribuição dele refletindo características mais redutoras. A ausência desses compostos na amostra SEAL04 indica um ambiente deposicional lacustre de água doce. Para a classe O1, foi identificada uma elevada abundância de compostos com DBE 5, especificamente os compostos C29H50O, conhecidos como cromans, sendo a não detecção corroborando a hipótese de ambiente lacustre para SEAL04. Por outro lado, amostras com média abundância sugerem um ambiente lacustre salino, evidenciado também pela presença de carotenoides sulfurados, as amostras que apresentaram baixa abundância desses compostos indicam um ambiente deposicional marinho. Como abordagem inovadora, foram propostos novos parâmetro, como a razão croman [C29/(C29+C28+C27) DBE 5 O1], a razão C30 DBE 5 S1/C30 DBE 5 HC e o gráfico de C40 S1/C40 HC versus C35 S1/C35 HC pela petroleômica para avaliarem ambientes deposicionais e paleosalinidade. Em conclusão, a técnica APPI(+) FT-ICR MS permitiu uma melhor compreensão do ambiente deposicional, essencial para avaliações de sistemas petrolíferos durante a fase exploratória de acumulações de petróleo. 

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O presente trabalho examina a modelagem e análise do processo de acidificação em rochas carbonáticas por meio de soluções analíticas, com o objetivo de otimizar a dissolução dessas formações em reservatórios de petróleo. A acidificação é um método essencial para melhorar a permeabilidade das rochas carbonáticas, amplamente reconhecidas por sua baixa permeabilidade e elevada heterogeneidade. A técnica de acidificação visa a criação de canais de alta condutividade, conhecidos como wormholes, que facilitam o escoamento dos fluidos e aumentam a produtividade dos reservatórios. Para descrever de forma precisa o processo de acidificação, a pesquisa utiliza um modelo contínuo de duas escalas, que permite capturar o transporte reativo de ácido em duas escalas distintas: a escala de Darcy, ou macroscópica, e a escala de poros, ou microscópica. Esse modelo foi adimensionalizado, uma etapa fundamental que simplifica as equações governantes, tornando possível a análise detalhada dos mecanismos de dissolução e das condições necessárias para a formação dos canais preferenciais. A resolução desse modelo adimensionalizado proporciona perfis de variáveis cruciais, como a velocidade do fluido, a concentração do ácido e a porosidade do meio ao longo da frente de dissolução. Por meio da aplicação de métodos matemáticos, o estudo desenvolve soluções que descrevem a distribuição dos parâmetros envolvidos no processo de acidificação. Os perfis obtidos indicam a variação espacial da concentração de ácido, da porosidade e da velocidade ao longo do meio, o que permite a identificação das condições ideais para maximizar a penetração do ácido na formação e otimizar o consumo de reagentes. Os resultados demonstram a eficácia do modelo contínuo de duas escalas em prever o comportamento do ácido em formações carbonáticas e em otimizar a formação de wormholes. A análise dos perfis gerados pelo modelo gera conclusões importantes sobre a influência de variáveis operacionais, como a taxa de injeção e a concentração de ácido, na propagação da frente de dissolução e na eficiência do processo. Portanto, nesse contexto, o uso de soluções analíticas não apenas aprimora a compreensão do fenômeno de acidificação, como também contribui significativamente para a otimização da estimulação de poços em rochas carbonáticas. 

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O objetivo deste trabalho é realizar um estudo sobre da relação entre a velocidade de onda compressional e cisalhante em calcários provenientes de dois poços do Pré- sal. Para isso, foram realizados, em laboratório, medições de propagação das ondas elásticas em um conjunto de 24 amostras secas e 5 amostras saturadas , além de dados de perfis dos dois poços. Os experimentos foram realizados no Laboratório de Física de Rochas, na UENF/LENEP, medindo o tempo de trânsito das ondas nas amostras através de pulsos ultrassônicos de alta frequência. A partir dos resultados obtidos, foram desenvolvidas equações relacionando as velocidades compressional e cisalhante para amostras secas, saturadas e dados de perfis de poço. As equações desenvolvidas apresentaram uma boa correlação e, quando comparadas a modelos presentes na literatura, se mostraram mais eficientes na predição da velocidade de onda cisalhante. 

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Com a descoberta de novas reservas de petróleo, particularmente as associadas às camadas do pré-sal, o Brasil passou a vislumbrar maiores ambições em relação à sua autonomia energética. A bacia de Santos se destaca como uma das principais áreas dessa descoberta. A análise da distribuição de tamanhos de poros e das estimativas de permeabilidade é crucial para entender as propriedades de armazenamento e fluxo dos fluidos nos reservatórios, impactando diretamente a exploração e a produção de hidrocarbonetos. Este trabalho realiza uma análise detalhada da distribuição de poros e das estimativas de permeabilidade nas rochas da Formação Barra Velha, localizada no pré-sal da Bacia de Santos. Devido à complexidade petrofísica dessa formação carbonática, é fundamental caracterizar a porosidade e sua influência na permeabilidade, o que é essencial para o desenvolvimento de estratégias eficientes de exploração. Utilizando a técnica de Porosimetria por Intrusão de Mercúrio (MIP), aliada à equação de Washburn, foram analisadas amostras de seis profundidades, classificando os poros em microporos, mesoporos e macroporos. Para estimar a permeabilidade, foram aplicados os modelos de Saki e Winland, com base no raio de garganta de poro associado à saturação de mercúrio a 35%. Os resultados mostraram uma predominância de microporos em todas as amostras, sugerindo alta capacidade de armazenamento. A amostra de profundidade de 5240,5 m não apresentou ocorrência de macroporos, enquanto a amostra de profundidade de 5250 m apresentou a menor ocorrência desse mesmo tamanho. Além disso, as comparações entre os modelos revelaram variações significativas, refletindo a complexidade das características petrofísicas da formação. Notou-se uma maior discrepância nas estimativas de permeabilidade na profundidade de aproximadamente 5240 metros, onde os dados de MIP e plugues diferiram consideravelmente. Essa divergência pode estar associada à conectividade dos poros nos plugues, que eleva a permeabilidade, mas que não foi observada nas amostras fragmentadas. Esse aumento de permeabilidade pode estar relacionado à presença de fraturas ou vugs conectados. As discrepâncias entre as estimativas de permeabilidade indicam que a utilização de múltiplas abordagens é essencial para capturar as nuances das propriedades petrofísicas das rochas, especialmente em sistemas porosos tão heterogêneos quanto os carbonatos do pré-sal;