Combustíveis – Os Navios e o Petróleo I

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Desde o início do século XIX, até o final do século XX, os navios a vapor que cruzavam os sete mares foram sendo substituídos gradativamente devido aos novos desafios comerciais da navegação. Na segunda metade do século XX, os navios movidos a Motores de Combustão Interna começaram a dominar o mercado.

A História dos Navios com propulsão a motor diesel começa em 1892, com Rudolf Diesel e, 20 anos mais tarde, o primeiro motor diesel quatro tempos para navios já estava operacional. Por volta de 1930, os motores diesel de dois tempos passaram a liderar fortemente o mercado, conforme os navios foram ficando maiores e mais rápidos.

No período entre guerras a quantidade de navios com propulsão diesel aumentou cerca de 25% em relação à tonelagem total de arqueação de navios empregados na navegação oceânica, quer seja na Cabotagem ou Longo Curso, mas mais sensivelmente no Longo Curso.

Uma série de inovações foram feitas nos motores a diesel, possibilitando o uso de óleo pesado nos motores de média rotação, sendo que o pioneiro nisso foi o Navio MV Princess of Vancouver, nos anos 50.

Devido a essas modificações, lubrificantes de alta alcalinidade foram desenvolvidos para que pudessem neutralizar os ácidos gerados pela combustão de óleos com alto teor de enxofre e as taxas de desgaste dos materiais ficaram comparáveis às dos motores que usavam diesel decantado, filtrado e purificado por separadores centrífugos (purificadores).

MV Princess of Vancouver

O PETRÓLEO

O petróleo é uma matéria-prima essencial à vida moderna, sendo o componente básico de mais de 6.000 produtos. Dele se produz a gasolina, o combustível de aviação, o gás de cozinha, os lubrificantes, borrachas, plásticos, tecidos sintéticos, tintas e até mesmo energia elétrica. O petróleo bruto possui em sua composição uma cadeia de hidrocarbonetos, cujas frações leves formam os gases e as frações pesadas o óleo cru. A distribuição destes percentuais de hidrocarbonetos é que define os diversos tipos de petróleo existentes no mundo.

É encontrado a profundidades variáveis, tanto no subsolo terrestre como do marítimo. Sua formação é o resultado da ação da própria natureza, que transformou em óleo e gás o material orgânico de restos de animais e de vegetais, depositados há milhões de anos no fundo de antigos mares e lagos.

Com o passar do tempo, outras camadas foram se depositando sobre esses restos de animais e vegetais. A ação do calor e da pressão, causados por essas novas camadas, transformou matéria orgânica em petróleo. Por isso, o petróleo não é encontrado em qualquer lugar, mas apenas onde ocorreu essa acumulação de material orgânico, as chamadas bacias sedimentares.

CLASSIFICAÇÃO DO PETRÓLEO

O petróleo é uma mistura de diferentes tipos de hidrocarbonetos e algumas impuezas. A composição do petróleo pode variar de maneira significativa dependendo de sua origem. Petróleos vindos da mesma área geográfica podem ser bastante diferentes, devido as diferentes camadas de formação. As diferentes classificações do petróleo são baseadas em:

Tipo de Hidrocarbonetos:

– Parafínicos

– Aromáticos

– Naftênicos

Cada tipo contém os três tipos de hidrocarbonetos, mas a porcentagem de cada um pode variar consideravelmente. Na Arábia saudita, por exemplo, existe petróleo de base parafínica, em alguns lugares da Nigéria temos petróleo de base naftênica, enquanto na Venezuela predomina a base asfáltica.

Grau API (American Petroleum Institute):

O grau de API é uma escala hidrométrica idealizada pelo American Petroleum Institute – API, juntamente com a National Bureau of Standards e utilizada para medir a densidade relativa de líquidos. permite classificar o petróleo em:

Petróleo leve: Possui ºAPI maior que 31,1. Contém, além de alcanos, uma porcentagem de 15 a 25% de cicloalcanos.

Petróleo médio: Possui ºAPI entre 22,3 e 31,1. Além de alcanos, contém também de 25 a 30% de hidrocarbonetos aromáticos.

Petróleo pesado: Possui ºAPI menor que 22,3 e é constituído, praticamente, só de hidrocarbonetos aromáticos.

Petróleo extra-pesado: Possui ºAPI menor que 10.

Quanto maior o grau API, maior o valor do produto no mercado, pois significa que ele pode ser fracionado em diversos tipos de diferentes produtos originados do petróleo.

Concentração de Enxofre:

A consciência a respeito dos impactos ambientais gerados pelo refino do petróleo e os custos para que se faça este refino sãoa base dessa classificação, que divide o petróleo em:

– Baixo teor de enxofre

– Alto teor de enxofre

EXPLORAÇÃO DO PETRÓLEO

FPSO Capixaba

A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de décadas de exploração, que para se encontrar jazidas de hidrocarbonetos de volume significativo era imperioso que um determinado número de requisitos geológicos ocorressem simultaneamente nas bacias sedimentares. O estudo destas características de  maneiro integrada e a simulação preliminar das condições ótimas para sua existência concomitante, com o objetivo de permitir a diminuição do risco exploratório envolvido nas perfurações de poços, um item de elevado custo, foram consolidados em um único conceito: o de sistema petrolífero.Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o funcionamento síncronos de quatro elementos (rochas geradoras maturas, rochas-reservatório, rochas selantes e trapas) e dois fenômenos geológicos dependentes do tempo (migração e sincronismo).

ROCHAS GERADORAS

O elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de petróleo em quantidades significativas em uma bacia sedimentar, em algum tempo geológico passado ou presente, é a existência de grandes volumes de matéria orgânica de qualidade adequada acumulada quando da deposição de certas rochas sedimentares que são denominadas de geradoras. São estas rochas que, submetidas a adequadas temperaturas e pressões, geraram o petróleo em subsuperfície. Se este elemento faltar em uma bacia, a natureza não terá meios de substituí-la, ao contrário dos outros cinco elementos constituintes do sistema petrolífero, que mesmo estando ausentes, podem ser de alguma forma compensados por condições de exceções geológicas ou por algumas coincidências adequadas. Rochas geradoras são normalmente constituídas de material detrítico de granulometria muito fina (fração argila), tais como folhelhos ou calcilutitos, representantes de antigos ambientes sedimentares de baixa energia e que experimentaram, por motivos diversos, explosões de vida microscópica. Os remanescentes orgânicos autóctones (material planctônico) ou alóctones (material vegetal terrestre carreado para dentro do ambiente) são incorporados às lamas sob a forma de matéria orgânica diluída. A princípio, quanto maior a quantidade de matéria orgânica, mais capacidade terá a rocha para gerar grandes quantidades de petróleo. Entretanto, a incorporação desta matéria orgânica na rocha deve vir acompanhada da preservação de seu conteúdo original, rico em compostos de C e H. Para isto, o ambiente deve estar livre de oxigênio, elemento altamente oxidante e destruidor da riqueza em C e H das partículas orgânicas originais. Em suma, ambientes anóxicos favorecem a preservação da matéria orgânica e, consequentemente, a manutenção da riqueza original de rochas geradoras.

De uma maneira geral, rochas sedimentares comuns apresentam teores de Carbono Orgânico Total (COT, teor em peso) inferior a 1%. Para uma rocha ser considerada como geradora seus teores devem ser superiores a este limite de 1% e, muito comumente, situados na faixa de 2% – 8%, não sendo incomuns valores de até 14%; mais raramente, até 24%. O tipo de petróleo gerado depende fundamentalmente do tipo de matéria orgânica preservada na rocha geradora. Matérias orgânicas derivadas de vegetais superiores tendem a gerar gás, enquanto o material derivado de zooplancton e fitoplancton, marinho ou lacustre tende a gerar óleo. O estágio de maturação térmica de uma rocha geradora, ou seja, a temperatura na qual ela está gerando petróleo, também influenciará no tipo de petróleo gerado. Em condições normais, uma rocha geradora começa a transformar seu querogênio em petróleo em torno de 600 o C. No início, forma-se um óleo de baixa maturidade, viscoso. À medida que a temperatura aumenta, o óleo gerado vai ficando mais fluido e quantidade de gás vai aumentando. Por volta de 900o C, as rochas geradoras atingem seu pico de geração, expelindo grandes quantidades de óleo e gás. Com o aumento da temperatura até os 1200º C, o óleo fica cada vez mais fluido e mais rico em gás dissolvido. Por volta desta temperatura, a quantidade de gás é predominante e o óleo gerado já pode ser considerado um condensado.

Entre 1200 – 1500o C, apenas gás é gerado pelas rochas-fonte.

MIGRAÇÃO

Uma vez gerado o petróleo, ele passa a ocupar um espaço/volume maior do que o querogênio original na rocha geradora. Esta se torna supersaturada em hidrocarbonetos e a pressão excessiva dos mesmos faz com que a rocha -fonte se frature intensamente, permitindo a expulsão dos fluidos para zonas de pressão mais baixa. A viagem dos fluidos petrolíferos, através de rotas diversas pela subsuperfície, até à chegada em um local portador de espaço poroso, selado e aprisionado, apto para armazená-los, constitui o fenômeno da migração. As rotas usuais em uma bacia sedimentar são fraturas em escalas variadas, falhas e rochas porosas diversas (rochas carreadoras), que ligam as “cozinhas” de geração, profundas, com alta pressão, a regiões focalizadoras de fluidos, mais rasas, com pressões menores.

TRAPA OU ARMADILHA

Uma vez em movimento, os fluidos petrolíferos são dirigidos para zonas de pressão mais baixas que os arredores, normalmente posicionadas em situações estruturalmente mais elevadas que as vizinhanças. As configurações geométricas das estruturas das rochas sedimentares que permitem a focalização dos fluidos migrantes nos arredores para locais elevados, que não permitam o escape futuro destes fluidos, obrigando-os se acumularem, são denominadas de trapas ou armadilhas. Elas podem ser simples como o flanco de homoclinais ou domos salinos, ou, mais comumente, como o ápice de dobras anticlinais/arcos/ domos salinos, ou até situações complexas como superposição de dobras e falhas de natureza diversas. Este tipo de aprisionamento, em uma estrutura elevada, é denominado de trapeamento estrutural. Nem sempre o petróleo é aprisionado em situações estruturais.

Eventualmente, a migração do petróleo pode ser detida pelo acunhamento da camada transportadora, ou bloqueio da mesma por uma barreira diagenética ou de permeabilidade, ficando então retido em posições estruturalmente não notáveis. Neste caso, teremos um trapeamento de caráter estratigráfico.

ROCHAS RESERVATÓRIO

Rochas-reservatório são normalmente litologias compostas por material detrítico de granulometria fração areia a seixo, representantes de antigos ambientes sedimentares de alta energia, portadores de espaço poroso onde o petróleo será armazenado e, posteriormente, será extraído. Tais rochas são geralmente os arenitos, calcarenitos e conglomerados diversos. Entretanto, qualquer rocha que contenha espaço poroso, não necessariamente intergranular, de natureza diversa causado por fraturamento ou dissolução também pode fazer às vezes de rochas reservatório. Como exemplos temos rochas ígneas e metamórficas cristalinas fraturadas, ou mais precisamente, qualquer tipo de ro cha fraturada, mármores lixiviados, entre vários outros.

As rochas-reservatório mais comuns são areias antigas, depositadas em dunas, rios, praias, deltas, planícies litorâneas sujeitas à influência de ondas/marés/tempestades, e em mares e lagos profundos, através de correntes de turbidez. Além dos arenitos, os reservatórios mais comuns são rochas calcárias porosas depositadas em praias e planícies carbonáticas, desenvolvidas em latitudes tropicais e livres de detritos siliciclásticos, calcários de recifes de organismos diversos, e, finalmente, calcários diversos afetados por dissolução por águas meteóricas. Os valores de porosidade mais comuns das rochas-reservatório variam de 5% – 35%, concentrando-se na faixa de 15% – 30%.

As rochas porosas não servem apenas como armazenadores finais do petróleo acumulado. Elas servem igualmente como rotas de migração importantíssimas para os fluidos petrolíferos.

ROCHAS SELANTES

Uma vez atraídos para o interior de uma trapa ou armadilha, os fluidos petrolíferos devem encontrar uma situação de impermeabilização tal que os impeça de escaparem. Normalmente, esta condição é provida por rochas selantes, situadas acima das rochas reservatório, que impedem o escape dos fluidos, aprisionando-os e formando assim uma acumulação petrolífera. Rochas selantes são normalmente de granulometria fina (folhelhos, siltitos, calcilutitos) ou qualquer rocha de baixa permeabilidade, cuja transmissibilidade a fluidos seja inferior à dos reservatórios a elas relacionados em várias ordens de grandeza (por exemplo, evaporitos diversos, rochas ígneas intrusivas).

Eventualmente, mudanças faciológicas ou diagenéticas dentro da própria rocha – reservatório, ou mesmo elementos estruturais tais como falhamentos, poderão servir de selo para o petróleo.

SINCRONISMO

Sincronismo, no tocante à geologia do petróleo, é o fenômeno que faz com que as rochas geradoras, reservatórios, selantes, trapas e migração se originem e se desenvolvam em uma escala de tempo adequada para a formação de acumulações de petróleo. Assim sendo, uma vez iniciada a geração de hidrocarbonetos dentro de uma bacia sedimentar, após um soterramento adequado, o petróleo expulso da rocha geradora deve encontrar rotas de migração já formadas, seja por deformação estrutural anterior ou por seu próprio mecanismo de sobrepressão desenvolvido quando da geração. Da mesma maneira, a trapa já deve estar formada para atrair os fluidos migrantes, os reservatórios porosos já devem ter sido depositados, e não muito soterrados para perderem suas características permo-porosas originais, e as rochas selantes já devem estar presentes para impermeabilizar a armadilha.

Se estes elementos e fenômenos não seguirem uma ordem temporal favorável, o sincronismo, de nada adiantará a existência defasada de grandes estruturas, abundantes reservatórios e rochas geradoras com elevado teor de matéria orgânica na bacia sedimentar.

Bacia Sedimentar de Campos

A falta de sincronismo entre os elementos componentes do sistema petrolífero tem sido uma das causas mais comuns no insucesso de perfurações exploratórias no mundo inteiro. A Figura acima ilustra o sistema petrolífero ativo na Bacia de Campos e responsável pelos maiores acúmulos de petróleo já descobertos no Brasil.

Não deixem de acompanhar a nossa série. Em breve traremos a segunda parte.

Fonte: Diversos

Por Rodrigo Cintra

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