Laboratório de Meios Porosos e Propriedades Termofísicas

O mercúrio é um metal proveniente do processamento industrial do mineral cinabário, e tem a propriedade de ser um líquido não molhante. É utilizado na instrumentação por ser um líquido com alta tensão superficial, a qual surge devido às interações coesivas entre as moléculas do líquido. A porosimetria de intrusão de mercúrio é uma das poucas técnicas analíticas que permite ao analista permite ao analista obter dados numa ampla gama de escalas. O método fornece uma visão exata de como um porosímetro de mercúrio sonda a superfície de um material e se move dentro da estrutura do poro. Permite também efetuar uma comparação fundamentada entre dados semelhantes obtidos com outras técnicas de medição e modelos teóricos. O volume ou porosidade total dos poros, a densidade esquelética e aparente e a área superficial específica de uma amostra são possíveis de serem verificados com esse método, em que nenhuma outra técnica de caracterização de porosidade alcança isso.

Por que utilizar o mercúrio, ao invés de água?

A água, é um líquido molhante de que possui propriedades de capilaridade que dificultam o preenchimento das cavidades no material, necessitando uma pressão cada vez maior para um poro ou conduto de diâmetro menor.  Diferente dela, o mercúrio ao passar por um tubo capilar, é possível determinar quais os tamanhos de poros que foram invadidos pelo elemento e quais os que não foram. Isso ocorre devido a propriedade do mercúrio de ser um líquido não molhante, e que resiste pouco a pressão exercida pela capilaridade dos poros, sendo mais fácil o preenchimento de condutos e poros menores.

Capilaridade de líquidos molhantes e não molhantes

Como é feito o ensaio?

Um ensaio típico de porosimetria de intrusão de mercúrio envolve colocação de uma amostra num recipiente, aplicação de vácuo, e a injeção do mercúrio no recipiente. Isto cria um ambiente constituído por um sólido, um líquido não molhante (mercúrio) e vapor de mercúrio. A pressão máxima de cerca de 60.000 psia (414 MPa) é típica para instrumentos comerciais, e esta pressão forçará o mercúrio a entrar nos poros até cerca de 0,003 micrómetros de diâmetro.

Análise de amostra de rocha em Raios-X sob injeção de mercúrio no LMPT

Após a injeção, de forma simultânea, são feitos levantamentos de Raios-X no microtomógrafo para obter os parâmetros petrofísicos da amostra com base no imageamento realizado.

A Captura e Armazenamento de Carbono (CCS, “Carbon capture, utilization and storage”) é uma prática que visa ciclar o carbono removido do subsolo para que ao invés de permanecer na atmosfera, volte ao arcabouço geológico não intensificando o efeito estufa.  Com o passar dos anos, as ações sobre esse tema vem se tornando cada vez mais práticas.

Sabendo que os níveis de CO2 atmosférico vem aumentando sem previsão de diminuição, é extremamente necessário realizar planos setoriais de mitigação das mudanças climáticas que envolvam o metas no âmbito público e privado. Sabendo das implicações ambientais frente a esse aumento, foi proposto em 2022 no Brasil o Sistema Nacional de Redução de Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) e propostos projetos de lei referentes a exploração da atividade de armazenamento permanente de CO2 em reservatórios geológicos ou temporários, e seu posterior reaproveitamento. O processo de créditos de carbono são recompensas fiscais baseadas em legislação para incentivar o estoque e a compensação das emissões de carbono .

Créditos de carbono: Ações para o incentivo da redução dos gases estufa

 

Além de contribuir para a transição energética, favorecendo processos que culminam em emissões negativas, e auxiliando na mitigação daqueles que envolvem as emissões que não podem ser evitadas, as tecnologias de CCS aplicam-se a setores variados da indústria, como alternativa no cumprimento dos objetivos e metas climáticas.

Os projetos de CO2 envolve as seguintes etapas principais:

• CAPTURA: Tecnologias que capturam diretamente o CO2 do ar ou de fontes como plantas industriais.
• TRANSPORTE: Movimentação do CO2 comprimido do ponto de captura ao ponto de estocagem e/ou utilização.
• ARMAZENAMENTO: Estocagem em subsuperfície, em estruturas geológicas em terra ou mar.
• USO: Utilização do CO2 como insumo de produtos ou serviços.

Máquina de captura de gás carbônico com o objetivo de estocagem. Fonte: swissinfo

A depender das propriedades geológicas específicas, vários tipos de formações podem ser usadas para armazenar CO2 . Dentre os principais sítios/tipos de estocagem subterrânea estão:

• reservatórios de óleo e gás, de campos ativos ou depletados;
• formações geológicas contendo água altamente salina (reservatórios salinos);
• jazidas de carvão não minerável;
• folhelho rico em matéria orgânica e basalto.

Essas rochas são escolhidas por comportarem volumes muito maiores quando comparados às demais opções, os reservatórios de óleo e gás e as formações com águas altamente salinas são aqueles com os projetos mais avançados.

A etapa de caracterização e seleção dos sítios de armazenamento deve envolver, minimamente, as seguintes informações:

• TIPO E QUALIDADE DO RESERVATÓRIO: Porosidade (> 15%), permeabilidade (> 10 mD) e espessura efetiva (> 15 m) são essenciais para saber a capacidade de injeção e estocagem. Uma vez que o armazenamento do gás ocorre em um estado supercrítico, a profundidade mínima estimada do reservatório deve ser de 800 metros.
• EXISTÊNCIA DE ROCHA SELANTE: Reconhecer a presença e a espessura (preferencialmente maior do que 50 m) sobre o reservatório é fundamental.
• MAPEAMENTO DE FALHAS OU FRATURAS: Voltado à identificação da integridade das estruturas envolvidas e eliminação do risco de fuga do CO2 .
• TECTÔNICA LOCAL: Sismicidades baixas devem ser priorizadas à fim de garantir a integridade do projeto.
• COBERTURA DE DADOS DE GEOLOGIA E GEOFÍSICA: A existência de levantamentos de sísmica 2D e 3D, bem como de poços exploratórios com o registro de perfis digitais, contribuem para a caracterização das camadas.
• MALHA DE POÇOS PERFURADOS: A interferência sobre as camadas de rochas selantes compromete a unidade da estrutura de armazenamento. Poços abandonados e preservados devem ser selecionados, evitando a competição com atividades produtivas ativas.

A utilização de CO2 para melhorar a recuperação de hidrocarbonetos costuma ser, muitas vezes, elencada nas discussões sobre armazenamento de CO2 . No Brasil, a técnica de recuperação aprimorada de óleo (do inglês, enhanced oil recovery – EOR) é, há anos, aplicada pela Petrobras nos campos do pré-sal. O projeto desenvolvido pela empresa destaca-se por ter sido o primeiro de separação do CO2 associado com gás natural em águas ultraprofundas, registrando, em uma lâmina d’água de 2.200 m, o recorde do mais profundo poço de injeção de gás CO2 .

Rochas geradoras e reservatórias desempenham papéis cruciais na exploração e produção de hidrocarbonetos, desafiando geólogos e engenheiros a compreenderem suas características distintas. Saiba as principais aplicações e a importância no contexto da indústria de petróleo e gás. A exploração bem-sucedida de hidrocarbonetos envolve a compreensão da relação entre rochas geradoras e reservatórias. Os hidrocarbonetos gerados em rochas fontes migram para as rochas reservatórias por meio de diversos processos geológicos, como: fraturas e zonas de falhas, o aumento da pressão, temperatura e aumento na saturação de flúidos. Identificar as rotas de migração e as armadilhas geológicas é crucial para o sucesso na exploração.

Mapa das áreas de exploração e produção de petróleo e gás na Bacia de Santos

 

Rochas Geradoras ou fonte:

As rochas geradoras são formações geológicas responsáveis pela geração e liberação de hidrocarbonetos, como petróleo e gás natural. Geralmente compostas por matéria orgânica acumulada ao longo do tempo, essas rochas passam por um processo de diagênese nas rochas sedimentares e metamorfismo de baixo grau nas metamórficas, no qual a pressão e a temperatura transformam a matéria orgânica em hidrocarbonetos. Os xistos (metamórficas de baixo grau) e os folhelhos (sedimentares) são exemplos comuns de rochas geradoras.

A análise detalhada das rochas geradoras é essencial para entender a quantidade e a qualidade dos hidrocarbonetos que podem ser produzidos. Parâmetros como a quantidade de matéria orgânica, a maturidade térmica e a taxa de geração de hidrocarbonetos são fundamentais para avaliar o potencial exploratório de uma área.

Clorita-Xisto, exemplo de rocha geradora

 

Rochas Reservatórias ou carreadoras:

Em contrapartida, as rochas reservatórias são aquelas capazes de armazenar hidrocarbonetos. São geralmente formações porosas e permeáveis, como arenitos, siltitos e calcários com vugos, que permitem o acúmulo de petróleo e gás nos poros. A capacidade dessas rochas em armazenar fluidos depende de sua porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos.

A distribuição dos poros, a conectividade e a capacidade de fluxo é quantificada nas amostras para otimizar a produção de hidrocarbonetos.

Arenito e Calcário oolítico, exemplos de rocha reservatória

 

Exploração:

Tecnologias avançadas, como sísmica 3D e modelagem geológica, são empregadas para mapear e caracterizar as rochas geradoras e reservatórias. Para caracterizá-las, são utilizados métotodos de sondagem para obtenção da amostra, microtomografia e imageamento 3D das amostras para a caracterização na microescala para posterior modelagem do reservatório.  A integração dessas informações permite uma tomada de decisão mais precisa durante o processo exploratório.

Migração entre rocha geradora e rocha reservatória.

Em resumo, rochas geradoras e reservatórias são componentes vitais na exploração de hidrocarbonetos, exigindo uma abordagem multidisciplinar. Os reservatórios são estruturas complexas que são caracterizadas com base em diversas frentes, como geofísica, sondagem e amostragem, geoestatística e modelagens com base em softwares específicos. Compreender a esturuta de uma armadilha, por ser heterogênea, com intercalações entre rochas carreadoras, geradores e selantes, é um dos desafios para compreensão e quantificação dos reservatórios de hidrocarbonetos.

De forma geral, rochas capeadoras, também conhecidas como rochas selantes, é uma categoria atribuida uma unidade geológica que desempenha um papel fundamental para a geologia de exploração e também para a geologia ambiental. Geralmente são compostas por siltitos, argilitos, anidrita ou sal. Formam uma camada impermeável, e tem o papel de restringir fisicamente uma unidade geológica reservatória impedindo a migração dos flúidos para fora. Estas rochas são características pelo papel de tampar , sendo de qualquer lado,  uma unidade geológica que atua como reservatórios de água,  petróleo ou gás natural, preservando sua integridade ao longo do tempo.

Amostras de rocha selante: Argilito, calcário fino e siltito. 

Ao estudar as rochas capeadoras, os geólogos podem obter informações cruciais sobre a composição, podendo ter informações sobre a petrofísica da amostra, e também sobre condições geológicas do ambiente em que foram formadas. Isso, por sua vez, ajuda na identificação de áreas com potencial para a exploração de hidrocarbonetos. Além disso, as rochas capeadoras desempenham um papel importante na proteção dos recursos hídricos. Ao selar a rocha reservatória do aquífero, tornam formam um aquífero confinado, o que ajuda a evitar a contaminação que poderia ocorrer se esses depósitos estivessem expostos diretamente aos processos de interação com a água meteórica e do aquífero livre. Essas rochas podem ser sedimentares, como folhelhos e argilitos, e também ígneas e metamórficas.

A pesar de não costumarem ter poros interconectados para serem consideradas reseervatórias ou carreadoreas, segundo Fiqueira e Abreu (2004),  são discutíveis os mecanismos que controlam a eficiência da rocha selante em servir como barreira à migração e reter hidrocarbonetos. As rochas selantes quando sob pressão das condições de temperatura e pressão de uma unidade geológica subterrânea, apresentam características distintas de quando em superfície. Devido a esses fatores e também a presença de falhas, fraturas, trapas e outras heterogeneidades podem comprometer a capacidade de rocha de selar completamente um reservatório.

Diferentes tipos de trapas que podem ocorrer envolvendo reservatórios e rocha capeadora

Todas as rochas possuem uma pressão capilar que representa a condutividade entre os poros, medida através de ensaios de injeção de mercúrio em laboratório que permite uma correlação com a pressão capilar em que ocorre a invasão do hidrocarboneto através dos poros ou fraturas da rocha selante. Essa pressão pode agir como limitadora da quantidade de hidrocarboneto que pode ser retida abaixo da rocha selante. A partir de determinada espessura da coluna de hidrocarbonetos abaixo do selante a pressão excederia a pressão capilar, passando a selante a constituir então um meio de migração, perdendo sua capacidade de rocha capeadora.

Os ensaios laboratoriais devem ser feitos para determinar características petrofísicas da rocha, afim de determinar os parâmetros que a caracterizam como selante e os limites para uma situação de carreamento dos flúidos. As rochas com características mais dúcteis tem menor propensão à formação de fraturas, o que lhes confere boas características como selante, pois as fraturas tendem a aumentar a permeabilidade, ocasionando o vazamento de hidrocarbonetos através da rocha selante. A correlação de ensaios podem ser avaliados através dos métodos de injeção de mercúrio e microtomografia, junto a condições de tensão em subsuperfície, permite predizer situações em que a integridade da rocha selante estaria comprometida.

Diferença da condutividade de rochas consideradas reservatório (escoamento rápido) e capeadoras (escoamento lento ou impermeável)

A constituição das rochas capeadoras deve ser avaliada caso a caso, a depender das características físicas da rocha, da profundidade, temperatura e pressão que a unidade geológica é submetida, sendo assim uma etapa importante para determinar as condições de extração de petróleo e gás, ou de qualidade da água de um aquífero.

 

No Laboratório de Meios Porosos e Proproedades Termofísicas, na área de caracterização microestrutural, há uma diversidade de amostras em que foram realizados levantamentos de modelagem 3D, e a posterior publicação no Sketchfab. A finalidade de publicar o imageamento 3D de diversos tipos de amostras, como materiais porosos do tipo microfósseis, ossos, e também próteses de titânio, é demonstrar exemplos de materiais que podem ser analisados no laboratório e também publicar os detalhes de amostras interessantes. Navegue pelos imageamentos: Amostras 3D Analisadas .

As primeiras amostras a seguir são microfósseis encontrados em rochas carbonáticas, que são de diferentes classificações taxonômicas. As amostras da parte inferior do quadro são as amostras de origem de tecido ósseo, sendo a primeira o tecido original, e as posteriores com intervenções realizadas para o experimento com próteses de titânio. Ficou curioso (a) clique nas fotos!

                                                           

 

MICROTOMOGRAFIA APLICADA A MEIOS POROSOS

A obtenção de dados petrofísicos pode ser aplicada para amostras biológicas, geológicas, produtos manufaturados, entre outros. Adquirimos e analisandas imagens 3D de meios porosos de alta resolução espacial diretamente com a microtomografia computadorizada de raios X (microCT), a qual é baseada no mapeamento da absorção de um feixe de raios X que atravessa uma amostra, permitindo a descrição de sua estrutura interna.

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RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO

A microtomografia de raios X tem sido uma ferramenta superior para a obtenção de diversos parâemtros relacionados a porosidade. O princípio básico da técnica é a obtenção de imagens a partir da medida da atenuação da radiação pelos diferentes materiais que formam uma amostra.   As imagens microtomográficas de seções 2D, quando empilhadas remontam essencialmente as imagens 3D, e permitem a quantificação de parâmetros associados à geometria e à conectividade do sistema poroso das rochas. Ainda, nas imagens 3D, os fenômenos físicos podem ser modelados matematicamente na escala dos poros, permitindo a determinação computacional de propriedades petrofísicas.

 Observando as imagens acima, fica evidente a importância de um estudo multiescalar, em especial nas rochas carbonáticas. Pode-se observar como o sistema poroso se tornar cada vez mais perceptível, onde novas estruturas surgem com o aumento da escala. Algumas amostras possuem uma morfologia visual completamente diferente de uma escala para outra.

MANTOVANI, Iara Frangiotti. MICROTOMOGRAFIA E NANOTOMOGRAFIA DE RAIOS X APLICADA À CARACTERIZAÇÃO MULTIESCALAR DE SISTEMAS POROSOS CARBONÁTICOS. 2013. 168 f. Tese (Doutorado) – Curso de Engenharia de Materiais, Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, 2013.

 

 

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RESERVATÓRIOS GEOLÓGICOS DE CO2

A caracterização do sistema poroso de rochas reservatórias de petróleo e gás é nosso foco. Nos últimos anos, com o avanço das colaborações globais para a frenagem do efeito estufa causado por emissão de GEE na atmosfera, a pauta tem sido levantada referente a caracterização das reservas de CO2 para a fase de armazenamento em formações geológicas .

Segundo Orita e Cruz (2022), Formações geológicas são meios utilizados para o armazenamento de CO2, e, portanto, tem-se aumentado a busca por potenciais reservatórios e tecnologias que os desenvolvam. Rochas sedimentares reservatórios de hidrocarbonetos são atualmente as litologias mais utilizadas para armazenamento de CO2, devido suas porosidades significativas e a frequente associação com armadilhas estruturais que garantem o aprisionamento. Entretanto, são promissores os esforços e potencial de desenvolvimento de tecnologias para o armazenamento de CO2 de larga escala em rochas máficas/ultramáficas.

KENJI, G.; CRUZ. CAPTURA E ARMAZENAMENTO DE CO2: UM REVISÃO DAS TECNOLOGIAS EXISTENTES, CARBONATAÇÃO IN SITU DE BASALTOS E AVALIAÇÃO DO POTENCIAL DA FORMAÇÃO SERRA GERAL COMO RESERVATÓRIO DE CO2. Geociências, v. 41, n. 3, p. 779–795, 14 fev. 2023.

 

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MATERIAIS POROSOS NA SAÚDE

Os estudos de meios porosos não se restringem apenas em rochas, podem ser utilizadas metodologias similares a materiais geológicos para obter os dados de porosidade, conetividade e permeabilidade intrínseca de amostras de materiais cerêmicos, fármacos e tecidos ósseos. Na odontologia, essas análises petrofísica foram realizadas em suportes que induzem a formação do tecido ósseo, compostos de cerâmica e fármacos, que atuam como uma estrutura temporária para facilitar ou mesmo acelerar a reparação óssea nos casos em que a reconstrução de um defeito ósseo pode não atingir uma resolução completa. A libertação do fármaco e a permeabilidade do suporte depende de um percentual ótimo de porosidade, qualidade essa avaliada com os equipamentos de microtomografia.

Exemplos de (A e C) volume de interesse binário (VOI) das amostras de 30% de porosidade e 8 wt % (amostra C) e 70% de porosidade (amostra F), respetivamente, e as suas redes de poros (B e D).

Encarnação, IC, Sordi, MB, Aragones, Á, Müller, CMO, Moreira, AC, Fernandes, CP, Ramos, JV, Cordeiro, MMR, Fredel, MC, Magini, RS. 2019. Release of simvastatin from scaffolds of poly(lactic-co-glycolic) acid and biphasic ceramic designed for bone tissue regeneration. J Biomed Mater Res Part B. 2019: 107B: 2152–2164.