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Estudo de corrosão em sistema simulado de retortagem para processamento de folhelhos pirobetuminosos / Study of corrosion in simulated system of retortage to processing shale pyrobituminousMarcio Franklin Oliveira 31 October 2011 (has links)
O aço inoxidável é amplamente utilizado em sistemas para processamento e obtenção de derivados de folhelhos pirobetuminosos. Em função dos problemas de corrosão, originários da composição química dos folhelhos e do processamento em si, são gastos anualmente valores expressivos em manutenção e paradas programadas para reparos nestes sistemas. O presente trabalho busca estudar o processo de corrosão do aço inoxidável AISI 304L em meio simulado de retortagem de folhelhos, em condições de alta temperatura e em presença de elevados teores de enxofre, orgânico e inorgânico, empregando técnicas microscópicas e eletroquímicas. Os resultados mostraram que a temperatura influencia diretamente no processo de corrosão do aço, causando modificação na camada externa de óxidos. Este processo é agravado com a presença de sulfetos no meio, havendo formação, principalmente, de sulfetos de ferro sobre a superfície do aço inoxidável AISI 304L e consequente aumento do processo de corrosão. Foi observado que o enxofre de origem orgânica promove maior destruição da camada de óxido protetor do aço e aumento na formação do filme de sulfeto aderido à superfície deste material. Verificou-se ainda que o processo corrosivo é predominantemente químico, sendo o filme formado considerado protetor, do ponto de vista eletroquímico, no meio eletrolítico estudado / Stainless steel is widely used in systems for processing and obtaining of derivatives of oil shale. Due to the corrosion problems, are spending significant amounts in maintenance and shutdowns for repairs annually in processing these materials. The present work aims to study the corrosion process of stainless steel AISI 304 in simulated media of shale retorting under conditions of high temperature and elevated levels of sulfur, organic and inorganic, using electrochemical and microscopic techniques. The results showed that temperature directly influences the corrosion process of steel, causing modification in the outer layer of oxides with formation of iron sulfides on the surface of steel AISI 304L and consequent increase the corrosion process. This process is enhanced with the presence of sulfur in the simulated media. It was observed that the organic sulfur was a precursor and a catalyst for the studied corrosion process, promoting greater destruction of the protective oxide layer of steel and increase in the formation of iron sulfide deposits on the surface of this material. It was found that the corrosion process is predominantly chemical, with small contribution of electrochemical processes
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[pt] INTERAÇÃO FLUIDOS SINTÉTICOS BASE-ÓLEO E BASE-ÁGUA E FOLHELHOS / [en] SHALE-SYNTHETICS OIL AND WATER FLUIDS INTERACTIONCYNTIA SIQUEIRA MUNIZ 02 January 2006 (has links)
[pt] Este trabalho desenvolve uma metodologia para obter
experimentalmente a pressão capilar de diferentes fluidos
em contato com folhelhos, comparando-a com valores obtidos
analiticamente a partir da caracterização dos fluidos e
dos folhelhos individualmente. Foram realizados ensaios
numa célula de difusão a qual permite simular as condições
de pressão aplicadas no campo, avaliar a interação físico-
química entre fluidos e rochas, além de determinar os
parâmetros de transporte de massa devido a gradientes
químicos e hidráulicos. Verifica-se que os valores de
pressão capilar obtidos diretamente na célula de difusão
são inferiores aos obtidos a partir da equação de pressão
capilar utilizando a tensão interfacial, o ângulo de
contato e o raio de poros do folhelho. Desta forma,
conclui-se que caso seja realizada uma análise de
estabilidade considerando a pressão capilar do fluido,
este parâmetro deve ser determinado experimentalmente na
célula de difusão. Caso contrário, valores superestimados
poderão ser encontrados. / [en] A methodology was developed to experimentally obtain the
capillary pressure of different fluids in contact with
shales and compare these values with analytical results
from individual characterization of fluids and shales.
Tests were carried out in a diffusion cell, which allows
the simulation of in-situ pressure conditions, the
evaluation of physical-chemical interactions between
fluids and rocks and the determination of mass transport
parameters due to hydraulic and chemical gradients. It is
observed that the values of capillary pressure directly
obtained in the diffusion cell are inferior to the ones
obtained from the capillary pressure equation using the
interfacial tension, the contact angle and the pore radius
of shales. Thus, it can be concluded that, if a stability
analysis considering the capillary pressure of the fluid
is carried out, this parameter should be experimentally
determined in the diffusion cell. Otherwise, overestimated
values can be found.
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Avaliação do Potencial para Shale gas e Shale oil dos Folhelhos negros da Formação Irati na Região de Goiás e Mato Grosso, Centro-Oeste do Brasil. / Potential assessment for Shale gas and Shale oil of black shales of the Irati Formation in the Region of Goiás and Mato Grosso, Center-West of Brazil.Mabecua, Fastudo Jorge 18 October 2018 (has links)
O presente trabalho consistiu na realização de um estudo geológico na porção norte da Bacia intracratônica do Paraná. O estudo buscou avaliar o potencial gerador e de exploração de shale gas e shale oil dos folhelhos negros da Formação Irati na região de Goiás e Mato Grosso, Centro-Oeste do Brasil, através da caracterização de geoquímica orgânica dos folhelhos, determinação do potencial gerador e grau de maturação da matéria orgânica dos folhelhos, caracterização das relações geológicas da formação, espessuras, áreas de ocorrência, alternância de camadas com carbonatos, profundidade de ocorrência, padrões de fraturamento, composição mineralógica e estimativa de reservas de shale gas tecnicamente recuperáveis. O trabalho contribui com uma metodologia que permite avaliar o potencial de geração e exploração de recursos de shale gas e shale oil. O estudo na temática de recursos energéticos não convencionais, com destaque para o shale gas, principal fonte de gás natural não convencional explorada no mundo, é de extrema importância, pois o gás natural é considerado um combustível de transição de uma matriz energética baseada em energias fósseis para uma matriz com predominância de energias renováveis, considerando-se os seus benefícios, tanto ambientais quanto em aspectos estratégicos e econômicos. Os valores de COT variam de 0,04 a 3,52% com média de 1,31%, o que lhes confere um bom potencial gerador de hidrocarbonetos na área de estudo. Foram encontrados valores no pico S2 que variam de 5,13 a 63,13 mg HC/g de rocha para a maioria das amostras estudadas pela pirólise Rock-Eval, conferindo-lhes um bom a excelente potencial petrolífero. Os folhelhos apresentam querogênio do tipo I, II e IV, com predomínio do querogênio do tipo II e IV. Estudos de maturidade térmica da matéria orgânica (querogênio) com base nos valores de Tmax, IH, IP e Ro, indicam seu grau como imaturo (com baixo nível de conversão em hidrocarbonetos) a supermaturo (zona de gás seco). Amostras que alcançaram a janela de geração de gás seco não possuem potencial para geração de hidrocarbonetos, uma vez que apresentam querogênio do tipo IV, que evidencia baixo poder de preservação da matéria orgânica durante o intenso magmatismo ocorrido no Mesozóico (Jurássico/Cretáceo). A maioria das amostras analisadas apresentam bom potencial para shale gas e/ou shale oil, porém as condições de temperatura e pressão durante a diagênese não foram suficientes para a maturação da matéria orgânica nos folhelhos. Os folhelhos possuem altos teores de quartzo e quantidades significativas de outros minerais tais como, o feldspato plagioclásio (albita), mica e carbonatos (calcita e dolomita), podendo responder favoravelmente à fraturamento hidráulico. A estimativa de reservas indica que a área de estudo poderia ter um potencial para cerca de 23 Trilhões de Pés Cúbicos de reservas de gás natural não comprovadas tecnicamente recuperáveis. / The present work consisted in the accomplishment of a geological study in the northern portion of the Intracratonic Basin of Paraná. The study aimed to evaluate the potential for shale gas and shale oil exploitation of the Irati Formation black shales in the region of Goiás and Mato Grosso, Mid-West of Brazil, through the characterization of organic geochemistry of shales, determination of the generating potential and degree of maturation of the organic matter of the shales, characterization of the geological relations of the formation, thicknesses, areas of occurrence, alternation of layers with carbonates, depth of occurrence, fracturing patterns, mineralogical composition and estimation of technically recoverable shale gas reserves. The work contributes with a methodology that allows to evaluate the potential of generation and exploitation of shale gas and shale oil resources. The study on the subject of unconventional energy resources, especially shale gas, the main source of unconventional natural gas explored in the world, is extremely important because natural gas is considered a transition fuel of a energy matrix based on energies fossils for a matrix with predominance of renewable energies, considering its benefits, both environmental and strategic and economic aspects. The TOC values vary from 0.04 to 3.52% with an average of 1.31%, which gives them a good hydrocarbon potential in the study area. S2 peak values ranging from 5.13 to 63.13 mg HC / g of rock were found for most of the samples studied by Rock-Eval pyrolysis, giving them a good excellent oil potential.The shales present type I, II and IV kerogen, with predominance of type II and IV kerogen. Thermal maturity studies of organic matter (kerogen) based on the values of Tmax, HI, PI and Ro, indicate their degree as immature (with low conversion level in hydrocarbons) to supermature (dry gas zone). Samples that reached the window of dry gas generation do not have potential for hydrocarbon generation, since they present type IV kerogen, which evidences low preservation power of organic matter during the intense magmatism occurring in the Mesozoic (Jurassic / Cretaceous). Most of the analyzed samples present good potential for shale gas and / or shale oil, but the conditions of temperature and pressure during diagenesis were not sufficient for the maturation of the organic matter in the shales. The shales have high quartz contents and significant amounts of other minerals such as plagioclase feldspar (albite), mica and carbonates (calcite and dolomite), and can respond favorably to hydraulic fracturing. The reserve estimate indicates that the study area could have a potential for about 23 trillion cubic feet of unproved technically recoverable natural gas reserves.
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[en] COUPLED TERMOCHEMOPOROELASTIC MODEL FOR WELLBORE STABILITY ANALYSIS IN SHALES / [pt] MODELO ACOPLADO TERMO-QUÍMICO-POROELÁSTICO PARA A ANÁLISE DA ESTABILIDADE DE POÇOS EM FOLHELHOSEWERTON MOREIRA PIMENTEL DE ARAUJO 07 March 2006 (has links)
[pt] A grande maioria dos problemas de estabilidade de poços de
petróleo ocorre
em trechos de folhelhos, rochas nas quais, uma
especificação eficiente da pressão
do fluido de perfuração requer previamente uma
especificação correta da
concentração salina e da temperatura. Todavia, para um
dimensionamento
adequado das características do fluido de perfuração
necessárias à estabilidade do
poço, é necessário o uso de modelos matemáticos que
considerem um
acoplamento adequado entre efeitos poroelásticos, químicos
e térmicos.
Entretanto, a complexidade matemática das equações de
modelos acoplados
normalmente leva à adoção de soluções numéricas, que
consomem um tempo
computacional muito grande e, por isso, esses modelos não
são atrativos à
aplicação na análise da estabilidade de poços. Este
trabalho apresenta um modelo
acoplado termo-químico-poroelástico representado por duas
soluções, uma
numérica, que utiliza o método dos elementos finitos, e
outra analítica, baseada no
método das transformadas de Laplace. Ao comparar ambas as
soluções é
demonstrado que a solução analítica consegue representar
tão bem quanto à
solução numérica os principais processos acoplados
presentes durante a
perfuração de folhelhos e que influenciam na sua
estabilidade e, por esta razão,
pode ser utilizada na análise de estabilidade de poços em
folhelhos. Através de um
estudo de caso, é verificado que um controle eficiente da
estabilidade do poço é
obtido especificando a pressão do fluido de perfuração em
função da sua
temperatura e concentração salina. Estes resultados também
indicam as razões de
alguns problemas não previstos por modelos desacoplados, e
que quase sempre
ocorrem durante a perfuração em folhelhos. / [en] Wellbore stability problems are most common when drilling
through shales.
In order to avoid such problems in this kind of rocks the
solute concentration and
temperature must be properly defined in the drilling fluid
composition, which
requires considering poroelastic, thermal and chemical
effects in a coupled way.
The equations complexity of coupled models usually results
in numerical
solutions that are very time consuming, thus, unattractive
for stability analysis. In
an opposite way, it is very difficult to develop closed-
form solutions for coupled
models. This work presents a thermochemoporoelastic model
represented by a
numerical solution based upon the finite element method
and an analytical
solution based upon the Laplace transform method. A
comparison between the
results of the numerical solution and analytical solution
shows that the later can
reproduce the coupled processes involved in the wellbore
stability problem in
shales as well as the former, and for this reason the
closed-form solution can be
applied as a practical tool in wellbore stability
analysis. The analysis of a typical
wellbore drilled through shales showed that an efficient
control of wellbore
stability can be obtained through an adequate
specification of the drilling fluid
pressure when taking in account its solute concentration
and temperature. The
model was also able to explain some problems not predicted
by uncoupled
models, but almost always seen while drilling through
shales.
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