TEXTO DE APOIO DE RECURSOS ENERGÉTICOS_UNIDADE II_ HIDROCARBONETOS_2024

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Texto de apoio de Recursos Energéticos_Unidade II: Hidrocarbonetos 
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 UNIDADE II: HIDROCARBONETOS 
 Dos recursos energéticos não renováveis, destacam-se os combustíveis fósseis, que 
 compreendem os hidrocarbonetos (petróleo e gás), carvão mineral e urânio. 
 1. Conceito de hidrocarbonetos 
 Os hidrocarbonetos são definidos como sendo compostos formados exclusivamente por 
 átomos de carbono e de hidrogênio. 
 Um hidrocarboneto é um composto químico constituído por átomos de carbonos e de 
 hidrogénio unidos tetraedricamente por ligação covalente assim como todos os compostos 
 orgânicos. 
 A cadeia principal de um hidrocarboneto é formada de carbono e, por sua vez, os átomos de 
 hidrogênio se ligam por meio de ligação covalente. Os hidrocarbonetos não são só um tipo de 
 substância, mas sim grupo de substâncias formadas apenas por átomos de carbono e de 
 hidrogénio. Os hidrocarbonetos presentes no gás natural podem ter mais de um átomo de 
 carbono. 
 Vulgarmente a palavra petróleo (do latim petra + Oleum ) é usada para designar todos 
 hidrocarbonetos naturais que se encontram nas rohcas, independentemente do seu estado 
 físico em que se encontram (gasosos, líquidos ou sólidos); em sentido restrito, diz respeito aos 
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 materiais líquidos, misturas complexas de hidrocarbonetos em associação com pequenas 
 quantidades de outras Substâncias como o azoto, o oxigénio o enxofre (impurezas). 
 Os hidrocarbonetos naturais são compostos químicos constituídos apenas por átomos de 
 carbono (C) e de hidrogénio (H), aos quais se podem juntar átomos de oxigénio (O), azoto ou 
 nitrogénio (N) e enxofre (S), dando origem a diferentes compostos de outros grupos 
 funcionais. 
 São conhecidos alguns milhares de hidrocarbonetos. As diferentes características físicas são 
 uma consequência das diferentes composições moleculares. Contudo, todos os 
 hidrocarbonetos apresentam uma propriedade comum: oxidam-se facilmente liberando calor. 
 Os hidrocarbonetos naturais formam-se a grandes pressões no interior da terra (abaixo de 
 150 km de profundidade) e são trazidos para zonas de menor pressão através de processos 
 geológicos, onde podem formar acumulações comerciais ( petróleo , gás natural , etc). As 
 moléculas de hidrocarbonetos, sobretudo as mais complexas, possuem alta estabilidade 
 termodinâmica. Apenas o metano , que é a molécula mais simples (CH 4 ), pode se formar em 
 condições de pressão e temperatura mais baixas. Os demais hidrocarbonetos não são formados 
 espontaneamente nas camadas superficiais da terra. 
 2. Classificação dos hidrocarbonetos 
 A diversidade de hidrocarbonetos existentes reside no facto de o átomo o átomo de carbono 
 possuir a carbono possuir a capacidade de formar diversos tipos de combinações químicas. 
 Existem diversos critérios de classificação dos hidrocarbonetos, a saber: 
 a) Com base na forma da cadeia carbónica principal 
 ● Alifáticos - com cadeias carbónicas abertas ou acíclicas (alcanos, alcenos, alcinos e 
 alcadienos); e 
 ● Cíclicos - com cadeias carbónicas fechadas ou cíclicas (ciclanos, ciclenos, ciclinos, 
 aromáticos). 
 b) Com base nas ligações das cadeias carbónicas entre Carbono e Hidrogénio 
 ● Saturados - com ligações simples (alcanos e ciclanos) 
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https://pt.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo
https://pt.wikipedia.org/wiki/G%C3%A1s_natural
https://pt.wikipedia.org/wiki/Metano
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 ● Insaturados - com ligações duplas ou triplas (alcenos, alcinos, alcadienos, ciclenos, 
 ciclinos e aromáticos). 
 Contudo, uma vez que os hidrocarbonetos naturais não se originam de forma isolada, no 
 contexto da disciplina de Recursos Energéticos, inserida no curso de Geologia, os 
 hidrocarbonetos podem ser classificados considerando as ligações entre carbono e hidrogénio 
 e a presença de outros compostos além do Carbono e Hidrogénio. Assim, os hidrocarbonetos 
 podem ser: 
 ● Saturados: são compostos de C e H unidos por ligações simples, incluem os alcanos 
 normais (parafinas normais ou n-alcanos), os isoalcanos (isoparafinas ou alcanos 
 ramificados) e os cicloalcanos (alcanos cíclicos ou naftenos). 
 ● Aromáticos: são compostos que apresentam o anel aromático (benzeno) e ocorrem 
 sempre no estado líquido. Ex. Toluene 
 ● Não-hidrocabonetos: são compostos que contém outros elementos, além do carbono 
 e hidrogênio, denominados de heteroátomos. Como os elementos nitrogênio, enxofre e 
 oxigênio são os heteroátomos mais comuns, esses compostos são geralmente 
 conhecidos como NSO. As resinas e asfaltenos são compostos NSO de alto peso 
 molecular, pouco solúveis em solventes orgânicos. 
 Um átomo de carbono pode formar quatro ligações diferentes com outros átomos. Se por um 
 lado, dois átomos de carbono se unem, utilizando duas das quatro possibilidades de ligação, 
 origina-se uma ligação dupla, característica dos hidrocarbonetos olefínicos ou olefinas. E 
 exemplo desta série de hidrocarbonetos é o etileno (H2C=CH2), gás muito utilizado no 
 fabrico de polietileno. 
 Quando o átomo de carbono usa três das suas possibilidades de ligação tripla, característica 
 dos hidrocarbonetos acetilénicos (H-C , outras possibilidades de ligação podem ≡ 𝑐 − 𝐻 )
 ocorrer com os átomos de carbono, formando outras estruturas cíclicas próprias dos 
 hidrocarbonetos aromáticos (por exemplo, o Benzeno). Todas as condições acima de C6 são 
 líquidas nas condições de pressão, temperatura normais na superfície da terra. 
 3. Origem dos hidrocarbonetos/Petróleo: 
 A origem do petróleo admite duas teorias, nomeadamente: inorgânica e orgânica. 
 a) Teoria inorgânica 
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 Postula que o petróleo é formado por processos não biológicos, a partir de moléculas de 
 hidrocarbonetos estáveis a altas pressões e temperaturas, nas profundezas do planeta (manto), 
 sofrendo posterior contaminação biológica por bactérias na crosta terrestre. 
 A teoria inorgânica fundamenta-se com base na: 
 ● Presença de compostos de hidrogénio e carbono em algumas rochas cristalinas; 
 ● Presença de hidrocarbonetos em gases vulcânicos; e 
 ● Presença de hidrocarbonetos em alguns meteoritos. 
 b) Teoria Orgânica: 
 Postula que o petróleo é originado de resíduos orgânicos acumulados no passado em 
 depressões da crosta terrestre e que posteriormente foram cobertos por sedimentos. Estes 
 sedimentos são resultado da erosão de rochas antigas e de microrganismos de natureza animal 
 ou vegetal, e foram acumulados durante milhões de anos em fundos de lagos ou mares pobres 
 em oxigénio e se converteram em rochas. A acção do tempo e da pressão da crosta terrestre 
 actuantes sobre o material depositado, transformaram os resíduos em massas homogéneas 
 viscosas de coloração negra, denominadas jazidas de petróleo. 
 Assim sendo, os reservatóriosde petróleo estão relacionados às rochas sedimentares e às 
 bacias sedimentares. 
 A teoria orgânica é actualmente aceite com base nos seguintes argumentos: 
 ● A maioria das acumulações do petróleo encontra-se nas rochas sedimentares, (apesar 
 de se obter hidrocarbonetos no laboratório, isso deve ser a partir da matéria orgânica); 
 ● Os hidrocarbonetos podem ser sintetizados no laboratório a partir de rochas 
 sedimentares ricas em matéria orgânica; 
 ● Disseminação dos hidrocarbonetos nas Rochas geradoras; e 
 ● A maioria dos compostos de petróleo é de origem bioquímica. 
 Portanto, associando-se à teoria orgânica, pode-se concordar que o petróleo tem origem a 
 partir da decomposição da matéria orgânica (plâncton) resultante de restos de animais e 
 plantas juntamente com rochas sedimentares, que após longo tempo sofrendo acções de 
 bactérias anaeróbicas e químicas (acção bioquímica), activadas pelo aumento de temperatura 
 e pressão sofrem um craqueamento térmico acabam por transformar o Querógeno em 
 hidrocarbonetos. 
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 A maioria dos compostos que formam o petróleo são de origem orgânica, mas até que a 
 matéria chegue ao estado do petróleo são necessárias condições especiais. O ambiente 
 marinho concretamente a plataforma continental reúne tais condições visto que é a zona do 
 apogeu da produção da matéria orgânica. 
 O petróleo ocorre em rochas sedimentares depositadas em ambientes aquáticos (marinhos ou 
 lacustres). As condições físicas químicas e biológicas transformam as rochas e a matéria 
 orgânica em um reservatório de petróleo e gás natural. 
 4. Composição química do petróleo 
 O petróleo é constituído basicamente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos (de 
 hidrocarbonetos). Quando a mistura contém uma maior percentagem de moléculas pequenas 
 seu estado físico é gasoso, enquanto quando contém moléculas maiores seu estado físico é 
 líquido, nas condições normais de temperatura e pressão. O petróleo contém centenas de 
 compostos químicos, e separá-los em componentes puros ou misturas se composição 
 conhecida é praticamente impossível. O petróleo é normalmente separado em fracções de 
 acordo com a faixa de ebulição dos compostos. 
 Figura 1: Diferentes fracções típicas que são obtidas da destilação de petróleo. 
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 Um elemento químico que é comummente encontrado no petróleo é o enxofre, que pode 
 conter frações centesimais até mais de 5%. Geralmente os petróleos mais densos são os mais 
 ricos em enxofre. O teor de oxigénio contido no petróleo é inferior a 2% e seus compostos 
 principais são ácidos carboxis e fenóis. 
 Tabela 1: Fracções de compostos obtidas pela destilação do petróleo 
 Tabela 2: Composição Química típica do petróleo 
 Hidrogénio 11-14% 
 Carbono 83-87% 
 Enxofre 0.06-8% 
 Nitrogénio 0.11-1.7% 
 Oxigénio 0.1-2% 
 Metais Até 0.3% 
 5. Factores condicionantes da ocorrência de petróleo em bacias sedimentares 
 A formação de uma acumulação de petróleo em uma bacia sedimentar requer a associação de 
 uma série de fatores: (a) A existência de rochas ricas em matéria orgânica, denominadas de 
 rochas geradoras; (b) As rochas geradoras devem ser submetidas às condições adequadas 
 (tempo e temperatura) para a geração do petróleo; (c) A existência de uma rocha com 
 porosidade e permeabilidade necessárias à acumulação e produção do petróleo, denominado 
 de rochas reservatório; (d) A presença de condições favoráveis à migração do petróleo da 
 rocha geradora até a rocha reservatório; (e) a existência de uma rocha impermeável que 
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 retenha o petróleo, denominada de rocha selante ou capeadora ou cobertura; (f) um arranjo 
 geométrico das rochas reservatório e selante que favoreça a acumulação de um volume 
 significativo de petróleo denominado de armadilha. 
 Uma acumulação comercial de petróleo é o resultado de uma associação adequada destes 
 fatores no tempo e no espaço. A ausência de apenas um desses fatores inviabiliza a formação 
 de uma jazida petrolífera. 
 a) Rocha Geradora 
 Uma rocha geradora deve possuir matéria orgânica em quantidade e qualidade adequadas e 
 ser submetida ao estágio de evolução térmica necessário para degradação do querogênio . É 
 aceito de modo geral, que uma rocha geradora deve conter um mínimo de 0,5 a 1,0% de teor 
 de carbono orgânico total (COT). Os aspectos volumétricos da rocha geradora (espessura e 
 extensão lateral) também não devem ser ignorados, pois uma rocha com quantidade e 
 qualidade da matéria orgânica adequadas pode ser, por exemplo, muito delgada para gerar 
 quantidades comerciais de petróleo. 
 Figura 2: Rocha Geradora escura devido a acumulação de petróleo (a esquerda), A 
 direita uma Rocha geradora (black Shales) em afloramento exposta pela erosão. 
 b) Rocha Reservatório 
 Rocha reservatório é aquela rocha que possui uma porosidade e permeabilidade adequadas 
 para o acúmulo de petróleo. Geralmente são arenitos e rochas carbonáticas. Estas rochas 
 acumulam dentro das suas cavidades quantidades significativas de hidrocarbonetos. Quanto 
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 maior for a porosidade e permeabilidade da rocha maior é a sua capacidade de acumular 
 hidrocarbonetos. 
 A porosidade é definida como a percentagem (em volume) de vazios de uma rocha. Na 
 maioria dos reservatórios a porosidade vária de 10 a 20%. A porosidade absoluta 
 corresponde ao volume total de vazios, enquanto porosidade efectiva se refere apenas aos 
 poros conectados entre si. Para a engenharia de reservatório, o parâmetro realmente 
 importante é a porosidade efetiva , pois representa o volume máximo de fluidos que pode ser 
 extraído da rocha, já que os poros isolados não estão acessíveis para a produção de fluidos. 
 Figura 3: Exemplo de uma rocha reservatória (Arenito poroso) 
 c) Rochas selantes Capeadora ou Cobertura 
 Rocha selante é uma barreira para impedir que o fluxo do óleo atinja a superfície e se 
 decomponha. Essa barreira é nomeada rocha selante ou capeadora, ela deve ser de baixa 
 permeabilidade e de característica plástica, para que não se fratura devido às condições de 
 temperatura e pressão nas quais são submetidos. As principais rochas que funcionam como 
 rocha selante são argilas, folhelhos e evaporitos. Situações estruturais em que o arranjo 
 espacial de rochas reservatório e selante possibilita a acumulação de petróleo são chamadas de 
 trapas, podendo ser resultantes de diferentes processos geológicos, como actividades 
 tectónicas e variações litológicas. 
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 d) Armadilhas ou trapas de petróleo 
 São estruturas geológicas ou estratigráficas que permitem o aprisionamento do petróleo em 
 camadas geológicas especiais. O ponto em que o petróleo pode vazar dessa estrutura é 
 chamado de ponto de derramamento . O fechamento é a coluna de óleo máxima que a 
 estrutura pode suportar antes de vazar pelo ponto de derramamento. 
 As armadilhas podem ser classificadas de acordo com o tipo de estrutura que as produz, 
 distinguindo-se entre: 
 ● Armadilhas estruturais : Este tipo de armadilhas é criado por deformações sin ou pós 
 deposicionais das camadas, que conferem a estas formas geométricas que permitem a 
 acumulação dos hidrocarbonetos. As estruturas resultantes podem ser dominadas por 
 dobras, falhas, perfurações halocinéticas ( diapires ) ou uma combinação destes 
 processos. 
 ● Armadilhas estratigráficas : são relacionadas às características primárias nas 
 sequências sedimentares e não requerem deformações estruturais como falhas. Podem 
 ser alternâncias litológicas que lhes confere desempenhar esta função. 
 Figura 4: Armadilhas estratigráficas 
 Estas armadilhas são particularmente ou no seu todo resultante da variação de fácies ou 
 descontinuidades e não o resultado da deformação tectónica. Arenitos porosos que que 
 passam lateralmente que passam lateralmente por folhelhos impermeáveis são bons exemplos 
 deste tipo de armadilhas. 
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 Figura 5: Variações laterais de fácies formando armadilhas estratigráficas 
 A avaliação regional das armadilhas deve concentrar-se em colocar as potenciais armadilhas 
 no contexto do sistema petrolífero da bacia. O conjunto dos conhecimentos das placas 
 tectónicas, do tipo de bacia e da evolução estrutural/estratigráfico deve ser usado para prever 
 os diferentes estilos de armadilhas estruturais e estratigráficas que se podem encontrar na 
 área, devendo-se prestar atenção especial à idade da formação das armadilhas e a sua relação 
 coma idade de geração dos hidrocarbonetos, da migração e da sua acumulação. As armadilhas 
 formadas depois da fase de migração não são interessantes. Estes tipos de armadilha é comum 
 em depósitos fluviais, canais turbidíticos submarinos e em depósitos recifais. 
 6. Etapas de geração/formação do petróleo 
 A geração do petróleo associa-se às bacias sedimentares e matéria orgânica que nesta se 
 acumula e depois sofre transformação. De uma forma mais sintética a formação de petróleo 
 obedece às seguintes etapas: 
 1- Existência da matéria orgânica 
 2- Existência de um espaço para acumulação da matéria orgânica 
 3- Preservação da matéria orgânica 
 4- Transformação da matéria orgânica 
 6.1. Existência da matéria orgânica 
 O termo matéria orgânica refere-se ao material presente nas rochas sedimentares, que é 
 derivado da parte orgânica dos seres vivos. A quantidade e qualidade da matéria orgânica 
 presente nas rochas sedimentares refletem uma série de factores, tais como a natureza da 
 biomassa, o balanço entre produção e preservação de matéria orgânica, e as condições físicas 
 e químicas do paleoambiente deposicional. 
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 A matéria orgânica que gera petróleo resulta da acumulação de organismos planctónicos, que 
 pode ser Zooplâncton (foraminíferos, radiolários, gastrópodes pelágicos, diatomácea, 
 terópodes), fitoplâncton (algas planctónicas) assim como de outra matéria orgânica lenhosa 
 proveniente de aporte externo. De um modo geral, os organismos são constituídos pelos 
 mesmos compostos: lipídios, proteínas, carbohidratos e, nas plantas superiores, lignina. A 
 proporção entre estes compostos, no entanto, difere entre os diversos tipos de organismos. 
 As condições climáticas, presença de nutrientes, a temperatura faz com as zonas polares sejam 
 mais adequadas na produção da matéria orgânica. 
 6.2. Acumulação e preservação da matéria 
 Nas bacias sedimentares a acumulação da matéria orgânica resulta da decantação da matéria 
 orgânica planctónica, autóctone resultante da produção interna através da fotossíntese 
 (fitoplâncton e Zooplâncton) e alóctone, resultante de aportes externos através da descarga 
 dos rios. Esta matéria acumula-se no fundo das bacias sedimentares por decantação e 
 recoberto por uma camada sedimentar. A acumulação da matéria orgânica é um processo 
 bastante lento, a acumulação global da matéria orgânica nos oceanos é toneladas por 5 . 10 10 
 ano. 
 A acumulação biológica é intensa nos 20 a 30m de profundidade, onde a maioria do 
 zooplâncton se desenvolvem. Em águas claras a luz solar incide mais profundamente, mas 
 ocorre pouco aporte em nutrientes. Nos 100 a 150m de profundidade a luz solar é bastante 
 fraca mesmo em águas claras. O fitoplâncton nutre o zooplâncton e este prolifera onde há uma 
 proliferação vigorosa do zooplâncton. Os microrganismos decantam após a sua morte, e os 
 nutrientes são reciclados a altas profundidades. Bacias com uma circulação restrita de águas 
 preservam mais matéria orgânica e produzem boas rochas geradoras de hidrocarbonetos. A 
 exposição da matéria orgânica ao oxigênio (em superfície) resulta na sua degradação. Nos 
 ambientes aquáticos, o grau de preservação da matéria orgânica depende da concentração de 
 oxigênio e do tempo de trânsito da biomassa ao longo da coluna de água e de exposição na 
 interface água/sedimento. Assim em águas óxicas a matéria orgânica tende a ser degrada, 
 enquanto em águas anóxicas, há melhores condições de preservação. Em bacias cuja toda a 
 coluna da água é óxica, altas taxas de sedimentação podem auxiliar na preservação da matéria 
 orgânica, retirando-a da interface água/sedimento. 
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 Figura 6: Produção e Preservação da matéria Orgânica 
 A existência de meio bêntico anaeróbico e anóxico favorece a preservação da matéria 
 orgânica uma vez que em condições de alto nível marinho em extensas áreas de plataformas 
 submergidas podem existir condições propícias para a preservação e produção da matéria 
 orgânica. Estas condições favorecem a existência do mais alto rácio H/C da matéria autóctone 
 quando comparado com os períodos de baixo nível marinho em que existe maior aporte da 
 matéria orgânica alóctone. 
 As condições propícias a formação e preservação da matéria orgânica, percursora do petróleo 
 implica: águas bênticas anaeróbicas e anóxicas no sedimento. Estas condições são reectidas 
 pela laminação de sedimento e favorecem preservação selectiva das substâncias mais 
 resistentes húmicas, (ceras, resinas e outros lípidos). As condições mais propícias para a 
 preservação da matéria orgânica vericam-se durante os períodos transgressivos quando as 
 zonas de anóxia na coluna de água estende-se sobre as plataformas continentais.6.2.1. Tipos de matéria orgânica Geradoras de petróleo 
 ● Matéria orgânica amorfa : forma subcoloidal, resultante da decomposição das algas 
 microscópicas e bactérias. É mais adequada para a geração de óleo e gás , possui 
 elevado teor em Hidrogénio e baixo teor de Oxigénio. 
 ● Matéria orgânica herbácea : cutículas vegetais, pólens, esporos provenientes de 
 vegetais superiores. Também originam óleo e gás . Contem menor teor de hidrogénio e 
 maior de oxigénio que a matéria amorfa. 
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 ● Matéria orgânica lenhosa: partículas de aspecto lenhoso. Gera exclusivamente gás e 
 somente sob severas condições de temperatura. Tem baixo teor de hidrogénio e alto 
 teor de oxigénio. 
 6.3. Transformação da matéria Orgânica 
 A matéria orgânica planctónica uma vez morta esta decanta-se no fundo das águas, onde é, em 
 seguida, soterrada pelos sedimentos, outra parte da matéria orgânica ( fitoplâncton ) é 
 consumida pelo zooplâncton que por sua vez liberta seus excrementos ’’ pelletes fecais’’ que 
 por sua vez se acumulam no fundo, pelo aumento da sedimentação e consequentemente da 
 pressão e temperatura vai iniciando o processo de craqueamento térmico ou breakdown da 
 matéria orgânica. 
 Com o aumento da temperatura e pressão a matéria orgânica passa por varias fases de 
 transformação e cada fase gera um tipo hidrocarbonetos, a saber: 
 1. Diagénese: começa aos 65°C com a transformação a nível dos sedimentos 
 recentemente depositados, é onde a actividade microbiana se constitui num dos 
 principais agentes de transformações. Nesta fase os arranjos químicos ocorrem em 
 pequenas profundidades e no final desta fase a matéria orgânica constitui o 
 querógeno (fracção da matéria orgânica insolúvel em solventes orgânicos) que 
 transforma em metano biogénico. Do ponto de vista de exploração do petróleo as 
 rochas geradora ainda é considerada imaturas . 
 2. Catagénese: resulta do aumento do gradiente geotérmico (65-165°C) durante a 
 história da subsidência das bacias sedimentares. A degradação térmica do 
 querógeno é responsável pela geração simultânea da maioria dos hidrocarbonetos. 
 Esta constitui a fase da formação do óleo e gás húmido. Nesta fase as rochas 
 geradoras são consideradas maduras . 
 3. Metagénese: é alcançada a altas profundidades, e a temperatura compreendida é 
 entre (165-210°C), quando há destruição dos hidrocarbonetos líquidos sendo 
 preservado apenas o gás seco ou termoquímico . 
 4. Metamorfismo: vai além dos 210°C e as rochas geradoras são consideradas senis 
 ou supermaturas . Esta fase começa mais cedo que o metamorfismo da fase 
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 mineral. Nesta fase ocorre a degradação dos hidrocarbonetos gerados deixando 
 remanescentes de gás carbónico e alguns resíduos do gás metano. 
 Figura 7: Estágios de transformação da matéria orgânica e respectivo produto 
 Figura 8: Diversificação de hidrocarbonetos em função da profundidade e temperatura. 
 A subsidência levado a cabo pela carga litostática leva, igualmente ao incremento da 
 temperatura e pressão propiciando a geração de hidrocarbonetos variados. A maturidade das 
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 rochas geradoras pode ser calculada com a ajuda da modelização da bacia integrando dados 
 da temperatura ao longo tempo. A curva de subsidência da rocha geradora é determinada a 
 partir da idade estratigráfica e a espessura da sequência. A partir da estimação do gradiente 
 geotérmico a temperatura pode ser convertida. Neste contexto obtemos a curva que a história 
 térmica do querógeno ao longo do tempo geológico. 
 Gráfico 1: Diversificação dos hidrocarbonetos em função da profundidade tempo e 
 subsidência 
 As rochas geradoras de acordo com o grau de geração de hidrocarbonetos podem ser 
 classificadas em: 
 ● Rochas Imaturas: As condições termoquímicas ainda não são adequadas para a 
 geração de petróleo. 
 ● Rochas Maduras: As condições termoquímicas foram adequadas para a geração de 
 quantidades substanciais de Hidrocarbonetos (Óleo e gás). 
 ● Rochas Senis/hipermaturas: Condições termoquímicas foram excessivas a Geração 
 de petróleo líquido, gerando apenas Gás. 
 6.3.1. Maturação de Matéria orgânica 
 O grau de alteração da matéria orgânica pode ser medido em diferentes formas. Através dos 
 materiais vegetais ao se alterarem por acção da temperatura e pressão tornam-se reflectores da 
 luz. Esta capacidade de reflexão pode ser medida a partir da vitrinite (material vegetal) no 
 microscópio. Quanto maior for o estágio da transformação, maior é a reflectância à vetrinite . 
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 A reflectância de 0.8 a 1.2 indica que a rocha geradora gerou mais óleo e inicia a produção do 
 óleo, ou seja, a rocha encontra-se no meio da janela de óleo, e as rochas são chamadas 
 maduras . 
 Valores abaixo 0-0.5 mostram que a rocha geradora não sofreu uma transformação suficiente 
 para a geração de hidrocarbonetos e as rochas são chamadas imaturas. 
 A reflectância de 1.2 a 2, mostra que todo óleo já foi gerado, e estamos na janela de gás 
 natural, e as rochas são chamadas hipermaturas . Acima de 2 já não há geração de 
 hidrocarbonetos apenas fracções pesadas de hidrocarbonetos formados por asfaltos, grafita. 
 O estudo da reflectância da vitrinite é um método chave para obter a história de temperatura 
 das bacias sedimentares. Este método foi estudado primeiramente por exploradores de carvão 
 que tentavam diagnosticar a maturidade térmica das camadas de carvão. Mais recentemente, 
 sua utilização como ferramenta de estudo da transformação do querogênio em 
 hidrocarbonetos vem sendo muito explorada. O principal atrativo do método para esta 
 aplicação é sua sensibilidade a faixas de temperatura que correspondem àquelas da geração de 
 hidrocarbonetos (60º a 120º C). Assim, utilizando-se uma calibração apropriada, a reflectância 
 da vitrinite pode ser utilizada como um indicador da maturidade em rochas geradoras de 
 hidrocarbonetos. Os microfósseis através da sua coloração pode se traçar a estória térmica de 
 um jazido perolífero. 
 Figura 9: Alteração da matéria orgânica e seu relativo da reflectância a vitrinite. 
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 6.4. Migração do petróleo 
 Para se ter uma acumulação de petróleo é necessário que, após o processo de geração, ocorra 
 a migração e que esta tenha seu caminho interrompido pela existência de algum tipo de 
 armadilha geológica. A migração do petróleo constitui a deslocação do petróleo das zonas de 
 pressão maior para zonas de menor pressão, esta migração de diferentesfases (gasosa, liquida, 
 viscosa) impulsiona a organização dos fluidos em função da sua densidade. Onde os fluidos 
 mais leves ocupam a parte superior e os mais pesados a parte inferior. Geralmente 
 encontramos a configuração água, petróleo e gás natural. 
 Figura 10: Separação de fases de um reservatório do petróleo 
 Existem 3 tipos de migração: 
 1. Migração Primária : é a expulsão do petróleo da rocha geradora. Uma explicação 
 aceita é a expulsão da água das rochas geradoras, que levaria consigo o petróleo 
 durante o processo de compactação. Outra explicação estaria no microfraturamento 
 das rochas geradoras. Isto explicaria o fluxo através do meio de baixíssima 
 permeabilidade, como as rochas argilosas (folhelhos). 
 A migração primária dos hidrocarbonetos pode ocorrer em várias formas: 
 ● Difusão : abrange somente pequenas moléculas tais como metano e etano. 
 ● Migração em solução : a solubilidade de metano em água aumenta ordens de grandeza 
 em profundidades próprias a geração do petróleo. Para moléculas maiores é 
 insignicante. 
 ● Migração em fase gasosa : a compressão do gás aumenta linearmente a solubilidade 
 de Hidrocarbonetos líquidos. A migração com a paralela descompressão é importante 
 mecanismo da fraccionação natural dos hidrocarbonetos. 
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 ● Migração em fase líquida : a subida da pressão do líquido nos poros até 25% cria 
 microfracturação, em que os uidos podem se deslocar. Contudo, em profundidades de 
 formação os líquidos estão em estado supercríticos, perdendo-se a diferença entre fase 
 líquida e sólida. 
 2. Migração Secundária : é o percurso ao longo de uma rocha porosa e permeável até 
 ser interceptado e contido por uma armadilha geológica. A migração secundária ocorre 
 por causa de: Gradiente de pressão nos poros da rocha, diferenças de densidade entre 
 os líquidos (H20-1- 1.2 g/cm³, crude 0.5-1g/cm³,gàs <0.5g/cm³) e extrusão por 
 pressão. 
 3. Migração Terciária ou desmigração : a não contenção do petróleo em sua migração 
 permitiria seu percurso continuado em buscas de zonas de menor pressão até se perder 
 através de exsudações, oxidação e degradação bacteriana na superfície. 
 Atendidas as condições de geração e migração, para que se dê a acumulação do petróleo, 
 existe a necessidade de que alguma barreira se interponha no seu caminho, que é produzida 
 pela rocha selante cuja característica principal é a baixa permeabilidade. Além da 
 impermeabilidade, a rocha selante deve ser dotada de plasticidade, característica que a 
 capacita a manter sua condição selante mesmo após ser submetida a esforços e deformações 
 sem se fraturar. Duas classes de rochas são selantes por excelência: os folhelhos e os 
 evaporitos. A eficiência selante de uma rocha não depende só da espessura, mas também de 
 sua extensão. 
 7. Prospecção e pesquisa de petróleo: 
 ❖ Métodos de prospecção do petróleo: 
 A descoberta de uma jazida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que envolve um 
 longo, dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos das bacias sedimentares. 
 Somente após exaustivo prognóstico do comportamento das diversas camadas do subsolo, os 
 geólogos e geofísicos decidem propor a perfuração de um poço que mais investimento exige 
 em todo processo de prospeção. 
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 Uma prospecção visa fundamentalmente a dois objetivos: 
 ● Localizar dentro de uma bacia sedimentar situações geológicas que tenham condições 
 para a acumulação do petróleo; 
 ● Verificar qual, dentre estas situações, possui mais chance de conter o petróleo. Não se 
 pode prever, portanto, onde existe petróleo, e sim locais mais favoráveis para sua 
 ocorrência. A identificação de uma área favorável a acumulação de petróleo realizada 
 através de métodos geológicos e geofísicos, que, actuando em conjunto, conseguem 
 indicar o local mais propício para a perfuração. Todo o programa desenvolvido durante a 
 fase de prospecção fornece uma quantidade muito grande de informações técnicas, com 
 um investimento relativamente pequeno quando comparado ao custo de perfuração de um 
 único poço exploratório. 
 A prospecção e pesquisa de hidrocarbonetos envolve custos extremamente elevados, dai há 
 uma necessidade de se recorrer aos métodos preliminares de pesquisa através da informação 
 cartográfica assim como missões de terreno a fim de realizar as primeiras perícias para a 
 pesquisa e posteriormente definir se há necessidade ou não de recorrer a outros métodos ou 
 então desistir da operação. 
 Quanto mais conhecida for a geologia do terreno maior será a possibilidade de desenhar 
 estratégias fiáveis para descoberta de jazidas de petróleo. 
 Os métodos de pesquisa de petróleo divide se em: 
 ● Métodos geológicos 
 ● Métodos geofísicos 
 a) Geológicos 
 A obtenção da informação geológica do terreno é primordial antes de proceder a qualquer 
 outra etapa de pesquisa ou exploração de recursos petrolíferos. 
 ● Fotografias aéreas 
 A aerofotogrametria constitui o primeiro método comumente empregado neste processo, ele 
 visa obter a informação do terreno no seu todo. Pode ajudar na identificação de grandes 
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 estruturas geológicas associadas a acumulação de hidrocarbonetos como falhas, dobras e 
 anticlíneos. 
 ● Métodos Geológicos 
 Neste método o geólogo procura indícios e estruturas onde o petróleo tem probabilidade de se 
 acumular. Para esta etapa vários ramos de geologia funcionam em colaboração. 
 A geologia sedimentária permite traçar a história da bacia sedimentária a partir do estudo dos 
 depósitos sedimentares que lhe permitirá identificar os parâmetros petrofísicos (porosidade e 
 permeabilidade), a idade da rocha através dos fósseis, a estratigrafia da bacia sedimentar 
 assim como identificar a matéria orgânica através do estudo de lâminas ao microscópio. 
 A geologia estrutural junto com a sedimentologia procuram entender a evolução estrutural da 
 bacia sedimentar assim como identificar os prováveis reservatórios a partir do estudo de fácies 
 e da sucessão de eventos geológicos. 
 A geoquímica procura estudar a evolução, transformação e a maturação da matéria orgânica 
 através do estudo no laboratório de diferentes indícios (coloração dos foraminíferos, e a 
 reflectância a vitrinite). 
 b) Métodos Geofísicos 
 A geofísica nos auxilia no estudo e na interpretação dos fenómenos físicos que ocorrem no 
 interior da terra. Estes métodos podem ser aplicados em terra ( onshore ) e no mar ( offshore ). 
 Os métodos geofísicos nos auxiliam na identificação de contrastes de certos parâmetros 
 físicos que podem estar associados a existência de certas substâncias. Estes métodos podem 
 ser invasivos quando penetram ointerior da terra e não invasivos quando medem 
 passivamente uma grandeza física. 
 O método geofísico mais utilizado na prospecção do petróleo e a sísmica reflexão a refracção, 
 fornece informações sobre feições geológicas em subsuperfície que propiciam a acumulação 
 assim como as propriedades físicas que as compõe. 
 Este método baseia se na emissão das ondas sísmicas artificiais em subsuperfície ou no mar 
 (gerados por explosivos, vibrações ou canhões de ar) captando se o sinal sonoro do seu 
 retorno após terem percorrido o interior da terra e reflectido e refractados nas suas 
 descontinuidades e depois retorna a superfície e são captadas por receptores chamados 
 (geofones em terra) e hidrófobos (em mar). 
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 Figura 11: Princípio de funcionamento da sísmica reflexão 
 Na figura acima, o camião vibrador gera uma energia que se propaga em forma de ondas que 
 vai propagar no interior da terra e depois reflectida e captada pelos geofones para o camião 
 laboratório onde será convertido em perfis sísmicos. 
 Figura 12: Perfil sísmico mostrando duas dobra que são cobertas por terrenos 
 sedimentares a esquerda secção sísmica 3D. 
 a) Métodos invasivos 
 ● Perfilagem de Poços / Well Logging 
 A perfilagem de poços/ Well Logging consiste na medição de parâmetros físicos da rocha 
 perfurada. É feita através da introdução dum dispositivo eletrónico durante a perfuração e este 
 dispositivo regista os parâmetros físicos de cada rocha atravessada. Alguns parâmetros podem 
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 constituir indicador directo da acumulação de hidrocarbonetos enquanto que outros métodos 
 podem ser utilizados como diferencias. A Well Logging começou com uma simples avaliação 
 de condutividade elétrica das rochas mas actualmente constitui um método avançado e bem 
 sofisticado. Uma das vantagens da contínua avaliação de parâmetros físicos pontuais durante 
 a perfuração é o fornecimento detalhada da imagem da mudança súbita ou gradual dos 
 parâmetros físicos de uma camada para a outra. Frequentemente uma parte selecionada da 
 rocha reservatório é retirada para servir de testemunho representativo de toda a rocha, apenas 
 a perfilagem fornece informações pontuais de dados da rocha perfurado. 
 Os dispositivos modernos de perfilagem de poços registam vários parâmetros em simultâneo. 
 Os Principais tipos de Logs são: Perfis elétrico, perfis de resistividade, Perfis de 
 radioatividade, perfis sónicos acústicos, perfis de densidade e potencial espontâneo…etc. 
 - Perfileléctrico /electric Log: 
 Incluem os perfis de potencial espontâneo, resistividade e condutividade. Os perfis eléctricos 
 foram os primeiros a ser empregues na exploração de petróleo, visto que eram simples de 
 fazer medidas. Estes envolvem a medição da resistência eléctrica R (resistividade) e a 
 corrente entre o fluido da perfuração e a água contida na rocha (potencial espontâneo). 
 - Perfil de Radioactividade/Radioactive Log : 
 Inclui os perfis de raio gama e de Neutrão. Os Perfis gama medem a emissão dos raios gama 
 das rochas. A Neutron Log é obtida usando uma fonte de neutrões que emitem radiações na 
 rocha. A absorção muitas das vezes por átomos de hidrogénio contida na água e 
 hidrocarbonetos é depois medida. 
 - Perfis sónicos ou acústicos/ Acoustic (sonic) Logs : 
 Avalia a velocidade na qual o som atravessa a rocha, e em particular sobre a porosidade. Isto 
 indica igualmente se água ou gaz ocupa o espaço poroso. 
 - Dipmeter Logs 
 Este tipo de Log mede a inclinação das camadas assim como as laminações nas rochas. 
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 Os perfis de poço podem ser usados qualitativamente e quantitativamente. Qualitativamente 
 as reacções características dos diferentes tipos de rocha são usados para correlação 
 estratigráfica, identificação de fácies sedimentares. Etc. Quantitativamente é possível a partir 
 dos perfis determinar a porosidade e, se for relevante a saturação da rocha em água e gás. A 
 perfilagem de poços constitui uma base importante para correlação de sequências em bacias 
 sedimentares para a avaliação das propriedades da rocha reservatório e o seu conteúdo em 
 fluidos com propósito da produção. 
 É muito importante saber que o tipo de fluido de perfuração usado, tem uma forte influência 
 nos resultados registados, daí a importância de conhecer o tipo de fluido usado antes de 
 interpretar qualquer tipo de Log. 
 Figura 13: Esquema simplificado de funcionamento de Well Log 
 - Perfis de resistividade/Resistivity Log: 
 Os perfis da resistividade resultam da medição da resistência eléctrica entre 2 a 4 eléctrodos 
 os quais estão em contacto com as paredes do furo. A resistividade é medida em função da 
 secção transversal ( ) da rocha e a distancia entre os eléctrodos. A resistividade é dada em 𝑚 2 
 (ohm/ ). 𝑚 2 
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 A resistividade é o inverso da condutividade. Muitos minerais são bons isoladores e somente 
 os minerais argilosos e os sais como KCl e Nacl possuem uma significante condutividade. A 
 condução tem lugar perante a fase liquida e a resistência depende primeiramente da presença 
 do líquido nos poros com conteúdo salino. Rochas contendo nos seus póros água com uma 
 elevada concentração de sais possui uma baixa resistividade em relação as rochas contendo 
 água doce. 
 A condutividade é igualmente em função da quantidade da água contida nos póros, volume 
 dos póros assim como a sua distribuição na rocha. Cada medida em perfis eléctricos depende 
 do tipo do fluido de perfuração visto que este pode influenciar nas propriedades eléctricas das 
 rochas. 
 A partir do momento em que a condutividade das rochas não constitui o parâmetro do nosso 
 interesse, mas sim as propriedades das rochas, medimos o que chamamos de factor de 
 formação (F): 
 F =Ro/Rw 
 Onde: Ro é a resistividade da rocha quando é 100% saturada com água com resistência 
 RW.SW e portanto, a resistência de um volume equivalente apenas a água contida na 
 formação. A resistividade medida e portanto em função da saturação em água (SW) que 
 constitui a porosidade saturada de água. Caso haja presença de petróleo e gás na formação, 
 isso será detectável devido a maior resistividade . 
 O factor formação (F) é em função de porosidade e permeabilidade da rocha e é uma 
 expressão das propriedades da rocha independente da condutividade da água. Para sedimentos 
 com a porosidade primária elevada, o factor formação será uma expressão da diagénese da 
 rocha. A relação pode ser expressa em: 
 F =a/φm 
 Onde φ é a porosidade e m é o expoente de cimentação que varia de1 para rochas porosas e 3 
 para as rochas muito bem cimentadas (o valor médio é 2), a e constante o qual nos carbonatos 
 é 1. 
 Rochas carbonatadas F=1/φ2 
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 Areias consolidadas F=0.81/φ2 
 Areias médias F=1.45/ φ1.5 
 Sedimentos contendo água de baixa salinidade (águas meteóricas) possui uma resistividade 
 elevada que os sedimentos contendo água marinha salgada. Petróleo e particularmente gás 
 aumentarão muito a resistividade. Calcários são bons isoladores, quando eles forem bem 
 cimentados (possuem baixa porosidade e permeabilidade), calcários possuem uma elevada 
 resistividade. Camadas de carbono possuem elevada resistividade porque o carvão puro não 
 possui condutividade. 
 Arenitos puros e bem cimentados possuem uma elevada resistividade em relação aos arenitos 
 impuros ricos em argilas. Evaporitos incluindo sal são caracterizados por uma boa 
 condutividade e uma baixa resistividade. 
 A saturação em água (Sw) é determinada a partir da resistividade da rocha parcialmente 
 saturada de água (Rt) e a resistividade da rocha saturada de água (Ro). 
 A resistividade é fortemente influenciada pela invasão do fluido da perfuração. 
 Petróleo e gás possuem uma elevada resistividade que água, assim sendo, os perfis de 
 resistividade podem ser usados para localizar o contacto entre petróleo e água (OWC- Oil 
 water contact) e o contacto água e gás ou contacto gás/óleo (GWC,GOC) no reservatório. 
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 FICHA DE EXERCÍCIOS 
 Leia atentamente as perguntas que se seguem e responda-as com clareza e objectividade 
 1. Os recursos energéticos, entendidos como conjunto das diferentes formas de energia usadas 
 nas actividades humanas, desde as actividades domésticas assim como para fins industriais, 
 podem ser classificados em renováveis e não renováveis. 
 a) Diferencie-os tendo em conta os processos naturais associados à sua formação. 
 b) Dê exemplos de fontes não renováveis de recursos energéticos. 
 2. A explicação sobre a origem dos hidrocarbonetos é dada com base em duas teorias 
 principais. 
 a) Mencione-as. 
 b) Estabeleça a diferença entre as duas teorias. 
 c) O que há em comum entre as duas teorias? 
 3. O petróleo contém centenas de compostos químicos, cuja separação em componentes puros 
 ou misturas de composição conhecida é praticamente impossível, podendo normalmente ser 
 separado em fracções de acordo com a faixa de ebulição dos compostos. 
 a) Indique o intervalo de ebulição da fracção e o número de átomos de carbono por 
 molécula ideiais para se obter os seguintes produtos: gás engarrafado, querosene, 
 gasolina, óleo diesel e alcatrão. 
 b) Indique os 3 componentes químicos maioritários do petróleo. 
 4. A acumulação da matéria orgânica resulta da decantação da matéria orgânica planctónica 
 autóctone assim como alóctone. 
 ● Diferencie os termos sublinhados. 
 5. O processo de transformação da matéria orgânica para gerar o petróleo está directamente 
 relacionado com o aumento da profundidade e, por conseguinte da pressão e da temperatura, 
 após o seu soterramento. 
 a) Relacione as condições térmicas com os tipos de hidrocarbonetos naturais formados. 
 b) Elabore um esquema ilustrando as etapas de formação do petróleo. 
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 6. Um dos factores condicionantes da ocorrência de petróleo em bacias sedimentares é a 
 existência de uma rocha selante ou capeadora e esta deve ser de baixa permeabilidade e 
 plástica . 
 a) Explique a relevância das características sublinhadas. 
 b) Relacione a maturidade das rochas, hidrocarboneto gerado e o nível de reflectância à 
 vitrinite. 
 7. A migração do petróleo é uma das etapas do processo de sua formação, que culmina com o 
 seu acúmulo ou armazenamento em bacias sedimentares. 
 a) Explique as causas para a ocorrência da migração do petróleo. 
 b) Descreva as condições que favorecem a migração do petróleo. 
 c) Apresente um esquema que representa a forma de organização dos fluidos (petróleo, 
 gás e água) em função a sua densidade, após o processo de migração. 
 8. A descoberta de uma jazida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que envolve um 
 longo, dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos das bacias sedimentares. 
 a) Mencione os métodos invasivos aplicados na prospecção e pesquisa de petróleos. 
 b) Descreva dois (2) métodos dos mencionados. 
 Sucessos! 
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