Navegando por Autor "Maniçoba, Naíra Sinara de Almeida"
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TCC Solubilidade de sais de carbonatos em misturas aquosas contendo monoetilenoglicol na presença de dióxido de carbono(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-06-09) Maniçoba, Naíra Sinara de Almeida; Chiavone Filho, Osvaldo; Oliveira, Humberto Neves Maia de; Andrade, Deborah Cordeiro deDurante o processo de exploração e produção de petróleo e gás, a formação de hidratos de gás pode causar a interrupção do fluxo nas tubulações, comprometendo a segurança e, sobretudo, a produtividade da operação. Por este motivo, inibidores termodinâmicos de formação de hidratos, como o monoetilenoglicol (MEG), são adicionados ao sistema com o intuito de garantir a viabilidade econômica e operacional do processo. Contudo, quando em contato com íons presentes na água de formação, o MEG pode levar a diminuição da solubilidade de sais e contribuir para o acúmulo de incrustações nas tubulações. Tal processo pode, eventualmente, ocasionar bloqueio de linhas e, consequente, parada da unidade. As perdas atreladas a incidência de incrustações alcançam, em escala global, bilhões dólares ao ano na indústria petrolífera e, dessa forma, o estudo a respeito das condições favoráveis a precipitação e tecnologia de inibição a formação destes depósitos são highlights na produção de petróleo e gás. Além disso, dados de solubilidade de sais são de fundamental importância na contribuição para otimização do projeto e operação das plantas de recuperação e regeneração de MEG, cujo processo envolve etapa de remoção de sais. Este trabalho tem como objetivo estudar as condições da precipitação a partir de sistemas aquosos contendo MEG e sais de carbonatos de estrôncio (SrCO3) e de ferro (FeCO3), na presença ou ausência de dióxido de carbono, avaliando dados de solubilidade. A metodologia utilizada consiste na aplicação de método estático analítico para determinação de dados de solubilidade, em sistemas contendo concentrações de MEG variando dentro do intervalo de 0% a 100%. As pressões parciais de CO2 de operação vão desde 760 mmHg até 1520 mmHg para o carbonato de estrôncio e desde 760 mmHg até 1210 mmHg para o carbonato de ferro. O comportamento identificado a partir da análise dos dados de solubilidade mostra que o aumento da concentração de MEG provoca uma diminuição da solubilidade dos sais no sistema. O aumento da pressão parcial de CO2, por sua vez, influencia diretamente no sentido de promover redução do pH do meio, assim como maior dissolução de CO2 em solução, provocando um aumento na solubilidade dos sais, ou seja, diminuindo a quantidade de precipitado no sistema. Modelos matemáticos como a correlação empírica de Setchenov e o logaritmo de excesso da solubilidade foram aplicados aos dados experimentais, com o propósito de explicar o comportamento observado. Tais correlações apresentaram representatividade satisfatória, com baixa dispersão entre os dados calculados e experimentais.Artigo Strontium carbonate solubility data in aqueous mixtures of monoethyleneglycol under a carbon dioxide atmosphere(Brazilian Society of Chemical Engineering, 2018) Chiavone Filho, Osvaldo; Andrade, Deborah Cordeiro de; Maniçoba, Naíra Sinara de Almeida; Santana, Rony Oliveira de; Ferreira, Fedra A.V.; Figueiredo, Camila S.; Nascimento, Jailton Ferreira do; Pereira, Leonardo S.In order to inhibit natural gas hydrate formation, monoethyleneglycol (MEG) is usually injected into producing well heads. The MEG regeneration process is continuously performed at the platform. Scaling problems usually occur due to the presence of chlorides and carbonates. This work presents salt solubility data for the aqueous system with strontium carbonate, MEG and carbon dioxide. A specific analytical method was developed. Thus, experimental data for strontium carbonate (SrCO3) solubility at various carbon dioxide pressures are reported. Solubilities of SrCO3 in water were measured from 760 to 1610 mmHg at 278.15. 288.15. 298.15 and 323.15 K. For the mixed solvent (ms) conditions, solubilities were measured at 298.15 K and four isobars, i.e., 760, 1210, 1410 and 1520 mmHg. Experimental data were correlated and demonstrated to be accurate for thermodynamic modeling and process simulation