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Armazenamento geológico de dióxido de carbono em reservatórios de petróleo: uma revisão da literatura
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-06-30) Galvão Júnior, Ricardo Henrique de Andrade; Chiavone Filho, Osvaldo; http://lattes.cnpq.br/2621516646153655; http://lattes.cnpq.br/3075068432116794; Dantas Neto, Afonso Avelino; Silva, Dennys Correia da
No mundo, as emissões de dióxido de carbono (CO2) têm sido cada vez maiores, principalmente por causa da crescente demanda energética mundial originada pelo aumento populacional acelerado. Além disso, o desenvolvimento de novas tecnologias, a industrialização e a consequente necessidade da utilização de mais meios de transporte contribuem, significativamente, para mais emissões de CO2 na atmosfera. Mediante o aparecimento de diversos efeitos negativos e alterações climáticas de nível global, viu-se o quanto é necessário encontrar soluções para conter os impactos ocasionados pela emissão dos gases do efeito estufa. Dentro desse contexto, o objetivo deste trabalho está centrado na realização de um estudo acerca da injeção de CO2 em reservatórios de petróleo como forma de aumentar a recuperação de óleo e, ao mesmo tempo, reduzir os efeitos causados pela emissão do CO2 na atmosfera. Para isso, foi realizada uma pesquisa, de caráter bibliográfico, dos últimos 5 anos, fundamentada na revisão da literatura sobre o tema. Os resultados apontam que, atualmente, já existem diversas soluções e tecnologias desenvolvidas especificamente para o aproveitamento do CO2 como agente de recuperação de petróleo. No entanto, há países onde as legislações ainda são bastante incipientes em relação ao armazenamento geológico e utilização do dióxido de carbono para fins de recuperação de petróleo.
Avaliação da estabilidade e atividade antioxidante de emulsões cosméticas contendo óleo de copaíba (Copaifera Officinalis L)
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-07-28) Lima, Meyrelle Figueiredo; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; http://lattes.cnpq.br/4789528535524269; http://lattes.cnpq.br/3921464601801025; Silva, Alaine Maria dos Santos; Vasconcelos, Claudio Lopes de; Silva, Dennys Correia da; Fonseca, José Luís Cardozo; http://lattes.cnpq.br/8143800826985556
As plantas começaram a ser utilizadas para fins terapêuticos desde o princípio da história e foi na busca por alimentos para sua sobrevivência que muitas propriedades tóxicas ou curativas de diversas plantas foram descobertas. Muitas plantas da flora brasileira têm sido utilizadas para tratar doenças e os produtos naturais vêm se tornando cada vez mais importantes e se tornando uma alternativa aos remédios sintéticos. O óleo-resina de copaíba é um antibiótico natural com grande potencial de eficácia contra bactérias gram-positivas, sendo muito utilizado como cicatrizante e anti-inflamatório no tratamento de infecções. O objetivo deste trabalho foi formular emulsões cosméticas a base de Tween 20 e óleo de copaíba e avaliar a estabilidade dessas formulações a partir de análises físico-químicas e testes biológicos. O estudo foi realizado desenvolvendo emulsões utilizando óleo resina de copaíba, Tween 20 e água destilada tendo como base um planejamento experimental denominado Rede de Scheffé. A partir das superfícies de resposta geradas através do Software Statística 7.0, a formulação com maior quantidade de fase aquosa (90 % de água destilada, 5 % de óleo de copaíba e 5 % de tensoativo) foi a que apresentou menores desvios de estabilidade de valores de pH, tensão superficial e viscosidade cinemática no decorrer do tempo. Foram utilizados dois antioxidantes distintos nessa formulação e o pH se manteve dentro da faixa aceitável para uso na pele (6,2 – 6,06), além de não apresentar decomposição visual ao longo do tempo. Os testes de estabilidade à centrifugação e acelerada mostraram que as formulações não apresentaram desequilíbrio no aspecto visual e testes reológicos caracterizaram as emulsões como sendo pseudoplásticos, característica importante para produtos de aplicação tópica. Dessa forma, as emulsões mostraram bom desempenho de estabilidade no decorrer do tempo para o comportamento físico-químico e atividade antioxidante superior comparada à do óleo puro, tendo, portanto, potencial para serem transformadas em produto.
Avaliação físico-química de soluções micelares aplicadas na remoção de reboco
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-02-28) Souza, Marcílio Nogueira de; Fonseca, Jose Luis Cardozo; http://lattes.cnpq.br/8143800826985556; http://lattes.cnpq.br/9987397212381533; Balaban, Rosangela de Carvalho; https://orcid.org/0000-0002-7587-6010; http://lattes.cnpq.br/7711521318854102; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; http://lattes.cnpq.br/4789528535524269; Oliveira, Mônica Rodrigues de; http://lattes.cnpq.br/2219717055055892; Silva, Dennys Correia da; https://orcid.org/0000-0002-6280-7606; http://lattes.cnpq.br/8567051112814180
Na perfuração de um poço de petróleo são usados fluidos de perfuração com a finalidade de, dentre outras, formar uma camada fina na formação rochosa do reservatório que irão impedir fluxos migratórios do poço para a formação ou vice-versa. A remoção dessa fina camada, chamada de reboco, formada principalmente quando são usados fluido não aquoso (parafínico ou olefínico) é de suma importância para que ocorra a inversão da molhabilidade da rocha e assim garantir que seja alcançado o sucesso da operação de cimentação primária. Os fluidos chamados de colchões lavadores são deslocados entre o fluido de perfuração e a pasta de cimento. Eles atuam por meio de ação química na diluição e remoção do reboco. Contém aditivos dispersantes (ou afinantes do fluido de perfuração), detergentes e, quando necessário, aditivo para inibir inchamento de argila e redutores de filtrado. Quando são utilizados em poços contendo fluido à base óleo, possuem ainda surfactantes para inverter a molhabilidade do revestimento e formação, de molhável ao óleo para molhável à água. Os colchões lavadores necessitam ser compatíveis com a pasta de cimento e o fluido de perfuração, pois podem ocasionar uma mistura com viscosidade excessiva capaz de diminuir a eficiência de deslocamento do fluido de perfuração e, consequentemente, tornar fraca a aderência do cimento, além da mistura pasta de cimento e colchão lavador serem resistentes a compressão dentro de limites estabelecidos por normas. Existem vários trabalhos na literatura que comprovam a eficiência de remoção dos colchões lavadores que podem ser aplicados na indústria petrolífera. O uso de soluções micelares alcoólicas e soluções contendo misturas de tensoativo são novas tecnologias que foram utilizadas como colchão lavador para remover os fluidos de perfuração a base de olefina e promover a inversão da molhabilidade da formação. Nesse sentido, esse trabalho desenvolveu e caracterizou novos sistemas micelares alcoólicas a partir de diagramas ternários e por misturas de tensoativos (blendas) formulados com tensoativos comercial não iônicos para utilização como colchão lavador numa rampa de temperatura (30°, 40°, 50° e 65 °C) que simula a temperatura alcançada na perfuração de alguns poços de petróleo e avaliar o comportamento dos colchões frente ao ponto de nuvem na remoção do reboco dentro do poço. Um planejamento em rede simplex utilizando o polinômio de scheffé foi confeccionada para a escolha das formulações mais eficiente em relação a remoção do reboco. Para a formulação dos Blends contendo tensoativos em salmoura, um estudo fatorial 2n foi desenvolvido para a escolha do ponto ótimo dos Blends das soluções de tensoativos que foram também estudados como colchão lavador. Esses sistemas foram submetidos aos mesmos testes do sistema anterior, ou seja, foram estudados dentro de uma rampa de temperatura (30°, 40°, 50° e 65 °C) cuja finalidade foi a de verificar a eficiência de remoção do reboco frente ao Cloud Point, simulando o comportamento dessas soluções e seu comportamento no interior do poço. Para ambos os sistemas de estudo foram utilizando os melhores pontos, a variação da fase aquosa e suas medidas de condutividade nas referidas temperaturas. Após essa fase, as soluções micelares alcóolicas e Blendas de tensoativos formulados foram caracterizados através do estudo de: ensaios de eficiência de remoção do reboco, medidas de tensão superficial, diâmetro de gotículas e molhabilidade, enquanto as misturas entre o colchão lavador e a pasta de cimento foram caracterizados por: reologia, compatibilidade dos fluidos e resistência à compressão (UCA) e difratometria de raios X. Os dois novos sistemas de remoção estudados na pesquisa mostraram-se eficientes na remoção do reboco formado pelo fluido de perfuração olefinico usados em poços de petróleo e podem ser utilizados como uma tecnologia mais econômica e limpa.
Desenvolvimento e avaliação de soluções ácidas contendo Nonilfenóis Polietoxilaados e etanol para acidificação de carboidratos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-10-17) Arruda, Guilherme Mentges; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira Wanderley; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; http://lattes.cnpq.br/4896975705563570; http://lattes.cnpq.br/4896975705563570; Silva, Dennys Correia da; https://orcid.org/0000-0002-6280-7606; http://lattes.cnpq.br/8567051112814180; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Pinto, Marcio Augusto Sampaio; https://orcid.org/0000-0003-1125-7218; http://lattes.cnpq.br/3705277331954152; Vale, Tulio Yterbio Fernandes; http://lattes.cnpq.br/4911813695252136
Durante os diferentes estágios da construção de poço e explotação de reservatório, há a possibilidade de ocorrência de fenômenos indesejados que alteram a permeabilidade da região ao redor do poço (dano à formação), comprometendo a produção no local. As técnicas de estimulação de poços buscam contornar ou reverter esses danos e, consequentemente, aumentar a sua produção. A acidificação de matriz em carbonatos consiste na injeção de um fluido ácido no poço buscando aumentar a sua produção pela dissolução da própria matriz rochosa, criando caminhos conhecidos como buracos de minhoca ou wormholes. O ácido clorídrico (HCl) é a substância mais utilizada para estimular os poços de produção e de injeção nos reservatórios carbonáticos. Contudo, a alta taxa de reação do HCl com o carbonato reduz a sua penetração na formação rochosa, uma vez que o ácido reage excessivamente com a superfície da rocha (dissolução de face). Dessa forma, para minimizar o consumo de ácido e aumentar a profundidade dos wormholes, faz-se necessário o desenvolvimento de fluidos de estimulação contendo aditivos que reduzam a taxa de dissolução da matriz rochosa pelo ácido. O objetivo desse estudo é desenvolver e avaliar soluções ácidas inovadoras contendo tensoativos não-iônicos e etanol para retardar a dissolução do carbonato de cálcio no processo de acidificação de rochas carbonáticas, proporcionando wormholes de maior extensão no reservatório. Para tanto, foram realizadas caracterizações pertinentes aos fluidos desenvolvidos e às amostras de rochas carbonáticas, ensaios de compatibilidade dos componentes do fluido desenvolvido com a rocha e o petróleo, ensaios de fluxo reativo em meio poroso (injeção das formulações em amostras de rocha) e microtomografia computadorizada das rochas acidificadas. Como resultado, constatou-se que os fluidos com tensoativos de maior grau de etoxilação promoveram um aumento mais significativo não apenas da viscosidade, como também do retardo da dissolução da rocha carbonática. Nos ensaios de fluxo reativo em meio poroso, em termos de consumo mínimo de ácido para atravessar a rocha (PVbt ótimo), as formulações obtiveram resultados similares aos do HCl 15%, mas em vazões 4 a 8 vezes menores, sendo essas baixas vazões mais condizentes com as observadas nos tratamentos em campo. Ademais, as formulações produziram padrões de wormhole mais similares ao dominante em um maior intervalo de taxa de injeção. Portanto, as formulações estudadas tanto produziram resultados promissores nos ensaios de fluxo reativo em meio poroso, como também apresentaram algumas características interessantes para a aplicação em tratamentos de estimulação ácida.
Estabilidade de espumas de soluções de tensoativos não iônicos: abordagem química e modelagem matemática
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2021-09-17) Ribeiro, Priscila Pereira; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; http://lattes.cnpq.br/4789528535524269; http://lattes.cnpq.br/9906035885605598; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; http://lattes.cnpq.br/4789528535524269; Fonseca, José Luis Cardozo; http://lattes.cnpq.br/8143800826985556; Silva, Dennys Correia da; https://orcid.org/0000-0002-6280-7606; http://lattes.cnpq.br/8567051112814180
A aplicação de espumas líquidas tem ganhado destaque em diversos segmentos da indústria. Assim, o estudo da obtenção e estabilidade em diferentes condições físico-químicas tem sido relevante e contribui na construção de conhecimentos na área de ciências interfaciais. Neste artigo, estudamos os principais fatores que influenciam na estabilidade de espumas de soluções de três tensoativos não iônicos de diferentes graus de etoxilação. O estudo demonstrou que fatores como concentração de tensoativo (CS), temperatura (T), presença de salinidade (CNaCl) e tempo de agitação na preparação das espumas (tω) podem exercer forte influência na estabilidade das espumas a depender do grau de etoxilação dos tensoativos e das interações entre esses fatores. Além disso, foram desenvolvidas modelagens matemáticas nas fases de estabilidade das espumas de modo a prever o comportamento de quebra das bolhas no decorrer do tempo, encontrando modelos de R² > 0.90 em quase todas as situações. As equações dos parâmetros de ajuste dos modelos foram obtidas por planejamento experimental de composto central e também apresentaram ajustes com R² > 0.90, reforçando a capacidade de predição da modelagem desempenhada.
Floculação iônica e extração líquido-líquido utilizando tensoativos e sistemas microemulsionados para remoção de óleo de água produzida
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2021-03-15) Silva, Dennys Correia da; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; ; ; http://lattes.cnpq.br/8567051112814180; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; ; Deus, Katherine Carrilho de Oliveira; ; Neitzke, Paula Romyne de Morais Cavalcante; ; Melo, Ricardo Paulo Fonseca;
A água produzida é uma das principais fontes de poluição derivada da indústria petrolífera e representa uma das mais importantes preocupações ambientais. Neste trabalho, tensoativos e sistemas de microemulsão foram usados para remover o óleo disperso na água produzida pelos métodos de floculação iônica e extração líquido-líquido. A floculação iônica foi sugerida como uma alternativa para a remoção de petróleo da água produzida utilizando o tensoativo iônico óleo de coco babaçu saponificado (OCBS) como parte da captura de óleo por solubilização micelar, seguida por floculação iônica por íons Ca2+ . Um delineamento experimental fatorial foi aplicado, de modo a otimizar o processo de remoção de óleo. Os experimentos investigaram a influência da concentração de tensoativo mais cloreto de cálcio (C), temperatura (T) e velocidade de agitação (v), obtendo eficiência de remoção de óleo (ER) = 91,49%. Posteriormente, avaliou-se a influência do pH e razão CaCl2/tensoativo no sistema de maior ER, obtendo-se ER = 99,98% em pH > 10 e razão CaCl2/tensoativo = 1. Em seguida, foi feita a reprodução do sistema que apresentou maior remoção de petróleo utilizando como floculantes as microemulsões tendo OCBS como tensoativo, obtendo-se ER = 99,98 %. Com isso, pode-se afirmar que a aplicação de floculação iônica utilizando OCBS é uma técnica eficiente no tratamento de água produzida para remoção de óleo. Nos experimentos envolvendo extração líquido-líquido, os sistemas microemulsionados utilizados foram compostos por água produzida como fase aquosa; querosene de aviação como fase oleosa; álcool isoamílico e 1-butanol como cotensoativos; e Dissolvan® e Lipesa® como tensoativos. Um planejamento experimental foi aplicado para a otimização do processo e os experimentos foram realizados de acordo com a rede de Scheffé, mostrando eficiências de remoção de óleo (ER) entre 24-99%. O ponto de extração da microemulsão utilizado para a otimização do processo foi composto por 60% em peso de AP, 5% em peso de querosene e 35% em peso da razão cotensoativo/tensoativo (relação C/T = 9). Os efeitos da relação C/T, capacidade de carga de microemulsão, temperatura, e velocidade de separação de fases foram avaliados. A partir desses testes, foi possível obter 99,98% de remoção de óleo utilizando C/T = 9 e T = 50–60 °C, demonstrando a viabilidade dos sistemas avaliados. Comparando as duas técnicas, foi possível constatar que a floculação iônica apresentou maior vantagem por utilizar menor quantidade de reagentes e elevados percentuais de remoção de óleo, mas a extração por microemulsão é também muito eficiente e tem a vantagem de também extrair alguns metais da água produzida.
Foam assisted water alternating gas - fawag: um potencial método de recuperação avançada para aplicação no pré-sal brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2021-04-15) Lima, Tomaz Mello de; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Silva, Dennys Correia da
Além de suas multifacetadas aplicações em variados tipos de indústrias, o petróleo constitui, nos dias atuais, a fonte energética mais utilizada no mundo. As reservas de petróleo e gás do mundo ainda possuem grande parte de seus recursos inexplorados devido à falta de tecnologia na área de recuperação avançada de petróleo. A importância do estudo dos métodos de recuperação avançados de petróleo tem um papel fundamental na indústria, tendo grandes esforços aplicados no desenvolvimento de novas técnicas para a produção de cada vez mais recurso dos reservatórios já descobertos. O pré-sal colocou o Brasil na lista dos maiores detentores de reservas petrolíferas do mundo, e, com isso, investimentos para avançar com a exploração eficaz do mesmo têm sido o foco das tecnologias atuais na indústria de petróleo e gás brasileira. Os reservatórios carbonáticos do pré-sal sofrem com uma grande heterogeneidade, apesar da ótima qualidade do óleo. Os métodos de recuperação avançada utilizados no pré-sal são, em sua maioria, baseados na injeção de gás e água, em especial de forma alternada. Os métodos baseados na injeção de gás compartilham de um problema quando combinados aos reservatórios com grande heterogeneidade que é uma deficiência na eficiência de varrido. Visando apresentar uma solução para o problema vigente, o presente trabalho traz uma revisão geral sobre a técnica de recuperação avançada de petróleo de injeção de gás e água auxiliada pela injeção de espuma: o método FAWAG – Foam Assisted Water Alternating Gas. A aplicação do método no campo de Snorre, Mar do Norte, Noruega, apresentou ótimos resultados em aplicações quanto à melhora de eficiência de varrido, melhora de produção e ótimo custo benefício. Os dados desta aplicação foram utilizados para basear uma possível aplicação no Pré-sal brasileiro, sendo uma solução para o problema da pobre eficiência de varrido presente nos reservatórios do Pré-sal brasileiro.
Lignina extraída do sabugo de milho modificada como adsorvente de poluentes em efluentes industriais
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2025-01-23) Silva, Elano Costa; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; Silva, Dennys Correia da; http://lattes.cnpq.br/4789528535524269; Padilha, Carlos Eduardo de Araújo; Fonseca, José Luis Cardozo; Vélez, Harvey Alexander Villa
O crescimento populacional e o aumento do consumo intensificaram a produção industrial. Esse aumento gerou mais poluentes que, quando descartados inadequadamente, impactam a saúde humana e os ecossistemas. Exemplos de problemas ambientais significativos incluem a água produzida na extração de petróleo, que é rica em sais, metais pesados e compostos orgânicos, e os efluentes da indústria têxtil, contaminados por corantes químicos. Para mitigá-los, pesquisas recentes apontam a lignina como um material adsorvente promissor, devido à sua abundância na natureza e suas propriedades químicas, como alta capacidade de ligação com contaminantes. O Brasil, grande produtor de milho, gera volumes expressivos de sabugo, que contém cerca de 15% de lignina, destacando seu potencial para essas aplicações. O objetivo deste trabalho é estudar a utilização da lignina modificada extraída do sabugo de milho como material adsorvente de poluentes em efluentes contaminados. O pré-tratamento alcalino foi aplicado a biomassa do sabugo de milho para extrair a lignina. A lignina extraída foi modificada com reagentes, como cloreto de colina e peroxido de hidrogênio, para melhorar sua capacidade de interação com contaminantes. Técnicas de caracterização (potencial Zeta, TG, FTIR e MEV) dos materiais adsorventes foram realizadas para entender suas propriedades físicas, químicas, estruturais e funcionais. Por meio de espectroscopia UV-Vis, foram conduzidos testes em bancada para avaliar a eficiência do material como adsorvente na remoção de poluentes, considerando parâmetros como concentração inicial de poluentes e tempo de contato. O estudo da cinética de remoção de óleo por adsorção foi realizado utilizando esferas de lignina e alginato de sódio. As esferas de lignina apresentaram desempenho superior em comparação às esferas de alginato puro. A esfera de lignina modificada com cloreto de colina (ELMC) destacou-se com o melhor resultado, alcançando 90% de remoção de óleo da água, seguida pela esfera de lignina oxidada com peroxido de hidrogênio (ELOX), com 88,23% de remoção. O modelo de pseudo-primeira ordem apresentou o melhor ajuste aos dados experimentais. As capacidades máximas de adsorção foram de 172,7 mg/g para ELMC e ELOX, 161,18 mg/g para esfera de lignina não modificada (ELNM) e 84,43 mg/g para esfera de alginato de sódio puro (EALG). Para o corante vermelho do Congo, a cinética de adsorção ajustou-se melhor ao modelo de pseudo-segunda ordem. O modelo PSO demonstrou alta precisão nos valores de R² e capacidade predizer o valor da capacidade de adsorção (qe). Para lignina não modificada (LNM), os valores de qe foram 35,54, 66,58 e 155,24 mg/g para concentrações de 50, 100 e 250 mg/L, respectivamente; para lignina modificada com cloreto de colina (LMC), os valores foram 33,89, 65,95 e 165,79 mg/g. Os modelos de isoterma de Langmuir e Freundlich não se ajustaram aos valores experimentais, com R² distantes do ideal. Portanto, o estudo de adsorção utilizando lignina modificada extraída do sabugo de milho demonstrou ser uma alternativa eficiente e sustentável para o tratamento de águas residuais, apresentando desempenho superior em comparação a materiais convencionais, como carvão ativado. Esse material é capaz de remover contaminantes presentes na água produzida durante a extração de petróleo, bem como o corante vermelho do Congo, frequentemente encontrado em efluentes da indústria têxtil. A lignina modificada apresentou alta capacidade de adsorção, destacando-se como uma solução promissora para mitigar impactos ambientais.
Obtenção de formulações à base de surfactante aminado para captura de CO2
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-08-19) Azevedo, Paulo Henrique Alves de; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira Wanderley; Silva, Dennys Correia da; https://orcid.org/0000-0002-6280-7606; http://lattes.cnpq.br/8567051112814180; http://lattes.cnpq.br/4789528535524269; http://lattes.cnpq.br/1812158246601988; Fonseca, Jose Luis Cardozo; http://lattes.cnpq.br/8143800826985556; Gramatges, Aurora Pérez; https://orcid.org/0000-0001-5951-6130; http://lattes.cnpq.br/8556313208288263
No mundo hodierno, há uma crescente preocupação com os problemas desencadeados pelas mudanças climáticas. O aquecimento global tem promovido consequências negativas em toda a superfície do globo terrestre, sendo o dióxido de carbono (CO2) rotulado como o principal responsável pela problemática supradita. A matriz energética ancorada nos combustíveis fósseis tem acarretado elevação sem precedentes nos níveis de CO2 na atmosfera. Em face disso, as tecnologias de Captura e Armazenamento de CO2 (CCS) têm despontado com a promessa de mitigar, a curto prazo, os níveis de CO2 acumulados no ar. A absorção tem sido a técnica mais empregada para capturar o CO2 em processos pós-combustão, em que os líquidos absorventes consagrados são as alcanolaminas, como MEA (metiletanolamina) e MDEA (dimetiletanolamina). Embora essas substâncias promovam a rápida absorção do CO2, a toxicidade, a instabilidade térmica, entre outros problemas operacionais, tem direcionado pesquisas em busca de novas formulações mais sustentáveis. Uma vez que o CO2 foi absorvido no líquido, pode ocorrer a mineralização, a qual consiste na reação de ânions carbonatos, oriundos do CO2, com cátions metálicos, como cálcio e magnésio, havendo formação de um sólido estável. Nesta pesquisa, foram desenvolvidas formulações base contendo água, óleo (petróleo) e surfactante aminado para captura de CO2 por absorção e mineralização em condições ambiente. Realizou-se um planejamento experimental usando o modelo de Planejamento de Composto Central (PCC) com o intuito de encontrar as condições otimizadas de concentração de óleo, concentração de surfactante e temperatura que promovessem a menor velocidade de desprendimento de CO2 após sua absorção. Sais (NaCl, CaCl2.2H2O, MgCl2.6H2O e K2SO4), aminoácido (lisina) e dissacarídeo (sacarose) foram adicionados às formulações a fim de investigar a influência na captura de carbono. A formulação salina (mimética da água produzida) foi utilizada para promover a mineralização do CO2 em carbonatos pelo ajuste de pH para valores básicos (8, 9, 10, 11 e 12), utilizando solução de NaOH 1 M, com e sem surfactante. Os precipitados obtidos foram tratados e caracterizados por MEV, DRX e FTIR. Os resultados apontaram a formação exclusiva de calcita. Nessa vereda, este trabalho traz a perspectiva de utilizar efluentes oleosos e salinos, como a água produzida, adicionados de surfactante, para captura do gás reiterado em processos industriais de combustão.
Tratamento por sistemas microemulsionados da borra gerada na flotação de água oleosa de petróleo
(2018-07-31) Silva, Dennys Correia da; Dantas Neto, Afonso Avelino; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; ; ; Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencar; ; Aum, Pedro Tupã Pandava;
Com o desenvolvimento e expansão da indústria petrolífera, cresce também a geração de resíduos. A contaminação por petróleo e seus derivados destaca-se como um problema ambiental que necessita de cuidados especiais na produção e no tratamento de resíduos. Na etapa de tratamento de efluentes visando a remoção do óleo da água através de flotação, é gerada uma borra que se apresenta como um grande desafio de tratamento para descarte ou uma possível viabilidade de reaproveitamento. O presente trabalho apresenta uma opção de tratamento para a borra de flotação através do uso de sistemas microemulsionados, utilizando como tensoativos, o óleo de coco saponificado (OCS) e o desemulsificante comercial Dissolvan. A borra de flotação (BF) foi extraída em soxhlet e forneceu as seguintes frações: 87,64% de óleo, 8,09% de água e 4,26% de resíduos insolúveis. Estes resíduos insolúveis da borra, junto do resíduo do agente floculante utilizado na flotação do óleo, passaram por etapas de identificação e caracterização através de Difração de raios X (DRX), Espectrometria de Fluorescência de raios X (FRX), Espectroscopia por Infravermelho (FT-IR), Termogravimetria (TG), Microscopia Eletrônica de Varredura (MEV), Sistema de Energia Dispersiva (EDS), Análise Elementar (CHNO) e Espectroscopia de Absorção UV-Vis. No resíduo da borra de flotação, o DRX revelou a presença de quartzo (SiO2), calcita (CaCO3), pirita (FeS2) e Molibdenita (MoS2), enquanto o FRX validou a presença destes minerais pelas quantidades de enxofre (35,48%), ferro (28,16%) e frações residuais de cátions. No resíduo de agente floculante foi detectado cloro (56,12%), alumínio (17,71%), enxofre (6,93%) e resíduos de cátions. Estas caracterizações revelaram a presença de minerais provenientes das formações geológicas, apontados pela análise termogravimétrica como 30% da massa do resíduo da borra, enquanto as análises de FT-IR, MEV e EDS apontaram semelhanças entre os resíduos das duas amostras. Já as análises CHNO e Espectroscopia de Absorção UV-Vis identificaram o resíduo do agente floculante como um tanino condensado pelo teor de componentes e semelhança entre o espectro de absorção de uma amostra de tanino condensado, extraído da planta Ipomea pes-caprae. Além disso, foi avaliado um processo de otimização para solubilização da BF utilizando um sistema de microemulsão (SME) contendo o OCS como tensoativo, n-butanol como cotensoativo, querosene de aviação (QAV) como fase óleo (FO) e água salina 2% NaCl como fase aquosa (FA). Foram obtidos os sistemas de Winsor os quais as fases microemulsionadas foram caracterizadas através do aspecto visual, tamanho de partícula, potencial zeta, tensão superficial, pH, condutividade elétrica e espalhamento de raios X a baixo ângulo (SAXS). A otimização do uso das fases microemulsionadas dos sistemas de WII e WIV na solubilização da borra foi feita utilizando um planejamento experimental por delineamento composto central rotacional (DCCR) em dois pontos de aplicação: Winsor II rico em composição aquosa e Winsor IV rico em composição oleosa. As fases de microemulsão destes pontos foram aplicados de modo a expandir e estimar possíveis fatores que aumentem a eficiência de solubilização da borra, tendo como variáveis a razão SME/BF, a temperatura (°C) e o tempo (min). Pelos dados obtidos nos experimentos realizados nos dois pontos escolhidos, os valores obtidos para a resposta de eficiência de solubilização (ES) estiveram, em quase todos os ensaios, em faixas superiores a 90% de solubilidade, com exceção dos ensaios em que o tempo de solubilização e a razão SME/BF mostraram-se muito baixas, e, assim, os valores de eficiência oscilaram entre 70-80%. O sistema microemulsionado contendo o Dissolvan como tensoativo no lugar do OCS mostrou-se com maior capacidade de solubilização (93,36% para a fase de WII formado em alto teor de água salina e 95,79% para a fase de WII formado em alto teor de QAV) em relação ao sistema contendo OCS (91,89% em WII e 95,6% em WIV), o que valida a sua utilização no tratamento da borra de flotação por microemulsão.

SIGAA

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