ÁREA: Química Tecnológica
TÍTULO: ESTUDO DA ACIDEZ DE PETRÓLEOS DE UM CAMPO DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO
AUTORES: CANCIAN, R. V. (UFES) ; MORIGAKI, M. K. (UFES) ; CASTRO, E. V. R. (UFES) ; SAD, C. M. DOS S. (UFES)
RESUMO: RESUMO: Ácidos naftênicos são ácidos carboxílicos com um ou mais anéis saturado compreendendo todos os componentes ácidos do petróleo que contem funcionalidade aromática. Este projeto procurou explorar as características do petróleo para definir o perfil de dois óleos de um campo capixaba. O perfil foi traçado através do monitoramento do Índice de Acidez Total (IAT). O IAT é determinado através da titulação potenciométrica do petróleo. Os resultados das análises de IAT foram submetidos a um exame estatístico utilizando ferramentas que possibilitam a caracterização deste poço. O estudo foi de grande relevância, pois se comprovou que é possível determinar o perfil de um poço de petróleo utilizando propriedades químicas específicas do óleo e tratamentos estatísticos univariados.
PALAVRAS CHAVES: palavras chaves: petróleo; acidez; ácidos naftênicos.
INTRODUÇÃO: INTRODUÇÃO: O petróleo não é uma substância uniforme e suas características variam muito de acordo com o campo produtor, variando até num mesmo campo e podendo conter dissolvidos em sua massa líquida: gases, sólidos e suspensões coloidais (PEREIRA et al., 2002). Para comercialização, transporte e processamento do petróleo, alguns ensaios são muito importantes: densidade, BSW, salinidade, viscosidade, fluidez, enxofre e acidez. Os problemas de corrosão devido à presença de ácidos nas amostras de petróleo ocorrem principalmente nas unidades de destilação devido à presença dos ácidos naftênicos (TOMCZYK et al., 2001). Os ácidos naftênicos são ácidos orgânicos que estão presentes em muitos óleos crus. Embora exista menor quantidade de outros ácidos orgânicos, os principais ácidos encontrados possuem uma estrutura constituída de um anel saturado com um único grupo carboxila. Sua fórmula geral pode ser escrita como R(CH2)nCOOH, onde R é usualmente um anel de ciclopentano (GOMES et al., 2003). Quase sempre os ácidos naftênicos, são responsáveis pela acidez total do petróleo, mas a presença de cloretos e diversas formas de enxofre aumentam a acidez final do petróleo devido a processos de hidrólise. Recentemente intensificou-se a necessidade de pesquisas nesta área, pois as refinarias estão processando uma grande quantidade de óleos crus nacionais e estrangeiros, muitos dos quais têm elevada concentração de ácidos naftênicos. Desta forma este estudo tem como objetivo acompanhar a acidez de dois petróleos de um mesmo campo da bacia do Espírito Santo, no intuito de caracterizá-los com relação à acidez.
MATERIAL E MÉTODOS: MATERIAL E MÉTODOS: Para o desenvolvimento deste trabalho foram utilizadas amostras de petróleos de um mesmo campo do estado do Espírito Santo, mas de duas procedências, sendo 78 amostras da procedência A e 41 amostras da procedência B. Estas amostras foram utilizadas para o acompanhamento da acidez destes petróleos no período de 02/2006 a 10/2007.
Os índices de acidez utilizados foram determinados segundo a norma ASTM D 664-06, onde o IAT é determinado através de titulação potenciométrica com KOH 0,1 mol/L.
O ponto final da titulação assegura que todos os ácidos da amostra tenham sido neutralizados e o resultado é expresso em miligramas de KOH por grama de óleo titulado.
Os resultados das análises de IAT foram submetidos a um exame estatístico utilizando ferramentas que possibilitaram a caracterização deste poço, sendo esta análise orientada por um profissional da área.
RESULTADOS E DISCUSSÃO: RESULTADOS E DISCUSSÃO: Os óleos utilizados são de duas procedências, que correspondem a um petróleo classificado como um petróleo médio (A) e a um petróleo classificado como um petróleo leve (B). Para determinação do perfil com relação à acidez destes petróleos plotou-se um gráfico dos IATs em relação à data de coleta para os dois óleos. Neste gráfico, Figura 1, percebe-se que para o petróleo de procedência A os dados passam a ter uma maior variabilidade e um ligeiro aumento nos valores de IAT a partir do mês de outubro de 2006, uma possível causa para estes efeitos é o envelhecimento do poço e/ou a mudança na forma de elevação do petróleo a partir desta data. Já para o petróleo de procedência B percebemos um aumento nos valores de IAT a partir do mês de abril de 2007 que podem ter ocorrido pelos mesmos motivos do petróleo A ou pela diminuição do valor do °API neste mesmo período, que pode ser comprovado através do gráfico da Figura 2.
Sabendo que valores de IAT menores que 0,5 mg de KOH/g de óleo são considerado irrelevantes é possível caracterizar um determinado poço analisando se seus IATs estão acima ou abaixo deste valor. Através da Figura 1 percebemos que para os petróleos A, os valores de acidez são considerados bons, pois somente três amostras excederam o valor de acidez considerado irrelevante. Já para o petróleo de procedência B, percebe-se que todas as amostras possuem IAT abaixo de 0,3 mg de KOH/g de óleo sendo considerado um petróleo de acidez muito boa.
CONCLUSÕES: CONCLUSÕES: O estudo foi de grande relevância, pois se comprovou que é possível determinar o perfil de petróleos de um campo utilizando propriedades químicas específicas do óleo e tratamentos estatísticos univariados.
Quanto ao acompanhamento da acidez dos petróleos observou-se que os dois óleos possuem acidez média abaixo do valor considerado irrelevante (0,5 mg de KOH/g de óleo), mas o petróleo B possui acidez menor do que o petróleo A, que é mais pesado com relação ao B.
AGRADECIMENTOS: AGRADECIMENTOS: LABPETRO, UFES e PETROBRAS.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICA: REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICA: GOMES, A. C. T.; PONTE, H. de A., 2003, Estudo do Comportamento Corrosivo de Ácidos Naftênicos em Escoamento, Universidade Federal do Paraná, Curitiba.
PEREIRA, J. J. R., 2002, Ensaios de Certificação/Qualificação de Petróleo e Derivados, Reduc/Ot/Qp, documentos internos da Petrobrás, Rio de Janeiro/RJ.
TOMCZYK, N. A.; WINANS, R. E.; SHINN, J. H.; ROBINSON, R. C., On the nature and origin of acidic species in petroleum. Detailed acid type distribution in a California crude oil, Energy Fuels 15, 1498, 2001.
