Estudo do Efeito da Salinidade na Determinação do Número de Acidez Naftênica de Um Petróleo Pesado

ISBN 978-85-85905-10-1

Área

Química Analítica

Autores

Freitas, F.C. (UFES) ; Sad, C.M.S. (UFES) ; Silva, M. (UFES) ; Santos, F.D. (UFES) ; Bassane, J.F.P. (UFES) ; Castro, E.V.R. (UFES)

Resumo

Neste trabalho foi utilizada a norma ASTM D664-09 (método potenciométrico) par obtenção do número de acidez total (NAT) em emulsões do tipo água em óleo de um petróleo pesado. Foi avaliado o efeito da concentração salina da água de produção (poço) e de uma solução sintética de cloreto de sódio na determinação do NAT. A distribuição do tamanho de gota (DTG) média foi determinada para verificar a homogeneidade e estabilidade das emulsões.

Palavras chaves

Acidez; Salinidade; Petróleo pesado

Introdução

Os ácidos naftênicos são ácidos orgânicos que estão presentes em muitos petróleos crus (THOMAS, et al, 2001) . Embora exista menor quantidade de outros ácidos orgânicos, os ácidos principais são estruturas de anel saturado com um único grupo carboxila. Sua fórmula geral pode ser escrita como R(CH2)nCOOH, onde o R é usualmente um anel de ciclopentano. Ácidos de maior peso molecular podem ser bicíclicos (12<n<20), tricíclicos (n>20) e também policíclicos. Possuem temperatura de ebulição variando entre 177 e 343 ºC (GOMES, et al, 2003) e, quase sempre, são responsáveis pela acidez total do petróleo. Esta acidez naftênica e o grau de corrosividade do petróleo é geralmente avaliado pela determinação do número de acidez naftênica (NAT), sendo medida através da titulação de uma amostra do óleo com uma solução alcoólica de hidróxido de potássio, uma base forte, até o ponto final que assegura que todos os ácidos da amostra tenham sido neutralizados (HSU, et al, 2000) (NORMA, et al, 2009). A norma ASTM D664-09 estabelece um método potenciométrico de ensaio para determinação do número de acidez total, NAT, em amostras de petróleo e derivados. O método abrange amostras com o teor de acidez de 0,1 a 150 mgKOH/g amostra. Petróleos com teor de água de produção acima de 1,0% (v/v) sofrem interferência no método devido a elevada salinidade, principalmente pela presença dos sais de sódio, cálcio, magnésio e potássio, assim, deve-se efetuar a desidratação antes da realização da análise (PORTELA, et al, 2008). Neste sentido, objetiva-se neste trabalho estudar o efeito da salinidade na análise potenciométrica de acidez naftênica de um petróleo pesado.

Material e métodos

Para realização do estudo foi selecionada uma amostra de petróleo pesado (22 ºAPI) in natura com teor de acidez, água e sal em torno de 1,440 mgKOH/g, 0,05 (v/v) e 10,1 mg/kg em NaCl, respectivamente. Para verificar o efeito da salinidade na análise de acidez, foram preparadas emulsões água em óleo (A/O) com diferentes concentrações de sais (expresso em termos de NaCl). As emulsões foram preparadas pela adição de 10 mL de solução sintética de cloreto de sódio na faixa de concentração de 0 a 50.000 mg/L a 40g de amostra de petróleo. Também foi utilizada uma amostra de água de produção previamente caracterizada quanto ao teor de metais pela técnica de ICP OES. Uma alíquota da água de produção foi diluída e preparada uma solução salina na mesma faixa de concentração da solução sintética. Em seguida, alíquotas salinas foram adicionadas ao óleo e homogeneizadas por meio de um agitador mecânico, fabricante Polytron, modelo PT 10-35 GT. Para verificar a homogeneidade das emulsões, foi analisada a distribuição do tamanho de gota (DTG) por difração a laser no equipamento Mastersizer Micro, fabricante Malvern, modelo MAF 5000. O NAT foi determinado nas emulsões segundo a norma ASTM D664-09 em um potenciômetro, fabricante Metrohm, modelo Titrando 836, com eletrodo seletivo de cloreto.

Resultado e discussão

A distribuição do tamanho de gotas (DTG) média ficou menor de 10µ indicando uma boa homogeneidade e estabilidade das emulsões A/O. Observa-se na Figura 1 que o aumento da concentração salina nas emulsões A/O com água de produção ocasionou um maior aumento do NAT quando comparado às emulsões preparadas com solução sintética de cloreto de sódio. Este aumento pode estar associado à presença dos diferentes tipos de sais presentes na água de produção de petróleos (Tabela 1). A adição crescente de cloreto de sódio nas emulsões com solução salina sintética, não interferiu significantemente para uma alteração dos resultados do NAT.

Efeito da concentração salina no NAT de um petróleo pesado


Resultados obtidos para determinações de metais por ICP OES na amostra de água de produção.

Conclusões

Este trabalho permitiu avaliar os efeitos da salinidade na determinação do NAT em um petróleo pesado. Ficou evidente que a presença de diferentes tipos de sais na água de formação aumenta progressivamente o valor do NAT, assim, é importante a desidratação da amostra até valores abaixo de 1% (v/v) antes de realização da análise de acidez, para a remoção dos sais.

Agradecimentos

Referências

THOMAS, J. E., Fundamentos de engenharia de petróleo, Interciência, Rio de Janeiro, 2ª. Ed., 2001.
GOMES, A. C. T.; PONTE, H. de A., Estudo do Comportamento Corrosivo de Ácidos Naftênicos em Escoamento, Dissertação (Mestrado em processos químicos), Programa de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de Materiais e Processos Químicos e Térmicos – PIPE/UFPR, Curitiba, PR, 2003.
HSU, C. S., Naphthenic Acids in Crude Oils Characterized by Mass Spectrometry, Energy &Fuels, Vol. 14, Nº 1, pág. 217-223, 2000.
NORMA ASTM D 664-09, Standard test method for acid number of petroleum productsbypotentimetric titration, 2009.
PORTELA, NATÁLIA DE AQUINO, Estudo de Interferentes na Análise Potenciométrica da Acidez em Petróleos. Monografia, Programa de Graduação em Química, UFES, 2008.