Efeito da temperatura, concentração, polaridade do meio e de surfactante sobre a reologia e morfologia de emulsões com petróleo oriundo de campos maduros.

• Main Author: Ruiz, Johana Ines Rodriguez
• Other Authors: Santos, Vera Lucia Cancio Souza
• Language: Portuguese
• Published: Programa de Pós-Graduação em Química da UFBA 2013
• Subjects: Química analítica; Surfactante; Petróleo; Reologia; Morfologia; Surfactants; Petroleum; Rheologic; Morphology
• Online Access: http://www.repositorio.ufba.br/ri/handle/ri/9953

Submitted by Edileide Reis ([e-mail]) on 2013-04-22T14:51:36Z No. of bitstreams: 1 Johana Ruiz.pdf: 1510041 bytes, checksum: 39535959f945be26fc34c382c1c93e11 (MD5) === Made available in DSpace on 2013-04-22T14:51:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Johana Ruiz.pdf: 1510041 bytes, checksum: 39535959f945be26fc34c382c1c93e11 (MD5) Previous issue date: 2007 === Durante a extração e transporte do petróleo proveniente de campos maduros existem dois grandes problemas que são: a formação de depósitos orgânicos e a presença de água emulsificada. Estes causam obstrução total ou parcial da secção transversal das tubulações e um acréscimo considerável na viscosidade do óleo, gerando por várias vezes longas interrupções. Um dos métodos usados para resolver o problema durante a extração é a injeção de fluidos quentes, de surfactantes e solventes, em geral tóxicos e facilmente inflamáveis. Por estes motivos, neste trabalho, investigou-se a influência da adição de diluentes e de surfactantes sobre o comportamento reológico, estabilidade e morfologia de emulsões de um petróleo contendo água. Verificamos a influência da temperatura, concentração e polaridade do meio e do surfactante. Foram sintetizados dois surfactantes não iônicos, a base de poli (dimetilsiloxano), um polar, PDMS-ester (SP) e o outro apolar, PDMS-hidrocarboneto (SA). Eles foram analisados por FTIR, solubilidade, DSC, TGA, CMC e propriedades interfaciais. O petróleo utilizado e o seu respectivo depósito parafínico foram caracterizados quanto à distribuição de átomos de carbono das parafinas, FTIR, ponto de fluidez, morfologia dos cristais, comportamento reológico e determinação da TIAC. Foram preparadas emulsões contendo entre 40 e 44% de petróleo com e sem surfactantes, a fase dispersa foi água-diluente e água-mistura de diluentes. Os diluentes foram heptano, etilenoglicol (E), silicone (S) e glicerol (G). Os modelos de Bingham, Herschell-Bulkley e Casson foram ajustados à curva da dependência da tensão com a taxa de cisalhamento (a várias temperaturas, concentrações, tipo de diluente e de surfactante). A influência de cada componente da emulsão sobre os parâmetros das equações foi avaliada através de matriz de correlação. Foi observado que todas as emulsões, com e sem surfactantes apresentaram comportamento pseudoplástico. As suas viscosidades foram de 7 a 100 vezes menores do que a do petróleo. Elas dependeram do tipo e concentração dos diluentes e surfactantes. Não se observou correlação entre viscosidade e tamanho de gotas da fase dispersa. A dependência da viscosidade com a temperatura evidenciou que as emulsões solubilizaram as parafinas. A 30 0C, as emulsões petróleo/heptano/ diluente/água com etilenoglicol seguiram o modêlo de Herschell-Bulkley e aquelas com glicerol seguiram o modêlo de Casson. A 40, 50 e 60 0C, o modêlo de Casson descreveu o comportamento das emulsões com etilenoglicol e com glicerol. Todas as emulsões com surfactante seguiram o modêlo de Herschell-Bulkley em todas as concentrações e temperaturas investigadas As diferenças de comportamento reológico entre as emulsões de etilenoglicol/surfactante apolar e glicerol/surfactante polar foram atribuídas às diferenças de estrutura química e molecular dos diluentes e surfatantes. === Salvador