BRAZ, A. K. S. Caracterização de águas produzidas provenientes de plataformas marítimas da bacia do Ceará. 2014. 135 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Civil: Saneamento Ambiental) – Centro de Tecnologia, Universidade Federal do Ceará, Fortaleza, 2014. / Submitted by Marlene Sousa (mmarlene@ufc.br) on 2015-04-14T11:28:22Z No. of bitstreams: 1 2014_dis_aksbraz.pdf: 3588030 bytes, checksum: 4e6301e5f597d95a62a86d9174d1b11a (MD5) / Approved for entry into archive by Marlene Sousa(mmarlene@ufc.br) on 2015-04-14T16:53:21Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2014_dis_aksbraz.pdf: 3588030 bytes, checksum: 4e6301e5f597d95a62a86d9174d1b11a (MD5) / Made available in DSpace on 2015-04-14T16:53:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2014_dis_aksbraz.pdf: 3588030 bytes, checksum: 4e6301e5f597d95a62a86d9174d1b11a (MD5) Previous issue date: 2014-04-30 / In this study, we characterized 238 samples of water produced from four different production fields, all from offshore fields of the Ceará basin, called The field of production, production field B, C production and field production field D. were determined anions (acetate, chloride, formate, sulfate) using ion chromatography; except for the bicarbonate anion was determined using potentiometric titration. And, cations (Barium, Calcium, Strontium, total iron, lithium, magnesium, potassium, sodium) using the optical emission spectrometry with inductively coupled plasma. For statistical analysis, we used as a tool, the PCA (principal component analysis) and HCA (hierarchical cluster analysis). In evaluating the quality of the data, we used the ionic balance. To visualize the results, we used the box plot graph where one can observe that the production field, followed by the production field B, are prone to corrosion and fouling, respectively. As well, the D production field that showed propensity to corrosion, but on a smaller scale. It is worth stressing the need for individual characterization of the samples, to knowledge of the main existing constituents. For these constituents can incur high costs in maintaining the productive process of the oil industry; due to corrosion pitting type, which promotes change the look and structure of stainless steel, widely used in the oil industry; and incrustations which tend to deposit on the walls of pipes, which may cause problems such as pressure loss, decreased production flow and an increase in power consumption. / Nesse trabalho, foram caracterizadas 238 amostras de água produzida, oriundos de quatro campos de produção diferentes, todos provenientes de campos marítimos da bacia do Ceará, denominados campo de produção A, campo de produção B, campo de produção C e campo de produção D. Foram determinados, os ânions (Acetato, Cloreto, Formiato, Sulfato) utilizando-se a cromatografia de íons; exceto, para o ânion Bicarbonato que foi determinado utilizando-se a titulação potenciométrica. E, os cátions (Bário, Cálcio, Estrôncio, Ferro Total, Lítio, Magnésio, Potássio, Sódio) utilizando-se a espectrometria de emissão óptica com plasma acoplado indutivamente. Para tratamento estatístico, utilizou-se como ferramenta, a PCA (análise de componentes principais) e a HCA (análise de agrupamento hierárquico). Na avaliação da qualidade dos dados, utilizou-se o balanço iônico. Para visualização dos resultados, utilizou-se o gráfico boxplot, onde se pode observar que o campo de produção A, seguido do campo de produção B, possuem tendência à corrosão e à incrustação, respectivamente. Como também, o campo de produção D que apresentou propensão à corrosão, mas em menor escala. Vale salientar a necessidade de uma caracterização individual das amostras, para conhecimento dos principais constituintes existentes. Pois, esses constituintes podem acarretar elevados custos na manutenção do processo produtivo da indústria petrolífera; devido, a corrosão do tipo pite, que promove a modificação da aparência e estrutura dos aços inoxidáveis, muito utilizados na indústria petrolífera; e, as incrustações, que tendem a se depositar nas paredes das tubulações, que podem causar problemas como perda de pressão, diminuição do escoamento da produção e aumento no consumo de energia.

Made available in DSpace on 2018-08-01T23:29:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_11294_60- Nasibu Samson Shonza.pdf: 1855967 bytes, checksum: 8b9c93065f40b917f5c8886257b2ba53 (MD5) Previous issue date: 2017-08-24 / A produção petrolífera dos poços é acompanhada com um efluente indesejável denominado água produzida oriunda das rochas de formação de petróleo e dos processos de recuperação. O descarte dessa águaé governado pelas leis ambientais para enquadrar os critérios de descarga superficial, de reinjeção subterrânea, descarga marinha e/ou do uso beneficial, que por sua vez aumenta o custo de produção de recurso. Com isso, é fundamental encontrar um modo que possa satisfazer essas necessidades.Empregou-se assim a técnica de eletrofloculação para tratamento de efluente de água oleosa sintética em regime de fluxo contínuo em eletrofloculador de forma retangular, no qual avaliou-se os efeitos das variáveis de vazão de entrada (Q: 2 e 6 mL.s-1), densidade de corrente (i:166,67 e 333,33 A.m-2) e a distância entre os eletrodos (D: 1 e 2 cm) em relação à variável resposta eficiência de remoção de teor de óleos e graxas (TOG) durante o processo. Como resultado observado, a máxima eficiência de remoção do TOG atingida foi 86% no maior tempo de residência ideal de 24 minutos na vazão de Q = 2 mL.s-1, i = 333,33 A.m-2 e D = 1 cm. Sendo que os resultados experimentais mostraram que o sistema estabelecido de bancada em fluxo contínuo apresenta melhor rendimento operacional a baixa vazão, a menor distância e a alta densidade de corrente, indicando que a vazão é a principal variável que rege o sistema.

Submitted by Programa de Pós-graduação em Biotecnologia (mebiotec.ufba@gmail.com) on 2017-04-04T12:50:21Z No. of bitstreams: 1 Dissertação Final - Roberta Santoro.pdf: 724184 bytes, checksum: 1653221680de20af86dfe6c644807a0f (MD5) / Approved for entry into archive by Delba Rosa (delba@ufba.br) on 2017-07-03T15:53:23Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação Final - Roberta Santoro.pdf: 724184 bytes, checksum: 1653221680de20af86dfe6c644807a0f (MD5) / Made available in DSpace on 2017-07-03T15:53:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação Final - Roberta Santoro.pdf: 724184 bytes, checksum: 1653221680de20af86dfe6c644807a0f (MD5) / FAPESB / A fase de recuperação secundária do petróleo é caracterizada por processos que objetivam restaurar a pressão interna do reservatório para assim aumentar a produtividade da jazida. Em poços distantes do continente, a água do mar, que contém cerca de 0,3% de sulfato, é comumente injetada para realizar esse processo. Portanto, estes reservatórios ficam sujeitos ao crescimento de bactérias redutoras de sulfato (BRS) que produzem sulfeto causando assim grandes prejuízos a indústria petroquímica. O processo de corrosão causado pela produção de sulfeto é conhecido como souring. Uma das formas de controlar o souring é a adição de biocidas (glutaraldeído e tetrakis(hidroximetil) fosfônio sulfato (THPS), mas estes tem um potencial de gerar um significativo impacto ambiental. Acredita-se que o controle biológico seja menos impactante por se utilizar de agentes microbianos para controlar o crescimento de BRS através de processos como biocompetição. O nitrato tem sido utilizado com a intenção de estimular tal biocompetição, mas, a complexidade das interações ecofisiológicas microbianas dificultam o sucesso dessa prática. O objetivo deste trabalho, portanto, foi o de avaliar os fatores relacionados com o controle de BRS in situ através (i) o uso de nitrato como agente regulador da sulfetogênese e (ii) a produção potencial de inibidores metabólicos pelos organismos desnitrificantes. Para esse trabalho foram isoladas 80 cepas bacterianas de poços de petróleo localizados na Bacia do Recôncavo Baiano, sendo 30 separadas fisiologicamente e caracterizadas em desnitrificantes heterotróficos e/ou autotróficos. Apenas 02 cepas apresentaram capacidade inibitória contra BRS em teste de placas com Desulfovibrio vulgaris. Curvas de crescimento com D. vulgaris mostram que este micro-organismo produz maior biomassa na presença de nitrato. Nessa condição a adição de nitrato diminui significativamente a produção de sulfeto, mas, em contrapartida, aumenta significativamente a biomassa de BRS. Portanto o uso de nitrato é um paliativo momentâneo que futuramente pode agravar de forma considerável o souring por permitir o aumento da biomassa de BRS, capazes de utiliza-lo. Embora exista potencial para exclusão biocompetitiva, pouco ainda se sabe sobre as interações que controlam as atividades dessas cepas in situ (interações de BRS com bactérias redutoras de óxido de nitrogênio (BRON) que sejam capazes de utilizar o nitrato. / Secondary oil recovery strategy aims to restore by secondary means the internal pressure of the rock formation and therefore enhancing oil recovery yields. For rock formations located offshore injection of seawater rich in sulphate (0.3 %) is often used for this purpose. In this way, such oil wells are easily subjected to the activity of sulphate reducing bacteria (SRB) causing the accumulation of sulphide which is the source of corrosion. The corrosive process caused by sulphide is known as “souring”. There have been several attempts for controlling souring such as the addition of biocides in the injected seawater (glutaraldehyde and tetrakis (hydroxymethyl) phosphonium sulfate (THPS)), however, these approaches can generate considerable environmental damage. Biological control is believed to generate less environmental impact for it control BRS growth through less harmful ecological processes such as bioexclusion. Nitrate is being used with such intent because it favours the competing denitrifying bacteria against BRS. However, the eco-physiological complexity characterizing bacterial interactions make the process difficult to achieve in situ. The aim of this study is to assess factors related to the in situ controls of BRS by (i) using nitrate as a regulating mediator and (ii) the effect of denitrifying bacteria inhibitory agents against BRS. For this purpose, 80 distinct bacterial strains were first isolated from oil wells located at the Recôncavo Baiano Basin and 30 strains were physiologically characterized as autotrophic and heterotrophic denitrifying bacteria. Only 2 strains showed to be capable of producing an inhibitory substance to Desulfovibrio vulgaris (BRS). In addition, growth curves characterization showed that D vulgaris is capable of growing using nitrate as electron acceptor. In such a condition, sulphide production decreases, but, on the other hand, it also enhances D. vulgaris biomass abundance. Thus, nitrate showed to work as a palliative and with such increase in BRS biomass, the souring problem may also increase significantly with the exhaustion of nitrate in situ. Although such biomass increase has been observed, it is expected that the denitrifying bacterial isolates found in this work may assist the process of BRS control by means of exclusion and the metabolic in situ use of produced sulphide by autotrophic denitrifiers capable of using nitrate.

Made available in DSpace on 2016-08-29T15:09:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_3107_Dissertao_Paula Segui.pdf: 1369579 bytes, checksum: 0a772a2ec88ad7d51bd2ea2f285962c1 (MD5) Previous issue date: 2009-02-18 / Em sistemas e processos industriais, incluindo processos de tratamento de águas residuárias e sistemas de exploração e produção de petróleo, a geração de sulfeto e a corrosão influenciada por microrganismos trazem prejuízos incalculáveis em todo mundo. A indústria de petróleo tem se empenhado em desenvolver novas tecnologias para o tratamento da água produzida, gerada nos processos de exploração, no intuito de minimizar a biocorrosão nos dutos e materiais metálicos, e os possíveis danos ambientais. O grupo de microrganismos conhecido como microrganismos redutores de sulfato (MRS) possui como principal característica a redução do sulfato a sulfeto no processo de degradação anaeróbia da matéria orgânica. Além da importância ecológica no ciclo do enxofre e do carbono, os MRS estão relacionados à corrosão microbiológica e à geração de odores, sendo que a indústria petrolífera se destaca como umas das que mais são afetadas pela atividade deste grupo de microrganismos. O nitrato é uma alternativa mais econômica em ralação aos biocidas, normalmente utilizados no tratamento da água produzida, além de não oferecer riscos ambientais. O presente trabalho avaliou a utilização de nitrato para a diminuição da geração de sulfeto por microrganismos redutores de sulfato em amostras de água produzida, fornecidas pela Petrobras. O experimento foi planejado utilizando tratamentos envolvendo três níveis de nitrato, dois níveis de acetato (presença e ausência) e três repetições, com controles de água produzida, água produzida + lodo e água produzida + lodo + acetato, totalizando 27 unidades experimentais. Os resultados indicaram que o nitrato na concentração intermediária (500 mg/L) foi suficiente para cessar a geração de sulfeto pelos microrganismos redutores de sulfato, num período entre 3 e 4 semanas após o início do experimento. Além disso, a análise estatística dos dados incluiu as amostras em que houve adição de acetato, como aumento da fonte de carbono, num mesmo grupo de médias em relação às mesmas amostras, porém, sem a adição de acetato.

Submitted by Patricia Barros (patricia.barros@ufes.br) on 2016-05-13T17:00:36Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Dissertação de Mestrado - versão incompleta - biblioteca.pdf: 1149318 bytes, checksum: dcda3c9a6378b5e10e1135cfe45a03e6 (MD5) / Approved for entry into archive by Patricia Barros (patricia.barros@ufes.br) on 2016-05-13T17:00:58Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Dissertação de Mestrado - versão incompleta - biblioteca.pdf: 1149318 bytes, checksum: dcda3c9a6378b5e10e1135cfe45a03e6 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-05-13T17:00:58Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Dissertação de Mestrado - versão incompleta - biblioteca.pdf: 1149318 bytes, checksum: dcda3c9a6378b5e10e1135cfe45a03e6 (MD5) / CAPES / Um grande problema das indústrias petrolíferas está relacionado ao desenvolvimento de tecnologias eficazes para o tratamento da água produzida proveniente da etapa de processamento primário, apresentando-se como emulsões estáveis do tipo óleo/água. Este estudo descreve uma metodologia de síntese de emulsões do tipo óleo em água, e aplica testes com ultrassom, para avaliar a capacidade desta técnica em propor uma separação de fases e consequente redução do Teor de Óleos e Graxas (TOG). Dentre o estudo de síntese de emulsões, a emulsão mais estável constituiu em 1% (m/m) de óleo, sem adição de ácido, base ou sílica. Neste contexto, empregou-se essa emulsão nos testes que foram desenvolvidos com banhos de ultrassom de 25, 35, 45 e 130 kHz, nas temperaturas de 25 e 60 °C, no tempo de exposição de 20 minutos xxvi e ainda com avaliação da presença ou não de anéis de Raschig. O estudo evidenciou que a técnica de ultrassom aplicada na emulsão sintética apresentouse como promissora, retirando cerca de 70% do óleo presente na água, nas frequências de 35, 45 e 130 kHz, na temperatura de 60 °C e na presença de anéis de Raschig. Essas condições, que apresentaram os melhores resultados, foram selecionadas, também, para o estudo das águas de produção do campo A, de tempos menores de exposição ao ultrassom, em emulsões sintéticas mais concentradas e com partículas coloidais e de anéis de outros materiais que não o vidro (cobre, PVC, PTFE, aço e polipropileno). Os resultados indicaram que os testes podem ser otimizados para um tempo de exposição de 15 minutos, além disso, a presença de anéis de materiais mais densos, como o cobre e o aço, intensificou a separação das fases, alcançando valores de até 80% de redução do TOG. Para as outras emulsões sintéticas e as águas de produção os resultados de redução no valor do TOG foram menores do que para a emulsão 1% (m/m) de óleo, sem adição de ácido, base ou sílica. Concluiu-se então que o método desenvolvido, em escala laboratorial, foi eficiente para a separação das fases e além de ser um processo físico de separação, simples, de baixo tempo de residência e sem a adição de produtos químicos. / A major problem in the petroleum industries is related to the development of effective technologies for the wastewater treatment derived from the primary processing stage, which presents stable emulsions of oil in water (O/W). A methodology for the synthesis of O/W emulsions is tried. It runs a few tests with ultrasound equipment in order to evaluate the ability of this technique in phase separation and the reduction in the content of Oils and Grease (TOG). The most stable emulsion obtained was the 1% (w/w) O/W emulsion, without any addition of compounds. That emulsion was then employed in the tests developed with ultrasonic equipment with frequencies of 25, 35, 45 and 130 kHz at temperatures of 25 and 60 °C. The 20-minute exposure time and presence or absence of Raschig rings were assessed too. The use of ultrasound applied in synthetic emulsion appeared as a promising technique. It could remove about 70% of the xxvii oil content in the oil by applying frequencies of 35, 45 and 130 kHz at 60 °C with Raschig rings. The conditions of the best results were also selected for the study of produced water derived from the field A, but this time with shorter exposure time to ultrasound with more concentrated synthetic emulsions and colloidal particles, utilizing further materials like copper, PVC®, PTFE®, steel and polypropylene. Good results were obtained for 15-minute exposure time to ultrasound and denser materials such as copper and steel. TOG could reach values of up to 80% of reduction. The results for the other synthetic emulsions and produced water were worse than the 1 % (w/w) O/W emulsion, without acid, base or silica. Therefore, one can conclude this as an efficient laboratory method for oil/water phase separation and still fits a simple physical separation process with low cost, low dwell time and no need of chemical products.

Submitted by Automação e Estatística (sst@bczm.ufrn.br) on 2018-08-01T21:41:20Z No. of bitstreams: 1 BrenoDaSilvaRocha_DISSERT.pdf: 2086264 bytes, checksum: fa82e0cc55c3f405896194aa6c95e3f7 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2018-08-03T20:16:49Z (GMT) No. of bitstreams: 1 BrenoDaSilvaRocha_DISSERT.pdf: 2086264 bytes, checksum: fa82e0cc55c3f405896194aa6c95e3f7 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-03T20:16:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 BrenoDaSilvaRocha_DISSERT.pdf: 2086264 bytes, checksum: fa82e0cc55c3f405896194aa6c95e3f7 (MD5) Previous issue date: 2018-04-02 / O avanço nas tecnologias de fontes energéticas alternativas tem impulsionado a tradicional indústria do petróleo a otimizar seus custos mantendo o foco em saúde, meio ambiente e segurança. Devido as altas produções de água produzida nos campos maduros onshore, a redução de produtos químicos usados nesses tratamentos tem trazido grandes oportunidades financeiras para a indústria petroleira. Este estudo visa avaliar a sinergia entre um tratamento convencional realizado com polieletrólito a base de taninos associado a um tensoativo, propiciando o aproveitamento de uma matéria-prima local, para o tratamento de água produzida. Devido à instabilidade do efluente gerado, inicialmente foi desenvolvido um método para geração de uma emulsão óleo em água estável, com aproximadamente 50 mg/L de óleos e graxas. As análises das amostras foram realizadas baseado na metodologia de espectrometria de absorção molecular na região do visível, para isto, foi construída uma curva padrão usando solvente e petróleo. O teste de eficiência dos produtos químicos foi realizado através de jar-test com agitação controlada. Os testes utilizando polieletrólitos apresentaram resultados compatíveis com a literatura, onde um tratamento com 40 mg/L do tensoativo conseguiu extrair 81% e 85% do óleo dissolvido no efluente, conseguindo um atendimento pleno a legislação vigente. Para os testes realizados com o tensoativo, os resultados somente conseguiram chegar a este patamar de tratamento com 200 mg/L de matéria ativa, atingindo 86% de eficiência. Já para os testes combinando os dois produtos, foi observado que com apenas 20 mg/L do polieletrólito e 100 mg/L de tensoativo, os resultados já foram superiores aos resultados ótimos dos produtos isolados, apresentando uma eficiência de 92%. Durante os testes com os tensoativos foi observado uma maior formação de flocos e maior captura do óleo disperso. Foi verificada a dependência entre as variáveis testadas (concentração e eficiência) utilizando uma análise de variância (teste-F) com 95% de confiança. Com isso pode-se concluir que há uma sinergia no uso dos dois produtos e que, se aplicado, poderá trazer ganhos financeiros e ambientais para o processo devido à redução de matéria-prima vinda de outros estados em detrimento dos tensoativos de baixo custo fabricados na indústria local. / The ever-greater development of alternative energy sources in substitution to petroleum-derived fuels has forced this industry to optimize its costs, while keeping health, insurance and environment focus. Due to the high produced water rates in mature onshore fields, the reduction of chemicals while treating this residue provides important financial savings perspective to oil industry. The present study aims to evaluate the synergistic effect of the combined use of a conventional tanine based polyelectrolyte in association with a coconut oil derived surfactant, to better use locally available resources for produced water treatment. Due to produced water intrinsic instability, a method for producing stable oil in water emulsion (with ~50 mg/L of grease and oil content) was developed. Samples were subject molecular absorption analysis in visible region and compared to a standard built with solvent and oil. Chemical treatment’s efficiency were evaluated on jar-tests with controlled stirring basis’. Treatment with only polyelectrolyte presented results in good agreement with literature, where 40 mg/L were able to withdraw 81 and 85% of the oil content of the produced water residue, fully meeting law requirements. Treatment using only the coconut oil surfactant was able to achieve this level of treatment only with 200 mg/L of active matter, providing 86% efficiency. Combined polyelectrolyte and surfactant treatment managed to produce greater efficiency than isolated methods (92%) by using 20 mg/L of the polyelectrolyte and 100 mg/L of the surfactant. It was verified the dependency between tested variables (concentration and efficiency) by the use of deviation analysis (F-test) with 95% confidence. Therefore, it was possible to observe that the combined use of both products could lead to financial savings in produced water treatment while maintaining process sustainability and providing economic use for locally available low cost surfactants.

Made available in DSpace on 2016-08-29T15:35:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_8264_Taiane Rodrigues Penha.pdf: 1370797 bytes, checksum: 2e0c327beccdd0ae243501d47f097d9f (MD5) Previous issue date: 2014-10-30 / O descarte ou reutilização da água produzida da indústria do petróleo é difícil por causa dos impactos ambientais causados devido à presença de alta salinidade e componentes tóxicos, ou pelo risco de obstrução nas colunas de produção devido à formação de incrustações que causam redução na produção de petróleo e enormes perdas no processo de extração. Assim, o conhecimento da composição química da água produzida é muito importante. O método proposto por este trabalho visa a determinação de elementos traço (Co, Cr, Fe, Mn, Ni, Se e V) em amostras de água produzida de petróleo por espectrometria de emissão óptica com plasma indutivamente acoplado (ICP OES) utilizando a digestão ácida assistida por micro-ondas para o preparo das amostras (15 g de amostra e 2 mL de HNO3 concentrado). A curva analítica construída em HNO3 2% v v-1 foi adotada para o método após verificar que não é necessário o uso de salinidade para equiparação de matriz. Para o elemento Ni, não há necessidade do uso de padrão interno, para os elementos Co, Cr, Fe, Mn e V os melhores resultados foram obtidos usando Sc como padrão interno. Para o elemento Se é recomendado o uso de Y como padrão interno. Os limites de detecção obtidos foram Co 0,67, Cr 1,2, Fe 2,3, Mn 0,49, Ni 1,9, Se 3,7 e V 5,5 µg L-1; e os limites de quantificação foram Co 2,2, Cr 4,0, Fe 7,7, Mn 1,6, Ni 6,5, Se 12,4 e V 18,3 µg L-1. A exatidão do procedimento foi verificada através de testes de recuperação em dois níveis de concentração (40 e 80 µg L-1) e análise dos materiais certificados de referência de água estuarina SLEW-2 e de água do mar NASS-5. Bons valores de recuperação foram obtidos e não houve diferença significativa (95% de confiança) entre os resultados obtidos e os valores certificados dos materiais de referência.

Submitted by Everaldo Pereira (pereira.evera@gmail.com) on 2017-02-21T01:42:53Z No. of bitstreams: 1 Tese - Victor Menezes Vieira (pos-defesa) FINAL.pdf: 5983139 bytes, checksum: 7cdd8bad09403bf584f5511d160d116f (MD5) / Made available in DSpace on 2017-02-21T01:42:53Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Tese - Victor Menezes Vieira (pos-defesa) FINAL.pdf: 5983139 bytes, checksum: 7cdd8bad09403bf584f5511d160d116f (MD5) / Com a maturidade da produção dos campos de petróleo, a água de formação tem se tornado um dos maiores problemas para a Indústria. Essa água está associada aos reservatórios de petróleo e geralmente é produzida agregada ao fluido de interesse. A partir desse momento é chamada pela indústria do petróleo de água produzida. Seja por questões ambientais, ou por potenciais danos operacionais, a água produzida deve ser gerenciada de tal forma a prevenir ou mitigar esses impactos, uma vez que seus volumes se elevam com o passar da vida útil dos campos. O gerenciamento da água produzida é realizado através de técnicas e tecnologias que visam sua caracterização, separação, tratamento e descarte, além da tentativa de impedir sua produção. As características da água produzida podem variar de acordo com o seu reservatório de origem e as técnicas de recuperação empregadas. Já o potencial de impacto desta água está relacionado a estas características e ao local de destino. Consequentemente, surge a necessidade de técnicas e tecnologias para a caracterização e o tratamento voltado ao destino escolhido para a água produzida. A demanda por novas técnicas e tecnologias é constante no setor de petróleo e gás, pois mesmo com todas as soluções adotadas, ainda existem desafios a serem vencidos. No caso do gerenciamento da água produzida, não é diferente. Esse é um dos fatores que fazem com que a Indústria esteja em constante busca por inovações. Adicionalmente, as leis e regras impostas através dos instrumentos normativos da Agência Reguladora e dos órgãos ambientais contribuem diretamente para a busca da qualidade operacional e ambiental. Essa qualidade pode ser entendida como eficiência ou otimização, que contribui para a continuidade das operações e da atividade, de forma econômica e ambientalmente sustentável. Conforme esse entendimento, o processo decisório quanto à gestão na produção, na movimentação e na destinação final da água produzida deve ser baseado em uma série de fatores técnicos, econômicos, ambientais e regulatórios. Diante disto, no que diz respeito a estes aspectos, o presente trabalho apresenta um modelo simplificado para a gestão da água produzida e movimentada nos campos onshore de petróleo e gás natural do Brasil. A partir deste modelo, são realizadas considerações e recomendações acerca do gerenciamento da água produzida, o processo de empreendedorismo e inovação tecnológica, a regulação ambiental e específica e a sustentabilidade da produção de petróleo e gás natural em campos onshore, inclusive os de acumulação marginal. / ABSTRACT - With the maturity of the production of the oil fields, training of water has become a major problem for the industry. This water is associated with the oil reservoir and is generally produced aggregate to the fluid of interest. From that moment it is called by the produced water oil industry. Whether for environmental issues, or potential operational damage, the water produced must be managed in such a way to prevent or mitigate these impacts, since its volumes rise over the life of the fields. The management of the water produced is carried out by techniques and technologies aimed at the characterization, separation, treatment and disposal, in addition to attempt to prevent its production. The characteristics of the produced water can vary according to its source tank and recovery techniques employed. But the potential impact of this water is related to these characteristics and destination. Consequently, the need arises to techniques and technologies for the characterization and treatment aimed at the chosen destination for the water produced. The demand for new techniques and technologies is constant in the oil and gas industry, because even with all the solutions adopted, there are still challenges to be overcome. In the case of management of produced water, is no different. This is one of the factors that cause the industry is in constant search for innovation. In addition, the laws and rules imposed by the legal instruments of the Regulatory Agency and the environmental agencies contribute directly to the pursuit of operational and environmental quality. This quality can be understood as efficiency and optimization, which contributes to the continuity of operations and activities, economic and environmentally sustainable manner. According to this understanding, the decision-making process regarding the management in the production, handling and disposal of produced water should be based on a number of technical, economic, environmental and regulatory. In view of this, with regard aa these aspects, this paper presents a simplified model for the management of water produced and busy in onshore fields of oil and natural gas in Brazil. From this model, considerations and recommendations on the management of water are carried out produced the entrepreneurial and technological innovation, environmental and specific regulation and the sustainability of oil and natural gas production in onshore fields, including the marginal accumulation.

Submitted by Programa de Pós-graduação em Biotecnologia (mebiotec.ufba@gmail.com) on 2017-04-04T12:27:38Z No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO Final - Luiz Lázaro.pdf: 1338858 bytes, checksum: 269d38d39fa68af0cd603b45d636eb6a (MD5) / Approved for entry into archive by Delba Rosa (delba@ufba.br) on 2017-06-29T14:32:38Z (GMT) No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO Final - Luiz Lázaro.pdf: 1338858 bytes, checksum: 269d38d39fa68af0cd603b45d636eb6a (MD5) / Made available in DSpace on 2017-06-29T14:32:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO Final - Luiz Lázaro.pdf: 1338858 bytes, checksum: 269d38d39fa68af0cd603b45d636eb6a (MD5) / As Bactérias redutoras de sulfato (BRS) são responsáveis pela corrosão de tubos de metal e estruturas de transporte de óleo em estações de petróleo (corrosão induzida por micro-organismos – CIM). Além da corrosão, a produção de sulfeto de hidrogênio por estas bactérias produz um fenômeno denominado de acidificação do óleo (souring). Para inibir a ação das BRS, o glutaraldeído tem sido utilizado em poços de petróleo como biocida, mas seu uso apresenta determinados inconvenientes, tais como contaminação das águas subterrâneas, bem como os efeitos adversos da exposição ocupacional. Como uma alternativa para a utilização de biocidas, a utilização de micro-organismos e/ou os seus bioprodutos para tentar inibir a ação das BRS mostrou-se como uma alternativa ambientalmente mais segura em vários processos industriais, por exemplo, na indústria do petróleo, na qual os micro-organismos e seus bioprodutos (biossurfactantes) podem ser usados na recuperação melhorada de petróleo e como agentes de inibição microbiana. A detecção e quantificação de bactérias redutoras de sulfato (BRS), em poços de petróleo, utilizando-se hibridação fluorescente in situ (FISH) e DAPI (4,6-dicloroamino fenol indol) são ferramentas muito úteis para o controle destas comunidades ao longo de um período de tempo, a fim de avaliar a sua distribuição temporal e espacial. O presente trabalho teve como finalidades: a detecção e quantificação de BRS em amostras de água produzida de petróleo, de modo a avaliar a influência de micro-organismos que produzem biossurfactantes na inibição do crescimento de BRS e, assim, inibir a produção de sulfeto de hidrogênio.

Submitted by Programa de Pós-graduação em Biotecnologia (mebiotec.ufba@gmail.com) on 2017-04-04T13:41:41Z No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO Final - Sueli.pdf: 2426193 bytes, checksum: 5cd08338c3132f14d2db37b31d5b43f8 (MD5) / Approved for entry into archive by Delba Rosa (delba@ufba.br) on 2017-07-06T13:03:30Z (GMT) No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO Final - Sueli.pdf: 2426193 bytes, checksum: 5cd08338c3132f14d2db37b31d5b43f8 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-07-06T13:03:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO Final - Sueli.pdf: 2426193 bytes, checksum: 5cd08338c3132f14d2db37b31d5b43f8 (MD5) / FAPESB / Recentemente tem aumentado muito o interesse em exopolissacarideos (EPS) de origem microbiana. Esse composto é um constituinte comum de muitos produtos comerciais em diferentes setores industriais como alimento, petróleo e farmacêutico. O objetivo desse trabalho foi o de quantificar e otimizar a produção de EPS a partir de duas bactérias previamente identificadas como sendo Enterobacter sp., pertencente a coleção de culturas do Laboratório de Biotecnologia e Ecologia de Micro-organismos LABEM. Os isolados foram primeiramente identificados com a nomenclatura CCMICS 544 e CCMICS 549 para ambas as cepas. Testes de cultivo em glicerol identificaram a Enterobacter CCMICS 549 como sendo a mais produtiva entre as cepas testadas alcançando a produção de EPS de aproximadamente 4 g.L-1 em 36 horas. Essa cepa foi submetida a testes genéticos (16S rRNA) e bioquímicos que a identificaram como sendo Enterobacter amnigenus grupo 2. Para otimizar a produção de EPS foi realizado planejamento experimental utilizando a Metodologia “Superficie de Resposta”. Os resultados mostraram que as condições ótimas de cultivo acontecem a 35°C, pH 7.0, agitação de 240 rpm e com 3% glicerol. Nessas condições a produção de EPS foi de 0.05 g.L-1h-1 alcançando um total de (5,012) g.L-1 em 60 horas, e com produção em meio a base de água produzida com produção de 7,27g.L-1. A viscosidade do EPS em solução foi de aproximadamente 160 cP mesmo nas condições de alta salinidade (5% NaCl), temperatura (80 oC) e baixa concentração (1%). O modelo de Ostwald-de-Waele (parâmetros k e n) indicaram um comportamento pseudoplástico em todas as concentrações testadas (0.1-2.0%, w/v), temperaturas (15-80 °C) e, principalmente, salinidade (1 a 5%). A consistência de index indica que o polímero possui propriedades reológicas promissoras para aplicação como fluido de perfuração. O tratamento térmico mostrou que o EPS perde grande parte de sua massa em temperaturas acima de 300°C, mas ainda retém 50% do seu peso total a 1000°C indicando a presença de constituintes minerais em concentrações significantes. A caracterização do EPS no infravermelho identificou semelhanças químicas significativas com a goma Xantana. / The interest in microbial produced exopolysaccharides (EPS) has increased considerably in recent years. This compound is a common constituent of many commercial products in different industrial sectors; such as food, petroleum, and pharmaceuticals. The aim of this study was to quantify and optimize EPS production from two bacterial previously identified as Enterobacter sp., Belonging to a culture collection of the Laboratory of Biotechnology and Ecology of Microorganisms LABEM. The isolates were primarily identified with CCMICS 544 and 549 CCMICS nomenclature for both strains. Culturing tests on glycerol identified Enterobacter CCMICS 549 as more productive among the strains reaching an EPS production value of about 4 g.L-1 within 36 hours. This strain was then submitted to biochemical and genetic characterization (16S rRNA), which identified such strain as Enterobacter amnigenus group 2. To optimize the production of EPS was performed using experimental design methodology "Response Surface". The results showed that the optimum condition was achieved at 35°C, pH 7.0, agitation of 240 rpm and 3% crude glycerol. In such conditions, EPS production was of 0.05 gL-1h-1 reaching a total of 5,012 g.L-1 within 60 hours, with production of water-based medium produced using production 7,27g.L-1. EPS viscosity was of about 160 cP even at high salinity (5% NaCl), temperature (80 oC) and low concentration (1%). The Ostwald-de-Waele model parameters (K and n) indicated a pseudoplastic behavior at all concentrations (0.1 to 2.0%, w/v) temperatures (15-80 °C) and especially saline (1 to 5%). The consistency index indicates that the polymer has rheological properties promising for use as a drilling fluid. Thermal treatment showed that most of mass loss occurs at 300°C, but the polymer retains about 50% of its total weight at 1000°C indicating the significant presence of mineral constituents. The characterization of EPS synthesized by Enterobacter amnigenus infrared identified significant chemical similarities with the xanthan gum.