Made available in DSpace on 2014-04-02T02:01:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000456126-Texto+Completo-0.pdf: 4635087 bytes, checksum: 35e00a2825acb60a04e5085333af1dd5 (MD5) Previous issue date: 2014 / The carbon capture and storage technologies are listed among the important strategies for reducing the CO2 emissions and mitigate climate change in a fossil fuel–dependant world. Among CO2 capture techniques, chemical absorption process which uses aqueous amines solutions has been extensively studied and used in the industry for decades. However, this process has a number of drawbacks. In order to deal with the great number of drawbacks caused by amines, recently, mixtures of aqueous amine solutions and ILs (Ionic Liquids) have been appointed as potencial solvents for CO2 capture, because allow to combine the properties and benefits of ILs with gas absorption capacity of aqueous amine solutions. In this work, carbon steel corrosion behavior in mixtures of aqueous amines solutions (MEA or MDEA) and 1-Butyl-3-methylimidazolium tetrafluoroborate [bmim] [BF4] in typical conditions of temperature and pressure of CO2 capture process (45 °C and 27 bar) was investigated. The corrosion rate was determined by weight loss measurements. The chemical composition, morphology and characteristics of the corrosion product scales formed on the surface of steel were analyzed by using surface techniques (SEM and EDS).The properties of the corrosion product scales were also evaluated by potentiodynamic polarization technique. The CO2 absorption was measured at 45 °C and pressures from 1 to 27 bar using a Magnetic Suspension Balance (MSB). The results showed that the addition of 10 % of [bmim] [BF4] in weight at the aqueous amine solutions can provide a feasible and efficiently opportunity for CO2 capture, because in MEA (M0), a considerably decrease of 72% on the corrosion rate was observed and the CO2 absorption values were close to the ones obtained for MDEA (MD0), whereas for MDEA (MD0), the addition of 10 % of [bmim] [BF4] did not change considerably the CO2 absorption and also the corrosion rate decreased (26%). / Tecnologias de captura e armazenamento de carbono são apontadas como uma das principais tecnologias para reduzir as emissões de CO2 e mitigar o efeito das mudanças climáticas. Entre as técnicas de captura de CO2, o processo de absorção química que utilizam as soluções aquosas de aminas tem sido extensivamente estudado e utilizado por décadas. No entanto, estes processos apresentam uma série de inconvenientes. A fim de lidar com estes inconvenientes, recentemente, misturas de soluções de amina aquosas e LIs (Líquidos Iônicos) tem sido apontado como solventes potenciais para captura, pois permitem combinar as propriedades e os benefícios de LIs com capacidade de absorção de gás das soluções aquosas de amina. Neste trabalho foi investigado o comportamento de corrosão do aço carbono em misturas de soluções aquosas de aminas (MEA ou MDEA) e [bmim] [BF4] em condições típicas de pressão e temperatura (45 °C e 27 bar) empregadas em plantas de captura de CO2, bem como o efeito da adição de LIs em soluções aquosas de aminas sobre a capacidade de absorção do CO2. A taxa de corrosão foi determinada por medidas de perda de massa.A composição química, a morfologia e as características dos filmes de produtos de corrosão formados foram analisados usando técnicas de superfície (MEV e EDS). As propriedades dos filmes de produtos de corrosão também foram avaliadas pela técnica de polarização potenciodinâmica. A absorção de CO2 foi medida a 45 ° C e pressões de 1-27 bar, usando uma balança de suspensão magnética (MSB). Os resultados mostraram que a adição de 10% de [bmim] [BF4] em massa nas soluções aquosas de aminas pode proporcionar um solvente viável e eficiente para a captura, pois na MEA (M0) foi observado uma redução considerável na taxa de corrosão (72%) e os valores de absorção de CO2 ficaram próximos aos obtido para MDEA (MD0), enquanto que para MDEA (MD0), a adição de 10 % de [bmim] [BF4] não alterou consideravelmente a absorção de CO2 e também proporcionou a redução de 26% na taxas de corrosão.

Made available in DSpace on 2014-09-20T02:01:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000461415-Texto+Completo-0.pdf: 6198256 bytes, checksum: 6cdd5f041ea076372230494bb7dfd45b (MD5) Previous issue date: 2014 / The study to new materials for CO2 capture indicates as an option, the use of ionic liquids as solvents for absorption, because they are compounds in which CO2 has a preferential solubility. Ionic liquids immobilized in mesoporous materials may present an advantageous combination in selective capture. Thus, the objective of the doctoral thesis is to synthesize and characterize structures of ionic liquids supported on mesoporous materials, checking the capacity of CO2 adsorption on these materials and the application of these materials as heterogeneous catalysts in the synthesis of propylene carbonate via cycloaddition with CO2. Ionics liquids were formed by the cation 1-methyl-3-(3-trimethoxysylilpropyl) imidazolium and supported with differents concentrations of IL via grafting in mesoporous material type MCM-41 and sol-gel process, change of the anion was performed only after the immobilization [Cl]- to [BF4]-, [PF6]- and [Tf2N]-. The characterization of materials was performed by infrared spectroscopy, solid state NMR, thermal analysis (TGA), scanning electronic microscopy, X-ray diffraction (DRX) and N2 adsorption. Lastly, assessment of CO2 adsorption was done through microbalance thermogravimetric (PTGA) trials.Results of the CO2 adsorption from the IL immobilized on MCM-41, shows that LICLM50 has the better adsorbent ability, 0. 11 g CO2/ g adsorbent, and xerogel, LICLX20 gave 0. 35 g CO2/ g adsorbent at 10 bar. As for the use in heterogeneous catalysis with supported ILs, maximum conversion obtained was 67 % with 82 % of selectivity for LICLM50. These materials have shown good ability to adsorb CO2 and, when used as catalysts for conversion of CO2 in cycloaddition reactions, they are well behaved and therefore favorable to employment in catalysis. / O estudo de novos materiais para a captura de CO2 aponta como uma opção, o uso de líquidos iônicos como solventes para absorção, pois são compostos nos quais o CO2 apresenta uma solubilidade preferencial. Imobilizar líquidos iônicos em materiais mesoporosos pode ser uma combinação mais vantajosa na captura seletiva. Desta maneira, o objetivo desta tese de doutorado consiste em sintetizar e caracterizar estruturas de líquidos iônicos suportados em materiais mesoporosos, verificar a capacidade de adsorção de CO2 nestes materiais, bem como aplicar estes materiais como catalisadores heterogêneos na síntese de carbonato de propileno via cicloadição com CO2. Os líquidos iônicos foram formados pelo cátion 1-metil-3-(3-trimetoxissililpropil) imidazólio e suportados com concentrações diferentes de LI via ancoragem em material mesoporoso tipo MCM-41 e via sol-gel, somente após a imobilização foi realizada a troca do ânion [Cl]- para [BF4]-, [PF6]- e [Tf2N]-. A caracterização dos materiais foi feita por técnicas de FTIR, RMN de estado sólido, análises térmicas (TGA), microscopia eletrônica de varredura, difração de raios-X (DRX) e adsorção de N2 (BET).Por último, foi feita a avaliação quanto à adsorção de CO2 através de ensaios em microbalança termogravimétrica (PTGA). Os resultados de adsorção de CO2 entre os imobilizados em MCM-41, LICLM50 apresenta melhor capacidade 0,11 g CO2/g adsorvente e, em xerogel, LICLX20 0,35 g CO2/g adsorvente, a 10 bar. Quanto ao uso em catálise heterogênea com LIs suportados a conversão máxima obtida foi de 67 % e a seletividade de 82 % com LICLM50. Estes materiais apresentaram boa capacidade em adsorver o CO2 e, quando utilizados como catalisadores em reações de cicloadição para conversão do CO2, também se portaram favoráveis ao emprego em catálise.

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:53:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000440818-Texto+Completo-0.pdf: 9330116 bytes, checksum: 593e3db55c6eb96b1b60a9c7711e854b (MD5) Previous issue date: 2012 / This work addresses the topic geological storage of CO2 in oil wells from the point of view of studying the integrity of materials, specifically cement paste used to cement and seal oil and gas wells. The degradation of class G cement paste was evaluated after exposure to wet supercritical CO2 and in the presence of different concentrations of saline solutions (NaCl 0. 5 M, 1M, 2M and 4M) in terms of microstructural changes and compressive strength. The degradation tests of cement paste were carried out at a temperature of 70 ° C and 15 MPa, which corresponds to a well of approximately 1. 500 m, for a period up to 50 days. The mechanism of degradation of cement observed involves the dissolution of portlandite, the precipitation of calcium carbonate (cement carbonation) and subsequent dissolution of carbonates, creating a highly porous layer near the surface of samples (bicarbonate layer). The results obtained indicate that the chemically modified layer due to reactions involving CO2 has a tendence to decrease as the salinity of the solution increase up to 2 M, which in this case is probably associated with the fact that the solubility of CO2 in solution decreases as salinity increases. However, for concentration of 4 M, close to NaCl saturation in solution, an increase in thickness of the layer chemically altered was observed, which can be related to high chemical activity of CO2 in this concentration, once its activity increases greatly with salinity. The chemical degradation suffered by the cement paste due to exposition to CO2 for periods up to 50 days did not affect its compressive strength; on the contrary for most of the cases a small increase on compressive strength was observed, which may be associated with the pore clogging by carbonates. / Este trabalho aborda o tema armazenamento geológico de CO2 sob o ponto de vista do estudo da integridade de materiais, mais especificamente da pasta de cimento utilizada no revestimento e selo de poços de petróleo e gás e poços para armazenamento de CO2. A degradação da pasta de cimento classe G foi avaliada após exposição ao CO2 supercrítico úmido e em presença de solução salina de diferentes concentrações (NaCl 0,5M, 1M, 2M e 4M) em termos de mudanças microestruturais e resistência à compressão. Os testes de degradação da pasta de cimento foram realizados a 70°C e 15 MPa, o que corresponde a um poço de aproximadamente 1. 500 m, por períodos de até 50 dias. O mecanismo de degradação da pasta de cimento observado envolve a dissolução da portlandita, a precipitação de carbonato de cálcio (carbonatação do cimento) e posterior dissolução desses carbonatos, criando uma camada de elevada porosidade e baixa resistência próximo à superfície das amostras (camada bicarbonatada). Os resultados obtidos indicam que as camadas alteradas quimicamente devido às reações envolvendo o CO2 apresentam uma tendência de diminuição à medida que a salinidade aumenta até a concentração de 2 M, o que pode ser explicado pelo fato que a solubilidade do CO2 diminui a medida que a salinidade da solução aumenta. Entretanto, para a concentração de 4 M, próxima a saturação do NaCl em solução, houve um aumento da camada alterada quimicamente, o que pode ser atribuído à alta atividade química do CO2 nesta concentração, uma vez que esta aumenta muito com a salinidade para meios contendo CaCO3. A degradação química sofrida pela pasta de cimento pela exposição ao CO2 por um tempo de até 50 dias não comprometeu sua resistência à compressão. Para a maioria dos casos observou-se o contrário, um pequeno aumento na mesma, o que pode estar associado com o fechamento dos poros com cristais de carbonato.

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:53:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000444290-Texto+Parcial-0.pdf: 4113435 bytes, checksum: c7842b63f0cc98c896007a0809c63b5c (MD5) Previous issue date: 2012 / Given the global scenario, in which environmental issues are gaining prominence and priority investment, we have the opportunity to contribute by conducting studies for modeling the deployment of technology to capture and geological storage of CO2 in Brazil (CCS), projects using the Clean Development Mechanism, evaluating the degree of inclusion of the current economy in these projects and verifying possible obstacles and necessary modifications. Capture and Geological Storage of CO2 are aimed at injecting previously established geological formations, the carbon dioxide coming from stationary sources, preventing the gas from being released into the atmosphere. The proposed technology can be realized in three different formations: oil fields deep, coal seams and saline aquifers. Faced these alternatives, a study was conducted of technical and economic feasibility of conducting CCS in Brazil for each of their sports. In injection Oil Fields was selected the Barracuda Field, owned by the Campos Basin, this allied to two different stationary sources: Cement and steel mills. The alternative storage Layers of Coal, was selected from the Pool Carbonífera Charqueadas, having as their source of CO2 in the Triunfo/RS, Petrochemical Company Braskem. For injection in Saline Aquifers, was selected the Rio Bonito Formation in the Paraná Basin, being fueled by emissions from ethanol plants in the state of São Paulo. Through the results of this work, we seek to bring to discussion the importance of implementation of projects with high potential to reduce a large-scale release of Greenhouse Study (GHG), which would minimize the adverse effects of actions anthropogenic in synergy with the Convention of the Climate and ratifying the Kyoto Protocol. / Diante do cenário mundial, em que as questões ambientais vêm ganhando destaque e prioridade de investimento, tem-se a oportunidade de contribuir através da realização de estudos para a modelagem de implantação da tecnologia de captura e armazenamento geológico de CO2 no Brasil (CCS1), utilizando-se projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, avaliando-se o grau atual de inclusão da economia nestes projetos e verificando-se possíveis obstáculos e modificações necessárias. A Captura e Armazenamento Geológico de CO2 têm por objetivo injetar em formações geológicas previamente estabelecidas, o dióxido de carbono advindo de fontes estacionárias, evitando que este gás seja liberado para a atmosfera. A tecnologia proposta pode ser realizada em três distintas formações: aquíferos salinos profundos, campos de petróleo e camadas de carvão, visando compensar as emissões de gases do efeito estufa. Com base nestas alternativas, realizou-se estudo de viabilidade técnica e econômica da realização de CCS em território brasileiro para cada uma de suas modalidades. Na injeção em Campos de Petróleo foi selecionado o Campo de Barracuda, pertencente à Bacia de Campos, esta aliada a duas diferentes fontes estacionárias: Cimenteiras e Siderúrgicas. Para a alternativa de armazenamento em Camadas de Carvão foi selecionada a Jazida Carbonífera de Charqueadas, tendo como sua fonte de CO2, no Pólo Petroquímico de Triunfo/RS, a Empresa Braskem. Para a injeção em Aquíferos Salinos, foi selecionada a Formação Rio Bonito, na Bacia do Paraná, sendo abastecida pelas emissões provenientes de Plantas de Etanol do estado de São Paulo. Por meio dos resultados obtidos com este trabalho, busca-se trazer para discussão a importância da execução de projetos com elevado potencial para reduzir, em grande escala, a liberação de Gases de Efeito Estuda (GEE), o que minimizaria os efeitos adversos das ações antrópicas em sinergia com a Convenção do Clima e ratificando o Protocolo de Kyoto.

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:54:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000417719-Texto+Completo-0.pdf: 1335069 bytes, checksum: 35d9d49a0729fdf36c3918b96a36bc9c (MD5) Previous issue date: 2009 / Burning fossil fuels, which provides more than 85 % of the energy of the world, is one of the largest emissions of carbon dioxide into the atmosphere. Recently, several mitigation techniques are being studied, including injections of carbon dioxide reservoirs in mature or depleted oil and deep saline aquifers. This work aims to store CO2 in the form mineral, through the magnesium carbonation of ions in a synthetic solution simulating thus conditions for a trapping geological CO2 (120 °C and 60 bar). The results showed the appearance of rhombohedra structures characteristic of magnesium carbonate and basic forms and anhydrous. The yield of the reaction of precipitation magnesium was 91,7 % after 3 hours of reaction. The formation of the precipitate of magnesium was between pH = 6 and 9 in 3 hours of reaction. In more time occur decrease in carbonate formation due competition between equilibrium formation and dissolution of precipitation. / A queima de combustíveis fósseis, que fornece mais de 85 % da energia do mundo, é uma das maiores fontes de emissão de dióxido de carbono para a atmosfera. Recentemente, várias técnicas de mitigação estão sendo estudadas, incluindo injeções de dióxido de carbono em reservatórios maduros ou esgotados de petróleo e em aqüíferos salinos profundos. Este trabalho tem como objetivo armazenar CO2 sob a forma mineral, através da carbonatação de íons magnésio presentes em uma solução sintética simulando assim, condições propícias para um aprisionamento geológico de CO2 (120 ºC e 60 bar). Os resultados obtidos mostraram o aparecimento de estruturas romboédricas característico de carbonato de magnésio e suas formas básicas e anidras. O rendimento da reação de precipitação de magnésio foi de 91,7 % após 3 horas de reação. A formação do precipitado de magnésio foi maior entre o pH= 6 a 9 em 3 horas de reação. Em tempos maiores ocorre uma diminuição de carbonato formado devido à competição entre os equilíbrios de formação e a dissolução do mesmo.

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:54:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000449831-Texto+Completo-0.pdf: 4411444 bytes, checksum: ebf58e9f56db71109fbe172787c5d050 (MD5) Previous issue date: 2012 / Coal is one of the most abundant energy resources. The Rio Grande do Sul State has about 90% of all coal in Brazil. This energy source is used in small proportion compared to hydropower plants, for example. But coal is also a strategic resource, it is a complementary source to those used on a larger scale. It is a resource that doesn´t depend on seasonality, and therefore constitutes an important energy security backup. The quest for a greater knowledge and understanding of Brazilian coals situation and its exploitation or in situ use possibilities can contribute to provide an energy resource that today is not considered accessible, especially for the southern region of Brazil. This thesis is focused on the Charqueadas Reservoir, its petrographic characterization, comparison of its theoretical and measured storage capacity for CO2, through sorption tests at the Department of Energy (DOE) laboratories (USA), compared with structural changes in the rock through imaging acquired through computed tomography (CT). These tests will also determine the viability of coalbed production (CBM) and carbon sequestration (CCS). The studied coal has, when taken into account CBM, ECBM and CCS activities, porosities considered normal (in the range of 1 to 5%). As for the permeability for the same activities, it´s considered very low (within the range of hundreds of nanoDarcys).The results of the pre-scans imaging indicate the existence of a high density material in the fractures (cleats), which explains the results of low permeabilities measured on the samples. Imaging using microtomography also showed this feature, indicating high density material filling the microfractures, which consequently reduces the permeability and gas adsorption. The adsorption isotherms indicated a significant amount of CO2 adsorption into the Charqueadas coal micro-structure is possible, but the larger scale results of the core permeability, microtomography, and pre-injection scans (which indicated the existence of a high density material filling fractures) revealed fluid motion within the coal would be difficult. This result was confirmed by the core-scale sorption tests in the coal samples, which indicated that sorption of CO2 in the Charqueadas Deposit would not be easily carried out. / O carvão é um dos recursos energéticos mais abundantes da humanidade. O Rio Grande do Sul contém cerca de 32 bilhões de toneladas de recursos, que representam 90% de todo carvão de nosso País. Esta fonte de energia é utilizada em pequena proporção quando comparada à energia gerada em hidrelétricas, por exemplo. Porém o carvão é um recurso estratégico do qual não se pode abrir mão, por ser uma fonte complementar às utilizadas em maior escala. É o recurso que completa a demanda energética em épocas de sazonalidade dos outros recursos, e por não depender do clima para ser utilizado, constitui-se de um importante fator na segurança energética do País. A busca por um maior conhecimento e entendimento de como os carvões brasileiros se encontram e suas possibilidades de exploração ou utilização in situ e ambientalmente sustentáveis pode contribuir para uma provisão de um recurso energético que hoje não é considerado acessível, principalmente para a Região sul do País. Esta foi focada na Jazida de Charqueadas, sua caracterização petrográfica, comparação entre as capacidades teórica e medida em laboratório de armazenagem de CO2, através de testes de sorção, e comparação de mudanças estruturais na rocha através de imageamento em tomógrafo computadorizado. Através destas análises foi avaliada viabilidade do carvão para produção de gás natural e armazenamento de carbono (CCS). O carvão estudado possui, quando levadas em conta atividades de CBM, ECBM e CCS, porosidades consideradas normais (da ordem de 1 a 5%). Já em relação à permeabilidade, quanto às mesmas atividades mencionadas, esta é considerada muito baixa (centenas de nanoDarcys), principalmente em relação à permeabilidade considerada ideal ou mínima para estas atividades (da ordem de miliDarcys).Os resultados do imageamento prévio ao experimento de sorção de CO2 apontam para a existência de um material de alta densidade nas fraturas (cleats) do carvão, o que explica os resultados de baixas permeabilidades medidos nas amostras. O imageamento através de microtomografia também evidenciou este comportamento, apontando material de alta densidade preenchendo as microfraturas do carvão estudado, o que por consequência diminui a permeabilidade e adsorção de gases. As isotermas de adsorção indicaram uma significativa quantidade de CO2 como possível de ser adsorvida nas amostras estudadas, porém os resultados das análises de permeabilidade, imageamento prévio e microtomografia (que apontaram a existência de um material de alta densidade preenchendo as fraturas) e principalmente os testes de sorção realizados nas amostras indicam ser difícil o fluxo de fluídos, e por consequência a sorção de CO2 nos carvões da Jazida de Charqueadas.

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:54:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000413811-Texto+Completo-0.pdf: 2013126 bytes, checksum: b51679af9a90b4c288c6f2a5c7658589 (MD5) Previous issue date: 2009 / Energy security and increasing demand for fossil fuels in the world are challenging the industry for quick solutions to ensure that disruptions in hydrocarbons supply do not happen in a near future. The use of C02 as a substance to enhance hydrocarbons recovery in oil fields is a mature technology that nowadays becomes more and more useful. Despite the fact that C02 capture and separation from stationary sources is still an expensive operation, it is imperative that energy companies start to store this gas to ensure peak demands of oil and also increase the lifetime of petroleum fields, making them more economically sustainable in long term. Thus, this work introduces the novel concept of Dynamic CO2 Capture and Storage - DCCS, a technology that aims to create strategic accumulations of CO2 through separation of the gas from sources and injection in previously selected geological reservoirs. This way, the stored CO2 could be easily accessed for quick application in Enhanced Oil Recovery - EOR projects. DCCS guarantees that flaws in CO2 supply of EOR projects will not occur, without compromising their economic viability. This work also intends to develop site selection criteria for DCCS projects implementation and evaluate the DCCS applicability in Brazilian states. / A segurança energética do país e o contínuo aumento da demanda de hidrocarbonetos no mundo têm exigido uma rápida resposta por parte das indústrias petrolíferas de forma a que não haja interrupções em seu fornecimento. A utilização do CO2 como substância capaz de aumentar a recuperação de hidrocarbonetos em campos de petróleo é uma atividade conhecida e de eficiência comprovada. Apesar da tecnologia de separação e captura de CO2 ser ainda relativamente cara, é de fundamental importância que as companhias petrolíferas comecem a ter reservas estratégicas deste gás para que tenham capacidade de suprir aumentos de demandas de hidrocarbonetos. Desta forma será possível maximizar o tempo de vida útil dos campos de óleo, tornando-os mais sustentáveis em termos ambientais e econômicos. Assim, o presente estudo introduz o conceito inédito de captura e armazenamento geológico dinâmico de CO2 - DCCS, que tem como objetivo principal, formar reservatórios estratégicos de CO2, através da captura do CO2 de fontes emissoras, transporte e respectiva injeção em reservatório, que podem ser rápida e facilmente utilizados como fonte de CO2 para recuperação avançada de óleo - EOR em campos maduros de petróleo. O DCCS tem a função de garantir que não ocorram falhas no abastecimento de CO2 em projetos de EOR, não comprometendo a viabilidade econômica destes. O desenvolvimento de uma metodologia de seleção de regiões com potencial para implantação de projetos de DCCS é também foco deste trabalho. A aplicabilidade do DCCS nos estados brasileiros é avaliada na dissertação, segundo esses mecanismos.

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:54:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000422847-Texto+Completo-0.pdf: 5549610 bytes, checksum: 21ec4b463b8aa8e36f8188481bf0e041 (MD5) Previous issue date: 2010 / The climate change caused by anthropogenic emissions of greenhouse gases in the atmosphere, mainly carbon dioxide (CO2), is a current concern, being necessary the reduction of the concentration of these gases. The geologic carbon storage is a promising technology in the reduction CO2 to the atmosphere. Among the storage options, saline aquifers have the greatest potential owing to their common occurrence at appropriate depths and great capacity of storage. Furthermore, the saline aquifers have high salinity groundwater, being improper for human consumption. Therefore, this work aims to experimentally study the CO2 brine-rock system, in different conditions (mild and supercritical), aiming to establish best reactions conditions and, consequently, a bigger efficiency in the geologic carbon storage. The results showed that the carbonation reactions in mild conditions are selective for calcium ion (Ca+2), favoring the predominant precipitation of calcium carbonate (CaCO3). The precipitation was only achieved by adjusting the pH of the brine with alkaline additives sodium hydroxide (NaOH) 1M and potassium hydroxide (KOH) 1M associated with buffer solution of ammonium chloride/ammonium hydroxide (NH4Cl/NH4OH). The results of the carbonation reactions in supercritical conditions, which were used the same alkaline additives and buffer solution, showed that, without the presence of rock, the precipitation of CaCO3 is also predominant. On the other hand, when there is the presence of rock, occurs the precipitation of magnesian calcium carbonate (CaCO3(Mg)) or calcium magnesium carbonate (CaMg(CO3)2). The reservoir rock used in this study showed mineralogical integrity front of the addition of CO2 indicating its potential for geological storage of CO2. / As mudanças climáticas, causadas pelas emissões antrópicas de gases de efeito estufa na atmosfera, principalmente o dióxido de carbono (CO2), são uma preocupação atual, sendo necessária a diminuição da concentração destes gases. O armazenamento geológico de carbono vem se apresentando como uma tecnologia promissora para redução de CO2 na atmosfera. Entre as opções de locais de armazenamento, os aqüíferos salinos têm grande potencial devido à grande capacidade de armazenamento e profundidade adequada. Além disso, possuem água subterrânea com alta salinidade, sendo imprópria para o consumo humano. Portanto, este trabalho tem como objetivo estudar experimentalmente a adição de CO2 em soluções salinas e no sistema solução salina-rocha, em condições variadas (brandas e supercríticas), visando estabelecer as melhores condições reacionais de carbonatação e, conseqüentemente, uma maior eficiência no armazenamento geológico. Os resultados obtidos mostraram que as reações de carbonatação em condições brandas são seletivas para o íon cálcio (Ca+2), favorecendo a precipitação predominante de carbonato de cálcio (CaCO3). A precipitação só foi alcançada mediante ajuste de pH da solução salina sintética pelos aditivos alcalinos hidróxido de sódio (NaOH) 1M e hidróxido de potássio (KOH) 1M associados a solução tampão de cloreto de amônio/hidróxido de amônio (NH4Cl/NH4OH). Os resultados das reações de carbonatação em condições supercríticas, no qual, utilizaram-se os mesmos aditivos alcalinos e solução tampão, evidenciaram que sem a presença de rocha a precipitação de CaCO3 também é predominante. Por outro lado, quando há a presença da rocha, ocorre a precipitação de carbonato de cálcio magnesiano (CaCO3(Mg)) ou de carbonato de cálcio e magnésio (CaMg(CO3)2). A rocha reservatório utilizada neste trabalho apresentou integridade mineralógica frente à adição de CO2 indicando seu potencial para o armazenamento geológico de CO2.

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:55:02Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000438224-Texto+Completo-0.pdf: 1468217 bytes, checksum: 1cc75facb0878abd664ee91accf541c4 (MD5) Previous issue date: 2012 / Global warming caused by the increase of carbon dioxide concentration in the atmosphere, a consequence of the growing use of fossil fuels, has become a major environmental issue. Capturing carbon dioxide from sources of large emissions has been suggested as a solution to this problem. A technique that promotes the efficient separation of carbon dioxide is the key to make capturing economically viable. The existing processes are based on the chemical absorption by amine-based solution. This process has disadvantages such the high consumption of energy, degradation of amines through the reaction with impurities, loss of volatile amines, and corrosion of equipment. Thus, the great need to develop new materials for its efficient separation. Ionic liquids (IL), organic salts which are liquid at low temperatures, have been used as solvents to separate carbon dioxide since it is highly soluble in IL. The solubility of CO2 and selectivity can be altered by the choice of cation, anion, and substituents of ionic liquids. The literature indicates that ionic liquids with OH grouping in the alkyl chain of the cation promotes greater solubility of CO2 compared with ILs without the presence of this group in its chain, this occurs due to formation of hydrogen bonding between the OH hydrogen cluster cation with oxygen from CO2, and promote the polarization of CO carbon dioxide, favoring their interaction with the halide anion. This work aimed to the synthesis of new ionic liquids hydroxylated with greater capacity to absorb CO2. The ionic liquid HEHPIM. Cl was efficient in the solubilization of CO2 gas, observing CO2 mole fractions of approximately 0. 30 at 35ºC and pressure of 10bar. / O aquecimento global devido ao aumento da concentração de CO2 na atmosfera, decorrente do crescente consumo de combustíveis fósseis, tornou-se uma importante questão ambiental. O sequestro de CO2 a partir de grandes fontes emissoras é sugerido como solução para este problema. Uma técnica que promova a separação eficiente de dióxido de carbono é a chave para tornar o sequestro de carbono um processo economicamente viável. Os atuais processos comerciais de captura de CO2 baseiam-se na absorção química por solução de amina, este processo tem como desvantagem o elevado consumo de energia, degradação de aminas pela reação com impurezas, perda de aminas voláteis e corrosão de equipamentos. Neste sentido, há grande necessidade de desenvolvimento de novos materiais para separação eficiente de CO2. Líquidos iônicos (LIs) têm sido explorados como solventes para a separação de CO2 devido à alta solubilidade deste gás no LI. A solubilidade e seletividade do CO2 podem ser alteradas pela escolha do cátion, ânion, e substituintes dos líquidos iônicos. A literatura descreve que líquidos iônicos com grupamento OH na cadeia alquílica do cátion promovem uma maior solubilização do CO2 quando comparados com LIs sem a presença deste grupamento em sua cadeia, isto ocorre devido a formação de ligação de hidrogênio entre o hidrogênio do grupamento OH do cátion com o oxigênio do CO2, além de promover a polarização do CO do dióxido de carbono, favorecendo sua interação com o ânion halogenado. Este trabalho teve como objetivo a síntese de novos líquidos iônicos hidroxilados com maior capacidade de absorção de CO2. O líquido iônico HEHPIM. Cl mostrou-se eficiente na solubilização do gás CO2, observando-se frações molares de CO2 a 35 °C e pressão de 10 bar de aproximadamente 0,30.

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:54:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000438650-Texto+Completo-0.pdf: 10714196 bytes, checksum: afe6821031ca980065a1b68ea1f81fd7 (MD5) Previous issue date: 2012 / The issue of greenhouse gases particularly the emission of carbon dioxide into the atmosphere, has concerned the world opinion about climate changing. Therefore new technologies to diminish these gases have been developed in order to restrain global warming. Geologic carbon sequestration is been appointed as one effective way to achieve this goal for a short period of time. However, researches show that when injecting carbon dioxide into sedimentary geological formations, deep saline aquifers, coal seams and depleted or abandoned fields of oil exploration the environment becomes more aggressive and the material used in oil well construction is subjected to successive chemical attacks, which may compromise its integrity, allowing gas leakage and occasional contamination. It has been observed that class G cement paste may suffer some degradation in a shorter period of time than expected oil well service life due to a chemical attack in presence of CO2. The cement paste plays an important role in isolating other well components from the production areas. Thence, admixtures, which modify cement compound properties, may be used in order to increase the slurry performance. The purpose of this paper is to determine the changes caused by adding these substances into properties of cement paste, both fresh and hardened. Also, it is necessary to study the influence of water reducing anti-foam and silica fume admixtures on the resistance to carbonation in cement pastes whether they are used individually whether together. Different amount of admixtures pastes have been subjected to carbonation tests in acid environment in two degradation environments – wet superficial CO2 and water saturated with CO2 – at temperature and pressure conditions of 70º C and 15MPa respectively during a 7 day time period. Differential thermal analysis (TGA) and the use of optical microscopy scanning electron (SEM) were used to determine the matrix changes of cement paste induced by the incorporation of admixtures. Changes in the strength were also evaluated. Results showed that all mechanical properties were improved with the use of admixtures tested, while the resistance to carbonation showed positive results in low w/c pastes, anti-foam and all the admixtures together. However, silica fume incorporation, individually and water reducing admixture provided a decrease of resistance to degradation in CO2 presence. / As mudanças climáticas têm gerado preocupação mundial a respeito da emissão de gases de efeito estufa, em especial a liberação de gás carbônico na atmosfera. Assim, vem-se desenvolvendo tecnologias que visam à mitigação desses gases, para conter o aquecimento global. O sequestro geológico de carbono tem sido apontado como uma das formas mais importantes para se alcançar este objetivo. Entretanto, pesquisas demonstram que ao se injetar o gás carbônico em formações rochosas sedimentares, aquíferos salinos, jazidas de carvão e campos de exploração de petróleo maduros ou abandonados, o meio se torna mais agressivo e os materiais empregados na construção dos poços estão sujeitos a ataques ácidos que podem comprometer sua integridade, possibilitando o vazamento deste gás e ocasionais contaminações. Observa-se que a bainha de cimento classe G, importante para isolar os demais componentes do poço e as zonas de produção, pode degradar-se em um período de tempo muito menor do que a vida útil projetada para o poço devido ao ataque ácido em presença de CO2. Para aumentar o desempenho da pasta, podem ser empregadas substâncias, normalmente chamadas de aditivos, que modificam as propriedades do compósito cimentício. O objetivo deste trabalho é estudar a influência dos aditivos redutor de água, desincorporador de ar e sílica ativa na resistência ao ataque ácido nas pastas de cimento, empregados individualmente e em conjunto. Pastas com diferentes teores de aditivos foram submetidas a ensaios de carbonatação em meio ácido, em dois meios de degradação, CO2 supercrítico úmido e água saturada com CO2, nas condições de temperatura e pressão de 70°C e 15 MPa, respectivamente, durante o período de 7 dias. Para determinar o efeito da utilização dos aditivos, sobre a composição da matriz cimentícea, foram empregados análise termogravimétrica (TGA), além do emprego de microscopia óptica e eletrônica de varredura (MEV), para análises microestruturais. Também foram avaliadas as alterações na resistência à compressão. Resultados mostram que todas as propriedades mecânicas são melhoradas com o emprego dos aditivos testados, enquanto a resistência ao ataque químico em presença de CO2 apresenta resultados positivos em pastas aditivadas com redutor de água e desincorporador de ar e com o emprego de todos em conjunto. Entretanto, a incorporação de sílica, individualmente, proporciona redução na resistência à degradação em presença de CO2.