Uno de los problemas principales del mundo es la contaminación ambiental industrial, a la cual la industria de refinamiento de minerales y petróleo contribuye significativamente. Las ciudades industriales tienen el plus de recibir los efectos más graves y nocivos de esta contaminación.El presente artículo buscará presentar algunos casos emblemáticos de contaminación ambiental por minerales e hidrocarburos de América Latina centrándose en ciudades como Torreón, México; Villa Inflamable, Argentina; La Oroya, Perú y Esmeraldas, Ecuador. De esta manera se buscará demostrar que teorías como las del ecologismo de los pobres y la justicia ambiental no pueden generalizarse a estos casos, en tanto no existe  un  interés  de sus protagonistas por la defensa de sus recursos naturales, sino conflictos de contenido ambiental en los cuales los actores buscan obtener reivindicaciones socioeconómicas invisibilizando y/o minimizando el problema ambiental al que están expuestos.

Situándose en el marco de que se continúen con las actividades concernientes a la explotación petrolera en el Área de Conservación Regional Cordillera Escalera ubicada en la Región San Martín a expensas de las posibles consecuencias que afectaría la relación íntima existente entre las comunidades indígenas (CI) y la naturaleza, el presente estudio plantea como objetivo principal describir los riesgos ambientales a los que la población indígena de la Provincia de San Martín percibe estar expuesta frente al proyecto petrolero. Como objetivo específico se busca analizar los factores psicosociales que aumentan o disminuyen dicha percepción de riesgo ambiental. Para ello se realizaron entrevistas semi-estructuradas a miembros de diversas CI de la Provincia de San Martín así como a funcionarios involucrados en la gestión del área. Como resultado, los participantes señalaron que la explotación petrolera sería un peligro para la población mientras que sus posibles consecuencias serían los riesgos ambientales a los cuales perciben estar expuesto frente a dicho peligro. Asimismo, bajo el Paradigma Psicométrico se evidenció que los factores psicosociales (beneficios, sentimiento/emociones, confianza, etc.) tenderían a aumentar la percepción de dichos riesgos ambientales. Adicionalmente, de acuerdo a la Teoría del Conflicto Realista se comprobó que habría una interdependencia positiva entre las CI de la Provincia de San Martín debido a que tienen los mismos objetivos de conservación de los recursos naturales indispensables para su supervivencia; y una interdependencia negativa entre dichas CI y los demás actores involucrados (empresa petrolera, Estado, etc.), dado a la incompatibilidad de metas existente entre ellos. / Based on the framework of the activities related to oil exploitation in the Regional Conservation Area Cordillera Escalera located in the San Martín Region in the event of the possible consequences that affect the intimate relationship between indigenous communities and nature, the present study´s main objective intends to describe the environmental risks to which the indigenous population of the Province of San Martin perceived to be exposed because of the oil project. As specific objective, it aims at analyzing the psychosocial factors that increase or decrease such environmental risk perception. To this aim, semi-structured interviews were applied to members of various indigenous communities in the Province of San Martin as well as officials relating to the management of the area. As a result, participants noted that oil exploration would be a danger to the public while their possible consequences would be the environmental risks to which participants perceive to be exposed. Also, under the psychometric paradigm, it was evident that psychosocial factors (benefits, feeling/emotion, trust, etc.) tend to increase the perception of the environmental risks to which participants considered to be exposed. Additionally, according to the Theory of Realistic Conflict, it was found to exist a positive interdependence between the indigenous communities of the Province of San Martin because they have the same objectives of conservation of natural resources essential to their survival; and a negative interdependence between these indigenous communities and other stakeholders (oil company, state, etc.), given the incompatibility of existing goals between them. / Tesis

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.

A seção rift das bacias brasileiras representa o registro associado à quebra do Gondwana e conseqüente separação entre o Brasil e a África, gerando os mais importantes sistemas petrolíferos do país. Porém, a seção rift nas bacias marginais brasileiras não é adequadamente conhecida em termos estratigráficos, e isto se deve claramente a carência de modelos conceituais cientificamente estabilizados acerca da evolução estratigráfica de bacias rift. A maioria dos estudos estratigráficos ainda aborda as seções rift sob o enfoque puramente litoestratigráfico, raros trabalhos desenvolveram uma análise estratigráfica sob uma óptica genética, utilizando a estratigrafia de seqüências. Isto acontece em parte porque os conceitos da estratigrafia de seqüências clássica são baseados em um controle eustático, em bacias do tipo margem passiva; esta abordagem não funciona se aplicada em bacias rift, pois estas possuem uma geometria muito diferente das bacias de margem passiva e, principalmente, bacias rift são controladas pela tectônica e possuem uma geometria bem diferente das bacias de margem passiva. Assim, com a integração dos conceitos e teorias evolutivas de bacias rift apresentados na literatura, foi desenvolvido um modelo evolutivo conceitual onde um pulso tectônico, relativamente rápido no tempo geológico, gera no sistema geométrico básico de uma bacia rift, o sistema de meiograben, um soerguimento e uma subsidência contemporâneos, resultando assim, em eventos erosivos correlatos a pacotes sedimentares. Em termos de padrões de sedimentação, observou-se também, que existe um atraso na chegada do pulso sedimentar em resposta ao pulso tectônico gerador, fazendo com que os eventos tectonicamente mais ativos do rift sejam caracterizados pela deposição de folhelhos, e sucedidos por sedimentos grossos. A aplicação destes conceitos na Bacia de Camamu-Almada (costa central da Bahia, margem leste brasileira), que possui as fases pré-rift, sin-rift e pós-rift preservadas, possibilitou uma maior compreensão da evolução estratigráfica da fase rift. Foram caracterizadas fácies, determinados os sistemas deposicionais, identificados padrões de empilhamento e delimitadas seqüências deposicionais e suas discordâncias limitantes. Assim, foi possível estabelecer modelos evolutivos sedimentológicos e paleogeográficos, que são fundamentais para a localização espacial (e temporal) dos possíveis folhelhos geradores e dos potenciais arenitos reservatórios. Por fim, pioneiramente, foi aplicado o modelo de Tratos Tectônicos, onde os tratos geométricos são identificados e relacionados a determinadas fases tectônicas da evolução da bacia rift, fornecendo assim, na obra completa, importantes avanços e fundamentais informações para o sistema petrolífero e geologia do petróleo da Bacia de Camamu-Almada, os quais também podem ser utilizados como base para avanços tecnológicos e científicos em outras bacias do tipo rift.

Pouco se conhece sobre a estrutura dos ácidos naftênicos presentes no petróleo brasileiro e derivados. Existem alguns trabalhos realizados com a fração ácida, dos óleos crus, direcionados à aplicação geológica, visto que os ácidos hopanóicos, constituintes dessa fração, podem ser indicadores de migração e maturação. Entretanto, além do interesse geológico, a fração ácida, também está relacionada à corrosão nos equipamentos de refino desses óleos, motivando pesquisas para separar e identificar os ácidos responsáveis pelo problema corrosivo nas refinarias. Os ácidos naftênicos (AN) representam um teor muito pequeno, tanto nos óleos crus, quanto nos derivados, dos quais são constituintes. A concentração bastante baixa destes ácidos, em matrizes com composição ampla e variada, dificulta sua extração. Portanto, as etapas de separação, concentração e purificação da amostra, além da análise, demandam tempo e trabalho extensivos. Os objetivos deste trabalho de pesquisa podem ser resumidos em, otimizar o método de extração e análise, para os ácidos presentes no gasóleo pesado (GOP) e verificar seu efeito corrosivo. Neste trabalho, utilizou-se extração líquido-líquido (ELL), cromatografia líquida preparativa com sílica, cromatografia de troca iônica com as resinas A-21e A-27 e extração em fase sólida (SPE) com dessorção em banho de ultra-som (US), aplicada no extrato da ELL, para extrair a fração ácida do (GOP) do petróleo Marlim (Campos, Rio de Janeiro, Brasil). A análise foi realizada, através de cromatografia em fase gasosa com detector de espectrometria de massas e ionização por impacto de elétrons, após uma etapa de derivatização com metanol/BF3 ou com N-metil-N-(terc-butildimetilsilil)trifluoracetamida. Os resultados apresentados indicam a presença de ácidos carboxílicos, pertencentes a famílias de compostos alicíclicos e cíclicos, com até quatro anéis na molécula. Também foi verificado o efeito corrosivo da amostra de GOP sobre amostras de aço ASTM 1010, associado à presença de ácidos naftênicos nesta amostra.

Neste trabalho empregou-se a técnica de cromatografia gasosa bidimensional abrangente (GC×GC) na análise de compostos nitrogenados presentes em frações pesadas de amostras de petróleo de águas profundas: gasóleo pesado (GOP) e resíduo de destilação à pressão atmosférica (RAT); e na análise de óleos voláteis de Eucalyptus dunnii e Psidium guajava. O detector seletivo de nitrogênio e fósforo (NPD) foi aprimorado para ser utilizado em GC×GC e aplicado às amostras de petróleo. O método desenvolvido com esse sistema (GC×GC-NPD) permitiu a análise quantitativa de compostos nitrogenados presentes no GOP e no RAT. A alta resolução e a estruturação obtida no espaço de separação para a chamada mistura complexa não resolvida (UCM – unresolved complex mixture) levaram à obtenção de resultados inéditos na identificação e quantificação destes compostos utilizando-se GC×GC-NPD e GC×GC/TOFMS (cromatografia gasosa bidimensional abrangente acoplada à espectrometria de massas por tempo de vôo). Por GC×GC-NPD foi possível quantificar o indol, alquil-carbazóis entre C0 e C6+, alquil-benzocarbazóis entre C0 e C4+, alquil-quinolinas, isoquinolinas e alquil-benzoquinolinas; com limites de detecção entre 0,16 e 8,49 pg. Por GC×GC/TOFMS foi possível identificar tentativamente alquil-indóis entre C0 e C3, alquil-carbazóis entre C0 e C8, alquilbenzocarbazóis entre C0 e C6, alquil-quinolinas entre C0 e C5, alquil-indeno-piridinas C0 e C1, alquil-indeno-quinolinas C0 e C2, alquil-benzoquinolinas entre C0 e C5, alquildibenzoquinolinas entre C0 e C4+, e alquil-tribenzoquinolinas C0. Na aplicação das técnicas cromatográficas aos óleos voláteis, foram utilizados os sistemas 1D-GC (cromatografia gasosa monodimensional) com detectores FID (detector por ionização em chama) e qMS (espectrômetro de massas com quadrupolo), e GC×GC com os detectores FID, qMS e TOFMS. Além da otimização da separação bidimensional com diversos conjuntos de colunas e condições cromatográficas, foram realizados estudos comparativos utilizando índices de retenção e espectros de massas obtidos por 1D-GC e GC×GC. No óleo de E. dunnii foram tentativamente identificados 34 compostos por 1D-GC e 112 compostos por GC×GC. Para o óleo de P. guajava, foram tentativamente identificados 43 compostos por 1D-GC e 147 compostos por GC×GC. / In the present work, comprehensive two-dimensional gas chromatography (GC×GC) was applied to analyse nitrogen containing compounds in heavy fractions from deep water petroleum samples: heavy gasoil (HGO) and atmospheric pressure distillation residue (AR); and also to analyse volatile oils from Eucalyptus dunnii and Psidium guajava. Nitrogen-phosphorus selective detector (NPD) was improved to be used in GC×GC and it was also applied to petrochemical samples. The developed method (GC×GC-NPD) was able to quantify nitrogen-containing compounds in HGO and AR. Well-structured and high resolved 2D-plots obtained from these unresolved complex mixtures (UCM) by 1D-GC, provided new analytical information when GC×GC–NPD and GC×GC/TOFMS (comprehensive two-dimensional gas chromatography coupled to time-of-flight mass spectrometer) were applied. GC×GC-NPD was able to quantify indol, alkyl-carbazoles ranging from C0 to C6+, alkyl-benzocarbazoles from C0 to C4+, alkyl-quinolines, isoquinoline, and alkyl-benzoquinolines. LODs of 0.16 to 8.49 pg for individual compounds were achieved. GC×GC/TOFMS provided tentative identification of alkyl-indols ranging from C0 to C3, alkyl-carbazoles ranging from C0 and C8, alkyl-benzocarbazoles from C0 to C6, alkyl-quinolines from C0 to C5, alkylindene- pyridines C0 and C1, alkyl-indene-quinolines C0 and C2, alkyl-benzoquinolines from C0 to C5, alkyl-dibenzoquinolines from C0 to C4+, and alkyl-tribenzoquinolines C0. The application of chromatographic techniques to volatile oils were performed with 1D-GC (one-dimensional gas chromatography) using FID (flame ionization detector) and qMS (quadrupole mass spectrometer), and also with GC×GC using FID, qMS, and TOFMS. Bidimensional separations were optimized through the use of several column sets and different chromatographic conditions. Comparative studies of retention indices and mass spectra obtained under 1D-GC and GC×GC were performed. Thirty four compounds were tentatively identified on E. dunnii volatile oil under 1D-GC conditions, and 112 compounds when GC×GC was employed. On the P. guajava volatile oil, it was possible to tentatively identified 43 compounds by 1DGC, and 147 compounds by GC×GC.

O Gráben de Camamu corresponde à parte sul de um sistema de grábens conectados, controlado pelo sistema de Falhas de Maragogipe, na porção continental da Bacia de Camamu. Trabalhos anteriores interpretaram os depósitos aflorantes neste gráben como pertencentes Grupo Brotas, fase pré-rifte de evolução da bacia. No presente trabalho foi realizado um estudo estratigráfico detalhado nesta área. Evidências estruturais e estratigráficas aqui apresentadas indicam que esses depósitos foram controlados por tectônica extensional e, portanto, devem ser relacionados com a fase rifte de evolução da bacia. Os depósitos analisados foram divididos em duas seqüências deposicionais, limitadas por discordância. A Seqüência I assenta-se sobre o embasamento e é composta em sua base por depósitos de leques aluviais provenientes da margem leste e depositados durante a rotação do embasamento. Estes leques eram caracterizados por fluxos gravitacionais e por canais entrelaçados rasos associados a dunas eólicas. Durante esta etapa, a drenagem principal, caracterizada por um sistema entrelaçado profundo, fluía para ENE, transpassando os altos estruturais que limitavam o Gráben de Camamu. O padrão agradacional e as características fluviais configuram um trato de sistemas de baixa taxa de acomodação. Sobre estes depósitos se estabelece um sistema fluvial distributário, caracterizado por rios com baixa mobilidade lateral e moderada sinuosidade, que em sua porção distal perdem sua descarga rapidamente, dando vez a depósitos de inundações em lençol distais em uma planície de inundação com lagos rasos e efêmeros. A mudança abrupta na arquitetura fluvial e o padrão de empilhamento retrogradacional caracterizam um trato de sistemas de alta acomodação. A erosão generalizada dos depósitos bacinais da planície de inundação marca o início da Seqüência II. Sobre esta superfície se estabelecem sistemas fluviais distributários proximais caracterizados pela intercalação de canais fluviais de carga de fundo e inundações em lençol arenosas, com paleocorrentes para ENE e N, associados com dunas eólicas subordinadas geradas por paleoventos para NE. A mudança abrupta de fácies e da arquitetura fluvial em relação ao trato de sistemas anterior registram a retomada da sedimentação em condições de baixas taxas de criação de espaço de acomodação. / The Camamu Graben corresponds to the southern part of a system of connected grabens controlled by the Maragogipe’s Fault System, located in the continental part of the Camamu Basin. Previous works have interpreted the deposits that crop out in this graben as belonging to the Brotas Group, which corresponds to the pre-rift stage. In this paper we present a detailed stratigraphic study of this area. Structural and stratigraphic evidence presented here indicate that these deposits were controlled by extensional tectonics and thus should be related to the rift phase of basin evolution. The studied deposits were divided into two unconformity-bounded sequences. Sequence I lies directly upon the basement, and it is composed at its base of alluvial fan deposits at the east margin, deposited during basement rotation. These fans are characterized by gravity flows and shallow braided channels associated with aeolian dunes. During this stage, the main drainage, characterized by deep braided-channel systems, flowed toward east-northeast, transposing the eastern structural high. The aggradational stacking pattern and the fluvial architectural style configures a low accommodation systems tract. A distributary fluvial system overlies these deposits. The former is characterized by moderate sinuosity channels with low lateral mobility, bordered by a broad floodplain. These channels quickly lose most of their discharge at its distal zone, where lowenergy sheet flood deposits spread over a muddy distal flood plain with shallow and ephemeral lakes. The abrupt change in fluvial style and the retrogradational stacking pattern marks the initiation of a high accommodation systems tract. The generalized erosion of distal floodplain deposits marks the beginning of Sequence II. Above this surface, a proximal fluvial distributary system is developed, characterized by intercalation of bed load fluvial channels and sandy sheet floods that flow northeastward. Subordinated aeolian dunes occur adjacent to the fluvial deposits. The fluvial architecture characterizes the deposition of these rocks as occurring during a low acommodation systems tract.

As principais formas de compostos orgânicos de enxofre (OSC) no petróleo e carvão são os tiofenos ligados a anéis aromáticos e denominados heterociclos sulfurados aromáticos policíclicos (PASH), que consistem principalmente em benzotiofenos (BT) e dibenzotiofenos (DBT) alquilados. A presença de OSC tanto no carvão quanto no petróleo é indesejável, devido à sua contribuição para a liberação de óxidos de enxofre para a atmosfera. Além disso, há o problema do grande número de isômeros alquilados de PASH, que torna a separação destes compostos um desafio analítico. Vencer este desafio é importante para que se possa conhecer a natureza destes sulfurados e, conseqüentemente, diminuir a presença de OSC nestes combustíveis. Este trabalho objetiva a separação e identificação tentativa de OSC encontrados nas matrizes carvão e petróleo, tanto no que diz respeito à separação dos OSC de interferentes, como também no que tange à separação dos OSC uns dos outros. Para tanto fez-se uso da cromatografia gasosa bidimensional abrangente acoplada à espectrometria de massas por tempo de vôo (GC×GC/TOFMS) juntamente com a cromatografia gasosa monodimensional com detector quadrupolar de espectrometria de massas (1D-GC/qMS) a fim de verificar o potencial da primeira, comparativamente à segunda, para a separação, detecção e identificação de OSC em alcatrão e betume de carvão e gasóleo pesado (GOP). O emprego da GC×GC/TOFMS permitiu a identificação de um número maior de OSC em HGO e carvão (betume e alcatrão), os quais, em sua grande maioria, não foram separados e/ou identificados por 1D-GC/qMS. A capacidade de pico, sensibilidade, seletividade, estruturação cromatográfica, pureza espectral e a deconvolução espectral proporcionadas pela GC´GC/TOFMS foram vantagens analíticas fundamentais para que os resutados descritos fossem atingidos. As classes de compostos identificados por GC´GC/TOFMS, tanto no carvão, quanto no GOP foram tiofenos, BT, DBT, naftotiofenos, benzonaftotiofenos, sendo que alguns OSC reconhecidamente recalcitrantes como DBT ligados a dois e a quatro carbonos foram separados e tentativamente identificados. Para o carvão, vários PASH que coeluiam com outros compostos, e alguns cuja separação cromatográfica é reconhecidamente problemática, como os DBT foram separados sem o emprego de etapas de fracionamento. Para o HGO, o emprego de diferentes métodos de pré-fracionamneto e fracionamento, bem como a utilização de uma fase estacionária usando cloreto de paládio ligado quimicamente a mercaptopropil sílica gel (PdIIMPSG), modificada e caracterizada neste trabalho, permitiu a identificação de um número maior de compostos e classes de OSC, tendo sido observado um desempenho superior para a fase estacionária desenvolvida. / The major classes of organic sulphur compounds (OSC) in petroleum and coal are tiophenes bonded to aromatic rings and they are called polycyclic aromatic sulphur heterocycles (PASH), consisting mainly of alkylated benzotiophenes (BT) and dibenzothiophenes (DBT). The presence of OSC in coal and petroleum is undesirable as they cause the release of sulphur oxides into the atmosphere during burning. Moreover, the large number of alkylated PASH makes the separation of these compounds an analytical challenge even greater. Overcoming this challenge is important, so that the nature of these sulphur compounds might be unveiled in order to minimize their presence in fossil fuels. The aim of this work is the separation and tentative identification of OSC among themselves and also among them and interfering compounds in petroleum and coal matrices. In order to reach this goal, comprehensive two-dimensional gas chromatography coupled to time of flight mass spectrometry (GC×GC/TOFMS), along with one-dimension gas chromatography with a quadrupole mass spectrometry detector (1D-GC/qMS) were employed. Results obtained, using both techniques, for separation, detection and identification of OSC in coal tar, bitumen, and heavy gasoil (HGO) were compared in order to check the potential of GC×GC/TOFMS. GC×GC/TOFMS performance was superior to 1D-GC/qMS as it allowed the separation and identification of a higher number of OSC in coal (bitumen and tar) and in HGO. A great part of these compounds were not separated neither/nor identified by 1DGC/ qMS. Analytical advantages, such as peak capacity, sensitivity, selectivity, chromatographic structure, spectral purity, and spectral deconvolution provided by GC´GC/TOFMS, played a fundamental role for the achievement of the described overall results. The classes of compounds identified by GC´GC/TOFMS, both in coal and in the HGO were thiophenes, BT, DBT, naphtothiophenes, benzonaphthothiophenes. Some well known recalcitrant OSC such as DBT attached two and four carbons were separated and tentatively identified. Regarding coal, several PASH, whose chromatographic separation is considered problematic, were separated without the use of fractionation steps. The use of different fractionation methods and of a modified stationary phase allowed the identification of a higher number of compounds and classes of OSC for HGO. The modified stationary phase was characterized and its use rendered better results.

Submitted by Lorena Soares (loreleal@msn.com) on 2017-06-06T18:25:01Z No. of bitstreams: 1 22. Dissertação - Lorena Leal de Oliveira Soares.pdf: 3922649 bytes, checksum: c3a999c3cf135d5b1309ec483e511eac (MD5) / Approved for entry into archive by Flávia Sousa (flaviabs@ufba.br) on 2017-06-08T12:59:40Z (GMT) No. of bitstreams: 1 22. Dissertação - Lorena Leal de Oliveira Soares.pdf: 3922649 bytes, checksum: c3a999c3cf135d5b1309ec483e511eac (MD5) / Made available in DSpace on 2017-06-08T12:59:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 22. Dissertação - Lorena Leal de Oliveira Soares.pdf: 3922649 bytes, checksum: c3a999c3cf135d5b1309ec483e511eac (MD5) / Capes / Na indústria de petróleo a ocorrência da parafinação em dutos persiste como um problema a ser solucionado. Este fenômeno promove a diminuição da vazão e danos a equipamentos, determinando um consequente aumento nos custos de produção de petróleo. Baixas temperaturas no ambiente externo ao duto são os principais fatores causadores da deposição de parafina, a exemplo de águas profundas onde temperaturas reduzidas tem sido verificadas. Através do gradiente formado pela diferença de temperatura entre o centro e a superfície da tubulação por onde o petróleo flui, é possível prever o início da deposição de parafina. Para tal, foi projetado, desenvolvido e montado um sensor multipontos composto por 6 sensores RTD’s (Resistance temperature detector) do tipo PT-100. Os testes necessários para o desenvolvimento do trabalho foram feitos numa planta de parafinação do tipo flow-loop, desenvolvida pelo Laboratório de Propriedades Óticas – LaPO da UFBA. O sensor multipontos, após os testes, mostrou ser capaz de determinar o início da deposição da parafina, através da análise do perfil de gradiente de temperatura aferidos por seus PT-100, da diferença de temperatura entre um sensor referência e os demais PT-100 e da derivada dessa diferença. / In petroleum industry occurrence of paraffin deposition in pipe persists as a problem to be solved. The wax deposition in pipelines causes decrease of flow rate and equipment damage, determining a consequent increase in the costs of oil production. Low temperatures in the duct external environment are the main factors causing paraffin deposition, such as in deep waters, where reduced temperatures are verified. Through the gradient formed by the temperature difference between the center and the surface of the pipe through which the oil flows, it is possible to predict the beginning of paraffin deposition. In order to acomplish this objective a multipoint sensor, composed by six RTD sensors kind of PT-100 was designed, developed and assembled. The tests required for the development of the work were done in a flowloop paraffin plant, developed by the Laboratory of Optical Properties - LaPO of UFBA. The multipoint temperature sensor, after tests, showed to be able to determine the beginning of paraffin deposition, by the analysis of the temperature gradient profile measured by its PT-100.

Submitted by Programa de Pós-graduação em Biotecnologia (mebiotec.ufba@gmail.com) on 2017-09-13T12:03:25Z No. of bitstreams: 1 Dissertação Final- Tatiana Oliveira do Vale.pdf: 4717884 bytes, checksum: ff43b7e5c8ffae42678c802a98705a42 (MD5) / Approved for entry into archive by Edvaldo Souza (edvaldosouza@ufba.br) on 2017-10-02T18:50:06Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação Final- Tatiana Oliveira do Vale.pdf: 4717884 bytes, checksum: ff43b7e5c8ffae42678c802a98705a42 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-10-02T18:50:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação Final- Tatiana Oliveira do Vale.pdf: 4717884 bytes, checksum: ff43b7e5c8ffae42678c802a98705a42 (MD5) / capes / Mesmo após o emprego das técnicas secundárias de recuperação muito petróleo ainda se encontra retido nos reservatórios. Diante disso, métodos terciários (EOR) de recuperação veem sendo empregados, um deles é a inundação do reservatório com surfactantes. Nos reservatórios se encontram um grupo diverso de microrganismos, as bactérias redutoras de sulfato, que como resultado final do seu metabolismo produzem H2S. Esse gás causa corrosão entre outros sérios prejuízos à indústria petrolífera. O objetivo desse trabalho, portanto, é o de avaliar a influencia do lauril glicosídeo em técnicas de EOR e o seu efeito na atividade metabólica das BRS. A cinética do consumo de sulfato foi usada como parâmetro de avaliação da atividade microbiana. A concentração micelar crítica do tensoativo foi aferida como sendo de aproximadamente 82ppm. Testes cinéticos foram realizados com diferentes razões de surfactante e petróleo (fontes de carbono) baseando-se no conceito do modelo de Monod. As variações de atividade de BRS (consumo de sulfato) corresponderam diretamente as concentrações iniciais de fontes de carbono. As respostas fisiológicas tanto de D. vulgaris quanto do consórcio de BRS isoladas de poço de petróleo produziram resultados no período de 12 horas. O maior consumo de sulfato ocorreu no intervalo de concentração do surfactante 0,14% para D. vulgaris e 0,21% para o consorcio de BRS. Altas concentrações do surfactante apresentaram efeito tóxico. D. vulgaris se mostrou mais sensível do que o consórcio de BRS. Testes em coluna de areia empacotada também foram realizados com o propósito duplo de (i) avaliar a taxa de recuperação do petróleo com uso do surfactante e, depois, (ii) estimar o efeito da água produzida contendo o surfactante na atividade de BRS. Os resultados sugerem que a atividade de BRS é significativamente afetada pelo surfactante, sendo que baixas concentrações (≤ 2%) aumentam sua atividade (2 a 3 vezes a partir do controle sem o surfactante) e altas concentrações (≥ 2%) tem efeito tóxico (zero consumo de sulfato). Portanto, para evitar alta produção de sulfeto por BRS durante o uso do surfactante na recuperação terciária de petróleo é necessário ajustar a dose para acima de 2%. Porem, caso ocorra uma diluição do surfactante pela matriz da formação rochosa, esse composto poderá ser utilizado pelas BRS como fonte de carbono e aumentar a produção de sulfeto. Esse fenômeno aconteceria quando as concentrações pontuais do surfactante sejam reduzidas para abaixo de 2%. Dessa forma, essa pesquisa destaca que, embora o uso de surfactante melhore a recuperação de petróleo, este pode aumentar significativamente a produção de sulfeto pelas BRS presentes no poço de petróleo.