Submitted by Gisele Mara Hadlich (gisele@ufba.br) on 2018-06-05T15:09:27Z No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO FINAL - Jeferson Cavalcante Alves.pdf: 4423339 bytes, checksum: 6c1adf7a46b2891bc4fdbedde388211c (MD5) / Made available in DSpace on 2018-06-05T15:09:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO FINAL - Jeferson Cavalcante Alves.pdf: 4423339 bytes, checksum: 6c1adf7a46b2891bc4fdbedde388211c (MD5) / O presente trabalho é parte do subprojeto “Análises geoquímicas de amostras de petróleo de bacias sedimentares do nordeste brasileiro”, inserido no projeto “Programa de Formação do Centro de Excelência em Geoquímica do Petróleo do Instituto de Geociências da Universidade Federal da Bahia – GEOQPETROL”. Óleos provenientes da Bacia Potiguar foram caracterizados através de parâmetros geoquímicos para correlacioná-los às suas prováveis rochas geradoras. As amostras foram submetidas a análises de cromatografia gasosa, cromatografia líquida, e cromatografia gasosa acoplada à espectrometria de massa (CG-EM). Posteriormente, foi realizado o fracionamento das amostras de óleo para avaliar sua composição em termos de hidrocarbonetos saturados, aromáticos e resinas e asfaltenos (NSO), utilizando a cromatografia em fase líquida. Os valores da fração saturada variaram entre 49,8 e 74,4%. A fração aromática obteve valores entre 14,3 e 28,9%. E finalmente, para os compostos NSO os valores se encontram entre 13,8 e 21,3%. Após a separação, os compostos biomarcadores saturados do petróleo foram analisados por cromatografia em fase gasosa acoplada a espectrometria de massas (CG-EM), para calcular as principais razões diagnósticas de maturidade termal e do tipo do paleoambiente deposicional. As determinações das concentrações de níquel e vanádio nas amostras ocorreram por espectrometria de absorção atômica de alta resolução com atomização eletrotérmica com forno de grafite (HR CS SS-GF-AAS). Nas amostras de óleos cru foram realizadas análises de isótopos estáveis de carbono (δ13C). Após as análises químicas, foi possível calcular os parâmetros geoquímicos que forneceram informações sobre o tipo do paleoambiente deposicional, no qual foi depositada a matéria orgânica que deu origem a cada amostra de óleo e o nível de maturação térmica alcançado pelas rochas geradoras que compõem a Bacia Potiguar, foram avaliadas também as relações entre os isótopos estáveis de carbono (δ13C) e entre as concentrações níquel e vanádio presentes nas amostras de petróleos. Houve a separação das amostras em dois grupos. O grupo 1, formado pelas amostras P1, P2, P5 e P8, deve ter como origem uma rocha geradora depositada em ambiente marinho hipersalino e o grupo 2 formado pelas amostras P3, P4, P6 e P7, teve como origem uma rocha geradora com características de ambiente lacustre de água doce.

Submitted by Hora Fontes Nadja Maria (pospetro@ufba.br) on 2012-11-12T19:36:37Z No. of bitstreams: 1 DISSERTA_O BARRAGAN.pdf: 4377355 bytes, checksum: 4fb66260c7e44e40f9dd73c1e45d05f1 (MD5) / Made available in DSpace on 2012-11-12T19:36:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DISSERTA_O BARRAGAN.pdf: 4377355 bytes, checksum: 4fb66260c7e44e40f9dd73c1e45d05f1 (MD5) Previous issue date: 2012-06-06 / FAPESB; CAPES / O presente trabalho foi desenvolvido no âmbito da Rede Cooperativa em Recuperação de Áreas Contaminadas por Atividades Petrolíferas – RECUPETRO. Foram examinadas e caracterizadas geoquimicamente 13 amostras de óleo representativas de algumas das principais bacias petrolíferas da América Latina. A sequência analítica incluiu Cromatografia Líquida (coluna aberta), Whole Oil por Cromatografia Gasosa (CG) e biomarcadores por Cromatografia Gasosa acoplada a Espectrometria de Massas (CG-EM), com o intuito de obter informações importantes tais como sua classificação com relação ao conteúdo de hidrocarbonetos (saturados e aromáticos) e não hidrocarbonetos (resinas e asfaltenos); o tipo de matéria orgânica que originou a sua maturidade; sua rocha fonte possível e os processos que podem ter sofrido, como alteração e biodegradação. A cromatografia líquida é uma técnica de separação de mistura e identificação de seus componentes. Esta técnica foi otimizada no Laboratório de Estudos do Petróleo (LEPETRO) da Universidade Federal da Bahia (UFBA). A otimização do método foi baseada num planejamento fatorial em dois níveis 2 2 , onde a melhor resposta das diferentes combinações das variáveis foi a obtida usando as seguintes proporções: 0,02 g de amostra de óleo da bacia Potiguar no Brasil, com uma coluna de sílica gel ativada a 400-450 ºC durante 4 horas, a fração saturada foi eluída com 30 mL de n-Hexano, a fração aromática foi eluída com uma mistura de n-Hexano/Diclorometano (1:1, v/v, 40mL) e por último a fração NSO foi eluída com Diclorometano/Metanol (8:2, v/v, 40mL); estas misturas de solventes e volumes utilizados mostraram que a separação foi eficaz. A interpretação final dos resultados de Whole Oil e biomarcadores nas amostras, considerou a análise individual de cada óleo segundo suas características composicionais gerais e moleculares (estudo de biomarcadores da fração saturada). A composição global das amostras estudadas é de um óleo parafínico. O grau API dos óleos varia entre 27º e 37º, classificados como óleos leves e óleos medianos. Observando o ambiente deposicional, a maioria das amostras sugere origem marinha, mas algumas amostras possuem características de origem terrestre e lacustre. Os biomarcadores associados à maturação indicaram que as amostras são pouco maduras ou que estão no início da janela de geração de óleo. Algumas amostras não apresentam sinais de biodegradação ou um nível muito baixo. / Salvador