3 RESEARCH METHODOLOGY
3.2 Philosophy of the methodology
Os resultados obtidos levam às seguintes conclusões:
O processo de “tratamento” de cascalho atualmente sendo empregado no Brasil, que é a utilização do secador de cascalho promove uma reduzida remoção da parafina do cascalho deixando-o na concentração superior àquela necessária para atender a legislação internacional. Analisando o desempenho dos sistemas microemulsionados utilizados nesse estudo, conclui-se que a taxa de remoção de parafina é boa, pois alcançou valores na ordem de 60 %, que é considerado um bom valor de percentual de extração, uma vez que as extrações foram feitas em contato simples e sem agitação.
O sistema microemulsionado utilizando o tensoativo UNTL-90 possui melhor eficiência de extração, pois em geral apresentou maiores taxas de extração se comparadas com o sistema utilizando RNX 110.
Ao analisar os resultados de extração em diferentes amostras de cascalho, conclui-se que a extração utilizando o cascalho chamado Final foi maior que no cascalho SC-95, se forem comparados os mesmos pontos de microemulsão. Conclui-se, analisando esses dados, que o fato do cascalho tipo final possuir granulometria menor que o cascalho SC-95, que ainda possui muitos aglomerados de sólidos, favorece a extração.
Na análise da influência do tempo de contato na extração conclui-se que para tempos maiores que 25 minutos, tem-se uma tendência ao aumento da extração com o aumento do tempo. Observou-se também que a extração é rápida, pois em 1 minutos de contato tem-se 22,7 % de extração, mas ela não aumenta consideravelmente, como o observado para tempos maiores que 25 minutos, pois de 1 a 25 minutos tem-se um aumento de apenas 5,03 no percentual de extração, enquanto que de 25 a 30 minutos observamos um aumento de 8,22 nesse percentual.
Para a possibilidade de utilizar o mesmo sistema microemulsionado em mais de uma extração, observou-se uma diminuição de 29,32 no percentual de extração da primeira e a terceira etapas, mas ao se comparar a primeira e segunda extrações tem-se uma redução de 8,5 no percentual de extração. Logo na reutilização de sistemas microemulsionados sem a remoção da parafina extraída em etapas anteriores desfavorece a extração, mas a otimização
Dissertação de Mestrado Conclusões
Daniel Nobre Nunes da Silva 46 da reutilização dos sistemas pode ser uma opção para viabilizar economicamente a remoção de parafina de cascalho.
O melhor percentual de extração foi observado quando se utilizou o sistema com agitação, fornecendo percentual de remoção de 87,04 %, com um cascalho tratado com uma fração de parafina de 0,551 %. Comparando esse resultado com a norma americana, que especifica que a quantidade de fluido aderido ao cascalho não pode ultrapassar 6,9 %. Utilizando o percentual de parafina empregado nos fluidos de perfuração não aquosos, chega- se a conclusão que o teor de parafina no cascalho não pode ser superior a 3,93 %. Conclui-se que a quantidade de parafina no cascalho tratado com o sistema microemulsionado, com agitação, está bem abaixo do estabelecido pelo órgão americano (US EPA).
Esse estudo mostrou a eficiência de sistemas microemulsionados na extração de parafina de cascalhos de perfuração e constitui-se em uma alternativa viável para esse tratamento.
Dissertação de Mestrado Referências Bibliográficas
Daniel Nobre Nunes da Silva 49
Referências Bibliográficas
1. ABREU, M. C.; SOUSA, H. F.; Plano de Gerenciamento de Resíduos Sólidos para a Indústria de Petróleo: O Caso de Fazenda Belém-Icapuí/CE. In: XXV Encontro Nac. de
Eng. de Produção, 2005, p. 5219-5226.
2. BALL, A. S.; STEWART, R. J.; SCHLIEPHAKE, K.; A review of the current options for the treatment and safe disposal of drill cuttings. Journal Waste Management &
Research, v.30, p. 457-473, 2011.
3. BARRANCO, R.; BRADLEY, M.S.A.; BRADSHAW, S.M.; ROBINSON, J.P.; KINGMAN, S.W.; SHANG, H.; SNAPE, C.E.; Remediation of oil-contaminated drill cuttings using continuous microwave heating. Chemical Engineering Journal, v. 152, p. 458-469, Elsevier, 2009.
4. BARROS NETO, E. L. Extração de cobre utilizando microemulsões: otimização e modelagem. 1996. 148f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Química) – Centro de Tecnologia, Departamento de Engenharia Química, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal.
5. BERGMAN, J. S. Chemical treatment of cuttings for re-injection into subterranean
formations. WO 2009/018046 A2, 05/02/1998.
6. BEZERRIL, R. H. Estudo comparativo de diferentes sistemas de injeção de vapor aplicados à remediação de solos contaminados por diesel. 2014, 98f. Tese (Doutorado
em Engenharia de Petróleo) – Centro de Tecnologia, Departamento de Ciência e Engenharia de Petróleo Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal.
7. BHANDARI, A.; NOVAK, J. T.; DOVE, D. C.; Effect of soil washing on petroleum- hydrocarbon distribution on sand surfaces. Journal of Hazardous Substance Research, v. 2, p. 1-13, 2000.
Dissertação de Mestrado Referências Bibliográficas
8. CRIPPS, S. J., PICKEN, G., AABEL, J.P., et al. Disposal of oil-based cuttings. The Norwegian Oil Industry Association. The Norwegian Oil Industry Association (OLF), p.146. 1998
9. DESHPANDE, S.; SHIAU, B.; WADE, D.; SABATINI, D.; HARWELL, J.; Surfactant selection for enhancing ex situ soil washing. Water Research, v. 33, n. 2, p. 351-360, 2009.
10. HUNTER, R. J. Introduction to Modern Colloid Science. Oxford University Press, New York. 1992.
11. LI, X.; DU, Y.; WU, G.; LI, Z.; LI, H.; SUI, H.; Solvent extraction for heavy crude oil removal from contaminated soils. Chemosphere, v. 88, p. 245-249, 2012.
12. McDONALD, N; MURRAY, A. J, LOGAN, G. M. KNAPPER, D. Offshore thermal
treatment of drill cuttings fed from a bulk transfer system. US 8,607,894 B2,
17/12/2013.
13. MULLIGAN, C.; YONG, R.; GIBBS, B.; Surfactant-enhanced remediation of contaminated soil: a review. Engineering Geology, v. 60, p. 371-380, 2001.
14. NBR 10004:2004; Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, Resíduos sólidos – Classificação, ed. 2, 71f. 2004.
15. OLIVELLA, M. A. Trace analysis of polycyclic aromatic hydrocarbons in suspended particulate matter by accelerated solvent extraction followed by gas chromatography- mass spectrometry. Anal. Bioanal. Chem. v. 383, p. 107-114, 2005.
16. ONWUKWE, S. I.; NWAKAUDU, M. S. Drilling Wastes Generation and Management Approach. International Journal of Environmental Science and Development, v.3, n.3, p.252-257, 2012.
17. OLIVEIRA, K. C.; Novos adsorventes para aplicação na remoção de enxofre. 2015. 120f.
Dissertação de Mestrado Referências Bibliográficas
Daniel Nobre Nunes da Silva 51 Departamento de Engenharia Química, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal.
18. PEREIRA, M. S.; Caracterização de cascalho e lama de perfuração ao longo do processo de controle de sólidos em sondas de petróleo e gás. 2010. 130f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Química) – Universidade Federal de Uberlândia, Uberlândia. 2010.
19. PEREZ-CORDOZA, R. Oil recovery method and apparatus. US 2012/0103874 Al, 03/05/2012.
20. ROBINSON, J.; KINGMAN, S.; SNAPE, C.; BRADSHAW, S.; BRADLEY, M.;SHANG, H.; BARRANCO, R; Scale-up and design of a continuous microwave treatment system for the processing of oil-contaminated drill cuttings. Chemical
Engineering Research and Design, v. 88, p. 146–154. 2010.
21. ROSEN, M. J., Surfactants and interfacial phenomena. 3th ed. New Jersey: John Wiley
& Sons, 2004.
22. ROSSI ,C. G. F. T. ; DANTAS, T. N. de C.; NETO, A. A.D.; MACIEL, M. A. M. Microemulsões: uma abordagem básica e perspectivas para aplicabilidade industrial.
Revista Universidade Rural: Série Ciências Exatas e da Terra, Seropédica, RJ: EDUR ,
v. 26, n. 1-2, p. 45-66, jan-dez., 2007.
23. SEATON, S.; MORRIS, R.; BLONQUIST, J.; HOGAN, B.; Analysis of Drilling Fluid Base Oil Recovered from Drilling Waste by Thermal Desorption. In: 13th International
Petroleum Environmental Conference, 2006, Texas.
24. SCHRAMM, L. L.; Emulsions: fundamentals and applications in the petroleum industry. Washington, DC: American Chemical Society – ACS, 1992.
25. STREET, C.G.; GUIGARD S.E.; Treatment of Oil-Based Drilling Waste Using Supercritical Carbon Dioxide. Journal of Canadian Petroleum Technology, v. 48, n. 6, p. 26-29, 2009.
Dissertação de Mestrado Referências Bibliográficas
26. THOMAS, J. E.; Fundamentos de engenharia de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2001.
27. US EPA; Statistical analyses supporting final effluent limitations guidelines and standards for synthetic-based drilling fluids and other non-aqueous drilling fluids in the oil and gas extraction point source category. US Environmental Protection
Agency,Washington, DC; 2000.
28. URUM, K,; PEKDEMIR, T.; Evaluation of biosurfactants for crude oil contaminated soil washing. Chemosphere, v. 57, p. 1139-1150, 2004.
29. URUM, K.; PEKDEMIR, T.; ÇOPUR, M.; Surfactant treatment of crude oil contaminated soils. Journal of Colloid and Interface Science, v. 276, p. 456-464, 2004.
30. VIANA, F. F.; Tratamento de borra de petróleo com sistemas microemulsionados. 2013. 109f. Dissertação (Mestrado em Química) – Centro de Ciências Extas e da Terra, Departamento de Química, Programa de Pós-Graduação em Química, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal.