Avaliação do teor de hidrocarbonetos totais de petróleo para amostras de cascalhos contendo fluidos de base aquosa e não aquosa aderidos

Autores

1Soares, A.S.F.; 2de Souza, A.C.P.; 3Carvalho, C.F.; 4Bastos, E.F.T.; 5Guimarães, E.C.B.T.; 6dos Santos, J.C.; 7Carvalho, T.; 8Calderari, V.H.; 9Costa, L.C.

Resumo

Este trabalho apresenta dados de teor de hidrocarbonetos totais, relação entre hidrocarbonetos resolvidos e não resolvidos para amostras de cascalho carbonáticas ou areníticas contendo fluidos de base aquosa ou não aquosa aderidos. A extração destes contaminantes foi feita em soxhlet empregando diclorometano, seguida de determinação por cromatografia gasosa com detector de ionização de chama. Para as amostras de cascalho analisadas encontrou-se teor de HTP variando de 2,29 a 29,29 mg/Kg. As amostras de cascalho contendo fluido de base não aquosa apresentaram maiores teores de HTP que as amostras contendo fluido de base aquosa. A amostra de cascalho 2, carbonática, contendo fluido de base aquosa, apresentou a maior razão entre MCNR e HRP indicando provável contaminação por petróleo.

Palavras chaves

cascalhos de perfuração; hidrocarbonetos totais; mistura não resolvida

Introdução

As atividades de perfuração de exploração e produção de O&G geram uma grande quantidade de fluidos e cascalhos, que é separada na plataforma por meio de um sistema de controle de sólidos (KAZAMIAS & ZORPAS, 2021). A definição da estratégia mais adequada para manejo ou tratamento dos cascalhos está intimamente relacionada as suas características físico-químicas. Não há uma fórmula padronizada de composição dos cascalhos, que possa ser utilizada para determinar os impactos ambientais desses resíduos (PAGE et al., 2003), tornando o trabalho de caracterização dessas amostras muito importante do ponto de vista ambiental. A caracterização dos cascalhos também é uma etapa fundamental na definição de estratégias de tratamento e manejo mais adequada. A presença de n-alcanos nestas amostras pode ser usada para identificar a fonte de contaminação dos hidrocarbonetos e distinguir entre as fontes de contaminação (PALMA-FLEMING et al, 2012). Os hidrocarbonetos totais de petróleo (HTP) compreendem uma mistura complexa de vários hidrocarbonetos, de origem petrogênica ou pirogênica, estão presentes sobretudo nos cascalhos gerados nas fases de reservatório dos poços. Os HTP de origem petrogênica são caracterizados por uma mistura de alcanos de número ímpar ou número par de carbonos tendo várias séries homólogas de alcanos ramificados, ciclo-alcanos, alcanos isoprenoides e policiclo-alcanos, associada com resíduos de petróleo degradados ou intemperizados, gerando uma mistura complexa não resolvida (MCNR) nos cromatogramas (OSSAI et al, 2020). Este trabalho apresenta dados de teor de hidrocarbonetos totais, relação entre hidrocarbonetos resolvidos e não resolvidos para quatro amostras de cascalho carbonáticas ou areníticas contendo fluidos de base aquosa ou não aquosa aderidos.

Material e métodos

Para este trabalho foram empregadas quatro amostras: amostras 1 e 2, de origem carbonática, contendo fluido de perfuração de base não aquosa e aquosa aderidos respectivamente; amostras 3 e 4, de origem arenítica, contendo fluido de perfuração de base aquosa e não aquosa aderidos. Inicialmente as amostras, foram trituradas e peneiradas (peneiras de malhas 4,75, 0,425, 0,075, 0,005 mm). As metodologias utilizadas para determinação de HTP foram baseadas nas EPA 3540, método de extração em Soxhlet dos contaminantes das amostras de cascalho empregando diclorometano e detecção de HTP por cromatografia gasosa com detector de ionização de chama (CG- DIC), de acordo com EPA 8015.Para validação da metodologia analítica de extração dos hidrocarbonetos das amostras foi empregado padrão surrogate terfenil, sendo a recuperação de 80 a 120% deste padrão considerada satisfatória. O teor de HTP foi calculado a partir da área integrada de todos os picos, excluindo o solvente e o surrogate. A determinação da massa de cada grupo Cn, foi feita correlacionando a área de cada grupo, determinada através de correlação com padrão de referência crude oil (Sigma), e o fator de calibração. Para a determinação dos hidrocarbonetos resolvidos de petróleo (HRP), as áreas de todos os sinais resolvidos do cromatograma foram somadas e a massa destes hidrocarbonetos foi determinada através de correlação entre o somatório das massas e fator de calibração. A concentração da mistura complexa não resolvida (MCNR) foi determinada indiretamente pela diferença entre o teor de hidrocarbonetos totais de petróleo (HTP) e o teor de hidrocarbonetos resolvidos do petróleo (HRP).

Resultado e discussão

A presença da olefina comercial no fluido de base não aquosa, confere ao extrato orgânico do cascalho um padrão de série homóloga de hidrocarbonetos, contendo um conjunto de picos com tempo de retenção equidistantes, relacionados com a fragmentação sucessiva de unidades CH2 a partir do íon molecular. A integração destes sinais, excluindo o solvente, fornece a concentração de HTP presentes no cascalho. Por comparação com o padrão comercial oil grude é possível assinalar os grupos Cn da série homóloga do cromatograma. Após a identificação dos grupos Cn, os sinais resolvidos são integrados. O somatório destas áreas corresponde ao grupo denominado Hidrocarbonetos Resolvidos de Petróleo (HRP). A diferença da concentração entre os HTP e os HRP constituem a Mistura complexa não resolvida (MCNR). O teor de HTP nas amostras de cascalho avaliadas variou de 2,29 a 29,29 mg/Kg. Estes valores foram muito inferiores ao teor de HTP encontrados por outros autores em amostras de cascalhos e sedimentos reportados na literatura, dentre os quais: 8913,12 mg/kg (FALCIGLIA et al, 2020), 5.113 a 7.640 mg/Kg (YAN et al, 2011), 82.195 mg/Kg (PETRI JUNIOR et al, 2017). Este dado pode estar relacionado ao fato de as amostras de cascalho serem submetidas a um processo de secagem empregando um secador logo após o processo de separação dos fluidos e separação das partículas por tamanho (PETRI JUNIOR et al, 2017). As amostras de cascalhos carbonáticas e areníticas contendo fluidos não aquosos apresentavam concentração de HTP superior as amostras contendo fluidos aquosos aderidos (Figura 1). A amostra de cascalho 2, de origem carbonática, contendo fluido de base aquosa, apresentou elevada razão entre MCNR e HRP indicando que, provavelmente, está amostra está contaminada por petróleo (Figura 2).



Figura 1: Teor de Hidrocarbonetos Totais de Petróleo (TPH) nas amostra



Figura 2: Relação entre o teor de mistura complexa não resolvida (MCNR



Conclusões

Para as amostras de cascalho analisadas encontrou-se teor de HTP variando de 2,29 a 29,29 mg/Kg, inferior ao reportado na literatura para diversas amostras de cascalhos e sedimentos. E possível que isto esteja relacionado a secagem destas amostras em secadora de cascalhos na plataforma. As amostras de cascalho contendo fluido de base não aquosa apresentaram maiores teores de HTP que as amostras contendo fluido de base aquosa. A amostra de cascalho 2, carbonática, contendo fluido de base aquosa, apresentou a maior razão entre MCNR e HRP indicando provável contaminação por petróleo.

Agradecimentos

À Fundação de Amparo a Pesquisa do Rio de Janeiro (FAPERJ), Coordenação de Pessoal de Nível Superior (CAPES), Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq).

Referências

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