Influência do parâmetro de solubilidade de asfaltenos no Petróleo - Garreto, Maria do Socorro Evangelista. (UFRJ, 2011)
[PT]A presença de depósitos de asfaltenos nos reservatórios, linhas de escoamento, equipamentos de refino e tanques de estocagem tem gerado impactos negativos à produção de petróleo. A deposição de asfaltenos pode ser induzida pela variação de pressão, temperatura, composição do petróleo e misturas de diferentes correntes produzidas. A predição do potencial de deposição dos asfaltenos sob diferentes condições é de grande relevância para se evitar a queda da produção. O objetivo principal desta Tese é avaliar a influência do parâmetro de solubilidade (d ) do meio sobre o comportamento de fases dos asfaltenos no petróleo. Para tanto, o petróleo é visualizado como um sistema de asfaltenos dispersos em uma fase constituída dos demais componentes, a qual é denominada nesta Tese como meio petróleo que dispersa os asfaltenos – MPDA. Nesta Tese foram realizados ensaios de precipitação de: asfaltenos no petróleo; asfaltenos no petróleo diluído com solventes-modelo; e sistemas-modelo constituídos de asfaltenos, extraídos do petróleo, e dispersos em solventes-modelo. Diversos solventes-modelo apresentando parâmetros de solubilidade distintos foram utilizados. Os resultados mostraram que a adição de solvente ao petróleo afeta o comportamento de fases dos asfaltenos, a menos que seja adicionado um sistema-solvente de parâmetro de solubilidade igual ao do MPDA. Nesta Tese, foi estabelecida uma metodologia para determinação do d do MPDA. O uso de solvente-modelo com d igual ao MPDA somente reproduziria o mesmo comportamento do petróleo se a este solvente fossem adicionados asfaltenos extraídos do petróleo com n-alcanos do tipo “C0-C1”, isto é, as chamas resinas também deveriam estar presentes no sistema-modelo. Além disso, também foi estabelecida uma metodologia de determinação de d de frações de asfaltenos e de petróleo por microcalorimetria..[EN]The deposition of asphaltenes in the reservoirs, flow lines, refine equipments and storage tanks has create a negative impact on petroleum production. Such deposition can be induced by pressure, temperature and oil composition changes and also by mixtures of different produced oil flowing. The prediction of asphaltenes deposition potential, under different conditions, is quite important to avoid the production decreasing. The main aim of this Thesis is to evaluate the influence of the solubility parameter (d) on the phase behavior of the asphaltenes in the crude oil. So, the crude oil is seen as a system of asphaltenes dispersed in a phase constituted by the other crude oil components, which is called in this Thesis as petroleum medium that disperse asphaltenes – PMDA. In this Thesis, it was carried out precipitation tests of: asphaltenes in crude oil; asphaltenes in crude oil diluted with model-solvents; and, model-systems constituted of asphaltenes, extracted from crude oil, and dispersed in model-solvents. Several model-solvents, presenting dissimilar solubility parameter were used. The results showed that the addition of the solvent to the crude oil affects the asphaltenes phase behavior, unless it is added a solvent system presenting a solubility parameter equal to the PMDA. In this Thesis, it was established a methodology to determine d of the PMDA. By using the model-solvent with d equal to the PMDA it is possible to reproduce the same crude oil behavior only if it were added to this solvent the asphaltenes extracted from the crude oil by n-alcanes like “C0-C1”, that is, the fraction called resins should also be added to the model-system. Besides, it also was established a methodology to determine d of the asphaltenes fractions and crude oil by microcalorimetry.