| Resumo: | A injeção de CO2 em reservatórios de petróleo para o seu aprisionamento geológico ou para o processo de recuperação avançada de petróleo são alternativas usadas para reduzir os efeitos desse gás na atmosfera. A fim de prever o comportamento do CO2 injetado ao longo dos anos, são realizados um conjunto de análises químicas e modelagens matemáticas. Neste cenário, o teor de alcalinidade da água de formação do reservatório tem grande importância, pois a injeção de CO2 irá ocasionar uma série de reações que podem afetar os processos de dissolução e precipitação de minerais, impactando na segurança e qualidade do armazenamento. A técnica mais difundida para avaliação da alcalinidade é a titulação potenciométrica, a qual tem a desvantagem de exigir grandes volumes de amostra e fornecer resultados pouco precisos.Por isso, o desenvolvimento de uma metodologia com resultados mais confiáveis e que utilize um volume menor de amostra é necessário. Sendo assim, o objetivo deste trabalho foi utilizar a cromatografia iônica, como metodologia para determinar alcalinidade em amostras com composição semelhante as águas de formação encontradas nos reservatórios do Pré-Sal, comparando os resultados obtidos com a titulação potenciométrica e uma metodologia alternativa, a espectrofotometria do UV-visível. A comparação entre os resultados obtidos utilizando as três metodologias citadas demonstrou que a cromatografia iônica possui potencial para a determinação de alcalinidade. Entretanto, houve diferenças significativas entre a nova metodologia e as demais, indicando que o modo de preparo da amostra teve interferência no resultado, e que a metodologia necessita de otimizações que possibilitem uma melhor recuperação do analito de interesse.
The CO2 injection into oil reservoirs for geological storage or enhanced oil recovery process (EOR) are alternatives used to reduce the emissions of this gas to the atmosphere. To predict the behavior of the injected CO2 over the years, a set of chemical analyzes and mathematical modeling are carried out. In this scenario, the alkalinity content of the reservoir formation water is of great importance, since the CO2 injection will cause a series of reactions that can affect the mineral dissolution and precipitation processes, affecting the safety and quality of storage. The most widespread technique for alkalinity analysis is potentiometric titration, which has the disadvantage of requiring large sample volumes and providing inaccurate results.Therefore, the development of a methodology with more reliable results and that uses a smaller sample volume is necessary. This way, the objective of this work was to use ion chromatography, as a methodology to determine alkalinity in samples with similar composition to the formation waters found in the Brazilian Pre-Salt reservoirs, comparing the results obtained with potentiometric titration and an alternative methodology, UV-visible spectrophotometry. The comparison between the results obtained using the three methodologies demonstrated that ion chromatography show potential to alkalinity determination. However, there were significant differences between the new methodology and the others, indicating that the sample preparation mode had interference in the result, and that the methodology needs optimizations that allow a better recovery of the analyte of interest. |
