Caracterização de borra de petróleo

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CARACTERIZAÇÃO DE BORRA DE PETRÓLEO 
 
 
1. Introdução 
 
O refino do petróleo gera vários resíduos, os principais são: lama dos 
separadores de água e óleo, a lama dos flotadores ar, os sedimentos do fundo 
dos tanques de armazenamento do petróleo cru e derivados e as borras oleosas 
(MARIANO, 2001). 
As borras oleosas são provenientes do fundo de tanques de 
armazenamento, de separadores água e óleo, de unidade de craqueamento 
catalítico, dentre outras (CARVALHO, 2017). Possuem alto potencial poluidor e 
devem ser processadas e/ou dispostas de forma a evitar problemas ambientais 
(CUNHA, 2009). 
Com as inovações tecnológicas, a reutilização do resíduo oleoso tem 
contribuído para a redução desse passivo, beneficiando ao próprio setor 
industrial com a diminuição dos custos energéticos e mitigação dos impactos 
ambientais (GUIMARÃES, 2017). 
Este trabalho objetiva caracterizar a borra oleosa em termos do 
comportamento da viscosidade e densidade aparente. Posteriormente serão 
adicionadas informações sobre teor de água e cinzas, aumentando o conjunto 
de informações a respeito da amostra. 
 
1.1. Objetivo 
 
 Determinar a densidade aparente de uma amostra de borra de petróleo; 
 Determinar a viscosidade de uma amostra de borra de petróleo. 
 
 
2. Metodologia 
 
2.1. Análise da viscosidade 
 
A viscosidade é definida como a resistência interna para fluir de um fluido, 
ou seja, sua capacidade de se movimentar. Para medir essa propriedade utiliza-
se um viscosímetro. Neste trabalho, utilizou-se um viscosímetro do tipo 
rotacional que permite aferir a viscosidade dinâmica do fluido em uma dada taxa 
de cisalhamento. 
Com os dados colhidos, plotam-se os gráficos característicos, curva de 
escoamento (Figura 1), 
 
 
 
 2 
 
Figura 1 – Curva de escoamento: 1 Newtoniano, 2 Pseudoplástico, 3 Dilatante e 4 Plástico de Bingham 
 
E curva de viscosidade (Figura 2), 
 
 
Figura 2 - Curva de viscosidade: 1 Newtoniano, 2 Pseudoplástico, 3 Dilatante e 4 Plástico de Bingham 
 
Que permitem classificar o fluido em Newtoniano, Pseudoplástico, Dilatante 
ou Plástico de Bingham. 
 
2.2. Análise da densidade aparente 
 
Densidade aparente (𝑑𝑎𝑝) corresponde ao volume ocupado por uma 
determinada massa de sólido, incluindo a porosidade (SANTOS, 2017), é dada 
pela Equação (1): 
𝑑𝑎𝑝 =
𝑀𝑎𝑠𝑠𝑎
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒
 (1) 
 
 
2.3. Materiais 
 
 Balança; 
 
 
 3 
 Viscosímetro rotacional; 
 Espátula; 
 Chapa, béquer, termômetro; 
 Máscara e luvas. 
 
2.4. Procedimento para determinação da viscosidade 
 
A amostra foi analisada em triplicata, nas temperaturas de 60°C e 80°C 
sugeridas por Franco (2013). 
a) Pesar a quantidade de amostra a ser depositada no recipiente do 
viscosímetro; 
b) Calibrar o viscosímetro; 
c) Calibrar o termopar utilizando chapa, béquer e termômetro; 
d) Aquecer a amostra até 60ºC e aferir a viscosidade da amostra nos 
seguintes valores de rotação: 100, 120, 140, 160, 180, 200, 220, 240, 260, 
280 e 300. Anotar os valores de viscosidade, tensão em Pa e taxa em Hz; 
e) Aquecer a amostra até 80ºC e repetir as rotações acima; 
f) Repetir d) e e) duas vezes. 
 
2.5. Procedimento para determinação da densidade aparente 
 
A amostra foi analisada em triplicata, na temperatura ambiente. 
a) Pesar três béqueres vazios; 
b) Preencher os béqueres com a amostra, utilizar espátula para pressionar 
a amostrar eliminando os espaços vazios; 
c) Pesar os béqueres com amostra; 
d) Registrar o volume ocupado em cada béquer. 
 
2.6. Resultados da medição 
 
Os experimentos são realizados em triplicada e o resultado final da medição 
(𝑅𝑀) (Equação 2) é dado por (MENEGUELO, 2017): 
 
𝑅𝑀 = 𝑀𝐼 ± (𝑈 + ∆𝐼𝑚𝑎𝑥) (2) 
Onde: 
𝑀𝐼 → média das “n” indicações 
𝑈 → incerteza expandida estimada considerando a média de “n” medições 
∆𝐼𝑚𝑎𝑥 → valor absoluto da máxima diferença entre as indicações e seu valor 
médio 
 
A incerteza expandida (𝑈) é calculada pela Equação (3): 
 
 
 4 
𝑈 = 𝑡 ∗ 𝑢𝑐 (3) 
𝑢𝑐
4
𝑣𝑒𝑓
= 
𝑢1
4
𝑣1
+
𝑢2
4
𝑣2
+ ⋯ +
𝑢𝑛
4
𝑣𝑛
 (4) 
 
Onde: 
𝑡 → coeficiente de Student 
𝑢𝑐 → incerteza combinada 
𝑣𝑒𝑓 → número de graus de liberdade efetivos 
𝑣𝑛 → número de graus de liberdade da n-ésima fonte de incerteza 
 
O coeficiente 𝑡 é um dado tabelado e varia em função de 𝑣𝑒𝑓 e a 
probabilidade determinada. Neste trabalho, esses valores foram 2 e 95%, 
respectivamente, resultando em 𝑡 = 4,303, de acordo com a Tabela 1. 
Tabela 1 - Valores do coeficiente t Student. Fonte: Damasceno (2017). 
 
 
 
 
 
 
A variável ∆𝐼𝑚𝑎𝑥 é obtida pela Equação (5): 
∆𝐼𝑚𝑎𝑥 = |𝐼𝑖 − 𝑀𝐼|𝑚𝑎𝑥 (5) 
 
Onde: 
 
 
 5 
𝐼𝑖 → é a i-ésima indicação obtida 
 
 
2.7. Dados de densidade aparente 
 
Os resultados das medições de densidade aparente estão dispostos na 
Tabela 1, 
Tabela 2 – Resultados da medição de densidade aparente 
 
 
O valor obtido para a densidade aparente foi 0,83 ± 0,08 g/ml, de acordo com 
as Equações 2-5. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3. Conclusão 
 
A viscosidade é uma propriedade importante na caracterização de fluidos e 
pode ser avaliada por experimentos de simples execução. As figuras 3-16 
mostram um comportamento linear indicando que a amostra pertence ao fluido 
newtoniano. O que não era esperado devido a conhecida característica não-
newtoniana do petróleo. 
Os gráficos das figuras 15 e 16 apresentam a viscosidade esperada nas 
taxas de cisalhamento avaliadas e serão utilizados, em conjunto com demais 
análises, na caracterização da borra oleosa. 
 
 
4. Referência 
CARVALHO, D. Sistema de Gestão Ambiental-EEW. Disponível em:<http:// 
www.ambiente.sp.gov.br/wp-content/uploads/.../6-ResiduosSolidos.pdf>. 
Acesso em: 25 jun. 2017. 
 
Béquer + 
borra (g)
Béquer (g)
Massa da borra 
(g)
Volume (ml) Densidade (g/ml)
100,99 50,95 50,04 60,00 0,83
99,85 47,32 52,53 70,00 0,75
104,68 49,97 54,71 60,00 0,91
 
 
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CUNHA, C. E. S. C. P. Gestão de resíduos perigosos em refinarias de petróleo. 
Dissertação de Mestrado, Rio de Janeiro, 2009. 
 
DAMASCENO, J. C. Incerteza de medição. Disponível em: 
<http://www.ebah.com.br/content/ABAAAAYNUAB/parametros-incertezas>. 
Acesso em: 28 jun. 2017. 
 
FRANCO, E. D. S. S. et al. Avaliação físico-química das borras de petróleo, 
oriundas de antigos poços, existentes na região de São Francisco do Conde, 
Bahia. In: Seminário Estudantil de Produção Acadêmica, XII, UNIFACS, 2013. 
 
GUIMARÃES, A. K. V. et al. Estudo da caracterização da borra de petróleo e 
processo de extração do óleo. Disponível em:< http://www.scielo.br/ 
pdf/esa/2016nahead/1809-4457-esa-S1413_41522016139564.pdf>. Acesso 
em: 25 jun. 2017. 
 
MARIANO, J. B. Impactos ambientais do refino do petróleo. Dissertação de 
Mestrado, Rio de Janeiro, 2001. 
 
MENEGUELO, A. P. Metrologia aplicada a indústria do Petróleo e Gás. Espírito 
Santo, 2017. 
 
SANTOS, M. Metodologiapara determinação de densidade real e aparente de 
pós. Disponível em:< https://pt.scribd.com/doc/56143390/Metodologia-para-
determinacao-de-densidade-real-e-aparente-de-pos>. Acesso em: 27 de jun. 
2017