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UNIVERSIDADE
ESTADUAL DE LONDRINA
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS - DEPARTAMENTO DE QUÍMICA
Daniele Cristina Adão
Monitoramento e avaliação dos processos abióticos
atuantes na remediação de solo impactado com petróleo
Londrina 2004
1
Monitoramento e avaliação dos processos abióticos atuantes na remediação de solo impactado com petróleo
Relatório de conclusão do Estágio Supervisionado em Química A apresentado por Daniele Cristina Adão ao Departamento de Química como parte dos requisitos para a obtenção do grau de Bacharel em Química.
Orientador(a): Profa. Dra. Carmen Luisa Barbosa Guedes
Londrina 2004
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BANCA EXAMINADORA
______________________________________________
Profa. Dra. Carmen Luisa Barbosa Guedes
______________________________________________
Profa. Dra. Isabel Craveiros Moreira
______________________________________________
Profa. Dra. Ilza Lobo
Londrina, 16 de novembro de 2004.
3
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÂO................................................................................................................1
1.1 COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO.................................................................................4
1.2 IMPACTOS DO ÓLEO NO SOLO ..............................................................................5
1.2.1 Fases de contaminação no solo...................................................................................8
1.3 IMPACTOS DO ÓLEO NA ÁGUA .............................................................................9
1.3.1 Dinâmica dos contaminantes na água.........................................................................11
1.4 DEGRADAÇÃO DO PETRÓLEO...............................................................................14
1.4.1 Mecanismos de fotodegração .....................................................................................14
2 OBJETIVOS .................................................................................................................20
3 METODOLOGIA EXPERIMENTAL.............................................................................21
3.1 REAGENTES E SOLVENTES ....................................................................................21
3.2 MATERIAIS E EQUIPAMENTOS..............................................................................21
3.3 PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL ........................................................................22
3.3.1 Amostras de solo ........................................................................................................22
3.3.1.1 Coleta das amostras .................................................................................................22
3.3.1.2 Método da extração .................................................................................................23
3.3.1.3 Normalização dos extratos ......................................................................................23
3.3.1.4 Análise por espectroscopia de fluorescência ...........................................................24
3.3.2 Amostras de água........................................................................................................24
3.3.2.1 Coleta das amostras .................................................................................................24
3.3.2.2 Preparo das amostras ...............................................................................................25
3.3.2.3 Análise por espectroscopia de fluorescência ...........................................................25
4 RESULTADOS E DISCUSSÃO .....................................................................................26
4
4.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS.......................................................................................26
4.2 ANÁLISE DO EXTRATO DE SOLO..........................................................................26
4.2.1 Solo superficial ...........................................................................................................26
4.2.2 Solo subsuperficial .....................................................................................................36
4.3 ANÁLISE DA ÁGUA...................................................................................................37
4.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................................38
5 CONCLUSÃO .................................................................................................................39
6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................40
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AGRADECIMENTOS
Primeiramente, agradeço a Deus pela dádiva da vida sem a qual nada seria possível.
Á REPAR/PETROBRAS pela contribuição na disposição de suas dependências para o
monitoramento da área contaminada.
Á PIBIC/CNPq pelo recurso financeiro.
De modo especial à minha estimada professora e orientadora Carmen Luisa Barbosa Guedes
que, com sua experiência, complementou meus conhecimentos e, dedicadamente contribuiu
na evolução do presente trabalho.
Às professoras Isabel e Ilza pela atenção e disposição na avaliação deste trabalho, tal como à
todos os professores do departamento de Química que colaboraram na minha formação.
Ao Leandro Freneda Mazzochin pelos ensinamentos, companheirismo e atenção.
Á minha estimada prima Roberta Adão pela amizade sempre presente.
Aos meus maravilhosos pais, irmãs, avós e entes queridos pelo incentivo, amor e carinho.
Carinhosamente aos meus inesquecíveis amigos: Rafael de Oliveira, Giovana Liutti, Elaine
Toffoli, Eduardo Niehues, Marcela Corazza e Michele Rosset que sem dúvida são algumas
das melhores pessoas que um dia conheci!
De maneira especial, agradeço também, aos meus amigos Sumaya El Kadri e Marcelo Pécora
pela paciência e apoio, no gesto de simplesmente estar presente.
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“Não basta saber, é preciso também aplicar. Não basta querer, é preciso também agir.”
- Goelle
“Amo você maior que o mundo.”
Kamilla Almeida Adão
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ADÃO, Daniele C. TÍTULO Monitoramento e avaliação dos processos atuantes na remediação de solo impactado com petróleo. 2004. Relatório (Graduação em Química – Habilitação Bacharelado – opção em Química Tecnológica) – Universidade Estadual de Londrina.
RESUMO
A extensa contaminação ambiental por hidrocarbonetos tem destacado a importância de compreender a dinâmica da distribuição desses compostos em diferentes compartimentos ambientais. Destacamos um recente incidente por poluição com hidrocarbonetos, onde 4 milhões de litros de óleo bruto foram derramados no solo das dependências da Refinaria Presidente Getulio Vargas da PETROBRAS em Araucária. As áreas de banhados contaminadas com petróleo foram monitoradas e os processos físicos e químicos foram avaliados de modo que pudessem contribuir para a remoção de componentes aromáticos presentes na matriz porosa em fase adsorvida e residual. Devido às características e propriedades do solo e do petróleo, as frações de conteúdo aromático do óleo foram adsorvidas na superfície do solo ou filtradas e retidas em camadas mais profundas. A matéria orgânica, apesar de compor pequena porcentagem na maioria dos solos, funciona como superfície reativa que ajuda na retenção de contaminantes orgânicos. A recuperação do solo depende principalmente dos processos físicos no meio poroso e das transformações químicas que são controladas pela difusão e ocorrem principalmente na superfície. O tempo de meia vida dos compostos de maior peso molecular são relativamente elevadas e indicam que sua degradação é lenta, assim os asfaltenos do óleo são os componentes mais recalcitrantes na superfície e principalmente na subsuperfície do solo. Palavras-chave: petróleo, degradação, solo e água.
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1 INTRODUÇÃO
A extensa contaminação ambiental por hidrocarbonetos tem destacado a
importância de compreender a dinâmica da distribuição desses compostos em diferentes
compartimentos ambientais.
O destino dos produtos de petróleo derramados no solo são particularmente
variados porque esses produtos geralmente consistem numa mistura complexa de
hidrocarbonetos com grandes diferenças de pressão de vapor e solubilidade em água. (FINE et
al., 1997). Para derramamentos na água, podemos referir como algumas conseqüências para o
ambiente o fato de que o petróleo impede as trocas gasosas, havendo assim uma menor
oxigenação da água, e também o fato deste infiltrar-se em lençóis subterrâneos, destruindo
plantas e animais.
A dimensão da contaminação crônica do meio ambiente, depende da
velocidade de entrada contínua do resíduo de petróleo e da velocidade através da qual o
ambiente pode eliminar essa contaminação. A evaporação é um processo muito importante
que ocorre desde o início do derramamento. Quando o óleo é derramado, os componentes que
possuem ponto de ebulição mais baixos são rapidamente volatilizados, reduzindo assim a
massa da mancha do óleo (FERNANDES, 2001).
Os derramamentos de óleo são eventos marcantes no episódio da poluição,
basta lembrar o recente desastre ambiental do incidente com derramamento de óleo ocorrido
em 16 de julho de 2000 na Refinaria Presidente Getulio Vargas (REPAR), unidade de
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Petróleo (PETROBRÁS), localizada em Araucária - Paraná. O petróleo colombiano
desembarcado no porto catarinense de São Francisco do Sul foi bombeado pelo complexo de
dutos para os tanques da REPAR, uma conjunção de falhas envolvendo o sistema de controle
do recebimento de óleo na refinaria e também a parte humana foram apontadas pela comissão
de sindicância que apurou a ocorrência como responsável pelo vazamento de 4 milhões de
litros de óleo bruto (CREA - 2000).
Cerca de 20% do óleo bruto derramado volatilizaram nos primeiros dias
após o vazamento; nos três meses seguintes, por volta de 1,3 milhão de litros foi retirado dos
rios Barigüi e Iguaçu, e em suas margens, ao longo de 65 km, com mantas absorventes e
barreiras flutuantes para conter o avanço da mancha.
A área de contaminação do solo foi de aproximadamente 130.000 m2
(Figura 1). Deste total 60 mil m² foram classificadas como de contaminação alta (acima de 30
mil µg/g) e 70.000 m² como média contaminação (entre 10 mil e 30 mil µg/g).
Dos 2,7 milhões de litros de petróleo retidos na área interna da Petrobrás, a
maior parte foi recuperada de imediato por bombas a vácuo e manualmente por uma equipe de
2.700 pessoas. Restaram 132 mil litros de petróleo no solo, dos quais, 36 mil em fase livre
puderam ser removidos pelo freático superior (a menos de 1 metro da superfície) por meio de
um sistema de canalização (Figura 2) que arrastou o óleo do fluxo subterrâneo para
separadores de óleo-água instalados na superfície. Portanto, apenas 96 mil litros restantes
desse óleo ficaram agregados no solo da floresta nativa local, inspirando o emprego de
técnicas de remediação (FURTADO, 2002).
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O petróleo no solo ficou retido em áreas de banhado próximas ao local do
acidente, no “scraper” (local onde ocorre o recebimento de óleo para refino) e regiões
denominadas Banhados 1, 2, 3 e 4, que compõem a bacia de drenagem do Rio Barigüi.
FIGURA 1 – Mapa da área de banhados atingida pelo vazamento de petróleo na REPAR
11
FIGURA 2 - Desvio no arroio da mata atingida pelo vazamento de petróleo na REPAR.
1.1 COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO
Todo petróleo em estado natural é formado, quase que exclusivamente, por
misturas de hidrocarbonetos e, em proporções bem menores, de compostos oxigenados,
nitrogenados, sulfurados e metais pesados. Sua composição e aspecto variam em função da
formação geológica do terreno de onde foi extraído e da natureza da matéria orgânica que lhe
deu origem.
O petróleo é usualmente dividido em frações de acordo com a solubilidade,
ponto de ebulição e propriedades cromatográficas em sílica gel. Em termos químicos, o óleo
bruto é dividido em frações alifáticas , aromáticas, polar e asfaltênica (GUEDES, 1998). Na
fração alifática predominam hidrocarbonetos saturados de cadeia normal, além de muitos
cíclicos e policíclicos (naftenos). A fração aromática apresenta hidrocarbonetos aromáticos
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alquilados contendo de um até cinco anéis aromáticos conjugados. A fração polar contém
muitos aromáticos heterocíclicos que pode incluir derivados de porfirina e compostos
alifáticos contendo nitrogênio e enxofre, além de apresentar traços de compostos como álcool,
fenol, cetona e ácido carboxílico. A fração asfaltênica (Figura 3), por sua vez, é uma fração de
alto peso molecular, rica em aromáticos, heteroátomos e metais (NICODEM et al., 2001).
FIGURA 3 – Ilustração da estrutura molecular representativa para dois diferentes asfaltenos (MULLINS et al., 1998).
Todo petróleo é fluorescente, mesmo que com fraca intensidade, porque
todos contém no mínimo uma pequena quantidade de aromáticos. Devido a essa propriedade
fluorescente tem-se usado extensamente a técnica de fluorescência em prospecção para
descobrir depósitos de petróleos, e em monitoramento ambiental quando ocorrem
derramamentos de petróleo (NICODEM et al., 2001).
Benzeno, tolueno, etilbenzeno e xileno (BTEX) são hidrocarbonetos
aromáticos fluorescentes (NADIM et al., 2000), que são encontrados freqüentemente em
13
determinados acidentes pois penetram no solo, sedimentos e águas superficiais exatamente
por ser esta a fração de maior mobilidade e maior solubilidade dos produtos petrolíferos
(FERNANDES, 2001). Hidocarbonetos poliaromáticos (HPAs) são substâncias lipofílicas e
podem ter grande persistência no meio ambiente, pois distribuem-se nos compartimentos
ambientais em proporções que dependem de suas propriedades físico-químicas e das
características de cada compartimento ambiental (SISINNO et al., 2003).
1.2 IMPACTO DO ÓLEO NO SOLO
Num derramamento de petróleo em solo, os componentes hidrocarbonetos
deste serão redistribuídos no solo, de modo a permanecerem nas camadas superiores (NETTO
et al., 2000). O processo de migração de contaminantes orgânicos no solo é controlado pelas
propriedades físico-químicas das substâncias e pelas características do local (Tabela 1). O
solo é um sistema complexo constituído por três fases: gases, líquidos e sólidos. A matéria
orgânica do solo funciona como superfície reativa que ajuda na retenção de contaminantes
orgânicos (MESQUITA, 2004).
Hidrocarbonetos aromáticos têm maior mobilidade em sistemas solo-água,
característica que pode ser representada significativamente pelo menor coeficiente de partição
entre octanol-água (Kow) (ZAMORA et al., 2004), definido como a concentração de um
contaminante químico na fase octanol em relação à concentração na fase aquosa num sistema
bifásico octanol/água. (MESQUITA, 2004). Os HPAs apresentam coeficiente de partição
octanol-água superiores a 1000, demonstrando grande afinidade lipofílica que aumenta com o
número de anéis aromáticos da molécula (NETTO et al., 2000).
14
TABELA 1 - Parâmetros físico-químicos de HPAs de importância para a mobilidade de hidrocarbonetos.
Substância Peso Molecular
(g/mol)
Pressão Vapor
(Pa, 25 ºC)
Log KOW
Solubilidade em água (mg/L)
Tempo de meia vida no
solo
Naftaleno 128 36,8 3,37 31 < 125 d
Acenaftileno 152 4,14 4,00 16,1 43 – 60 d
Fluoreno 166 0,71 4,18 1,9 32 d
Fenantreno 178 0,113 4,57 1,1 2 d
Antraceno 178 0,0778 4,54 0,045 50 d – 1,3 a
Pireno 202 0,0119 5,18 0,132 210 d – 5,2 a
Benzo[a]pireno 252 2,13x10-5 6,04 0,0038 269 d – 8,2 a
Benzo[ghi]pireno 276 2,25x10-5 6,5 0,00026 269 d – 8,2 a
FONTE: (NETTO et al., 2000)
KOW: coeficiente de partição octanol-água
d = dias a = anos
A retenção na fase sólida irá ocorrer pela entrada do contaminante nos poros
de minerais e matéria orgânica superficial. Esses produtos retidos na fase sólida não
apresentam mobilidade e representam uma fonte de contaminação potencial para as águas
subterrâneas. As frações mais voláteis serão volatilizadas nos poros em fase gasosa. Esses
podem ser dispersos na atmosfera, adsorvidos pelo solo, ou dissolvidos nas águas (FINE et
al., 1997 ). O tempo de meia vida dos compostos de maior peso molecular são relativamente
elevadas e indicam que sua degradação é lenta (NETTO et al., 2000).
A dinâmica dos contaminantes no solo costuma ser explicada através de três
mecanismos de transferência de massa, a saber:
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Advecção, mecanismo preponderante na formação e mobilização da fase livre de
hidrocarbonetos;
Dispersão, mecanismo responsável pela diminuição da concentração de contaminantes
no fluido de percolação e que pode se dar através de dois processos: dispersão
hidrodinâmica, que acontece pela restrição de fluxo nos poros do solo que gera
redução de velocidade da percolação dos componentes mais viscosos, e difusão
molecular, que consiste de um fenômeno de diluição de componentes solúveis e é o
principal processo formador da fase dissolvida;
Atenuação, consiste na redução de contaminantes transportados pela advecção ou
diluição através de reações químicas ou físico-químicas. A atenuação química é mais
intensa em solos com maior capacidade de troca catiônica e atua reduzindo
componentes das fases livre e adsorvida (AZAMBUJA et al.,2000).
1.2.1 Fases de contaminação no solo
a) Fase livre
Produto em fase separada, imiscível ou parcialmente miscível, que apresenta
mobilidade no meio poroso. Constitui em um véu sobre o topo do freático livre e que pode ser
mais ou menos espesso, dependendo da quantidade de produto derramado e da dinâmica do
sistema freático. A fase livre não é composta exclusivamente por hidrocarbonetos, 50 % dos
vazios do solo são ocupados por água e ar.
16
b) Fase adsorvida
A fase adsorvida, também denominada de fase residual, constitui no halo de
dispersão entre a fonte e o nível freático e caracteriza-se por uma fina película de
hidrocarbonetos envolvendo grumos de solo. Devido às variações freáticas inerentes, a fase
adsorvida ocupa uma banda sobre o topo da fase livre. Essa banda pode ser mais ou menos
significativa, dependendo da viscosidade do produto, da porosidade do solo e das oscilações
do freático livre.
Os hidrocarbonetos mais viscosos possuem maior mobilidade no solo
durante a drenagem do que durante a saturação, o que resulta em um abandono de
hidrocarbonetos no solo durante as oscilações do freático. Em decorrência, existe uma fase
adsorvida abaixo do lençol freático, ou mesmo abaixo da fase livre.
c) Fase dissolvida
Constitui em contaminações por dissolução de aditivos polares e por uma
fração emulsionada de hidrocarbonetos que possui maior mobilidade e dissipa-se abaixo do
nível freático livre, sendo mais importante para fluidos menos viscosos como a gasolina.
d) Fase vaporizada
Constitui uma fase gasosa dos componentes voláteis dos combustíveis e que
ocupa vazios do solo ou rocha, sendo mais importante para os hidrocarbonetos de menor
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ponto de vaporização, como aqueles que compõem a gasolina. Apresentam risco de explosão
(AZAMBUJA et al., 2000).
FIGURA 4 – Fases de contaminação do solo e subsolo quando ocorre uma fonte de contaminação por petróleo ou derivados.
1.3 IMPACTOS DO ÓLEO NA ÁGUA
Quando óleo cru ou produtos refinados de petróleo são derramados em
ambiente aquático, imediatas mudanças em suas propriedades físicas e químicas ocorrem
(PAYNE e PHILLIPS, 1985). O deslocamento da mancha de óleo, devido ao vento e as
correntes, e a difusão, devido a gravidade, aumenta a interface óleo-água e óleo-ar resultando
em aumento na evaporação e dissolução (GUEDES, 1998).
Os hidrocarbonetos aromáticos são geralmente mais tóxicos que os
compostos alifáticos com o mesmo número de carbonos e possuem maior mobilidade em água
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(Tabela 2), em função da sua solubilidade em água ser da ordem de 3 a 5 vezes maior e seu
coeficiente de partição octanol-água ser relativamente menor (ZAMORA et al., 2004). Após o
derramamento, os hidrocarbonetos de elevada solubilidade podem ser rapidamente
dissolvidos. Esses compostos solúveis são também os que apresentam pontos de ebulição
mais baixos, podendo também ser rapidamente volatilizados. Na realidade, a solubilidade de
um petróleo na água é muito baixa (FERNANDES, 2001).
TABELA 2 – Solubilidade em água de BTX e alcanos de igual fórmula molecular
Composto Solubilidade em água (mg/L) Log KOW
Benzeno 1760 2,12
Tolueno 532 2,73
Xileno 163 – 185 2,95 - 3,26
Nonano 0,122 4,67
Decano 0,021 6,69
Dodecano 0,005 7,24
FONTE: (ZAMORA et al., 2004) KOW: coeficiente de partição octanol-água
1.3.1 Dinâmica dos contaminantes na água
a) Espalhamento
O espalhamento natural do óleo pode ser definido como o aumento da área
da mancha devido à tendência que o óleo tem para se espalhar em água parada. Nos primeiros
minutos após o derrame, o espalhamento é, provavelmente, o processo predominante. Após
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algum tempo, e mediante a existência de vento forte, mar agitado e efeito das correntes, a
mancha pode ser deformada, fragmentada e dispersa.
b) Evaporação
A evaporação é o primeiro processo envolvido na remoção do óleo da
superfície da água, onde há liberação rápida dos componentes mais voláteis. A evaporação
desses compostos aumenta a densidade e viscosidade da mancha de óleo, podendo os
compostos mais pesados continuar a sofrer os outros processos de envelhecimento.
c) Emulsificação
Á medida que o óleo continua a envelhecer, e especialmente se formarem
emulsões água-óleo denominadas “mousse de chocolate”, a evaporação vai diminuindo
progressivamente.
A formação do “mousse” é um processo importante no intemperismo de
petróleo porque a emulsão água-óleo é altamente viscosa e fica aderida em areias e rochas,
difícil remoção e o tratamento desse “mousse” aumenta o impacto ambiental (THINGSTAD e
PENGERUD, 1983). A capacidade do petróleo de não sofrer intemperismo para formar
emulsões água-óleo depende da concentração da fração asfaltênica (MACKAY et al., 1973).
d) Dispersão
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A dispersão é um processo físico em que as gotículas de óleo são
transportadas a partir da superfície para a coluna de água. Essas gotículas podem ter
dimensões variáveis, sendo que as menores não voltam à superfície devido à turbulência
natural da água, difundindo-se na coluna de água.
Quanto maior for a viscosidade do produto, maior é a possibilidade de se
formarem espessas camadas de óleo na superfície da água, e assim diminuir a dispersão do
mesmo na água, ao contrário dos hidrocarbonetos menos viscosos que facilmente podem
dispersar completamente ao fim de alguns dias.
Estudos mais recentes demonstraram que a presença de quantidades
significativas de asfaltenos retardam o processo de dispersão do óleo.
e) Sedimentação
A sedimentação é promovida por materiais particulados, que consiste no
depósito dos produtos do óleo no fundo dos mares ou rios e dos sedimentos.
Parte do petróleo acaba por se sedimentar freqüentemente associado a
matéria em suspensão na coluna de água, originando um aumento do volume e
conseqüentemente o movimento descendente das partículas na coluna de água até ao fundo.
f) Dissolução
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A dissolução é o processo através do qual os hidrocarbonetos solúveis se
fragmentam em partículas pequeníssimas, misturando-se com água e originando uma massa
líquida homogênea entre ambos. A reduzida presença de hidrocarbonetos solúveis no petróleo
resulta numa baixa perda de hidrocarbonetos por dissolução, quando comparados com outros
processos.
g) Degradação
A degradação do petróleo pode ocorrer como resultado da luz solar,
oxidação fotoquímica, ou através de ação biológica, biodegradação (NICODEM et al., 1998).
FONTE: (FERNANDES, 2001)
FIGURA 5 - Comportamento de óleo derramado na água e principais processos envolvidos
22
1.4 DEGRADAÇÃO DO PETRÓLEO
O destino do óleo derramado em diferentes ambiente depende de uma série
de processos físicos, químicos e biológicos, denominados intemperismo. Os resultados do
intemperismo de petróleo são razoavelmente conhecidos como resultado de análises
ambientais, mas os processos pelos quais procedem as alterações não estão bem definidas.
A oxidação fotoquímica do petróleo é o processo químico através do qual se
dá a degradação do mesmo devido à ação da radiação do Sol, em que há transformação de
alguns componentes químicos do óleo em componentes polares através da adição de oxigênio.
Logo, o intemperismo fotoquímico ocorre por reações com oxigênio singleto e radicais livres
(GUEDES, 1998). Produtos da foto-oxidação do óleo são foto-reativos em água, ocorrendo à
degradação através da transferência de elétrons e formação de radicais livres (NICODEM et
al., 2001).
É conhecido que a irradiação solar afeta a toxidade (BONGIOVANI et al.,
1989). As superfícies de filmes de petróleo tornam-se menos tóxicas devido a perda de
hidrocarbonetos aromáticos policíclicos, porém a fração solúvel em água torna-se mais tóxica
(OSTGAARD et al., 1987).
1.4.1 Mecanismos de fotodegradação
23
0S 1S*hv
1S* 3S* (via ISC)3S* + 3O2
1O2* + 0S
O petróleo contem numerosos componentes aromáticos com absorção na
região UV e visível, presente na luz solar, incluindo muitos sensibilizadores conhecidos como
fluorenos, pirenos, naftols, entre outros. Evidências válidas suportam um mecanismo
incluindo oxigênio singleto e radicais na foto-oxidação do petróleo (LARSON e HUNT,
1978).
onde S = sensibilizador como porfirina e certos HPAs encontrados em petróleo
ISC = cruzamento entre sistemas
Genericamente as reações que envolvem os HPAs podem ser classificados
como de substituição, um átomo de hidrogênio trocado por outro elemento ou grupo, ou
adição, uma ligação dupla é desfeita, seguida ou não de eliminação, regeneração da ligação
dupla,. O processo de adição seguido de eliminação resulta em reação de substituição. Os
produtos destas reações podem, subseqüentemente, sofrer novas transformações, inclusive a
abertura de anéis, e dar origem a outras substâncias mais complexas. A Figura 6 mostra,
esquematicamente, os principais tipos de reações que ocorrem com os HPAs.
24
H
H
H
XYX
+ HY
Substituição
Adição 1,2
XY H
H
X
Y
H
H
Adição 1,4
XY
Y
X
H
H
Adição - Eliminação
H
H
XY H
H
X
Y
-XYX
H
FIGURA 6 – Principais tipos de reações que ocorrem com os HPAs (LOPES e ANDRADE, 1996).
A reação mais comum dos HPA em solução é a formação de endoperóxidos.
Por exemplo o 9,10-dimetilantraceno reage com O2 em presença de luz fornecendo o
correspondente 9,10-endoperóxido (Esquema 1).
25
CH3
H3C
CH3
H3C
hv
*
3O2
CH3
H3C
+ 1O2
CH3
H3C
OO
ESQUEMA 1 – Reação de foto-oxidação do antraceno em soluções (ASPLER et al. 1976).
A adsorção dos HPAs como potencial sensibilizador pela formação do
oxigênio singleto é precedente (FOX e OLIVE, 1979).
A fotólise ou pirólise do endoperóxido é iniciada pela quebra homolítica da
ligação O-O conduzindo a uma variedade de produtos (Esquema 2).
26
CH3HO
HO CH3
O
O
OO
HO CH2OH
O
H3C
H3C
ESQUEMA 2 – Produtos da fotólise ou termólise do endoperóxido em solução.
Ocorre uma segunda possibilidade, que é a fotodimerização de certos
poliaromáticos encontrados em petróleo bruto, praticamente os mesmos capazes de participar
das reações com oxigênio singleto. Um exemplo é reação de dimerização do antraceno
(Esquema 3). Entretanto, a formação do dímero que pode ser esperada é de pouco importância
quando a concentração dos antracenos em polipropileno simples é baixa e, quando há
reorganização da matriz polimérica ocorrendo uma redução na mobilidade das moléculas de
aromáticos polinucleares (ASPLER et al., 1976).
hv∆
ESQUEMA 3–Reação de dimerização dos HPAs de petróleo (BOUAS-LAURENT et al., 1980)
27
2 OBJETIVOS
Este trabalho teve como objetivo monitorar a fração fluorescente de petróleo
e avaliar a contribuição de processos abióticos na remoção da fase adsorvida, residual e livre
do óleo bruto no solo e na água, por um período de 14 meses após 2 anos e oito meses do
derramamento de óleo bruto na refinaria da PETROBRAS em Araucária.
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3 METODOLOGIA EXPERIMENTAL
3.3 REAGENTES E SOLVENTES
- Diclorometano da marca Nuclear, grau PA, PM 84,93 e 99,5 % de pureza;
3.4 MATERIAIS E EQUIPAMENTOS
- Erlenmeyer
- Funil de vidro
- Funil de Büchner
- Espátula
- Pote plástico
- Frasco âmbar
- Bomba de vácuo
- Balança analítica eletrônica de precisão (Gehaka BG 200)
- Mesa agitadora Tecnal TE-140
- Refrigerador da marca Brastemp
- Espectrofluorímetro Shimadzu RF-5301PC
3.5 PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL
3.5.1 Amostras de solo
29
3.5.1.1 Coleta das amostras
As coletas de amostras de solos superficiais contaminados com óleo foram
feitas a montante e a jusante do ponto de derramamento do óleo, na seguintes datas: 28 de
março e 28 de novembro de 2003, e 17 de fevereiro e 6 de maio de 2004.
Foi realizada a composição de uma amostra única a cada três pontos
coletados em uma mesma área à profundidade de até 20 cm, obtendo-se assim uma amostra
composta para cada região. As amostras foram acondicionadas em recipientes plásticos.
Foram denominadas segundo as áreas de demarcação no local dos banhados: B1, B2, B3 e
B4.
A coleta de amostras de solo com profundidade maior que 20 cm foi
realizada apenas na área do banhado 3, onde observou-se grande quantidade de óleo em fase
livre e residual. As amostras de solo subsuperficial foram coletadas de modo a obter amostras
mistas em intervalos de profundidade significativos: 20, 30, 45 e 60 cm.
Todas amostras foram armazenadas em geladeira após a coleta.
3.3.1.2 Método de extração
Inicialmente, cada amostra mista do solo contaminado foi homogeneizado e
o excesso de umidade foi removido à vácuo durante 1 hora e trinta minutos, usando funil e
30
papel filtro. Em seguida, foram tomados 30 g de solo seco em erlenmeyer de 250 mL, no qual
adicionou-se 100 mL de diclorometano.
O erlenmeyer foi levado ao agitador mecânico por uma hora a 200 rpm. O
extrato foi filtrado com papel filtro e esse foi armazenado em frasco âmbar na geladeira a
aproximadamente 5 ºC.
FIGURA 7 – Material usado na secagem do solo (à direita) e agitação mecânica (à esquerda).
3.3.1.3 Normalização de volume dos extratos de solo
Com o propósito de normalizar o volume dos extratos de solo foi feita a
adição do mesmo solvente usado na extração, isto é, diclorometano, de modo que os volumes
iniciais de todas as soluções fossem iguais a 100 mL na ocasião da análise, corrigindo assim
uma possível perda por volatilização.
3.3.1.4 Análise por espectroscopia de fluorescência
31
Espectros de emissão por fluorescência synchronous (sincronismo dos
monocromadores) foram obtidos de 250 a 800 nm para os extratos diluído em diclorometano
1:10 v/v. O intervalo entre excitação e emissão foi de 30 nm, abertura da fenda de 1,5 nm e
velocidade rápida de varredura. Foram utilizadas células de quartzo para as análises.
3.3.2 Amostras de água
3.3.2.1 Coleta das amostras
As coletas de água foram realizada nas mesmas datas descritas no item
(3.3.1.1).
As amostras de água foram coletadas na saída de separadores óleo-água com
garrafas de vidro âmbar com capacidade para 500 mL, no scraper e banhados 1 e 2. Nos
banhados 3 e 4, as amostras de água foram coletadas na superfície ou em fendas feitas na
superfície do solo. Foram coletados também amostras na margem do Rio Barigüi próximo ao
banhado 4.
Todas amostras foram armazenadas em geladeira a aproximadamente 5 ºC.
3.3.2.2 Preparo das amostras
32
Filtrou-se as amostras de água em papel filtro comum e estas foram
novamente armazenadas em geladeira a 5oC para posterior análise.
3.3.2.3 Análise por espectroscopia de fluorescência
Espectros por emissão de fluorescência synchronous (sincronismo dos
monocromadores) foram registrados de 250 a 750 nm, com intervalos de 20 nm entre
excitação e emissão, abertura da fenda de 1,5 nm e velocidade rápida de varredura. Foram
utilizadas células de quartzo para as análises.
33
4 RESULTADOS E DISCUSSÃO
4.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS
Barragens de contenção, ou trincheiras de drenagem como também podem
ser denominadas, construídas em pontos estratégicos ao longo do arroio Saldanha coletam do
subsolo a água e o óleo ali existentes. Estas trincheiras foram projetadas de acordo com a
altura da camada saturada com a água do subsolo e conforme a direção da drenagem do
mesmo, sempre construídas perpendicularmente à mesma.
A água e o óleo drenados do solo são encaminhados, através de tubos
condutores, até separadores óleo-água, dotados de elementos coalescedores denominados de
“placas ou colméia”. A água separada nos separadores, praticamente isenta de óleo, é
armazenada e serve para irrigar a área de onde foi retirada, parte segue seu fluxo para o arroio
Saldanha e passa através das barragens de contenção.
O máximo de fluorescência dos componentes do óleo residual durante o
monitoramento nos banhados são referentes à disposição destes compostos no solo quando as
coletas foram realizadas.
4.2 ANÁLISE DO EXTRATO DE SOLO
4.2.1 Solo superficial
34
A análise do extrato de solo por espectroscopia de fluorescência foi
realizada para monitorar processos físicos e químicos de intemperismo dos componentes
aromáticos do petróleo que determinam alterações na composição da fase livre, adsorvida ou
residual.
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800
Comprimento de onda (nm)
Inte
nsid
ade
rela
tiva
de fl
uore
scên
cia
ScraperB1B2B3B4
FIGURA 8 – Espectro de fluorescência dos derivados de petróleo no extrato de solo superficial (primeira coleta realizada em março de 2003).
A fluorescência nos extratos decorre da fração aromática (300 a 400 nm),
polar (400 a 450 nm) e asfalteno (450 a 650 nm) do óleo no solo (NICODEM et al., 2001). Os
picos de emissão com máximo em 680 nm correspondem à substâncias húmicas presentes na
matéria orgânica do solo (Esquema 4).
35
Os grupamentos polares dos ácidos húmicos no solo interagem com
aromáticos do óleo atuando no processo de adsorção do poluente (RICHNOW et al., 1997).
ESQUEMA 4 – nteração dos HPAs e seus derivados com substâncias húmicas do solo (RICHNOW et al., 1997).
s Figuras 7, 8, 9, 10 e 11 ilustram as intensidades relativas dos principais
componentes fluorescentes do óleo no solo do scraper e banhados 1, 2, 3 e 4 durante as
amostragens das coletas 1, 2, 3 e 4. Cada gráfico representa o comprimento de onda máximo
do intervalo de emissão característico para cada frações que compõe o óleo. O aumento ou
redução de fluorescência caracterizam a disponibilidade ou degradação de cada fração
fluorescente na superfície do solo.
OH
OH
+
R
R
HO
R
HO
HOOC
CO2
OH
OH
O
R
R
HO
O
OH
R
HO
C
O
Ácido Húmico Ácido Húmico
Ácido Húmico
I
A
36
0
5
10
15
40
Scraper B1 B2 B3 B4
Inte
ns
20
25
30
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idad
e re
lativ
a de
fluo
resc
ênci
a
Coleta 1Coleta 2Coleta 3Coleta 4
0
5
Scraper B1 B2 B3 B4
10
15
20
25
30
35
40
Inte
nsid
ade
rela
tiva
de fl
uore
scên
cia
Coleta 1Coleta 2Coleta 3Coleta 4
FIGURA 8 – Máximo do pico de fluorescência correspondente a BTEX do óleo ou derivados à 320 nm
FIGURA 9 – Máximo do pico de fluorescência correspondente a HPAs do óleo de baixa massa molecular à 360 nm
37
0
5
10
15
20
25
30
40
Scraper B1 B2 B3 B4
Inte
nsid
ade
Rel
ativ
a de
Flu
ores
cênc
ia35
Coleta 1 Coleta 2Coleta 3Coleta 4
5
10
15
20
25
30
35
40
Inte
nsid
ade
Rel
ativ
a de
Flu
ores
cênc
ia
Coleta 1C
0Scraper B1 B2 B3 B4
oleta 2Coleta 3Coleta 4
FIGURA 10 – Máximo do pico de fluorescência correspondente a HPAs do óleo de alta massa molecular à 420 nm
FIGURA 11 – Máximo do pico de fluorescência correspondente a fração polar do óleo à 450 nm
38
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Scraper B1 B2 B3 B4
Inte
nsid
ade
Rel
ativ
a de
Flu
ores
cênc
ia Coleta 1Coleta 2Coleta 3Coleta 4
leo
Considerando que o benzeno, tolueno, etil benzeno e xilenos ou derivados
são compostos de baixa massa molecular e elevada capacidade de volatilização ou
solubilização em água, podem ser facilmente e rapidamente perdidos para a atmosfera ou fase
aquosa. Isto pode explicar a intensidade relativa de fluorescência desta fração do óleo em solo
superficial nas áreas de banhado durante o período de monitoramento (figura 8).
A fluorescência a 320 nm pouco significativa quando comparada às
demais frações do óleo bruto. Durante o período de 1 ano e 2 meses, quando ocorreram as
coletas e análises de solo, observou-se sempre baixa intensidade de fluorescência
correspondente à BTEX. Não foi notada fluorescência de BTEX na área do scraper, porém
foi detectada baixa intensidade relativa destes xenobióticos nos banhados em todas as
amostragens.
FIGURA 12 – Máximo do pico de fluorescência correspondente a fração de asfalteno do óà 500 nm
á
39
óleo
foi mais intensa do que a emissão de monoaromáticos (figura 9 e 10) durante o período
nos
e
rom
com
ESQUEMA 5 – Mecanismo de oxigenação de HPAs (Aspler et al., 1976)
A fluorescência correspondente a hidrocarbonetos poliaromáticos do
monitorado na região atingida pelo vazamento. Os HPAs são mais hidrofóbicos e me
voláteis que BTEX, porém aqueles poliaromáticos de baixa massa molecular são capazes d
solubilizar em água favorecendo sua oxidação.
A redução na intensidade de fluorescência dos HPAs ou derivados no óleo
residual foi observada nos solos dos Banhados 1 e 2 durante o período monitorado pode ser
explicada através do mecanismo de fotodegradação via oxigênio singleto que leva ao
pimento da aromaticidade reduzindo assim a fluorescência correspondente a estes
ponentes, com a formação de endoperóxido proposto por Aspler e colaboradores em 1976
(esquema 5).
*
hv
3O2
+ 1O2
OO
40
Quando foi registrado o má imo do pico de fluorescência dos HPAs no
banhado 3 numa mesma coleta (figura 9 e 10), notou-se uma redução na intensidade de
fluorescência dos poliaromáticos de baixa massa molecular com considerável aumento de
emissão correspondente a HPAs de alta massa molecular. Este deslocamento da fluorescência
pode ser descrito pelo mecanismo de dimerização como proposto no esquema 6, ou ainda,
pelo aumento na concentração de componentes refratários do óleo.
x
hv/O2
ESQUEMA 6 – Mecanismo de dimerização do acenaftleno (JIANG et al., 1999).
Os HPAs de alta massa molecular devem permanecer no solo mais tempo
devido a complexidade de suas estruturas, baixa volatilidade e solubilidade em água. Porém,
no scraper, banhados 1, 2 e 4 estes componentes do óleo foram removidos da superfície do
solo durante o período monitorado.
A redução de fluorescência da fração aromática polar do óleo no solo
coletado no scraper e nos banhados 1, 2 e 4 durante o período de monitoramento (figura 11),
com exceção novamente do que ocorre no solo do banhado 3, deve-se ao fato de que esta
fração rica em nitrogênio, oxigênio e principalmente enxofre, é facilmente oxidada no
ambiente, permanecendo na superfície por um curto período de tempo.
41
O OH
ESQUEMA 7 – Processo de oxidação de tiociclanos (BURWOOD e SPEERS, 1974)
ia da luz visível e no infravermelho próximo,
o que dificulta ainda mais sua degradação. A partir de 500 nm atribui-se a fluorescência de
monitoramento nos solos do scraper e áreas de banhado (figura 12), com exceção do banhado
A fluorescência de todas as fração do óleo no banhado 3 aumenta
persistindo após 3 anos e 10 meses transcorridos do acidente com vazamento de petróleo
O asfalteno de petróleo, apesar de ser menos abundante nos óleos brutos, é
uma fração que possui alto peso molecular, rica em aromáticos, heteroátomos e metais,
portanto sua complexidade torna esta fração a mais recalcitrante no ambiente. O asfalteno de
petróleo possui emissão na região de baixa energ
petróleo principalmente a esta fração. Porém, seguindo a mesma tendência das demais frações
do óleo bruto, a fluorescência do asfalteno foi quase sempre reduzida durante o período de
B3.
S S
O
+
OH
+
OH
S
hv/O2
ãoAuto-oxidaç hidrocarbono
O
S
De
FenolÁlcool
Compostos carbonílicos
com
çã
Éter Dissolução aquosa
posi
o
42
-5
0
5
15
20
25
30
35
40
250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800
Comprimento de onda (nm)
Ina
aa
10
tens
idde
rel
tiva
de fl
uore
scên
ci
20cm 30 cm 45 cm >60cm
bruto na REPAR/PETROBRAS. O aumento progressivo na fluorescência de todas as frações
do óleo na cama
monitorados l do solo ocorra
uma m taminantes
de água no solo
também pode acelerar o canismos, como a
ente removidos através do
sistem
4.2.2 Solo subsuperficial
FIGURA 13 – Espectros de fluorescência dos derivados de petróleo no extrato de solo subsuperficial no Banhado 3 (quarta coleta realizada em maio de 2004)
da superficial do solo no banhado 3 durante o período monitorado. Pode ser
justificado pela presença do lençol freático muito próximo da superfície em todos os pontos
no banhado 3, permitindo assim, que através da lavagem natura
obilização da fase residual do óleo aumentando a quantidade de con
extraídos, devido ao elevado gradiente hidráulico na região. O grande volume
processo de dissolução, bem como de outros me
desorção dos poluentes, os quais mobilizados podem ser facilm
a hidráulico já existente na região.
43
Foram detectados compostos do tipo BTEX (benzeno, tolueno, etilbenzeno
e xileno), λmáx = 350 nm, em 30 e 45 cm de profundidade. O benzeno é um dos
hidrocarbonetos monoaromático mais difíceis de degradação, a deslocalização de elétrons
estabiliza as ligações carbono-carbono, tornando-os persistentes no ambiente (ZAMORA et
al., 2004).
ados.
abe-se também que, os hidrocarbonetos do petróleo são poluentes
hidrofóbicos e tendem a ficar sorvidos na matriz do solo, diminuindo assim sua
4.3
onentes aromáticos do óleo dissolvidos na água recolhida na saída dos
separadores. No entanto, traços de HPAs foram detectados na água retida no solo.
Amostradas de água nas margens do Rio Barigüi próximo ao banhado 4,
também não indicaram a presença de derivados aromáticos do petróleo.
A presença de HPAs, fração polar e asfalteno do óleo ocorre de modo
acentuado nas camadas mais profundas do solo. A fração asfaltênica fez-se principalmente
presente a 60 cm de profundidade, a isso atribuiu-se o fato que o óleo residual, em
concentração elevada, não sofre ação da luz solar logo não são foto-oxid
S
disponibilidade aos microorganismos e, conseqüentemente, limitando sua biodegradação
(RAIMUNDO, 2001).
ANÁLISE DA ÁGUA
Analisando os espectros de fluorescência da figura 14, pode-se observar a
ausência de comp
44
250 300 350 400 450 500 550 600
Comprimento de onda (nm)
Inte
nsi
ade
rat
iva
e flu
osc
ênci
del
dre
aScraper B1 B2 B3B4 Barigui
FIGURA 14 – Espectro de fluorescência dos derivados de petróleo na água (primeira coleta
Nesta área o lençol freático aflora visivelmente no solo, possibilitando que a
fase adsorvida ou residual do óleo no solo passe para fase livre e parte desta torna-se solúvel
em água, facilitando tanto os processos bióticos como os abióticos de degradação dos
componentes do óleo.
realizada em março de 2003).
A presença de aromáticos na água recolhida no banhado 3 é coincidente
com o aumento de fluorescência em solo superficial coletado nesta mesma área durante o
período de monitoramento.
45
5 CONCLUSÃO
O óleo residual na camada superficial do solo encontra-se em processos de
remoção e degradação. Nas camadas subsuperficiais, no entanto, mesmo as frações mais leves
do óleo sob intemperismo ainda são observadas, demonstrando que a ausência de luz
desfavorece o processo de degradação, colaborando para a persistência de componentes do
óleo no ambiente.
A água coletada nos separadores óleo-água não indicaram a presença de
componentes aromáticos do óleo. Entretanto, a água quando coletada diretamente na
superfície do solo, durante o período de monitoramento, observou-se a presença de compostos
aromáticos, provavelmente polares, durante o processo de degradação do óleo residual do
solo, os quais migraram para a água e foram dissolvidos. Embora as águas naturais que
irrigam e percolam na região de banhados, em sua maioria, estão livres de derivados do óleo
ado, alguns pontos, principalmente, na superfície e subsuperfície do solo no banhado 3
foram detectados derivados aromáticos.
derram
46
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