Síntese de novas 3,4-diidropirimidin-2(1H)-onas graxas e estudo da atividade antitumoral

Neste trabalho foi realizada a síntese de novas 3,4-diidropirimidinonas funcionalizadas com diferentes cadeias graxas. Para a síntese destes compostos os β-cetoésteres graxos foram obtidos a partir da transesterificação do acetoacetato de metila na presença dos álcoois palmítico (2a), esteárico (2b) e oleico (2c), utilizando como catalisador I2 e ácido sulfâmico (NH3SO3). Os compostos foram obtidos com rendimentos de 97%, 90% e 60%, respectivamente. Após, a reação multicomponente de Biginelli foi realizada na presença de InCl3 utilizando os β- cetoésteres graxos 3a-c, os aldeídos aromáticos, benzaldeído, 3-hidroxi benzaldeído e 4-dimetilaminobenzaldeído, na presença de uréia ou tiouréia, levando às 3,4- diidropirimidinonas graxas 5-substituídas 6-11a-c em rendimentos que variaram entre 60–94%. Todos os compostos, ainda inéditos na literatura, foram caracterizados por espectroscopia de infravermelho (IV) e ressonância magnética nuclear de hidrogênio (RMN ¹H) e carbono (RMN ¹³C). A análise do efeito das novas 3,4-diidropirimidin-2(1H)-onas graxas pelo método do MTT na linhagem de glioma C6 rato e UG-138 humana demonstrou uma maior diminuição da viabilidade celular para os compostos graxos contendo as cadeias palmítica e oleica derivados da tiouréia e do 3-hidroxi benzaldeído, respectivamente. Comportamento semelhante foi observado para os compostos contendo as cadeias palmítica e oleica, porém derivados da uréia. Uma diminuição significativa da viabilidade celular, porém em menor grau, foi observada para os compostos graxos contendo as cadeias palmítica e oleica derivados da uréia e do benzaldeído. Os resultados mostraram até o momento que os derivados graxos contendo a cadeia oleica na posição 5 do anel diidropirimídinico derivado do 3- hidroxi benzaldeído e da tiouréia apresentaram maior atividade na diminuição da viabilidade celular de linhagem de glioma.

Síntese, estudos fotofísicos e imageamento celular de peptóides-cumarínicos fluorescentes baseados em Reações de Ugi

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Instituto de Química, Programa de Pós-Graduação em Química, 2016.

Análise paramétrica da simulação composicional do processo de Drenagem Gravitacional Assistida por Gás (GAGD)

In Brazil and around the world, oil companies are looking for, and expected development of new technologies and processes that can increase the oil recovery factor in mature reservoirs, in a simple and inexpensive way. So, the latest research has developed a new process called Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) which was classified as a gas injection IOR. The process, which is undergoing pilot testing in the field, is being extensively studied through physical scale models and core-floods laboratory, due to high oil recoveries in relation to other gas injection IOR. This process consists of injecting gas at the top of a reservoir through horizontal or vertical injector wells and displacing the oil, taking advantage of natural gravity segregation of fluids, to a horizontal producer well placed at the bottom of the reservoir. To study this process it was modeled a homogeneous reservoir and a model of multi-component fluid with characteristics similar to light oil Brazilian fields through a compositional simulator, to optimize the operational parameters. The model of the process was simulated in GEM (CMG, 2009.10). The operational parameters studied were the gas injection rate, the type of gas injection, the location of the injector and production well. We also studied the presence of water drive in the process. The results showed that the maximum vertical spacing between the two wells, caused the maximum recovery of oil in GAGD. Also, it was found that the largest flow injection, it obtained the largest recovery factors. This parameter controls the speed of the front of the gas injected and determined if the gravitational force dominates or not the process in the recovery of oil. Natural gas had better performance than CO2 and that the presence of aquifer in the reservoir was less influential in the process. In economic analysis found that by injecting natural gas is obtained more economically beneficial than CO2