Águas Produzidas DE PETRÓLEO:

origem e técnicas de tratamento.

Professora: Magna Angélica dos Santos Bezerra Sousa

Sumário

• O que são?

• Petróleo e Caracterísitcas dos Reservatórios

• Mecanismos de produção de petróleo: influxo e injeção de água

• Eficiência de varrido

• Águas produzidas são um produto?

• Características : gerais, Brasil, RNCE (composição, volumes produzidos)

• Comportamento termodinâmico e físico-químico

• O que fazer? Legislação

• Técnicas de Tratamento

• Disposição

• Horizontes - fechamento

Glossário

RGO - Razão Gás/Óleo – quociente entre as vazões de gás e de óleo.

RAO – Razão Água/Óleo – quociente entre as vazões de água e de óleo.

Cut de Água – quociente entre a vazão de água e a soma das vazões de óleo e

água

BSW – Basic Sediments Water - quociente entre a vazão de água mais

sedimentos e a vazão de óleo, água e sedimentos.

Volume original – quantidade de fluido na época da descoberta do reservatório.

Volume recuperável – o volume que efetivamente poderá ser produzido.

Fator de recuperação – quociente entre o volume recuperável e o volume

original.

Offshore – produção de petróleo em mar

Onshore – produção de petróleo em terra

Upstream – indústria petrolífera que envolve da pesquisa a produção de

petróleo.

Águas Produzida (AP) ou de Água de

Produção de Petróleo

O que são águas produzidas?

Toda água carreada junto com o óleo durante a produção de petróleo. Mas, e de onde vem essa água?

Produção de Petróleo

O petróleo é uma mistura complexa de hidrocarbonetos e

compostos orgânicos de oxigênio, enxofre e nitrogênio,

além de metais.

As características do petróleo são função do reservatório

de onde o mesmo é produzido.

O petróleo se encontra nos poros das rochas.

Características dos Reservatório

Rochas – as formações mais propensas a acumulação de

petróleo são os arenitos e calcários, que são formações

porosas.

Poros – os poros das rochas precisam ser permeáveis, ou

seja, interconectados para que seja possível a produção de

petróleo

As formações rochosas são, em geral, permeadas por

fluidos como água e petróleo.

O volume poroso da rocha-reservatório é ocupado pelos

fluidos: água, óleo e gás, o percentual de cada fluido no

volume poroso é definido como a saturação do fluido.

As saturações de cada um dos fluidos são dadas pelas

equações abaixo:

Em que são as saturações de óleo, gás e água;

E são o volume poroso e os volumes de óleo, água e

gás.

o – óleo, g – gás e w – água.

A água salina já saturava os poros das rochas quando o

petróleo migrou e chegou até lá. Devido a diferença de

densidade, o petróleo sobe e a água fica localizada abaixo.

Água Conata ou de Formação

A saturação de água que o reservatório apresenta ao ser

descoberto é função da água conata.

Essa água que se encontra nos poros da rocha reservatório

é denominada água conata ou de formação.

Mecanismos de Produção de Petróleo

Para que os fluidos contidos nos poros das rochas sejam

produzidos é necessária uma quantidade mínima de

energia. Além disso, outro material deve substituir o

espaço poroso ocupado anteriormente pelo fluido.

Na produção de petróleo ocorre:

Descompressão (expansão)

Deslocamento de um fluido por outro (geralemente água do

aquífero)

Mecanismos de Produção de Petróleo

Gás em solução

Figura 4: mecanismo gás em solução – Fonte: Rosa,

Carvalho e Xavier, 2006.

Capa de Gás

Figura 6: mecanismo de capa de gás - Fonte:

Rosa, Carvalho e Xavier, 2006.

Influxo de Água – a maior parte dos reservatórios brasileiros utilizam o

influxo ou a injeção de água para repor o espaço poroso deixado pelo

óleo produzido (Corrêa, 2006)

Figura 8 : mecanismo de produção por influxo de água -

Fonte: Rosa, Carvalho e Xavier, 2006.

Os reservatórios que operam sobre influxo de água, além

de terem RAO crescentes podem ser acometidos da

formação do cone de água e ainda de fingers ou fingering

(dedos), devido uma elevada mobilidade de água em

relação a mobilidade óleo

Formação de cone de água e fingering – fonte: Thomas, 2004

Métodos de Recuperação Secundária

de Produção de Petróleo – Métodos

convencionais.

Opções: aumentar a energia do reservatório (injeção de

fluidos) e redução das resistências viscosas e ou capilares

Injeção de fluidos: métodos imiscíveis

Injeção de gás

Injeção de água – a água pode ser usada para aumentar a

recuperação do petróleo. Esse é o método de recuperação

secundária mais usado no mundo.

A água de injeção deve ser quimicamente compatível com

a água de formação.

As configurações de injeção podem ser as mais diversas:

injeção periférica e ainda em malhas.

Mecanismos Avançados de Produção

de Petróleo – Recuperação Avançada

Métodos térmicos: injeção de água quente e

injeção de vapor.

Aditivos: polímeros, surfactantes, solução micelar,

solução alcalina

Eficiência de Varrido

Os métodos que usam água, seja na forma líquida seja na

forma de vapor, “varrem” o óleo em direção aos poços

produtores.

Essa frente de fluido deslocante pode apresentar, em

certos momentos, uma mobilidade de água maior que de

óleo, instante em que ocorre o “breakthrough”, que é o

avanço da água na zona de óleo.

Além do aumento crescente da RAO, o reservatório fica

com zonas “mortas”, onde o óleo não foi produzido.

A água sempre está presente nos reservatórios, entretanto,

a existência da água no reservatório não implica em

produção ou deslocamento da água até o poço no início de

sua vida produtiva.

Para que a água se desloque e seja produzida é

necessário que a saturação de água ultrapasse um valor

mínimo.

Essas considerações são válidas para o início da vida

produtiva, após o breakthrough, a produção de água não

para mais.

As Águas Produzidas são um

produto?

As águas produzidas são consideradas como um

subproduto da produção de petróleo.

Entretanto, pela características são um efluente da

indústria do petróleo e como tal devem ser tratadas e

descartadas.

Características Gerais: Volumes

produzidos

Mundo – só na China são produzidos 50 milhões de ton de

água produzida por ano (Yi et. al, 2012).

Estima-se, dados de 2009 (Ahmadum, 2009), que são

produzidos diariamente 250 milhões de barris de água de

produção para 80 milhões de barris por dia de óleo.

Brasil – só no ano de 1998 foram produzidos 9,3 x 106 m3

de água de produção na Bacia de Campos (maior produtor

nacional de petróleo.

RNCE – os volumes de água produzida na UN-RNCE já

ultrapassavam os 80 m3/d no ano 2002.

Fatores que afetam a produção

de AP Método de perfuração: um poço horizontal pode produzir

água em maior taxa de um poço vertical.

Em reservatórios homogêneos, o uso de poços horizontais

reduz a produção de água.

Tipos de completação: método de poço aberto evita a

perfuração em zonas de água. Por outro lado, o método de

completação perfurada oferece maior controle, devido a

possibilidade de teste entre os intervalos de perfuração.

O amadurecimento do campo produtor leva a necessidade

de perfuração em zona mais profundas, aumentando a

produção de água.

.

Elevação do contato água/óleo em função do mecanismo do

reservatório

Tecnologias de separação de água: utilização de polímeros para

gelificação de zonas e diminuição da permeabilidade relativa a

água.

Água de injeção para aumentar a recuperação de petróleo. É

necessário cada vez mais de injeção para manter os níveis de

produção, aumentando assim os volumes de água produzida.

Problemas mecânicos devido a corrosão ou ainda por fluxos e

pressão excessiva pode permitir

fluidos do reservatório indesejados.

Falhas na cimentação primária ou furos no revestimento

Comunicações subterrâneas: problemas de comunicações

subterrâneas acontecem perto dos poços ou reservatórios

podem gerar aumento da água produzida.

Entre os problemas de reservatório tem-se os cones de

água, canalização através de zonas de permeabilidade da

água, problemas de fraturamento de

zonas produtoras.

Composição das Águas Produzidas

As águas produzidas são um efluente complexo de

composição variável em função das características do

reservatório produtor.

Apesar dessa variabilidade, as águas produzidas sempre

têm óleo – livre, microemulsionado e dissolvido, Sólidos

Suspensos, Sais, Metais pesados, Radionuclídeos,

Microorganismos.

TDS – os reservatórios portadores de petróleo tem na

composição das rochas muitos sais e substâncias solúveis

em água, dessa forma as águas de produção apresentam

altos valores de TDS, principalmente as de locações

offshore.

Óleo livre ou disperso – os hidrocarbonetos presentes no

petróleo são praticamente insolúveis em água, de modo que

parte do óleo produzido fica livre ou disperso na água produzida.

Os HPAs tem a tendência a ficar disperso nas águas produzidas.

Microemulsionado – devido as condições de pressão e

temperatura a maior parte do óleo na água produzida se

encontra em gotículas de microemulsão.

Óleo dissolvido – os composto polares presentes no óleo são

solúveis em água e encontram-se dissolvidos na água

produzida. Entre esses compostos estão ácidos orgânicos como

ácido fórmico e propiônico. Fenóis e o grupo BTEX também

apresentam solubilidade em água e são de difícil remoção.

Sólidos Suspensos – além dos sólidos solúveis, a água

também pode carrear sólidos insolúveis, como areia, argila

ou ainda sais insolúveis como o sulfato de bário.

Metais – as formações rochosas contém metais que são

carregados pela água produzida. Os tipos de metais

presentes variam de acordo com as características de cada

campo produtor, como idade e geologia. Entre os metais

pesados encontram-se Pb, Cd, V, Mn, Hg, Zn, Fe, Cr, Cu.

Os cátions e ânions presentes conferem salinidade e

possibilidade precipitação (Ba+). Encontram-se Na, K, Ca,

Mg, Ba, Sr, Fe, Cl, SO4, CO3, HCO3.

Radionuclídeos – a água produzida também pode ter em

sua composição minerais radioativos naturais como 226Ra, 228Ra.

Microorganismos - as águas produzidas também carreiam

microorganismos presentes no reservatório, alguns desses

são bactérias anaeróbias e redutoras de sulfatos, fungos e

algas. Os microorganismos tem sido usado em pesquisas

para produção de biosurfactantes e biodegradabilidade das

águas..

Aditivos químicos – surfactantes, polímeros, entre outros.

Gases dissolvidos – as águas produzidas têm gases

dissolvidos como H2S, CO2 e O2.

Valores dos parâmetros em águas produzidas

Parâmetros

físico-químicos

Valores

médios de

águas

produzidas no

mundo 1

Mar do Norte

(Puntervold e

Austad, 2008)

Bacia de Shengli

–China, onshore

(Lu et. al, 2006)

Bacia de Campos

(Campos, 2000 e

Campos et al., 2002)

UN-RNCE

pH 7,0 6,8 7,68

Cloretos (mg/L

Cl-)

190.000 37.736 2910 45380

STD (mg/L) 310.000 64.960 80640 150.000

TOC (mg/L) 38.000 550

DQO (mg/L) 120.000 285,5 2100

DBO (mg/L) 2870 695

TOG (mg/L) 60 150 81,43 218 >10012

1 Fillo e Evans (1990) apud Fakhru’l-Razi (2009), 2Silva, 2002

Comportamento químico e

termodinâmico

As águas produzidas são bastante corrosivas e

incrustantes.

Pode-se supor a água de produção como uma pseudo-

solução e aplicar suas teorias, admitindo-se uma solução

de sal + óleo + água.

O óleo presente na água produzida tende aumentar sua

pressão de vapor, enquanto o sal promove o efeito inverso.

No balanço entre os dois efeitos pode-se ter uma pseudo-

solução com temperatura de ebulição maior que a da água

pura ou menor.

Toxicidade das águas produzidas

Dos elementos comumente encontrados em águas

produzidas, os metais pesados e os grupos aromáticos

(BTEX, PAHs) são os que apresentam maior potencial de

toxidade ao meio ambiente, seja a biota marinha seja aos

ecossistemas envolvidos no processo.

Os metais pesados têm efeito bioacumulativo, de modo que

além do efeito de toxidade local pode se bioacumular e

trazer efeitos nocivos aos seres humanos.

O que fazer?

Legislação

Cada país define os valores máximos permitidos para cada

um dos parâmetros como TOG, TDS, metais, OD,

temperatura, para descarte.

Na Austrália o limite de TOG é de 30 mg/L (valor médio)

podendo atingir um valor máximo instantâneo de 50 mg/L.

Nos EUA, os limites são 29 mg/L e 42 mg/L (USEPA)

China, 10 mg/L de TOG e 100 mg/L para DQO (dados

Ahmadum, 2009)

Resolução CONAMA 357 e as alterações pelas resoluções

393/2007 e 430/2011.

RESOLUÇÕES CONAMA

357/2005

393/2007

430/2011

Técnicas de Tratamento –

Processamento Primário de Fluidos

O processamento primário visa a separação dos fluidos

produzidos no poço para obtenção do óleo e ou gás.

O petróleo é o interesse econômico do processamento

primário, a água que é separada do óleo carreia consigo

impurezas em suspensão.

As plantas de processamento primário podem ser simples

ou complexas a depender das características dos fluidos,

da localização (onshore/offshore) e dos interesses

econômicos

A técnica de tratamento para águas produzidas é escolhida

em função dos custos, da região produtora, da legislação

local e qualidade requerida para água.

O tratamento da água produzida visa a redução

TOG,remoção de orgânicos solúveis, sólidos suspensos,

gases, sais,dureza, metais pesados, turbidez e sólidos, de

modo a deixar o efluente dentro dos padrões de

lançamento estabelecidos na legislação.

As técnicas de tratamento podem ser as convencionais, no

caso de água produzidas, processos físico-químicos para

redução do óleo.

Tratamento de Efluentes

Tratamentos Biológicos – os tratamentos biológicos são os

mais simples e de menor custo, além de apresentarem o

processo mais sustentável. Configuram-se pelo consumo

de carga orgânica por microorganismos que, após uma

sequencia de metabolizações transformam longas cadeias

carbônicas em CO2 , água, metano (tratamentos

anaeróbios).

Tratamentos Convencionais

O tipo de tratamento e a sofisticação do tratamento que a

água produzida vai receber é função da legislação e

também o espaço disponível para efetuá-lo.

As águas de produção apresentam alta complexidade e

variabilidade, de modo que exigem flexibilidade do

processo de tratamento.

As plataformas marítimas são plantas industriais em

espaço reduzido e ambiente hostil de modo que os

processos de tratamento têm que ser compactos e de

modo geral, a água produzida é tratada e descartado, via

tubo de despejo no mar.

Tratamentos de Águas Produzidas

Físico-químicos – desgaseificação, separador água-óleo,

emissário.

Hidrociclone – utiliza um campo centrífugo para separação.

Flotação - técnica de separação de partículas sólidas ou

óleos e graxas de uma fase líquida. Consiste na introdução

de pequenas bolhas de ar na fase líquida, de modo a

provocar um fluxo ascendente dos sólidos ou óleos com o

ar (decantação invertida), geralmente associada a

aplicação de tensoativos, a uma suspensão de partículas.

A flotação juntamente com os hidrociclones são os

processos de separação água/óleo mais usados na

indústria do petróleo. (MDIF)

Evaporação – utiliza as diferenças de volatilidade das

substâncias para realizar a separação. O principal efeito

dos processos de evaporação é a remoção do sal. A

evaporação pode ser acompanhada de destilação ou não.

Tratamentos por membranas

Osmose reversa – a água é forçada a atravessar uma

membrana que separa uma solução de baixa salinidade e

alta salinidade.

Ultrafiltração – Yi et. al, 2012, Ahmadun et. al, 2009

Processos oxidativos avançados – Foto-Fenton – utilizam a

radiação UV e reação radicalar. Podem utilizar sítios

metálicos para melhorar o processo de mineralização da

matéria orgânica.

Precipitação química – coagulação e floculação podem ser

usadas para remover partículas sólidos coloidais

Adsorção – algumas substâncias tem propriedade

adsorvente. O carvão ativado adsorve compostos

orgânicos e pode ser regenerado.

Troca iônica - consiste em passar o efluente por colunas

catiônicas de sódio suportado em uma zeólita, por

exemplo. A zeólita, composta geralmente por silicatos de

alumínio e sódio faz uma troca com a água libera o sódio e

incorpora o cálcio. No caso das águas produzidas pode-se

utilizar um recheio de hidrofóbico suportados nas zeólitas

de modo a adsorver compostos orgânicos dissolvidos.

Tratamentos Biológicos – os tratamentos biológicos são os

mais desejáveis devido oferecem os menores custos e

mineralização da carga poluente. Entretanto, no caso de

águas produzidas existem algumas limitações como a

salinidade elevada e a alta toxidade. As águas produzidas

têm baixa biodegradabilidade. Apesar desse fato, existem

proposições para tratamento biológico de águas

produzidas, aeróbios(como lodos ativados) e até

anaeróbios. Em alguns casos sugere-se um sistema

híbrido: físico-químico-biológico.

Resumo das técnicas - comparação

Tratamento Vantagens Desvantagens

Hidrociclone Compactos e com

alta eficiência

Pode necessitar

energia para

pressurização na

entrada, altos custos

de manutenção

Flotação Alta eficiência, fácil

operação

Necessidade de

grande quantidade de

ar

Adaptado de Ahmadun (2009)

Tratamento Vantagens Desvantagens Resíduos

Evaporação Alta qualidade da

água tratada

Alto consumo de

energia,

gerenciamento dos

sólidos

“lodos” – resíduo

sólidos

Ultrafiltração Compacto Alto consumo de

energia, inscrutação

Resíduos sólidos

Osmose Reversa Compacto,

remoção de sais

monovalentes

Alto consumo de

energia, incrustação

Resíduos sólidos

Lodos ativados Barato, tecnologia

limpa

Necessidade de

oxigênio e de

grandes dimensões

para o filtro

Tratamento Vantagens Desvantagens

POA’s Mineralização

completa, consegue

degradar substâncias

difíceis como fenóis

Geralmente apresentam

limitações em efluentes

salinos

Disposição

De modo geral, a disposição de água produzidas se dar por

re-injeção ou mar via emissário submarino.

A disposição final das águas produzidas incluem ainda

disposição em águas superficiais (Woodall et. al, 2001,

Woodall et. al, 2003

Para realidade brasileira, de acordo com Souza e Furtado

(2006), a opção mais utilizada, na época de publicação do

artigo, nas unidades da Petrobras para destino de águas é

o descarte, seja em superfície no oceano, seja em

subsuperfície em formações não produtoras.

Entretanto, devido os altos volumes produzidos, os custos

inerentes ao tratamento, a escassez de água e os

possíveis efeitos deletérios aos reservatórios e fauna e

flora marinhas, tem procurado desenvolver técnicas para

reuso de água produzidas tratadas.

no RN já existem ações para reuso de água de produção

(Gabardo, 2007). Na região do semi-árido existem projetos

pioneiros para uso de água de produção tratada na

irrigação de mamonas, para produção de biodiesel, e se

prevê como próximos passos à irrigação de helicônias.

No campo da Fazenda Belém, no Ceará, desse efluente

tratado tem sido usado para geração de vapor

Conclusão

Os cenários da indústria petrolífera não apontam para

diminuição ou estabilização dos volumes de água

produzidas.

Independente do compromisso em tratar os efluentes, as

indústrias têm sido chamadas para minimização da

produção de seus resíduos e isso também deve valer para

as indústrias petrolíferas.

Nessa esteira, devem ser investidos recursos para o

desenvolvimentode tecnologias que minimizem a produção

de água juntamente com o petróleo.

Figura 02: detalhe do poro de uma rocha –

reproduzido de Rosa, Carvalho e Xavier, 2006

Figura 01: detalhe de um reservatório de petróleo

Figura 05: curvas de pressão e razão gás/óleo - Fonte: Rosa,

Carvalho e Xavier, 2006.

Figura 07: curvas pressão e razão gás/óleo para

mecanismo de capa de gás - Fonte: Rosa, Carvalho e

Xavier, 2006.

Figura 09: curvas pressão e razão gás/óleo mecanismo

influxo de água

Figura 11 : influxo de água em 3D - Fonte: Rosa,

Carvalho e Xavier, 2006.

Figura 12: esquema de produção de petróleo por injeção de vapor

Figura 13: sistema de injeção de água pela base

Figura 14 : sistema de injeção em malhas -

Fonte: Rosa, Carvalho e Xavier, 2006.

Fonte: http://www.dgeg.pt/dpep/pt/history_pt.htm

Figura 03: testemunho de rocha reservatório

Figura: microfotografia de uma rocha-reservatório contendo óleo.

Fonte: Thomas et. al, 2004

óleo

quartzo

Feldspato

argila mica

carbonato

Fluxograma do processamento primário dos fluidos produzidos

Fluxograma simplificado tratamento de águas produzidas

Funcionamento de um hidrociclone – Fonte: Thomas, 2004.

Esquema de tratamento de água em plataformas marítimas

Fonte: Thomas et. al, 2004

Coluna de Flotação e material flotado em tanque

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