universidade estadual de feira de santana departamento de ...civil.uefs.br/documentos/edwardo...
TRANSCRIPT
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE FEIRA DE SANTANA DEPARTAMENTO DE TECNOLOGIA
Bacharelado em Engenharia Civil
ÁGUA PRODUZIDA UTILIZADA NA REINJEÇÃO DE POÇOS NA
RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA DE PETRÓLEO – UMA DISCUSSÃO
SOBRE OS PARÃMETROS DE QUALIDADE APÓS O
TRATAMENTO
Edward Kennedy Ramos Pessoa
FEIRA DE SANTANA
2009
Edward Kennedy Ramos Pessoa
ÁGUA PRODUZIDA UTILIZADA NA REINJEÇÃO DE POÇOS NA
RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA DE PETRÓLEO – UMA DISCUSSÃO
SOBRE OS PARÃMETROS DE QUALIDADE APÓS O
TRATAMENTO
Monografia apresentada ao Departamento de
Tecnologia da Universidade Estadual de
Feira de Santana como exigência parcial
para obtenção do título de Bacharel em
Engenharia Civil.
ORIENTADORA
Prof.ª Dr.ª Sandra Maria Furiam Dias
CO-ORIENTADORA
Prof.ª Dr.ª Selma Cristina da Silva
FEIRA DE SANTANA
2009
EXAME DE MONOGRAFIA
PESSOA, E. K. R. ÁGUA PRODUZIDA UTILIZADA NA REINJEÇÃO DE POÇOS NA
RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA DE PETRÓLEO – UMA DISCUSSÃO SOBRE OS
PARÃMETROS DE QUALIDADE APÓS O TRATAMENTO. Monografia de Graduação.
Feira de Santana: UEFS, 2009. 77 fls. Mimeo.
BANCA EXAMINADORA:
______________________________________________
Prof.ª Dr.ª Sandra Maria Furiam Dias
(Departamento de Tecnologia/ UEFS)
Orientadora
______________________________________________
Prof.ª Dr.ª Selma Cristina da Silva
(Departamento de Tecnologia/ UEFS)
Co-orientadora e Membro
______________________________________________
Prof.ª Drª. Maria do Socorro Costa Mateus
(Departamento de Tecnologia/ UEFS)
Membro
Situação/nota:
Em: _____ / _____ / 2009.
Dedico este trabalho aos meus familiares e
amigos que torcem pela minha felicidade. Aos
meus queridos pais, por tudo o que eles
sempre fizeram e fazem por mim.
RESUMO
Esta pesquisa fundamentou-se na qualidade da água produzida na extração de petróleo e
suas conseqüências na injeção nos próprios reservatórios e buscou analisar os parâmetros
desta água tratada injetada em poços com a finalidade da recuperação secundária. Para
tanto foram coletadas dados de amostras em uma estação de tratamento de água para
injeção e também foi descrito o processo utilizado no tratamento com a finalidade de
verificar quais são os parâmetros de qualidade que ainda podem ser melhorados segundo
valores de referência. Em visita técnica realizada em uma estação de tratamento de água, na
qual 100% da água produzida e tratada é reinjetada no reservatório para recuperação
secundária, foram coletados dados de três amostras de água tratada. Os valores dos
parâmetros de qualidade obtidos em estudo para especificação da água injetada no projeto
de injeção elaborado pela Petrobras da estação relacionada não foram divulgados por
motivos de segurança de informação. Por esta razão foram utilizados dados de referência
retirados de bibliografias para ser feito a análise da adequação das amostras. Os resultados
revelam não conformidade em três dos nove parâmetros nas amostras analisadas, podendo
apontar para o fato de que o tratamento utilizado pode estar sendo insuficiente. A injeção é
efetuada para pressurizar o reservatório atenuando a perda de energia causada pela
produção de petróleo. A escolha da água produzida para ser usada no método de
recuperação secundária é motivada por alguns critérios, entre eles estão a abundância no
volume produzido, a crescente preocupação ambiental na disposição final de um resíduo
com elevado teor de toxicidade, e sua propriedade de semelhança com os fluidos da
formação que diminui bastante os efeitos negativos causados pela injeção. Assim, este
trabalho apresenta um estudo sobre os danos causados pela injeção de água produzida com
qualidade inadequada, buscando os fatores mais relevantes.
Palavras-chave: injeção de água produzida; danos; qualidade da água; amostra de água
tratada.
RESUMEN
Esta investigación fundamentada en la cualidad del agua y sus consecuencias en la
inyección en reservados de petróleo, busca analizar los parámetros de esta agua tratada,
inyectada en pozos con la finalidad de la recuperación secundaria a través de muestras
colectadas en una estación de tratamiento de agua para inyección, y describir la planta de
proceso, intentando verificar cuales son los parámetros de cualidad que aún pueden
quedarse mejores según valores de referencia. La inyección es efectuada para presionar el
reservado, atenuando la pérdida de energía causada por la producción de petróleo. La
elección del agua producida para ser usada en el método de recuperación secundaria es
motivada por algunos criterios, entre ellos están la abundancia en el volumen producido, la
creciente preocupación ambiental en la disposición final de un residuo con alto tenor de
toxicidad, y su propiedad de semejanza con los fluidos de la formación que disminuye
bastante los efectos negativos causados por la inyección. Así, este trabajo presenta un
estudio sobre los daños causados por la inyección de agua producida con cualidad
inadecuada, buscando los factores más relevantes para esto. En estudio de caso, fue hecha
una visita técnica en una estación de tratamiento de agua producida, donde 100% del fluido
producido y tratado es reinyectado en el reservado para la recuperación secundaria, y
ocurrió una colectación de datos de tres muestras de agua tratada. Los valores de los
parámetros de cualidad, encontrados en estudio para especificación del agua inyectada de la
estación seleccionada, no fueron divulgados por motivo de seguridad. Por eso, fueron
usados datos de referencia sacados de bibliografías para ser hecho el análisis de la
adecuación de las muestras. Los resultados revelan que no hay conformidad en tres de los
nueve parámetros en relación a las muestras analizadas, señalando que el tratamiento
utilizado puede estar siendo insuficiente.
Palabras-clave: recuperación secundaria; inyección de agua producida; daños; cualidad del
agua; muestras de agua tratada.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Porosidade da rocha
Figura 2. Permeabilidade da rocha
Figura 3. A permeabilidade segundo a lei de Darcy
Figura 4. Saturação dos fluidos da rocha
Figura 5. Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarbonetos
Figura 6. Mecanismo de gás em solução
Figura 7. Mecanismo capa de gás
Figura 8. Mecanismo de Influxo de Água
Figura 9. Diagrama Fator de Recuperação
Figura 10. Mecanismo de água injetada
Figura 11. Mecanismo de varredura
Figura 12. Injeção acima da pressão de fratura
Figura 13. Corrosão em equipamentos no sistema de produção de petróleo
Figura 14. Diagrama da taxa de corrosão
Figura 15. Diagrama Pressão x Temperatura para o crescimento das bactérias
Figura 16. Incrustação no duto de injeção de água produzida
Figura 17. Planta de proceso de tratamento de água produzida
Figura 18. Esquema de um Filtro de areia
Figura 19. Fluxograma da planta de processo de tratamento – Campo Taquipe
LISTA DE QUADROS
Quadro 1. Classificação da rocha quanto a porosidade
Quadro 2. Classificação da rocha quanto a permeabilidade
Quadro 3. Dados da rocha-reservatório
Quadro 4. Quantidade de poços por estação e sua respectiva produção de água
Quadro 5. Produção de água nos últimos três meses no campo de Taquipe
Quadro 6. Amostras coletadas dos últimos três meses com respectivos valores de referência
SUMÁRIO
1.INTRODUÇÃO ............................................................................................................09
1.1 JUSTIFICATIVA ........................................................................................................11
1.2 OBJETIVOS.................................................................................................................11
1.2.1 Geral.......................................................................................................................11
1.2.2 Específicos..............................................................................................................11
1.3 METODOLOGIA DO TRABALHO...........................................................................12
1.4 ESTRUTURA DA MONOGRAFIA............................................................................13
2.0 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA...................................................................................14
2.1 ORIGEM E FORMAÇÃO DO PETRÓLEO...............................................................14
2.2 CARACTERÍSTICAS DO RESERVATÓRIO............................................................15
2.2.1 Porosidade.................................................................................................................16
2.2.2 Permeabilidade.........................................................................................................18
2.2.3 Saturação...................................................................................................................20
2.3 TIPOS DE RESERVATÓRIOS.....................................................................................21
2.3.1 Reservatórios de óleo............................................................................................. ...24
2.3.2 Reservatórios de gás..................................................................................................25
2.3.3 Reservatórios de óleo e gás em equilíbrio................................................................25
2.4 MECANISMO DE PRODUÇÃO DE RESERVATÓRIO.............................................25
2.4.1 Mecanismo de gás em solução..................................................................................26
2.4.2 Mecanismo de capa de gás........................................................................................28
2.4.3 Mecanismo de Influxo de água............................................................................... ..29
2.5 INJEÇÃO DE ÁGUA COMO MÉTODO DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA......31
2.6 A ESCOLHA DA ÁGUA PRODUZIDA PARA INJEÇÃO........................................35
2.7 DEFINIÇÕES IMPORTANTES...................................................................................37
2.7.1 Índice de injetividade...............................................................................................37
2.7.2 Injeção acima da pressão de fratura.......................................................................38
2.7.3 Cota de injeção..........................................................................................................39
2.8 ESPECIFICAÇÃO DA ÁGUA DE INJEÇÃO.............................................................40
2.9 TRATAMENTO DA ÁGUA PARA INJEÇÃO EM RESERVATÓRIOS..................40
2.9.1 – Por que tratar a água de injeção?........................................................................40
2.9.2 – Problemas Relacionados á injeção de água.........................................................42
2.9.2.1 Corrosão...................................................................................................................42
2.9.2.1.1 Parâmetros de Controle da Corrosão........................................................44
2.9.2.2 Incrustações – Precipitação de compostos inorgânicos...........................................51
2.9.2.3 Souring.....................................................................................................................55
2.9.3 A Planta de processo de tratamento de água produzida para água.....................56
2.9.3.1 Separador ou Tratador..............................................................................................57
2.9.3.2 Hidrociclones ou decantadores................................................................................58
2.9.3.3 Flotador....................................................................................................................58
2.9.3.4 Filtro de Areia......................................................................................................... ..60
2.9.3.5 Bomba de injeção.....................................................................................................61
3. PESQUISA DE CAMPO...............................................................................................62
3.1 CARACTERIZAÇÃO DA ÁREA................................................................................62
3.1.1 Descrição da Planta de processo..............................................................................63
3.2 ANÁLISE DE PARÂMETROS OBTIDOS NA PLANTA DE PROCESSO...............67
4. CONCLUSÃO................................................................................................................71
REFERENCIAS.................................................................................................................72
ANEXOS.............................................................................................................................74
ANEXO I – Figuras relacionadas a Estação de Tratamento de água Produzida
ANEXO II – Características da água doce, do mar e produzida
9
1. INTRODUÇÃO
Com toda a tecnologia disponível atualmente, ainda não é possível extrair todo o petróleo contido
numa rocha-reservatório. No início da produção de uma jazida, quando a pressão do reservatório
é original, ou seja, quando a alta pressão do reservatório causada pela compressão dos sedimentos
deposicionados ainda está preservada, os poços possuem energia suficiente para a ascensão da
mistura de hidrocarbonetos, mesmo com a presença de água, até a superfície. Neste caso,
dizemos que os poços são surgentes.
Normalmente, quando se inicia a produção de uma jazida não é necessário injetar fluidos para a
manutenção da pressão do reservatório, processo este chamado de recuperação primária. No
decorrer da extração do petróleo, o reservatório vai despressurizando e a energia de elevação
diminuindo, comprometendo a produção.
Os reservatórios, originalmente, podem conter apenas óleo sem presença de gás livre como
também podem conter apenas gás, são os chamados reservatórios de Gás Não Associado (GNA).
Quando há a despressurização do reservatório de óleo, chegará o instante em que o gás dissovido
começará a ser liberado, ou seja, no reservatório passará a existir em equilíbrio óleo e gás livre.
Esta pressão limite, quando inicia a liberação do gás, é chamada pressão de saturação; a partir daí
quanto menor a pressão maior a quantidade de gás livre no reservatório. Quanto mais rápido
ocorrer a queda da pressão do reservatório, mais rápido ocorrerá a liberação do gás dissolvido no
óleo comprometendo a sua drenagem - do óleo -, com consequente prejuízo econômico.
Uma solução para evitar que este problema ocorra é a injeção de fluidos, água ou gás, em poços,
com o propósito de manter a pressão do reservatório necessária para a manutenção da produção.
Além de manter a pressão do reservatório, os fluidos injetados fazem uma varredura deslocando o
petróleo em direção aos poços produtores. Estima-se que a injeção de água aumente a
recuperação do óleo da jazida de 15 a 20%.
10
Segundo Costa (2008), a eficiência de varrido do reservatório com a injeção de água não é 100%,
ou seja, somente parte do óleo é efetivamente deslocado pela água. A eficiência de varrido é dada
pela relação entre o óleo móvel e o óleo residual, na qual o óleo móvel é o óleo que pode ser
deslocado pela água, enquanto que o óleo residual é o que fica no reservatório, e não podem ser
deslocados pela água.
Quando se inicia a injeção de fluidos, dá-se o nome de recuperação secundária. Existem também
os métodos de recuperação especiais: térmicos, químicos, e injeção de gás miscível, denominados
de recuperação terciária ou quaternária, dependendo da sofisticação do método.
Entre os diversos fluidos possíveis de serem injetados na fase de recuperação secundária, está a
água, objeto de estudo deste trabalho.
A água produzida no processo de separação óleo/água da extração do petróleo está, cada vez
mais, sendo utilizada com o objetivo de recuperação secundária. Mas esta contém muitas
impurezas, metais pesados, sólidos suspensos, entre outros que trazem problemas para a produção
do petróleo como o tamponamento (fechamento) dos poros da rocha, incrustações e corrosão em
tubulações e equipamentos utilizados na produção, separação e especificação (tratamento) do
óleo. Assim, torna-se necessário fazer o tratamento da água antes da injeção.
Mas, ainda assim problemas danosos causados pela injeção de água tratada ainda tem ocorrido
nos campos de produção de petróleo. Por esta razão, este trabalho contempla uma analise de
dados coletados, em uma visita técnica em campo, de amostras de água produzida utilizada para
reinjeção nos poços com base em uma prévia revisão bibliográfica.
11
1.1 JUSTIFICATIVA
O nível de tratamento da água produzida da extração de petróleo depende do tipo de jazida de
onde foi extraída, dos gases e sais dissolvidos e da presença de bactérias, pois isto é o que vai
definir as características físico-químicas e biológicas desta água. Após o tratamento, os
parâmetros da água devem estar em conformidade com os padrões de qualidade da água utilizada
para injeção, os quais devem ser definidos no pré-projeto, para evitar problemas com a produção
de hidrocarbonetos por plugueamento(obstrução dos canais) da rocha-reservatório e alto desgaste
e/ou entupimento de equipamentos.
Ainda assim, problemas como estes têm se tornado mais frequente nos campos de exploração de
petróleo. Por isto, este trabalho apresenta os parâmetros utilizados para garantir a qualidade da
água necessária para injeção, seus valores de referência e um exemplo real, mostrando a sua
adequação ao mínimo exigido. Verificando o nível de qualidade através de comparação da
analise da água produzida injetada e seus parâmetros ideais de referência para tal aplicação.
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 Geral
- Conhecer os parâmetros de qualidade da água produzida (tratada) exigidos e os
alcançados numa estação de tratamento, para utilização em reinjeção de poços com a finalidade
da recuperação secundária de petróleo.
1.2.2 Específicos
Conhecer a planta de processos de uma estação de tratamento de água produzida;
Obter dados das análises laboratoriais da água tratada para comparar com os valores de
referência;
Verificar se nessa estação de tratamento estudada a água tratada possui outra finalidade
que não a reinjeção para recuperação secundária;
12
Verificar a eficiência da técnica utilizada para o tratamento dos efluentes (água).
1.3 METODOLOGIA DO TRABALHO
Para o desenvolvimento do trabalho, foi realizada revisão bibliográfica e, em seguida, partiu-se
para o levantamento de dados. Para isto, foi feita visita em um campo de produção de petróleo
terrestre para se visualizar e conhecer de perto uma estação de tratamento da água produzida,
com registros fotográficos, e coleta de dados das análises de água tratada para comparação com
os valores limites ou de referência. O critério utilizado para a escolha do campo de Taquipe para
visita foi a sua localização e acessibilidade a estações do campo.
O campo de produção de petróleo de Taquipe está localizado no município do São Sebastião do
Passe, Bahia. Dista a salvador 65 km.
FONTE: DNIT (2009)
Mapa 1. Localização do Campo Taquipe
13
1.4 ESTRUTURA DA MONOGRAFIA
Esta monografia está dividida em três capítulos. No primeiro, são apresentados a introdução do
trabalho com a justificativa e objetivos.
O segundo capítulo é composto pela revisão bibliográfica. Apresenta-se então uma revisão sobre
o processo de formação do petróleo, as características da rocha-reservatório onde ocorre a
extração, tipos de reservatório, mecanismo de produção, injeção de água, problemas ocasionados
pela qualidade da água injetada, e tratamento da água produzida para reinjeção.
No terceiro capitulo, avaliou-se os parâmetros da água de uma estação de tratamento que é
utilizada em reinjeção em poços de petróleo.
Por fim, a guisa de conclusão, no quarto capítulo apresentamos as considerações finais quanto às
discussões encontrados no trabalho.
14
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
2.1 ORIGEM E FORMAÇÃO DO PETRÓLEO
O Petróleo se origina da matéria orgânica depositada juntamente com os sedimentos que virão a
se formar as rochas sedimentares em depressões de antigos mares e lagos após o acumulo
trazidos pelos rios e ventos. As camadas de sedimentos gerados pela erosão vão se sobrepondo
durante o tempo, aumentando a pressão, temperatura e compactação, formando as bacias
sedimentares. Estes fatores combinados com a quantidade e qualidade de matéria orgânica (algas,
plantas, animais, conchas e etc) depositada resultam na formação do hidrocarboneto. O tipo de
petróleo gerado dependerá da constituição da matéria orgânica original e pela intensidade do
processo tectônico e térmico atuante sobre ela. O principal tipo de rocha sedimentar geradora de
petróleo é o folhelho que também atua como rochas selantes, formando uma barreira ao fluxo de
fluidos evitando a fuga do petróleo.
A matéria orgânica depositada com os sedimentos é convertida, por
processos bacterianos e termoquímicos durante o soterramento, numa
substância denominada querogênio. Este processo é acompanhado pela
remoção de água e compactação. Para que se formem acumulações de
óleo ou gás, algumas condições geológicas têm que ser integralmente
satisfeitas, e, quando isto acontece de forma ideal, o petróleo ocorre em
abundância. Para a existência de acumulações petrolíferas é necessária a
presença de uma rocha geradora. Esta é uma rocha (geralmente folhelhos
ou calcilutitos), rica em matéria orgânica adequada à geração de óleo e
gás e deverá ter sido submetida a temperaturas necessárias às
transformações de matéria orgânica em hidrocarbonetos. As rochas
geradoras são depositadas em ambiente de baixa energia, tais como:
ambientes marinhos, deltas, lagos e baías fechadas. Uma rocha é
classificada como geradora, se as seguintes condições forem satisfeitas:
contenha matéria orgânica em quantidade adequada; a matéria orgânica
seja capaz de gerar hidrocarbonetos; a rocha tenha sido submetida às
temperaturas requeridas para geração de quantidades substanciais de
petróleo (maturação) 1.
1 GUIMARÃES, Marcus Moretzsohn; SAYD, Alexandre; BARROS Maria Eliana de. Noções de Reservatório,
2002, p. 25.
15
O estado físico das misturas de hidrocarbonetos dependerá da composição (arranjo e quantidades
de átomos de carbono e hidrogênio), das condições de temperatura e pressão a que estiverem
sujeitas. A parte desta mistura que se encontrava líquida nas condições de reservatório e que
continua liquida nas condições de superfície é chamado de óleo e a parte que se encontra no
estado gasoso ou se vaporiza é chamado de gás. Além disso, o petróleo apresenta impurezas, em
proporções variadas, com componentes que contém oxigênio, nitrogênio, enxofre, dentre outros
elementos que contribuem também na definição das suas propriedades físicas e químicas.
Costa (2000) fala que a compactação dos sedimentos será responsável pela expulsão dos fluidos
da rocha geradora. Com a transformação da matéria orgânica em hidrocarbonetos há um aumento
de 5 a 10% do volume que ocasiona num diferencial de pressão que leva o petróleo a migrar para
chamada rocha reservatório. Esta forma de migração pode atingir no máximo dezenas de metros e
é chamada de primária.
Os Arenitos e calcários são os principais tipos dessa rocha por possuir boa porosidade e
permeabilidade, que são propriedades essenciais para os reservatórios de petróleo.
Segundo Guimarães et al (2002), a migração secundária e subsequente acumulação de petróleo
em um reservatório representam um estado de equilíbrio entre os fatores dinâmicos tentando
movimentar o petróleo e a pressão capilar que opõe resistência a tal movimento. O final da
migração secundaria se dá com o trapeamento dos hidrocarbonetos no reservatório.
Além da rocha geradora, da rocha reservatório e da rocha capeadora, para se ter petróleo em
grandes quantidades deve-se ter uma estrutura no subsolo que o confine chamadas de trapas ou
armadilhas. Portanto a presença de bacias sedimentares por si só, não garante a presença de uma
jazida de petróleo.
2.2 CARACTERÍSTICAS DO RESERVATÓRIO
Reservatório de petróleo são acumulações naturais de misturas de fluidos de hidrocarbonetos
(óleo e gás) encontrados no interior da terra. As características da rocha de reservatório e seus
16
estudos são de essencial importância para a produção dos fluidos existentes nela. As principais
propriedades são a porosidade, permeabilidade e saturação.
Essas características físicas do reservatório irão depender do tipo de formação da rocha. As
jazidas de petróleo são formadas por rochas sedimentares do tipo arenito, que são formadas por
grãos de areia transportadas e depositadas pelo vento ou pela água.
Essas rochas sedimentares geralmente têm fácies eólica (formada pelo vento) e fácies fluvial
(formada pela água).
Segundo Leinz e Amaral (1989) a fácies eólica foi depositada por grãos de areia de diâmetro
menores (0,1 a 1mm) e de forma prismática, formando uma rocha mais densa e com conseqüente
baixa porosidade e permeabilidade. Por outro lado a fácies fluvial é transportada e depositada
geralmente por correntes de rios, com grãos de diâmetro maiores (1 a 2mm) e de forma
arredondada, formando assim uma rocha menos densa e com boa permeabilidade e porosidade.
2.2.1 Porosidade
A rocha é um conglomerado de grãos que são cimentados entre si. Por serem irregulares e
possuírem granulométria variada, ao se juntarem deixam espaços vazios chamados de poros.
Assim o volume total da rocha é a soma do volume dos matérias sólidos e do volume poroso. A
porosidade (Ø) é a relação entre o volume de vazios de uma rocha (Vp) e seu volume total (Vt),
expresso em porcentagem.
A importância da porosidade reside no fato dela exprimir a capacidade da rocha de armazenar
fluidos no seu interior. Portanto, a capacidade de armazenar fluido é propriedade fundamental
para uma rocha reservatório.
17
Segundo Guimarães et al (2002), a classificação da rocha quanto a sua porosidade e capacidade
de armazenar petróleo nos seus poros está indicada no Quadro 1, abaixo:
Quadro 1. Classificação da rocha quanto a porosidade
POROSIDADE %
5 – 10 MUITO BAIXA
10 – 15 BAIXA
15 – 20 MÉDIA
20 – 25 BOA
25 – 35 MUITO BOA
Ainda podem se definir dois tipos de porosidade:
• Porosidade Absoluta ou total, que é a porcentagem total de espaços vazios contidos na rocha,
sendo estes interconectados ou não. É o volume total de poros em relação ao volume total da
rocha.
• Porosidade Efetiva, que é a percentagem de espaços vazios interligados contidos na rocha. É o
volume de poros interligados em relação ao volume total. Como os poros isolados não são
acessíveis para a produção de fluidos, o parâmetro que realmente interessa para conhecer o
máximo volume de fluidos que pode ser produzido é a porosidade efetiva.
Figura 1. Porosidade da Rocha. (Mazucato Junior, 2008)
18
Correia (2008) explica que a porosidade primária é desenvolvida durante a conversão da
deposição do material sedimentar em rocha. Após a formação, a rocha é submetida a esforços
mecânicos que pode ocasionar o desenvolvimento de fraturas, e mais poros. Esta porosidade é
chamada de porosidade secundária. Em rochas calcárias o ataque da água da formação resulta na
dissolução de sólidos provocando também a porosidade secundária.
2.2.2 Permeabilidade
Permeabilidade é a propriedade que mede a capacidade da rocha de se deixar atravessar por
fluidos, controlando a movimentação destes no seu interior.
Os fluidos se movimentam no reservatório, sucessivamente através dos poros conectados ou
gargantas, até chegar aos poços produtores. Quanto mais cheios de estrangulamentos, poros
poucos conectados e tortuosidades nos canais, maior será a dificuldade do fluido se movimentar
na rocha. A maior ou menor dificuldade de movimentação dos fluidos nas rochas é chamada de
permeabilidade (k).
Figura 2. Permeabilidade na Rocha (Machado, 2008)
19
O estudo dessa propriedade é fundamental para o reconhecimento de um determinado
reservatório. Com a ideia da permeabilidade pode-se medir vazões de produção, pressões de
comportamento e o modo que esses fluidos deslocam-se dentro de um reservatório. A
permeabilidade absoluta é definida quando esta é medida na presença de apenas um fluido e a
permeabilidade relativa é definida quando se apresenta mais de um fluido.
Quando existe apenas um fluido saturando a rocha, esta propriedade recebe o
nome de permeabilidade absoluta. Quando uma rocha reservatório contêm sempre dois ou mais fluidos, de modo que a permeabilidade absoluta não é
suficiente para se medir a facilidade com que determinado fluido se move no
meio poroso, a facilidade com que cada um se move é chamada de
permeabilidade efetiva. E finalmente, quando os valores de permeabilidade são submetidos a um processo de normalização, ou seja, estes valores de
permeabilidade forem divididos por um mesmo valor de permeabilidade
escolhido como base, tem o que chamamos de permeabilidade relativa 3.
A unidade de medida da permeabilidade é o D (Darcy), em homenagem ao engenheiro francês
Henry Darcy, que em 1856 na França definiu uma fórmula para medir a permeabilidade. Ele
partiu do principio da passagem de um fluido, a água, em um meio poroso, filtro de areia.
A seguir a figura 3 representa o fluxo de um fluido num meio poroso linear. “µ” é a viscosidade
do fluido, “L” é o comprimento, e “A” é a seção.
Figura 3. A Permeabilidade segundo lei de Darcy. (Guimarães et al, 2002)
3 THOMAS, José Eduardo, 2001 apud ROCHA, Claudia Lucena. Análise de Fronteiras de Reservatório de
Petróleo através de Geoquímica de Superfície e Mineração de Dados, 2005, p.56-57.
20
Obs: µ = viscosidade dinâmica; unidade cP (Centipoise = P/100); P = Poise (1g/(cm/s))
Segundo Guimarães et al (2002), o Quadro 2 demonstra a classificação quanto a sua
permeabilidade em milidarcy (md).
Quadro 2. Classificação da rocha quanto a permeabilidade.
Permeabilidade (md)
1 Baixíssima
1 – 10 Baixa
10 – 100 Regular
100 – 1000 Boa
1000 ou mais Ótima
2.2.3 Saturação
De acordo com Thomas (2001), os poros de uma rocha reservatório, além de hidrocarbonetos,
contêm água (cf. Figura 4). Assim sendo, o conhecimento do volume poroso não é suficiente para
se estabelecer as quantidades de óleo e/ou gás contidos nas formações. Para que estas quantidades
sejam estimadas, é necessário se estabelecer que percentual do volume poroso é ocupado por
cada fluido. Esses percentuais recebem o nome de saturação.
21
Figura 4. Saturação dos Fluidos na Rocha (Machado, 2008)
A saturação de óleo, água e gás corresponde ao percentual do volume poroso Vp ocupado por
cada uma destas fases, ou seja:
So = Vo / Vp
Sg = Vg / Vp
Sw = Vw / Vp
So + Sg + Sw = 1
Onde:
So – Saturação do Óleo
Sg – Saturação de Gás
Sw – Saturação de Água
Vo – Volume de Óleo
Vg – Volume de Gás
Vw – Volume de Água
2.3 TIPOS DE RESERVATÓRIO
22
Segundo Rosa et al (2006), somente a composição da mistura não é suficiente para definir seu
estado físico, muito menos em qual tipo de fluido vai resultar quando levado a superfície. A
classificação do tipo de reservatório de petróleo irá depender do comportamento da mistura de
hidrocarbonetos. Este, por sua vez, dependerá das condições de pressão e temperatura a qual o
ambiente estará submetido.
As substâncias puras possuem, em um diagrama de pressão X temperatura, ponto de ebulição
igual ao ponto de orvalho. Ao ceder calor à substância no estado líquido, em determinada
pressão, a temperatura irá subir até parar no ponto onde o fluido começará a ebulição, se for
cedido ainda mais calor, a substância continuará em mesma temperatura até que a vaporização
seja completa. De mesma forma acontecerá se retirar calor do fluido em estado gasoso, o
caminho só será o inverso. Ou seja, em substâncias puras a vaporização ou condensação em
pressão constante acontecerá em temperatura constante.
Este processo também pode se repetir variando a pressão e mantendo a temperatura constante. O
valor da pressão onde acontece e termina a vaporização da substância em determinada
temperatura é chamada de pressão de saturação ou pressão de bolha. Nos reservatórios de
petróleo a vaporização acontece com temperatura constante variando a pressão conforme o
volume de fluido produzido.
Uma mistura de hidrocarbonetos é uma junção de substâncias simples que se comportam como
descrito acima. A mistura desses componentes resultará num comportamento diferente daquele
descrito para substâncias puras.
A total vaporização de uma mistura a uma determinada pressão constante não se dará numa
temperatura constante, e sim num intervalo de temperatura. À medida que o calor vai sendo
cedido a uma mistura em pressão constante a temperatura vai subindo até chegar ao ponto de
bolha onde tem inicio a vaporização. Neste ponto apenas algumas substâncias se vaporizam, as
mais leves.
23
Para que os demais componentes se vaporizem é necessário se elevar progressivamente a
temperatura até o chamado ponto de orvalho, isto é, temperatura onde as frações mais pesadas
entram no estado gasoso. Portanto nas misturas de hidrocarbonetos o ponto de bolha e o ponto de
orvalho serão distintos.
De acordo com Rosa et al (2006), para cada pressão diferente vai ser obtido um ponto de bolha e
um ponto de orvalho diferentes. Unindo-se os pontos de bolha e os pontos de orvalhos nas
diferentes pressões vão ser obtidas duas curvas, uma para cada união de pontos, que irão se
encontrar no ponto crítico.
Neste encontro as propriedades do líquido e do gás serão iguais. O diagrama da Figura 5 abaixo
detalha todo processo.
Figura 5. Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarbonetos. (Thomas, 2001)
24
As curvas dividem o diagrama da Figura 5 em três regiões: uma na qual só vai haver a mistura
em estado líquido; uma que a mistura estará somente no estado gasoso; e outra em que a mistura
de hidrocarbonetos vai se apresentar em equilíbrio com parte em estado liquido e parte em estado
gasoso.
Segundo Rosa et al (2006) a linha tangente a curva e perpendicular ao eixo da temperatura é
chamado de cricondenterma e o ponto E no diagrama da Figura 5 localizado nesta linha é
chamado de ponto cricondentérmico, é a máxima temperatura em que existe as duas fases em
equilíbrio. A linha tangente a curva e perpendicular ao eixo da pressão é chamado de
cricondenbárica e o ponto D, no diagrama da Figura 5, localizado nesta linha é chamado ponto
cricondenbárico, é a máxima pressão em que existe as duas fases em equilíbrio.
De acordo com a composição da mistura, e das diferentes condições de pressão e temperatura que
pode estar submetido um reservatório, pode-se classificar em três tipos: reservatórios de óleo,
reservatórios de gás, e reservatórios de óleo e gás em equilíbrio.
2.3.1 Reservatórios de óleo
Reservatório de óleo é aquele que quando submetido nas condições naturais contêm apenas
hidrocarbonetos líquidos. Quando o óleo for produzido pode sofrer redução com a vaporização
dos gases em solução devido as condições de superfície. A contração deve-se a liberação das
frações mais leves, de onde a maior ou menor contração do óleo vai depender do nível desses
componentes na mistura.
De acordo com Thomas (2001), o diagrama da Figura 5, se a pressão inicial do reservatório
(ponto 1 do diagrama) for maior que o ponto de bolha e a temperatura está abaixo da temperatura
critica do fluido, apresenta-se então um reservatório de óleo subsaturado. Ainda observando o
diagrama da Figura 5, se a pressão inicial do reservatório atinge o ponto de bolha do fluido
(ponto 2 do diagrama), apresenta-se então um reservatório de óleo saturado, neste ponto por
menor que seja uma redução de pressão resultará na vaporização de alguns componentes da
mistura, certamente a fração mais leve.
25
2.3.2 Reservatório de gás
Reservatório de gás é a jazida na qual os hidrocarbonetos se encontram em estado gasoso nas
condições naturais. De acordo com o diagrama (de fases) da Figura 5, se a temperatura do
reservatório é maior que a temperatura critica do fluido, ou seja, localizada à direita da curva dos
pontos de orvalho, o reservatório é considerado de gás.
Segundo Thomas (2001), dependendo do seu comportamento, quando sujeita a reduções de
pressão ainda no reservatório e do tipo de fluido resultante na superfície, os reservatórios de gás
podem ser classificados em três tipos: reservatórios de gás úmido; reservatórios de gás seco; e
reservatórios de gás retrógrado.
2.3.3 Reservatórios de óleo e gás em equilíbrio
Mazucato Junior (2008) cita que este reservatório se caracteriza por conter as duas fases (óleo e
gás) coexistindo em equilíbrio nas condições naturais da jazida. É chamado de reservatório com
capa de gás porque o gás por ser mais leve que o óleo ocupa a parte superior formando uma capa.
De acordo com o diagrama de fases, se a pressão inicial do reservatório for inferior a pressão de
saturação (pressão de bolha) do fluido (ponto 3 do diagrama da Figura 5) se tem um reservatório
de óleo com capa de gás, ou seja, com as duas fases.
2.4 MECANISMO DE PRODUÇÃO DE RESERVATÓRIO
Para produção de petróleo é necessário que haja uma certa pressão nos fluidos que consiga vencer
a resistência imposta pelas tortuosidades e estrangulamentos dos canais porosos da rocha. No
inicio da produção, o reservatório possui uma energia natural devido as circunstâncias geológicas
de alta pressão que a jazida sofreu no processo de formação dos hidrocarbonetos.
26
Segundo Correia (2008), a produção de petróleo que utiliza apenas a energia natural é chamada
de Recuperação Primária. O volume de óleo que se pode recuperar com a energia natural depende
de quem está fornecendo aquela energia, isto é, depende do Mecanismo de Produção e da
eficiência com que ele está atuando.
Mecanismo de Produção de Reservatório é o conjunto de fatores responsáveis pela produção de
hidrocarbonetos do reservatório ao poço.
Para que haja produção, é necessário que outro material venha a preencher o
espaço poroso ocupado pelos fluidos produzidos. De um modo geral, a
produção ocorre devido a dois efeitos principais: descompressão (que causa a expansão dos fluidos contidos no reservatório e contração do volume poroso); e
o deslocamento de um fluido por outro fluido (por exemplo, a invasão da zona
de óleo por um aqüífero) 4.
Dependendo do tipo e análise do comportamento do reservatório, pode se estabelecer o tipo de
mecanismo de produção que irá se trabalhar. São três os principais tipos de Mecanismo de
Produção de Reservatório: Mecanismo de Gás em Solução, Mecanismo de Capa de Gás, e
Mecanismo de Influxo de Água.
Thomas (2001, pág 187) afirma que, “podem ocorrer situações em que mais de um mecanismo
atua simultaneamente no mesmo reservatório, sem que um predomine sobre o outro. Nesse caso
diz-se que existe um Mecanismo Combinado”.
2.4.1 Mecanismo de gás em solução
Neste caso todo o gás está em solução com o óleo, devido a pressão existente. O confinamento do
reservatório em todos os sentidos não permite fluxo de fluidos além destes limites, impedindo a
entrada de fluidos que possam deslocar os hidrocarbonetos nos poros, ou seja, toda energia
disponível para produção encontra-se no próprio liquido. A medida que os fluidos vão sendo
4 THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo, 2001, p. 187.
27
produzidos pela energia natural, a pressão cai e o gás começa a sair de solução, ainda dentro do
reservatório, veja na figura 6.
Figura 6. Mecanismo de gás em solução. (Correia, 2008)
Com a produção do óleo, a pressão do reservatório vai diminuindo e como consequência os
fluidos lá existentes (água conata e óleo) se expandem. Pode se dizer que a produção ocorre
porque não há espaço suficiente para conter o volume de fluido expandido. A energia gerada pela
expansão dos fluidos é que expulsa o óleo do reservatório.
Este processo dura até a pressão, em declínio, atingir o ponto de saturação. A partir daí, as
frações mais leves do óleo se vaporizam. Neste momento que se apresenta uma parte dos seus
hidrocarbonetos em estado liquido e outra em estado gasoso. O Mecanismo de Gás em Solução
começa a funcionar neste ponto quando o gás se vaporiza, se expandindo, e fazendo pressão para
que o óleo se desloque para o poço e seja produzido. Quanto mais a pressão cai, mais o gás se
expande e mais óleo é deslocado.
O processo seria perfeito se não fosse o fato de que à medida que a pressão cai,
mais e mais hidrocarbonetos vão se vaporizando, e o que inicialmente era
apenas algumas bolhas dispersas no meio do liquido, começam a aumentar até formar uma fase continua. A partir desse instante ele começa a fluir no meio
28
poroso e a ser produzido juntamente com o óleo. Esse é o ponto fraco do
mecanismo5.
Como o óleo depende da pressão que a expansão do gás exerce sobre ele para ser produzido, com
a produção do gás em solução a energia necessária para a produção do óleo também será drenada.
De acordo com Correia (2008), essa é uma característica dos reservatórios que funcionam com
esse mecanismo. O gás produzido em grandes quantidades leva consigo a energia que precisa
para produção do óleo. Geralmente menos de 30% da reserva desta jazida consegue ser produzido
com esse mecanismo.Estes reservatórios deixam de produzir muito cedo. E por deixarem ainda
grandes quantidades de óleo em sua jazida, são alvos de projetos de Recuperação Secundária
como a injeção de fluidos (como a água) para retomar a energia que o reservatório precisa para a
produção.
2.4.2 Mecanismo de Capa de Gás
Guimarães et al (2002) explica que este mecanismo funciona do seguinte modo: ao se colocar a
zona de óleo em produção, isto é retirar líquido dessa zona, haverá uma redução na sua pressão.
Essa queda de pressão se transmite para a capa de gás que se expande penetrando gradativamente
na zona de óleo. Ao mesmo tempo em que mantém elevada a pressão nessa zona, o gás vai
ocupando espaços que anteriormente eram ocupados pelo óleo.
5 THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo, 2001, p. 189.
29
Figura 7. Mecanismo capa de gás. (Correia, 2008)
Nesse tipo de reservatório, inicialmente só a zona de líquido deve ser colocada em produção.
Deve-se preservar a zona de gás uma vez que a mesma é principal fonte de energia para a
produção dos fluidos da zona de óleo. Os poços devem se possível, não atingir a capa de gás..
Segundo Guimarães et al (2002), o tamanho relativo da capa de gás é da maior importância para
o desempenho do mecanismo. Quanto maior for o volume de gás da capa, quando comparado
com o volume da zona de óleo, maior pode ser a atuação da capa, que se traduz principalmente
pela manutenção da pressão em níveis altos durante um tempo maior.
2.4.3 Mecanismo de Influxo de água
Correia (2008) explica que, a ocorrência do mecanismo de influxo de água se dá a partir da
formação portadora de hidrocarbonetos, óleo ou gás, em contato direto com uma grande
acumulação de água que sob certos aspectos, atuam como um só corpo de rocha. Estes aquíferos
encontram-se subjacentes ou ligados lateralmente ao reservatório.
Para a atuação desse mecanismo é preciso que as alterações das condições do reservatório
(pressão) causem alterações no aquífero, como vice-versa. Essas influências do reservatório
30
sobre o aquífero e do aquífero sobre o reservatório só ocorrem, obviamete, se os dois estiverem
intimamente ligados.
A Figura 8, apresenta esquematicamente um reservatório de óleo com um aqüífero na sua parte
inferior, ou seja, subjacente à zona portadora de óleo encontra-se um corpo de rocha porosa e
permeável de grandes dimensões, saturada com água.
Figura 8. Mecanismo de Influxo de água. (Gimarães et al, 2002)
Segundo Mazucato Junior (2008), a expansão da água, juntamente com a redução dos poros,
resulta numa invasão da zona de óleo pelo volume de água excedente do aquífero. Essa invasão,
que recebe o nome de influxo de água, além de manter a pressão elevada na zona de óleo, desloca
este fluido para os poços de produção.
A medida que os fluidos são produzidos, a pressão cai e o aquífero flui para dentro do
reservatório, atenuando a queda de pressão.
Este processo é contínuo, ou seja, a queda de pressão na zona de óleo causada pela produção
desse fluido se transmite para o aquífero que responde com uma nova invasão de água na zona de
óleo, que acarreta a produção de mais óleo e assim por diante.
31
De acordo com Guimarães et al (2002) neste tipo de mecanismos a recuperação normalmente é
alta, cerca de 30% a 50% do óleo originalmente existente, devido principalmente ao fato da
pressão permanecer alta durante mais tempo.
2.5 INJEÇÃO DE ÁGUA COMO MÉTODO DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA
Segundo Costa (2008), os métodos de recuperação do petróleo contido numa jazida são assim
classificados:
• Recuperação Primária: produção de petróleo feita com a própria energia do reservatório
(energia sob a forma de pressão).
• Recuperação Secundária: através de injeção de água e ou injeção de gás no topo.
• Métodos Especiais de Recuperação: térmicos, através de injeção de vapor e combustão “in
situ”, com o objetivo de reduzir a viscosidade do petróleo; injeção de gás miscível, dióxido de
carbono, nitrogênio ou hidrocarbonetos com o objetivo de também reduzir a viscosidade do
petróleo; e químicos, injeção de polímeros ou tensoativos com o objetivo de reduzir a viscosidade
do fluido injetado.
Este presente trabalho vai tratar apenas do Método de Recuperação Secundária, pois o foco é a
análise da qualidade água produzida tratada para reinjeção em poços com finalidade de
recuperação secundária.
Como já foi visto, a produção primária de petróleo num dado reservatório acontecerá por causa
da pressão existente na rocha decorrente da formação dos hidrocarbonetos (recuperação
primária). Mas com a produção do óleo, há uma dissipação da energia primária, os gases da
mistura são liberados (pressão de saturação) e produzidos fazendo a descompressão dos fluidos, a
32
resistência viscosa dos fluidos fica maior, chegando ao ponto em que o poço não possui energia
suficiente para continuar produzindo.
A partir daí, é preciso fazer a manutenção da pressurização do reservatório para se ter um melhor
aproveitamento da jazida, ou seja, aumentar o chamado Fator de Recuperação. A Figura 9
demonstra, através do histórico, e previsão de produção e injeção da Bacia de Campos, o
aumento do fator de recuperação do reservatório como consequência do aumento da injeção de
água.
De acordo com Marques (2008), a Recuperação Secundária tem dois objetivos principais: o
aumento da eficiência de recuperação e a aceleração da produção.
A eficiência de recuperação primária é geralmente baixa. A depender do
mecanismo de produção, das características do reservatório e das propriedades
dos fluidos acumulados, tal eficiência pode inclusive ser nula. [...] aceleração
da produção ou pelos menos a redução da velocidade do seu declínio
natural. A aceleração da produção provoca a antecipação do fluxo de
caixa esperado do projeto, aumentando, portanto, o seu valor presente e
conseqüentemente melhorando a economicidade da explotação do campo
ou reservatório.6
6 MARQUES, João Bosco Dias. Tópicos Gerais de Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Salvador:
Universidade Petrobras – RH/UP/ECTEP, 2008.98p(Apostilas Técnicas, Petrobras), p. 74-75.
33
Figura 9. Diagrama Fator de Recuperação na Bacia de Campos. (Paiva, s.d.)
Segundo Costa (2008), a água injetada atua como principal fluido na recuperação secundária de
petróleo por ter boa disponibilidade, baixo custo comparado com outro método e outras
características que trazem resultados satisfatórios na operação. A injeção de água pode ser
iniciada ainda no começo da produção de um poço a fim de que não se tenha uma
despressurização prematura do reservatório.
Além de manter a pressão do reservatório, a água injetada tem o mecanismo de varredura do óleo
na rocha, deslocando o petróleo do poço injetor para o poço produtor. As Figuras 10 e 11
ilustram, respectivamente, as linhas de fluxo e o efeito de varredura que ocasiona.
34
Figura 10. Mecanismo da água injetada (Mazucato Junior, 2008)
──── Água injetada ──── Petróleo ──── Água da Formação
Figura 11. Mecanismo de varredura. ( Mazucato Junior, 2008)
• Nas linhas de fluxo
Água de reinjeção
Óleo
Nas diversas camadas
Poço
injetor
Poço
produtor
Poço
injetor
Poço
produtor
35
2.6 A ESCOLHA DA ÁGUA PRODUZIDA PARA INJEÇÃO
Rosa et al (2000) fala que a escolha da fonte de água para injeção é realizada através de critérios.
Deve-se levar em conta a farta quantidade de água em qualquer tempo, localização do local de
uso, limitações de espaço e peso para a planta de tratamento, acesso fácil entre a fonte e o local
de uso, possuir água compatível com o sistema rocha-fluido. Este último critério é estimado para
que não reaja quimicamente com a rocha, óleo e água de formação, ou seja, a escolha da água
injetada depende fortemente das características do reservatório.
A depender do tipo de critérios que forem levados em conta no momento de escolha da água a ser
injetada, podem-se ter as seguintes fontes: água de rios, de aqüíferos, do mar, e água produzida
(água da própria produção).
Silva (2000) diz que a água produzida é o resíduo gerado nos processos de separação existentes
nas estações de tratamento na produção de petróleo. E que esta pode ser a existente no
reservatório de óleo desde a sua formação, a que se chama de Água Conata, ou sua mistura com a
água subterrânea que pode esta sendo usada em processos de recuperação secundária denominada
de Água de Injeção.
A escolha para utilizar água produzida para recuperação secundária se dá basicamente por dois
motivos bastante relevantes: a crescente preocupação ambiental na disposição final de um dos
principais resíduos gerados durante o processo de extração e tratamento do petróleo; e pelas
características que a água produzida detém que são semelhantes aos da formação (rocha-
reservatório) diminuindo assim os problemas causados pelas impurezas contidas numa água de
injeção.
De acordo com Santos (2002), o volume de água produzida é sempre crescente em virtude da
maturação das jazidas. Esta contém geralmente minerais dissolvidos oriundos da formação
produtora, constituintes oleosos dissolvidos e dispersos, produtos químicos empregados durante o
36
processo de produção, sólidos (incluindo produtos de corrosão, bactérias e asfaltenos) e gases
dissolvidos (incluindo CO2 e H2S)
A Petrobras produz cerca de 86.000 m³ por dia apenas de água produzida (
extração e refino). Após tratamento esta água é injetada nos poços ou descartada via emissário diretamente no mar ou efluentes.
7
Então, qual finalidade pode se dar a esse resíduo com certa toxicidade e que tem alto volume de
produção? A injeção, uma das opções mais utilizadas, pode ser feita apenas para descarte, mas na
maioria dos casos encontrados a finalidade da injeção é a recuperação secundária.
Os custos econômicos e sociais associados à captação e tratamento de grandes
volumes de água doce para injeção, as restrições ambientais crescentes ao
descarte da água produzida, bem como a disponibilidade de espaço e instalações para o seu adequado tratamento antes da reinjeção, tem tornado a
reinjeção de água produzida uma alternativa interessante em campos.8
Sendo descartada no meio ambiente, deve atender aos limites máximos de seus componentes
impostos pela legislação ambiental vigente. Atualmente esta em vigor a Resolução CONAMA
n°357/05 que dispõe sobre a classificação dos corpos de água e diretrizes ambientais para seu
enquadramento, bem como estabelece as condições e padrões de lançamento de efluentes e dá
outras providências.
Levando em consideração que 80% do petróleo nacional são produzidos através de plataformas
marítimas na costa brasileira, a Resolução CONAMA n°357/05 é completada pela Resolução
CONAMA n°393/07 que dispõe sobre o descarte contínuo de água de processo ou de produção
em plataformas marítimas de petróleo, e dá outras providências. No Art. 5° desta resolução fixa-
se um valor limite mensal de 29 mg/L de teor de óleos e graxas no descarte da água produzida
7 ZANTA, Carmen Lúcia P. S.; TONHOLO, Josealdo; SILVA, Sandra Rodrigues da. Tratamento de água
produzida de petróleo através da tecnologia eletroqímica. Maceió, 2005.5f. Artigo – Departamento de Química -
Universidade federal de Alagoas.
8 COSTA, Roni Fabio Dalla, Curso de Qualificação e Tratamento de Água de Injeção. Aracaju: UN – BC/RH,
2000.48p(Apostilas Técnicas, Petrobras).
Ra eeito
37
O descarte inadequado de efluentes implica em efeitos nocivos ao meio ambiente, na repercussão
negativa indesejada, penalidades diversas e um custo elevado com ações corretivas.
Por outro motivo a injeção de água produzida é incentivada pela semelhança desta com a
formação (reservatório-fluido) que foi retirada, reduzindo assim problemas que podem ser
acarretados como, tamponamentos dos poros da rocha, corrosão das instalações utilizadas,
incrustação por incompatibilidade química e souring. Estes problemas serão discutidos nos
próximos itens deste trabalho a fim de justificar seu tratamento.
Para efeitos de comparação dos parâmetros de cada tipo de água, o Anexo II deste trabalho
apresenta características de água doce, do mar e produzida.
O tratamento é necessário a qualquer água que se for injetada para tornar adequada ao sistema de
injeção. Como a água produzida se assemelha nas suas características as da sua formação e se for
descartada também terá que passar por um nível de tratamento prévio para atingir os níveis
exigidos pela legislação, a sua escolha se torna uma alternativa bastante interessante.
2.7 DEFINIÇÕES IMPORTANTES
2.7.1 Índice de injetividade
Costa (2000, pág 47) afirma que, “ o índice de injetividade (II) é a razão entre a vazão de injeção
(Q) e a diferença entre a pressão do poço (Pwf) e a pressão estática do reservatório (Pest)”:
Ou seja, é o volume de água injetado por dia em um poço, a uma dada pressão. É expresso em
m3/d/kgf/cm
2.
38
Segundo Malinez (1998), o índice de injetividade poderá variar em função dos parâmetros de
reservatório e principalmente devido ao dano à formação nas proximidades do poço injetor. Isso
deverá exigir uma elevação da pressão de injeção para que a cota seja atendida. Em alguns casos,
poderá haver fraturamento da formação por aumento da pressão de injeção, o que permite obter a
cota desejada, ou até mesmo elevá-la.
Então a avaliação da injetividade dos poços obriga, primeiramente, a um conhecimento preciso
da pressão do reservatório no início do processo de injeção. Além disso é necessário acompanhar
a pressão do reservatório ao longo do tempo.
Esse acompanhamento permite distinguir um acréscimo da pressão de injeção causada por
decréscimo do índice de injetividade daquele causado pelo esperado crescimento da pressão do
reservatório devido à injeção.
2.7.2 Injeção acima da pressão de fratura
De acordo com Costa (2000), caso o reservatório seja desenvolvido levando-se em conta o estado
de tensões do reservatório, e conseqüentemente a direção preferencial de propagação da fratura,
pode-se obter ganho de produção ao desenvolver propositalmente uma fratura no reservatório,
desde que essa se propague em uma direção ortogonal ao poço produtor. Trata-se então de uma
injeção acima da pressão de fratura.
A Figura 12 ilustra uma rocha-reservatório que está sujeita a injeção acima da pressão de fratura.
39
Figura 12. Injeção acima da pressão de fratura (Mazucato Junior, 2008)
2.7.3 Cota de injeção
Malinez (1998) explica que a cota de injeção, expressa em m3/dia por poço injetor ou em m
3/dia
por metro de intervalo receptor, é definida através de estudo de reservatório, levando em conta as
condições operacionais para a injeção. Recomenda-se que a cota de injeção seja fixada após a
realização de um teste de injetividade. Esse teste permite obter o índice de injetividade do poço e
especificar a cota de injeção em bases realistas.
Da manutenção dessa cota depende o sucesso da injeção de água, em termos da elevação do fator
de recuperação de óleo de um reservatório produtor.
Ainda de acordo com Malinez (1998), na injeção de água com o objetivo de recuperação
secundária, o estudo de reservatório define uma cota de injeção correspondente ao incremento do
40
fator de recuperação previsto. Esta cota de injeção é perseguida como uma meta, para que o
projeto atinja os resultados planejados.
2.8 ESPECIFICAÇÃO DA ÁGUA DE INJEÇÃO
Segundo Rosa et al (2000) partículas sólidas em suspensão na água de injeção podem causar
entupimento do meio poroso, reduzindo a injetividade dos poços. A extensão do dano provocado
depende do tamanho máximo das partículas (medido em μm), da distribuição desses tamanhos,
do total de partículas sólidas em suspensão e da distribuição do tamanho das gargantas dos poros
da rocha receptora.
A presença do óleo na água de injeção também pode causar dano à formação, agravando os
problemas causados pelas partículas sólidas. Assim como no caso citado anteriormente por
ROSA ET AL, as principais variáveis nesse processo são o diâmetro máximo das gotículas de
óleo, a distribuição desses diâmetros, o total de gotículas em suspensão (TOG, teor de óleo e
graxas, em ppm) e a distribuição do tamanho das gargantas dos poros da rocha receptora.
Burmann (2005) relata que existem diferentes categorias de modelos matemáticos para
determinar a qualidade da água de injeção. Alguns desses métodos, bastante simplificados,
partem da relação entre um tamanho médio das partículas e o tamanho médio das gargantas de
poros, aplicando a regra empírica 1/3 – 1/7 como diretriz. De acordo com essa regra, o filtro a ser
usado deve ser capaz de produzir efluentes com tamanho médio de partículas inferior a 1/3 (ou
1/7, caso se pretenda ser mais restritivo) do diâmetro médio das gargantas de poros.
2.9 TRATAMENTO DA ÁGUA PARA INJEÇÃO EM RESERVATÓRIOS
2.9.1 – Por que tratar a água de injeção?
O tratamento da água se torna necessário para garantir as características de permeabilidade e
porosidade da rocha reservatório, para não comprometer o fluxo dos hidrocarbonetos no meio
41
poroso, ou seja, para não provocar danos no reservatório, que é o tamponamento dos canais de
fluxo.
A água a ser injetada em reservatórios de petróleo deve apresentar um padrão de qualidade que
facilite sua injeção na taxa de injetividade esperada, sem comprometer as propriedades da rocha-
reservatório, de forma que o processo de recuperação de petróleo seja eficaz.
Segundo Santos (2002), a injeção abaixo da pressão de fratura da rocha-reservatorio, largamente
praticada na Petrobras, implica em um tratamento rigoroso desta água, a fim de evitar a
ocorrência de dano ao poço injetor. A presença na água de sais, constituintes corrosivos (gases
dissolvidos), microorganismos e de material em suspensão (sólidos de origem diversas e óleo, no
caso da água reinjetada) ocasionam a presença de material particulado, o qual pode levar a uma
redução na permeabilidade da rocha reservatório nas imediações do poço injetor, caso não seja
removido.
Mazucato Junior (2008) diz que uma planta de tratamento de água de injeção deve desempenhar,
basicamente, as seguintes tarefas:
• Remoção do material particulado presente naturalmente na água. Esta remoção é feita
através de filtração. Além disso, a filtração deve garantir que material particulado eventualmente
formado devido a problemas operacionais da planta de tratamento de água não seja enviado aos
poços injetores.
• Remoção do oxigênio dissolvido na água em quantidade capaz de lhe conferir
características corrosivas. Esta remoção e feita pelo processo de desaeração que pode ser química
ou fisica .
• Eliminação de microorganismos. As águas captadas contem naturalmente
microorganismos aeróbicos, os quais podem produzir material polimérico de aderência capaz de
se acumular nas instalações de superfície a ponto de impedir o seu correto funcionamento ou
provocar corrosão. Além disso, esse material pode provocar tamponamento do reservatório. Já as
42
bactérias anaeróbias, igualmente prejudiciais, podem desenvolver-se após a desareação da água
ou em sistemas de reinjeção de água produzida. A eliminação de microorganismos é feita através
da dosagem de biocidas.
De acordo com Costa (2000), o sistema de tratamento de água de injeção deve garantir que a
água injetada seja compatível com a água presente na formação produtora, principalmente quanto
à questão da precipitação de sais pouco solúveis. Assim, em alguns casos, os sistemas de
tratamento de água contêm Unidades de Remoção de Sulfato (URS), a fim de evitar a ocorrência
de incrustações.
Um benefício adicional da injeção de água dessulfatada, no caso da água produzida que tem
baixo teor de sulfato é a menor propensão à ocorrência de acidificação (souring) do reservatório
pelo desenvolvimento de bactérias redutoras de sulfato (BRS).
2.9.2 – Problemas Relacionados à injeção de água
2.9.2.1 Corrosão
Qualquer ação do meio sobre um determinado material, causando sua deterioração, é chamada,
de um modo geral, de corrosão.
Os sistemas de injeção que utilizam o aço carbono como material de construção podem se tornar
uma fonte de geração de sólidos resultantes da corrosão, que se apresentam em suspensão na
água, reduzindo sua qualidade.
De acordo com Rosa et al (2000), os problemas ocasionados pela falta de um programa rígido de
controle e monitoração dos parâmetros relacionados à corrosão são:
- Redução da vida útil das instalações;
- Aumento dos custos com manutenção e substituições de instalações;
- Danos ao meio ambiente;
43
- Perdas de injetividade;
-Acidificação (souring) de reservatórios.
Logo, para se evitar esses problemas listados acima, deve-se controlar os parâmetros ligados à
corrosão.
Costa (2000, p. 41) afirma que, “Os principais agentes capazes de causar corrosão em sistemas de
injeção de água são as bactérias e o oxigênio dissolvido na água. Assim, a remoção e o controle
desses agentes é um aspecto crítico da operação destes sistemas”.
Mas existem outros parâmetros que devem ser controlados e estão ligados intrinsecamente aos
índices bacteriológicos e de oxigênio dissolvido da água de injeção.
Ainda segundo Rosa et al (2000), os parâmetros que devem ser controlados são: taxa de corrosão,
taxa de pites, ferro, oxigênio dissolvido, PH, sulfeto solúvel, dióxido de carbono dissolvido e
bactérias.
Figura 13. Corrosão em equipamentos do sistema de produção de petróleo. (Souza Filho, 2007)
44
2.9.2.1.1 Parâmetros de Controle da Corrosão
• Taxa de corrosão e taxa de pites
Burmann et al (2005) diz que a taxa de pites é a principal ferramenta para se controlar e
acompanhar a corrosão num sistema de injeção.
Este parâmetro consiste em fazer a medição de perda de massa e da profundidade de pites em
cupons metálicos instalados em equipamentos. Pites são qualquer tipo de corrosão localizada, e
cupons são pequenas barras metálicas que são instaladas com o propósito de se medir a taxa de
corrosão que esta ocorrendo no sistema de injeção, através dos pites que surgem nestes.
A instalação dos cupons metálicos de perda de massa ao longo dos equipamentos também
permite verificar qual a forma de corrosão que está acontecendo (uniforme, generalizada, por
pites). Como os cupons são para quantificar a taxa de corrosão das instalações, eles devem ser do
mesmo material do sistema que está sendo monitorado.
Para Rosa et al (2000) existe um porém, pois, a obtenção das taxas de corrosão através deste
método geralmente é demorada, variando de 3 a 12 meses. Como a corrosão num sistema de
injeção é um processo variável que depende de vários fatores, a tendência é complementar essa
técnica com outras de acompanhamento contínuo.
Segundo Burmann (2005), com os cupons instalados no campo, a técnica de perda de massa
permite a taxa de corrosão média e da taxa de pites. As técnicas de acompanhamento contínuo da
corrosão são: Resistência Elétrica (RE); Resistência por Polarização Linear (LPR); Corrente
Galvânica.
Neste trabalho, não vamos entrar em detalhe nas técnicas de acompanhamento contínuo da
corrosão, pois foge efetivamente do nosso objetivo.
45
Ainda de acordo com Burmann (2005), as taxas de corrosão por resistência elétrica e por perda de
massa não devem ultrapassar 0,13mm/ano, garantindo assim um tempo de vida útil de 10 anos
das instalações.
• Taxa de produção de Ferro
Esta alternativa de controle baseia-se na determinação do teor de ferro total e na vazão de água.
Como seus resultados são expressos em quilogramas de ferro/dia podem ser úteis para estimar a
quantidade de produtos de corrosão que está sendo injetada na formação. Neste caso, deve
verificar o teor de ferro insolúvel ao invés de ferro total para quantificar possíveis danos ao
reservatório.
A contagem de ferro total em fluxo, contudo, pode não ser indicativo
confiável do grau de corrosividade de um sistema, pois o ferro apresenta
uma forte tendência a precipitar como hidróxido, óxido, sulfeto ou
carbonato, reduzindo conseqüentemente sua contagem na água, pela
presença somente de compostos aderidos.9
Por isso, uma baixa contagem de ferro não estaria indicando uma baixa corrosão. No caso de
corrosão por pites, o mesmo raciocínio pode ser feito e a baixa produção de ferro também não
seria garantia de taxas de corrosão desprezíveis.
• Oxigênio Dissolvido
O processo de corrosão do ferro, principal matéria prima das instalações dos sistemas de injeção,
está intimamente ligado a disponibilidade de oxigênio do meio. Por isso a presença do oxigênio
aumenta significativamente a corrosividade da água de injeção, logo, este é o parâmetro mais
critico relacionado a corrosão.
9 ROSA, Adalberto José; CARVALHO, Renato de Souza; XAVIER, José Augusto Daniel. Engenharia de
Reservatórios de Petróleo. 1.ed. Rio de Janeiro, 2006. 832p.
46
Segundo Silva (2000), as condições que aceleram as condições de corrosão pelo oxigênio são:
aumento da concentração de O2; aumento da velocidade de fluxo levando a um aumento do
transporte de massa de oxigênio a superfície metálica; aumento da temperatura de operação
(sistemas fechados).
Figura 14. Diagrama da taxa de corrosão. (Costa, 2000)
Observando o diagrama da Figura 14, conclui-se que é essencial que a planta de tratamento de
água de injeção assegure a completa remoção do oxigênio antes da água entrar em contato com as
linhas construídas em aço-carbono.
• pH
Burmann (2005) explica que o pH é um parâmetro extremamente importante, pois influencia
tanto na formação de incrustações quanto na agressividade do fluido. Quando se reduz o pH da
47
água (tornando-a mais ácida) através do aumento das pressões parciais de CO2 e/ou H2S, por
exemplo, há tendência à dissolução das incrustações à base de carbonato, porém há aumento da
sua corrosividade.
• Sulfeto de Hidrogênio (H2S)
Como o Sulfeto de Hidrogênio é um gás ácido que se dissolve em água, tende a contribuir para a
redução do seu pH tornando-a mais agressiva sob o ponto de vista de corrosão.
Malinez et al (1998) relata que a agressividade deste gás é diretamente proporcional à
concentração de H2S na solução e à pressão total do sistema. O produto de corrosão formado é o
sulfeto de ferro que além de ser insolúvel e aderir de forma não homogênea à superfície do aço, é
um excelente condutor de elétrons, sendo catódico em relação ao aço.
O aço e o sulfeto de ferro formam, então, um par galvânico que tende a acelerar a corrosão nos
pontos sem depósitos, resultando na formação de pites profundos.
A seguir, a reação química do ferro com o sulfeto de hidrogênio é demonstrada através da
equação:
H2S + Fe ―› FeS + H2
Para Malinez et al (1998, p. 17), “A taxa de corrosão do aço carbono em águas contendo H2S
dissolvido é influenciada, também, pela presença de sais dissolvidos, CO2 e O2”.
• Bactérias
A presença de microrganismos, em especial de bactérias na água de injeção, pode levar a
aceleração da taxa de corrosão.
48
Rosa et al (2000), cita alguns mecanismo que ocorrem pela presença de bactérias na água de
injeção: Produção de metabólicos ácidos; Alteração dos gradientes de oxigênio, criando aeração
diferencial; Ataque seletivo da bactéria em áreas soldadas do metal; Facilitação da iniciação do
pitting (corrosão localizada) em função dos efeitos da adesão microbiana; Consumo microbiano
de inibidores de corrosão; e Degradação microbiana de revestimentos protetores.
Esses mecanismos citados acima podem levar à diferentes problemas para a produção de petróleo
como plugueamento dos poços injetores, corrosão influenciada por microrganismos (CIM)
causando degradação das instalações, acidificação do reservatório (souring), com consequente
comprometimento da qualidade dos fluidos produzidos em virtude das altas concentrações de
H2S.
As bactérias redutoras de sulfato (BRS) são um dos mais comuns e problemáticos tipos de
bactérias presentes em sistemas da indústria de petróleo. São chamadas de redutoras de sulfato
porque possuem a capacidade de transformar sulfato em sulfeto no seu processo metabólico. A
ação das BRS gera um dos principais tipos de processo corrosivo influenciado por
microrganismos.
A equação a seguir mostra a reação de transformação que as BRS produzem no seu processo
metabólico.
SO4-- + 2H
+ + 4H2 ―› H2S + 4H2O
Burmann (2005) relata o mecanismo de ação das BRS pode ser explicado do seguinte modo:
quando aço e corroído, uma camada de hidrogênio atômico e gerada sobre a superfície catódica.
Se o hidrogênio não é removido, ele polariza a superfície, e a taxa de corrosão decresce.
Utilizando o hidrogênio em seu processo de respiração anaeróbica, as BRS removem o
hidrogênio atômico da superfície, causando a despolarização da superfície catódica e,
consequentemente, aumentando a taxa de corrosão.
Como resultado desse mecanismo de ação, é a corrosão localizada chamada de pites e acelerada.
49
As bactérias são classificadas de acordo com a temperatura do meio, conforme a exemplificação
seguir:
• Bactérias mesófilas : microrganismos cuja faixa ótima de crescimento situa-se entre 25 a
45 ºC.
• Bactérias termófilas : microrganismos que apresentam melhor desenvolvimento em
temperaturas acima de 45 ºC.
O diagrama da Figura 15 demonstra determinadas regiões do reservatório, entre um poço injetor e
um poço produtor que pode apresentar condições de temperatura e pressão adequadas para o
crescimento das BRS.
Figura 15. Diagrama Pressão X Temperatura para o crescimento das bactérias (Costa, 2000)
Costa (2000) diz que ainda pode-se classificar as bactérias de acordo com a forma como se
encontram dispersas no sistema. Sendo assim:
50
• Bactérias planctônicas: são organismos nadantes, ou seja, livres que estão aptos a flutuar em um
fluido.
• Bactérias sésseis: são organismos que se encontram aderidos a superfícies.
Conclui-se então que bactérias planctônicas são muito mais susceptíveis aos agentes biocidas que
as sésseis (aderidas) correspondentes, logo a avaliação da eficiência dos produtos químicos
biocidas deve basear-se, principalmente, na inibição das bactérias aderidas, que são as
verdadeiras responsáveis pela corrosão do aço.
Os tipos de bactérias que devem ser monitoradas num sistema de produção irão depender do tipo
de água que será utilizado na injeção. Como aqui se trata apenas da água produzida para
reinjeção, detalha-se então quais são estas.
Malinez (1998) cita as bactérias que se deve monitorar em um sistema de Injeção de Água
Produzida:
• Bactérias Redutoras de Sulfato, mesófilas (m-BRS) e termófilas (t-BRS) planctônicas:
um grupo de microrganismos anaeróbicos capazes de reduzir sulfato a sulfeto.
• Bactérias Anaeróbicas Heterotróficas Totais (BANHT) planctônicas: são organismos
que não necessitam de oxigênio em seu metabolismo e são capazes de utilizar o carbono presente
em compostos orgânicos, potencializando a ação corrosiva pela produção de ácidos orgânicos.
Além do monitoramento destas bactérias, para o controle da atividade microbiológica deve-se
fazer a manutenção da limpeza do sistema de injeção, o que pode ser obtido pelo efeito
combinado da aplicação periódica de produtos químicos (bactericidas) com a utilização de
raspadores, sempre que possível.
51
2.9.2.2 Incrustações – Precipitação de compostos inorgânicos
A ocorrência de incrustações decorrentes da precipitação de sais pouco solúveis e um dos
problemas que eventualmente podem ocorrer nas unidades que injetam água do mar, por causa da
incompatibilidade química junto com a água de formação, como será visto mais a frente neste
trabalho. Mas que também podem ocorrer, com menos frequência, em sistemas de injeção de
água produzida.
A injeção de água em campos de petróleo impõe mudanças termodinâmicas na fase aquosa,
causando desequilíbrios químicos responsáveis pelo aparecimento de espécies insolúveis.
Burmann (2005, p. 19) diz que, “esses precipitados podem se formar nos poros da rocha-
reservatório diminuindo a injetividade, bem como nos poços produtores e equipamentos de
superfície na forma de incrustações”.
Segundo Rosa et al (2000) as precipitações que ocorrem com maior frequência nos campos de
petróleo são do tipo carbonato de cálcio (CaCO3), sulfato de cálcio (CaSO4), sulfato de estrôncio
(SrSO4) e sulfato de bário (BaSO4). Elas ocorrem pela alteração de alguma propriedade química
ou física do meio em que se encontram dissolvida os sais, com isto ocorrerá a formação de
incrustação.
Costa (2000) explica que é importante observar que se a precipitação ocorrer no reservatório, e
sendo este de alta permeabilidade, o fenômeno pode ser até benéfico. Isso ocorre porque o
precipitado assim gerado pode impedir a formação de caminhos preferenciais de água,
aumentando a eficiência de varrido no reservatório.
Se a precipitação ocorrer próximo ao poço ou na coluna de produção, pode haver um decréscimo
significativo do volume produzido. Se ocorrer na planta de processo, as incrustações geradas
podem causar sérios danos aos equipamentos e perdas significativas na capacidade de produção
da unidade. Em ambos os casos, os custos envolvidos na recuperação do sistema são
extremamente altos.
52
Figura 16. Incrustação no duto de injeção de água produzida no Campo de Carmopólis. ( Souza Filho, 2007)
Ainda segundo Costa (2000), devido à cinética de precipitação, a formação do precipitado muitas
vezes ocorre nas imediações do poço, na coluna de produção ou na planta de processo por causa
das fortes mudanças das condições físico químicas que ocorrem nesses locais.
A prevenção de incrustações pode ser feita basicamente através da utilização de produtos
químicos inibidores. Além da remoção no tratamento dos agentes que estão ligados a sua reação.
• Precipitação do Carbonato de Cálcio
As incrustações de carbonato de cálcio podem ocorrer nos sistemas de injeção como efeito do
aumento de temperatura nos poços injetores ou de turbulência e variações de pressão nos
equipamentos (bombas).
Segundo Souza Filho (2007), os reservatórios de petróleo são constituídos de rochas (arenito,
calcário ou dolomita) que podem ser cimentadas por carbonato de cálcio. O ácido carbônico é
53
formado pela ação das bactérias sobre as fontes de matéria orgânica presentes no reservatório que
por sua vez dissolve o carbonato de cálcio das rochas para formar bicarbonato de cálcio solúvel.
A equação a seguir demonstra a formação do bicarbonato de cálcio solúvel a partir da reação do
carbonato de cálcio das rochas e o acido carbônico.
CaCO3 + H2CO3 ―› Ca++
+ 2HCO3-
O dióxido de carbono está presente nos campos de óleo e gás e encontra-se em equilíbrio nas
fases aquosa, gasosa e orgânica (óleo). No processo de produção, a diminuição da pressão no
reservatório perturba este equilíbrio e o dióxido de carbono dissolvido na água é deslocado para
as fases óleo e gás.
Souza Filho (2007) explica que as precipitações de carbonato de cálcio podem ocorrer, nos
campos de petróleo, como conseqüência do aumento da temperatura e/ou queda de pressão. Este
efeito é provocado pelo aumento de pH da água causado pela liberação do dióxido de carbono.
A reação que foi descrita acima pode ser representado pela seguinte equação:
Ca++
+ 2HCO3-
―› CaCO3 + H2O + ^CO2
De acorodo com Burmann (2005), as precipitações carbonáticas são comumente formadas em
campos de condensado e de gás como resultado da grande diminuição da pressão que provoca um
aumento da concentração dos sais na fase aquosa por deslocamento da água para as fases do
condensado e do gás. A fase aquosa supersaturada com carbonatos e/ou sulfatos provoca a
obstrução de válvulas de segurança, colunas e separadores.
Este tipo de incrustação pode também ser observado nas colunas dos poços produtores, mais
especificamente nos mandris de gás-lift, onde há um arraste do dióxido de carbono para a fase
gasosa. Os mandris de gás-lift é uma forma de produção que faz o “levante do petróleo” no
sistema.
54
• Precipitação de sulfato de bário, estrôncio e cálcio
Rosa et al (2000) diz que as incrustações de sulfatos de bário, estrôncio e cálcio ocorrem em
geral, nos campos submetidos à recuperação por injeção de água mar. Estas incrustações são
provocadas pela incompatibilidade química entre a água do mar, contendo alta concentração de
sulfato (~2900 mg/L), e a água da formação que apresenta na sua composição os elementos bário,
estrôncio e cálcio.
A mistura da água do mar com a água conata e/ou do aquífero varia ao longo do processo de
produção do campo e quando se torna supersaturada em relação a determinado composto, a
cristalização pode ocorrer com conseqüente formação de incrustação.
Como consequência dos efeitos de turbulência e queda de pressão aplicados às diferentes
misturas de águas, precipitações de sulfatos ocorrem preferencialmente na região próxima ao
poço produtor. Estas incrustações podem causar perdas ou mesmo inviabilizar a produção dos
poços se medidas eficazes de prevenção e/ou remoção não forem adotadas.
Rosa et al (2000, p. 21), “no caso do sulfato de bário, devido à sua baixa solubilidade e
dificuldade de dissolução, produtos mais eficientes são necessários para prevenir sua formação e
remoção”.
As equações a seguir demonstram a precipitação resultante da reação química entre os íons
sulfato e os íons de sal:
Ba++
+ SO4-- ―> BaSO4
Ca++
+ SO4-- ―> CaSO4
Sr++
+ SO4-- ―> SrSO4
55
2.9.2.3 Souring
Um dos principais riscos envolvidos na injeção de água em reservatórios produtores de petróleo é
a ocorrência de acidificação do reservatório e dos fluidos produzidos, devido à geração de ácido
sulfídrico. Este fenômeno, também conhecido pelo termo em inglês souring, ocorre pela ação das
bactérias redutoras de sulfato (BRS), as quais podem estar presentes no reservatório.
Costa (2000) explica que este tipo de bactéria pode ser encontrado tanto na forma planctônica
(nadante) como na forma séssil (aderida). As BRS toleram uma ampla faixa de pH de 5,0 a 9,5 e
crescem, melhor, em temperaturas entre 25 e 35°C, mas uns poucos gêneros termofilicos crescem
em temperaturas superiores a 60°C.
Porém, para o pleno desenvolvimento destas bactérias, além das condições de temperatura e
pressão citadas é necessária ainda a presença de alimento (hidrocarbonetos) e sulfato, já que as
mesmas são anaeróbicas e utilizam a redução do sulfato a sulfeto nos seus processos metabólicos.
Vários problemas são destacados como resultado da produção do H2S, entre
eles estão: aumento da corrosividade da água produzida; danos à saúde, a
segurança e o meio ambiente; e deposição de Sulfeto de Ferro na rocha-reservatório, em equipamentos e dutos.
10
Burmann (2005) explicita as causas da presença de H2S em reservatórios como sendo: a geração
microbiana em épocas geológicas precedentes; decomposição termoquímica de compostos
orgânicos de enxofre; dissolução de pirita (FeS) contida nas rochas e metabolismo de bactérias
redutoras de sulfato (BRS), originalmente presentes no reservatório ou nele introduzidas durante
a perfuração, completação e/ou estimulação de poços, ou ainda pela injeção de água visando a
recuperação secundária de petróleo.
10 MILANEZ, P.V., Rosário, F.F., Bezerra, M.C.M, Vilas Boas, J.E.C., Rondinini, S.B., Estudo da Viabilidade
Técnica da Reinjeção de Água produzida nos Campos de Carapeba e Pargo, (Rio de Janeiro :
PETROBRAS/CENPES/DIGER – 021/1998 – COMUNICAÇÃO TÉCNICA)
56
Portanto pelo que já foi visto até então, as características da água de injeção que são relevantes no
que se refere a acidificação por bactérias são a presença de bactérias, fontes de carbono e
nutrientes, água sulfatada e outras.
Dentre as alternativas existentes para o controle do souring, destaca-se a dosagem de nitrato (de
sódio ou, mais frequentemente, de cálcio) na água de injeção; a aplicação de biocidas, em
dosagens suficientes não somente para prevenir a corrosão microbiana do sistema de injeção, mas
também a proliferação de BRS no interior do reservatório e evitar a reinjeção de água produzida
quando esta contiver alto teor de carbono orgânico.
2.9.3 A Planta de processo de tratamento de água produzida para água
Na elaboração de um projeto de injeção de água são necessárias informações referentes à
caracterização da água bruta, à caracterização da água da formação e à previsão do
comportamento do reservatório.
Após a definição do projeto, inicia-se a operação da planta de injeção, com o controle de diversos
parâmetros previamente definidos durante a fase de projeto.
Segundo Burmann (2005), os equipamentos principais usados no tratamento em sistemas de
injeção de água produzida são: hidrociclones, flotadores, tanques, filtros de leito misto, filtros de
casca de nozes, filtros de areia. Em um sistema de injeção de água produzida, dependendo da
qualidade requerida da água a ser injetada, podem ser usados até três destes equipamentos em
série.
Na Figura 17, a planta de processo demonstra as etapas de equipamentos que a água irá passar
num sistema de tratamento de água produzida
57
Figura 17. Planta de processo de tratamento para um sistema de injeção de água produzida. (Burmann, 2005)
Ainda segundo Burmann (2005) os produtos químicos que podem ser utilizados nestes sistemas
são: inibidores de corrosão, polieletrólitos, seqüestrante de oxigênio e biocidas. A qualidade da
água injetada deve atender a limites de teores de: óleo e graxas; oxigênio dissolvido; sólidos
suspensos; quantidade de partículas acima de determinado diâmetro e concentração de bactérias.
2.9.3.1 Separador ou Tratador
Geralmente, o separador é um processo termoquímico para a separação da água e óleo bruto.
Produtos desemulsificantes são injetados nos dutos que levam o óleo ao tratador, onde passa por
um aumento brusco de temperatura através de fornos que aquecem a água, que por sua vez
aquecem esses dutos que estão emersos e que transportam o fluido a ser separado.
O calor oferecido ao sistema aumenta a velocidade e capacidade da quebra da emulsão e
separação do óleo/água iniciado pelo produto desmulsuficante quando aplicado nos dutos.
58
2.9.3.2 Hidrociclones ou decantadores
Santos (2002) explica que os hidrociclones são equipamentos para a separação líquido-líquido
desenvolvidos, especificamente, para a separação óleo-água, que no caso de sistemas de produção
são instalados, usualmente, após os separadores de produção trifásicos (óleo/água/gás).
Os hidrociclones funcionam como centrifugadores, aumentando a velocidade do processo de
separação. Mesmo processo que os decantadores desenvolvem mas com uma demanda de área de
ocupação do equipamento muito menor que os decantadores.
Ou seja, os hidrociclones são equipamentos compactos utilizados em plantas de processos que
tem restrição de área para ocupação como plataformas marítimas, e os decantadores são mais
utilizados em estações de tratamento terrestres, por serem processos mais econômicos.
Segundo Santos (2002), os hidrociclones funcionam da seguinte maneira: a água entra no
equipamento através de entradas tangenciais onde a energia potencial da água é transformada em
energia centrífuga. Esta força centrífuga direciona o fluido mais denso (água) para as paredes do
equipamento e o fluido menos denso (óleo) para o centro do corpo do equipamento. A
manutenção da pressão corrente de rejeito, por onde sai o óleo recuperado, sempre abaixo da
pressão de saída de água garante o direcionamento do cone de óleo no sentido oposto ao da saída
da água.
Os decantadores são tanques capazes de fazer a separação do fluido em misturas (líquido-líquido
ou líquido-solido) através de um processo físico de diferença de densidade. Os decantadores
podem estar no sistema bifásico (água/óleo) ou trifásico (água/óleo/gás). A decantação requer
certo tempo e espaço, de acordo com o volume tratado, para acontecer.
2.9.3.3 Flotador
59
Durante o processo de produção do petróleo, a presença de água tende a propiciar o aparecimento
de emulsões muitas vezes estabilizadas pela presença de sólidos finamente divididos e/ou por
substâncias orgânicas.
Segundo Santos (2002), as substâncias orgânicas da interface apresentam de um lado uma parte
polar que contém grupos funcionais tais como: álcool, tiol, ácido e sulfato, entre outros e uma
outra parte apolar constituída, normalmente, por hidrocarboneto parafínico, cicloparafínico ou
aromático.
A presença de óleo em um solvente aquoso pode ser classificada em: livre, disperso, emulsionado
e solubilizado.
Malinez (1998) explica que o óleo livre são dispersões grosseiras constituídas por gotas com
diâmetro superior a 150 µm, sendo facilmente separável por meio de processos gravitacionais. O
óleo disperso entre 50 e 150 µm também pode ser removido por processos gravitacionais,
dependendo da distribuição dos diâmetros das gotas e da presença de agentes estabilizantes. No
caso do óleo emulsionado, o diâmetro das gotas situa-se abaixo de 50 µm, o que dificulta a sua
separação por meios gravitacionais.
Normalmente, o tratamento de óleo emulsionado requer a utilização de processos mais
sofisticados tais como: centrifugação, flotação e filtração por membranas, que podem estar
associados, ou não, a utilização de um produto químico.
A flotação é uma técnica de separação de misturas que consiste na introdução
de bolhas de ar a uma suspensão de partículas. Com isso, verifica-se que as partículas aderem às bolhas, formando uma espuma que pode ser removida da
solução e separando seus componentes de maneira efetiva. O importante nesse
processo é que ele representa exatamente o inverso daquele que deveria ocorrer espontaneamente: a sedimentação das partículas. A ocorrência do fenômeno se
deve à tensão superficial do meio de dispersão e ao ângulo de contato formado
entre as bolhas e as partículas.11
11 DESOUSA, S.R. Flotação de microorganismos. Disponível em <http:// www.iq.unesp.br/flotacao/index.htm>.
(Acesso em 15/08/2009)
60
O processo de flotação de emulsões está baseado na ocorrência de contato entre as bolhas e as
gotas de óleo, como as fases gás e óleo são menos densas do que a água, ambas tenderão a
ascender naturalmente. Contudo, como a densidade do gás é muito menor do que a densidade do
óleo é de se esperar que as bolhas ascendam com uma velocidade maior do que as gotas de óleo.
Esta diferença possibilita a ocorrência do contato bolha-gota.
Santos (2002) relata que para a eficiência do processo de flotação, é fundamental que o contato
entre a bolha e a gota seja efetivo, e que as mesmas permaneçam acopladas até que atinjam o
topo da célula de flotação. O processo de contato é essencialmente controlado por interações
hidrodinâmicas entre as bolhas e as gotas.
2.9.3.4 Filtro de Areia
Segundo Tonetti et al (2004), o funcionamento deste sistema baseia-se na aplicação de afluente
intermitentemente sobre a superfície de um leito de areia. Durante a sua infiltração, ocorre a
purificação por mecanismos físicos, químicos e biológicos. O tratamento físico é resultante do
peneiramento e o químico se processa pela adsorção de determinados compostos. Mas, a
purificação depende principalmente da oxidação bioquímica que ocorre no contato do afluente
com a cultura biológica.
A figura 18, a seguir, demonstra a composição de um filtro de areia, compostos de três camadas:
areia, pedregulho e brita
61
Figura 18. Esquema de um Filtro de areia. (Tonneti et al, 2004)
2.9.3.5 Bomba de injeção
As bombas de injeção são utilizadas para comprimir fluido a ser injetado, e conseqüentemente,
colocar pressão suficiente no sistema para que a injeção no reservatório seja efetivada. A pressão
dependerá das características do reservatório e do índice de injetividade do reservatório.
62
3. PESQUISA DE CAMPO
3.1 CARACTERIZAÇÃO DA ÁREA
O objeto dessa pesquisa de campo foi a estação de tratamento de água produzida do Campo de
Taquipe, operados pela empresa Petrobras S/A. Este Campo fica situado entre os municípios de
São Sebastião do Passé e Catu, no Recôncavo Baiano. Sua formação geológica é do tipo arenito
fluvio-eólico, o mecanismo de produção é a expansão de capa de gás, e a temperatura do
reservatório está em torno de 64°C a uma profundidade de 1140 metros.
O Quadro 3 apresenta as características físicas da rocha-reservatório. Pelos dados apresentados
verifica-se que a porosidade da rocha-reservatório está no nível de classificação de Média
porosidade, ou seja, a jazida comporta medianamente um volume de fluidos em relação ao seu
volume total. Nota-se também que a rocha-reservatório possui uma boa permeabilidade,
indicando uma boa capacidade de fluxo do fluido com quantidade significativa de poros
conectados. de acordo com o deste trabalho
Quadro 3. Características físicas da rocha-reservatório
Dados da Rocha-reservatório
Sistema deposicional arenitos flúvio-eólicos
Porosidade fácies eólica 18,60%
fácies fluvial 17,00%
Permeabilidade fácies eólica 356 mD
fácies fluvial 104 mD
Saturação de óleo inicial 81,20%
Saturação de água irredutível 18,80%
Saturação residual de óleo ao gás 29,70%
O Campo de Taquipe é composto de três estações de produção de petróleo: Estação Almeida,
Estação Carmo e Estação Rio Taquipe. Atualmente, juntas extraem cerca de 800 m³/dia de
petróleo, produzindo juntamente 1800 m³/dia de água proveniente do reservatório, oriundos de 72
poços de produção.
63
A água produzida no processo de separação água/óleo da produção do petróleo das três estações é
enviada para a Estação Almeida, onde se encontra a estação de tratamento de água produzida do
Campo de Taquipe.
A quantidade de poços de cada estação de produção atualmente em operação com seus
respectivos volumes diários de água produzida encontra-se no Quadro 4.
Quadro 4. Quantidade atual de poços por estação e seus respectivos volumes de água produzida
Campo de Taquipe (04/08/2009)
Estação de
produção
Quantidade de
poços
Produção de
àgua (m³/dia)
Rio Taquipe 19 341
Carmo 29 1030
Almeida 24 409
O volume de água produzida no campo de Taquipe no período de Maio a Junho do ano de 2009
pode ser observado no Quadro 5.
Quadro 5. Produção de água nos últimos três meses no campo de Taquipe
Mês Produção de
água(m³)
Maio 63000
Junho 65000
Julho 73000
3.1.1 Descrição da Planta de processo
Primeiro, a emulsão de óleo/água/gás produzido nos poços chega à estação e segue para os Vasos
desgasificadores, onde é separado o sistema água/óleo do gás. O sistema água/óleo segue para
separadores termoquímicos, um pouco antes são injetados produtos químicos desemulsificantes,
para a separação do óleo bruto e a água (cf. Figura 1, Anexo I). Este processo é comum às três
estações de produção: Estação Carmo, Almeida, e Rio Taquipe.
64
Na Estação Almeida, a água produzida proveniente da sua produção segue para tanques
decantadores (cf. Figura 2, Anexo I) separados da água produzida vinda das outras duas Estações
(Carmo e Rio Taquipe). Este procedimento de separar a água produzida de cada estação na etapa
de decantação na estação de tratamento serve para identificar, se houver algum problema no
processo de separação termoquímica, qual estação se originou á água.
A partir daí a água segue para Flotadores Gravitacionais (cf. Figura 3, Anexo I), onde são
retiradas partículas menores de óleo emulsionados e sólidos.
Depois dos Tanques Flotadores, á água é direcionada para Filtros de Areia (filtro rápido), onde
são retirados óleo e sólidos que passaram pelos flotadores, e parte das bactérias. Daí segue então
para Tanques Pulmão, onde ficará a espera do acionamento das Bombas de Injeção (cf. Figura 4,
Anexo I). A água tratada sai de bombas de compressão da Estação Almeida com uma pressão de
1200 psi, para ser injetadas nos poços. Sendo injetado abaixo da pressão de fratura.
Os produtos químicos utilizados no tratamento são Seqüestrante de oxigênio, Biocidas, e
Inibidores de Corrosão. Estes são injetados nos dutos que saem dos Tanques Pulmão para as
Bombas de Injeção.
Todos os resíduos gerados na estação são encaminhados para o CATRE – Companhia de
Tratamento de Resíduos, onde se é feito um reaproveitamento ou é reprocessado para o descarte
correto.
Atualmente toda água produzida tratada na Estação Almeida é injetada no reservatório com a
finalidade de pressurizar o reservatório e fazer a recuperação secundária de petróleo.
Depois de tratada, a água produzida é direcionada para três campos de injeção, Campo de Piloto,
Banco de areia, e DPBA. A partir daí, ela é encaminhada efetivamente para poços de injeção
definidos para melhor aproveitamento do método. A estação também possui um direcionamento
de descarte da água para um poço de produção desativado caso o sistema fique sobrecarregado
em algum momento.
65
O Anexo I apresenta fotos da planta de processo de tratamento de água produzida, tiradas durante
a visita técnica. A figura 19 apresenta um fluxograma de processos deste a captação de petróleo
até a Estação de tratamento de Almeida, que também é detalhada no mesmo.
66
67
3.2 ANÁLISE DE PARÂMETROS OBTIDOS NA PLANTA DE PROCESSO
Na estação de tratamento de água produzida de Almeida, são coletadas 2 vezes na semana
amostras da água tratada totalizando 8 coletas mensais. Esse procedimento é realizado para
controle da qualidade da água a ser injetada.
Durante a visita técnica foram coletados dados das análises laboratoriais da água. Por motivos da
política de segurança de informação da empresa Petrobras S/A, só foram liberados dados de uma
amostra de cada mês, dos últimos três meses. E, por mesmo motivo, não foram liberados os
valores de referência usados para analisar a qualidade da água tratada.
Mas para completarmos o objetivo deste trabalho, foi utilizado valores de referência que foram
colhidos de bibliografias e são utilizados caso não se tenha valores de referência para se utilizar
em um determinado Campo. Os valores de referência e as concentrações dos parâmetros
analisados encontram-se no Quadro 6.
Quadro 6. Amostras coletadas dos últimos três meses com respectivos valores de referência
ANÁLISES DA ÁGUA PRODUZIDA TRATADA
Data da Coleta:
05/05/09
Data da Coleta:
02/06/09
Data da Coleta:
02/07/09
*Manual de
injeção
Parametros
analisados Valores Valores Valores
Valores Limites
Ferro Total, Fe 5,870 mg/L 10,194 mg/L 8,362 mg/L valores não
referenciados
Ferro dissolvido 5,363 mg/L 8,942 mg/L 8,099 mg/L valores não
referenciados
Ferro Suspenso 0,507 mg/L 1,252 mg/L 0,263 mg/L valores não
referenciados
Oxigênio 800 ppb 400 ppb 600 ppb 10 ppb
Sulfeto dissolvido 1,23 mg/L 0,46 mg/L 3,00 mg/L 2 mg/L
Teor oleo e graxa 18,446 mg/L 41,497 mg/L 24,579 mg/L 50 mg/L
Sólidos suspensos 16,117 mg/L 9,533 mg/L 5,275 mg/L 20 mg/L
pH 6,6 6,79 6,63 7,00
BRS 4,00 nmp/Ml 1100,00 nmp/mL 0 nmp/ml 50 nmp/mL
*Fonte: Burmann (2005)
68
Observando o Quadro 6, da análise da água produzida tratada, e comparando com os valores de
referência que também estão dispostos nele, o item Oxigênio apresentou acima dos níveis
aceitáveis em seqüência nas três amostras analisadas. O item BRS (Bactérias Redutoras de
Sulfato) está também bem acima dos níveis de referência na segunda amostra analisada. O
parâmetro Sulfeto dissolvido apresentou-se um pouco acima do limite na terceira amostra.
Como já foi visto no capítulo de revisão bibliográfica deste trabalho, o mecanismo de corrosão do
ferro, principal matéria-prima das instalações dos sistemas de injeção, está intrinsecamente ligado
a quantidade de oxigênio do meio. Por esse motivo, é previsto que a alta taxa de oxigênio
verificada nas três amostras de meses subseqüentes poderá acarretar em elevados índices de
corrosão reduzindo a vida útil das instalações e equipamentos. Além disso, o teor de ferro
insolúvel derivado da corrosão poderá diminuir as condições de permeabilidade do reservatório
tamponando os canais de fluxo com conseqüentes prejuízos na produção do petróleo.
Baseado no gráfico, que relaciona a taxa de corrosão e o nível de oxigênio do meio, da Figura 14
apresentado por Costa (2000), e fazendo uma projeção da equação exponencial obtida e com os
valores de oxigênio dissolvido encontrados nas amostras as taxas de corrosão poderão alcançar
valor em torno de 10000 µm/ano. O que acarretará danos às instalações.
De acordo com o diagrama da Figura 15 apresentado por Costa (2000) e a temperatura do
reservatório que está em torno de 65°C, as bactérias redutoras de sulfato (BRS) que foram
detectadas nas amostras são de natureza termófilas (bactérias desenvolvidas acima de 45°C).
As BRS’s são um dos problemas mais críticos presentes num sistema de produção de petróleo
causando a produção de sulfeto (H2S) pelo seu processo metabólico na redução do sulfato,
acidificação dos fluidos, aumentando as taxas de corrosão e também estão diretamente ligados a
iniciação da formação de pites, que se refere a uma corrosão localizada.
O valor de bactérias redutoras de sulfato (BRS) encontrado na segunda amostra é 22 vezes maior
do que o valor limite referenciado. A depender do período de exposição do sistema a esta colônia
de bactérias a taxa de iniciação da formação de pites(corrosão localizada) poderá ser alto. Pode-se
69
justificar essa afirmação verificando, no Quadro 6, que os teor de Ferro total e Ferro suspenso
(que pode causar problemas de tamponamentos dos poros da rocha) aumentou na mesma amostra
onde o número de bactérias é elevado.
As bactérias Anaeróbicas Heterotróficas Totais (BANHT), foram inexistentes nas três análises de
amostras coletadas. Essas bactérias são mais susceptíveis aos agentes biocidas, podendo ser esta a
razão de sua inexistência nas amostras de água produzida tratada.
Segundo Milanez (1998), o Sulfeto de Hidrogênio (H2S) por ser um gás solúvel na água,
contribui para redução do pH, tornando o meio mais agressivo a corrosão. A reação com os
equipamentos produz o Sulfeto de Ferro (FeS), que por sua vez forma um par galvânico com o
aço nos pontos sem deposito(formação de uma pilha eletrolítica),formando pites profundos. O
Sulfeto de Hidrogênio, na verdade, continua a corrosão localizada iniciada pelas bactérias.
O H2S pode estar contido na formação ou produzido pelas BRS. Na terceira amostra (Quadro 6)
nota-se que o sulfeto dissolvido encontra-se um pouco acima do limite máximo de referencia.
Este aumento pode ser resultado da colônia de bactérias verificada na segunda amostra e também
pode ter relação na quantidade de Ferro total não ter diminuído apesar do parâmetro BRS dessa
mesma amostra apresentar-se nulo.
Pode-se observar também que os valores de referência utilizados neste trabalho para comparar
com os valores analisados são de âmbito geral. Ou seja, são utilizados apenas quando não se têm
valores característicos específicos para serem utilizados pelo controle do sistema de injeção.
Sendo então não tão rigorosos em seus limites de tolerância.
Assim, a água tratada ainda pode não estar em conformidades com outros parâmetros que na
analise deste trabalho apresentaram-se dentro dos limites quando comparada com seus valores
característicos reais, que são fruto de um estudo especifico do reservatório.
70
As concentrações de referência de Ferro Total, Ferro dissolvido e Ferro Suspenso, têm seus
valores de referencias estimado a depender de cada sistema de injeção, especificamente. Por isso
não foram analisados neste trabalho, comparando com valores de referencia.
As concentrações de Sólidos Suspensos, teor de óleos e graxas e o nível de pH, encontravam-se
abaixo dos limites de referência utilizados neste trabalho. O parâmetro Teor de Óleo e Graxas
apresentou dentro dos valores de referência para injeção, mas na segunda e terceira amostra
apresentou-se acima do nível previsto pela Resolução CONAMA n°357/05, que limita o teor de
óleo mineral até 20mg/L no padrão de lançamento de um efluente. Mas como toda água
produzida nesta estação é utilizada para reinjeção e não há descarte no meio ambiente, não se
observa indícios de não conformidade neste parâmetro.
71
4. CONCLUSÃO
O trabalho permitiu conhecer os parâmetros de qualidade da água produzida (tratada) exigidos e
os alcançados numa estação de tratamento, para utilização em reinjeção de poços com a
finalidade da recuperação secundária de petróleo. Embora o acesso aos dados foram limitados a
três amostragens.
Apesar de terem sido utilizados parâmetros de comparação não referentes ao especifico
reservatório em estudo, e sim parâmetros de âmbito geral para seu tipo de formação retirados de
bibliografias, alguns itens das amostras colhidas de água tratada apresentaram-se acima do limite
de referencia. Mas não pode-se afirmar se esta água está ou não conforme para ser utilizada na
reinjeção, pois não foi divulgado o numero de amostras não-conformes pela empresa.
Os parâmetros de Taxa de Ferro dissolvido e Ferro Suspenso não foram analisados, pois são
valores muito específicos de cada sistema de injeção, por isso não foram encontrados em
bibliografias como valores de referencia de utilização geral como foram feito neste trabalho.
Os resultados destas análises, a depender da quantidade de amostras não conformes que se
consideram aceitáveis para este sistema de injeção, podem apontar para certa deficiência em
alguma parte da planta de processos no tratamento da água produzida. Assim, o acesso a uma
série de dados sobre a análise da água produzida tratada poderá indicar se o tratamento atual é
eficiente para a reinjeção em poços de petróleo.
72
REFERÊNCIAS
BURMANN, Clovis Pacheco. Manual de Injeção de água. Rev.3. Aracaju: UN – BC/RH, 2005.
94p(Apostilas Técnicas, Petrobras).
COSTA, Roni Fabio Dalla, Curso de Qualificação e Tratamento de Água de Injeção. Aracaju:
UN – BC/RH, 2000.48p(Apostilas Técnicas, Petrobras).
CORREIA, Abaeté de Barros. Noções de Geologia e Reservatórios de Petróleo. Aracaju: UN –
BC/RH, 2008. 39p(Apostilas Técnicas, Petrobras).
DESOUSA, S.R. Flotação de microorganismos. Disponível em <http://
www.iq.unesp.br/flotacao/index.htm>. (Acesso em 15/08/2009)
GUIMARÃES, Marcus Moretzsohn; SAYD, Alexandre; BARROS Maria Eliana de. Noções de
Reservatório. s. l.: UN – BC/RH, 2002. 108p(Apostilas Técnicas, Petrobras).
MARQUES, João Bosco Dias. Tópicos Gerais de Engenharia de Reservatórios de Petróleo.
Salvador: Universidade Petrobras – RH/UP/ECTEP, 2008.98p(Apostilas Técnicas, Petrobras).
MAZUCATO JUNIOR, José. Acompanhamento Operacional da Reinjeção de água
produzida. s.l., 2008. Diapositivos (70 slides)
MILANEZ, P.V., Rosário, F.F., Bezerra, M.C.M, Vilas Boas, J.E.C., Rondinini, S.B., Estudo da
Viabilidade Técnica da Reinjeção de Água produzida nos Campos de Carapeba e Pargo, (Rio de
Janeiro : PETROBRAS/CENPES/DIGER – 021/1998 – COMUNICAÇÃO TÉCNICA)
PAIVA, Ronaldo. Injeção e Reinjeção de água. Salvador, s.d. Diapositivos (141 slides)
ROCHA, Claudia Lucena. Análise de Fronteiras de Reservatório de Petróleo através de
Geoquímica de Superfície e Mineração de Dados. Rio de Janeiro, 2005. 153f..Dissertação
(Mestrado em Ciências) – Universidade Federal do Rio de janeiro.
73
ROSA, Adalberto José; CARVALHO, Renato de Souza; XAVIER, José Augusto Daniel.
Engenharia de Reservatórios de Petróleo. 1.ed. Rio de Janeiro, 2006. 832p.
SOUZA FILHO, Erasmo. Tratamento de água para injeção e reinjeção em poços. Salvador,
2007. Diapositivos (86 slides)
SANTOS, Alberto Jesus. Tratamento de Água Produzida – Separação e tratamento de
fluidos.Salvador: Universidade Petrobras, 2002.48p(Apostilas Técnicas, Petrobras).
SILVA, CARLOS Remi Rocha. Água Produzida na extração do Petróleo. Rio de Janeiro,
2000. 83f..Monografia (Curso de Especialização em Gereciamento e Tecnologias Ambientais na
Indústria) – Universidade Federal do Rio de janeiro.
THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2.ed. Rio de Janeiro,
2001. 270p.
ZANTA, Carmen Lúcia P. S.; TONHOLO, Josealdo; SILVA, Sandra Rodrigues da. Tratamento
de água produzida de petróleo através da tecnologia eletroqímica. Maceió, 2005.5f. Artigo –
Departamento de Química - Universidade federal de Alagoas.
74
ANEXOS
75
Anexo I
Figura 1. Vasos desgasificadores e Separadores Termoquímicos. Estação Almeida –
Campo Taquipe.
76
Figura 2: Tanques Decantadores. Estação Almeida – Campo taquipe.
77
Figura 3. Tanques Flotadores e Abrigo dos Filtros de Areia. Estação Almeida – Campo
Taquipe
78
Figura 4: Tanques-Pulmão e casa de Bombas para injeção. Estação Almeida – Campo
Taquipe.
Anexo II
CARACTERÌSTICAS DE ÀGUA DOCE, DO MAR E PRODUZIDA
TIPO DE ÁGUA DO MAR DOCE PRODUZIDA
CAMPO MÉDIA MUNDIAL MG-217 RIO MALOMBE ARAÇÀS - BA BURACICA – BA NO MUNDO
Sóli
dos
Dis
solv
idos,
em
(m
g/L
)
Sódio Na+
11.000 170 22 26650 9630 132 – 97000
Potássio K+
390 24 – 4300
Cálcio Ca+ 400 10 2 10250 3910 13 – 25800
Magnésio Mg++
1200 3 2 1620 570 8 – 6000
Bário Ba++
0,1 0 0 100 95 1 – 650
Estrôncio Sr++
7 0,02 – 1000
Ferro (total) Fe 0,3 0,1 0,6 26 1,5 < 0,1 – 100
Cloreto CI- 19500 120 24 64270 23430 80 – 200000
Sulfato So4--
2730 30 17 6 30 < 2 – 1650
Bicarbonato HCO3-
145 240 10 78 100 77 – 3990
Carbonato CO3--
0 8 0 0 0 0
Hidróxido OH- 0 0 0 0 0 0
Sulfeto S-- 0 0 0 0 0,3 10
Sólidos totais dissolvidos 35500 540 80 102990 37600
Gases
Dissolvidos,
(mg/L)
Oxigênio O2 0 7 0 0
Dióxido de carbono CO2 0 8 60 30
Gás Sulfídrico H2S 0 0 0 0,1
Propriedades
Físicas
Densidade a 15,6 oC 1,03 1,005 1,003 1,08 1,03 1,01 – 1,14
PH 8,2 8,2 6,4 6,4 6,5 4,3 – 10,0
Material
Suspenso (mg/L)
Óleo 0 0,4 27 3 2 – 565
Sólidos 0,4 1,5 35 8 1 – 1000
FONTE Souza Filho
Figura 19. Fluxograma da Planta de processo do tratamento
66
Tanque de
decantação
Tanque de
decantação
Produtos químicos:
Biocidas, inibidores de
corrosão e sequestrante
de oxigênio.
Tanques
Flotadores
Bomba de
Injeção
Filtros de
areia
Tanque
pulmão
Estação do Carmo
Estação Rio Taquipe
Estação Almeida
Estação de Tratamento Poços de produção
Vaso
Desgaseificador
Gás
Emulsão
água/óleo
Separador
termoquímico
Água
produzida
Óleo bruto
Produto químico:
agente
desemulsificante
Poços de produção
Vaso
Desgaseificador
Gás
Emulsão
água/óleo
Separador
termoquímico Água
produzida
Óleo bruto
Produto químico:
agente
desemulsificante
Poços de produção
Vaso
Desgaseificador
Gás
Emulsão
água/óleo
Separador
termoquímico Água
produzida
Óleo bruto
Produto químico:
agente
desemulsificante