Durante a produção de petróleo e gás é comum a produção conjunta de água, chamada de água produzida, água de produção ou água de processo. Este fluido é basicamente composto pela água de formação do próprio reservatório e pela água do mar injetada no campo, tanto para manter a pressão do reservatório, quanto para aumentar a recuperação secundária do óleo.
Em muitos casos, estas águas, após um certo tratamento, são usadas para estimular formações antigas e maximizar a produção, essa é uma prática chamada recuperação secundária. No caso de explorações não convencionais, a situação tem uma característica adicional. Cada poço não convencional consome entre 10.000 e 14.000 m³ de água, que é usado para formular fluidos de fratura e “fraturar” rochas de xisto, recuperando assim o petróleo e o gás alojados nele.
Nos campos onde há injeção do mar, também são injetados produtos químicos, tais como anticorrosivos, biocidas, antiespumantes, anti-incrustantes, sequestrante de oxigênio, etanol, trietilenoglicol, desemulsificantes, entre outros. Alguns desses produtos estão associados ao óleo e, assim sendo não são descartados, porém, outros produtos químicos estão associados à água, podendo vir a ser descartados no mar juntamente com a água produzida.
A água produzida (AP) é o principal efluente proveniente das instalações de produção de petróleo e gás. As plataformas de gás tendem a produzir menores quantidades, porém com maiores concentrações de contaminantes orgânicos, e as plataformas de óleo tendem a produzir grandes volumes deste efluente, sendo que o volume de AP tende a aumentar com o tempo. Em campos maduros o volume de água produzida pode ser 10 vezes maior do que o volume de óleo produzido.
“São águas de formação constantes no próprio poço de petróleo, composta basicamente de água salina combinada (contaminada) com óleo bruto livre e dissolvido, além de fenóis, parafinas e hidrocarbonetos em geral. Além disso, há as águas que são utilizadas como parte do processo de extração do óleo, como a água de injeção” – afirma Marcelo Malerba, gerente comercial da SWTS Brasil para Óleo e Gás.
Esta água trata-se de basicamente água do mar, que anteriormente passa por tratamento de remoção de sulfatos e, então, é injetada no poço aumentando sua pressão interna e permitindo que o óleo seja extraído das camadas profundas. A água de injeção com um tratamento adicional para remoção completa dos sais e também pode ser utilizada para dessalgação do óleo.
De acordo com Juan Pablo Camezzana, engenheiro e gerente de desenvolvimento de negócios para Argentina da Fluence, após o processo de fratura e durante a primeira semana de operação desses poços, mais de 50% dessas águas são recuperadas e emergem novamente para a superfície, mas neste caso com alto teor de sal e hidrocarbonetos.
“O tipo de contaminantes nas águas de Flowback difere amplamente entre os campos, mas um fator comum é claramente o conteúdo de HC. Também, uma alta concentração de sais é geralmente característica nesses efluentes, como acontece em Vaca Muerta, Argentina, por exemplo, onde encontramos salinidades até 8 vezes superiores às do mar” – explica Camezzana.

O processo de tratamento e sua importância
A água produzida (efluente) é tratada por meio de etapas com extração óleo-líquido com uso de hidrociclone e, posteriormente, flotação, até que atinja as especificações da legislação antiga. De acordo com Malerba, a água de injeção é, basicamente, água do mar tratada para a remoção de sulfatos com o uso de membranas seletivas. Tanto a água injetada para dessalgação quanto para consumo humano na plataforma são obtidas por meio de osmose reversa.
O tipo de tratamento depende dos regulamentos locais, mas Camazzana explica que em geral é composto primeiramente pela etapa da separação de hidrocarbonetos, onde o que se busca é maximizar claramente a recuperação do HC. Isso ocorre em piscinas de API. Em geral, existem sistemas de flotação induzida nos quais o HC continua sendo eliminado, mas neste caso em uma etapa de polimento. Após isto costuma haver etapas de polimento final com um filtro de casca de noz.
Ele ressalta ainda que em alguns casos, as práticas de dessalinização são aplicadas como etapa final, o que possibilita a geração de água de excelente qualidade que pode ser usada como água de primeiro uso, por exemplo, para irrigação agrícola.
O tipo de processo a ser adotado para o tratamento da AP depende dos compostos que se deseja remover. Os compostos a serem removidos, por sua vez, dependem do destino final a ser adotado para a AP tratada que pode ser descarte, injeção ou reúso.
O tratamento da AP pode ser feito para remoção de óleo sob as forma dispersas e de compostos orgânicos solúveis; desinfecção, para remoção de bactérias e algas; remoção de SS, turbidez e areia; remoção de gases dissolvidos, como gases de hidrocarbonetos leves, CO2 e H2 S; dessalinização, para remoção de sais dissolvidos, sulfatos, nitratos e agentes de incrustação; abrandamento, para remoção de dureza em excesso; remoção de compostos diversos, como os MRON, e ajuste da razão de adsorção de sódio (RAS).
A água produzida deve ser tratada para evitar a contaminação do ambiente com óleo. Hoje em dia os órgãos ambientais estão exigindo a remoção de todos os hidrocarbonetos, o que tem gerado um impacto considerável nas tecnologias aplicáveis e na filosofia do processo de extração de petróleo off-shore. Isso ainda é objeto de discussão e questionamento, já que normas de países muito mais restritivos que o Brasil no que tange a legislação ambiental ainda não implementam tais demandas de remoção de óleos totais.
Uma vez que essa legislação esteja completamente solidificada, a discussão sobre o processo e riscos do procedimento tomam uma outra dimensão. Na legislação antiga, o processo era simples e muito importante para evitar contaminação do meio ambiente com altos níveis de óleo, evitar multas ao produtor e evitar o bloqueio operacional da plataforma. Para o meio ambiente, níveis altos de petróleo podem causar grandes danos ambientais; entretanto, o Brasil historicamente não tem ocorrências de grande magnitude nesta área.
“O pior desastre foi aquele recentemente causado por derramamento de óleo de navio estrangeiro na costa brasileira. Já a água de injeção está diretamente ligada à produtividade e à eficiência operacional do poço, o que é vital. Ela é responsável por manter o poço em produção, já que quanto maior o tempo de campanha, maior a necessidade de injeção de água necessária para que o óleo aflua do poço” – enfatiza o gerente da SWTS Brasil.

Tecnologias
As tecnologias para tratamento de óleo são fundamentais nos princípios de separação física, adsorção, oxidação química, decomposição biológica e filtração por membranas. Alguns dos métodos convencionais mais utilizados no tratamento de água são:
Separadores gravitacionais: Consiste no escoamento horizontal da AP por grandes tanques de decantação, possibilitando que o óleo livre e os sólidos decantáveis sejam separados por ação da gravidade e a fase aquosa removida. É indicado para separação da fração de óleo que se encontra na forma livre, apresentando gotas de diâmetros maiores que 150µm.
Flotação: Tem como princípio a geração de bolhas gasosas no interior da água produzida. Estas bolhas colidem e aderem nas gotículas de óleo dispersas na água, reduzindo a densidade desses agregados e promovendo a ascensão do óleo que, por sua vez, forma uma camada de espuma de simples transferência.
Hidrociclones: São utilizados equipamentos que permitem a formação de um escoamento em espiral, gerando um campo centrífugo no seu interior que, em função da diferença de densidade entre as fases, promove a separação do óleo disperso.
Vale destacar que os processos químicos e biológicos vêm sendo concebidos em paralelo à técnica de membranas. Entretanto, utilizam produtos químicos tóxicos e necessitam de um espaço significativo para a instalação, além de apresentarem elevados custo de tratamento. Nesse contexto, os processos de separação por membranas pode ser considerado a tecnologia mais propícia para esse tratamento.

Tratamentos químicos: Normalmente utilizados em conjunto com métodos convencionais, os processos químicos possuem uma larga escala de aplicação no tratamento da água produzida, atuando, sobretudo, na desestabilização do óleo finamente dissolvido. Os princípios mais comuns são a precipitação e a oxidação química, processos eletroquímicos, tratamentos fotocatalíticos, processos envolvendo a reação de Fenton ou líquidos iônicos, tratamentos com ozônio e também os agentes desemulsificantes.
Tratamentos biológicos: Já os processos biológicos utilizam tanto microrganismos aeróbicos, como microrganismos anaeróbicos. São úteis na remoção de compostos orgânicos e amônia, visto que metabolizam estes contaminantes. Contudo, são ineficazes no tratamento de sólidos dissolvidos.
Tratamentos por membranas: Os processos de separação por membranas estão presentes em diversos setores, como na indústria química, na área médica, na biotecnologia, na indústria alimentícia, na indústria farmacêutica e em tratamentos de águas residuais.
Em relação a indústria petrolífera, a utilização de membranas vem ganhando um espaço significativo devido ao seu excelente desempenho na remoção de partículas de óleo estáveis da água produzida, de diâmetro na ordem de micrômetros. Os principais processos de separação de membranas são a microfiltração, a ultrafiltração, a nanofiltração e a osmose inversa.
Membranas podem ser definidas como uma barreira que separa duas fases e que restringe total ou parcialmente o transporte de uma ou várias espécies químicas presentes nas fases. O fluido é transportado por meio da membrana pela ação de uma força motriz, que pode ser provocada por vários tipos de gradientes: de concentração, de potencial elétrico, de pressão de vapor e de pressão hidráulica.

Normas e mercado
Do ponto de vista da segurança industrial, esses tratamentos não representam práticas arriscadas. Do ponto de vista ambiental, esses tratamentos são fundamentais para diminuir o impacto que a atividade gera. Os regulamentos geralmente são diferentes em cada país e, dentro destes, também podem ser diferentes em cada estado.
O tratamento de efluentes líquidos da indústria de O&G é um custo para os operadores, com o qual, em muitos casos, o nível de tratamento está associado a flutuações no preço do barril. No entanto, em muitos casos, o tratamento desses efluentes pode representar um investimento estratégico, pois disponibiliza fontes de água que podem ser consideradas de primeiro uso. É muito interessante explorar práticas de reúso, estudando caso a caso.
“O CONAMA é o órgão que regulamenta no Brasil os parâmetros de descarte. Ao efluente é exigida a remoção de óleos livres, com limite máximo de 29ppm/dia ou 42 ppm/ocorrência/dia. Quanto à água de injeção, os parâmetros de sulfatos são determinados pelo proprietário do poço em razão das características técnicas, que variam de local para local” – destaca Malerba.
Ele explica ainda que há um novo entendimento sobre a remoção de óleo da água produzida/efluente, com nova regulamentação publicada que obriga a remoção de óleos totais, não apenas óleos livres, como feito hoje. Não há tecnologia no momento capaz de atingir estes parâmetros, o que tem feito as companhias de petróleo buscarem alternativas.
“Nos sistemas de injeção de água, há novas tecnologias de remoção de oxigênio por meio de membranas e também a aplicação de ultrafiltração no processo de dessulfatação, melhora o desempenho da remoção de sulfatos e outras variantes que têm aumentado a eficiência dos processos” – completa.

Contato das empresas
Fluence: www.fluencecorp.com
SWTS Brasil: www.suezwatertechnologies.com.br