O Tratamento do Água Produzida

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Figura 2- Concentrações de metais pesados.

O material radioativo mais abundante na AP é o rádio, principalmente Ra226 e Ra228 e sua principal fonte são íons radioativos. Existe uma relação entre a concentração de Bário e a de isótopos de Rádio (AHMADUN, PENDASHTEH, et al., 2009).

Os componentes de tratamentos químicos mais usados são aqueles para tratamentos de produção, processamento de gás, estimulação e workover. Os usados na produção são coagulantes, inibidos de emulsões, inibidores de corrosão, biócidas, floculantes, e anti-espumantes. Aqueles usados no processamento do gás são basicamente inibidores de hidratos e por fim, os de estimulação e workover são aditivos, ácidos e salmouras (STEPHENSON, 1992).

Finalmente os componentes sólidos são formados por pedaços da formação, corrosão, bactérias e asfaltenos. As bactérias mais presentes são as Gram Positive, causadores de corrosão nos dutos e equipamentos. Sua concentração varia entre 50-100mg de microorganismos por ml (AHMADUN, PENDASHTEH, et al., 2009).

Gerenciamento da AP

A escolha da medida de tratamento e alocação da água produzida (AP) depende diretamente de alguns fatores, tais como: localização da base de produção, legislação, viabilidade técnica, custos edisponibilidade de infraestrutura e deequipamentos (MOTTA et al, 2013)

Dentre as reais possibilidades consideradas para a água produzida, neste trabalho, atenta-se para as de maior relevância, podendo citar:

- Descarte no mar;

- Descarte no subsolo;

- Água de injeção.

Descarte no mar: tem sido amplamente usado por empresas, de acordo com critérios locais e nem sempre seguinte as regras e legislação devida. O teor de óleos e graxas (TOG) é um dos principais parâmetros para instalações onshore e offshore (MOTTA et al, 2013).

Para o caso offshore, o descarte no mar pode ser utilizado dependendo de cada local em particular, seguindo as normas e legislações vigentes. De acordo com Allen & Robinson (1993), o descarte de AP no mar abrange desde a inexistência de efeitos nocivos, em ambientes onde haja a possibilidade para diluição dos poluentes, até os rejeitos de pequena concentração de poluentes, que a longo prazo pode representar danos ambientais próximo ao local de despejo.

Descarte no subsolo: Trata-se de uma prática adotada por várias empresas ao redor do mundo. A injeção do efluente não pode ser utilizada indiscriminadamente, mas sim em zonas previamente delimitadas, e principalmente, sem contato com nenhum lençol freático ou aquífero de água doce. Deve-se ter cuidado com a

isolação da zona de descarte, bem como das zonas atravessadas pelo poço, para que não haja possível contaminação da AP. Está é uma medida ambientalmente aceitável, uma vez realizado um criterioso estudo geológico para a correta avaliação e delimitação da zona em que se fará o descarte (SILVA, C.R.R. 2000).

Para o caso onshore, o descarte de AP em cursos naturais de água superficiais é usualmente proibido, a exceção é para casos em que a salinidade da AP é relativamente baixa. O descarte da AP com elevada salinidade nos cursos naturais de água, podem matar peixes de água doce e vegetação (STEWART & ARNOLD, 2011).

Água de injeção: Por fim, outra possível e muita utilizada forma de descarte é a injeção da própria AP em reservatórios. Estes podendo conter água (armazenamento geológico) ou hidrocarbonetos (sistema petrolífero). O armazenamento geológico, em território nacional, deve andar em concordância com a Resolução CONAMA no 396 (BRASIL,2008), que trata da classificação das águas subterrâneas. Já em termos internacionais, os limites máximos de óleos e graxas totais estabelecidos pelos padrões para descarte da AP no mar estão entre 15 mg.L-1 (Venezuela e Argentina) e 50 mg.L-1 (Nigéria, Angola, Camarões e Costa do Marfim), os Estados Unidos, com 29 mg.L-1 (STEWART & ARNOLD, 2011), por exemplo.

Já para sistemas petrolíferos, a injeção de água é usada além da opção de ‘varrimento’ do óleo para poços produtores, funciona como principal ferramenta para a manutenção da pressão do reservatório, evitando assim sua depletação e queda de produção. É necessário, porém, tratar a AP que será reinjetada no reservatório de petróleo, já que esta contém componentes químicos que podem reagir com compostos do reservatório que levando a obstrução de poros da rocha reservatório. Por exemplo, uma AP de alta salinidade ao ser injetada sem o devido tratamento em um reservatório com rochas argilosas pode ocasionar a restrição de poros supracitada, assim como a perda de injetividade no local. Semelhantemente, a presença de impurezas também acaba por obstruir mecanicamente o local de injeção, assim como diversos outros fatores que impossibilitam à injetividade no reservatório.

Porém, para a injeção de água, o Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA), que é o órgão consultivo e deliberativo do Sistema Nacional do Meio Ambiente (SISNAMA), estabeleceu certas restrições de parâmetros que devem atender à faixa estipulada pela RESOLUÇÃO CONAMA Nº 20, de 18 de junho de 1986, Art. 21 “Os efluentes de qualquer fonte poluidora somente poderão ser lançados, direta ou indiretamente, nos corpos de água desde que obedeçam às seguintes condições”, representadas pela tabela a seguir:

Discriminação

Concentrações

PH

5 - 9

Óleos e graxas

20 mg/l (minerais), 50 mg/l (vegetais e gordura animal)

Amônia:

5,0 mg/l N

Arsênio total:

0,5 mg/l As

Bário:

5,0 mg/ Ba

Boro:

5,0 mg/l B

Cádmio:

0,2 mg/l Cd

Cianetos:

0,2 mg/l CN

Chumbo: