ESTUDO HIDROQUÍMICOS DA ÁGUA PRODUZIDA DE UM … · Sena, Shirley Feitosa Machado. Estudo hidroquímicos da água produzida em um determinado campo de petróleo da bacia potiguar

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA – CT

CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE

PETRÓLEO - PPGCEP

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

ESTUDO HIDROQUÍMICOS DA ÁGUA PRODUZIDA DE UM

DETERMINADO CAMPO DE PETRÓLEO DA BACIA POTIGUAR

Shirley Feitosa Machado Sena

Orientador: Prof. Dr. Djalma Ribeiro da Silva

Natal / RN, Fevereiro de 2011

ESTUDO HIDROQUÍMICOS DA ÁGUA PRODUZIDA DE UM

DETERMINADO CAMPO DE PETRÓLEO DA BACIA POTIGUAR


Natal / RN, Fevereiro de 2011

Catalogação da Publicação na Fonte. UFRN / SISBI / Biblioteca Setorial

Especializada do Centro de Ciências Exatas e da Terra – CCET.

Sena, Shirley Feitosa Machado. Estudo hidroquímicos da água produzida em um determinado campo de petróleo da bacia potiguar / Shirley Feitosa Machado Sena. – Natal, RN, 2011. 126 f. : il.

Orientador : Prof. Dr. Djalma Ribeiro da Silva.

Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro de Ciências Exatas e da Terra. Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo.

1. Água produzida – Dissertação. 2. Hidroquímica – Dissertação. 3. Análise discriminante – Dissertação. 4. Bacia potiguar – Dissertação. I. Silva, Djalma Ribeiro da. II. Título.

RN/UF/BSE-CCET CDU 665.615

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN

Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 iii


Estudo hidroquímicos da água produzida de um determinado campo de petróleo da

bacia potiguar.

Dissertação de Mestrado apresentada ao

Programa de Pós-Graduação em Ciência e

Engenharia de Petróleo PPGCEP, da

Universidade Federal do Rio Grande do

Norte, como parte dos requisitos para

obtenção do título de Mestre em Ciência e

Engenharia de Petróleo.

Aprovado em 28 de Fevereiro de 2011.

Prof. Dr. Djalma Ribeiro da Silva

Orientador – UFRN

Profª Dra Maria de Fátima Vitória de Moura

Membro Interno - UFRN

Profª. Dra. Andréa Francisca Fernandes Barbosa

Membro Externo - UNP


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 iv

MACHADO SENA, Shirley Feitosa - Título. Dissertação de Mestrado, UFRN, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Meio Ambiente, Natal – RN, Brasil. Orientador: Prof. Dr. Djalma Ribeiro da Silva

RESUMO

Dos resíduos gerados durante a exploração e produção de petróleo, a água se

destaca devido a vários fatores, entre eles o volume gerado, o conteúdo salino, a presença

de óleo e de produtos químicos e essa água associada ao petróleo é denominada água

produzida. A composição química dessa água é complexa e depende fortemente do

campo gerador, pois a mesma esteve em contato com a formação geológica por milhares

de anos. Esse trabalho tem como objetivo caracterizar hidroquímicamente a água

produzida em diferentes zonas de um campo localizado na Bacia Potiguar. Foram

coletadas 27 amostras provenientes de 06 zonas (400, 600, 400/600, 400/450/500,

350/400, A) produtoras do campo denominado S e medidos 50 parâmentos divididos

entre parâmetros físico-químicos, cátions e ânions. Na caracterização hidroquímica foi

utilizado como ferramentas cálculos de razões iônicas, diagramas de classificação

hidroquímica sendo eles o diagrama de Piper e o diagrama de Stiff e também a estatística

que auxiliou nas identificações de assinaturas padrões de cada zona de produção inclusive

a zona que fornece a água injetada nesse campo para a recuperação secundária de

petróleo. O erro do balanço iônico foi calculado para avaliar a qualidade dos resultados

das análises que foi considerada boa, pois 89% das amostras apresentaram erro abaixo de

5%. Os diagramas hidroquímicos classificaram as águas como Cloretadas Sódicas, com

exceção das amostras da zona A, proveniente do poço injetor, que foram classificadas

como Bicarbonatadas Sódicas. Através da análise descritiva e da análise de discriminante

foi possível a obtenção de uma função que distingue quimicamente as zonas de produção,

essa função apresentou uma boa taxa de acerto de classificação que foi de 85%.

Palavras-Chaves: Água produzida, Hidroquímica, Análise discriminante, Bacia

potiguar, Zonas-Reservatório.


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 v

ABSTRACT

Waste generated during the exploration and production of oil, water stands out

due to various factors including the volume generated, the salt content, the presence of oil

and chemicals and the water associated with oil is called produced water. The chemical

composition of water is complex and depends strongly on the field generator, because it

was in contact with the geological formation for thousands of years. This work aims to

characterize the hydrochemical water produced in different areas of a field located in the

Potiguar Basin. We collected 27 samples from 06 zones (400, 600, 400/600, 400/450/500,

350/400, A) the producing field called S and measured 50 required parameter divided

between physical and chemical parameters, cations and anions. In hydrochemical

characterization was used as tools of reasons ionic calculations, diagrams and they

hydrochemical classification diagram Piper and Stiff diagram and also the statistic that

helped in the identification of signature patterns for each production area including the

area that supplies water injected this field for secondary oil recovery. The ionic balance

error was calculated to assess the quality of the results of the analysis that was considered

good, because 89% of the samples were below 5% error. Hydrochemical diagrams

classified the waters as sodium chloride, with the exception of samples from Area A,

from the injection well, which were classified as sodium bicarbonate. Through

descriptive analysis and discriminant analysis was possible to obtain a function that

differs chemically production areas, this function had a good hit rate of classification was

85%

Keywords: Produced Water, Hydrochemistry, Discriminant Analysis, Potiguar Basin,

Reservoir zones.


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 vi

“Somos seres preocupados em agir, fazer,

resolver, providenciar. Estamos sempre tentando

planejar uma coisa, concluir outra, descobrir uma

terceira. Não há nada de errado nisto – afinal de

contas, é assim que construímos e modificamos o

mundo”.

(Paulo Coelho)


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 vii

Dedicatória.

Dedico este trabalho aos meus pais

Aldeci e Izabel e ao meu querido esposo

Regivaldo por sempre acreditarem em mim.


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 viii

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a Deus por me iluminar e me dar forças pra prosseguir

nessa caminhada.

Ao meu esposo Regivaldo, pelo amor, cuidado e compreensão ao longo dessa

trajetória. Te amo muito!

Aos meus pais Izabel e Aldeci por toda dedicação, pelas lições de vida e pela

confiança posta em mim. Vocês são muito especiais.

Aos meus sogros João Reginaldo e Maria de Lourdes, por todo o apoio em vários

momentos da minha vida.

Ao Professor Djalma Ribeiro da Silva pelo apoio e incentivo para a conclusão deste

trabalho.

Ao NUPPRAR, pela disponibilização dos equipamentos e o espaço físico cedidos

para a realização deste trabalho.

A toda equipe dos Laboratórios NUP-ER e NUPPRAR em especial a Adriana

Zambotto, Daniela Karla, Débora Cosme, Emily Cintia, Juliana Patricia, Rayanna

Hozana, Tarcila Frota e Verushka Symonne. O meu muito obrigado pela amizade e pelo

apoio vocês foram fundamentais.

Também não poderia deixar de agradecer aos amigos Allison, Jardel, Rina, Aécia,

Raoni, Philipp e todos os bolsistas que se fazem parte desse grupo.

Ao Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo pela

oportunidade.

A Petrobras pelo financiamento do NUPPRAR.

A todos os Professores dos cursos do PPGCEP pela experiência transmitida.


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 ix

SUMÁRIO

Lista de Figuras

Lista de Tabelas

Lista de Abreviaturas e Siglas

1. INTRODUÇÃO.......................................................................................................... 2

1.1 Objetivo Geral......................................................................................................... 3 1.2 Objetivos Específicos.............................................................................................. 3

2. ASPECTOS TEÓRICOS........................................................................................... 5

2.1 Petróleo.................................................................................................................... 5 2.2 Exploração do Petróleo............................................................................................ 6 2.2.1 Exploração ........................................................................................................ 7 2.2.2 Explotação......................................................................................................... 7 2.2.3 Transporte.......................................................................................................... 7 2.2.4 Refino................................................................................................................ 8 2.2.5 Distribuição....................................................................................................... 8 2.3 Água de produção................................................................................................... 8 2.3.1 Característica da água produzida....................................................................... 9 2.4 Métodos de recuperação e o aumento da produção de água.................................... 10 2.4.1 Injeção de água.................................................................................................. 11 2.4.2 Injeção de vapor................................................................................................. 11 2.5 Água produzida e o Meio Ambiente........................................................................ 12 2.5.1 Opções de uso ou Disposição............................................................................ 12 2.5.2 Impactos Ambientais......................................................................................... 14 2.6 Hidroquímica........................................................................................................... 15 2.6.1 Principais constituintes iônicos......................................................................... 16 2.6.1.1 Sódio (Na+).................................................................................................. 16 2.6.1.2 Potássio (K+)................................................................................................ 17 2.6.1.3 Cálcio (Ca2+)................................................................................................ 17 2.6.1.4 Magnésio (Mg2+)......................................................................................... 18 2.6.1.5 Cloreto (Cl-)................................................................................................. 18 2.6.1.6 Sulfato (SO4

2-)............................................................................................. 18 2.6.1.7 Carbonato (CO3

2-)........................................................................................ 19 2.6.1.8 Bicarbonato (HCO3

-)................................................................................... 20 2.6.2 - Balanço Iônico................................................................................................. 20 2.6.3 Apresentações Gráficas de Caracterização Hidroquímica................................. 21 2.6.3.1 Diagrama Circular....................................................................................... 21 2.6.3.2 Diagrama de Piper....................................................................................... 22 2.6.3.3 Diagrama Semi-logarítmico de Scholler..................................................... 23 2.6.3.4 Diagrama de Stiff......................................................................................... 23 2.6.3.5 Gráfico de Barras......................................................................................... 24 2.6.4 Índices Hidrogeoquímicos ou Razões Iônicas................................................... 24 2.7 Bacia Potiguar.......................................................................................................... 25 2.7.1 Localização........................................................................................................ 25 2.7.2 Sistema Petrolífero............................................................................................ 26 2.8 Formação Açu – Localização a Área de Estudo...................................................... 27


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 x

3 ESTADO DA ARTE.................................................................................................... 29

4 METODOLOGIA EXPERIMENTAL...................................................................... 35

4.1 Amostragem............................................................................................................. 36 4.2 Metodologias das Análises Físico-Químicas........................................................... 40 4.2.1 Alcalinidade a Hidroxila, a Carbonato e a Bicarbonato.................................... 41 4.2.2 Potencial hidrogeniônico (pH)........................................................................... 43 4.2.3 Condutividade Elétrica (CE)............................................................................. 44 4.2.4 Resistividade Elétrica........................................................................................ 44 4.2.5 Salinidade.......................................................................................................... 45 4.2.6 Sólidos Totais Dissolvidos (STD)..................................................................... 45 4.2.7 Sólidos Suspensos (SS)..................................................................................... 46 4.2.8 Análise de Cátions por ICP-OES....................................................................... 46 4.2.8.1 Procedimento de Abertura das Amostras.................................................... 47 4.2.8.2 Espectrometria de Emissão Óptica com Plasma Acoplado Indutivamente (ICP-OES)........................................................................................................................

48

4.2.8.3 Introdução da Amostra................................................................................ 48 4.2.9 Análise Por Cromatografia de Íons (IC)............................................................ 49 4.2.9.1 Determinação dos Ânions por IC................................................................ 50 4.2.9.2 Determinação dos Cátions por IC................................................................ 52 4.3 Teste de Consistência das Análises......................................................................... 52 4.4 Classificação Hidroquímica..................................................................................... 53 4.5 – Tratamento Estatístico.......................................................................................... 53

5. RESULTADOS E DISCUSSÕES............................................................................. 56

5.1 Resultados das Análises Químicas.......................................................................... 56 5.1.1 Avaliação das Análises de Bancada.................................................................. 57 5.1.1.1 Alcalinidades............................................................................................... 57 5.1.1.2 pH................................................................................................................ 58 5.1.1.3 Resistividade e Condutividade Elétrica....................................................... 59 5.1.1.4 Sólidos......................................................................................................... 59 5.1.1.5 Salinidade.................................................................................................... 60 5.1.2 Avaliação dos Resultados dos Cátions.............................................................. 61 5.1.3 Avaliação dos Resultados dos Ânions............................................................... 62 5.2 Avaliação da Qualidade dos Resultados.................................................................. 63 5.3 Caracterização Hidroquímica.................................................................................. 64 5.3.1 Diagrama de Piper............................................................................................. 65 5.3.2 Diagrama de Stiff............................................................................................... 67 5.3.3 Razões Iônicas................................................................................................... 68 5.4 Tratamento Estatístico............................................................................................. 69 5.4.1 Análise descritiva.............................................................................................. 69 5.4.1 Função Discriminante........................................................................................ 71

6. CONCLUSÕES.......................................................................................................... 75

6.1 Conclusões obtidas.................................................................................................. 75 6.2 Sugestões futuras..................................................................................................... 76

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................................... 78

APÊNDICE..................................................................................................................... 87


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 xi

LISTA DE FIGURAS

CAPÍTULO II

Figura 2.1. Distribuição das camadas de fluidos e rochas em um reservatório típico de

petróleo.

Figura 2.2. Representação esquemática da injeção de fluido em um reservatório.

Figura 2.3. Representação esquemática do Diagrama Circular.

Figura 2.4. Representação esquemática do Diagrama de Piper.

Figura 2.5. Representação esquemática do Diagrama Semi-logarítmico de Scholler.

Figura 2.6. Representação esquemática do Diagrama de Stiff.

Figura 2.7. Gráfico de Barras.

CAPÍTULO IV

Figura 4.1. Coleta de fluido realizada na cabeça do poço. A) Unidade de Bombeio

Mecânico; B) Conexão para coleta de fluidos.

Figura 4.2. Fluxograma das análises realizadas.

Figura 4.3. Medidor Multiparâmetro.

Figura 4.4. Digestor Provecto Analítica, DGT 100 PLUS.

Figura 4.5. Sistema de introdução das amostras do ICP-OES.

Figura 4.6. Cromatógrafos de íons ICS-2000 e ICS-3000.

CAPÍTULO V

Figura 5.1. Diagrama de Piper da água produzida do campo S.

Figura 5.2. Diagrama de Stiff da água produzida do campo S.

Figura 5.3. Gráfico comparativo das amostras em relação às zonas para a concentração de

acetato em mg/L.

Figura 5.4. Gráfico da função discriminante aplicada às medias das amostras por zona.

Figura 5.5. Gráfico da função discriminante aplicada às todas as amostras por zona.


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 xii

LISTA DE TABELAS

CAPÍTULO II

Tabela 2.1. Concentrações médias de ânions em água produzida e água do mar.

Tabela 2.2. Principais razões iônicas e seus significados.

CAPÍTULO IV

Tabela 4.1. Distribuição da quantidade de poços e de amostras por zona.

Tabela 4.2. Distribuição dos poços do campo S por zona e datas de coletas.

Tabela 4.3. Metodologia das análises químicas realizadas.

Tabela 4.4. Relações de volumes para cálculos da alcalinidade.

Tabela 4.5. Classificação de águas quanto à salinidade.

CAPÍTULO V

Tabela 5.1. Parâmetros que se apresentaram abaixo dos limites de detecção.

Tabela 5.2. Resultados médios, máximos e mínimos obtidos para Alcalinidade.

Tabela 5.3. Resultados médios, máximos e mínimos obtidos nas medidas de pH.

Tabela 5.4. Resultados médios, máximos e mínimos obtidos para a resistividade e

condutividade elétrica.

Tabela 5.5. Resultados médios, máximos e mínimos obtidos para os sólidos.

Tabela 5.6. Resultados médios, máximos e mínimos obtidos para a salinidade.

Tabela 5.7. Distribuição do erro do balanço iônico para as amostras do campo S.

Tabela 5.8. Concentração dos principais constituinte iônicos em meq/L.

Tabela 5.9. Média das concentrações dos principais constituinte iônicos em meq/L.

Tabela 5.10. Principais razões iônicas em meq/L.

Tabela 5.11. Número de erros por zona.


Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 xiii

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ANP - Agencia Nacional de Petróleo Gás Natural e Biocombustíveis

AP - Água Produzida

APHA - American Public Health Association

BSW – Basic Sediment and Water

CE – Condutividade Elétrica

CONAMA – Conselho Nacional do Meio Ambiente

CV – Coeficiente de Variação

DP – Desvio Padrão

e% - Porcentagem de Erro do Balanço Iônico

g/L - Grama por Litro

IC – Cromatografia Iônica

ICP-OES – Espectroscopia de emissão com Fonte de Plasma Indutivamente Acoplado

meq/L – Miliequivalente por Litro

mg/L – Miligrama por Litro

pH – Potencial Hidrogeniônico

ppm – Parte por Milhão

STD – Sólidos Dissolvidos Totais

UB – Unidade de Bombeio

USEPA – United States Environmental Protection Agency

VMP – Valor Maximo Permitido

W - Watt

µL - Microlitros

µS/cm – Microsiemens por Centímetro

CAPÍTULO 1:

Introdução

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Capítulo 1: Introdução

Shirley Feitosa Machado Sena, Fevereiro/2011 2

1. INTRODUÇÃO

A água produzida é considerada o principal resíduo gerado durante a exploração e

produção de Petróleo. Por sua vez é diversamente designada dependendo da sua origem,

localização, salinidade e concentração de vários constituintes dissolvidos. Esta água associada

ao petróleo é denominada água produzida e pode ser constituída por água de formação (água

naturalmente presente na formação geológica do reservatório de petróleo), água de injeção

(aquela injetada no reservatório para aumento da produção) e a água meteórica que faz parte

do ciclo hidrológico (Figueredo, 2010).

Geralmente os campos de petróleo no início da produção geram pequenas quantidades

de água que aumenta com o decorrer do tempo, num processo de maturação, atingindo valores

de 90% de BSW (sedimentos de base e água) quando o campo se encontra no seu estágio final

de produção econômica (Ray & Engelhardt, 1992 apud Silva, 2000).

A composição da água produzida é complexa e variada. Seus componentes são oriundos

de reservatórios, água injetada e substâncias químicas usadas na produção, como inibidores de

corrosão, desemulsificantes, biocidas, seqüestrante de H2S, entre outros (Gabardo, 2007).

A maior contribuição na composição da água de produção está relacionada aos

mecanismos artificiais de produção de petróleo por injeção de água e injeção de vapor

(Ramalho, 2008).

É importante conhecer a composição da água produzida. Através de análises químicas e

físico-químicas identificando seus principais constituintes e a partir da Hidroquímica

podemos caracterizar essa água. Tendo esse conhecimento pode-se avaliar a sua possível

origem, a melhor forma de descarte e/ou de aproveitamento.

A Hidroquímica é bastante utilizada para a classificação de águas de aqüíferos tanto

subterrâneos como de superfície, a fim de determinar os principais usos a que tais águas

podem ser destinadas. É um artifício, ainda pouco aplicada à análise de água produzida.

A caracterização Hidroquímica quando somada a técnicas estatísticas como a análise de

discriminante, tornam-se uma ferramenta ainda mais valiosa na identificação da água

produzida, podendo a partir das mesmas identificar assinaturas padrões nas zonas produtoras

de petróleo, gerando funções que após serem identificadas poderão substituir intervenções de

altos custos como a operação de Teste de Identificação de Fluido (TIF), por métodos

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Capítulo 1: Introdução


estatísticos de comparações. Podendo ainda ajudar na avaliação de qual zona está sendo a

maior responsável na produção de água.

A área nomeada para a realização deste estudo é um campo marítimo (offshore), de

águas rasas. Suas zonas produtoras estão localizadas na formação Açu, pertencente à bacia

potiguar. Devido a sua localização exige-se uma atenção maior a fim de evitar a contaminação

do ambiente marinho.

A formação Açu além de possuir uma boa capacidade de acumulação e produção de

óleo, possui também um aqüífero responsável pelo abastecimento parcial de vários

municípios do Rio Grande do Norte, entre eles os municípios de Upanema, Assu, Ipanguaçu,

Afonso Bezerra e Angicos.

1.1 - Objetivo Geral

Estudar alguns parâmetros químicos da água produzida a fim de identificar assinaturas

padrões para cada zona-reservatório, e/ou grupos de zonas-reservatórios para ser utilizada

como ferramentas frente a intervalos produtores de água nos poços de petróleo da Formação

Açu de um determinado campo offshore pertencente à bacia potiguar.

1.2 - Objetivos Específicos

Quantificar os constituintes químicos da água produzida em diferentes zonas de

produção do campo em estudo;

Caracterizar hidroquímicamente a água produzida, utilizando razões iônicas e

diagramas, tanto os diagramas de Piper como os diagramas de Stiff;

Identificar com auxilio da estatística multivariada, uma função que discrimine

as zonas de produção através de características existentes na água produzida;

CAPÍTULO 2:

Aspectos Teóricos

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Capítulo 2: Aspectos Teóricos


2. ASPECTOS TEÓRICOS

Nesse capítulo são apresentados vários conceitos básicos relacionados à água produzida,

ao petróleo e ao entendimento da caracterização hidroquímica, bem como uma visão geral da

água produzida e o meio ambiente.

2.1 - Petróleo

A palavra petróleo deriva do latim petra (pedra) e oleum (óleo) (Thomas, 2001), e é o

nome dado às misturas naturais de hidrocarbonetos que podem ser encontradas nos estados

sólido, líquido e gasoso, dependendo das condições de pressão e temperatura (Barros Júnior,

2001).

Diversas teorias tentam explicar a origem do petróleo, dentre as mais aceitas estão:

A teoria inorgânica: Datada do século XIX, defende que o petróleo teve sua

origem a partir dos depósitos de carbono que provavelmente foram formados

com a formação da terra.

A teoria orgânica: admite que a origem do petróleo esteja ligada a decomposição

do plâncton, e que ao longo de milhões de anos foram se acumulando no fundo

dos mares e dos lagos, sendo pressionado pelos movimentos da crosta terrestre e

transformando-se no petróleo, sendo essa a hipótese mais aceita.

O petróleo é uma substância oleosa, cuja cor varia segundo a sua origem, oscilando do

negro ao âmbar. É menos densa que a água e insolúvel nela. Sua composição química é a

combinação de moléculas de carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos), mas possui algumas

impurezas como, por exemplo, pequenas quantidades de nitrogênio, enxofre e oxigênio.

Encontra-se sob forma gasosa, líquida ou sólida, em poros e fraturas das rochas sedimentares.

Nos depósitos pode haver também água salgada e uma mistura de gases, responsáveis pela

pressão que provoca a ascensão do petróleo através de poços perfurados. O petróleo líquido é

também chamado óleo cru para distingui-lo do óleo refinado, produto comercial mais

importante (Souza, 2007).

O petróleo é um recurso natural abundante, mas não renovável. É um dos principais

combustíveis utilizados nos últimos séculos e é o componente básico da indústria

petroquímica. A partir do petróleo é possível obter diversos produtos, tais como: diesel,



gasolina, nafta, querosene, asfalto, coque, lubrificantes, parafina, gás liquefeito de petróleo

(GLP), solventes e polímeros em geral.

Segundo a ANP1 (Anuário, 2010) o Brasil está situado na 16ª posição no ranking

mundial de reservas de petróleo no ano de 2009, ficando a frente de países como a Argélia, o

México, Noruega entre outros. Sua produção em 2009 cresceu 6,9% atingindo dois milhões

de barris/dia.

2.2 - A Exploração do Petróleo

O petróleo é concentrado no subsolo ou no fundo dos mares, geralmente em grandes

profundidades. Devido aos efeitos mecânicos, ocorre à migração do petróleo no subsolo,

acumulando-se em rochas porosas e permeáveis denominadas rochas reservatório. Essa

migração é interrompida pela existência das rochas selantes, que devido a sua baixa

permeabilidade, funcionam como armadilhas geológicas aprisionando o petróleo. Na Figura

2.1, pode ser observado um exemplo básico de um reservatório de petróleo.

Figura 2.1 Distribuição das camadas de fluidos e rochas em um reservatório típico de

petróleo (Nunes, 2009).

1 Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis



A localização, produção, transporte, processamento e distribuição dos hidrocarbonetos

existentes nos poros e canais de uma rocha reservatório, que pertence a um determinado

campo petrolífero, estabelecem os cinco segmentos básicos da indústria do petróleo (Curbelo,

2002), que são eles: exploração, explotação, transporte, refino e distribuição.

2.2.1 – Exploração

A exploração é a primeira etapa para a busca do petróleo, em que se realiza uma

reconstrução da historia geológica da área, através das observações de rochas e formações

rochosas a fim de determinar a probabilidade da ocorrência de rochas reservatório. Nessa

etapa às utilizações de medições gravimétricas, magnéticas e sísmicas permitem o

mapeamento das estruturas rochosas e composições do subsolo.

2.2.2 - Explotação (Perfuração e Produção)

A etapa de explotação consiste em retirar o petróleo do reservatório. Está fase engloba

as técnicas de desenvolvimento e produção da reserva comprovada de hidrocarboneto. A

explotação corresponde então à perfuração e posterior produção do reservatório a partir do

poço perfurado. Essa fase requer um alto custo, tanto na fase de perfuração com sondas e

equipamentos, como na fase de produção com a implantação de instalações que irão

armazenar os fluidos produzidos antes de serem encaminhadas as unidades de tratamento.

2.2.3 – Transporte

Pelo fato dos campos petrolíferos não serem localizados, necessariamente, próximos

dos terminais e refinaria de óleo e gás, é necessário o transporte da produção através de

embarcações, caminhões, vagões, ou tubulações (dutos). Os dutos são classificados como

oleodutos (transporte de líquido) e gasodutos (transporte de gases) e em terrestres ou

submarinos. Em 2010 o Brasil atingiu a marca de 22 mil quilômetros de malha dutoviária em

operação, essa notícia foi publicada pelo Portal Transporta Brasil em 19/07/2010.



2.2.4 - Refino

O refino consiste na etapa de processamento da mistura de hidrocarbonetos (óleo e gás),

água e contaminantes proveniente da rocha reservatório a partir da perfuração do poço e sua

posterior explotação. Este processo é importante porque é a partir dele que ocorrerá a

obtenção dos mais diversos produtos utilizados nas mais variadas aplicações, são os chamados

produtos derivados do petróleo (gasolina, GLP, querosene, etc). As técnicas mais utilizadas de

refino são: destilação, craqueamento térmico, alquilação e craqueamento catalítico.

2.2.5 - Distribuição

Os produtos finais das estações e refinarias (gás natural, gás residual, GLP, gasolina,

nafta, querosene, lubrificantes, resíduos pesados e outros destilados) são comercializados com

as distribuidoras, que se encarregarão de oferecê-los, na sua forma original ou aditivada, ao

consumidor final.

2.3 - Água de Produção

A água é um subproduto indesejável na indústria petrolífera, que quase sempre está

associada à exploração e produção do petróleo e o gás natural. No reservatório, os fluidos

estão separados em camadas. A água que é a fração mais pesada fica em baixo, seguida pelo

óleo, e o gás fica na parte superior. A quantidade desse efluente está relacionada aos

mecanismos natural ou artificial de produção e ao estágio de vida do campo produtor.

No mecanismo natural, a água é encontrada naturalmente na própria formação geológica

produtora, devido à existência de aqüíferos subjacentes ao petróleo. Essa água também é

conhecida como água conata que por definição são águas de área de acumulação fóssil em

sistema fechado que não teve contato com a atmosfera desde a sua acumulação.

No mecanismo artificial, quando o poço está com uma baixa produção, a água é injetada

artificialmente, para manter as condições de pressão na rocha reservatório, forçando o

petróleo a migrar em direção ao poço produtor (Ramalho, 2008).



2.3.1 - Característica da Água Produzida

A Água Produzida (AP) geralmente se apresenta com alta salinidade e contém gases

dissolvidos, partículas de óleo em suspensão, produtos químicos adicionados nos diversos

processos de produção, sólidos livres e dispersos, metais pesados e por vezes alguma

radioatividade. A água produzida pode está presente de duas formas:

Emulsionada: Forma uma mistura heterogênea consistindo de um líquido

imiscível (fase interna descontínua) disperso em outro (fase externa contínua)

em forma de pequenas gotas. No caso a água produzida emulsionada o óleo é a

fase contínua e a água a fase descontínua. Essa emulsão pode ser decorrente ao

cisalhamento em equipamentos como bombas, válvulas etc.

Livre: Mistura instável e heterogênea, estando em uma fase diferente do óleo e

podendo ser separada por decantação

A composição química da água produzida depende muitas vezes das características do

campo gerados, devido ao contato água/formação. As variações na composição dessas águas

podem fornecer informações úteis para a compreensão dos processos de migração do petróleo.

A água produzida contém, em geral, os mesmos sais e metais que a água do mar,

embora em razões e concentrações diferentes. Essas razões refletem a idade da formação

geológica. As espécies químicas mais abundantes são os íons cloreto, sódio, cálcio e

magnésio, amônia e sulfeto (Cenpes, 2005).

Os constituintes inorgânicos são rapidamente assimilados pela água do mar no ponto de

descarga. As concentrações dos constituintes aniônicos da água produzida e da água do mar

são mostradas na Tabela 2.1.



Tabela 2.1 Concentrações médias de ânions em água produzida e água do mar.

Íon Água Produzida Água do Mar

Mundo Mar do Norte Mundo

Bicarbonato (mg/L)

Cloreto (g/L)

Sulfato (mg/L)

Sulfeto (mg/L)

Nitrato (mg/L)

Fosfato (mg/L)

771

61

325

140

1

0

615

45

814

-

1

0

28

19

900

<0,002*

0,67

0,09

Fonte: E&P FOUM, 1994; OGP, 2005; e *Petrobras et al., 2001 e 2002 apud Relatório Cenpes, 2005 Nota: Relatório divulgado pelo GT/CONAMA.

O conhecimento da composição química da água conata é também fundamental para a

determinação da saturação inicial da água no reservatório e para caracterizar o reservatório,

visto que variações de composição podem indicar a extensão do reservatório ou a região

ligada a um aqüífero sob um campo (Teixeira, 2007). Ou seja, o conhecimento das variações

nas concentrações da água pode ser útil para identificar a zona de produção de água de um

determinado poço, reconhecer mistura de águas de formação e determinar a contribuição de

diferentes zonas no poço para o total da água produzida. Somando-se a isso, tais informações

contribuem para ajudar na avaliação do potencial de incrustação e/ou de corrosão dos poços e

nas decisões para sua remediação, como a necessidade de injeção de inibidores de corrosão,

inibidores de incrustação, microbiocidas entre outros.

2.4 - Métodos de Recuperação e o Aumento da Produção de Água

Outro motivo pelo qual a produção de água em um determinado campo aumenta são os

métodos de recuperação secundária onde a água, na forma líquida ou de vapor, é injetada no

reservatório com o objetivo de manter ou aumentar a produção de óleo como podemos

observar na Figura 2.2.



Figura 2.2 Representação esquemática da injeção de fluido em um reservatório

(Adaptada de Del Aguila Montalvo, 2008).

2.4.1 - Injeção de Água

A injeção de água tem sido um método de recuperação muito usado na indústria do

petróleo, seu principal objetivo é manter a pressão do reservatório e deslocar o óleo em

direção a sua produção.

A água utilizada para injeção pode ser a água do mar (preferencialmente utilizada em

injeção nos campos situados na costa marítima), a água de subsuperfície (de uma zona de

água do mesmo campo) ou a própria água produzida tratada e reinjetada. Destas três, a que

apresenta maior custo e causa mais problemas operacionais é a água produzida (Barros Júnior,

2001).

2.4.2 - Injeção de Vapor

A injeção de vapor de água é um processo bastante apropriado para formações muito

permeáveis e espessas, portadoras de óleo viscoso. Não é recomendado para formações muito

profundas, já que se torna grande, a perda de calor no poço e nem para os reservatórios com



altas saturações de água, já que grande parte da energia seria destinada a aquecer a água, sem

qualquer benefício para a recuperação.

Este método apresenta maiores custos do que a injeção de água devido aos altos

investimentos com geradores de vapor de alta pressão, bem como a energia envolvida para

geração de vapor.

A água produzida associada ao óleo recuperado através da injeção de vapor requer

sempre maiores cuidados no seu tratamento para descarte, uma vez que o contato vapor/óleo a

alta pressão (1500 psi) e temperatura (380 ºC) conduzem à formação de emulsões óleo em

água muito estáveis (Barros Júnior, 2001).

2.5 - Água Produzida e o Meio Ambiente

A indústria do petróleo apresenta um grande potencial de poluição para o meio

ambiente desde o processo de extração, transporte, refino, até o consumo, com a produção de

gases que poluem a atmosfera.

No seguimento representado pela extração do petróleo, o poluente mais relevante é a

água produzida, principalmente pelo grande volume gerado, tornando-a um poluente de difícil

descarte. O descarte inadequado desse efluente implica em efeitos nocivos ao meio ambiente

e na repercussão negativa da empresa gerando, penalidades diversas e um custo elevado com

ações corretivas e mitigadoras.

2.5.1 – Opções de Uso ou Disposição

As opções potenciais para a utilização ou reciclagem das águas produzidas são

basicamente as seguintes: disposição no solo, disposição em rios, irrigação, descarte no mar,

descarte no subsolo, injeção para recuperação secundaria de petróleo.

A disposição da água produzida no solo sem tratamento prévio causa grandes danos

como contaminação de aqüíferos e cursos de água, deposição de sal no solo tornando-o

improdutivo para a agricultura. A remediação é difícil e tem custos elevados.

A água produzida, quando lançada em rios, tende a contaminá-los, caso estes sejam de

pequeno e médio porte, em razão da baixa capacidade de autodepuração desses corpos

hídricos. Alem de impactar negativamente os mananciais, coloca em risco a vida das espécies



aquáticas e causa impactos estéticos. A poluição de um rio pode contaminar as águas

subterrâneas e comprometer os sistemas de água potável.

Após tratamento adequado o uso da água produzida para irrigação pode suplementar as

reservas de água de regiões de baixos índices pluviométricos. É utilizado na Califórnia em

uma região onde a média de chuvas se situa entre 100 e 200 milímetros por ano (Allen &

Robinson, 1993 apud Silva, 2000).

O descarte no mar tem sido feito até o momento de acordo com critérios locais. A

porcentagem global de poluição é pequena, porém as quantidades locais são enormes e podem

causar danos ambientais próximos aos locais de lançamento. Em 1993, a USEPA2 estabeleceu

limites de concentração, em termos de óleo e graxas livre, para o descarte de águas produzidas

em ambiente offshore. Atualmente estes limites são de 29 mg/L como média e de 42 mg/L

como limite máximo diário permitido.

No Brasil o nível de qualidade exigido para o descarte da água produzida nos sistemas

de produção de petróleo é estabelecido pelo Conselho Nacional Ambiente (CONAMA),

através da RESOLUÇÃO Nº 357, de 17 de março de 2005, que é complementada pela

RESOLUÇÃO Nº 393, de 9 de agosto de 2007, que estabelece à concentração média

aritmética simples mensal de óleos e graxas de até 29 mg/L, com valor máximo diário de 42

mg/L.

O descarte no subsolo é outra opção adotada em todo o mundo (Silva, 2000). Trata-se

da injeção do efluente em zonas delimitadas, sem contato com o lençol freático ou portador de

água doce. Deve-se ter cuidado com a isolação da zona de descarte, bem como das zonas

atravessadas pelo poço. Pode ser uma solução ambientalmente aceitável, desde que seja

realizado um estudo geológico criterioso para a correta interpretação e delimitação da zona

em que se fará o descarte e verificando se não há possibilidade de contato com algum

manancial de água doce.

Mas atualmente essa água é bastante aproveitada nos processos de recuperação

secundária do petróleo, como falado anteriormente. Essa disposição revela-se como uma das

mais eficazes, pois ajuda na recuperação do óleo e normalmente essa água volta ao local de

onde foi retirada. Nessa manobra ainda há riscos ambientais, como a contaminação de

aqüíferos, porém mediante a utilização correta de revestimentos para os poços injetores, essa

probabilidade é minimizada.

2 United States Environmental Protection Agency (Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos)



2.5.2 – Impactos Ambientais

Devido a vários elementos que a compõe, a água produzida é potencialmente perigosa

ao meio ambiente. A combinação de um ou mais desses elementos, a quantidade e as

características do local onde o efluente for descartado devem ser levados em conta para

avaliar um possível impacto ambiental. Poderá ocorrer poluição em rios, mar, lagos,

contaminação em aqüíferos e do solo, danos à flora e à fauna. Os principais fatores de perigo

atribuídos a água produzida são a alta salinidade, os sólidos suspensos, a presença de metais

pesados, a presença de orgânicos solúveis e insolúveis, a presença de produtos químicos e a

possível radioatividade.

A alta salinidade pode impactar os mananciais de água doce, como aqüíferos, lagos e

rios que se destinam a agricultura e ao consumo humano. Já os sólidos suspensos estão

diretamente ligados a toxicidade da água em função das concentrações de elementos nocivos.

A presença de grandes quantidades de sólidos pode interferir na autopurificação de rios e

ocasionar depósitos de lama, danificando pontos de pesca sem contar que esses sólidos

impactam esteticamente os mananciais (Silva, 2000).

O principal problema relacionado à presença de metais pesados deve-se a sua

capacidade de bioacumulação na cadeia alimentar. Diversos íons metálicos tóxicos podem ser

encontrados na água produzida como: Bário (Ba2+), Manganês (Mn2+), Mercúrio (Hg2+),

Zinco (Zn2+), etc. Esses elementos podem ser extremamente tóxicos aos seres humanos.

A presença de orgânicos insolúveis como o óleo em águas superficiais provoca efeitos

antiestéticos, além de ser tóxico para peixes. Os orgânicos solúveis e emulsificados também

são responsáveis por efeitos tóxicos agudos e tornam-se grande problema para o tratamento e

disposição da água produzida por serem de difícil remoção.

A Água Produzida pode conter variados produtos químicos. Decorrente disso deve-se

evitar principalmente o descarte das que contenham Biocidas (Bactericidas), pois podem ser

tóxicos a muitos organismos. Há também o risco da radioatividade já que se encontram

presentes elementos como o Ra-226, Ra-228 e Es-90 os quais tendem a bioacumular, como os

metais pesados, em peixes e crustáceos. No entanto, existe necessidade de mais estudos nessa

área.



2.6 - Hidroquímica

A Hidrologia é a ciência que trata da água na Terra, e um dos seus ramos é a

hidrogeologia que estuda as águas subterrâneas quanto ao seu movimento, volume,

distribuição e qualidade.

Conforme o tipo de rocha, a água nela armazenada comporta-se de maneira diferente.

Em rochas porosas a velocidade de deslocamento e capacidade de armazenamento são

maiores que em rochas cristalinas. Através da hidrogeologia, é possível verificar a vazão de

poço, a recarga do aqüífero e outras informações necessárias ao bom aproveitamento e

proteção destes depósitos subterrâneos de água. A Hidroquímica é o ramo da hidrogeologia

que trata da caracterização e migração das substâncias química presentes nas águas

subterrâneas. A qualidade da água é definida por sua composição e pelo conhecimento dos

efeitos que podem causar os seus constituintes.

O estudo hidroquímico tem por finalidade identificar e qualificar as principais

propriedades e constituintes das águas subterrâneas e superficiais, procurando estabelecer uma

relação com o meio físico.

A água que infiltra no reservatório subterrâneo, ao lixiviar os solos e as rochas, se

enriquece em sais minerais, provenientes da dissolução destas espécies no meio. Estas reações

são favorecidas pelas baixas velocidades de circulação das águas subterrâneas, maiores

pressões e temperaturas a que estão submetidas e pela facilidade de dissolver CO2 ao percolar

o solo não saturado. Por essas razões, as águas subterrâneas têm concentrações de sais

superiores às das águas continentais superficiais em geral (Aguiar, 1999).

A interação geoquímica entre água percolante e as rochas que compõem o aqüífero, ao

longo da zona de recarga e a zona de descarga são fatores determinantes para definição de

suas características químicas. Assim, quanto mais tempo a água permanecer em contato com

materiais solúveis que constituem o aqüífero, maior será o seu conteúdo de sólidos totais

dissolvidos. A tipologia da água também pode ser afetada por misturas de águas de diferentes

aqüíferos (Manassés, 2009).

Alguns dos constituintes iônicos, os principais, estão presentes em quase todas as águas

subterrâneas e a sua soma representa mais de 90% dos sólidos dissolvidos destas águas. No

grupo dos cátions destacam-se o sódio (Na+), o potássio (K+), o cálcio (Ca2+) e o magnésio

(Mg2+), e dentre os ânions, têm-se os cloretos (Cl-), os sulfatos (SO42-) e os carbonatos (CO3

2-)

bicarbonatos (HCO3-).



Na água quimicamente pura, os íons H+ estão em equilíbrio com os íons OH- e seu pH é

neutro, ou seja, igual a 7,0. Os principais fatores que determinam o pH da água são o gás

carbônico dissolvido e a alcalinidade. O pH das águas subterrâneas varia geralmente entre 5,5

e 8,5, quando inferiores a esse intervalo favorecem os processos de corrosão e quando

superiores sugerem que possa haver incrustações de carbonatos.

Como já foi dito anteriormente, as águas subterrâneas tendem a ser mais ricas em sais

dissolvidos do que as águas superficiais. Os sais, dissolvidos e ionizados transformam a água

em um eletrólito capaz de conduzir a corrente elétrica e conseqüentemente conferi ao meio,

característica que o torna altamente corrosivo.

Águas que percolam rochas calcárias geralmente possuem alcalinidade elevada.

Granitos e gnaisses, rochas comuns em muitos estados brasileiros, possuem poucos minerais

que contribuem para a alcalinidade das águas subterrâneas. A alcalinidade total é a soma da

alcalinidade produzida por todos estes íons presentes numa água, ou seja, são a medida total

das substâncias presentes numa água, capazes de neutralizarem ácidos.

2.6.1 - Principais Constituintes Iônicos

A composição química das águas subterrâneas é determinada pela natureza geológica do

solo, por exemplo, a água que circula em substratos arenosos ou graníticos são ácida e possui

menos minerais já a água que circula em solos argilosos e siltosos são alcalinos e contém

bicarbonatos.

2.6.1.1 – Sódio (Na+)

Todas as águas naturais contêm sódio, já que é um dos elementos mais abundantes na

Terra e seus sais são altamente solúveis em água, encontrando-o na forma iônica, Na+.

Concentrações de sódio na superfície natural das águas variam consideravelmente,

dependendo das condições geológicas do local, descargas de efluentes entre outros fatores.

O Sódio é o íon metálico mais abundante na água do mar, com uma concentração média

de 10.000 ppm (Figueredo, 2010). Apresenta baixa estabilidade química dos minerais que o

contém, solubilidade elevada e difícil precipitação da maioria dos seus compostos químicos

em solução. Quase todos os compostos contendo estes íons são solúveis. Em conseqüência, o

sódio lixiviado das rochas ou do solo permanece em solução. Portanto, os compostos deste



elemento não precipitam para formar materiais incrustantes que podem obstruir poços. A água

subterrânea com elevado teor de sódio é normalmente alcalina, podendo ter pH igual a 9 ou

acima disto (Figueredo, 2010). O sódio em águas subterrâneas pode ocorre juntamente com

sulfatos, carbonatos e bicarbonato, mas a forma mais comum é juntamente com o cloreto

(Zimbres, 2010).

2.6.1.2 – Potássio (K+)

O Potássio nas águas subterrâneas é encontrado em baixas concentrações e geralmente

está associado ao sódio. As rochas que contenham potássio são relativamente resistentes às

ações do tempo. É usualmente encontrado na forma iônica e os sais são altamente solúveis.

Possui participação intensa em processos de troca iônica, além da facilidade de ser adsorvido

pelos minerais de argila é bastante utilizado pelos vegetais. As concentrações em águas

naturais são usualmente menores que 10 mg/L sendo mais freqüentes valores entre 1 e 5

mg/L.

Suas principais fontes são os fertilizantes usados na agricultura e os minerais feldspatos

potássico, mica moscovita e biotita (Pinto, 2006).

2.6.1.3 – Cálcio (Ca2+)

O Cálcio é o principal elemento responsável pela dureza de uma água. É

freqüentemente, encontrado em águas devido à riqueza do elemento em rochas silicatadas e

carbonatadas na litosfera e está geralmente sob a forma de carbonato e bicarbonato, e sua

solubilidade está em função da quantidade de gás carbônico dissolvido. A quantidade de CO2

dissolvida depende da temperatura e da pressão, que são, portanto, fatores que vão determinar

a solubilidade do bicarbonato de cálcio.

As principais fontes de cálcio são calcita, aragonita, dolomita, anidrita e gesso. A água

em contato com essas rochas faz com que haja liberação de cálcio que é solubilizado e

lixiviado. Sua presença também pode ser decorrente das águas da chuva. O teor de cálcio nas

águas subterrâneas varia, de uma forma geral, de 10 a 100mg/L. O carbonato de cálcio é

muito pouco solúvel em água pura (Zimbres, 2010).



2.6.1.4 – Magnésio (Mg2+)

O magnésio é um elemento cujo comportamento geoquímico é muito parecido com o do

cálcio e, em linhas gerais, acompanha este elemento. Forma sais bastante solúveis. Os

minerais mais comuns fornecedores de magnésio para as águas subterrâneas são: biotita,

anfibólios e piroxênios. Estes minerais são mais estáveis diante do intemperismo químico, do

que os minerais fornecedores de cálcio, por isso seu teor nas águas subterrâneas é

significativamente menor do que aquele. Em região de rochas carbonáticas, o mineral

dolomita é um importante fornecedor de Mg2+.

Nas águas subterrâneas ocorre com teores entre 1 e 40mg/L já na água do mar o

magnésio ocorre em teores de cerca 1400 mg/L, bem acima do teor de cálcio (cerca de

480mg/L). Em águas subterrâneas de regiões litorâneas, a relação Mg2+/Ca2+ é um elemento

caracterizador da contaminação por água marinha. O magnésio, depois do cálcio, é o principal

responsável pela dureza das águas (Zimbres, 2010).

2.6.1.5 – Cloreto (Cl-)

O íon cloreto se encontra em todas as águas naturais em concentrações variáveis. É um

ânion abundantes na água do mar com concentrações de até 19.000 mg/L. A água da chuva

contém menos de 1,0 mg/L de cloreto. Na água subterrânea das regiões úmidas o teor é baixo,

comumente inferior a 5 mg/L, a menos que o aqüífero tenha sofrido intrusão de água do mar.

Em águas doces, os valores variam entre 10 a 250 mg/L.

Forma compostos muito estáveis e possui uma tendência de se enriquecer, junto com o

sódio, a partir das zonas de recarga das águas subterrâneas. As concentrações elevadas podem

ser indicadores de contaminação por água do mar e por aterros sanitários (Zimbres, 2010).

2.6.1.6 – Sulfato (SO42-)

O sulfato é o ânion SO4-2, um dos íons mais abundantes na natureza. Em águas naturais,

a fonte de sulfato ocorre através da dissolução de solos e rochas e pela oxidação de sulfeto. As

águas subterrâneas apresentam teores de sulfato na ordem de até 100 mg/L.



O enxofre pode ser encontrado na natureza em quatro estados de oxidação que se

transformam entre si (sulfeto (S-2), enxofre elementar (S0), sulfito (SO3-2), sulfato (SO4

-2)).

Em águas muito ácidas, com pH menor que 2 ocorre predomínio de Bissulfato HSO4-

devido a dissociação de ácido sulfúrico (Hem, 1985 apud Manassés, 2009). O ânion sulfato

forma produtos químicos iônicos solúveis em água, exceto o sulfato de cálcio (CaSO4),

sulfato de estrôncio (SrSO4), e o sulfato de bário (BaSO4) que são poucos solúveis.

É importante o controle do sulfato na água tratada, pois a sua ingestão provoca efeito

laxativo. Já no abastecimento industrial, o sulfato pode provocar incrustações nas caldeiras e

trocadores de calor. E na rede de esgoto, em trechos de baixa declividade onde ocorre o

depósito da matéria orgânica, o sulfato pode ser transformado em sulfeto através da sua

redução provocada por bactérias redutora de sulfato, e assim ocorrendo à exalação do gás

sulfídrico, que resulta em problemas de corrosão em coletores de esgoto de concreto e odor,

além de ser tóxico. Na Reação 2.1 podemos ver um exemplo de redução de sulfato a sulfeto

em meio anaeróbico pelas bactérias do gênero Desulphovibrio desulphuricans.

SO4-2 + 2C + 2H2O → 2HCO-

3 + H2S (2.1)

A indústria do Petróleo também sofre com o problema de corrosões em dutos e

equipamentos causados pela redução de sulfato a sulfeto por bactérias redutoras de sulfato

(BRS).

2.6.1.7 – Carbonato (CO32-)

A quantidade relativa de íons de carbonato é função do pH e do conteúdo de gás

carbônico (CO2). Em águas naturais doces a quantidade de carbonato será muito baixa em

comparação com a de bicarbonato.

O carbonato é indesejável em águas para a irrigação, pois sua presença na forma de

carbonato de sódio é altamente tóxico para os vegetais (Feitosa & Filho, 2000). Em águas

subterrâneas a alcalinidade é devida principalmente aos carbonatos e bicarbonatos.

O controle do carbonato é importante para a indústria, pois a supersaturação desse íon

combinada com os íons cálcio e magnésio e a ajuda de altas temperaturas formam compostos

insolúveis como o carbonato de cálcio e/ou de magnésio.



Dióxido de carbono aumenta a solubilidade do carbonato de cálcio devido à formação

de um bicarbonato mais solúvel (Reação 2.2), mas com qualquer mudança no meio como o

aumento da temperatura favorece a liberação do CO2 desloca esse equilíbrio para a esquerda

ocasionando a precipitação do carbonato de cálcio.

CaCO3 + CO2 + H2O Ca(HCO3)2 (2.2)

Esses compostos insolúveis tende a se acumular nas paredes das tubulações, formando

incrustações e acarretando prejuízos, pois podem obstruir tubulações, ocultar corrosões,

provoca a parada de equipamento entre outros problemas.

2.6.1.8 – Bicarbonato (HCO3-)

Os íons bicarbonato não se oxidam nem se reduz em águas naturais, porém pode

precipitar com muita facilidade como bicarbonato de cálcio (CaCO3). Varia entre 50 e 350

mg/L em águas doces, podendo chegar a 800 mg/L. A água do mar possui teores da ordem de

100 mg/L. É benéfico aos vegetais, principalmente na forma de bicarbonato de cálcio (Feitosa

& Filho, 2000).

Segundo Scopel et al. (2005), as concentrações de HCO3- podem resultar da dissolução

dos feldspatos sódico e calcário.

2.6.2 - Balanço Iônico

Para uma pesquisa hidroquímica é de suma importância avaliar as informações das

análises fornecidas pelo laboratório. Essa avaliação é feita através do cálculo do balanço

iônico.

Em uma amostra de água, as somas das concentrações de ânions e de cátions, expressas

em meq/L (miliequivalente por litro), devem ser iguais. O desvio percentual desta igualdade é

determinado pelo coeficiente de erro da análise. Segundo Feitosa & Filho (2000), para um

coeficiente de erro não superior a 10% a análise pode ser considerada confiável. Altos valores

de coeficiente de erro podem indicar um erro analítico; um erro de cálculo; a presença de

certos íons não analisados em concentrações apreciáveis na água; águas pouco mineralizadas,

tais como água de chuva etc.



2.6.3 – Apresentações Gráficas de Caracterização Hidroquímica

Os estudos de análises químicas podem ser simplificados através da utilização de

gráficos e diagramas, em especial quando se trata de fazer comparações entre várias análises

de água de um mesmo ponto em épocas diferentes ou de diferentes lugares. Esses gráficos e

diagramas podem ressaltar a relação entre íons de uma mesma amostra e variações temporais

e espaciais existentes.

Os diagramas mais usuais são: Diagrama Circular, Diagrama de Piper, Diagrama Semi-

logarítmico de Scholler, Diagrama de Stiff, Gráfico de Barras e as Razões Iônicas.

2.6.3.1 – Diagrama Circular

O diagrama circular representa graficamente os parâmetros químicos da água analisada

através de um círculo de raio proporcional ao total de sólidos dissolvidos em miliequivalente

por litro. Este círculo é subdividido em partes proporcional percentagens dos diversos

constituintes iônicos (Figura 2.3). Geralmente, metade do círculo é para os cátions e a outra

metade para os ânions. Cada diagrama representa uma única análise de água.

Figura 2.3 Representação esquemática do diagrama circular.

Ca2

+

Na++K+

Mg2+

Cl-

SO42-

CO32-

+HCO -



2.6.3.2 – Diagrama de Piper

O diagrama de Piper é utilizado freqüentemente quando se trabalha com grandes

números de análises químicas, servindo para classificar e comparar os distintos grupos de

águas quanto aos íons dominantes, em cloretadas, sódicas, carbonatadas, magnesianas etc.

Para plotar o diagrama, transforma-se os valores de cada íon expressos em meq/L, em

porcentagem total de ânions e do total de cátions separadamente. Neste tipo de diagrama os

valores dos cátions e dos ânions são representados em dois triângulos separados, existindo

ainda um campo central romboidal, onde se representa outros pontos, obtidos a partir da

projeção dos pontos obtidos nos dois triângulos para o campo central romboidal. Na Figura

2.4 podemos observar um exemplo de diagrama de Piper.

Figura 2.4 Representação esquemática do diagrama de piper.



2.6.3.3 – Diagrama Semi-logarítmico de Scholler

No diagrama semi-logarítmico de Scholler, as concentrações em meq/L de uma amostra

é plotada em escala semi-logarítmica. Está forma de apresentação dos dados hidroquímicos é

bastante flexível e permite aumentar ou reduzir o número de elementos representados, de

acordo com a necessidade e os objetivos da interpretação (Figura 2.5).

Figura 2.5 Representação esquemática do diagrama semi-logarítmico de scholler.

(Fonte: http://www.sciencesoftware.com/pages.php?pageid=27)

2.6.3.4 – Diagrama de Stiff

No diagrama de Stiff, todas as concentrações iônicas em meq/L são representadas sobre

linhas paralelas horizontais. Ligando todos os pontos respectivamente, obtém uma figura

geométrica característica para a água analisada (Figura 2.6).

Figura 2.6 Representação esquemática do diagrama de stiff.

Na++K+

Ca2+

Mg2+

Cl-

CO32-

+HCO -

SO4-2



2.6.3.5 – Gráfico de Barras

No gráfico de barras, a altura das colunas representa a concentração e/ou porcentagem

dos íons em meq/L (Figura 2.7). São utilizados principalmente para comparar as proporções

dos constituintes iônicos principais de análises químicas de vários tipos de águas.

Figura 2.7 Representação esquemática do gráfico de Barras

(Adaptada de www.engr.usask.ca).

2.6.4 – Índices Hidrogeoquímicos ou Razões Iônicas

As razões iônicas são de suma importância para a classificação e interpretação

hidrogeoquímica. O índice hidrogeoquímico são as relações entre os íons dissolvidos em uma

água e podem guardar certas relações com o terreno a qual procede à água, indicar a ação de

fenômenos modificadores, ou uma característica específica da água considerada. É comum

designar este índice com o nome de razões iônicas. Seus valores são expressos em meq/L tal

como indica o símbolo r.

Na Tabela 2.2 pode ser observado as principais razões iônicas e seus significados.



Tabela 2.2 Principais razões iônicas e seus significados (Fonte: Hem, 1985).

Razão Iônica Variações Teóricas Significado

rMg2+/rCa2+

0,25-0,33 -Água de circulação em rocha de composição granítica

0,33-1,50 -Águas continentais

>0,9 -Contato com água do mar ou fluxo através de rocha básica; possível influencia de terreno dolomíticos

>1 -Relação com litotipos ricos em silicatos magnesianos

±5 -Água do mar rCa2+/rMg2+

Ca/(HCO3+SO4) >1 -Indicação de intrusão marinha

rK+/rNa+

0,020-0,025 -Água do mar

0,09-0,60 -Água de circulação em rochas com composição granítica

0,004-0,280 “água doce”

rNa+/rCl-

<0,0876 -Água do mar -Substituição de Na+ por Ca2+ e Mg2+

<0,7 -Precipitação de sais de Na+

>0,7 -Fluxo através de rochas cristalinas ou vulcânicas

rCl-/rHCO3 0,5 -Fluxo normal para rochas cristalinas

0,1-0,5 -Águas continentais 20-50 -Água do mar

2.7 – Bacia Potiguar

2.7.1 – Localização

O Brasil possui a maior área sedimentar da América do Sul, cerca de 6.420.000 km2 de

bacias sedimentares, dos quais 4.880.000 km2 são em terra (onshore) e 1.550.000 km2 em

plataforma continental (offshore) (Parente et al., 2005). A Bacia Potiguar localiza-se no

extremo leste da Margem Equatorial Brasileira, compreendendo um segmento emerso e outro

submerso. Distribui-se em sua maior parte no Estado do Rio Grande do Norte e parcialmente

no Estado do Ceará. Geologicamente é limitada a sul, leste e oeste pelo embasamento

cristalino, estendendo-se a bacia para norte até a isóbata de 2.000 m. O alto de Fortaleza

define seu limite oeste com a Bacia do Ceará (sub-Bacia de Mundaú), enquanto o alto de

Touros define seu limite leste com a Bacia Pernambuco–Paraíba.



A Bacia Potiguar representa uma das inúmeras bacias posicionadas na margem

continental brasileira, que têm sua origem relacionada com a separação da América do Sul e

África (Asmus & Porto, 1972 apud Parente, 2006)

Existem muitas controvérsias a respeito da extensão total da bacia potiguar. Mohriak

(2003) relata que a bacia potiguar abrange uma área de aproximadamente 60.000 km2, sendo

que 24.000 km2 encontram-se emersos e 36.000 km2 submersos; Chaves (2005) estima uma

área total de 48.000 km2 com aproximadamente 21.500 km2 emerso e 26.500 km2 submersos;

por fim a ANP na 5ª rodada de licitações (2003) infere que a área total é de 119.300 km2

sendo 33.200 km2 emerso e 86.100 km2 submersa.

2.7.2 – Sistema Petrolífero

Volumes significativos de petróleo vêm sendo encontrados na Bacia Potiguar, fazendo

do Estado do Rio Grande do Norte (RN) o maior produtor de petróleo em terra segundo o

Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo e do Gás Natural 2010 (ANP - Agência Nacional

do Petróleo), concentrando 27,9% da produção terrestre nacional.

A Bacia Potiguar, localizada no Nordeste brasileiro, possui uma importante reserva

petrolífera, cujo principal reservatório está nos arenitos da Formação Açu, responsável por

80% da sua produção. Está região, situada no chamado Polígono da Seca, sofre de escassez

de águas superficiais na maior parte do ano e tem na mesma Formação Açu um importante

aqüífero que vem sendo muito utilizado não só para abastecimento humano e irrigação como

também para injeção, visando manter a pressão em reservatórios de hidrocarbonetos. O maior

volume de petróleo, até o momento descoberto nesta bacia encontra-se na Formação Açu

(Parente et. al, 2005).

De maneira geral, as acumulações encontradas na Bacia Potiguar são condicionadas

principalmente pela presença de rochas potencialmente geradoras, pelo forte controle

estrutural e estratigráfico e pela maturação térmica suficiente No caso específico da bacia

potiguar, há duas formações geradoras: a Formação Pendência e a Formação Alagamar. As

ocorrências de óleo estão relacionadas a reservatórios de arenitos pertencentes à Formação

Açu, sendo este o principal reservatório Potiguar com 85% do petróleo da região, com boa

porosidade e permeabilidade.

Os levantamentos sísmicos na porção offshore da Bacia Potiguar iniciaram-se em 1971,

sendo que a primeira descoberta comercial, o Campo de Ubarana, aconteceu em 1973.



Atualmente 12 campos offshore com 103 poços e 68 campos onshore com 3.529 poços estão

em produção (ANP, 2010) produzidos principalmente a partir das formações Alagamar e Açu.

As rochas selantes são formadas por folhelhos sobrepostos/intercalados e as trapas são

estratigráficas, estruturais ou mistas. A migração do óleo se dá por planos de falhas ou contato

direto gerador-reservatório.

2.8 – Formação Açu – Localização da Área de Estudo

A Formação Açu é uma unidade litoestratigráfica da Bacia Potiguar, e tem sua

ocorrência em toda a bacia. Boa parte dos reservatórios desta unidade são portadores de água

de baixa salinidade, amplamente explotados para consumo humano e irrigação, sendo

considerado o aqüífero mais importante da região. É composta por arenitos médios os mais

grossos, intercalados com folhelhos, argilitos e siltitos. Estas rochas ocorrem na base de forma

discordante e erosiva com o embasamento ou com a Formação Alagamar e raramente com a

Formação Pendências. Já na porção superior, o seu contato ocorre com a seqüência

carbonática da Formação Jandaíra (Pérez, 2003).

Estudos hidrogeológicos desenvolvidos na região atestam a ocorrência de fluxo

hidrodinâmico subterrâneo nesta unidade que, especialmente na porção média inferior, é

constituída por espessos pacotes arenosos de excelente permeabilidade. Este fluxo é

responsável pelo contato óleo/água inclinado, característico das diversas acumulações de

hidrocarbonetos descobertas em seus reservatórios (Texeira, 1991 apud Figueredo, 2010). A

água presente na Formação Açu é também utilizada para injeção em reservatórios de

hidrocarbonetos, visando manter as pressões durante a produção do petróleo.

Para a Bacia Potiguar essa formação possui outra importância, pois a maior parte do

petróleo descoberto nessa bacia provém de reservatórios localizados nessa formação. O

campo produtor de petróleo S, área de estudo desse trabalho, é um campo marítimo

(offshore). Esse campo produz através de 05 zonas produtoras estão localizadas na formação

Açu que possui uma boa capacidade de acumulação e produção de óleo, sendo que alguns

poços produzem em combinações de zonas, os poços são direcionais possuindo sua cabeça de

produção em terra. Outro motivo que levou a escolha desse campo é o fato de ocorre injeção

de água nos poços. Essa água e proveniente do aqüífero pertencente à formação Açu e esse

por sua vez é denominado zona A.

CAPÍTULO 3:

Estado da Arte

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Capítulo 3: Estado da Arte


3. ESTADO DA ARTE

Esse capítulo faz uma revisão bibliográfica de trabalhos que utilizaram a hidroquímica e

a análise estatística como ferramenta para a caracterização de águas.

A Caracterização Hidroquímica é uma ferramenta bastante utilizada para a classificação

de água subterrânea juntamente com a análise multivariadas. Atualmente essas ferramentas

também vêm sendo aplicada para a caracterização da água produzida juntamente com o

petróleo, com varias finalidade, por exemplo, avaliar a melhor forma de descarte ou

aproveitamento sem causar danos ao meio ambiente. Mas estudos hidroquímicos tendo como

matriz a água produzidas ainda são escassos. Este capítulo apresenta os trabalhos que

utilizando esta ferramenta, ajudaram na construção desta dissertação.

FIGUEREDO (2010) estudou a água produzida em diferentes zonas de produção de

petróleo, utilizando a hidroquímica e a análise estatística de parâmetros químicos para

servirem como referência e ferramentas indicadoras frente a intervalos produtores de água nos

poços produtores de petróleo. Foram coletadas amostras de poços distintos em 6 diferentes

zonas de produção e foram analisados 50 parâmetros, que podem ser classificados em três

grupos: ânions, cátions e propriedades físico-químicas. Através da caracterização

hidroquímica, a autora observou um domínio de águas cloretadas sódicas e cloretadas cálcicas

ou magnesianas (mista) nas águas de poços das diversas zonas na Formação Açu e, com a

aplicação de um tratamento estatístico, obteve uma função discriminante que distingue

quimicamente as zonas de produção. Foi calculada a taxa de acerto de classificação da função

que foi de 76,3%. E para a validação do modelo, a taxa de acerto foi de 86%.

MONTEIRO et. al (2010) realizaram a análise estatística multivariada de dados

hidroquímicos do aqüífero Cabeças - sudeste da bacia sedimentar do Parnaíba – PI. Os

métodos estatísticos multivariados, análise dos componentes principais e de agrupamentos

foram aplicados em 33 análises físico-químicas de águas do aqüífero Cabeças na região

sudeste da Bacia Sedimentar do Parnaíba. Com a finalidade do tratamento de dados, bem

como mostrar sua aplicação e resultados na identificação de águas com características

hidroquímicas semelhantes. Os autores verificaram a presença de três grupos: Grupo 1 –

Águas cloretadas sódicas e cloretadas sódico-magnesianas, com condutividade elétrica média

de 103 µS/cm, ácidas, brandas, de boa qualidade para agricultura. Ocorrem próximas ao

contato do aqüífero Cabeças com as Coberturas Detrito-Lateríticas ou na zona de



confinamento pela formação Longá; Grupo 2 – Águas sulfatadas magnesiano-sódicas e

cálcico-sódicas, além das sulfatadas sódicas, condutividade elétrica média, medindo 879

µS/cm, neutras, duras a muito duras e com limite ao cultivo de espécies, com baixa tolerância

à salinidade. Estão presentes nas proximidades do contato do aqüífero Cabeças com o

aquitardo Pimenteiras; Grupo 3 - Águas bicarbonatadas, predominantemente cálcico-

magnesianas, condutividade elétrica média de 348 µS/cm, geralmente alcalinas, duras a muito

duras, boas para agricultura, respeitando os riscos de salinidade e sódio. A ocorrência deste

grupo não está relacionada à presença nas proximidades de outras formações geológicas.

LIMA (2010) estudou as estruturas geoelétrica e hidroquímica do sistema aquífero

cristalino da bacia do alto rio Curaçá, semi-árido da Bahia. Neste trabalho, o autor analisou

uma estratégia geofísico-hidrogeológica proposta para explorar racionalmente a água

subterrânea armazenada nos terrenos cristalinos semi-áridos, como aqueles da bacia do alto

rio Curaçá, Bahia. Num estudo integrado, três principais problemas foram considerados e

resolvidos. O primeiro envolveu a proposição de um modelo hidrogeológico conceitual para

representar o armazenamento e a transmissão de água no sistema aquífero da área. Usando

informações geofísicas aéreas e terrestres com dados geológicos de testemunhos de

sondagens, propõe-se um modelo consistindo de: (i) uma cobertura aluvionar e de saprólitos,

com cerca de 20 a 30 m de espessura e que se estende, continuamente, ao longo da planície do

rio Curaçá e de seus tributários; e (ii) zonas largas e extensas de densos e profundos

fraturamentos subverticais, geralmente abertos e que formam faixas com mais de 500 m de

largura e profundidades maiores que 300 m, separadas entre si por ombreiras de rocha

cristalina mais fechada. O segundo consistiu em aperfeiçoar um procedimento geoelétrico

capaz de imagear, com boa resolução espacial, esses complexos reservatórios subterrâneos de

água. Assim, um esquema de imageamento bidimensional de IP-resistividade foi realizado

através de um adensamento lateral da amostragem geoelétrica por sondagens verticais e de um

aumento na profundidade de investigação, usando uma instrumentação mais potente. O

terceiro foi pesquisar e explicar os mecanismos e processos responsáveis pela alta salinização

da água observada em poços perfurados nesse sistema. Usando um modelo simplificado de

fluxo bidimensional estacionário, num aquífero livre, homogêneo e isotrópico, sugeriu que a

salinização se deve, principalmente, ao quase-contínuo e intenso processo de evapo-

transpiração, característico das zonas semi-áridas. Processo que atua sobre um sistema de

circulação hidráulica controlado pela topografia do terreno, o qual se processa em células de



diferentes dimensões laterais e profundidades, sendo que é nas mais rasas que se concentram

os sais.

PINTO (2006) realizou a caracterização química e físico-química das águas

subterrâneas de 10 municípios Estado do Rio de Janeiro e analisou os dados utilizando

ferramentas estatísticas como a análise de componente principal, análise de agrupamento, a

análise fatorial e para visualização dos dados utilizou também o diagrama de Piper. Para as

análises estatísticas os resultados das análises química que apresentavam valores abaixo do

limite de detecção da técnica utilizada, ele considerou como sendo igual à metade dos valores

dos limites de detecção nas propostas das análises estatística para que não ficassem lacunas no

banco de dados.

SCOPEL et. al. (2005) realizaram a caracterização hidroquímica de água subterrânea da

Bacia do rio Taquari-Antas/RS, local de futuras instalações de usinas hidrelétrica. Esse estudo

forneceu informações técnicas que servirão para auxiliar no uso racional dos recursos hídricos

daquela região. Elas utilizaram além do diagrama de Piper e da análise estatística descritiva,

microscopia eletrônica de varredura para observar os sólidos em suspensão e determinar sua

composição, morfologia e granulometria.

LUCENA et. al. (2004) estudou as características hidroquímicas do Aqüífero Barreiras

da bacia do Rio Pirangi/RN, a fim de avaliar a adequabilidade deste manancial com vistas ao

consumo humano e irrigação. Os resultados analíticos obtidos permitiram classificar a grande

maioria das amostras como águas do tipo cloretada-sódica, evidenciando, dentre outros

aspectos, a influência da proximidade da linha de costa. Em termos de adequabilidades, a

maioria das amostras avaliadas mostraram-se dentro do padrão de aceitação para o consumo

humano em suas condições naturais. Alguns poucos poços, contudo, apresentaram

determinados parâmetros físicos inadequados ao consumo sem tratamento prévio, fato

associado às características construtivas dessas captações ou mesmo nos seus respectivos

desenvolvimentos. No tocante a irrigação, as amostras evidenciaram águas com valores

reduzidos de salinidade e fraco risco de formação de teores nocivos de sódio susceptível de

troca, possibilitando a utilização das mesmas sem restrições aos diversos tipos de culturas.

BITTENCOUT et. al. (2003) utilizaram a hidroquímica para avaliar a influência dos

basaltos e de misturas com água de aqüíferos sotopostos nas águas subterrâneas do sistema

aqüífero Serra-Geral na Bacia do Piquiri, Paraná. Do universo de 381 registros apenas 61

análises de águas foram consideradas adequadas para a avaliação, ou seja, apresentaram erro

do balanço iônico inferior a 10%. A interpretação das classes geoquímica foi feita com base



na localização das análises em diagramas de Piper e possibilitou concluir que o íon

predominante nessa água é o bicarbonato, o principal processo geoquímico condicionador do

teor dos elementos dissolvidos na água é a hidrólise dos silicatos do basalto e definiu três

classes sendo um grupo de águas consideradas bicarbonatadas cálcicas; outro de águas

bicarbonatadas cálcio sódicas e bicarbonatadas cálcio magnesiana e um terceiro grupo de

águas bicarbonatadas sódicas.

VIDAL e KIANG (2002) realizaram a caracterização hidroquímica dos aqüíferos da

bacia de Taubaté. A definição e distribuição espacial dos tipos hidroquímicos foi baseado na

análise físico-química das amostras de águas subterrâneas e na utilização de métodos

estatísticos, como a estatística multivariada e a geoestatística. Obtiveram resultados que foram

definidos em quatro tipos hidroquímicos distintos: o tipo I refere-se às águas presentes nos

sedimentos fluviais, apresentando baixa salinidade, pH ácido-neutro e classificadas como

bicarbonatadas sódicas e cálcicas; o tipo II está presente nos sedimentos fluviais próximos ao

contato com os sedimentos lacustres, estas águas caracterizam-se pelo elevado pH e maior

participação dos alcalinos terrosos; o tipo III representa águas com forte influência dos

sedimentos lacustres e são classificadas como bicarbonatadas sódicas; por fim, o tipo IV, que

se refere às águas amostradas exclusivamente em sedimentos lacustres, é facilmente

identificado em campo pela elevada temperatura, sendo as águas classificadas como

bicarbonatadas sódicas.

INVERNIZZI (2001) efetuou um detalhamento do comportamento hidrogeoquímico do

sistema aqüífero Botucatu pertencente à Bacia do Paraná, que possibilitou estabelecer a

evolução hidrogeoquímica das águas no sentido do fluxo, a partir da zona de recarga. Ele

utilizou a análise fatorial e a análise de grupamento como ferramenta estatística, com isso

permitiu identificar 3 grupos de águas com características físico-químicas e químicas

distintas. Os diagramas de Piper e de Stiff e as razões iônicas ajudaram na visualização dos

grupos de água do aqüífero Botucatu.

SILVA et. al. (2000) apresentaram resultados preliminares de estudos hidrogeoquímicos

de águas subterrâneas explotadas de poços tubulares distribuídos na Depressão Periférica

Gaúcha, pertencentes ao Aqüífero Guarani, especificamente as rochas sedimentares

Gondwânicas pertencentes as Formações Sanga do Cabral, Santa Maria (Membro Passo das

Tropas e Membro Alemoa), Botucatu e Caturrita, de idade Permo-Triássica, pertencentes a

Bacia do Paraná no estado do Rio Grande do Sul. Os estudos hidroquímicos de águas

subterrâneas prévios na Bacia do Paraná, nos estados de São Paulo, Paraná apontaram



ocorrências de teores anômalos de fluoretos, acima dos Valores Máximos Permissíveis

(VMP), associando-se a causas tectônicas (lienamentos) e/ou a possível ocorrência de crostas

salinas. No estado do Rio Grande do Sul, pesquisas realizadas pela CORSAN, UNISC,

LACEN e LAQUIA da UFSM, encontraram teores de fluoretos acima do VMP, atingindo

11,5 mg/L, distribuídos ao longo da Depressão Central do Estado do Rio Grande do Sul em

rochas sedimentares do Aqüífero Guarani. Este trabalho apresenta resultados da qualidade das

águas subterrâneas buscando caracterizar as possíveis fontes para inferir a possível origem

dos teores de fluoretos acima do VMP nas águas. Os teores de fluoretos no Campus da

UFSM, em 9 poços analisados, todos foram inferiores a 0,2 mg/L, dos 29 poços estudados na

região de SantaMaria, apenas um apresentou valores acima do VMP. Mas também foram

encontrados teores deste elemento acima do VMP, em diversos Municípios situados na

Depressão Central do RS. Complementando os estudos da qualidade das águas, encontram-se

em fase de realização estudos da composição química das rochas sedimentares, dos cimentos

e da mineralogia, através de técnicas petrográficas e geoquímicas, dentre estas o ICP/MS,

aberturas parciais e/ou totais (HCl, H2SO4, fusões alcalinas) e estudos de fluoretos com

eletrodos específicos, Também estão sendo realizados estudos por Difração de Raios-x de

calcretes, e de ossos fósseis de répteis, buscando-se fluorapatita, outra técnica é de reação

nuclear ressonante. Os resultados de levantamentos bibliográficos e analíticos permitem dizer

que estas águas são doces, moles a moderadamente duras, hipotermais (temperatura < 25ºC),

predominando em sua composição os íons bicarbonatos e carbonatos. Os teores de sólidos

totais dissolvidos na faixa entre 130 até 700 mg/L, indicam serem estas águas pouco

mineralizadas. A maior parte dos poços tubulares estudados encontra-se de acordo com as

normas de potabilidade para consumo humano.

CAPÍTULO 4:

Metodologia Experimental

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Capítulo 4: Metodologia Experimental


4. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

O presente capítulo faz uma abordagem da metodologia e dos materiais e equipamentos

utilizados, como: a amostragem dos fluidos produzidos em poços do campo S, análises

químicas, avaliação da qualidade das análises químicas, caracterização hidroquímica da água,

tratamento estatístico dos dados obtidos.

Na Figura 4.1 mostra o Fluxograma do procedimento experimental aplicado. Esse

procedimento auxiliou na identificação dos cátions e ânions, bem como, foi observado á

relação entre eles e a zona a que pertence.

Figura 4.1 – Fluxograma do procedimento experimental.

Coleta da Amostras

Análises de Bancada Análise dos Cátions Análise dos Ânions

Balanço Iônico

Tratamento Estatístico

Análise Descritiva Análise Discriminante



4.1 - Amostragem

Foram coletada amostras de água produzida de 05 zonas do campo S, denominadas:

400, 600, 350/400, 400/450/500, 400/600, totalizando 25 amostras oriundas de 11 poços

produtores e ainda foram coletadas 02 amostras da zona chamada “A” que pertence ao poço

responsável pela água que é injetada para a recuperação secundária desse campo e está

localizada no aqüífero da formação Açu. Na Figura 4.2 e 4.3 pode ser observado um desenho

esquemático de um poço de petróleo que produz em zonas isoladas e em zonas combinadas.

Algumas amostras foram coletadas em duplicata, assim representadas pela letra “d”

enquanto algumas tiveram mais de uma coleta assim representada pelo número 2 entre

parêntese. Na Tabela 4.1 podemos observar a distribuição da quantidade de poços por zona,

bem como a quantidade de amostras, e na Tabela 4.2 a distribuição de poços por zona e as

datas de coleta,

Figura 4.2 – Zona produzindo individualmente em um poço de petróleo (adaptada de

Figueredo, 2010).



Figura 4.3 – Zona produzindo em conjunto em um poço de petróleo (adaptada de

Figueredo, 2010).

Tabela 4.1 - Distribuição da quantidade de poços e de amostras por zona.

Zonas Quantidade de

Poços Quantidade de

amostras

400

600

350/400

400/450/500

400/600

A

05

01

01

01

03

01

13

02

02

02

06

02

Total 12 27



Tabela 4.2 - Distribuição dos poços do campo S por zona e datas de coletas.

Poço Zona Data da Coleta

S-3

S-3 d

600

600

16/03/2010

16/03/2010

S-17

S-17 d

400/450/500

400/450/500

18/02/2010

18/02/2010

S-19

S-19 d

350/400

350/400

18/02/2010

18/02/2010

S-12 400/600 19/02/2010

S-23 400/600 18/02/2010

S-24

S-24 d

S-24 (2)

S-24 d (2)

400/600

400/600

400/600

400/600

07/04/2010

07/04/2010

14/04/2010

14/04/2010

S-18 400 18/02/2010

S-16

S-16 d

400

400

19/02/2010

19/02/2010

S-10

S-10 d

400

400

10/03/2010

10/03/2010

S-25

S-25 d

S-25 (2)

S-25 d (2)

S-25 (3)

S-25 d (3)

400

400

400

400

400

400

16/03/2010

16/03/2010

07/04/2010

07/04/2010

14/04/2010

14/04/2010

S-26

S-26 d

400

400

18/02/2010

18/02/2010

Injetor

Injetor d

A

A

18/02/2010

18/02/2010



As coletas das amostras foram feitas na cabeça do poço (Figura 4.4) e executadas pela

PETROBRAS (UO-RNCE/SOP/LABF), através de conexões instaladas na unidade de

bombeio (UB). O volume coletado inicialmente foi de 20 litros, para deste, fazer a separação

da emulsão água/óleo por diferença de densidade.

Figura 4.4 - Coleta de fluido realizada na cabeça do poço. A) Unidade de Bombeio

Mecânico; B) Conexão para coleta de fluido (Adaptada de Parente, 2006).

O galão foi deixado em repouso por duas horas com a tampa virada para baixo e depois

foi retirada uma alíquota de 2 litros da água produzida, dividido em três frascos: Um frasco de

500 mL sem adição de preservantes para a análise dos ânions, outro frasco de 500 mL com

adição de 2 mL de ácido nítrico (HNO3) para conservação, deixando a amostra com o pH < 2,

necessária para a análise dos cátions e um terceiro frasco de 1000 mL sem adição de

preservante para as análises físico-químicas.

Foram utilizados procedimentos de conservação que levam em consideração o agente

preservante, o tipo de recipiente e o volume adequado para a determinação de cada parâmetro,

a fim de garantir e preservar as características das amostras. Após o procedimento de coleta,

os frascos foram refrigerados e encaminhados para o laboratório da Central Analítica -

NEPGN – UFRN para o tratamento e realização das análises.



Análises Realizadas

Análise de Bancada

Cátions

Ânions

Alcalinidade a Hidroxila

Alcalinidade a

Carbonato,

Alcalinidade a

Bicarbonato,

pH,

Condutividade,

Resistividade,

Salinidade,

Sólidos Totais

Dissolvidos,

e Sólidos Suspenso

Alumínio, Antimônio,

Arsênio, Bário, Berílio,

Bismuto, Boro, Cádmio,

Cálcio, Chumbo,

Cobalto, Cobre, Cromo

Total, Estanho,

Estrôncio, Ferro Total,

Fósforo, Lítio, Magnésio,

Manganês, Mercúrio,

Molibdênio, Níquel,

Potássio, Prata, Selênio,

Sódio, Tálio, Titânio,

Acetato,

Brometo,

Cloreto,

Fluoreto,

Fosfato Total,

Formiato,

Iodeto,

Nitrato,

Nitrito e

Sulfato

4.2 – Metodologias das Análises Físico-Químicas

A Figura 4.5 apresenta um fluxograma com as análises utilizadas neste estudo, que

totalizam 50 parâmetros analisados e a Tabela 4.3 mostra as técnicas empregadas nas análises

químicas. Em seguida são descritas as metodologias das análises químicas utilizadas de forma

resumida. Todas as metodologias de análises foram seguidas conforme manual de análise de

água APHA – Standard Methods for the Examination of Water and Wasterwater, 2005.

Figura 4.5 - Fluxograma das análises realizadas nas amostras de água produzida.



Tabela 4.3 - Metodologia das análises químicas realizadas.

Análise Método Utilizado

Alcalinidade

Ânions

Condutividade

Metais

pH

Resistividade

Salinidade

Sólidos Suspensos

Sólidos Totais Dissolvidos

Titulação Volumétrica

Cromatografia de Íons

Eletrométrico

ICP-OES

Eletrométrico

Eletrométrico

Eletrométrico

Gravimetria

Eletrométrico

4.2.1 – Alcalinidade a Hidroxila, a Carbonato e a Bicarbonato

A alcalinidade da água é representada pela presença dos íons Hidroxila, Carbonato e

Bicarbonato e é definida como sendo a capacidade de uma água neutralizar ácidos.

Dependendo do pH da água, podem ser encontrados os seguintes compostos:

Valores de pH acima de 9,4: hidróxidos e carbonatos (alcalinidade cáustica);

Valores de pH entre 8,3 e 9,4: carbonatos e bicarbonatos;

Valores de pH entre 4,4 e 8,3: apenas bicarbonatos.

Não é possível a coexistência das três formas de alcalinidade em uma mesma amostra,

em função da reação química do íon bicarbonato com o íon hidróxido (Reação 4.1), o íon

bicarbonato age como se fosse um ácido fraco na presença de uma base forte,

HCO3- + OH- H2O + CO3

2- (4.1)

As análises de alcalinidade foram realizadas pelo método de titulação volumétrica, e em

triplicata para todas as amostras, sendo o resultado final determinado pela média das três

titulações.

Para realizar a análise transferiu-se 100 mL da amostra para um erlenmeyer e em

seguida adicionou 03 gotas de solução de fenolftaleína. No caso das amostras que assumiram



a coloração rosa, titulou-se com ácido clorídrico padronizado e de concentração 0,19 N, até o

ponto de viragem do indicador em torno de pH 8,1 e registrou-se o volume do ácido

consumido (Va.c.) neste pH. Adicionou-se de 03 a 05 gotas do indicador verde de bromocresol

que tem ponto de viragem em torno de 4,0, prosseguiu a titulação e registrou-se o volume

total de ácido acumulado (Va.ta) até o ponto de viragem do indicador.

Os valores do ácido Va.c e Va.ta foram submetidos a Tabela 4.4, para obter os volumes

consumidos na neutralização e calcular a alcalinidade conforme apresentado nas Equações

4.2, 4.3 e 4.4.

Tabela 4.4 – Relações de volumes para cálculos da alcalinidade.

Va.c e Va.ta Volume de Solução Padrão de Ácido Correspondente aos Ânions

Hidroxila (OH-) Carbonato (CO3-2) Bicarbonato (HCO3

-)

Va.c = Zero

Va.c < ½ Va.ta

Va.c = ½ Va.ta

Va.c > ½ Va.ta

Va.c = Va.ta

Zero

Zero

Zero

2Va.c – Va.ta

Va.ta

Zero

2Va.c

2Va.c

2(Va.ta - Va.c)

Zero

Va.ta

Va.ta - 2Va.c

Zero

Zero

Zero

Onde:

V = Volume de ácido obtido da Tabela 4.4, em mL

N = Normalidade da solução padrão de ácido

V1 = Volume da amostra em mL

Va.c = Volume de HCl consumido até o 1º ponto de inflexão (pH 8,1)

Va.ta = Volume de HCl consumido até o 2º ponto de inflexão (pH 4,5)



4.2.2 – Potencial hidrogeniônico (pH)

O pH, potencial hidrogeniônico ou potencial hidrogênio iônico nos diz se a água é

neutra, ácida ou básica (alcalina) e em que grau. A molécula de água H2O se dissocia em H+ e

OH-, que reagem com outros componentes dissolvidos na água, podendo deixar H+ ou OH-

em excesso na água. Quando o excesso é de H+ a água é dita ácida, quando é de OH- a água é

básica, e quando os dois estão em proporções iguais, temos uma água neutra. A escala usada

para medir o pH é logarítmica como pode ser visto na Equação 4.5, e vai de 0 a 14, sendo 7 o

valor da água neutra. Os valores inferiores a 7 são ácidos e os superiores alcalinos.

pH = - log [H+] (4.5)

Os valores de pH para as amostras de água produzida foram obtidas por leitura direta,

com o Multiparâmetro HANNA - HI 9828 (Figura 4.6), através do método eletrométrico.

Figura 4.6 – Medidor Multiparâmetro (Marca HANNA, Modelo HI 9828).

O eletrodo foi calibrado seguindo o procedimento do manual, utilizando para isso

soluções tampões de pH. Para executar essa medida foi colocada em um Becker 100 mL da

amostra e em seguida deixou-se o eletrodo imerso até estabilizar. O valor da medida é

mostrado no visor do equipamento.



4.2.3 – Condutividade Elétrica (CE)

A condutividade é a capacidade que a água possui de transmitir a corrente elétrica, e é

determinada pela presença de substâncias dissolvidas que se dissociam em ânions e cátions.

Os sais dissolvidos e ionizados presentes na água transformam-na num eletrólito capaz de

conduzir a corrente elétrica.

A condutividade elétrica é dependente da temperatura de tal forma que, se essa

aumenta, a resistência da solução à passagem de corrente diminui, resultando em acréscimo

na condutividade. Para fins de padronização, ao fazer referência sobre a condutividade

elétrica de uma solução, deve-se sempre reportar à temperatura de 25 ºC (Antonio J. 2005).

Nas amostras em estudo a condutividade foi medida simultaneamente com o pH no

Medidor Multiparâmetro HANNA - HI 9828 (Figura 4.6), através do método eletrométrico. O

equipamento já reporta o resultado à temperatura de 25 ºC expressa em mS/cm.

4.2.4 – Resistividade Elétrica

A resistividade é a capacidade que a água possui de resistir à passagem da corrente

elétrica, ou seja, é o inverso da condutividade. Quanto maior a condutividade menor será a

resistividade. Os valores de resistividade foram obtidos através das medidas de condutividade

conforme a Equação 4.6.

ρ = 1/σ (4.6)

Onde:

ρ = Resistividade

σ = Condutividade



4.2.5 – Salinidade

A salinidade é a concentração de sais minerais dissolvidos na água. Geralmente é

expressa em termos equivalente de cloreto de sódio (NaCl) em miligrama por litro (mg/L) ou

em parte por milhão (ppm).

A Legislação Ambiental, Resolução CONAMA Nº 357, de 17 de março de 2005

classifica as águas em relação à salinidade conforme a Tabela 4.5.

Tabela 4.5 – Classificação de águas quanto à salinidade.

Classificação Salinidade em mg/L

Doce

Salobra

Salina

< 500

>500 e < 3000

> 30000

A salinidade foi medida também simultaneamente com o pH e a condutividade através

do Medidor Multiparâmetro HANNA - HI 9828 onde a célula mede a condutividade e

automaticamente o softwear do equipamento calcula a salinidade.

4.2.6 – Sólidos Totais Dissolvidos (STD)

Entende-se por sólidos totais dissolvidos a soma dos teores de todos os constituintes

minerais presente na água por unidade de volume. Representa a concentração de todo o

material dissolvido na água, seja ou não volátil.

Na maioria das águas naturais a condutividade elétrica da água, multiplicada por um

fator que varia entre 0,55 e 0,75 gera uma boa estimativa de STD (Feitosa & Filho, 2000).

A medida de sólidos totais dissolvidos também foi realizada com o mesmo aparelho,

Medidor Multiparâmetro HANNA - HI 9828 e seu valor também foi mostrado no visor do

equipamento.



4.2.7 – Sólidos Suspensos (SS)

Os sólidos suspensos correspondem à parte dos sólidos que pode ser retida por filtração,

pois se encontram em suspensão no líquido. Os sólidos em suspensão provocam a turbidez da

água. Tanto os sólidos suspensos com os sólidos dissolvidos podem ser responsáveis por

problema de incrustações e corrosão.

Os sólidos suspensos foram determinados por gravimetria, através da filtração de uma

determinada quantidade de água sobre uma membrana de celulose, com porosidade de

0,45µm, seca a 104°C em estufa de circulação de ar e pesada. Após a filtração, a membrana

volta à estufa e é novamente pesada. A diferença entre o peso inicial do filtro e após a

filtração dá a massa dos sólidos suspensos.

4.2.8 – Análise de Cátions por ICP-OES

Em geoquímica, os elementos são classificados de acordo com a sua abundância na

crosta terrestre em (Lira, 2008 apud Dantas 2009):

Elementos maiores, quando sua concentração é superior a 1,0% (maior que

10.000 ppm);

Elementos menores, quando sua concentração está compreendida entre 1,0 e 0,1

% (entre 1.000 e 10.000 ppm);

Elementos traços, quando sua concentração é inferior a 0,1% (menor que 1.000

ppm).

Neste trabalho será usada essa classificação geoquímica para se referir à concentração

das espécies metálicas analisadas na água produzida. Os cátions Alumínio, Antimônio,

Arsênio, Berílio, Bismuto, Boro, Cádmio, Chumbo, Cobalto, Cobre, Cromo Total, Estanho,

Ferro Total, Fósforo, Lítio, Manganês, Mercúrio, Molibdênio, Níquel, Prata, Selênio, Tálio,

Titânio, Vanádio e Zinco foram analisados por espectrometria de emissão ótica com plasma

acoplado indutivamente (ICP-OES).



4.2.8.1 – Procedimento de Abertura das Amostras

Para a análise dos cátions foi necessário, primeiramente, fazer uma abertura por

digestão ácida com microondas para decomposição da matéria orgânica presente na amostra.

Para isso, foi utilizado um digestor, modelo DGT-100 PLUS da Provecto Analítica (Figura

4.7). Das amostras previamente preservadas com Ácido Nítrico (HNO3) concentrado de alta

pureza (P.A.), foi filtrada uma alíquota de 40 mL em papel de filtro quantitativo e o filtrado

foi dividido em dois vasos digestor de teflon. A digestão foi realizada em duas etapas, sendo a

primeira com duração de 6 minutos em potencia de 300 W e a segunda de 6 minutos em

potencia de 0 W (etapa de resfriamento). Após digestão, a amostra foi levada para a

determinação dos metais traços, através da técnica de Espectrometria de Emissão Ótica com

Plasma Acoplado Indutivamente.

Figura 4.7 – Digestor Provecto Analítica, DGT 100 Plus.



4.2.8.2 – Espectrometria de Emissão Óptica com Plasma Acoplado Indutivamente

(ICP-OES)

A técnica de ICP-OES tem sido amplamente utilizada devido a uma serie de vantagens

que oferece, tais como; análise multielementar simultânea e rápida de elementos maiores,

menores e traço, alta sensibilidade, precisões adequadamente altas e ampla faixa linear

(Lemes, 2001 apud Dantas, 2009).

Essa técnica é baseada na medida da intensidade da radiação emitida, quando um átomo

ou íon excitado pelo plasma retorna ao seu estado fundamental. As espécies atômicas emitem

linhas espectrais, tanto quantas forem suas possíveis transições eletrônicas. As linhas

espectrais é que vão determinar o espectro de cada elemento e a intensidade de cada linha vai

depender da probabilidade de transição e do número de átomos que atinge um determinado

estado excitado.

O equipamento utilizado nas análises foi um ICAP 6300 dual, Thermo Scientifc. Esse

equipamento foi calibrado utilizando-se para isso padrões multielementares, rastreáveis ao

NIST e as curvas analíticas e os limites de detecção obtidos estão demonstrados nos

apêndices, distribuídos da seguinte maneira: Apêndice A (Figuras A1 até a A25) são as curvas

analítica e o Apêndice D (Tabela D.1) os limites de detecção e quantificação.

4.2.8.3 – Introdução da Amostra

A amostra é transportada para a tocha de plasma por uma corrente de argônio, através

do tubo central seguindo na forma de aerossol produzido por um nebulizador. Os mais

utilizados para injeção de amostra são os nebulizadores que operam com o princípio

pneumático ou ultra-sônico. O sistema de injeção pode ser observado na Figura 4.8.



Figura 4.8 – Sistema de Introdução da Amostra do ICP-OES

(Adaptada de Figueredo, 2010).

4.2.9 – Análise Por Cromatografia de Íons (CI)

Cromatografia é uma técnica analítica quantitativa e qualitativa em que os componentes

de uma mistura são separados através da sua partição entre uma fase estacionária e outra fase

móvel. A grande variedade de combinações entre fases móveis e estacionárias a torna uma

técnica extremamente versátil e de grande aplicação. Se a fase móvel é um líquido, a

cromatografia é denominada líquida e se a fase móvel é gasosa, a cromatografia é gasosa. O

material que preenche o tudo que se denomina coluna, onde ocorre à separação, é chamada

Fase estacionária. Em geral essa fase é sólida, mas há algumas situações em que pode haver

um líquido adsorvido no sólido.

A cromatografia líquida é muito usada para realizar análises de águas, isto é, determinar

a concentração de ânions e também cátions presentes. Neste caso, os analitos são íons e por

isso a técnica é denominada cromatografia de íons. Nessa técnica a amostra líquida passa por

uma coluna que contem uma resina de troca iônica (fase estacionaria). A separação dos íons

se dá por troca iônica com grupos funcionais da resina. Nas resinas de troca catiônica os sítios

são grupos R-SO3H que trocam H+ com os cátions da amostra e nas resinas de troca aniônica,

íons OH- do grupo funcional R-[-N(CH3)3]+OH- são trocados por ânions da solução.



A técnica de cromatografia iônica foi aplicada para determinar os seguintes ânions:

Acetato, Brometo, Cloreto, Formiato, Fosfato, Fluoreto, Iodeto, Nitrato, Nitrito, Sulfato; e os

seguintes cátions: Bário, Cálcio, Estrôncio, Magnésio, Potássio e Sódio.

4.2.9.1 – Determinação dos Ânions por CI

Para a determinação dos ânions, foi utilizado um cromatógrafo de íons da marca

DIONEX, modelo ICS-2000 (Figura 4.9), com detector de condutividade e supressão

eletroquímica. A coluna analítica foi a AS19, de 4 mm de diâmetro e 250 mm de

comprimento, e coluna de guarda foi a AG19. O volume de injeção de 25 µL. Nesse método,

antes da amostra ser injetada, a resina dentro da coluna é condicionada com solução de

hidróxido de potássio (KOH). Desta forma, antes da injeção da amostra somente ânions OH-

estarão ligados aos grupos funcionais da resina contida na coluna. Depois da injeção os ânions

presentes na amostra são retidos conforme a reação 4.7.

R-[N(CH3)3]+OH- + F- R-[N(CH3)3]

+ F- + OH- (4.7)

Os ânions da amostra substituem os ânions OH- eletrostaticamente ligados ao grupo

funcional. Em seguida, o eluente, a solução de KOH, ao passar pela coluna reverte à reação de

troca iônica, isto é, os ânions são novamente removidos conforme a reação 4.8.

R-[N(CH3)3]+F- + KOH R-[N(CH3)3]

+ OH- + KF (4.8)

À medida que mais eluente passa pela coluna, as reações acima continuam. Os íons

eluídos são conduzidos ao detector. No cromatograma, a unidade da ordenada é a

condutividade, em µS/cm (microSiemens por centímetro) e na abscissa a escala é em minutos

e cada pico representa um ânion e tem um tempo associado, denominado tempo de retenção.



Figura 4.9 – Cromatógrafos de Íons ICS-2000 e ICS-3000.

A presença do KOH junto com os íons analisados também contribui para o sinal de

condutividade. O resultado é que a razão sinal/ruído será menor, o que implica em maiores

limites de detecção. Para eliminar este problema, logo após a eluição a amostra passa por uma

cela de supressão eletrolítica da condutividade do eluente, e só depois a solução chega ao

detector. A supressão eletrolítica funciona da seguinte maneira: a solução do eluente (KOH)

com o analíto entra numa cela, onde há três compartimentos separados entre si por duas

membranas de troca catiônica. Em cada um dos dois compartimentos mais externos, há um

eletrodo, isto é, um ânodo (+) e um cátodo (-). Quando a solução com o analíto e o eluente

(KOH) chega ao compartimento central, os cátions K+ atravessam a membrana da direita (em

direção ao cátodo) e ao mesmo tempo íons H+ oriundos do compartimento do ânodo

atravessam a outra membrana e chegam ao compartimento onde está o analito e

imediatamente se combinam com os íons OH- e produzem água. Com este processo simples, a

concentração de íons (oriundos do eluente) diminui, bem como a condutividade da solução.

Esse equipamento foi calibrado utilizando-se para isso padrões multielementares, da

DIONEX, rastreáveis ao NIST e as curvas analíticas e os limites de detecção obtidos estão

demonstrados nos apêndices, distribuídos da seguinte maneira: Apêndice B (Figuras B1 à

B10) são as curvas de calibração e o Apêndice D (Tabela D.2) está apresentado os limites de

detecção e quantificação.



4.2.9.2 – Determinação dos Cátions por CI

Para a determinação dos cátions foi utilizado um cromatógrafo de íons da marca

DIONEX, modelo ICS-3000 (Figura 4.9), com coluna CS12A, coluna de guarda CG12A e

volume de injeção de 25 µL. Nesse método antes da amostra ser injetada a resina dentro da

coluna é condicionada com solução de ácido sulfúrico (H2SO4) e ocorre um processo parecido

com a ocorrido na detecção dos ânions, só que neste caso, antes da injeção da amostra

somente cátions H+ estarão ligados aos grupos funcionais da resina contida na coluna e os

cátions da amostra substituem os cátions H+ eletrostaticamente ligados ao grupo funcional da

resina contida na coluna. As curvas de calibração foram preparadas a partir de um padrão

multielementar, da DIONEX, rastreáveis ao NIST e podem ser encontradas no apêndice, no

Apêndice C (Figura C1 à C6), e os limites de detecção e quantificação encontram-se no

Apêndice D (Tabela D.3).

4.3 – Teste de Consistência das Análises

O erro cometido no processo analítico pode ser estimado através do balanço iônico,

fundamentado no fato de que numa análise química completa a concentração total, expressa

em meq/L, dos cátions deve ser semelhante à dos ânions.

O erro de balanço iônico (e%) foi calculado após a transformação de unidade de

concentração de mg/L para meq/L seguindo a Equação de Stabler (Manassés, 2009), definida

na Equação 4.9.

Onde:

C = Concentração do elemento em mg/L

A = Massa atômica do elemento

n = número de oxidação



O erro do balanço iônico foi calculado para cada amostra conforme apresentado na

Equação 4.10, onde o r representa a concentração em meq/L.

Onde:

r Σ cátions = Somatório dos cátions em meq/L.

r Σ ânions = Somatório dos ânions em meq/L.

4.4 – Classificação Hidroquímica

Para a classificação hidroquímica das amostras de água produzida foi utilizada como

ferramenta as razões iônicas mais comuns, sendo elas: rMg2+/rCa2+, rK+/rNa+, rNa+/rCl- e rCl-

/rHCO3-. A classificação também foi realizada utilizando os diagramas de Stiff e Piper. Para a

confecção dos diagramas, foi utilizado o Software Qualigraf (versão 5.1 Beta).

4.5 – Tratamento Estatístico

A ferramenta da estatística foi utilizada com a finalidade de verificar o comportamento

dos parâmetros analisados e a correlação entre eles. Para o tratamento estatístico dos dados,

foi utilizado o Software Estatístico R, versão 2.11.1.

Primeiramente verificou-se o comportamento dos parâmetros em estudo em cada zona

de produção, através da análise descritiva que tem como objetivo resumir e fornecer um

panorama geral da situação. As medidas estatísticas feitas nessa etapa foram: Média ( ),

Máximo, Mínimo, Desvio Padrão (DP), Coeficiente de variação (CV) e gráficos

comparativos.



A média de cada parâmetro por zona foi calculada somando todas as concentrações e

dividindo pela quantidade de amostra. O valor máximo é o maior valor encontrado na zona

em questão e o valor mínimo é o menor valor. O desvio padrão é uma medida bastante

utilizada na estatística e é obtida calculando a raiz quadrada da soma dos quadrados das

concentrações menos a média dividido pelo número de amostras menos 1. O CV é uma

medida relativa de variabilidade e é uma medida adimensional. É calculada dividindo o

desvio padrão pela média.

Depois foi aplicada a análise de discriminante, que é uma técnica multivariada que tem

como objetivo formar grupos reduzindo os números originais de elementos e então classificar

nos grupos previamente definido novas observações desconhecidas.

No tratamento estatístico os parâmetros que apresentaram valores abaixo do limite de

detecção do equipamento não foram utilizados.

CAPÍTULO 5:

Resultados e Discussões

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Capítulo 5: Resultados e Discussões


5. RESULTADOS E DISCUSSÕES

Nesse capítulo serão apresentados os resultados obtidos nas análises químicas, bem

como na caracterização hidroquímica e no tratamento estatístico.

5.1 – Resultados das Análises Químicas

Para esse trabalho foram medidos 50 parâmetros distribuídos em 3 categorias: análises

de bancada, cátions e ânions. Foram coletada 27 amostras de 5 zonas diferentes. Os

parâmetros que em todas as amostras se apresentaram abaixo do limite de detecção da técnica

ou do equipamento não foram levados em consideração na discussão dos resultados e no

tratamento estatístico. Esses parâmetros estão apresentados na Tabela 5.1.

Tabela 5.1 - Parâmetros que se apresentaram abaixo dos limites de detecção.

Grupos Cátions Ânions Bancada

Parâmetros

Antimônio

Arsênio

Berílio

Bismuto

Cádmio

Chumbo

Cobalto

Cobre

Cromo total

Estanho

Mercúrio

Molibdênio

Níquel

Prata

Selênio

Tálio

Titânio

Vanádio

Fosfato

Iodeto

Nitrito

Alcalinidade a

Hidroxila

Os resultados das análises estão nas Tabelas nos apêndices, onde na Tabela E.1 se

apresentam os resultados das análises de bancada, na Tabela E.2 encontra-se os resultados dos

cátions e na Tabela E.3 pode ser observado os resultados dos ânions. Todos os resultados se

encontram divididos por zona de produção e por poço.



5.1.1 – Avaliação das Análises de Bancada

5.1.1.1 – Alcalinidades

As amostras analisadas não apresentaram valores de alcalinidade a hidroxila, em contra

partida, em relação à presença do íon bicarbonato (HCO3-) todas as zonas apresentaram

valores relativamente altos, sendo a zona 400 a que apresentou o maior valor chegando a

1.975,76 mg/L a concentração mais alta. Os valores médios da concentração desse íon para

todas as zonas ficaram em torno de 744,30 mg/L e 1.203,75 mg/L.

Os valores médios da alcalinidade a carbonato CO3-2 medida na água produzida das

zonas estudadas do campo S variaram entre 70,67 mg/L e 188,93 mg/L com exceção da zona

A de onde é retirada a água injetada que não apresentou alcalinidade a carbonato. A zona 600

foi a que apresentou o maior valor médio, e os poços da zona combinada 350/400 foram a que

apresentou menores valores.

A Tabela 5.2 apresenta os resultados médios, máximos e mínimos obtidos tanto para a

alcalinidade a carbonato como a bicarbonato.

Tabela 5.2 - Resultados médios, máximos e mínimos obtidos para Alcalinidade.

Zonas

Alcalinidade a Carbonato

(mg/L CO3-2)

Alcalinidade a Bicarbonato

(mg/L HCO3-)

Mínima Máxima Média Mínima Máxima Média

400

400/600

350/400

400/450/500

600

A

35,33

47,23

70,67

153,11

177,12

0,00

129,88

108,94

70,67

164,89

200,74

0,00

83,73

85,02

70,67

159,00

188,93

0,00

760,37

1.080,43

928,01

1.029,79

696,28

1.149,53

1.975,76

1.233,35

957,99

1089,66

792,32

1.149,53

1.203,75

1.151,44

943,00

1.059,73

744,30

1.149,53

As amostras apresentaram altos valores de alcalinidade a bicarbonato, e segundo

ScopeL et al. (2005), as concentrações de HCO3- podem resultar da dissolução dos feldspatos

sódico e calcário. O controle do carbonato também é importante para a indústria, pois a



supersaturação desse íon combinada com os íons cálcio e magnésio em temperaturas elevadas

formam compostos insolúveis como o carbonato de cálcio e/ou de magnésio podendo implicar

em futuros problemas de incrustação.

5.1.1.2 – pH

As medições de pH das amostras indicaram valores médios entre 7,4 e 9,4 (Tabela 5.3).

A zona de injeção apresentou o pH igual a 7,4 sendo esse o menor valor encontrado,

caracterizando essa água como neutra.

As outras zonas foram caracterizadas como levemente básica. A zona 600 apresentou

valores de pH entre 9,3 e 9,5 sendo esse os valores mais altos encontrados nas análises.

Tabela 5.3 - Resultados médios, máximos e mínimos obtidos nas medidas de pH.

Zonas pH

Mínimo Máximo Média

400

400/600

350/400

400/450/500

600

A

7,73

8,43

7,99

8,58

9,36

7,39

9,43

9,14

8,04

8,68

9,54

7,45

8,60

8,80

8,01

8,63

9,45

7,42

O pH está diretamente ligado a alcalinidade, conseqüentemente a alta alcalinidade

implicaria em valores de pH acima de 7, isso pode ser observado na amostra de água

produzida. As mesmas foram caracterizadas como básicas.



5.1.1.3 – Resistividade e Condutividade Elétrica

A condutividade elétrica medida nas amostras apresentou valores médios entre 3,24 e

5,07 mS/cm (milisiemens por centímetro). A condutividade elétrica da água pode variar de

acordo com a temperatura e as concentrações totais dos íons dissolvidos.

A resistividade é o inverso da condutividade, sendo assim quanto maior a condutividade

menor é a resistividade. As condutividades e resistividades médias encontrada nesse trabalho

estão apresentadas na Tabela 5.4. A maior condutividade encontrada foi na zona combinada

400/450/500 que apresentou 7.08 mS/cm e o menor valor foi 3,24 mS/cm que corresponde a

zona de injeção.

Tabela 5.4 - Resultados médios, máximos e mínimos obtidos para a resistividade e

condutividade elétrica.

Zonas Condutividade Elétrica (mS/cm) Resistividade (Ω.cm)


400

400/600

350/400

400/450/500

600

A

3,04

2,14

5,06

6,95

5,18

3,24

6,77

5,83

5,08

7,08

5,37

3,24

4,81

3,96

5,07

7,01

5,27

3,24

0,15

0,17

0,22

0,13

0,19

0,33

0,33

0,47

0,22

0,13

0,19

0,33

0,22

0,30

0,22

0,13

0,19

0,33

5.1.1.4 – Sólidos

Todas as amostras apresentaram grandes concentrações de sólidos em suspensão e

dissolvidos, com exceção da água da zona A que em relação a esse parâmetro apresentou

baixa concentração média, apenas 18,0 mg/L de sólidos suspensos e 1.621,50 mg/L de sólidos

dissolvidos.

Os valores de sólidos suspenso para as demais zonas encontram-se no intervalo de

116,00 e 30.400,00 mg/L sendo a zona 400 a responsável tanto pelo limite inferior quanto



pelo superior. Em relação aos sólidos dissolvidos os valores estão compreendidos entre

1.080,00 e 3.764,00 mg/L, nesse caso a zona responsável pelo maior valor é a zona

combinada 400/450/500, como pode ser observado na Tabela 5.5. Os altos valores de sólidos

podem ser provenientes de intervenções com sondas ocorridas recentemente em alguns desses

poços.

Tabela 5.5 - Resultados médios, máximos e mínimos obtidos para os sólidos.

Zonas Sólidos em Suspensão (mg/L) Sólidos dissolvidos (mg/L)


400

400/600

350/400

400/450/500

600

A

116,00

192,00

6.394,00

1.144,00

12.800,00

16,00

30.400,00

24.600,00

7.920,00

4.112,00

13.000,00

20,00

5.237,23

7.098,67

7.157,00

2.628,00

12.900,00

18,00

1.525,00

1.080,00

2.528,00

3.697,00

2.581,00

1.619,00

3.387,00

2.914,00

2.543,00

3. 764,00

2.694,00

1.624,00

2.406,23

1.981,83

2.535,50

3.730,50

2.637,50

1.621,50

5.1.1.5 – Salinidade

Os valores de salinidade variaram entre 2.865,71 e 874,35 mg/L (Tabela 5.6). Portanto a

água da zona de injeção foi a que apresentou os valores mais baixos, sendo essa zona

responsável pelo limite inferior do intervalo. De acordo com a Resolução CONAMA n° 357

as águas analisadas para o campo S são consideradas Salobra.

A salinidade também é um fator de risco, pois pode causar vários danos ao meio

ambiente, nas quais, tem-se salinização de aqüíferos, infertilidade do solo, danos a

maquinários industriais, se não houver um tratamento antes do descarte ou para posterior

reutilização.



Tabela 5.6 - Resultados médios, máximos e mínimos obtidos para a salinidade.

Zonas Salinidade (mg/L)

Mínima Máxima Média

400

400/600

350/400

400/450/500

600

A

1.298,77

1.288,05

1.715,96

2.718,24

1.969,04

874,35

2.865,71

1.710,67

1.754,61

2.767,81

2.011,01

874,55

1.895,61

1.483,87

1.735,28

2.743,02

1.990,02

874,45

5.1.2 – Avaliação dos Resultados dos Cátions

Nas amostras de água produzida do campo S foram analisados 31 cátions, mas apenas

13 apresentaram concentrações acima do limite de detecção do equipamento. Sendo ele:

Alumínio, Bário, Boro, Cálcio, Estrôncio, Ferro total, Fósforo, Lítio, Magnésio, Manganês,

Potássio, Sódio, e Zinco.

O Sódio foi o cátion que apresentou maior concentração em todas as amostras, sendo a

zona combinada 400/450/500 responsável pelo maior valor médio encontrado, que foi a

concentração de 1.558,00 mg/L. A zona A apresentaram concentração média de apenas

708,65 mg/L, sendo essa a menor concentração média encontrada.

A menor concentração de Magnésio encontrada foi de 12,580 mg/L e a maior é de

68,113 mg/L. A zona 400 foi a que apresentou a maior variação de concentração de

Magnésio, sendo poços dessa zona responsáveis tanto pelo maior quanto pelo menor valor

encontrado.

A zona 400 apresentou a maior concentração de Alumínio (10,830 mg/L) enquanto na

zona 600 a maior concentração foi apenas 0,008 mg/L.

De acordo com a Resolução CONAMA n° 357 o valor máximo de Zinco para descarte

de efluente é de 5,0 mg/L, dentre todas as amostras as concentrações encontrada de Lítio,

Fósforo e Zinco ficaram abaixo de 0,500 mg/L e a zona A apresentou valores de Fósforo

abaixo do limite de detecção do equipamento.



Tanto o Bário quanto o Boro, não apresentaram concentrações superiores a 3,0mg/L,

estando esse cátion dentro do limite permitido pela resolução para descarte de efluente. Para o

Estrôncio a maior concentração foi de 3,703 mg/L na zona combinada 400/450/500.

Todas as zonas apresentaram concentrações de Ferro e Manganês dentro do limite

permitido pela resolução CONAMA, com exceção da zona 400, na qual, duas amostras de um

poço apresentaram valores acima da média em comparação com as demais zonas.

A zona combinada 350/400 apresentou as menores concentrações médias de Cálcio e

Potássio (29,080 mg/L e 25,830 mg/L respectivamente). No entanto, a zona 400 se destacou

apresentando as maiores concentrações. As concentrações dos cátions encontradas para as

amostras do campo S estão apresentadas no Apêndice E.

5.1.3 – Avaliação dos Resultados dos Ânions

Foram analisados 10 ânions nas amostras de água produzida, mas apenas 7

apresentaram concentrações acima do limite de detecção do equipamento, são eles: Acetato,

Brometo, Cloreto, Fluoreto, Formiato, Nitrato e Sulfato.

As concentrações de Acetato, Formiato e Sulfato na água produzida da zona A do poço

de injeção, ficaram abaixo do limite de detecção do equipamento. Essa zona apresentou a

menor concentração média de cloreto, apenas 529,97 mg/L. Para Brometo, Fluoreto e Nitrato

a zona A apresentou as seguintes concentrações médias: 1,397; 0,066 e 0,159 mg/L

respectivamente.

A zona combinada 400/450/500 foi responsável pela maior concentração de Acetato e

de Brometo (56,749 e 9,259 mg/L respectivamente). Já a zona 400 foi responsável pela maior

concentração de Cloreto (1.736,79 mg/L), Fluoreto (36,211 mg/L) e Formiato (1,435 mg/L), e

também pela menor concentração de Nitrato que foi 0,217 mg/L.

Dos ânions analisados apenas o Fluoreto possui limite máximo permitido estabelecido

pela Resolução CONAMA n° 357 para o descarte de efluente, sendo esse limite de 10,0 mg/L.

Com exceção de um poço da zona 400 que apresentou concentração de Fluoreto da ordem de

35,96 mg/L os demais apresentaram valores bem abaixo do limite estabelecido pela resolução.

Os resultados dos ânions podem ser vistos no Apêndice E.



5.2 – Avaliação da Qualidade dos Resultados

Para a avaliação da qualidade dos resultados foi realizado o cálculo de erro do balanço

iônico (e%). Em água potável esse erro não deve ser superior a 5%, no entanto como as

amostras analisadas são de água produzida e possuem uma peculiaridade em relação a sua

composição optou-se por aceitar até 10% de erro do balanço iônico para a análise serem

considerada confiável.

Nenhuma das amostras estudadas apresentou erro superior a 10%. Das 27 amostras

coletadas e analisadas apenas 3 amostras apresentaram erro superior a 5%, o que demonstra

que os resultados experimentais foram melhores que os encontrados por Bittencout et. al

(2003).

As amostras S-24d e S10d apresentaram as maiores porcentagens, esse fato pode ser

atribuído ao somatório de ânions apresenta-se maior do que o somatório de cátions nas duas

amostras. Já em relação à amostra S3 que teve o erro igual a 5,61%, o somatório de cátions foi

maior que o somatório de ânions e essa diferença pode ser atribuída a maiores concentrações

de Cálcio (Ca2+), Magnésio (Mg2+) e Sódio (Na+).

Na Tabela 5.7 estão à distribuição das porcentagens de erro do balanço iônico para

todas as amostras e os maiores valores estão em destaque.



Tabela 5.7 - Distribuição do erro do balanço iônico para as amostras do campo S.

5.3 – Caracterização Hidroquímica

A caracterização hidroquímica da água foi realizada com o auxílio dos diagramas de

Piper, e Stiff, e as razões iônicas. Todas essas ferramentas utilizam os principais constituintes

iônicos em meq/L (Tabela 5.8), com exceção dos valores de condutividade (CE) que estão em

µS/cm.

Poço Zona Σ Cátions Σ Ânions e%

S-3 600 59,71 53,37 5,61 S-3 d 600 58,03 53,53 4,04 S-17 400/450/500 71,95 70,75 0,84

S-17 d 400/450/500 74,61 71,53 2,11 S-19 350/400 49,31 47,84 1,50

S-19 d 350/400 48,25 47,66 0,61 S-12 400/600 55,88 52,38 3,23 S-23 400/600 59,51 56,45 2,63 S-24 400/600 41,55 42,97 1,68

S-24 d 400/600 39,70 46,34 7,72 S-24 (2) 400/600 44,50 45,25 0,84

S-24 d (2) 400/600 43,69 43,78 0,10 S-18 400 45,71 42,18 4,02 S-16 400 77,00 73,33 2,44

S-16 d 400 75,58 73,64 1,30 S-10 400 51,23 54,17 2,79

S-10 d 400 53,43 62,09 7,50 S-25 400 48,24 47,46 0,81

S-25 d 400 50,82 52,00 1,15 S-25 (2) 400 49,33 50,05 0,72

S-25 d (2) 400 48,42 52,67 4,20 S-25 (3) 400 55,27 57,06 1,59

S-25 d (3) 400 60,93 65,34 3,49 S-26 400 44,55 43,06 1,70

S-26 d 400 45,27 43,40 2,11 Injetor A 34,89 33,80 1,59

Injetor d A 35,34 33,79 2,23



Tabela 5.8 - Concentração dos principais constituinte iônicos em meq/L.

5.3.1 – Diagrama de Piper

Através do diagrama de Piper a água pode ser classificada em vários tipos. A Figura

5.1, representa esse diagrama para as 27 amostras em estudo do campo S, onde as zonas são

diferenciadas por cores.

Poço Zona Na+ + K+ Ca2+ Mg2+ Cl- CO3

2-

+HCO3-

SO42- CE

S-3 600 56,39 1,61 1,69 33,66 18,89 0,78 5372,00 S-3 d 600 54,46 1,77 1,76 34,38 18,10 1,01 5176,00 S-17 400/450/500 68,22 1,66 1,89 47,32 22,37 1,00 6949,00 S-17 d 400/450/500 69,58 2,28 2,57 46,47 22,96 2,04 7081,00 S-19 350/400 46,55 1,53 1,15 30,00 17,57 0,24 5085,00 S-19 d 350/400 45,60 1,45 1,15 29,34 18,06 0,23 5056,00 S-12 400/600 52,53 1,62 1,67 29,07 22,57 0,69 5176,00 S-23 400/600 55,85 1,72 1,71 29,25 23,85 3,31 5835,00 S-24 400/600 38,64 1,54 1,32 22,02 20,86 0,09 4135,00 S-24 d 400/600 36,72 1,55 1,37 23,39 22,82 0,12 4262,00 S-24 (2) 400/600 40,53 1,60 2,31 24,99 20,07 0,20 2144,00 S-24 d (2) 400/600 39,98 1,54 2,10 23,50 20,07 0,21 2219,00 S-18 400 43,28 1,35 1,03 26,82 15,21 0,11 4561,00 S-16 400 54,76 15,55 5,16 39,68 33,56 0,08 6767,00 S-16 d 400 53,90 15,19 5,04 40,17 33,38 0,08 6660,00 S-10 400 48,58 1,31 1,29 29,81 24,20 0,15 5011,00 S-10 d 400 50,77 1,29 1,26 41,41 20,46 0,23 5696,00 S-25 400 45,47 1,41 1,31 22,91 24,40 0,13 4243,00 S-25 d 400 48,38 1,25 1,14 29,24 22,63 0,12 4840,00 S-25 (2) 400 46,57 1,39 1,31 26,57 23,22 0,25 4982,00 S-25 d (2) 400 45,62 1,42 1,32 30,37 22,02 0,26 5085,00 S-25 (3) 400 48,11 1,31 4,23 40,89 15,94 0,25 3041,00 S-25 d (3) 400 51,64 1,31 5,60 48,99 16,13 0,23 3342,00 S-26 400 42,10 1,33 1,05 22,26 20,61 0,17 4187,00 S-26 d 400 42,81 1,35 1,05 22,20 21,00 0,18 4088,00 Injetor A 31,32 2,11 1,39 14,95 18,84 0,00 3236,00 Injetor d A 31,81 2,13 1,33 14,95 18,84 0,00 3244,00



Figura 5.1 – Diagrama de Piper da água produzida do campo S.

De acordo com o triangulo central do diagrama, referente à associação de cátions e

ânions, as águas produzidas das zonas 600, 350/400, 400/450/500 e 400/600 pode ser

classificadas como Águas Sulfatadas ou Cloretadas Sódicas. A zona 400 também apresentou

essa classificação, com exceção de uma amostra do poço S-25 que foi classificada como

Bicarbonatadas Sódicas. Já a água produzida da zona A do poço injetor foi classificada como

Bicarbonatadas Sódicas.

Através da tabela de percentual disposta no diagrama pode ser observada que em

relação aos cátions todas as amostras foram classificadas como Sódicas, já em relação aos

ânions foram classificadas como Cloretadas, com exceção de 3 amostras (2 amostras

pertencentes a zona A do poço injetor e 1 pertencente a zona 400 do poço S-25) que foram

classificadas como Bicarbonatadas.



5.3.2 – Diagrama de Stiff

O diagrama de Stiff permite comparar os distintos grupos de águas quanto aos íons

predominantes. É útil para realizar uma comparação visual rápida entre água de diferentes

pontos amostrados. Quanto maior for à área da forma poligonal, maior a concentração dos

íons maiores

Essa ferramenta foi utilizada para auxiliar a caracterização hidroquímica das amostras

de água produzida do campo S. Foi plotado um diagrama de Stiff para cada zona (Figura 5.2

A, B, C, D, E, F). Para isso foi calculada a média das concentrações de íons principais em

meq/L (Tabela 5.9).

Tabela 5.9 - Média das concentrações dos principais constituinte iônicos em meq/L.

Zona Na+ + K+ Ca2+ Mg2+ Cl- CO32-+HCO3

- SO42-

600 55,42 1,69 1,73 34,02 18,50 0,89

400/450/500 68,90 1,97 2,23 46,90 22,67 1,52

350/400 46,07 1,49 1,15 29,67 17,81 0,24

400/600 44,04 1,59 1,75 25,37 21,71 0,77

400 47,85 3,50 2,37 32,41 22,52 0,17

A 31,57 2,12 1,36 14,95 18,84 0,00



Figura 5.2 – Diagrama de Stiff da água produzida do campo S.

Através da Figura 5.2, os diagramas estão apresentando uma baixa concentração de íons

sulfato e magnésio e alta concentração de cloreto. O diagrama F desta mesma Figura

apresenta as médias das concentrações das amostras da zona A, na qual, apresentou maior

concentração de íons carbonatos e bicarbonatos. Assim pode ser confirmada a classificação

feita pelo diagrama de Piper

5.3.3 – Razões Iônicas

Foram calculadas as seguintes razões iônicas: rMg2+/rCa2+, rK+/rNa+, rNa+/rCl- e rCl-

/rHCO3- para cada zona a partir das médias obtida das concentrações das amostras. Os valores

encontrados estão dispostos na Tabela 5.10 e a unidade utilizada foi meq/L.



Tabela 5.10 - Principais razões iônicas em meq/L.

De acordo com os significados dado por Hem (1985 apud Figueredo, 2010) apresentado

na Tabela 2.2, as zonas podem ser caracterizadas da seguinte forma:

A razão rMg2+/rCa2+ mostra que todas as zonas tem influência de águas

continentais e as zonas 400/600, 400/450/500 e 600 possuem tipos de águas

ricas em silicatos magnesianos;

A relação rK+/rNa+ mostra que as zonas podem possuir contato com água doce;

A razão rNa+/rCl- demonstra fluxo através de rochas cristalinas ou vulcânicas;

A razão rCl-/rHCO3- evidencia o fluxo normal para rochas cristalinas.

5.4 – Tratamento Estatístico

No tratamento estatístico foram realizadas as análises descritivas como valor médio,

mínimo, máximo, desvio padrão, coeficiente de variação, gráficos comparativos bem como a

obtenção da função discriminante.

5.4.1 – Análise descritiva

A análise descritiva foi realizada para todas as amostras, e os resultados estão

distribuídos no Apêndice F (Tabelas 1 a 6). O parâmetro que mais auxilia na observação do

Zona rMg2+/rCa2+ rK+/rNa+ rNa+/rCl rCl-/rHCO3-

600 1,021 0,016 1,603 2,789

400/450/500 1,132 0,017 1,445 2,700

350/400 0,773 0,015 1,529 1,920

400/600 1,096 0,037 1,674 1,344

400 0,677 0,060 1,393 1,643

A 0,643 0,024 2,062 0,794



comportamento dos poços em cada zona e cada zona dentro do campo é o coeficiente de

variação (CV).

Nas amostras estudadas os parâmetros que apresentam a maior variabilidade nas

diferentes zonas são: Acetato, Alumínio, Ferro total, Fósforo, Lítio, Magnésio, Nitrato,

Sólidos Suspenso, Sulfato e Zinco. Essa medida encontra-se no Apêndice F.

Gráficos também foram montados para comparar as diferentes amostras nas diferentes

zonas. Para esses gráficos foram utilizados apenas os parâmetros que apresentaram resultados

acima do limite de detecção do equipamento. Cada gráfico apresenta as amostras por zona de

produção (400, 600, 350/400, 400/450/500, 400/600 e A), evidenciadas por cores diferentes.

Através dos gráficos podemos perceber o comportamento aparente de cada zona e poço.

A Figura 5.3 é uma demonstração do comportamento aparente de cada zona e poço, as demais

figuras estão no Apêndice G (Figura G1 a G27).

Figura 5.3 – Gráfico comparativo das amostras em relação às zonas para a concentração de

acetato em mg/L.

Para a concentração de acetato a zona 400/450/500 apresentou uma diferença entra suas

amostra esse fato pode ser atribuído ao fato de ser 3 zonas produzindo simultaneamente e no

momento da coleta das amostras é possível que uma zona esteja contribuindo mais que as

outras.



Por meio destes gráficos, podemos perceber o comportamento aparente de cada zona e

poço. De modo geral a zona 400 foi a que apresentou maiores diferenças entre suas amostras,

isso pode ser atribuído ao fato da mesma apresentar o maior número de amostras em relação

às outras zonas.

As diferentes concentrações encontradas nas amostras por zona pode ser atribuído a

vários fatores como, localização do poço, ou seja, o mesmo pode está no limite do campo e

sofrendo influência de campos e formações vizinhas, pode haver fontes de contaminação, ou

poço pode ter passado por alguma intervenção recentemente e em relação às zonas

combinadas podem ocorre ainda contribuições em proporções diferentes de cada zona.

5.4.2 – Função Discriminante

A partir dos parâmetros analisados foi obtida uma função a fim de discriminar as zonas

de produção. Essa função é composta apenas por parâmetros que melhor discriminam as

zonas umas das outras. Os dados foram lidos e analisados pelo Software Estatístico R, versão

2.11.1.

As análises foram feitas considerando todos os poços de todas as zonas. Para compor a

função foram escolhidos os parâmetros que apresentaram maiores diferenças entre as zonas

estudadas.

A função discriminante calcula, a partir dos parâmetros envolvidos no estudo e da

variável de classificação, as variáveis canônicas (Cv), que são combinações lineares dos

parâmetros as quais sumarizam a variação dentro de cada zona de produção. As combinações

que mais contribuíram para a variação entre as zonas são dadas pelas Equações 5.1 e 5.2. Os

coeficientes são gerados pelo Software Estatístico R.

Cv1=23,24[Brometo]+0,07[Cloreto]+2,89[Formiato]+17,84[Fluoreto]+0,07[Sulfato] ( 5.1)

-0,05[Cálcio]-0,02[Brometo*Cloreto]-1,32[Brometo*Formiato]-3,88[Brometo*Fluoreto]

Cv2=-4,53[Brometo]-0,02[Cloreto]+15,88[Formiato]+7,72[Fluoreto]+0,16[Sulfato] ( 5.2)

+0,02[Cálcio]+0,01[Brometo*Cloreto]-8,48[Brometo*Formiato]-1,95[Brometo*Fluoreto]

A partir desta, foi feita a combinação linear dos coeficientes dos parâmetros da função

com as concentrações referentes aos parâmetros. O produto entre os vetores dos coeficientes



dos parâmetros e a matriz transposta dos dados com os parâmetros que fazem parte da função

discriminante geram vetores que constituem as coordenadas do gráfico da função

discriminante em relação às Zonas do campo em estudo. A Figura 5.4 mostra o gráfico da

função discriminante com as médias de todas as amostras por zonas e a Figura 5.5 mostra o

gráfico da função discriminante com todas as amostras por zonas.

Figura 5.4 – Gráfico da função discriminante aplicada às médias das amostras por zona.

Figura 5.5 – Gráfico da função discriminante aplicada às todas as amostras por zona.

A Figura 5.4 e 5.5 mostra que há uma zona atípica em relação às demais zonas (Zona

400/450/500, referente ao poço 17), esse fato pode ser relacionado com valores de salinidade,

sólidos totais dissolvidos, boro, sódio, brometo e cloreto, pois a mesma apresentou os maiores



valores para esses parâmetros. A função discrimina bem todas as zonas de produção. A

Tabela 5.11 apresenta o número de erros de classificação em cada zona. Verifica-se pelos

dados dessa tabela que os erros foram considerados baixos com exceção da zona 400/600 que

apresentou o maior erro.

Tabela 5.11 – Número de erros por zona.

Zona Erros

600 0

400/450/500 0

350/400 0

400/600 3

400 1

A 0

Total 4

%Total 14,81

CAPÍTULO 6:

Conclusões

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Capítulo 6: Conclusões


6. CONCLUSÕES

Nesse capítulo serão apresentadas as conclusões obtidas do estudo hidroquímico da

água produzida no Campo S e sugestões e recomendações para trabalhos futuros.

6.1 – Conclusões obtidas

A água produzida nos poços do campo S é considerada salobra, apresentam alcalinidade

elevada e pH levemente básico, sendo propicia ao aparecimento de incrustações, necessitando

de uma atenção no tratamento antes do descarte ou da reutilização a fim de evitar impactos

ambientais e/ou prejuízos devido a problemas de incrustações em dutos e equipamentos.

A avaliação da qualidade das análises foi considerada boa, pois 89% das amostras

apresentaram um erro do balanço iônico menor que 5,0%, com exceção de 3 amostras que

apresentaram erro entre 5,6 e 7,7%.

Com exceção de duas amostras oriundas da zona 400, todas apresentaram seis níveis de

metais abaixo do limite máximo permitido pela Resolução CONAMA n° 357 para descarte de

efluente.

Através do diagrama de Piper as amostras foram classificadas como Águas Cloretadas

Sódicas, com exceção das amostras da zona A que foram classificadas como Bicarbonatadas

Sódicas. Os resultados do diagrama de Piper tiveram como confirmação o diagrama de Stiff.

Através da razão iônica rK+/rNa+ foi observado que todas as zonas possuem contato

com água doce, sendo essa oriunda do aqüífero que essa formação possui. A razão rNa+/rCl-

demonstra o fluxo através de rochas cristalinas, e esse fato também é evidenciada pela razão

rCl-/rHCO3-. A razão rMg2+/rCa2+ mostra que todas as zonas tem influência de águas

continentais e as zonas mais profundas (400/600, 400/450/500 e 600) possuem tipos de águas

ricas em silicatos magnesianos.

Através dos resultados das análises de cátions e ânions das diferentes zonas de produção

foi possível descrever uma função que descrimine as zonas com uma taxa de erro de 14,81%,

o que significa que em um universo de 27 amostras utilizadas, 23 foram classificadas

corretamente pela função discriminante.

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Capítulo 6: Conclusões


6.2 – Sugestões Futuras

A partir das experiências e resultados adquiridos no decorrer deste trabalho propõem-se

algumas sugestões para a continuação das pesquisas sobre a hidroquímica da águas produzida.

Sugere-se executar um melhor cronograma de amostragem, pois o mesmo não

seguiu uma dinâmica com intervalos iguais de tempo;

Inserir todos os poços do campo S na caracterização, a fim de validar a função

discriminante;

Realizar as análises em amostras de mistura de zonas distintas, preparadas em

laboratório após um planejamento experimental;

Aplicar essa metodologia a outros campos da bacia potiguar;

Determinar um background dos elementos maiores e traços presentes nas águas

da formação Açu, sem a influência de petróleo;

Melhorar a função discriminante diminuindo a taxa de erro.

Referências

Bibliográficas

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Referências Bibliográfica


REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

AGUIAR, R. B. Impactos da Ocupação Urbana na Qualidade das Águas Subterrâneas

na Faixa Costeira do Município de Caucaia - Ceará. 1999. 88f. Dissertação (Mestrado em

Geologia) – Programa de Pós Graduação em Geologia, Universidade Federal do Ceará,

Fortaleza, 1999. Disponível em:

<http://www.cprm.gov.br/publique/media/mestre_roberio_aguiar.pdf>. Acesso em 01 de Nov

de 2008.

ALLEN, R. M., ROBINSON, K. Environmental Aspects of Produced Water Disposal. In:

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Apêndices

Dissertação de Mestrado, PPGCEP/UFRN Apêndices


APÊNDICE A

Curvas Analíticas do ICP-OES

Figura A.1 – Curva analítica do alumínio

Figura A.3 – Curva analítica do arsênio

Figura A.5 – Curva analítica do bismuto

Figura A.2 – Curva analítica do antimônio

Figura A.4 – Curva analítica do berílio

Figura A.6 – Curva analítica do boro



Figura A.7 – Curva analítica do cádmio

Figura A.9 – Curva analítica do cobalto

Figura A.11 – Curva analítica do cromo

Figura A.8 – Curva analítica do chumbo

Figura A.10 – Curva analítica do cobre

Figura A.12 – Curva analítica do estanho



Figura A.13 – Curva analítica do ferro total Figura A.14 – Curva analítica do fósforo

Figura A.15 – Curva analítica do lítio Figura A.16 – Curva analítica do manganês

Figura A.17 – Curva analítica do molibdênio Figura A.18 – Curva analítica do níquel



Figura A.19 – Curva analítica da prata Figura A.20 – Curva analítica do selênio

Figura A.21 – Curva analítica do tálio Figura A.22 – Curva analítica do titânio

Figura A.23 – Curva analítica do vanádio Figura A.24 – Curva analítica do zinco



APÊNDICE B

Curvas Analíticas do IC - Ânions

Figura B.1 – Curva analítica do acetato Figura B.3 – Curva analítica do cloreto Figura B.5 – Curva analítica do fosfato

Figura B.2 – Curva analítica do brometo Figura B.4 – Curva analítica do fluoreto Figura B.6 – Curva analítica do formiato



Figura B.7 – Curva analítica do iodeto Figura B.8 – Curva analítica do nitrato Figura B.9 – Curva analítica do nitrito Figura B.10 – Curva analítica do sulfato



APÊNDICE C

Curvas Analíticas do IC - Cátions

Figura C.1 – Curva analítica do bário

Figura C.2 – Curva analítica do cálcio

Figura C.3 – Curva analítica do estrôncio

Figura C.4 – Curva analítica do magnésio

Figura C.5 – Curva analítica do potássio Figura C.6 – Curva analítica do sódio



APÊNDICE D

Tabela D.1 – Limites de detecção (LD) e de quantificação (LQ) do ICP-OES em mg/L.

Cátions LD LQ

Alumínio 0,00053 0,00176 Antimônio 0,00057 0,00186

Arsênio 0,00048 0,00159 Berílio 0,00107 0,00355

Bismuto 0,00082 0,00273 Boro 0,00143 0,00475

Cádmio 0,00048 0,00159 Chumbo 0,00061 0,00205 Cobalto 0,00055 0,00183 Cobre 0,00083 0,00276

Cromo total 0,00102 0,00339 Estanho 0,00062 0,00208

Ferro total 0,00045 0,00149 Fósforo 0,00064 0,00213

Lítio 0,00115 0,00383 Manganês 0,00046 0,00153 Mercúrio 0,00028 0,00093

Molibdênio 0,00063 0,00210 Níquel 0,00055 0,00185 Prata 0,00021 0,00067

Selênio 0,00017 0,00058 Tálio total 0,00032 0,00108

Titânio 0,0007 0,00234 Vanádio 0,00065 0,00217

Zinco 0,00056 0,00187



Tabela D.2 – Limites de detecção (LD) e de quantificação (LQ) do IC -Ânions em

mg/L.

Ânions LD LQ

Acetato 0,016 0,054 Brometo 0,035 0,118 Cloreto 0,024 0,079 Fluoreto 0,005 0,017 Fosfato 0,03 0,1

Formiato 0,059 0,197 Iodeto 0,029 0,098 Nitrato 0,036 0,121 Nitrito 0,01 0,034 Sulfato 0,03 0,098

Tabela D.3 – Limites de detecção (LD) e de quantificação (LQ) do IC - Cátions em

mg/L.

Cátions LD LQ

Bário 0,00052 0,00172 Cálcio 0,25000 0,83000

Estrôncio 0,00058 0,00192 Magnésio 0,45000 1,50000 Potássio 0,64000 2,13000

Sódio 0,55000 1,82000



APÊNDICE E

Tabela E.1 – Resultados das análises de bancada.

Zonas Amostras CO3-2 (mg/L) HCO3

- (mg/L) Condutividade

(mS/cm) pH

Resistividade (Ω.cm)

Salinidade STD (mg/L) SS (mg/L)

400

S-18 S-26

S-26 d S-16

S-16 d S-10

S-10 d S-25

S-25 d S-25 (2)

S-25 d (2) S-25 (3)

S-25 d (3)

82,44 82,45 85,39 35,33 58,89

118,08 82,66

129,89 129,89 82,66 82,66 59,04 59,04

760,37 1.089,66 1.107,62 1.975,76 1.916,89 1.236,49 1.080,43 1.224,49 1.116,45 1.248,50 1.175,47 852,34 864,35

4,561 4,187 4,088 6,767 6,66

5,011 5,696 4,243 4,84

4,982 5,085 3,041 3,342

8,02 8,25 8,34 7,83 7,73 9,27 8,98 9,43 9,29 9,03 8,96 8,45 8,21

219 239 244 148 151 200 176 236 206 201 197 328 297

1.568,45 1.301,90 1.298,77 2.320,74 2.349,54 1.743,71 2.422,09 1.339,92 1.710,17 1.553,90 1.776,58 2.391,38 2.865,71

2.279,00 2.094,00 2.044,00 3.387,00 3.336,00 2.504,00 2.848,00 2.120,00 2.427,00 2.486,00 2.548,00 1.525,00 1.683,00

30.400,00 3.328,00 2.388,00 468,00 404,00

6.300,00 6.300,00 7.700,00 8.600,00 172,00 116,00 992,00 916,00

400/600

S-23 S-12 S-24

S-24 d S-24 (2)

S-24 d (2)

108,94 106,00 94,46 94,46 47,23 59,04

1.233,35 1.161,51 1.080,43 1.200,48 1.128,45 1.104,44

5,835 5,176 4,135 4,262 2,144 2,219

8,77 8,67 9,05 9,14 8,43 8,71

171 228 242 234 467 451

1.710,67 1.700,33 1.288,05 1.368,31 1.071,17 1.077,76

2.914,00 2.589,00 2.068,00 2.133,00 1.080,00 1.107,00

16.300,00 24.600,00

220,00 192,00 572,00 708,00

350/400 S-19

S-19 d 70,67 70,67

928,01 957,99

5,085 5,056

8,04 7,99

221 216

1.754,61 1.715,96

2.543,00 2.528,00

7.920,00 6.394,00

400/450/500 S-17

S-17 d 164,89 153,11

1.029,79 1.089,66

6,949 7,081

8,58 8,68

135 133

2.767,81 2.718,24

3.697,00 3.764,00

1.144,00 4.112,00

600 S-3

S-3 d 177,12 200,74

792,32 696,28

5,372 5,176

9,54 9,36

186 194

1.969,04 2.011,00

2.694,00 2.581,00

12.800,00 13.000,00

A Injetor

Injetor d <LD <LD

1149,53 1149,53

3,236 3,244

7,45 7,39

327 330

874,55 874,35

1.619,00 1.624,00

16,00 20,00



Tabela E.2 – Resultados dos cátions em mg/L.

Zonas Amostras Al Ba B Ca Sr Fe P Li Mg Mn K Na Zn

400

S-18 S-26

S-26 d S-16

S-16 d S-10

S-10 d S-25

S-25 d S-25 (2)

S-25 d (2) S-25 (3)

S-25 d (3)

5,350 5,113 4,864 7,856

10,830 0,004 0,007 0,004 0,003 0,109 0,138 0,052 0,075

1,072 1,505 1,501 0,122 0,129 0,590 0,580 2,000 2,020 2,130 2,100 2,433 2,376

0,834 0,955 0,918 0,952 0,959 0,938 0,928 1,009 0,987 0,963 0,939 0,980 0,955

27,090 26,740 27,060

311,700 304,400 26,340 25,930 28,330 24,980 27,820 28,530 26,200 26,320

1,347 1,343 1,302 2,742 2,767 1,500 1,470 1,250 1,240 1,510 1,500 1,576 1,550

0,096 0,266 0,395 41,110 38,940 0,410 2,230 0,060 0,060 0,100 0,049 0,041 0,055

0,107 0,134 0,247 0,445 0,464 0,022 0,048 0,021 0,021 <LD <LD <LD <LD

0,066 0,088 0,108 0,061 0,061 0,050 0,050 0,050 0,050 0,072 0,073 0,072 0,071

12,58 12,81 12,71 62,75 61,34 15,70 15,31 15,94 13,92 15,91 16,06 51,40 68,11

0,084 0,077 0,096 2,637 2,658 0,056 0,109 0,084 0,083 0,081 0,088 0,036 0,038

23,29 28,78 30,56 129,00 125,80 136,27 200,01 54,88 53,19 45,38 45,50 210,73 289,19

981,30 951,00 966,20

1183,00 1165,00 1036,72 1049,44 1013,00 1081,00 1044,00 1022,00 981,98

1017,00

0,134 0,112 0,109 0,092 0,092 0,142 0,144 0,099 0,082 0,198 0,251 0,069 0,073

400/600

S-23 S-12 S-24

S-24 d S-24 (2)

S-24 d (2)

5,916 3,613 0,141 0,131 0,043 0,038

1,350 1,021 1,480 1,570 1,915 1,838

1,541 1,474 0,436 0,437 0,402 0,397

34,400 32,470 30,820 31,000 31,980 30,910

2,212 2,246 1,480 1,540 1,633 1,593

4,253 0,205 0,082 0,138 0,038 0,033

0,109 0,100 <LD <LD <LD <LD

0,228 0,103 0,141 0,136 0,114 0,114

20,85 20,25 16,06 16,64 28,05 25,52

0,191 0,040 0,114 0,102 0,057 0,052

91,51 34,99 37,18 38,63 89,76 76,31

1230,00 1187,00 866,30 821,40 878,90 874,30

0,227 0,184 0,207 0,170 0,087 0,077

350/400 S-19

S-19 d 4,466 4,197

1,090 1,117

0,791 0,806

30,730 29,080

1,614 1,640

0,771 0,141

0,088 0,070

0,081 0,077

14,03 14,01

0,121 0,130

29,06 25,83

1053,00 1033,00

0,109 0,213

400/450/500 S-17

S-17 d 3,665 3,975

0,321 0,362

2,671 2,750

33,210 45,600

2,849 3,703

2,474 3,088

0,266 0,150

0,367 0,181

22,94 31,19

0,123 0,140

44,85 43,44

1542,00 1574,00

0,153 0,149

600 S-3

S-3 d 0,004 0,008

0,550 0,580

1,540 1,611

32,190 35,540

1,770 1,890

0,018 0,026

0,025 0,040

0,070 0,070

20,54 21,43

0,017 0,022

34,39 35,71

1276,00 1231,00

0,072 0,086

A Injetor

Injetor d 1,267 1,557

1,164 1,129

0,289 0,278

42,220 42,760

1,480 1,425

0,398 0,370

<LD <LD

0,081 0,079

16,96 16,22

0,039 0,040

29,16 28,65

702,90 714,40

0,074 0,087

<LD = Menor que o limite de detecção do equipamento



Tabela E.3 – Resultados dos ânions em mg/L.

Zonas Amostras Acetato Brometo Cloretos Fluoreto Formiato Nitrato Sulfato

400

S-18 S-26

S-26 d S-16

S-16 d S-10

S-10 d S-25

S-25 d S-25 (2)

S-25 d (2) S-25 (3)

S-25 d (3)

<LD 18,79 18,48 27,49 22,78 8,81 5,96

20,79 20,00 1,49 2,17 0,48 0,49

5,16 3,02 3,02 4,37 4,39 3,84 3,20 3,88 3,73 3,51 3,40 3,18 3,02

950,58 789,03 787,13

1406,51 1423,97 1056,79 1467,93 812,07

1036,46 941,75

1076,72 1449,32 1736,79

0,73 0,68 0,68

35,63 36,21 0,60 0,40 0,32 0,28 0,29 0,28 0,36 0,13

<LD 0,167 0,137 1,435 1,374 0,059 0,167 0,158 0,169 0,210 0,173 0,106 0,280

0,572 0,582 0,586 0,233 0,323 0,239 0,219 0,391 0,217 0,325 0,298 0,253 0,316

5,394 8,264 8,405 3,804 3,949 7,053 11,080 6,055 5,990 11,934 12,682 11,763 11,270

400/600

S-23 S-12 S-24

S-24 d S-24 (2)

S-24 d (2)

14,75 <LD 1,28 <LD 1,36 1,43

6,31 5,15 1,89 1,85 1,80 1,82

1036,77 1030,50 780,63 829,28 885,76 832,95

1,51 1,57 0,23 0,32 0,18 0,19

0,502 0,024 0,231 <LD 0,376 0,427

0,426 1,220 0,290 0,383 0,263 0,286

159,020 33,172 4,493 5,841 9,478 10,141

350/400 S-19

S-19 d 7,61 5,32

5,17 5,62

1063,40 1039,98

0,64 0,72

0,404 0,317

0,691 0,564

11,745 10,878

400/450/500 S-17

S-17 d 56,75 17,79

9,26 9,23

1677,46 1647,42

1,41 1,75

0,308 0,348

0,327 0,604

48,098 97,712

600 S-3

S-3 d 12,42 12,67

5,62 5,72

1193,36 1218,79

2,45 2,45

0,199 0,235

0,697 0,812

37,524 48,341

A Injetor

Injetor d <LD <LD

1,40 1,39

530,03 529,91

0,07 0,06

<LD <LD

0,142 0,159

<LD <LD



APÊNDICE F

Tabela F.1 – Resultados da análise descritiva da zona 400.

PARÂMETRO UNIDADE Valor

Maximo

Valor

Mínimo Média

Desvio

padrão

Coeficiente

de

Variação

Acetato

Brometo

Cloretos

Fluoreto

Formiato

Nitrato

Sulfato

Alumínio

Bário

Boro

Cálcio

Estrôncio

Ferro total

Fósforo

Lítio

Magnésio

Manganês

Potássio

Sódio

Zinco

Carbonato

Bicarbonato

Condutividade

pH

Resistividade

Salinidade

STD

Sólidos Suspenso

mg/L CH3COO-

mg/L

mg/L Cl-

mg/L F-

mg/L CHOO-

mg/L NO3

mg/L SO4

mg/L Al

mg/L Ba

mg/L B

mg/L Ca

mg/L Sr

mg/L Fe

mg/L P

mg/L Li

mg/L Mg

mg/L Mn

mg/L K

mg/L Na

mg/L Zn

mg/L CO3-2

mg/L HCO3-

mS/cm

Adimensional

Ω.cm

-

mg/L

mg/L

27,49

5,16

1736,79

36,21

1,44

0,59

12,68

10,83

2,43

1,01

311,70

2,77

41,11

0,46

0,11

68,11

2,66

289,19

1183,00

0,25

129,89

1975,76

6,77

9,43

328,00

2865,71

3387,00

30400,00

0,48

3,02

787,13

0,13

0,06

0,22

3,80

0,00

0,12

0,83

24,98

1,24

0,04

0,02

0,05

12,58

0,04

23,29

951,00

0,07

35,33

760,37

3,04

7,73

148,00

1298,77

1525,00

116,00

12,31

3,67

1148,85

5,89

0,37

0,35

8,28

2,65

1,43

0,95

70,11

1,62

6,45

0,17

0,07

28,81

0,47

105,58

1037,82

0,12

83,72

1203,76

4,81

8,60

218,62

1895,60

2406,23

5237,23

9,59

0,63

298,98

12,81

0,47

0,13

3,04

3,58

0,81

0,04

101,47

0,49

14,34

0,17

0,02

21,69

0,93

81,54

67,69

0,05

27,22

349,64

1,07

0,56

49,71

493,32

532,37

7840,94

0,78

0,17

0,26

2,17

1,26

0,38

0,37

1,35

0,57

0,04

1,45

0,30

2,22

1,00

0,24

0,75

1,97

0,77

0,07

0,41

0,33

0,29

0,22

0,07

0,23

0,26

0,22

1,50



Tabela F.2 – Resultados da análise descritiva da zona 400/600.


Maximo

Valor

Mínimo Média

Desvio

padrão

Coeficiente

de

Variação

Acetato

Brometo

Cloretos

Fluoreto

Formiato

Nitrato

Sulfato

Alumínio

Bário

Boro

Cálcio

Estrôncio

Ferro total

Fósforo

Lítio

Magnésio

Manganês

Potássio

Sódio

Zinco

Carbonato

Bicarbonato

Condutividade

pH

Resistividade

Salinidade

STD

Sólidos Suspenso

mg/L CH3COO-

mg/L

mg/L Cl-

mg/L F-

mg/L CHOO-

mg/L NO3

mg/L SO4

mg/L Al

mg/L Ba

mg/L B

mg/L Ca

mg/L Sr

mg/L Fe

mg/L P

mg/L Li

mg/L Mg

mg/L Mn

mg/L K

mg/L Na

mg/L Zn

mg/L CO3-2

mg/L HCO3-

mS/cm

Adimensional

Ω.cm

-

mg/L

mg/L

14,75

6,31

1036,77

1,57

0,50

1,22

159,02

5,92

1,92

1,54

34,40

2,25

4,25

0,11

0,23

28,05

0,19

91,51

1230,00

0,23

108,94

1233,35

5,84

9,14

467,00

1710,67

2914,00

24600,00

1,28

1,80

780,63

0,18

0,02

0,26

4,49

0,04

1,02

0,40

30,82

1,48

0,03

0,10

0,10

16,06

0,04

34,99

821,40

0,08

47,23

1080,43

2,14

8,43

171,00

1071,17

1080,00

192,00

4,70

3,14

899,32

0,67

0,31

0,48

37,02

1,65

1,53

0,78

31,93

1,78

0,79

0,10

0,14

21,23

0,09

61,40

976,32

0,16

85,02

1151,44

3,96

8,80

298,83

1369,38

1981,83

7098,67

5,80

1,86

99,74

0,62

0,17

0,34

55,39

2,30

0,30

0,51

1,26

0,32

1,55

0,00

0,04

4,36

0,05

24,95

165,70

0,06

23,43

53,22

1,38

0,24

115,63

260,32

688,78

9741,81

1,23

0,59

0,11

0,93

0,54

0,70

1,50

1,40

0,20

0,66

0,04

0,18

1,96

0,04

0,30

0,21

0,56

0,41

0,17

0,36

0,28

0,05

0,35

0,03

0,39

0,19

0,35

1,37



Tabela F.3 – Resultados da análise descritiva da zona 350/400.


Maximo

Valor

Mínimo Média

Desvio

padrão

Coeficiente

de

Variação

Acetato

Brometo

Cloretos

Fluoreto

Formiato

Nitrato

Sulfato

Alumínio

Bário

Boro

Cálcio

Estrôncio

Ferro total

Fósforo

Lítio

Magnésio

Manganês

Potássio

Sódio

Zinco

Carbonato

Bicarbonato

Condutividade

pH

Resistividade

Salinidade

STD

Sólidos Suspenso

mg/L CH3COO-

mg/L

mg/L Cl-

mg/L F-

mg/L CHOO-

mg/L NO3

mg/L SO4

mg/L Al

mg/L Ba

mg/L B

mg/L Ca

mg/L Sr

mg/L Fe

mg/L P

mg/L Li

mg/L Mg

mg/L Mn

mg/L K

mg/L Na

mg/L Zn

mg/L CO3-2

mg/L HCO3-

mS/cm

Adimensional

Ω.cm

-

mg/L

mg/L

7,61

5,62

1063,40

0,72

0,40

0,69

11,75

4,47

1,12

0,81

30,73

1,64

0,77

0,09

0,08

14,03

0,13

29,06

1053,00

0,21

70,67

957,99

5,09

8,04

221,00

1754,61

2543,00

7920,00

5,32

5,17

1039,98

0,64

0,32

0,56

10,88

4,20

1,09

0,79

29,08

1,61

0,14

0,07

0,08

14,01

0,12

25,83

1033,00

0,11

70,67

928,01

5,06

7,99

216,00

1715,96

2528,00

6394,00

6,46

5,40

1051,69

0,68

0,36

0,63

11,31

4,33

1,10

0,80

29,91

1,63

0,46

0,08

0,08

14,02

0,13

27,45

1043,00

0,16

70,67

943,00

5,07

8,02

218,50

1735,28

2535,50

7157,00

1,15

0,22

11,71

0,04

0,04

0,06

0,43

0,13

0,01

0,01

0,82

0,01

0,32

0,01

0,00

0,01

0,00

1,61

10,00

0,05

0,00

14,99

0,01

0,02

2,50

19,33

7,50

763,00

0,18

0,04

0,01

0,06

0,12

0,10

0,04

0,03

0,01

0,01

0,03

0,01

0,69

0,11

0,03

0,00

0,04

0,06

0,01

0,32

0,00

0,02

0,00

0,00

0,01

0,01

0,00

0,11



Tabela F.4 – Resultados da análise descritiva da zona 400/450/500.


Maximo

Valor

Mínimo Média

Desvio

padrão

Coeficiente

de

Variação

Acetato

Brometo

Cloretos

Fluoreto

Formiato

Nitrato

Sulfato

Alumínio

Bário

Boro

Cálcio

Estrôncio

Ferro total

Fósforo

Lítio

Magnésio

Manganês

Potássio

Sódio

Zinco

Carbonato

Bicarbonato

Condutividade

pH

Resistividade

Salinidade

STD

Sólidos Suspenso

mg/L CH3COO-

mg/L

mg/L Cl-

mg/L F-

mg/L CHOO-

mg/L NO3

mg/L SO4

mg/L Al

mg/L Ba

mg/L B

mg/L Ca

mg/L Sr

mg/L Fe

mg/L P

mg/L Li

mg/L Mg

mg/L Mn

mg/L K

mg/L Na

mg/L Zn

mg/L CO3-2

mg/L HCO3-

mS/cm

Adimensional

Ω.cm

-

mg/L

mg/L

56,75

9,26

1677,46

1,75

0,35

0,60

97,71

3,98

0,36

2,75

45,60

3,70

3,09

0,27

0,37

31,19

0,14

44,85

1574,00

0,15

164,89

1089,66

7,08

8,68

135,00

2767,81

3764,00

4112,00

17,79

9,23

1647,42

1,41

0,31

0,33

48,10

3,67

0,32

2,67

33,21

2,85

2,47

0,15

0,18

22,94

0,12

43,44

1542,00

0,15

153,11

1029,79

6,95

8,58

133,00

2718,24

3697,00

1144,00

37,27

9,24

1662,44

1,58

0,33

0,47

72,91

3,82

0,34

2,71

39,41

3,28

2,78

0,21

0,27

27,07

0,13

44,15

1558,00

0,15

159,00

1059,73

7,02

8,63

134,00

2743,03

3730,50

2628,00

19,48

0,02

15,02

0,17

0,02

0,14

24,81

0,15

0,02

0,04

6,20

0,43

0,31

0,06

0,09

4,13

0,01

0,71

16,00

0,00

5,89

29,94

0,07

0,05

1,00

24,78

33,50

1484,00

0,52

0,00

0,01

0,11

0,06

0,30

0,34

0,04

0,06

0,01

0,16

0,13

0,11

0,28

0,34

0,15

0,06

0,02

0,01

0,01

0,04

0,03

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,56



Tabela F.5 – Resultados da análise descritiva da zona 600.


Maximo

Valor

Mínimo Média

Desvio

padrão

Coeficiente

de

Variação

Acetato

Brometo

Cloretos

Fluoreto

Formiato

Nitrato

Sulfato

Alumínio

Bário

Boro

Cálcio

Estrôncio

Ferro total

Fósforo

Lítio

Magnésio

Manganês

Potássio

Sódio

Zinco

Carbonato

Bicarbonato

Condutividade

pH

Resistividade

Salinidade

STD

Sólidos Suspenso

mg/L CH3COO-

mg/L

mg/L Cl-

mg/L F-

mg/L CHOO-

mg/L NO3

mg/L SO4

mg/L Al

mg/L Ba

mg/L B

mg/L Ca

mg/L Sr

mg/L Fe

mg/L P

mg/L Li

mg/L Mg

mg/L Mn

mg/L K

mg/L Na

mg/L Zn

mg/L CO3-2

mg/L HCO3-

mS/cm

Adimensional

Ω.cm

-

mg/L

mg/L

12,67

5,72

1218,79

2,45

0,23

0,81

48,34

0,01

0,58

1,61

35,54

1,89

0,03

0,04

0,07

21,43

0,02

35,71

1276,00

0,09

200,74

792,32

5,37

9,54

194,00

2011,00

2694,00

13000,00

12,42

5,62

1193,36

2,45

0,20

0,70

37,52

0,00

0,55

1,54

32,19

1,77

0,02

0,02

0,07

20,54

0,02

34,39

1231,00

0,07

177,12

696,28

5,18

9,36

186,00

1969,04

2581,00

12800,00

12,55

5,67

1206,08

2,45

0,22

0,75

42,93

0,01

0,57

1,58

33,87

1,83

0,02

0,03

0,07

20,99

0,02

35,05

1253,50

0,08

188,93

744,30

5,27

9,45

190,00

1990,02

2637,50

12900,00

0,12

0,05

12,72

0,00

0,02

0,06

5,41

0,00

0,02

0,04

1,68

0,06

0,00

0,01

0,00

0,45

0,00

0,66

22,50

0,01

11,81

48,02

0,10

0,09

4,00

20,98

56,50

100,00

0,01

0,01

0,01

0,00

0,08

0,08

0,13

0,38

0,03

0,02

0,05

0,03

0,18

0,23

0,00

0,02

0,12

0,02

0,02

0,09

0,06

0,06

0,02

0,01

0,02

0,01

0,02

0,01



Tabela F.6 – Resultados da análise descritiva da zona A.


Maximo

Valor

Mínimo Média

Desvio

padrão

Coeficiente

de

Variação

Acetato

Brometo

Cloretos

Fluoreto

Formiato

Nitrato

Sulfato

Alumínio

Bário

Boro

Cálcio

Estrôncio

Ferro total

Fósforo

Lítio

Magnésio

Manganês

Potássio

Sódio

Zinco

Carbonato

Bicarbonato

Condutividade

pH

Resistividade

Salinidade

STD

Sólidos Suspenso

mg/L CH3COO-

mg/L

mg/L Cl-

mg/L F-

mg/L CHOO-

mg/L NO3

mg/L SO4

mg/L Al

mg/L Ba

mg/L B

mg/L Ca

mg/L Sr

mg/L Fe

mg/L P

mg/L Li

mg/L Mg

mg/L Mn

mg/L K

mg/L Na

mg/L Zn

mg/L CO3-2

mg/L HCO3-

mS/cm

Adimensional

Ω.cm

-

mg/L

mg/L

0,00

1,40

530,03

0,07

0,00

0,16

0,00

1,56

1,16

0,29

42,76

1,48

0,40

0,00

0,08

16,96

0,04

29,16

714,40

0,09

0,00

1149,53

3,24

7,45

330,00

874,55

1624,00

20,00

0,00

1,39

529,91

0,06

0,00

0,14

0,00

1,27

1,13

0,28

42,22

1,43

0,37

0,00

0,08

16,22

0,04

28,65

702,90

0,07

0,00

1149,53

3,24

7,39

327,00

874,35

1619,00

16,00

0,00

1,40

529,97

0,06

0,00

0,15

0,00

1,41

1,15

0,28

42,49

1,45

0,38

0,00

0,08

16,59

0,04

28,91

708,65

0,08

0,00

1149,53

3,24

7,42

328,50

874,45

1621,50

18,00

0,00

0,00

0,06

0,00

0,00

0,01

0,00

0,15

0,02

0,01

0,27

0,03

0,01

0,00

0,00

0,37

0,00

0,25

5,75

0,01

0,00

0,00

0,00

0,03

1,50

0,10

2,50

2,00

0,00

0,00

0,00

0,02

0,00

0,06

0,00

0,10

0,02

0,02

0,01

0,02

0,04

0,00

0,01

0,02

0,01

0,01

0,01

0,08

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,11



APÊNDICE G

Gráficos Comparativos das Amostras em Relação às Zonas

Figura G.1 – Comparativo das amostras em relação às zonas para a concentração de

alumínio em mg/L.


bário em mg/L.


bicarbonato em mg/L.




boro em mg/L.


brometo em mg/L.


cálcio em mg/L.




condutividade em mS/cm.


carbonato em mg/L.


cloreto em mg/L.




estrôncio em mg/L.


ferro total em mg/L.


fluoreto em mg/L.




formiato em mg/L.


fósforo em mg/L.


lítio em mg/L.




magnésio em mg/L.


manganês em mg/L.


nitrato em mg/L.




pH.


potássio em mg/L.


resistividade em Ω.cm.




salinidade em mg/L.


sódio em mg/L.


sólidos totais dissolvidos em mg/L.




sólidos em suspensão em mg/L.


sulfato em mg/L.


zinco em mg/L.

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