O ESTUDO DA EFICIÊNCIA AMBIENTAL DOS CAMPOS ONSHORE · 2019. 1. 30. · 2018 . MARCUS VINICIUS DANTAS DE ASSUNÇÃO ... Luciana Bernardo, Aline Bueno, Dárcia Sâmia, Fábio Teixeira,

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

TESE DE DOUTORADO

O ESTUDO DA EFICIÊNCIA AMBIENTAL DOS CAMPOS ONSHORE

DAS BACIAS COSTEIRAS BRASILEIRAS

NA PERSPECTIVA DA ÁGUA PRODUZIDA DE PETRÓLEO

MARCUS VINICIUS DANTAS DE ASSUNÇÃO

Natal / RN

2018

MARCUS VINICIUS DANTAS DE ASSUNÇÃO

O ESTUDO DA EFICIÊNCIA AMBIENTAL DOS CAMPOS ONSHORE

DAS BACIAS COSTEIRAS BRASILEIRAS

NA PERSPECTIVA DA ÁGUA PRODUZIDA DE PETRÓLEO

Tese apresentada ao Programa de Pós-

Graduação de Ciência e Engenharia de

Petróleo da Universidade Federal do Rio

Grande do Norte, como parte dos requisitos

para obtenção do grau de Doutor em

Ciência e Engenharia de Petróleo.

Orientadora: Profª. Drª. Marcela Marques Vieira

Co-orientadora: Profª. Drª. Mariana Rodrigues de Almeida

Natal / RN

2018

Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN Sistema de Bibliotecas - SISBI

Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede

Assuncao, Marcus Vinicius Dantas de. O estudo da eficiência ambiental dos campos onshore das

bacias costeiras brasileiras na perspectiva da água produzida

de petróleo / Marcus Vinicius Dantas de Assuncao. - 2018. 205 f.: il.

Tese (doutorado) - Universidade Federal do Rio Grande do

Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-graduação em

Ciência e Engenharia de Petróleo. Natal, RN, 2018.

Orientadora: Profª. Drª. Marcela Marques Vieira.

Coorientadora: Profª. Drª. Mariana Rodrigues de Almeida.

1. Sustentabilidade ambiental - Tese. 2. Eficiência

ambiental - Tese. 3. Campos de petróleo - Tese. 4. Água

produzida - Tese. 5. Análise bidimensional - Tese. I. Vieira, Marcela Marques. II. Almeida, Mariana Rodrigues de. III.

Título.

RN/UF/BCZM CDU 504

Elaborado por FERNANDA DE MEDEIROS FERREIRA AQUINO - CRB-316

DEDICATÓRIA

À minha gênese, pais e família, pela compreensão nos

momentos de ausência, bem como pelas inúmeras

demonstrações de amor ao longo da vida.

À minha amada esposa, Ingrid, por tudo.

Aos meus amados filhos, Mateus e Filipe, que

nasceram durante o período de consecução desta

Tese, e me trouxeram paz e amor em todos os

momentos.

Aos professores da minha história.

AGRADECIMENTOS

Gostaria de agradecer primeiramente a Deus por ter me guiado e socorrido nos

momentos mais adversos desta jornada.

Tenho um agradecimento muito especial a minha orientadora, Dra. Marcela Vieira, que

apostou na minha pesquisa e sempre me incentivou de forma irreparável e consciente. Outra

pessoa fundamental foi a minha grande amiga e co-orientadora, Dra. Mariana Almeida, que

soube, com muita paciência e determinação, me ajudar em todos os momentos de concepção

desta Tese.

Rendo homenagens a outros mestres que me incentivaram durante esse processo: Dra.

Jennys Barillas, Dra. Kyteria Figueredo, Dr. Carlos Martinhon, Dra. Ana Cecília Chaves, Dra.

Ana Beatriz Jabbour, Dra. Danielly Medeiros entre outros. Às Professoras Dra. Valéria Araújo

e Dra. Marli Tacconi por todos os ensinamentos e acompanhamento em minha jornada

acadêmica. Ao Prof. Dr Reidson Gouvinhas e à Prof. Dayse da Mata que foram os alicerces do

conhecimento na área de gestão à época da graduação em Engenharia de Produção e a Lívia,

Marina e Thales (bolsistas do PEP) sempre dispostos a ajudar com os softwares.

Agradeço ao IFRN, Instituto de Ensino em que trabalho, pelo apoio incondicional na

execução desta pesquisa. Deixo os meus sinceros agradecimentos a todos os colegas da

Instituição, em especial, àqueles que acompanharam minha trajetória no doutorado e com os

quais aprendo diariamente: Carla Teixeira, Rafaelli Freire, Laize Asevedo, Verner Monteiro,

Luciana Bernardo, Aline Bueno, Dárcia Sâmia, Fábio Teixeira, Ernesto Tacconi, Diogo

Fernandes, Fernanda Barreto, Karla Motta, Rodrigo Pimentel, entre outros.

Agradeço a toda minha família (pai, mãe, esposa, tios, primos, sobrinhos, irmãs, sogros,

cunhados, cunhada) e amigos por todo amor, carinho e compreensão.

Por fim, agradeço aos meus alunos a quem contribuirei diretamente com os

conhecimentos absorvidos e resultados alcançados.

EPÍGRAFE

Ciência é o conhecimento organizado. Sabedoria é a

vida organizada. (Emmanuel Kant)

RESUMO

A indústria petrolífera possui uma significativa e importante parcela na matriz energética

mundial com uma produção estimada de 1/3 da energia global. Com o elevado consumo

mundial de petróleo, o gerenciamento dos recursos necessita ser melhor administrado a fim de

reduzirem os impactos ambientais associados. Uma das principais preocupações ambientais

associadas a exploração e produção dos campos de petróleo está relacionada a geração de água

produzida de petróleo. A água produzida de petróleo constitui um desafio de natureza

estratégica para as empresas, uma vez que gera a maior parcela dos resíduos da indústria do

petróleo. Nessa perspectiva, este trabalho tem como objetivo avaliar o desempenho da

sustentabilidade ambiental, a partir da geração de água produzida de petróleo, dos campos

onshore das bacias petrolíferas costeiras do Brasil. Os dados foram disponibilizados pela ANP

(Agência Nacional de Petróleo) em seu sítio eletrônico perfazendo um total de 156 campos

pertencentes às bacias de Alagoas, Camamu, Espírito Santo, Potiguar e Sergipe. Os anos

analisados foram 2014, 2015 e 2016. Os resultados foram apresentados em seis etapas: etapa I

– apresentação dos resultados das estatísticas descritivas; etapa II – análise das regressões

múltiplas; etapa III – aplicação da mediana; etapa IV – Análise da modelagem dinâmica

(DDEA); etapa V - apresentação de uma análise gráfica bidimensional do DDEA; e, etapa VI

- análise das regressões logísticas. Utilizaram-se dois testes estatísticos para validação das

hipóteses: teste T e teste de Wald. Os resultados apresentaram efeito positivo das variáveis

poços direcionais, poços verticais e idade, e, tendo essas duas primeiras, papel fundamental na

determinação das eficiências ambientais. Os campos de petróleo produziram baixos índices de

eficiência dinâmica tanto para o Grupo 1 (27,30%) quanto para o Grupo 2 (38,58%),

representados por meio da representação gráfica bidimensional dinâmica e seus índices

confirmados por meio da regressão logística. Os resultados autorizam dizer que há um mau

gerenciamento dos recursos tecnológicos dos campos onshore das bacias costeiras brasileiras,

provocando quantidades excessivas da água produzida de petróleo.

Palavras-chave: Sustentabilidade ambiental. Campos de petróleo. Eficiência ambiental.

Análise Bidimensional. Água produzida.

ABSTRACT

The oil industry has a significant and important share in the world energy matrix with an

estimated production of 1/3 of the global energy. With the high world oil consumption, resource

management needs to be better managed in order to reduce the associated environmental

impacts. One of the main environmental concerns associated with the exploration and

production of oil fields is related to the generation of water produced from petroleum. The water

produced from the production of oil and gas is a strategic challenge for companies, as it

generates the largest share of waste from the oil industry. In this perspective, this work aims to

evaluate the performance of environmental sustainability, based on the generation of oil

produced water, from the onshore fields of the coastal oil basins of Brazil. The data were made

available by the ANP (National Agency of Petroleum) in its electronic site making a total of

156 oilfields belonging to the basins of Alagoas, Camamu, Espírito Santo, Potiguar and Sergipe.

The years analyzed were 2014, 2015 and 2016. The results were presented in six stages: stage

I - presentation of the results of the descriptive statistics; stage II - analysis of multiple

regressions; stage III - application of the median; stage IV - Dynamic modeling analysis

(DDEA); Stage V - presentation of a two-dimensional graphical analysis of DDEA; and stage

VI - analysis of logistic regressions. Two statistical tests were used to validate the hypotheses:

T-test and Wald test. The expected results will help the managers in the managerial decision

making from the model proposed for the petroleum sector. The results had a positive effect on

the variables directional wells, vertical wells and age, and, with these two first ones, a

fundamental role in the determination of the environmental efficiencies. The oilfields produced

low rates of dynamic efficiency for both Group 1 (27.30%) and Group 2 (38.58%), represented

by dynamic two-dimensional graphical representation and their indices confirmed by logistic

regression. The results allow to say that there is a poor management of the technological

resources of the onshore fields of the Brazilian coastal basins, causing excessive amounts of the

oil produced water.

Keywords: Environmental sustainability. Oil fields. Environmental efficiency. Two-

dimensional Analysis. Water Produced.

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................................................ 19

1.1 PROBLEMA DE PESQUISA....................................................................................................................... 19

1.2 OBJETIVOS .................................................................................................................................................. 21

1.3 JUSTIFICATIVA .......................................................................................................................................... 22

1.4 ESTRUTURA DA TESE .............................................................................................................................. 23

2 ASPECTOS TEÓRICOS ................................................................................................................................. 28

2.1 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E GÁS .................................................................................................... 28

2.2 A CADEIA DO PETRÓLEO ....................................................................................................................... 31

2.2.1 TIPOS DE ÓLEO ....................................................................................................................................... 33

2.2.2 TIPOS DE POÇOS ..................................................................................................................................... 34

2.2.3 OS IMPACTOS AMBIENTAIS DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA .................................................... 36

2.3 ÁGUA PRODUZIDA .................................................................................................................................... 38

2.3.1 VOLUME DE GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA DE PETRÓLEO .............................................. 41

2.4 SUSTENTABILIDADE E EFICIÊNCIA .................................................................................................... 44

2.4.1 AVALIAÇÃO DE SUSTENTABILIDADE ............................................................................................. 46

2.4.2 DESEMPENHO DA SUSTENTABILIDADE AMBIENTAL ................................................................ 47

2.5 DEA DINÂMICO .......................................................................................................................................... 52

2.6 REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL ................................................................................ 54

2.6.1 DESCRIÇÃO DO MODELO DE BANA E COSTA ET AL. (2016) DE REPRESENTAÇÃO

GRÁFICA BIDIMENSIONAL .......................................................................................................................... 56

3 ESTADO DA ARTE ......................................................................................................................................... 61

3.1 TIPOS DE POÇOS ........................................................................................................................................ 61

3.2 ÁGUA PRODUZIDA .................................................................................................................................... 62

3.3 MODELOS DE EFICIÊNCIA AMBIENTAL ............................................................................................ 66

3.3.1 MODELOS DE EFICIÊNCIA AMBIENTAL COM SAÍDAS INDESEJÁVEIS ................................. 66

3.3.2 MODELOS DE EFICIÊNCIA DE GESTÃO AMBIENTAL ................................................................. 70

3.3.3 MODELOS DINÂMICOS DE EFICIÊNCIA .......................................................................................... 74

3.3.4 REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL DEA ................................................................... 79

3.3.5 MODELOS DE EFICIÊNCIA APLICADOS À INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ................................. 81

4 MATERIAIS E MÉTODOS ............................................................................................................................ 87

4.1 POPULAÇÃO E COLETA DE DADOS ..................................................................................................... 87

4.2 VARIÁVEIS DE ESTUDO ........................................................................................................................... 87

4.3 MÉTODO E ANÁLISE DOS DADOS ........................................................................................................ 89

4.4 FERRAMENTAS .......................................................................................................................................... 93

4.4.1 REGRESSÃO MULTIVARIADA ............................................................................................................ 93

4.4.2 DATA ENVELOPMENT ANALYSIS ........................................................................................................ 93

4.4.3 REGRESSÃO LOGÍSTICA ...................................................................................................................... 94

5 RESULTADOS E DISCUSSÃO...................................................................................................................... 97

5.1 ESTATÍSTICAS DESCRITIVAS ................................................................................................................ 99

5.1.1 CARACTERÍSTICAS DOS CAMPOS ONSHORE DAS BACIAS COSTEIRAS BRASILEIRAS ... 99

5.1.2 PRODUÇÃO DOS CAMPOS .................................................................................................................. 102

5.2 RESULTADOS DA REGRESSÃO MÚLTIPLA ..................................................................................... 110

5.2.1 REGRESSÃO MULTIVARIADA APLICADA AOS CAMPOS ONSHORE DAS BACIAS

COSTEIRAS BRASILEIRAS PARA O ANO DE 2014 ................................................................................. 110

5.2.1.1 DADOS DA REGRESSÃO MULTIVARIADA PARA O ANO DE 2014 ........................................ 110

5.2.1.2 COEFICIENTES DA REGRESSÃO MULTIVARIADA PARA O ANO DE 2014 ........................ 111









5.2.4 TESTE DE HIPÓTESES DAS REGRESSÕES MULTIVARIADAS ................................................. 119

5.3 APLICAÇÃO DA MEDIANA .................................................................................................................... 121

5.4 ANÁLISE DA EFICIÊNCIA DINÂMICA DOS CAMPOS ONSHORE DAS BACIAS COSTEIRAS

BRASILEIRAS .................................................................................................................................................. 123

5.4.1 ANÁLISE DA EFICIÊNCIA DINÂMICA DOS CAMPOS DO GRUPO 1 ........................................ 124

5.4.2 ANÁLISE DA EFICIÊNCIA DINÂMICA DOS CAMPOS DO GRUPO 2 ........................................ 130

5.4.3 COMPARAÇÃO ENTRE OS GRUPOS 1 E 2 ...................................................................................... 136

5.5 REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL .............................................................................. 139

5.5.1 PASSO A PASSO DA REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL DO DDEA

RELACIONAL ORIENTADO A INPUT ....................................................................................................... 139

5.5.2 PASSO A PASSO DA REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL DO DDEA

RELACIONAL ORIENTADO A OUTPUT ................................................................................................... 143

5.5.3 APLICAÇÃO DO MODELO DE REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL DO DEA

DINÂMICO ÀS BACIAS COSTEIRAS BRASILEIRAS ONSHORE - ORIENTAÇÃO INPUT .............. 143

5.6 REGRESSÃO LOGÍSTICA ...................................................................................................................... 148

5.6.1 REGRESSÕES LOGÍSTICAS DO GRUPO 1 ...................................................................................... 150

5.6.2 REGRESSÕES LOGÍSTICAS DO GRUPO 2 ...................................................................................... 153

6 CONCLUSÃO ................................................................................................................................................ 158

REFERÊNCIAS ................................................................................................................................................ 161

APÊNDICE A - DADOS, ÍNDICE DE EFICIÊNCIA E PESOS UTILIZANDO O DEA DINÂMICO

ORIENTADO AO INPUT DO GRUPO 1 ....................................................................................................... 177

APÊNDICE B - DADOS, ÍNDICE DE EFICIÊNCIA E PESOS UTILIZANDO O DEA DINÂMICO


APÊNDICE C – DADOS, ÍNDICE DE EFICIÊNCIA E PESOS UTILIZANDO O DEA DINÂMICO


APÊNDICE D - PESOS NORMALIZADOS E INPUTS E OUTPUTS VIRTUAIS PARA O GRUPO 2 .. 196

APÊNDICE E – FIGURAS REFERENTES ÀS REPRESENTAÇÕES BIDIMENSIONAIS DO GRUPO 1

............................................................................................................................................................................. 199

APÊNDICE F – FIGURAS REFERENTES ÀS REPRESENTAÇÕES BIDIMENSIONAIS DO GRUPO 2

............................................................................................................................................................................. 200

APÊNDICE G – RESULTADOS DA REGRESSÃO LOGÍSTICA DO GRUPO 1 .................................... 202

APÊNDICE H – RESULTADOS DA REGRESSÃO LOGÍSTICA DO GRUPO 2 .................................... 204

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 Arquitetura da pesquisa 25

Figura 2.1 Campos petrolíferos no Brasil onshore e offshore 29

Figura 2.2 Relação Produção/Consumo de petróleo dos principais países

produtores

30

Figura 2.3 Cadeia de petróleo 31

Figura 2.4 Distribuição dos tipos de óleo das reservas de petróleo 34

Figura 2.5 Evolução dos estudos de representação gráfica bidimensional 55

Figura 2.6 Representação gráfica bidimensional com faixas de eficiência

determinas por ângulos

56

Figura 2.7 Modelo de representação bidimensional CCR orientado a output 59

Figura 4.1 Delineamento das etapas da pesquisa 90

Figura 4.2 Modelo DEA dinâmico 92

Figura 5.1 Sistematização da apresentação dos resultados 98

Figura 5.2 Características das bacias costeiras com campos onshore 100

Figura 5.3a Quantidade de poços por bacia petrolífera (2014) 101

Figura 5.3b Quantidade de poços por bacia petrolífera (2015) 101

Figura 5.3c Quantidade de poços por bacia petrolífera (2016) 102

Figura 5.4 Produção acumulada anual média de óleo e água produzida por poço

das bacias costeiras brasileira (onshore)

103

Figura 5.5 Produção acumulada de óleo e água da bacia de Alagoas para os anos

de 2014, 2015 e 2016

104

Figura 5.6 Produção acumulada de óleo e água da bacia de Camamu para os anos

de 2014, 2015 e 2016

105

Figura 5.7 Produção acumulada de óleo e água da bacia do Espírito Santo para

os anos de 2014, 2015 e 2016

106

Figura 5.8 Produção acumulada de óleo e água da bacia Potiguar para os anos de

2014, 2015 e 2016

106

Figura 5.9 Produção acumulada de óleo e água da bacia de Sergipe para os anos

de 2014, 2015 e 2016

107

Figura 5.10 Produção proporcional de água e óleo para as bacias costeiras

brasileiras

109

Figura 5.11 Razão água/ óleo das bacias costeiras brasileiras para os anos de

2014, 2015 e 2016

109

Figura 5.12 Modelo DEA dinâmico para eficiência ambiental dos campos de

petróleo

124

Figura 5.13 Eficiências parciais e global do Grupo 1 125

Figura 5.14 Comparativo entre eficiência e número de poços por campo Grupo 1 129

Figura 5.15 Comparativo entre eficiência e idade do campo Grupo 1 129

Figura 5.16 Eficiências parciais e global do Grupo 2 131

Figura 5.17 Comparativo entre eficiência e quantidade de poços Grupo 2 135

Figura 5.18 Comparativo entre eficiência e idade do campo Grupo 2 136

Figura 5.19 Representação gráfica bidimensional dos inputs virtuais globais (I’) e

outputs virtuais globais (O’) para os anos analisados do Grupo 1

145

Figura 5.20 Representação gráfica bidimensional dos inputs e outputs virtuais

apresentados na Figura 5.19 com valores inferiores a 0,09

146

Figura 5.21 Representação gráfica bidimensional dos inputs virtuais globais (I’) e

outputs virtuais globais (O’) para os anos analisados do Grupo 2

147

Figura 5.22 Representação gráfica bidimensional dos inputs e outputs virtuais

apresentados na Figura 5.21 com valores inferiores a 0,6

147

Figura 5.23

Figura 5.24

Variáveis do modelo de Regressão Logística

Resultados da Regressão Logística para o Grupo 1

149

152

Figura 5.25 Resultados da Regressão Logística para o Grupo 2

155

LISTA DE QUADROS

Quadro 2.1 Impactos ambientais na indústria do petróleo 37

Quadro 2.2 Fatores que interferem na geração de água produzida 42

Quadro 2.3 Modelo clássico DEA CCR primal e dual 50

Quadro 2.4 Modelo clássico DEA BCC primal e dual 51

Quadro 3.1 Variáveis utilizadas em trabalhos com outputs indesejáveis 68

Quadro 3.2 Variáveis utilizadas nos trabalhos de eficiência em gestão ambiental 72

Quadro 3.3 Variáveis utilizadas pelos trabalhos nos modelos de DEA dinâmico 75

Quadro 3.4 Variáveis utilizadas pelos trabalhos nos modelos de eficiência

aplicados à indústria do petróleo

82

Quadro 4.1 Variáveis da pesquisa 88

Quadro 5.2 Classificação dos campos por grupo de análise 122

LISTA DE TABELAS

Tabela 4.1 Descrição das variáveis do estudo 94

Tabela 5.1 Correlação entre as variáveis da pesquisa para o ano de 2014 111

Tabela 5.2 Testes e pressupostos para o ano de 2014 111

Tabela 5.3 Modelo da regressão para o ano de 2014 112







Tabela 5.10 Resultados dos testes T para as Hipóteses da pesquisa da Regressão

Multivariada

119

Tabela 5.11 Descritivas por Bacia costeira Grupo 1 122

Tabela 5.12 Eficiências global e por ano do Grupo 1 126

Tabela 5.13 Descritivas por Bacia costeira Grupo 2 130

Tabela 5.14 Eficiências global e por ano do Grupo 2 132

Tabela 5.15 Caracterização das Bacias do Grupo 1 137

Tabela 5.16 Caracterização das Bacias do Grupo 2 138

Tabela 5.17 Eficiências por bacias considerando reinjeção de água 139

Tabela 5.18 Coeficientes e testes da Regressão Logística do Grupo 1 150

Tabela 5.19 Coeficientes e testes da Regressão Logística do Grupo 2 153

LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS

ANN Artificial Neural Networks

ANP Agência Nacional de Petróleo

APEC Cooperação Econômica Ásia-Pacífico

API American Petroleum Institute

AP Água produzida

BCC Banker, Charnes e Cooper (1984)

BRICS Brasil, Russia, Índia, China e Africa do Sul

CCR Charnes, Cooper e Rhodes (1978)

Ca Cálcio

CF Pegada de carbono

CH4 Metano

CONAMA Conselho Nacional de Meio Ambiente

CO2 Dióxido de carbono

CRS Constant Returns to Scale

Cu Cobre

DC Desirable Congestion

DDEA Dynamic Data Envelopment Analysis

DDF Directional distance function

DEA Data Envelopment Analysis

DEEM Dynamic Energy Efficiency Model

DMU Decision Making Unit

DSBM Dynamic Slacks-based Measure Model

DTS Disposability and Damages to Scale

EBM Epsilon-Based Measure

ECDTFP Efeito de Energia-Fator Dinâmico Produtividade Total

Fe Ferro

FO Osmose avançada

G7 Grupo dos sete países mais ricos do planeta

GF AAS Espectrometria de Absorção Atômica de Fornalha de Grafite

GLP Gás liquefeito de petróleo

IDA Index Decomposition Analysis

MD Destilação de membrana

Mg Magnésio

MLT Multiplicative Inverse Transformation

MOO Otimização multiobjetiva

MSW Municipal Solid Waste

MVC Compressão mecânica de vapor

N2 Gás nitrogênio

NDEA Network Data Envelopment Analysis

Ni Níquel

NIRS Non- increasing Returns to Scale

NMMCPI Non-radial Metafrontier Malmquist CO2 Emission Performance Index

NO2 Óxido Nítrico

NOx Óxidos de Nitrogênio

NORM Materiais radioativos de ocorrência natural

OCDE Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico

OSPAR

The Convention for the Protection of the Marine Environment of the

North-East Atlantic

P&D Pesquisa e Desenvolvimento

PH Potencial hidrogeniônico

PIB Produto Interno Bruto

ROE Retorno sobre o capital

SO2 Dióxido de Enxofre

RTS Returns to Scale

SAGD Steam Assisted Gravity Drainage

SBM Slack-based measure

SD Desenvolvimento sustentável

SFA Frontier Efficiency Analysis

Sn Estrôncio

SPSS Statistical Package for the Social Sciences

TDS Concentração total de sólidos dissolvidos

TI Tecnologia da informação

TOG Concentração limite de óleos e graxas

EU Unified Efficiency

UEM Unified Efficiency under Managerial disposability

UEN Unified Efficiency under Natural disposability

UENM Unified Efficiency under Natura Managerial Disposability

VFDRAM Virtual Frontier Dynamic Range Adjusted Model

WCED The World Commission on Environment and Development

WrD-DEA Weight-restricted Dynamic DEA

Capítulo 1

Introdução

19

Capítulo 1 - Introdução

Marcus Vinicius Dantas de Assunção

1 INTRODUÇÃO

O capítulo é composto pela apresentação inicial do tema, a contextualização do

problema de pesquisa, os objetivos da pesquisa e a justificativa por meio de sua relevância

teórica e prática. Nele também a estrutura da Tese que busca trazer uma compreensão mais

detalhada acerca da arquitetura do trabalho desenvolvido.

1.1 PROBLEMA DE PESQUISA

Durante a última década, as empresas enfrentaram pressões crescentes para melhorar a

sustentabilidade ambiental além da performance financeira. As demandas da sustentabilidade

corporativa são motivadas por vários fatores de negócios, incluindo os externos: o risco de

mandatos regulatórios, o receio em perda de vendas, um potencial declínio na reputação e o

interno: o potencial de melhoria da produtividade por meio da inovação tecnológica na proteção

ambiental (WANG; LI; SUEYOSHI, 2014).

Após ampla disseminação da ideia de Desenvolvimento Sustentável (WCED, 1987),

surgiram novas maneiras de entender a posição da organização em relação à sustentabilidade.

Como consequência, tornou-se quase unânime entre os líderes das empresas que os temas

relacionados à sustentabilidade, como questões ambientais, sociais e de governança, deveriam

estar integradas às estratégias organizacionais. Além disso, talvez a mais conhecida seja a

abordagem Tree botton line (ELKINGTON, 1999) que captura o desempenho da empresa em

dimensões econômicas, sociais e ambientais.

Práticas de manufatura sustentáveis perfazem algumas das iniciativas ambientais

significativas tomadas pelas indústrias para preservar o ambiente e melhorar a qualidade da

vida humana ao executar atividades fabris. No contexto de sustentabilidade, o impacto das

atividades de manufatura nos aspectos ambientais e sociais devem ser considerados como base

à avaliação do desempenho do setor, que é intitulado como desempenho de sustentabilidade

(ABDUL-RASHID, 2017).

Esse desempenho de sustentabilidade é um dos principais desafios da manufatura

mundial, sobretudo na indústria de transformação dos recursos naturais, a qual está inserida a

multicadeia do petróleo e gás e que abarca desde a exploração do petróleo, com seus múltiplos

processos, até a venda de combustíveis, gás natural, GLP (Gás Liquefeito de Petróleo),

querosene de aviação, entre outros (THOMAS et al., 2004)

A forma mais adequada de medir o desempenho ambiental é por meio da mensuração da

eficiência produtiva (FÄRE; GROSSKOPF; PASURKA, 1986). O estudo tem sido tema para

20



diversos pesquisadores sob múltiplas perspectivas nos mais diversos países, quais sejam: China

(ZHANG et al., 2008; WANG; YU, WEN, 2010; YU; ZHANG, 2013; CHANG, et al., 2013;

QIN et al., 2017), Brasil (FRANCISCO; ALMEIDA; SILVA, 2013), Dinamarca

(MUNKSGAARD et al., 2007), Espanha (LOZANO et al., 2010; GÓMEZ-LIMÓN et al.,

2012), Estados Unidos (SUEYOSHI; GOTO; UENO, 2010; SUEYOSHI; GOTO, 2013;

WANG; LI; SUEYOSHI, 2014), França (LAHOUEL, 2016), Índia (HARALAMBIDES;

GUJAR, 2012), Japão (SUEYOSHI; GOTO, 2010; SUEYOSHI; GOTO, 2012; SUEYOSHI;

GOTO, 2014) e Países Baixos (REINHARD et al., 2000; SKEVAS; STEFANOU; LANSINK,

2014).

As pesquisas avançam acerca da temática que envolve a medição da eficiência ambiental,

contudo ainda se mostra insipiente quanto às questões que envolvem a indústria do petróleo.

Poucos trabalhos foram desenvolvidos, destacando-se os produzidos sob a realidade do Brasil

(FRANCISCO; ALMEIDA; SILVA, 2013), dos Estados Unidos (MEKAROONREUNG;

JOHNSON, 2010; SUEYOSHI; GOTO, 2012; SUEYOSHI; GOTO, 2012a; SUEYOSHI;

WANG, 2014) e Espanha (MARTÍN-GAMBOA; IRIBARREN; DUFOUR, 2018).

A cadeia do petróleo e gás, aliada às preocupações ambientais dessa temática, traçam um

novo panorama para o setor industrial, balizado pelos ideais da sustentabilidade. Estratégias de

sustentabilidade têm obtido protagonismo nas organizações, tornando-se condição primordial à

competitividade de empresas globais.

Entretanto, com a massificação dos processos que permeiam a indústria petrolífera e o

aumento da demanda planetária por energia, há um crescimento dos problemas ambientais

associados à busca desenfreada por recursos naturais. Esses, resultantes da exploração de poços

com diversas profundidades e direções em diferentes regiões do Brasil, os quais são capazes de

provocar danos irreparáveis à flora e fauna de um habitat, além de poder comprometer a

qualidade do solo, do ar e das águas, produzindo danos claros à sustentabilidade ambiental

(ASSUNÇÃO; VIEIRA; ALMEIDA, In Press).

Uma das principais preocupações ambientais associadas à exploração e produção dos

poços de petróleo está relacionada à geração de água produzida de petróleo. A água produzida

de petróleo constitui um desafio de natureza estratégica para as empresas, uma vez que gera a

maior parcela dos resíduos da indústria do petróleo (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006).

O seu gerenciamento requer um tratamento especial e descarte mais adequado, dada a sua

composição de contaminantes nocivos ao meio ambiente e, se não manuseados adequadamente,

podem trazer prejuízos ambientais significativos.

21



Portanto, considerando esse output indesejável (água produzida), que impacta na

mensuração da eficiência ambiental da cadeia do petróleo, apoiado pelo contexto apresentado,

a Tese pretende investigar o elo Exploração/Produção da cadeia petrolífera no Brasil, tendo em

vista a geração de água produzida nos campos de petróleo costeiros brasileiros.

O problema de pesquisa trata de uma análise do desempenho da sustentabilidade

ambiental a partir da geração de água produzida de petróleo, dos campos onshore das bacias

petrolíferas costeiras do Brasil, sob a ótica da mensuração dos índices de eficiência ambiental

e causalidade. Busca-se, portanto, respostas às seguintes questões:

1. Qual a influência da geometria dos poços de petróleo em relação à geração de

água produzida no elo exploração/produção dos campos de petróleo onshore

das bacias costeiras brasileiras?

2. Qual a influência da idade do campo e grau API em relação à geração de água

produzida no elo exploração/produção nos campos de petróleo onshore das

bacias costeiras brasileiras?

3. Como medir o desempenho ambiental dos campos de petróleo no elo

extração/produção nos campos de petróleo onshore das bacias costeiras

brasileiras, sob a ótica da geração de água produzida?

1.2 OBJETIVOS

Nessa perspectiva, o objetivo geral da pesquisa consiste em avaliar o desempenho da

sustentabilidade ambiental, a partir da geração de água produzida de petróleo dos campos

onshore das bacias petrolíferas costeiras do Brasil. No intuito de oferecer suporte à pesquisa,

desenvolveram-se objetivos específicos:

1. Sistematizar as informações do portal da ANP (Agência Nacional de Petróleo)

em um banco de dados dos campos petrolíferos onshore das bacias costeiras do

Brasil;

2. Analisar as causalidades entre as características tipos de poços, Idade do campo

e Grau API dos campos costeiros do Brasil e o volume de água produzida;

3. Calcular a eficiência dos campos costeiros brasileiros sob a perspectiva de output

indesejável (água produzida) em uma abordagem dinâmica;

4. Desenvolver um método de análise bidimensional para a modelagem dinâmica

da mensuração de eficiência ambiental;

22



5. Propor um modelo de desempenho de sustentabilidade ambiental para o elo

exploração/produção dos campos costeiros do Brasil (Onshore) a partir de um

output indesejável (água produzida).

Frente ao exposto, os objetivos alinhados ao problema de pesquisa justificam-se pela

lacuna na literatura brasileira e mundial, no que diz respeito aos estudos de desempenho da

sustentabilidade ambiental em campos de petróleo considerando a geração de água produzida,

sobretudo, por se tratar de uma pesquisa inédita e de cunho exploratório.

1.3 JUSTIFICATIVA

O desenvolvimento sustentável e as práticas de produção mais limpa têm chamado a

atenção da sociedade e da academia, frente às mudanças eco-climáticas que o planeta enfrenta.

A preservação do meio ambiente vem ganhando força no cenário político e social e revelando-

se um tema cada vez mais recorrente nas pesquisas e debates sobre Sustentabilidade

Socioambiental (TYTECA, 1996; SUEYOSHI; YUAN; GOTO, 2017), sobretudo no campo de

eficiência energética e ambiental.

As preocupações com o meio-ambiente surgem a partir da influência governamental,

social e mercadológica desafiando as empresas a adaptarem sua gestão às demandas ambientais.

A nova era ambiental representa um novo desafio para as organizações empresariais em todo o

mundo, desenvolvendo formas em que o desenvolvimento industrial e a proteção ao meio

ambiente possam coexistir. O primeiro passo para enfrentar esse desafio é redefinir a estrutura

básica da cadeia de suprimentos, acomodando preocupações ambientais associadas aos resíduos

e minimização na utilização dos recursos (BEAMON, 1999).

Observa-se, em um primeiro momento, que os impactos financeiros, causados pelo

controle da poluição, reciclagem e logística reversa, concentravam os objetos de pesquisa sobre

sustentabilidade (MARKLEY; DAVIS, 2007). Destaca-se, então, a ausência de trabalhos em

desempenho da sustentabilidade ambiental, sobretudo na cadeia do petróleo e gás.

Com o aumento da demanda por petróleo, proporcionalmente, eleva-se a quantidade

produzida de água no processo de exploração/produção de óleo e gás. Consequentemente, há

um crescimento desses fluidos contaminados, o que requer uma forte intervenção de práticas

sustentáveis a fim de evitar danos ao meio ambiente.

Logo, o trabalho em questão propõe uma discussão focal acerca da mensuração do

desempenho da sustentabilidade ambiental, baseado na geração de água produzida de petróleo

dos campos onshore das bacias costeiras de petróleo no Brasil.

23



Faz-se importante registrar que a segunda etapa de consecução da pesquisa trata de uma

análise de causalidade entre os tipos de poços de petróleo (variáveis tecnológicas), a idade e o

Grau API e a variável-objetivo desta pesquisa, água produzida de petróleo, justificando-se pela

ausência de estudos que tratam econometricamente dessa abordagem no campo científico. Os

resultados dessa investigação produzirão conhecimento para subsidiar decisões centradas na

mensuração probabilística de potenciais riscos ambientais causados pela geração de água

produzida a partir da exploração de poços.

O tema é atual, por se tratar de uma problemática cotidiana que advém da necessidade

contínua de aumento da massa energética mundial, cuja principal consequência é o aumento

descontrolado de água produzida de petróleo, causando danos importantes ao meio ambiente.

A Tese, original e inédita, aborda questões associadas à sustentabilidade ambiental na

cadeia do petróleo até então inertes na literatura, quais sejam:

(1) Análise de causalidade entre variáveis de entrada (poços verticais, poços horizontais

e poços direcionais, idade do campo e grau API) e a variável de saída indesejável

(água produzida);

(2) O objeto da pesquisa são campos de petróleo, mais especificamente campos onshore

das bacias costeiras brasileiras;

(3) Aplicação do modelo de eficiência ambiental dinâmica na indústria do petróleo;

(4) Análise bidimensional do input e output virtuais do modelo dinâmico proposto, cuja

metodologia será desenvolvida e apresentada nessa Tese de doutorado; e,

(5) A variável água produzida será utilizada em modelos de eficiência.

Assim, o modelo produzido por este trabalho poderá auxiliar as empresas e as agências

que controlam e pesquisam a área do petróleo na compreensão dos riscos ambientais oriundos

da produção indesejada de água.

1.4 ESTRUTURA DA TESE

A Tese é composta por seis capítulos. O primeiro Capítulo é dedicado à introdução, o

segundo Capítulo aborda a literatura da água produzida e das variáveis de petróleo, bem como

a formulação das hipóteses referentes às variáveis; o terceiro Capítulo discorre sobre o

desempenho da sustentabilidade ambiental; o quarto Capítulo trata dos métodos e materiais

utilizados, das ferramentas estatísticas e do modelo proposto; o quinto Capítulo traz os

resultados e discussão permeados pela análise dos dados. Por fim, conclui-se o estudo mediante

24



à obtenção de respostas para os objetivos específicos propostos. A estrutura da pesquisa está

sistematizada por meio da Figura 1.1.

25



Fonte: Autor, 2017.

Figura 1.1 Arquitetura da pesquisa

26



O Capítulo 1 da Tese versa sobre a introdução, cujo conteúdo aborda, de forma

sistemática, a formulação do problema de pesquisa a partir da contextualização sobre

sustentabilidade ambiental, cadeia do petróleo, eficiência e água produzida. Constam ainda

nesse capítulo os objetivos e a justificativa para a consecução da pesquisa.

Os Capítulos 2 e 3 tratam das perspectivas teóricas do estudo divididas em subseções

com o intuito de facilitar o entendimento sobre a temática em questão. São discutidos ainda os

referenciais teóricos que ensejam o estudo desde a geração de água produzida até os estudos

relativos à eficiência, sobretudo, na indústria do petróleo e gás.

O Capítulo 4 apresenta os procedimentos metodológicos utilizados com foco no método

e materiais. Inicia-se com a caracterização do estudo, detalhando a população e a amostra,

apresentando como foram coletados os dados da pesquisa. Há ainda a discriminação das

variáveis de estudo, as ferramentas estatísticas escolhidas para a análise e os procedimentos

para realizar a interpretação dos dados do trabalho.

No Capítulo 5 são realizadas as análises e a discussão, baseadas nos resultados

alcançados pela aplicação dos métodos multivariados de regressão, das estatísticas descritivas

que permitirão delinear o perfil dos campos de petróleo no Brasil e do DEA dinâmico com a

abordagem gráfica bidimensional. Os resultados são confrontados com as perspectivas teóricas

apresentadas no Capítulo 2 e 3. No Capítulo 6 chegam-se às conclusões, verificando se os

objetivos propostos foram alcançados.

27



Capítulo 2

Aspectos Teóricos

28

Capítulo 2 – Aspectos Teóricos


2 ASPECTOS TEÓRICOS

O capítulo tem como objetivo compreender a cadeia petrolífera e suas variáveis

tecnológicas e geológicas, no intuito de se desenvolver um modelo capaz de mensurar o

potencial de sustentabilidade ambiental dos campos petrolíferos onshore das bacias costeiras

brasileiras.

2.1 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E GÁS

O petróleo é um combustível fóssil empregado em múltiplas indústrias de

transformação, sobretudo na indústria automobilística, tanto como matéria-prima, quanto como

constituinte de diversos produtos: plásticos, calçados, asfalto, cosméticos, entre outros. O

petróleo apresenta um vasto potencial energético, uma vez que grande parte da produção de

energia global é baseada nesse fóssil. Estudos recentes (BP Statistical Review of World Energy,

2017) demonstram que, apesar de haver um aumento na utilização das energias renováveis,

houve nos últimos anos um crescimento tanto na produção, quanto no consumo do petróleo e

dos seus derivados.

Dados globais apontam, segundo o BP Statistical Review of World Energy (2017), que

o Oriente Médio detém a maior parte das reservas mundiais, cujo aumento no último ano

alcançou 1,3% em suas reservas de petróleo, atingindo o patamar de 813,5 bilhões de barris

(47,7% do total mundial). No que concerne à realidade individual por nação, a Venezuela se

apresenta como detentora do maior volume de reservas petrolíferas em todo planeta, com 300,9

bilhões de barris (17,6% do total mundial), tendo ultrapassado a Arábia Saudita em 2010 (ANP,

2015). Já o Brasil reduziu suas reservas em 3,07%, se comparado ao ano de 2015, alcançando

um total de 12,6 bilhões de barris de petróleo comprovados distribuídos por 12 bacias, em 11

estados da federação.

Cabe destacar as bacias Potiguar, Recôncavo e de Campos, cuja representação supera

os 50% de campos petrolíferos brasileiros. O Brasil possui 472 campos de petróleo, sendo 135

campos offshore e 337 campos onshore. A região Sudeste do Brasil destaca-se na produção

offshore perfazendo mais de 90% de todo óleo produzido no país para essa modalidade,

enquanto que o Nordeste brasileiro concentra mais de 70% da produção onshore nacional, como

demonstrado na Figura 2.1.

29



Figura 2.1 – Campos petrolíferos no Brasil onshore e offshore

Fonte: Adaptado da ANP (2017).

No que tange à produção, segundo o BP Statistical Review of World Energy (2017),

apesar de ter aumentado sua produção de óleo em 11% entre 2015 e 2016, o Brasil figura na

10ª posição no ranking mundial e que é liderado pelos Estados Unidos (12,35 milhões de

barris/dia), seguido pela Arábia Saudita (12,34 milhões de barris/dia) e Rússia (11,22 milhões

de barris/dia). Se considerados os países produtores das Américas do Sul e Central, o Brasil

concentra um total de 30,85% da produção dessa região. Já em relação ao consumo, os Estados

Unidos lideram este cenário com 20,3% de tudo o que é consumido diariamente no planeta em

relação ao petróleo e seus derivados. O Brasil ocupa a 7ª posição com um consumo de 3 milhões

de barris/dia, equivalente a 3,1% do consumo mundial, o que não lhe garante a autossuficiência

produtiva de óleo.

Apesar de possuírem um grande parque industrial produtor de petróleo e seus derivados,

alguns países não atingiram a autossuficiência. A Figura 2.2 apresenta a relação de produção

por consumo em mil barris/dia dos principais países produtores de petróleo, a qual revela uma

insuficiência produtiva dos Estados Unidos, ante ao seu vasto mercado consumidor, com uma

relação de 0,63 barris produzidos para cada barril consumido no país. Essa relação se aplica

1

1

67

4

7

10

1

37

7

18

6

60

11

96

99

29

11

7

0 20 40 60 80 100 120

Alagoas

Camamu

Campos

Ceará

Espírito Santo

Parnaíba

Potiguar

Recôncavo

Santos

Sergipe

Solimões

Tucano Sul

MAR TERRA

30



ainda ao Brasil (0,86 barris produzidos para cada barril consumido no país) e a China (0,32

barris produzidos para cada barril consumido no país). No entanto, esse fato pode ser explicado

haja vista estarem esses países entre os cinco com maior demanda por energia no planeta.

Figura 2.2 – Relação Produção/Consumo de petróleo dos principais países produtores

Fonte: Adaptado de BP Statistical Review of World Energy, 2017.

*O índice foi calculado levando-se em consideração a quantidade (mil) barris produzidos diariamente

pela quantidade de barris consumidos (mil) diariamente.

Em uma realidade distinta, países como Kwait (6,31 barris produzidos para cada barril

consumido no país), Emirados Árabes (4,13 barris produzidos para cada barril consumido no

país) e Arábia Saudita (3,16 barris produzidos para cada barril consumido no país) se afirmam

como fornecedores mundiais de energia, uma vez que consomem entre 15% e 30% daquilo que

produzem. Realidade semelhante na América do Sul, a Venezuela, que além de consumir

apenas 1/4 do óleo produzido em seu território, ainda detém as maiores reservas provadas de

petróleo do planeta.

Esta seção apresentou o atual cenário da indústria de petróleo, no Brasil e no mundo,

cujos resultados dos últimos anos apontam para um crescimento cada vez mais significativo da

demanda por energia, sobretudo por parte dos países emergentes (Brasil, Rússia, Índia, China

e África do Sul).

Kwait (6,31)

Emirados Árabes (4,13)

Venezuela (3,94)

Rússia (3,50)Arábia Saudita

(3,16)

Irã (2,49)

Canadá (1,9)

México (1,31)

Brasil (0,86)

Estados Unidos (0,63)

China (0,32)

0

1

2

3

4

5

6

7

31



2.2 A CADEIA DO PETRÓLEO

A dinâmica empresarial tem-se mostrado fundamental para o sucesso das organizações

no século XXI. Não basta apenas produzir bens e/ou serviços e depois distribuí-los para o seu

mercado consumidor, mas fornecer produtos de forma efetiva a partir de uma política de ganha-

ganha, na qual os agentes do binômio fornecedor/cliente buscam se sobressaírem

financeiramente de forma colaborativa, ou seja, as organizações se unem em prol de uma gestão

compartilhada da cadeia em que todos os envolvidos são beneficiados.

Esse esforço coletivo por parte dos componentes da cadeia, de acordo com o paradigma

da colaboração, é composto de uma sequência ou rede de relações interdependentes promovidas

por meio de alianças estratégicas que buscam a colaboração como meio de alcance das metas

organizacionais (CHEN; PAULRAJ, 2004). Na cadeia do petróleo essa realidade não poderia

ser diferente. Há uma grande complexidade operacional em toda a cadeia, cujos processos

podem ser divididos em: upstream e downstream, conforme apresenta a Figura 2.3.

Figura 2.3 – Cadeia de petróleo

Fonte: Autor, 2017.

A etapa de upstream corresponde a todos os processos que envolvem a extração de óleo

e gás da jazida. Essa etapa contempla uma vasta quantidade de estudos geológicos preliminares

a fim de proporcionar uma maior eficiência no processo de elevação do óleo da rocha à

superfície. Essa etapa considera ainda as atividades: de exploração e produção; de suporte de

logística interna e de tecnologia da informação. A atividade de extração de petróleo é de

relevante significância para o processo já que constitui as etapas de exploração, o estudo de

32



reservas e reservatórios, o planejamento do desenvolvimento da produção, a perfuração de

poços, a completação dos poços e a produção (LUSTOSA, 2002).

Esse conglomerado de atividades e subprocessos formam uma cadeia de suprimentos de

equipamentos e serviços para o projeto, desenvolvimento, montagem, instalação, operação e

manutenção de sistemas produtivos vinculados à cadeia de petróleo, que por sua vez agrega

valor a outras cadeias de outros ramos industriais, tais como: indústria cimentícia, indústria

metalúrgica, projetos geológicos, automação industrial, etc.

Para que a cadeia se torne eficiente, na perspectiva do upstream, as empresas devem

administrá-la de forma eficiente a fim de desenvolver e gerir os fluxos de informação, os físicos

e os relacionamentos envolvidos no seu gerenciamento conjuntamente (BOZARTH, 2008;

FROHLICH; WESTBROOK, 2001). Nessa etapa do upstream, deve-se prezar pela acurácia

nos processos logísticos e informacionais, haja vista serem o cerne das atividades dessa etapa.

As atividades que compõem o downstream englobam a etapa de refino do óleo bruto, os

serviços logísticos de transporte, o armazenamento do petróleo bruto e de seus derivados e a

distribuição dos produtos oriundos da cadeia petrolífera. O petróleo extraído dos poços pode

ser de diversos tipos, dependendo da constituição geológica a que esse poço esteja localizado.

A partir da tipologia e das condições do óleo extraído faz-se a estratégia e o

planejamento agregado de transporte e armazenagem para o óleo, antes e após o refino, de modo

que o produto mantenha a qualidade esperada. As atividades do downstream iniciam-se com o

transporte do petróleo, por meio do modal dutoviário, de petroleiros, de outra embarcação ou

integrando esses dois processos, até as refinarias, onde são depositados nos tanques de

armazenamento. Há uma avaliação laboratorial de qualidade para verificação da adequação do

óleo à refinaria e, por conseguinte, saber quais os derivados serão produzidos pelo óleo em

questão.

Os derivados são obtidos por meio do refino a partir de uma série de beneficiamentos

do petróleo em seu estado bruto, constituindo a separação das frações tornando-as produtos

intermediários e finais à venda.

Após o refino, os derivados de petróleo são armazenados e transportados até as empresas

distribuidoras, cuja função é abastecer o mercado consumidor local ou, se houver excedente de

produção, exportar para outros mercados favorecendo a balança comercial. Os derivados ficam

armazenados na distribuidora até que sejam comercializados e, a posteriori, transportados para

seus destinos finais por meio dos modais rodoviário, ferroviário, aquaviário, dutoviário e, até

mesmo o aéreo, porém com um custo mais elevado.

33



2.2.1 Tipos de óleo

O petróleo pode ser caraterizado como uma commodity cujo preço do barril oscila de

acordo com os fatores socioeconômicos, desencadeados pela conjuntura global, podendo

pequenas turbulências provocarem sérios danos a mercados mais frágeis, como os dos países

emergentes.

Há diferentes tipos de petróleo, alguns mais pesados e outros mais leves. Estes se

caracterizam por serem mais caros e por produzirem produtos mais nobres, denominados

“claros”, comumente encontrados no Oriente Médio - nafta e gasolina. Já os mais pesados são

encontrados na América do Sul, sobretudo na Venezuela e caracterizam-se por serem mais

baratos, de maior densidade e pela maior produção de produtos “escuros” - óleo combustível

e asfalto (GOUVEIA, 2010).

A redução de custos de perfuração e o processamento são aspectos que vêm sendo

continuamente buscados pela indústria do petróleo, no entanto a valorização do preço do

petróleo e redução da descoberta de novas reservas têm aumentado o interesse na recuperação

de reservatórios de óleos pesados (ºAPI entre 10 e 20), como exemplo, as reservas do Pré-Sal

no Brasil (GOUVEIA, 2010).

Os óleos pesados apresentam porcentagens maiores de materiais residuais não

destiláveis. As altas proporções de hidrocarbonetos pesados existentes nesses resíduos tornam

o óleo altamente viscoso e apropriado para a manufatura de asfalto. No entanto, reduzem

fortemente a sua aplicabilidade para a maioria dos outros propósitos (GALVÃO, 2008).

Segundo Mothé; Sousa Júnior (2007), a ocorrência de óleos pesados e ultrapesados vem

aumentando sensivelmente e aponta para a necessidade de maiores investimentos na exploração

dessas jazidas e, consequentemente, para o desenvolvimento de novas tecnologias.

No Brasil, as reservas de óleos pesados são avantajadas. No país, o local com maior

incidência de óleos pesados está em águas profundas da Bacia de Campos, offshore, estado do

Rio de Janeiro. Na região Nordeste, os poços produtores de óleo pesado são do tipo onshore e

estão localizados no estado do Rio Grande do Norte (ANP, 2017). Segundo Mothé; Sousa

Júnior (2007), a maior parte das reservas de petróleo do mundo é composta por óleos pesados,

como demonstrado na Figura 2.4.

34



Figura 2.4 – Distribuição dos tipos de óleo das reservas de petróleo

Fonte: Mothé; Sousa Júnior (2007).

As reservas de petróleo possuem uma potencial energia natural capaz de deslocar o óleo

por meio de mecanismos de produção naturais (capa de gás, gás em solução e influxo de água).

Em alguns casos, tais condições naturais não são suficientes para deslocar o óleo, devido,

principalmente, à alta viscosidade (óleos pesados) e às elevadas tensões interfaciais ou

superficiais dos óleos presentes na formação. Além disso, poços que já estão em produção

apresentam uma redução natural contínua dessa capacidade natural de produção (MOTHÉ;

SOUSA JÚNIOR, 2007).

Para esses casos, existem os chamados Métodos de Recuperação. Dentre eles, os

métodos já consolidados, de injeção de água ou de gás - chamados de Métodos Convencionais

de Recuperação, cujos mecanismos favorecem e auxiliam os princípios naturais de produção.

Já os processos mais complexos e que necessitam de uma tecnologia mais moderna são

conhecidos como Métodos Avançados de Recuperação divididos em métodos térmicos,

métodos químicos e métodos miscíveis (THOMAS et al., 2004).

2.2.2 Tipos de poços

Os poços de petróleo têm múltiplos objetivos, dentre os quais se destacam o fomento

às informações sobre as formações geológicas e dados geofísicos (KAISER, 2007), e ainda a

elevação dos hidrocarbonetos da jazida à superfície.

Para que um poço seja construído é necessário que se tenha um projeto, cuja etapa

inicial parte do estudo de área em que o poço será perfurado, na qual se analisa o cenário

25%

15%

30%

30%

Óleo pesado Óleo Ultrapesado Betume Óleo convencional

35



geológico e se faz um levantamento dos poços já perfurados na região (ROCHA; AZEVEDO,

2009).

A partir das informações colhidas - geologia marinha, conhecimento da profundidade

do ponto alvo e geometria esperada para o reservatório (ROCHA; AZEVEDO, 2009) -, pode-

se definir a trajetória para que o poço alcance o maior potencial de zona produtora. No que

tange à geometria os poços classificam-se em verticais, horizontais e direcionais.

Os verticais são poços cujo ponto do reservatório a ser atingido (objetivo) está na

mesma linha vertical da sonda de perfuração (GABBAY et al., 2016) e suas principais

características são: zero grau ou apenas poucos graus da linha vertical real e a geometria mais

utilizada nos campos de petróleo, uma vez que simplifica o processo de completação e avaliação

do reservatório. Portanto, considerando que nos campos onshore há uma maior eficiência ao se

empregarem os poços verticais, insurge-se a primeira dinâmico de pesquisa – H1 – Há influência

positiva dos poços verticais na geração de água produzida em campos onshore das bacias

costeiras brasileiras.

Segundo Iramina (2016), apesar de serem largamente requisitados nos campos de

petróleo, os poços verticais apresentam limitações importantes: queda maior de pressão nas

regiões próximas do poço em comparação com os poços horizontais, área de drenagem

reduzida, especialmente em formações apertadas (baixa permeabilidade), a necessidade de uma

grande quantidade de poços para desenvolver um campo.

Já os poções direcionais, diferentemente dos poços verticais, são perfurados em

ângulos de 45º a 60º ou mais a partir da linha vertical real, cujo objetivo está afastado da linha

vertical que passa pela cabeça do poço. Essa distância, em planta, define o afastamento do poço

direcional, que permite classificá-lo em convencional, de grande afastamento e de afastamento

severo.

Os poços direcionais são utilizados frequentemente como poços de plataforma onshore

para ‘atingir’ distâncias maiores com origem na plataforma e podem percorrer diversos estilos

de trajetória a fim de alcançarem seus objetivos (IRAMINA, 2016). Em virtude de seus

multiobjetivos operacionais, elevando-se, contudo, os custos intrínsecos agregados, propõe-se

a segunda hipótese de pesquisa: H2 - Há influência positiva dos poços direcionais na geração

de água produzida em campos onshore das bacias costeiras brasileiras.

Influência positiva indica um aumento da variável dependente frente à variação positiva da variável independente.

Se a influência for negativa, há uma variação negativa da variável dependente.

36



Um tipo particular de poço direcional é o horizontal, com o objetivo de proporcionar

um aumento de produtividade e de recuperação final de hidrocarbonetos. De acordo com Prado

(2003), há duas categorias de aplicação de poços horizontais: (1) resolução de problemas

decorrentes das características de fluxo (escoamento) de fluidos e (2) resolução de problemas

provenientes das heterogeneidades do reservatório. As duas aplicações podem estar presentes

no mesmo sistema.

Os poços horizontais possuem um trecho reto que é perfurado horizontalmente dentro

da formação produtora, ampliando a sua área de drenagem no reservatório. São poços de longo

alcance (extended reach wells) cujo objetivo está afastado horizontalmente da sua locação na

superfície (>10 km). Os poços horizontais tornaram-se uma alternativa popular para o

desenvolvimento de campos de hidrocarbonetos em todo o mundo devido à sua alta eficiência

de fluxo causada por uma maior área de contato com o reservatório (ADESINA et al., 2016).

As principais vantagens do poço horizontal são: (1) aumento das taxas de produção, (2)

maior controle da produção de água, gás e areia, (3) aumento do potencial de exploração das

reservas, (4) produção em reservatórios estreitos, (5) conexão de fraturas verticais e (6) aumento

da injetividade (vapor, água, polímeros, etc.) (IRAMINA, 2016).

Esses poços, segundo Chaperon (1986); Mukherjee; Economides (1991), podem

produzir até três vezes mais que os poços verticais, e, no que se refere à água produzida,

geralmente os poços horizontais também apresentam um comportamento de produção com

taxas superiores as dos poços verticais (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006; STOLL et al.,

2015; ABOUSNINA et al., 2015). No entanto, reúnem mais riscos no seu funcionamento e

custam mais caro que os poços verticais. Dada a eficiência desse tipo de poço, mas permeada

por diversos riscos inerentes à operação, pode-se conceber a terceira hipótese de pesquisa: H3

- Há influência positiva dos poços horizontais na geração de água produzida em campos

onshore das bacias costeiras brasileiros.

2.2.3 Os impactos ambientais da indústria petrolífera

A indústria de petróleo e gás concentra suas atividades no extrativismo de recursos

naturais não renováveis e, portanto, é considerada uma das maiores emissoras de gases

causadores do efeito estufa, responsáveis pelas mudanças climáticas no planeta Terra, e de

fluidos líquidos nocivos ao meio ambiente.

37



Os impactos ambientais causados pelas atividades industriais passaram a ser vistos

como uma consequência indesejável já que não eram endossados por muitas organizações.

Como consequência, a importância de gerir as atividades ambientais passou a ser destacada

evitando-se, assim, os aspectos negativos e os impactos sobre o meio ambiente.

O Quadro 2.1 apresenta os impactos ambientais causados pela indústria do petróleo e

gás. Dentre os impactos listados, salientam-se as emissões de gases nocivos à atmosfera que

formam o efeito estufa – CO2, NOX, NO2, SO2; CH4 – e a geração de água produzida de petróleo.

Quadro 2.1 – Impactos ambientais na indústria do petróleo Etapa Impactos

Estudos geológicos

• Sobre a fauna da região.

• Impactos físicos auditivos.

• Os estudos de sísmica offshore podem resultar em alterações de

comportamento em ecossistemas em espécies marinhas e alterações na

atividade pesqueira;

• Em atividades onshore podem ocasionar desmatamento com efeito sobre a

biodiversidade, interferências em unidades de conservação em terras

indígenas, além de interferências com outras atividades antrópicas.

Exploração e

produção

• Geração de água produzida;

• Emissões atmosféricas de gases tóxicos como o NOX, NO2 e SO2;

• Emissões de SO2;

• Emissões de CO2 pela queima do gás associado de petróleo, descargas de

resíduos de produção (água e cascalho de perfuração), no mar em caso

offshore e em outras destinações como corpos hídricos, no caso onshore.

• Ainda podem ocorrer impactos sobre a fauna e a flora locais, sobre a saúde

dos trabalhadores e nas atividades como a pesca e o turismo.

• Em atividades onshore podem ocorrer desmatamento e interferências em

áreas indígenas e de conservação.

Refino

• Contaminação de corpos hídricos pelo lançamento de efluentes como águas

de lavagem e de resfriamento;

• Produção de água residual petroquímica;

• Emissões atmosféricas de material particulado, contaminação do solo e de

águas superficiais e subterrâneas pela disposição dos resíduos sólidos;

• Emissão de gases de efeito estufa e o risco de acidentes como vazamentos e

incêndios.

Transporte

• Interferências com a população;

• Impactos com a flora e a fauna;

• Contaminação de lençóis freáticos, desmatamento, impactos sobre o solo;

• Emissões atmosféricas, de efluentes e resíduos, além dos riscos de

vazamentos e acidentes.

Fonte: Adaptado dos autores (Mariano, 2007; Magrini; Botelho, 2012).

A indústria do petróleo tem um grande potencial de perigos para o meio ambiente e pode

afetá-lo em diferentes níveis: ar, água, solo e, consequentemente, todos os seres vivos do

38



planeta. Nesse contexto, a consequência mais difundida e perigosa das atividades da indústria

de petróleo e gás é a poluição. A poluição está associada praticamente às diversas atividades

em todas as etapas da produção de petróleo e gás, desde atividades exploratórias até o refino.

A água produzida, as emissões de gases, os resíduos sólidos gerados durante a perfuração,

produção, refino (responsável pela maior poluição) e o transporte representam mais de 800

produtos químicos diferentes (MARIANO, 2007).

Outros impactos ambientais incluem intensificação do efeito estufa, chuva ácida, menor

qualidade da água, contaminação das águas subterrâneas, entre outros. A indústria de petróleo

e gás também pode contribuir para a perda de biodiversidade e a destruição de ecossistemas

que, em alguns casos, podem ser únicos (MAGRINI; BOTELHO, 2012).

A água produzida de petróleo figura entre os principais impactos da exploração de

petróleo e gás uma vez que a água associada ao óleo e ao gás possui poluentes e contaminantes

capazes de provocar impactos ambientais sérios se não promoverem a destinação ou tratamento

adequados.

Múltiplas variáveis determinam os impactos que a água produzida irá causar no meio

ambiente. Dentre elas, principalmente, as propriedades físicas e químicas dos seus constituintes,

temperatura de descarte e o seu teor de matéria orgânica dissolvida (VEIL et al., 2004).

Ainda é necessário encontrar formas de conciliar o desenvolvimento da indústria com a

proteção ambiental, isto é, com o desenvolvimento sustentável. Depois de recuperado e

transportado, o petróleo bruto deve passar por processos de refinação para serem convertidos

em produtos com valor comercial. As refinarias de petróleo são grandes poluidores, que

consomem grandes quantidades de energia e água, produzem grandes quantidades de águas

residuais, liberam gases perigosos para a atmosfera e geram resíduos sólidos que são difíceis

de tratar e descartar (MARIANO, 2007).

2.3 ÁGUA PRODUZIDA

O crescimento da produção mundial de bens e serviços tem ratificado uma necessidade

cada vez maior da utilização de energia como input dos processos produtivos, não somente na

indústria de transformação, mas no setor de serviços, no comércio e no agronegócio.

O petróleo e o gás natural apresentam-se, na civilização moderna, como energias

capazes de produzir múltiplos derivados a fim de atender a essa demanda mundial. Contudo,

como na maioria das atividades industriais, os processos de produção de petróleo e gás

39



produzem grandes volumes de resíduos líquidos, dentre os quais, destaca-se a geração de água

produzida de petróleo, comumente denominada “água produzida”. As águas residuais do campo

petrolífero contêm vários componentes orgânicos e inorgânicos e a sua descarga pode poluir as

águas superficiais e subterrâneas do solo.

A água produzida é uma mistura de materiais orgânicos e inorgânicos. Alguns fatores

como: a localização geológica do campo, sua formação geológica, a vida útil de seus

reservatórios e o tipo de hidrocarboneto produzido afetam as propriedades físicas e químicas

da água produzida (VEIL et al., 2004).

Segundo Neff; Lee; Deblois (2011a), a maior parte do volume de água produzida advém

da água de formação, definida como água do mar ou água doce que há milhões de anos foi

represada em reservas geológicas constituídas de uma formação de rochas porosas sedimentares

entre camadas de rochas impermeáveis no interior da crosta terrestre.

Fillo; Koraido; Evans (1992) afirmam que a composição da água produzida é

qualitativamente semelhante à produção de petróleo e/ou gás e que os seus principais compostos

incluem:

(1) os compostos de petróleo dissolvidos e dispersos,

(2) minerais de formação dissolvidos,

(3) compostos químicos de produção,

(4) sólidos de produção (incluindo sólidos de formação, produtos de corrosão e de incrustação,

bactérias, ceras e asfaltenos),

(5) gases dissolvidos (HANSEN; DAVIES, 1994).

A origem da água produzida está relacionada às condições ambientais existentes durante

a formação do óleo. Um ambiente geológico em que tenha havido uma intensa deposição de

matéria orgânica, associada com posterior soterramento e condições físico-químicas

específicas, tende a reunir os condicionantes necessários para o surgimento de petróleo nas

rochas matrizes.

O petróleo, por sua vez, migra para as rochas adjacentes, onde se concentram,

separando-se da água, mas, por muitas vezes, mantendo contato com os aquíferos. Quando o

petróleo é extraído, seja em campos onshore ou offshore, gera água produzida (AP) que é

responsável pela maior quantidade de resíduos da produção/exploração de petróleo bruto

(STEPHERSON, 1992; MONDAL; WICKRAMASINGHE, 2008) e se torna, a partir de uma

produção excessiva de água, um grave problema para os campos de petróleo (FIGUEREDO et

al., 2014).

40



A água produzida é uma parte inextricável do processo de recuperação de

hidrocarbonetos. À medida que os campos se desenvolvem, tendem a produzir quantidades

crescentes de água (KHATIB; VERBEEK, 2003), podendo alcançar um valor próximo de 100%

da produção de um poço à medida que se chega ao fim de sua vida produtiva, ou seja, quando

a produção de petróleo é acompanhada de elevados teores de água, diz-se que o campo é

maduro.

Cotovicz Júnior; Silva (2009), convergindo com os resultados de Khatib; Verbeek (2003);

Clark; Veil (2009); Nasiri; Jafari; Parniankhoy (2017), observaram que um campo novo produz

de 5 a 15 % de volume de água e ao passo que a vida econômica dos poços se esgota. Essa água

produzida de petróleo pode atingir uma faixa de 75 a 90 % de volume total extraído do poço.

Tal afirmação enseja a construção da quarta hipótese dessa pesquisa:

H4 - Quanto maior o tempo de produção do campo petrolífero (idade do campo), maior a

geração de água produzida de petróleo. Desse modo, espera-se que a quantidade de água

produzida de petróleo cresça conforme a idade do campo aumenta.

Além da idade do campo, outro fator que pode determinar uma maior incidência de água

produzida na produção de petróleo é o grau API associado à jazida explorada. Quando se atinge

determinado valor de teor de água na emulsão de petróleo não há mais incorporação de toda

água ao óleo bruto, pois se atinge a saturação do sistema. Nesse caso, parte da água mantém-se

emulsionada e a outra parte apresenta-se na forma livre (SILVA et al., 2007).

Os petróleos com densidade inferior a 30°API formam emulsões estáveis e apresentam

surgimento de água livre com teores de água superiores a 70% em volume (SILVA et al., 2007).

Normalmente, os petróleos mais pesados, com menor valor de densidade ºAPI, denotam maior

quantidade de emulsificantes naturais em sua composição. Ademais, sabe-se ainda que as

propriedades físicas e químicas da água produzida variam consideravelmente de acordo com a

localização geográfica do campo, a formação geológica de onde a água foi produzida e o tipo

de hidrocarboneto produzido (CLARK; VEIL, 2009; STEWART; ARNOLD, 2011). Esse

contexto permite o delineamento da quinta hipótese:

H5 - Quanto maior o grau API do campo petrolífero, menor a geração de água produzida

de petróleo.

Ainda segundo Figueredo et al. (2014), a água produzida gerada contém diversos

produtos químicos (fenol volátil, sólidos em suspensão, sulfetos, cianetos, benzeno, compostos

nitrogenados, amônia e metais pesados) e suas composições orgânicas e inorgânicas variam

com o armazenamento geológico. A concentração total de sólidos dissolvidos (TDS) na água

41



produzida pode variar entre 1.000 mg / l e mais de 400.000 mg / l, no entanto, algumas bacias

tendem a ter valores medianos mais baixos de resíduos sólidos. O teor de óleo total na água

coproduzida pode variar de 40 mg / l a 2.000 mg / l (BENKO; DREWES, 2008).

É comum que a água produzida de petróleo esteja mais presente nos locais que contêm

aquíferos. As possibilidades mais sustentáveis para o manejo da água produzida é o descarte

responsável e a reinjeção nos processos de produção de petróleo e gás. Xu; Drewes (2006)

apontam a reinjeção e a descarga (40% da água produzida no mundo) como as opções mais

recorrentes no que concerne à gestão de água produzida nos campos petrolíferos. Após o

tratamento, a água produzida ainda contém vários produtos químicos que podem representar

uma ameaça para a saúde dos ecossistemas aquáticos (FARMEN et al., 2010).

2.3.1 Volume de geração de água produzida de petróleo

O volume de água produzida pode ser 10 vezes o volume de hidrocarboneto produzido.

Com volumes dessa magnitude, a eliminação da água produzida torna-se muito importante para

o operador e para o meio ambiente (STEPHERSON, 1992). Já, segundo estimativas de Veil

(2011), a água produzida possui uma relação de água/ óleo da ordem de 3:1, podendo-se chegar

a um patamar próximo de 5:1 (GONDIM et al., 2017), o que permite admitir que atualmente

são produzidos globalmente em torno 90 milhões de barris de petróleo por dia em detrimento a

uma geração de água produzida de petróleo da ordem de 270 milhões a 450 milhões de barris

por dia.

Esses valores foram estabelecidos tomando-se como referência dados mais globais, mas

faz-se necessário pontuar que há campos de petróleo cuja relação água/óleo aproxima-se de

40:1 (Campo Macau – Bacia Potiguar) e até 55:1 (Campo redonda profundo - Bacia Potiguar),

conforme dados da ANP (2017), e, ainda assim, permanecem em estágio de exploração e

produção.

Os fatores pelos quais os campos aumentam a razão água/óleo foram descritos por

Reynolds; Kiker (2003). Eles são determinantes para o aumento do volume de geração de água

produzida de petróleo no que diz respeito à dinâmica e funcionamento de um campo petrolífero

e seus poços, conforme estruturado no Quadro 2.2.

42



Quadro 2.2 – Fatores que interferem na geração de água produzida

Fatores Descrição

Método de perfuração de poços

Um poço horizontal pode produzir água residual a uma taxa mais alta

do que um poço vertical a um drawdown semelhante, ou pode

produzir a uma taxa de produção similar, se o drawdown aplicado

for mais baixo.

Localização de poços dentro de

reservatórios homogêneos ou

heterogêneos

Os poços horizontais, em reservatórios homogêneos, reduzem a

produção de água. O aumento na produção de poços horizontais

versus o não estímulo aos poços verticais é proporcional à área do

reservatório contatado pelos poços.

Diferentes tipos de acabamento

O método de furo aberto permite o teste de zonas de perfuração e

evitando-a na zona de água. Por outro lado, o método de canhoneio

oferece um grau de controle mais elevado

Zona única e misturada

A maioria dos poços é inicialmente concluída em uma única zona. À

medida que a taxa de óleo diminui, devido ao amadurecimento do

poço, outras zonas podem ser abertas para manter a taxa de produção

de óleo, como resultado, a produção de água também aumenta.

Tipo de tecnologias de separação

de água

Diferentes métodos são usados para reduzir os custos de elevação

e/ou manuseio de água para poços que produzem grandes

quantidades de água salina.

Injeção de água ou inundação de

água para melhorar a

recuperação de petróleo

O objetivo da injeção de água é aumentar a taxa de produção de óleo.

Por causa da inundação da água, uma porcentagem cada vez mais

elevada da água é produzida. À medida que a inundação progride, o

volume de água necessária para injeção aumenta. Neste caso, é

necessária água de composição com características químicas

adequadas.

Má integridade mecânica

As entradas de água são causadas por problemas mecânicos dos furos

de fundição, provocados pela corrosão ou desgaste; A pressão

excessiva no reservatório também pode ocasionar a entrada de água

residual.

Comunicações subterrâneas Problemas de comunicação subterrâneos ocorrem perto de poços ou

reservatórios. Esses problemas são provocados por uma má

43



completação ou até mesmo por avarias na estrutura do poço, gerando

aumento na água produzida.

Fonte: Adaptado de Reynolds; Kiker (2003)

Considerando o aumento de água produzida de petróleo, conforme o campo atinge a

maturidade, a alternativa a ser adotada para o tratamento e o destino dessa água (output

indesejável do processo de produção de óleo e gás) depende de diversos fatores, tais como:

localização da base de produção, legislação, viabilidade técnica, custos, disponibilidade de

infraestrutura e de equipamentos, tipo de reservatório, taxas de produção e histórico dos poços

(KHATIB; VERBEEK, 2003; MOTTA et al., 2013). Fundamentado na reunião desses fatores,

pode-se inferir que a área do campo de petróleo pode influenciar na geração de água produzida.

Portanto, insurge-se a hipótese de pesquisa: H6 - Quanto maior a área do campo petrolífero,

maior a geração de água produzida de petróleo.

A gestão da água produzida é um desafio para os campos maduros e para o

desenvolvimento de campos remotos. A solução tradicional de fim-de-tubo para a água não é

mais rentável. O ciclo de vida da água deve ser sempre avaliado como parte da estratégia de

gestão do reservatório, considerando a perfuração, produção e conclusão (KHATIB;

VERBEEK, 2003).

Segundo Chapman (2000), os custos com transporte e toda a infraestrutura necessária

(tubulações, bombas, tanques, armazenamento, problemas processuais de refino, custos

logísticos) para o pleno e adequado processo de gestão desses resíduos aquosos, torna a água

produzida um efluente indesejável, sobretudo em campos de petróleo novos.

As restrições regulamentares limitam frequentemente as opções do operador a métodos

que podem não ser necessários para a proteção do meio ambiente. A partir dos estudos de

Stepherson (1992), observa-se que em diversas áreas terrestres do planeta, a água produzida é

injetada em formações subterrâneas que contêm água imprópria ao consumo humano. Em

outras áreas onshore, em muitas zonas úmidas e offshore a água produzida é descartada para o

meio ambiente. A descarga desses grandes volumes de resíduos para o meio ambiente tem

causad

Documents

O ESTUDO DA EFICIÊNCIA AMBIENTAL DOS CAMPOS ONSHORE · 2019. 1. 30. · 2018 . MARCUS VINICIUS DANTAS DE ASSUNÇÃO ... Luciana Bernardo, Aline Bueno, Dárcia Sâmia, Fábio Teixeira,