UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES

PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”

FACULDADE INTEGRADA AVM

ÁGUA PRODUZIDA DO PETRÓLEO

Por: Julio Cesar Fernandes

Orientadora

Profª. Maria Ester

Niterói - RJ

2011

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UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES

PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”

FACULDADE INTEGRADA AVM

ÁGUA PRODUZIDA DO PETRÓLEO

Apresentação de monografia à Universidade Candi-

do Mendes como requisito parcial para obtenção do

grau de especialista em Gestão Ambiental.

Por: Julio Cesar Fernandes

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AGRADECIMENTOS

A Deus, Senhor e Mestre pelo Dom da Minha Vida e inspirações.

A minha esposa Suely pelo incentivo incondicional.

As minhas filhas Vanessa e Clarissa pelo apoio.

Aos colegas de trabalho nas plataformas, químicos, engenheiros, técnicos, que

apesar das atividades diárias conseguiram disponibilidade em me ajudar com

ensinamentos, explicações do processo e empréstimo de seus livros e manu-

ais.

Aos bibliotecários pela paciência na procura e empréstimo de manuais e livros

nas bibliotecas.

A Professora Maria Ester pela orientação e atenção dada.

A todos os professores da Pós-Graduação que atuaram junto à turma N041

Gestão Ambiental, pelo esclarecimento de como um Gestor Ambiental deve

atuar Aos colegas de turma, pelas trocas e incentivos.

4

DEDICATÓRIA

A minha esposa pela compreensão, colaborando em meus estudos, incenti-

vando com apoio e tornando meu dia a dia nos melhores dia da minha vida.

As minhas filhas por serem as alegrias da minha vida e nas pequenas coisas

que fazem conseguem transformar meus dias em grandes alegrias.

Em memória da minha mãe, que esforçou para me oferecer o melhor.

À vocês OBRIGADO!

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RESUMO

O presente trabalho constitui uma pesquisa bibliográfica a respeito do

processo de descarte da água produzida do petróleo nas plataformas off-shore.

A atividade de produção vem normalmente acompanhada da obtenção de á-

gua. Essa água apresenta contaminantes que são basicamente derivados do

próprio petróleo (HPA’s – hidrocarbonetos policíclicos aromáticos; BTEX – ben-

zeno, tolueno, etilbenzeno, xileno; fenóis), sais dissolvidos oriundos do reserva-

tório e produtos químicos dosados no petróleo com a finalidade de promover a

sua especificação. Apesar do petróleo e seus subprodutos constituírem maté-

ria-prima e fontes para a produção de energia na maioria dos processos indus-

triais, podem por outro lado, representar um risco ambiental elevado. Apresen-

tamos, assim, no presente trabalho uma proposta integradora, para eficiência

na remoção de vários poluentes, que o tratamento deste tipo se depara ao lon-

go do processo. O ambiente marinho, devido à sua vastidão, sempre absorveu

pequenas contaminações de água por petróleo, causadas por fontes naturais

sem apresentar danos significativos aos organismos marinhos, no entanto cabe

investimentos no processo de tratamento para que essas contaminações indus-

triais sejam minimizadas e mesmo em longo prazo não afetem o meio ambien-

te.

Palavras Chave: Água Produzida, Petróleo, Contaminantes, Meio ambiente,

Tratamento.

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SUMARIO

INTRODUÇÃO pág 7

CAPÍTULO I

O PETRÓLEO pág. 9

CAPÍTULO II

TRATAMENTO DO PETRÓLEO NA PLATAFORMA OFF-SHORE pág 17

CAPÍTULO III

TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA DO PETRÓLEO pág 26

CONCLUSÃO pág 36

BIBLIOGRAFIA pág 38

ANEXOS pág. 41

ÍNDICE pág. 50

7

INTRODUÇÃO

Neste trabalho pretendo mostrar uma síntese do processo disponível e

habitualmente usado para o tratamento da água produzida de petróleo nas pla-

taformas off-shore, as vantagens com este descarte no mar e o atendimento a

legislação ambiental como resultado da eficiência para remoção de vários po-

luentes ao longo do processo.

O empenho pela separação água/óleo teve início por volta do ano de

1850. Tinha-se por objetivo a recuperação do sal presente na água, e não do

petróleo. Essa questão é o ponto de partida desta monografia, e é acerca des-

se tema – a água do petróleo descartada no mar – o qual intenta-se, aqui, re-

flexionar.

Com o surgimento da indústria do petróleo em 1865, a água tornou-se o

contaminante e o petróleo passou a ser o produto.

O processo de separação água/óleo nos primeiros anos da industrializa-

ção, consistia em fornecer suficiente tempo de residência para que a força gra-

vitacional favorecesse a estratificação dos fluidos. A interface formada entre as

fases de óleo/água eram consideradas como lama sendo removida e queima-

da. Descobriu-se nos primeiros anos de 1900 que esta interface era na realida-

de uma emulsão constituída de óleo, água e finos (sólidos). A partir de então,

iniciaram-se estudos com o objetivo de separar a água do petróleo. Por outro

lado, para se ter um melhor aproveitamento no campo petrolífero, injeta-se á-

gua do mar na formação desse campo, porém, com o tempo, esse volume de

água produzida é aumentado.

Como conseqüência, a água, que será descartada, contém uma mistura

de compostos orgânicos e inorgânicos, cuja composição varia durante a vida

do campo e cujo volume tende a crescer à medida que o campo envelhece.

Diversos efeitos negativos da poluição devido à contaminação pelo óleo

podem ser citados: a contaminação da fauna e da flora com a eventual mortan-

dade de animais, o comprometimento da qualidade de produtos alimentícios

8 derivados dos mesmos, o impacto visual negativo e a perda temporária do uso

de áreas com atividades socioeconômicas (a pesca).

Destarte, proceder-se-á a uma coleta de dados bibliográficos, periódicos e

anotações em sala de aula, para esta monografia do curso de especialização

Lato Sensu em Gestão Ambiental, no Instituto A Vez do Mestre.

O presente trabalho encontra-se dividido em três partes: no primeiro capí-

tulo, conceitua-se o Petróleo. Postula-se no segundo capítulo a Plataforma de

petróleo off-shore e o tratamento da água produzida do petróleo será abordada

no terceiro capítulo.

Assim sendo, usando a verdadeira dedicação ao projeto monográfico aqui

posto em prática, espero o aprofundamento reflexivo acerca do tema proposto,

buscando luzes e contribuições além daquelas utilizadas nas referências bibli-

ográficas, como também das salas de aula através dos excelsos mestres desta

conceituada instituição.

9

CAPÍTULO I

O PETRÓLEO

O petróleo faz parte da matéria prima de diversos produtos do nosso dia a

dia de combustíveis, borrachas, remédios, fertilizantes, plásticos, esmaltes,

tintas entre outros.

O petróleo, conforme a teoria da origem orgânica, é formado pela decom-

posição de grandes quantidades de material vegetal e animal que sob ação da

pressão e calor gera mistura de composto constituídos majoritariamente pelos

hidrocarbonetos (moléculas de carbono e hidrogênio).

O reservatório de petróleo não se acumula na rocha na qual foi gerado –

rocha geradora ou rocha matriz, mas migra sob ação de pressões do subsolo,

até encontrar uma rocha porosa, que, se cercada por uma rocha impermeável,

aprisiona o petróleo em seu interior. E é a partir deste reservatório que o petró-

leo é extraído, dependendo das condições físicas do reservatório, da qualidade

e quantidade acumulada do material e da jazida ter valor comercial.

Por conta desta configuração no reservatório e das condições necessárias

para a produção, não apenas petróleo e gás são produzidos, mas também á-

gua, areia e outras impurezas sólidas em suspensão, como material de corro-

são, produtos de incrustação por exemplo, em quantidades variadas.

Na figura abaixo podemos observar a formação de um reservatório de pe-

tróleo no subsolo, onde pela ação da natureza, densidade dos componentes, a

camada do gás na parte superior, o petróleo na camada intermediaria e a água

na camada inferior do reservatório.

10

Na produção de um campo petrolífero, nenhum destes produtos é produ-

zido isoladamente. Assim, o óleo é produzido em quantidade e composição

variada e percorre as tubulações de produção com bolhas de gás arrastadas

no óleo. Alternativamente, gotículas de óleo podem ser arrastadas como névoa

no gás.

Em um derramamento de petróleo algumas substâncias tóxicas podem

evaporar rapidamente. Com o tempo, este efeito reduz a exposição das subs-

tancias tóxicas na natureza, podendo afetar as plantas, animais e humanos e

são geralmente limitadas à área do derrame. Alguns organismos podem ser

seriamente prejudicados ou mortos com o contato direto com o óleo em um

derramamento, porém, efeitos tóxicos não letais podem ser mais sutis ao lon-

go do tempo. Em um vazamento de petróleo pode-se ter graves problemas

na natureza, ocasionando diretamente os pássaros e mamíferos pelo contato

físico, onde a toxidade do material pode levar a morte, ou indiretamente des-

truindo as fontes alimentares e causando problemas no habitat e reproduti-

vos. Os efeitos tóxicos variam para os diferentes habitat na vida marinha.

Figura 1 - Formação do Reservatório de Petróleo no sub-solo. http://domfeliciano-sec.dyndns.org/marcelo.antunes/petroleo2.htm

acesso em 26/05/2011

11

1.1 - O Petróleo no Brasil

A história do petróleo no Brasil começou na Bahia, onde, no ano de 1858,

o decreto nº 2266 assinado pelo Marquês de Olinda, concedeu a José Barros

Pimentel o direito de extrair mineral betuminoso para fabricação de querosene

de iluminação em terrenos situados nas margens do Rio Marau, na Província

da Bahia. Posteriormente, a constatação de petróleo na Bacia do Recôncavo

viabilizou a exploração de outras bacias sedimentares terrestres, primeiramen-

te em 1938 com criação do Conselho Nacional de Petróleo e depois em 1953

pelo presidente Getulio Vargas com a lei nº 2004 instituindo a Sociedade Anô-

nima – PETROBRAS.

1.2 – PETROBRAS - Petróleo Brasileiro S/A

A empresa foi fundada no governo do presidente Getulio Vargas em

03/10/1953 pela Lei Nº 2.004, com a finalidade de explorar e produzir petróleo,

com as demais atividades ligadas ao setor de petróleo, gás natural e derivados

em regime de monopólio com exceção para a distribuição atacadista e venda

no varejo pelos postos de abastecimento.

No governo do presidente Fernando Henrique Cardoso em 06/08/1997 foi

sancionda a Lei Nº 9.478, também ficou conhecida como a Lei do Petróleo,

marcando o fim do monopólio estatal do petróleo pela União nas atividades de

exploração, produção, refino e transporte do petróleo no Brasil, o qual era e-

xercido pela Petrobras até esta data, a partir desta data foi criada a ANP – A-

gencia Nacional do Petróleo, responsável pela regulação, fiscalização e contra-

tação das atividades do setor de petróleo e o Conselho Nacional de Política

Energética, órgão encarregado de formular a política pública de energia.

A Petrobras depois de exercer por mais de 40 anos, o trabalho de explo-

ração, produção, refino e transporte do petróleo no Brasil, passou a competir

com outras empresas estrangeiras e nacionais.

12 Em 2003, a Petrobras dobrou a sua produção diária de óleo e gás natural

ultrapassando a marca de 2 milhões de barris, no Brasil e no exterior.

Em 21/04/2006 no governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, após

53 anos de operação e trabalho da empresa, o Brasil chegou a atingir uma au-

to-suficiência temporária em petróleo com início de produção da plataforma P-

50, no Campo de Albacora, atualmente se mantendo com operação das novas

plataformas P-52 (Set/2007) e P-54 (Dez/2007) no campo de Roncador, P-53

(Nov/2008) e P-51 (Jan/2009), primeira plataforma totalmente construída no

Brasil, no campo de Marlim, todas na Bacia de Campos. Além dessas unida-

des na Bacia de Campos, entraram em operação outras unidades na Bacia do

Espírito Santo e na Bacia de Santos produzindo petróleo mantendo a auto-

suficiência do País na Produção de Petróleo.

A Petrobras desenvolveu tecnologia própria pioneira no mundo, é referên-

cia internacional na exploração de petróleo em águas profundas, sendo a líder

mundial nesta área, exportando esta tecnologia de exploração em águas pro-

fundas para vários países e batendo sucessivos recordes nos trabalhos desen-

volvidos na extração de petróleo nas profundezas do mar com lâminas de água

cada vez maiores:

Em 1977 – no inicio de exploração da Bacia de Campos com lamina

dágua de 174 m no campo Enchova.

Em 2007 - manteve o recorde mundial de profundidade em perfura-

ção no mar, com um poço em lâmina d'água de 2777 metros.

Porém a exploração de petróleo pela Petrobras não se resume apenas

nos campos em alto mar, pois, os estados no Nordeste se destacam a produ-

ção de petróleo e gás natural. Na Bahia, o petróleo é explorado no litoral e na

plataforma. O Rio Grande do Norte, responsável por 11% da produção nacio-

nal, maior produtor nacional de petróleo em terra e o segundo no mar, é o ter-

ceiro na exploração de gás natural, com 9% da produção brasileira.

13 A Floresta Amazônica desde 1986 produz Petróleo, no município de Coa-

ri, em níveis comerciais, próximo ao Rio Urucu, na chamada Província Petrolí-

fera de Urucu. Essa produção faz do Amazonas o segundo produtor terrestre

de petróleo e o terceiro produtor nacional de gás natural. A produção de Urucu

abastece os estados do Pará, Amazonas, Rondônia, Maranhão, Tocantins, A-

cre, Amapá e parte do Nordeste.

A Petrobras explora e produz em campos petrolíferos pelo mundo, como

exemplo:

America Norte: EUA, México.

America Sul: Colombia, Argentina, Bolivia, Chile, Equador, Peru, Ve-

nezuela.

Paises Africanos, Australia, Índia e Nova Zelândia entre outros pai-

ses.

De acordo com os dados abaixo, verificamos a participação da em-

presa em cada local:

Brasil Rio de Janeiro 1.747.607 barris/dia

Espírito Santo 211.540 barris/dia

Amazonas 114.861 barris/dia

Bahia 79.296 barris/dia

Rio Grande Norte 70.781 barris/dia

Sergipe 63.159 barris/dia

São Paulo 20.181 barris/dia

Alagoas 18.192 barris/dia

Paraná (Xisto) 4.443 barris/dia

África 60.259 barris/dia

America do Norte 3.199 barris/dia

14

America do Sul 181.983 barris/dia

Fonte: http://www.petrobras.com.br/, acesso em 14/07/2011.

1.3 - A Bacia de Campos

Na figura acima podemos verificar desde a extensão geográfica da Bacia

de Campos, com a divisão imaginaria com as Bacias de Santos ao Sul e Bacia

do Espírito Santos ao Norte e o volume de plataformas instaladas na explora-

ção e produção de petróleo.

A Bacia de Campos é uma bacia sedimentar brasileira situada na costa

norte do Estado do Rio de Janeiro, estendendo do sul do Estado do Espírito

Santo, ao sul, com a Bacia de Santos.

Figura 2 - Bacia de Campos http://www.vooz.com.br/imagem/noticias/bacia-decampos

acesso em 27/05/2011

15 É a maior província petrolífera do Brasil, responsável por mais de 80% da

produção nacional de petróleo, além de possuir as maiores reservas provadas

já identificadas e classificadas no Brasil.

A produção de petróleo na Bacia de Campos tem sido explorada pela Pe-

trobras, desde a década de 1970, inicialmente em campos próximos da costa

numa lâmina d´agua de +/- 100 metros com as plataformas fixas (Plataformas

de Enchova e Pampo na área sul; Plataformas de Garoupa, Namorado e Cher-

ne na área Norte), na década de 1980 com as plataformas fixas (Plataformas

de Pargo, Carapeba e Vermelho), entretanto as descobertas foram evoluindo

para regiões do talude continental considerada águas profundas (entre 400 e

1000 m) e ultraprofundas (superior a 1000m), onde a exploração com platafor-

mas fixas são inviáveis sendo utilizados as plataformas semi-submersível (SS)

e FPSO (Floating, Production Storage and Offloading), plataformas que possu-

em características de produzir, processar, armazenar e escoar óleo e gás.

Alguns dos campos de exploração de maior potencial da Bacia de Cam-

pos estão localizados em águas profundas e ultraprofundas, como os campos

de Albacora, Barracuda, Caratinga, Marlim, Roncador. Estes campos estão em

profundidades superiores a 500 m.

Particularidades da Bacia de Campos:

• Inicio da produção nos anos 70 com o Campo de Garoupa.

• Uma área de +/- 100 mil Km2, com 55 campos petrolíferos sendo

explorados.

• Aproximadamente 110 plataformas produzindo petróleo.

• Mais de 10.000 poços perfurados, produzindo petróleo e gás para

as plataformas.

• Cerca de 25 mil km de dutos submarinos.

16

1.4 - Produção Nacional de Petróleo

A Produção de Petróleo brasileira atingiu a média diária de 2.121.584 bar-

ris e foram produzidos 58,7 milhões metros cúbicos de gás natural por dia dos

campos nacionais, dados referente à média de dezembro de 2010.

http://pt.wikipedia.org/wiki/Petrobras

acesso em 26/05/2011

O gráfico acima mostra que a produção de petróleo vem aumentando a-

nualmente, e, como consequência, a produção da água produzida também tem

o seu volume aumentando, pois, a produção da água produzida do petróleo é

em torno de 30% da produção de petróleo.

O novo desafio para exploração nacional é a produção no Pré Sal, onde

serão necessários novos investimentos econômicos e tecnologias, porem, so-

mente no campo de Tupi, com reservas estimadas de 100 bilhões de barris de

petróleo e gás natural encontradas na costa do Estado de São Paulo, apenas

considerando o tamanho deste campo, desde Santa Catarina até o Espírito

Santo.

Figura 3 - Produção de Petróleo no Brasil http://www.ipea.gov.br/sites/000/2/pdf/4a_Jornada_apresentacao_AdrianoPires.pdf

acesso em 26/05/2011

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CAPITULO II

TRATAMENTO DO PETRÓLEO NA PLATAFORMA

OFF-SHORE

As Plataformas de Petróleo OFF-SHORE tem a principal finalidade de ex-

plorar e produzir os campos de petróleo em alto mar, porém, além das conside-

rações acerca do processamento de petróleo, também é de vital importância o

aspecto ambiental, que é a sobrevivência de uma empresa nos dias atuais.

Para atingir esta meta, é necessário o trabalho eficiente de diversos pro-

fissionais, desde os geólogos, engenheiros, gerentes até aos técnicos de ope-

ração, imbuídos com um objetivo comum: a maximização da produção com

segurança e qualidade do produto final.

Na figura abaixo podemos observar os vários tipos de plataformas de ex-

ploração e produção utilizadas na Bacia de Campos:

• Plataforma Fixa;

• Plataforma Auto-Elevatória;

• Plataforma semi-submersível;

• Plataforma FPSO (Floating, Production Storage and Offloading).

18

2.1 – Sistemas de Produção

Nas Plataformas de Petróleo Off-Shore, o sistema de produção é compos-

to de várias etapas.

2.1.1 - Etapa de coleta da produção

Para trazer o petróleo do sub solo – reservatório - até a superfície é

necessário dispor de quantidade suficiente de energia. Quando a pressão do

reservatório é suficiente para elevar o petróleo até a superfície, dizemos que o

poço produz por elevação natural ou por surgência. Nesse caso, o poço é

chamado poço surgente. Quando se utiliza o próprio gás do petróleo com alta

pressão para pressurizar a coluna de produção elevando o petróleo até a plata-

Figura 4 – Modelos de Plataforma de Petróleo instalados na Bacia de Campos http://www.vooz.com.br/imagem/noticias/bacia-de-campo.jpg

acesso em 27/05/2011

19 forma, é chamado de surgência por gás lift. Outro sistema empregado para e-

levação do petróleo do reservatório a superfície é a utilização do bombeio di-

reto (BCS), ou seja, uma bomba centrifuga submarina instalada no interior da

coluna de produção bombeando o petróleo para a plataforma.

O escoamento do petróleo se dá através de tubulações (dutos), que são

as as linhas de produção direcionando o fluxo até a superfície. Essas tubula-

ções permitem escoar os fluidos da rocha-reservatório até as facilidades de

produção, onde ficam instalados os equipamentos destinados ao processamen-

to primário do petróleo. Importante ressaltar que o petróleo extraído normal-

mente tem uma fase liquida (óleo e água) e outra gasosa.

2.1.2. - Na etapa de separação

O petróleo é extraído das profundezas do sub-solo, com profundida-

de de +/- 4500 metros e temperaturas +/- 60ºC, sendo direcionado através de

dutos submarinos para as unidades, porém, estes dutos em contato com as

águas frias do oceano, baixam a temperatura do petróleo e ao chegar nas uni-

dades tem a temperatura em +/- 20ºC, prejudicando o processo de separação

da fase liquida e para auxiliar nesta etapa, são utilizados dois processos: inje-

ção de produtos químicos e aumento da temperatura para auxiliar nesta etapa

da separação das fases do petróleo (gás, óleo e água).

2.1.2.1 - Separação com utilização de produto químico

A utilização de produtos químicos como os desemulsificantes

que desestabilizam as emulsões de água no óleo, atuando na superfície das

gotículas de água de modo que estas se rompam. São produtos solúveis em

óleo. Nas emulsões de óleo em água, os aditivos têm de ser solúveis na água e

agir na superfície das gotículas do óleo emulsionado, fazendo com que se coa-

gulem e se separem da água. A injeção de produtos químicos vai ser de acordo

com as características e propriedades do petróleo, sendo especifico um tipo de

desemulsificante para cada tipo de petróleo.

20

2.1.2.2 - Separação com utilização de aquecimento

Devido a baixa temperatura de chegada do petróleo nas plata-

formas, dificultando o processo de separação das fases liquidas se faz neces-

sário o aumento da temperatura e de modo a reduzir o consumo de combustí-

vel e custos de produção, a integração energética é muito utilizada em uma

unidade de processo e consiste no aproveitamento da energia contida no pro-

cesso, utilizando o próprio liquido com temperaturas diferentes para aquecer ou

resfriar o processo.

Durante o processo é necessário manejar os fluidos de diferen-

tes formas para garantir a qualidade do produto: aumentar ou reduzir a pres-

são, provoca-se mudanças de estado etc.

Durante o tratamento do petróleo são utilizadas algumas técni-

cas de processo, onde pode-se destacar a utilização da temperatura, na qual

os permutadores de calor têm papel fundamental. Os permutadores de calor

são equipamentos em que dois líquidos com temperaturas diferentes trocam

calor através de uma interface metálica. Essa troca térmica é empregada para

atender às necessidades do processo e/ou economizar a energia que seria

perdida para o ambiente, sendo que os tipos mais utilizados em uma platafor-

ma de produção de petróleo são os permutadores de feixe de tubos e os troca-

dores de placas.

a) O permutador de calor de feixe de tubo, tem grande utiliza-

ção na planta de processo para aquecer / resfriar o óleo e/ou gás, tendo como

seus principais componentes:

Feixe de tubos - É um conjunto de tubos presos por suas extre-

midades a duas placas denominadas “espelhos”, operando normalmente como

um tubo tipo “U”. Normalmente no interior do feixe flui o liquido de maior pericu-

losidade.

Casco e cabeçotes - o casco é o invólucro do permutador, en-

volvendo o feixe de tubos e o fluido que passa por fora desses (do lado casco).

21 O casco é fechado nas extremidades pelos cabeçotes, que formam, com os

espelhos, câmaras de entrada e saída do fluido do lado tubos, passando pelo

casco o liquido de menor periculosidade.

b) Os trocadores de placas consistem em um conjunto de pla-

cas corrugadas, montadas em série com uma vedação entre as mesmas (bor-

rachas), são muito utilizados em plataformas marítimas para resfriar o sistema

de água de resfriamento com água do mar oriunda do sistema de captação da

água do mar. Os fluidos trocam calor, passando em contracorrente, pela se-

qüência de placas.

2.2 - Separação do óleo, do gás e da água livre

A separação gás-óleo-água livre é realizada em equipamentos conhecidos

como separadores de produção, onde as substâncias, com diferentes densida-

des são separadas por ação da gravidade. A esse tipo de separação denomi-

na-se de decantação.

Devido à grande diferença de densidade entre as fases líquida e gasosa a

separação primária do gás é relativamente fácil, bastando uma fragmentação

inicial dessas fases, seguida de um baixo tempo de separação. A separação da

água do óleo é um pouco mais complexa, pois, embora ambos sejam imiscí-

veis, a presença de emulsificantes naturais no petróleo (asfaltenos, resinas,

ácidos naftênicos, entre outros) e a agitação a que são submetidos ao fluir pe-

los dutos de produção promovem a dispersão de um fluido no outro, dando ori-

gem a emulsões do tipo água em óleo. Essas emulsões são pequeninas gotas

de água dispersas no petróleo, que não se separam facilmente.

No entanto, uma grande parcela de água não emulsionada, denominada

água livre, é facilmente separada do óleo por simples decantação nos vasos

separadores de produção, que tem a finalidade de separar o gás natural da

água livre contida no petróleo.

22 2.2.1- Separação bifásica

Algumas plataformas de petróleo têm uma planta de processamento

simples, realizando apenas a separação da fase gasosa da fase líquida, deno-

minada separação bifásica, não separando a água do óleo.

2.2.2 - Separação trifásica

Nas plataformas com tratamento do petróleo com maior complexida-

de é realizado a separação trifásica que consiste na separação do gás, do óleo

e da água livre. Devido à diferença de densidades entre o óleo e a água e ao

tempo de retenção do fluido na seção de acumulação de líquido, aparecerão:

• Uma camada de água no fundo do vaso (água livre);

• Uma camada sobre ela de emulsão água-óleo;

• Uma camada de óleo sobre esta última.

A ilustração apresenta um separador trifásico, dotado de câmara de

acúmulo de óleo obtido com a instalação de uma placa vertedoura, com a fi-

nalidade de verter o óleo pela parte superior e separar a câmara da seção de

acúmulo de líquido.

23

2.3 – Tratador Eletrostático – Dessalgadora

Consiste na aplicação de um campo elétrico de alta voltagem na emulsão

(normalmente entre 15.000 e 50.000 V), para induzir pólos de sinais contrários

nas gotículas de água dispersas no óleo e criar uma força de atração entre e-

las, o que vai provocar a coalescência. O campo elétrico contínuo provoca a

coalescência por eletroforese e o alternado provoca a coalescência pelo meca-

nismo do dipolo induzido.

É o processo utilizado para remoção de sais corrosivos, alguns metais e

sólidos em suspensão.

Figura 5 – Esquema ilustrativo de um Separador de Produção Trifásico Apostila Noções de Processamento Primário de Petróleo - Petrobras

24

O processo de tratamento eletrostático permite tratar cargas com elevados

teores de água associada. Nesse processo, a forma de dispersão da água

pouco influencia na eficiência de separação obtida no fim do processo. Contu-

do, como a velocidade de sedimentação das gotas de uma emulsão é direta-

mente proporcional à diferença de densidades das fases que a compõem,

quanto maior a diferença de densidade entre o óleo e a água, melhor será a

qualidade da separação obtida.

Entre os principais danos causados pelos sais corrosivos, destaca-

se:

• Redução do tempo de campanha de catalisadores;

• Redução da eficiência de permutadores de calor em função de de-

pósitos nas paredes dos tubos deste equipamento;

Figura 6 – Esquema ilustrativo de um Tratador Eletrostático Apostila Noções de Processamento Primário de Petróleo - Petrobras

25

• Redução de eficiência da unidade de destilação;

• Formação de coque nas tubulações.

A água produzida resultante do processo é drenada continuamente para

uma unidade de tratamento pela parte inferior do vaso (dessalgadora), ao pas-

so que o petróleo segue seu fluxo pela parte superior do mesmo.

26

CAPITULO III

TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA DO PETRÓLEO

A água produzida pelo petróleo somente poderá ser descartada ao mar

atendendo a legislação do Meio Ambiente - RESOLUÇÃO CONAMA Nº 20, de

18 de junho de 1986, onde determina principalmente os valores do teor de óleo

e graxa (TOG = 20 mg/L.) e a temperatura (40ºC) e a RESOLUÇÃO CONAMA

Nº 393, de 8 de agosto de 2007, que determina media aritmética simples men-

sal de óleos e graxas de até 29 mg/L, com valor máximo diário de 42 mg/L.;

sendo que esses dados são a referencia para a Licença Ambiental e RIMA (Re-

latório de Impacto Ambiental) das plataformas.

A remoção da água produzida e sais do petróleo torna necessária pelos

seguintes motivos:

• O sal/água aumenta os problemas de corrosão e incrustação em

oleodutos e tanques e equipamentos de processo, o que pode levar a perdas

de produção e altos custos de manutenção;

• O transporte de grandes volumes de água aumenta o custo de

projeto de oleodutos e bombas de transferência;

• Grandes volumes de água ocupam espaço em oleodutos, tanques

de navios e tanques de estocagem;

• O sal/água cria problemas de corrosão e segurança em algumas

unidades da refinaria, como bateria de aquecimento, fornos e torre de destila-

ção atmosférica.

Nas plataformas de produção, após o tratamento do petróleo nos separa-

dores trifásico e tratadores eletrostático, a água produzida pode ser descartada

no mar ou utilizada nos processos de reinjeção no reservatório do campo petro-

27 lífero para a manutenção da pressão dos poços de petróleo. Por outro lado,

problemas operacionais podem ocorrer devido a:

• Pequena diferença de densidade entre a água e o óleo, dificultan-

do a segregação das gotas de óleo;

• Baixo tempo de residência (decantação) nos equipamentos;

• Deposição de areia, borra e incrustação nos equipamentos exi-

gindo maior frequência de limpeza e manutenção;

• Outros.

3.1 - Separadores de Água e Óleo (SAO)

A separação do óleo da água produzida é baseada na diferença de densi-

dade física das fases e da gravidade entre os fluídos.

Nos separadores de água oleosa a parte do óleo se acumula na superfície

da lâmina líquida por possuir gravidade específica menor que a da água. O

separador de água oleosa é um dos sistemas mais usados e quando operado

corretamente podem remover de 50 a 70% do óleo emulsificado.

Existem vários tipos de separadores, sendo que um dos mais populares é

o concebido pela American Petroleum Institute (API), que é um tanque aberto

ou fechado no topo, com uma larga área de superfície, dotado de placas para-

lelas, que sevem para aumentar a eficiência dos separadores.

O segundo tipo de separador é baseado na coalescência. O projeto típico

deste tipo de separador consiste em uma série de placas defletoras fechadas,

geralmente fazendo um ângulo de 45º com o fluxo e de 90º umas com as ou-

tras. A turbulência leve do fluido alcançada pela variação de direção é geral-

mente suficiente para forçar a maioria das partículas suspensas e emulsifica-

das a unir umas com as outras para formar gotículas maiores, que vão ser lar-

gas o suficiente para flotar.

28 As partículas menores de óleo permanecerão na água e sólidos em sus-

pensão muito finos, encharcados de óleo, terão densidade próxima da água e

passarão pelos separadores.

Por esses motivos novas tecnologias estão sendo testadas, sendo que as

principais hoje são:

• Hidrociclones e

• Flotadores.

3.2 - Hidrociclones:

Equipamentos tubulares, constituídos de partes cilíndricas e cônicas jus-

tapostas, nas quais a dispersão é alimentada por um tubo de entrada, cujo eixo

é normal ao eixo do equipamento, e que é posicionado tangencialmente à pa-

rede lateral do equipamento. Este equipamento é integrante de plantas de tra-

tamento de água oleosa na Petrobras desde o início da década de 80.

Este equipamento tem o objetivo de reduzir o TOG (teor de óleo e graxa)

de cerca de 1000 mg/L para 100-200 mg/L (dependendo do projeto) e normal-

mente opera combinado com o uso de produtos químicos e flotadores a fim de

enquadrar a água nos padrões de descarte exigidos pelo órgão ambiental.

29

3.3 - Flotador

O processo de flotação vem sendo utilizado desde o início do século para

a separação seletiva de minerais. Alguns óleos chegaram a ser utilizados como

coadjuvantes no processo auxiliando no contato entre as partículas do mineral

e as bolhas de gás geradas na flotação. Na flotação de óleo, o diâmetro das

gotas, normalmente não ultrapassa 30 µm, enquanto que as bolhas geradas

apresentam diâmetro entre 50 µm e 150 µm. Neste tipo de flotação a concen-

tração de óleo no efluente a ser tratado é muito baixa, normalmente, não ultra-

passando 0,1% em peso.

Figura 7 – Esquema de um flotador vertical a gás induzido Apostila Noções de Processamento Primário de Petróleo - Petrobras

30

O processo de flotação de emulsões está baseado na ocorrência de con-

tato entre as bolhas de gás e as gotas de óleo. Como as fases gás e óleo são

menos densas do que as águas, ambas tenderão a ascender naturalmente.

Contudo, como a densidade do gás é muito menor do que a densidade do óleo,

é de se esperar que as bolhas ascendem com uma velocidade maior do que as

gotas de óleo. Esta diferença possibilita a ocorrência do contato (choque) bo-

lha-gota. Em muitos casos, o movimento da água ao redor das bolhas pode

afastar as gotas, reduzindo assim a possibilidade do contato bolha-gota.

A eficiência de remoção do óleo por processo como a flotação dependerá,

fundamentalmente, da distribuição dos diâmetros das gotas e das condições de

operação empregada. Durante o processo de flotação vários outros fatores po-

dem, também, alterar a eficiência de separação, tais como: redução do tama-

nho das gotas devido ao cisalhamento imposto durante a etapa de geração das

bolhas, ou mesmo a flotação e a coalescência das gotas antes que o contato

bolha-gota ocorra.

Para a eficiência do processo de flotação, é fundamental que o contato

entre a bolha e a gota seja efetivo, e que as mesmas permaneçam acopladas

até que atinjam o topo da célula de flotação. O processo de contato é essenci-

almente controlado por interações hidrodinâmicas entre as bolhas e as gotas.

Em geral, a efetividade do contato ou até mesmo o espalhamento da gota de

óleo sobre a bolha dependerá das características superficiais de ambas as fa-

ses.

O processo de flotação de emulsões está baseado na ocorrência de con-

tato entre as bolhas de gás e as gotas de óleo e contaminantes oleosos.

O gás, sendo muito menos denso que o óleo, tende a levar as gotas e

contaminantes oleosos para a superfície.

31 Principais problemas potenciais de um flotador:

• Coleta incompleta dos flotados;

• Deposição de borras nos internos do equipamento (recheio);

• Entupimento nos orifícios distribuidores de água floculada;

• Incrustação/corrosão nos internos do sistema.

3.4 - Destino da água produzida

3.4.1 – Reinjeção no Reservatório de Petróleo

Aspectos Favoráveis / Aspectos Desfavoráveis:

• Baixo impacto ambiental.

• Possibilidade de liberação do processo.

• Recuperação secundária de petróleo.

• Não há disponibilidade no início da produção dos campos.

• Necessidade de tratamento rigoroso para não comprometer o re-

servatório.

3.4.2 - Descarte no mar

Antes de ser descartada ao mar, a água segue para baterias de tro-

cadores de calor, realizando o resfriamento da água para uma temperatura

máxima de 40°C e o aquecimento do petróleo, atendendo a legislação. Em se-

guida é enviada para o descarte no mar.

32

Aspectos Favoráveis / Aspectos Desfavoráveis:

• Não há dificuldade técnica, se a água estiver enquadrada.

• Disponibilidade ilimitada.

• Impacto ambiental.

• Risco ambiental.

Além desses equipamentos, o enquadramento da água para descarte é

conseguido através da utilização de produtos químicos e das condições do

processo.

3.5 – Monitoramento Ambiental da Água Descartada

Antes de ser descartada, a água produzida no óleo será tratada, de forma

a garantir uma concentração máxima atendendo a legislação e os parâmetros

acordados na licença ambiental. Além disto, a concentração do óleo será moni-

torada continuamente, permitindo a identificação de qualquer não conformidade

no tratamento. Os produtos químicos utilizados durante a produção e presentes

na água produzida são rapidamente diluídos quando descartados no mar.

Na elaboração da avaliação de impactos, destaca-se algum aspecto de-

corrente das atividades diárias das unidades de produção, bem como oriundos

das operações de produção de óleo e gás. Entre esses impactos, pode-se des-

tacar o lançamento ao mar de restos alimentares triturados e o descarte de e-

fluentes sanitários, água de refrigeração e água produzida, todos tratados pre-

viamente a fim de garantir o atendimento à legislação aplicável. Esses resí-

duos, juntamente com a presença física da plataforma, são responsáveis pela

escolha de determinadas variáveis a serem monitoradas.

Atendendo a Legislação Ambiental a Petrobras propôs um Projeto de Mo-

nitoramento Ambiental junto aos órgãos fiscalizadores para as atividades das

33 plataformas produção de petróleo com objetivo geral de fornecer subsídios pa-

ra acompanhar as alterações ambientais na área de influência direta das ativi-

dades, desde o período anterior à atividade de produção até a desativação

desta, sendo elaborado um Projeto de Monitoramento para cada unidade.

Ao longo de todas as fases de produção, a região do campo será monito-

rada considerando os aspectos relevantes destacados do Relatório de Impacto

Ambiental, tais como a influência dos efluentes descartados e a própria pre-

sença física da plataforma na região.

Será monitorada a qualidade da água da área de influência da atividade

de produção, bem como a comunidade marinha (fitoplâncton, zooplâncton e

ictioplâncton). Além disso, as características físico-quimicas e toxicológicas da

água produzida serão avaliadas em cada fase.

No Projeto de Monitoramento Ambiental, da Plataforma P-54, o qual foi

objeto da pesquisa, o monitoramento proposto contempla quatro atividades,

descrito a seguir:

• amostragem;

• análises laboratoriais;

• ensaios toxicológicos;

• avaliação dos resultados obtidos.

Estas atividades consolidam a Avaliação Ambiental da atividade de pro-

dução da Plataforma P-54.

DADOS DA P-54

• Plataforma Tipo FPSO

• Localizada 120 km da costa

• Profundidade: 1335 metros

34

Segundo os testes realizados, a maior distância alcançada pela água pro-

duzida após o descarte no ambiente foi de 1.800 m de afastamento a partir da

plataforma, atingindo uma concentração de óleo de 0ppm (zero), estendendo

até uma profundidade máxima de 40m. Observando que a 400m de afastamen-

to da plataforma, a concentração máxima de óleo foi de 0,003ppm.

Com relação a profundidade, a área da superfície, provavelmente, será a

camada d’água mais atingida pelo lançamento da água produzida.

Antes de ser descartada, a água produzida junto ao óleo e gás no sistema

trifásico e no tratador eletrostático será tratada nos sistema de água (hidroci-

clone e flotador), de forma a garantir uma concentração máxima de óleo aten-

dendo aos requisitos da legislação ambiental. Além disto, a concentração do

óleo será monitorada continuamente, permitindo a identificação de qualquer

não conformidade no tratamento (> 20 ppm). Os produtos químicos utilizados

durante a produção e presentes na água produzida são rapidamente diluídos

quando descartados ao mar.

35

Figura 8 – Simulação de vazamento catastrófico da unidade de produção Projeto Monitoramento Ambiental P-54 - Petrobras

Na figura acima, é demonstrada a simulação de um vazamento catastrófi-

co de petróleo de todo inventário da unidade P-54 na Bacia de Campos. Ob-

serva-se que a área possível de ser atingida em até 30 dias pelo vazamento do

petróleo, sem considerar as ações de contenção e recolhimento disponíveis no

Plano de Emergência das Plataformas, com apoio de unidades em terra se ne-

cessário, a poluição não chegaria a costa do litoral. Através desta simulação,

podemos verificar que o descarte da água produzida do petróleo sendo monito-

rada e que atende aos requisitos da legislação não trará maiores danos ao

meio ambiente, principalmente na costa do litoral.

36

CONCLUSÃO

Pesquisou-se neste trabalho monográfico o tratamento da agua produ-

zida do petróleo. Na atualidade o petróleo é a base energética significativa, po-

rém na exploração e produção dos reservatórios petrolíferos produz-se o óleo,

o gás natural e a água produzida, esta sem aproveitamento comercial, que po-

de ser injetada na formação para melhor aproveitamento do campo petrolífero

ou descartada no mar.

Nos dois casos esta água produzida deverá passar por tratamento a-

dequado com a finalidade de otimizar o processo da mesma, pois o envio desta

água para terra acarretará efeitos negativos como gastos econômicos com

transporte desta para terra, tratamento e descarte da mesma no meio ambien-

te, sendo que a produção de petróleo no Brasil tem origem em 80% no oceano,

o que facilita este descarte nas plataformas off-shore diretamente ao mar.

A água produzida pelo petróleo nas plataformas de produção off-shore,

após o tratamento monitorado atendendo aos requisitos da legislação do Con-

selho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA) em sua Resolução nº 20, de

1986, que fixou o TOG (teor de óleo e graxa) em no máximo 20 ppm de média

mensal, sendo revogado em 2007 pela Resolução nº 393, que aumentou o limi-

te de TOG para 29 ppm de média mensal, podendo chegar ao pico de 42 ppm

por dia, tendo a plataforma que atender aos requisitos indicados e apresenta-

dos no Relatório de Impacto Ambiental da Licença Ambiental, sendo descarta-

da ao mar trazendo vantagens ao processo de produção, econômico e não pre-

judicando o meio ambiente.

As unidades de exploração de petróleo estão cada vez mais preocu-

padas com a obtenção e demonstração de um desempenho ambiental correto,

sendo um compromisso assumido pelas empresas e empenho dos trabalhado-

res, gerentes, geólogos, engenheiros, químicos, técnicos, através dos meios de

controle dos impactos de suas atividades, produtos e serviços sobre o meio

ambiente, coerente com uma política e seus objetivos ambientais, sendo que o

37 monitoramento dos testes nas amostras da água produzida descartada ao mar

são realizado por uma empresa idônea, garantindo o comprometimento dos

requisitos exigidos pela legislação vigente sob controle do CONAMA.

A implantação do sistema de gestão ambiental com a finalidade de de-

senvolver e executar uma política de objetivos que levam em consideração os

requisitos legais e as informações sobre os aspectos ambientais significativos,

as empresas produtoras vêm implementando novas tecnologias para controlar

e monitorar a produção da água produzida e o descarte desta para o mar.

Através dos anos de produção e estudos, o tratamento e monitoramen-

to do descarte da água produzida vêm desenvolvendo avanços tecnológicos

significativos, tais como: o sistema de água oleosa, os separadores de placas

inclinadas, hidrociclones, flotadores.

A Petrobras empenha-se em garantir a preservação do meio ambiente

usando a mais alta tecnologia para o tratamento da água descartada ao mar.

Atualmente está em processo a implantação de um analisador de TOG, que

opera com emissão de feixe de luz infravermelho. É um equipamento desen-

volvido após anos de estudo com fabricantes e fornecedores pelo corpo técnico

da empresa, cujo equipamento dará maior garantia ao sistema, pois, quando as

partículas emulsionadas na água produzida passarem pelo analisador, este

identificará se são sólidas, liquidas ou gasosas, podendo assim acusar o per-

centual de óleo e graxa (TOG) contido nesta água produzida com maior preci-

são.

Todo este processo é para garantir o descarte da água produzida do

petróleo no mar, atendendo aos requisitos e as recomendações das resoluções

do CONAMA, produzindo petróleo para o desenvolvimento do País e preser-

vando o meio ambiente.

38

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27/05/2011

41

ANEXOS

LEGISLAÇÃO BRASILEIRA

1 - RESOLUÇÃO/CONAMA Nº 20

O nível de qualidade exigido para o descarte da água produzida nos nos-

sos Sistemas de Produção é estabelecido pelo Conselho Nacional de Meio

Ambiente (CONAMA), através da RESOLUÇÃO/CONAMA Nº 20, de 18 de ju-

nho de 1986. As especificações e os contaminantes, com seus níveis máximos

admissíveis, na água produzida para descarte, estão presentes no artigo 21,

conforme apresentado a seguir:

RESOLUÇÃO CONAMA Nº 20, de 18 de junho de 1986

Publicado no D.O.U. de 30/07/86

Art. 21 - Os fluentes de qualquer fonte poluidora somente poderão ser

lançados, direta ou indiretamente, nos corpos de água desde que obedeçam às

seguintes condições:

1. PH entre 5 a 9;

2. Temperatura: inferior a 40oC, sendo que a elevação de temperatura do

corpo receptor não deverá exceder a 3 oC;

3. Materiais sedimentáveis: até 1 ml/l em teste de 1 hora em cone Imhoff.

Para o lançamento em lagos e lagoas, cuja velocidade de circulação seja prati-

camente nula, os materiais sedimentáveis deverão estar virtualmente ausentes;

4. Regime de lançamento com vazão máxima de até 1,5 vezes a vazão

média do período da atividade diária do agente poluidor;

5. Óleos e graxas:

- óleos minerais até 20 mg/l;

- óleos vegetais e gorduras animais até 50 mg/l;

42 6. Ausência de materiais flutuantes;

7. Valores máximos admissíveis das seguintes substâncias:

Amônia: 5,0 mg/l N

Arsênio total: 0,5 mg/l As

Bário: 5,0 mg/l Ba

Boro: 5,0 mg/l B

Cádmio: 0,2 mg/l C

Cianetos: 0,2 mg/l C

Chumbo: 0,5 mg/l Pb

Cobre: 1,0 mg/l Cu

Cromo hexavalente: 0,5 mg/l Cr

Cromo trivalente: 2,0 mg/l Cr

Estanho: 4,0 mg/l Sn

Índice de fenóis: 0,5mg/l C6H5OH

Ferro solúvel: 15,0 mg/l Fe

Fluoretos: 10,0 mg/l F

Manganês solúvel: 1,0 mg/l Mn

Mercúrio: 0,01 mg/l Mn

Níquel: 2,0 mg/l Ni

Prata: 0,1 mg/l Ag

Selênio: 0,05 mg/l Se

Sulfetos: 1,0 mg/l S

Sulfitos: 1,0 mg/l SO3

Zinco: 5,0 mg/l Zn

Compostos organofosforados e

43 Carbamatos totais: 1,0 mg/l em Paration

Sulfeto de carbono: 1,0 mg/l

Tricloroeteno: 1,0 mg/l

Clorofórmio: 1,0 mg/l

Tetracloreto de carbono: 1,0 mg/l

Dicloroeteno: 1,0 mg/l

Compostos organoclorados não listados acima

(pesticidas, solventes, etc): 0,05 mg/l

Outras substancias em concentrações que poderiam ser prejudiciais: De

acordo com limites a serem fixados pelo CONAMA.

44

2 - RESOLUÇÃO/CONAMA Nº 393

RESOLUÇÃO CONAMA Nº 393, de 8 de agosto de 2007

Publicada no DOU nº 153, de 9 de agosto de 2007, Seção 1, páginas 72-73

Correlações

Complementa a Resolução CONAMA Nº 357/05 (art. 43º, § 4º)

Dispõe sobre o descarte contínuo de água de processo ou de produção em

plataformas marítimas de petróleo e gás natural, e dá outras providências.

O CONSELHO NACIONAL DO MEIO AMBIENTE - CONAMA, no uso das

competências que lhe são conferidas pelos arts. 6º, inciso II e 8º, inciso VII, da

Lei Nº 6.938, de 31 de agosto de 1981, regulamentado pelo Decreto nº 99.274,

de 6 de junho de 1990 e suas alterações, tendo em vista o disposto em seu

Regimento Interno, e o que consta do Processo Nº 02000.000344/2004-86, e

Considerando a Lei nº 9.966, de 28 de abril de 2000, que dispõe sobre a pre-

venção, o controle e a fiscalização da poluição causada por lançamento de ó-

leo e outras substâncias nocivas ou perigosas em águas sob jurisdição nacio-

nal;

Considerando que o art. 17, § 1º da Lei 9.966, de 2000, estabelece que no

descarte contínuo de água de processo ou de produção em plataformas aplica-

se a regulamentação ambiental específica;

Considerando a Resolução CONAMA nº 357, de 17 de março de 2005, que

dispõe sobre a classificação dos corpos de água e diretrizes ambientais para o

seu enquadramento, bem como estabelece as condições e padrões de descar-

te de efluentes, e dá outras providências;

Considerando que o art. 43, § 4º da Resolução CONAMA nº 357, de 17 de

março de 2005, estabelece que o descarte contínuo de água de processo ou

de produção em plataformas marítimas de petróleo e gás natural será objeto de

resolução específica;

45 Considerando que o meio marinho e seus organismos vivos são de importância

vital para a humanidade, sendo do interesse de todos assegurar a manutenção

da qualidade e da quantidade de seus recursos;

Considerando que a capacidade de suporte do mar não é ilimitada;

Considerando que a saúde e o bem-estar humano, bem como o equilíbrio eco-

lógico aquático, não devem ser afetados pela deterioração da qualidade das

águas;

Considerando que o controle da poluição está diretamente relacionado com a

proteção da saúde e do meio ambiente ecologicamente equilibrado, levando

em conta os usos prioritários e classes de qualidade ambiental exigido para um

determinado corpo de água;

Considerando que o petróleo e o gás natural são responsáveis por parcela sig-

nificativa da matriz energética brasileira e que deverão permanecer com de-

manda crescente nos próximos anos;

Considerando que cerca de 80% do petróleo nacional são produzidos através

de plataformas marítimas localizadas ao longo da costa brasileira; e

Considerando as particularidades e limitações técnicas e tecnológicas de que

se revestem a produção de petróleo e gás natural em plataformas e o trata-

mento de seus efluentes, resolve:

Art. 1º Esta Resolução dispõe sobre o descarte contínuo de água de processo

ou de produção em plataformas marítimas de petróleo e gás natural, estabele-

ce padrão de descarte de óleos e graxas, define parâmetros de monitoramento,

e dá outras providências.

Art. 2º Para efeito desta Resolução são adotadas as seguintes definições:

I - ÁGUA DE PROCESSO OU DE PRODUÇÃO OU ÁGUA PRODUZIDA: é a

água normalmente produzida junto com o petróleo, doravante denominada “á-

gua produzida”;

II - ÁREA ECOLOGICAMENTE SENSÍVEL: regiões das águas marítimas ou

interiores, definidas por ato do Poder Público, onde a prevenção, o controle da

46 poluição e a manutenção do equilíbrio ecológico exigem medidas especiais

para a proteção e a preservação do meio ambiente;

III - CONDIÇÕES DE DESCARTE: condições e padrões de lançamento da á-

gua produzida no mar;

IV - DESCARTE CONTÍNUO: lançamento no mar da água produzida durante

um processo ou uma atividade desenvolvida, de maneira permanente ou inter-

mitente;

V - ENSAIOS ECOTOXICOLÓGICOS: ensaios realizados para determinar o

efeito deletério de agentes físicos ou químicos sobre diversos organismos a-

quáticos;

VI - MONITORAMENTO: medição ou verificação periódica de parâmetros de

qualidade da água produzida, visando o acompanhamento da qualidade da

água no corpo receptor;

VII - PADRÃO DE EMISSÃO: valor limite adotado como requisito normativo de

um parâmetro de qualidade da água produzida descartada nas plataformas;

VIII - PLATAFORMA: instalação ou estrutura, fixa ou móvel, localizada em á-

guas sob jurisdição nacional, destinada à atividade direta ou indiretamente re-

lacionada com a pesquisa e a lavra de recursos minerais oriundos do leito das

águas interiores ou de sua subsuperfície, ou do mar, da plataforma continental

ou de seu subsolo; e

IX - ZONA DE MISTURA: região do corpo receptor onde ocorre a diluição inicial

do efluente.

Art. 3º As águas salinas, na área em que se localizam as plataformas, enquan-

to não houver enquadramento específico, serão consideradas Águas Salinas

de Classe 1, conforme definição constante da Resolução CONAMA Nº 357, de

17 de março de 2005.

Art. 4º A água produzida somente poderá ser lançada, direta ou indiretamente,

no mar desde que obedeça às condições, padrões e exigências dispostos nes-

ta Resolução e não acarrete ao mar, no entorno do ponto de lançamento, ca-

47 racterísticas diversas da classe de enquadramento para a área definida, com

exceção da zona de mistura.

Parágrafo único. Para efeito desta Resolução, a zona de mistura está limitada a

um raio de 500 m do ponto de descarte.

Art. 5º O descarte de água produzida deverá obedecer à concentração média

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

diário de 42 mg/L.

§ 1º A indústria petrolífera deverá apresentar ao Conselho Nacional do Meio

Ambiente-CONAMA, no prazo de um ano, proposta de metas de redução do

teor de óleos e graxas no descarte de água produzida.

§ 2º Caso a média mensal prevista no caput deste artigo seja excedida, o ór-

gão ambiental licenciador deverá ser comunicado imediatamente após a cons-

tatação, devendo ser apresentado um relatório identificando a não conformida-

de em até 30 dias.

§ 3º Sempre que for constatado que o valor máximo diário determinado no ca-

put do artigo foi excedido, deverá haver comunicação imediata ao órgão ambi-

ental.

Art. 6º A concentração de óleos e graxas a que se refere o art. 5º desta Reso-

lução deverá ser determinada pelo método gravimétrico.

§ 1º O órgão ambiental poderá aceitar outras metodologias de análise, desde

que apresentem correlação estatisticamente significativa com o método gravi-

métrico.

§ 2º A média mensal deverá ser determinada a partir de amostras diárias,

compostas por quatro coletas em horários padronizados, podendo as análises

serem realizadas posteriormente, respeitado o prazo de validade das amos-

tras.idade de Água

Art. 7º O órgão ambiental competente poderá autorizar o descarte de água

produzida acima das condições e padrões estabelecidos nesta Resolução em

condições de contingências operacionais temporárias, mediante aprovação de

48 programa e cronograma elaborados pelo empreendedor para solução destas

condições.

Art. 8º Para plataformas situadas a menos de doze milhas náuticas da costa, a

possibilidade de descarte de água produzida e suas condições serão definidas

pelo órgão ambiental competente, baseado em estudo de dispersão apresen-

tado pelo empreendedor, sendo preferencialmente vazão zero.

Art. 9º É vedado o descarte de água produzida em um raio inferior a dez quilô-

metros de unidades de conservação e a cinco quilômetros de áreas ecologica-

mente sensíveis.

Art. 10º. As empresas operadoras de plataformas realizarão monitoramento

semestral da água produzida a ser descartada das plataformas, para fins de

identificação da presença e concentração dos seguintes parâmetros:

I - compostos inorgânicos: arsênio, bário, cádmio, cromo, cobre, ferro, mercú-

rio, manganês, níquel, chumbo, vanádio, zinco;

II - radioisótopos: rádio-226 e rádio-228;

III - compostos orgânicos: hidrocarbonetos policíclicos aromáticos - HPA, ben-

zeno, tolueno, etilbenzeno e xilenos - BTEX, fenóis e avaliação de hidrocarbo-

netos totais de petróleo - HTP através de perfil cromatográfico;

IV - toxicidade crônica da água produzida determinada através de método eco-

toxicológico padronizado com organismos marinhos; e

V - parâmetros complementares: carbono orgânico total - COT, pH, salinidade,

temperatura e nitrogênio amoniacal total.

Parágrafo único. Por ocasião do monitoramento de que trata o caput deste arti-

go, deverá ser feito, concomitantemente, amostragem para determinação do

teor de óleos e graxas.

Art. 11º. Os métodos de coleta e de análise são os especificados em normas

técnicas cientificamente reconhecidas.

Art. 12º. As empresas operadoras de plataformas deverão apresentar ao órgão

ambiental competente, até o dia 31 de março de cada ano, relatório referente

49 ao ano civil anterior, dos monitoramentos realizados e metodologias adotadas

em cumprimento aos arts. 5º e 10º.

Parágrafo único. A critério do órgão ambiental competente, o relatório referido

no caput poderá conter as informações de uma ou mais plataformas.

Art. 13º. Os relatórios dos empreendedores, referenciados no art. 12º, serão

mantidos e divulgados pelo órgão federal licenciador na rede mundial de com-

putadores - Internet.

Art. 14º. Os padrões de lançamento dos compostos e radioisótopos menciona-

dos no art. 10º serão objeto de resolução específica a ser encaminhada ao

Plenário do CONAMA no prazo de um ano a contar da publicação desta Reso-

lução.

Art. 15º. O não cumprimento do disposto nesta Resolução sujeitará os infrato-

res às sanções previstas pela legislação vigente.

Art. 16º. Esta Resolução entrará em vigor na data de sua publicação.

MARINA SILVA – Presidente do Conselho

50

ÍNDICE

RESUMO pág. 5

INTRODUÇÃO pág. 7

CAPÍTULO I pág. 9

O PETRÓLEO pág. 9

1.1 - O Petróleo No Brasil pág. 11

1.2 – PETROBRAS - Petróleo Brasileiro S/A pág 11

1.3 - A Bacia De Campos pág 14

1.4 - Produção Nacional De Petróleo pág 16

CAPÍTULO II pág 17

TRATAMENTO DO PETRÓLEO NA PLATAFORMA OFF-SHORE

pág 17

2.1 – Sistemas de Produção pág 18

2.1.1 - Etapa de Coleta da Produção pág 18

2.1.2. - Na Etapa de Separação pág 19

2.1.2.1 - Separação com Utilização de Produto Químico

pág 19

2.1.2.2 - Separação com Utilização de Aquecimento

pág 20

2.2 - Separação do Óleo, do Gás e da Água Livre pág 21

2.2.1- Separação Bifásica pág 22

51 2.2.2 - Separação Trifásica pág 22

2.3 – Tratador Eletrostático – Dessalgadora pág 23

CAPÍTULO III pág 26 TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA DO PETRÓLEO pág 26

3.1 - Separadores de Água e Óleo (SAO) pág 27

3.2 – Hidrociclones pág 28

3.3 – Flotador pág 29

3.4 - Destino da água produzida pág 31

3.4.1 – Reinjeção no Reservatório de Petróleo pág 31

3.4.2 - Descarte no mar pág 31

3.5 – Monitoramento Ambiental da Água Descartada pág 32

CONCLUSÃO pág 36

BIBLIOGRÁFIA pág 38

ANEXOS pág. 41

LEGISLAÇÃO BRASILEIRA pág. 41

Resolução CONAMA Nº 20 pág. 41

Resolução CONAMA Nº 393 pág. 44