UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA - teclim.ufba.br · Tabela 4.2 - Custo operacional unitário da água produzida pela UN-BA. 96 Tabela 4.3 - Distribuição dos custos de gestão da água

DEPTº DE ENGENHARIA AMBIENTAL - DEA

UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIAESCOLA POLITÉCNICA

MESTRADO PROFISSIONAL EMGERENCIAMENTO E TECNOLOGIAS

AMBIENTAIS NO PROCESSO PRODUTIVO

RANILSON COUT

APLICAÇÃO DO CONCELIMPA NO GERENCIAM

EM ATIVIDADES TERRE E PRODUÇÃO
SALVADOR2006
INHO PRESTRELO

ITO DE PRODUÇÃO MAIS ENTO DO USO DA ÁGUA STRES DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO

Aplicação do conceito de Produção Mais Limpa no gerenciamento do uso da água em atividades terrestres de Exploração e Produção de Petróleo

RANILSON COUTINHO PRESTRELO

APLICAÇÃO DO CONCEITO DE PRODUÇÃO MAIS LIMPA AO

GERENCIAMENTO DO USO DA ÁGUA EM ATIVIDADES

TERRESTRES DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

Dissertação apresentada ao curso de Mestrado Profissional em Gerenciamento e Tecnologias Ambientais no Processo Produtivo, Escola Politécnica, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre.

Orientador: Professor Dr. Severino Soares Agra Filho

Salvador 2006


P936a Prestrelo. Ranilson Coutinho Aplicação do conceito de produção mais limpa ao

gerenciamento do uso da água em atividades terrestres de exploração e produção de petróleo / Ranilson Coutinho Prestrelo. – Salvador, 2006.

220p. : il.

Orientador: Professor Dr. Severino Soares Agra Filho Dissertação (Mestrado em Gerenciamento e

Tecnologias Ambientais no Processo Produtivo) -Universidade Federal da Bahia . Escola Politécnica, 2006

1. Prevenção de poluição - Indústria petrolífera 2. Produção mais limpa. 3. Água doce - Uso. I. Universidade Federal da Bahia. Escola Politécnica. II. Agra Filho, Severino Soares. III. Petrobras/UN-BA. IV. Título.

CDD: 363.737


Dedico essa dissertação à minha querida esposa

Tereza, sempre companheira, paciente e

incentivadora do meu trabalho, e à minha filha

Júlia, tão jovem e tão compreensiva quanto ao

tempo sacrificado em termos de convivência,

durante a realização desse trabalho tão importante

e enriquecedor para minha vida pessoal e

profissional.


AGRADECIMENTOS

Agradeço em primeiro lugar ao meu pai, Aubiergio Tavares Prestrelo, pela inspiração

cultural e exemplo de ética, honestidade e solidariedade humana que sempre o

caracterizou como médico e pai;

À minha querida esposa Tereza pelo forte apoio, sua sempre presença e paciência

durante a consecução desse trabalho;

À minha filha Júlia, embora sendo bastante jovem, pela paciência e compreensão

nessa jornada onde a nossa convivência foi sacrificada;

A minha amiga e colega Edi Araújo de Santana, que com muita calma, bom humor e

presteza me proporcionou tantas vezes a ajuda na pesquisa e obtenção dos dados e

informações que compõem esse trabalho;

Ao meu mestre e verdadeiro orientador, o Prof Dr Severino Soares Agra Filho, pelo

apoio, competência, orientação inteligente, como também pela solidariedade nos

momentos mais difíceis dessa jornada;

Aos amigos e colegas Luiz Flavio do Prado Ribeiro e José Erasmo de Souza Filho,

pelo incentivo e reconhecimento da importância desse estudo como contribuição

para a empresa e para a sociedade;

Ao meu colega Luiz Molle Júnior que me incentivou e ajudou na escolha do tema

para a dissertação no que concerne a recursos hídricos (e cidadania) e por ter

aceitado participar da banca como convidado;

Aos membros da banca que com suas críticas construtivas ajudaram a melhorar e

enriquecer o trabalho;

A Petrobras, pela oportunidade de aprendizado e crescimento que me foi dada; Aos demais colegas e amigos torcedores da finalização e sucesso desse trabalho e

da volta à convivência de fins de semana.


RESUMO

Esta dissertação trata de propostas para redução/minimização do uso da água doce

para recuperação secundária e um melhor controle/redução da geração de água

produtiva de campos de petróleo nos processos produtivos terrestres de Exploração

e Produção-E&P - de petróleo. Utiliza para isso, a abordagem de prevenção de

poluição conhecida como Produção Mais Limpa-P+L.

Inicia com a apresentação do macro-fluxo dos processos produtivos de exploração e

produção, para uma melhor visualização do assunto, principalmente o referente à

recuperação secundária. Em seguida, apresenta, no referencial teórico, os tipos de

conceitos e abordagens de prevenção da poluição mais importantes e conhecidos,

prosseguindo com a fundamentação dos conhecimentos inerentes á água para

recuperação secundária em E&P.

A partir disso o problema é caracterizado, mencionando a sua ocorrência e dados

em nível internacional e particularizando, especialmente para o caso da Unidade de

Negócio de Exploração e Produção da Bahia – Petrobras/UN-BA- com os dados

principais de uso de água doce e geração de água produzida sendo apresentados

para se tomar consciência da dimensão do problema.

Prosseguindo, com base na consolidação da literatura internacional e

conhecimentos e experiências e know how interno da Petrobras, é apresentado um

elenco de alternativas existentes/disponíveis indicadas para a solução do problema.

A seguir essas alternativas são avaliadas, quanto à aplicabilidade para a

particularidade de três (03) campos selecionados da Petrobras/UN-BA.

Finalmente, são apresentadas as conclusões e recomendações para adoção das

tecnologias e procedimentos recomendados, assim como as considerações finais e

as sugestões de estudos futuros no tocante a complementação/extensão e

aprofundamentos julgados como importantes e necessários.

Palavras-chaves : Prevenção da Poluição, Produção Mais Limpa, Injeção de Água,Recuperação Secundária , Água Doce, Água Produzida .


ABSTRACT This dissertation introduces proposals for minimization/reduction of fresh water used

for secondary recovery and for a better management/reduction of produced water

generation in mature oilfield within onshore E&P activities.

To reach this, the prevention of pollution approach, known worldwide as Cleaner

Production, is used.

It begins presenting and explaining the production process flow of onshore E&P, for a

better comprehension of the subject, mainly that related to secondary oil recovery

through water injection. Following, introduces, in the theoretical basis, the main

concepts related to prevention of pollution in the world, and the fundamentals related

to water injection, the side effects and quality requirements.

From this point on, the problem (the research focus) is characterized, from the

viewpoint of an organization like the business unity Petrobras/UN-BA, in Bahia State

(Brazil) that has mature onshore oilfields. Data about oil production, produced water

volume (and rate), management costs, as well as fresh water use is presented to

illustrate the problem. To emphasize and reinforce, international data are also

referred and presented in appendixes. Environmental and economical aspects of

produced water generation and fresh water use are discussed as well.

After this, the existing/available alternatives related to in order to deal to the problem

are showed, based in the Petrobras experience and know how, as well as in the

international literature.

Following, the alternatives are evaluated concerning its applicability in Petrobras/UN-

BA using three (03) selected mature oilfields.

Finally, conclusions and recommendations are made related to the problem and the

research as well as proposals related to future studies.

Key words: Prevention of Pollution; Cleaner Production; Water Injection; Secondary Recovery; Fresh Water, Produced Water.


LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 - Localização do Polígono da Seca 23

Figura 1.2- Evolução da produção de petróleo pela Petrobras no estado

da Bahia 25

Figura 2.1- Sonda convencional de perfuração de poços terrestres de

óleo. 38

Figura 2.2- Produção de petróleo, com processos de 1)Elevação e

Escoamento;2) Coleta tratamento e transferência ; e 3)

Tratamento e injeção de água(recuperação secundária). 39

Figura 2.3- Recuperação secundária com o uso da injeção de água 42

Figura 3.1- Organograma mestre de La Grega para ações de prevenção

da poluição. 54

Figura 3.2- Áreas de abrangência da ecologia industrial. 62

Figura 4.1- Uso da água doce para injeção e outros usos na UN-BA. 72

Figura 4.2- Regiões administrativas das águas e bacias hidrográficas no

estado da Bahia. 73

Figura 4.3- Evolução do uso da água doce captada, produção de óleo,

razão entre as mesmas e a tendência(verde ) desta razão. 75

Figura 4.4- Produção de óleo e volume da água doce injetada na UN-BA. 76

Figura 4.5- Participação da água doce na recuperação secundária na

UN-BA. 77

Figura 4.6- Evolução da produção de óleo, da geração da água produzida

e da razão entre eles na UN-BA. 78

Figura 4.7- Evolução do BSW nos campos da UN-BA. 80

Figura 4.8- Injeção de água (doce + dump-flooding+ produzida) para

recuperação secundária na UN-BA. 82

Figura 4.9- Evolução da participação da água produzida que é descartada

em poços injetores na UN-BA. 84


Figura 4.10 Evolução do descarte volumétrico de água produzida na

UN-BA. 84

Figura 4.11 Evolução da injeção de água doce e produzida e Dump

Flooding , para recuperação secundária, e do descarte de

água produzida em campos injetores na UN-BA. 85

Figura 4.12 Água doce injetada e água produzida descartada. 85

Figura 5.1 Poço vertical e poço horizontal 117

Figura 5.2 Esquema básico de um sistema/equipamento tipo DOWS

utilizando bomba centrífuga submersível e hidrociclone. 125

Figura 5.3 Visão esquemática de um sistema de gerenciamento digital de

campos inteligentes. 133

Figura 5.4 Sistema de injeção de água utilizando a tecnologia de

Dump-Flooding. 142


LISTA DE TABELAS

Tabela 3.1 - Caracterização da água bruta da fonte selecionada para

injeção. 66

Tabela 4.1 - Utilização de água de mananciais para recuperação

secundária na indústria petrolífera de E&P(quadro

comparativo). 90

Tabela 4.2 - Custo operacional unitário da água produzida pela UN-BA. 96

Tabela 4.3 - Distribuição dos custos de gestão da água produzida na

Shell. 97

Tabela 4.4 - Custos de gestão de água produzida. 97

Tabela 5.1 - Relação de custos e áreas de impacto (que implicam em

custos). 104Tabela 5.2 - Processos e constituintes que serão removidos para reuso

externo de água produzida. 149

Tabela 5.3 - Comparação dos custos operacionais unitários de várias

fontes de água na Califórnia. 150

Tabela 6.1 - Características e critérios para a fonte de água de injeção. 159

Tabela 6.3 - Alternativas selecionadas para evitar/minimizar o uso de

água doce para recuperação secundária. 181

Tabela 6.4 - Alternativas selecionadas para melhor controlar/reduzir a

geração de água produzida. 183


LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ABAS Associação Brasileira de Águas Subterrâneas

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

ACV Análise de Ciclo de Vida

ADA Avaliação de Desempenho Ambiental

AENV Alberta Environment

ANA Agência Nacional de Águas

ANP Agência Nacional do Petróleo

API American Petroleum Institute

ARCO Atlantic Refining Company

BSW Basic Sediments and Water

CAPES Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior

CAPP Canadian Association of Petroleum Producers

CEFET-BA Centro Federal de Educação Tecnológica da Bahia

CENPES Centro de Pesquisas Leopoldo Américo Miguez de Mello

CEPRAM Conselho Estadual de Proteção ao Meio Ambiente

C-FER Center for Engineering Research

CODEVASF Companhia de Desenvolvimento do Vale do São Francisco

CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente

COPPE -UFRJ Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós –Graduação e Pesquisa

de Engenharia

CRA Centro de Recursos Ambientais

DGWS Downhole Gas Water Separation

DOE Department of Energy

DOWS Downhole Oil Water Separation

E&P Exploração e Produção

EI Ecologia Industrial

EPA Environmental Protection Agency

EUA Estados Unidos da América do Norte

EUB Energy and Utilities Board

IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

ICS Instituto de Ciências da Saúde


ISO International Organization for Standardization

NBR Norma Brasileira

NORM Naturally Occurring Radioactive Materials

ONG Organização Não-Governamental

ONU Organização das Nações Unidas

P+L Produção Mais Limpa

P2 Pollution Prevention

PNUMA Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente

PRAVAP Programa de Recuperação Avançada de Petróleo

RAO Razão Água /Óleo

RPBA Região de Produção da Bahia

SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde

SPE Society of Petroleum Engineers

SRH Superintendência de Recursos Hídricos

SUG South Umm Gudair

UFBA Universidade Federal da Bahia

UN-BA Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bahia

UN-BC Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de

Campos

UNEP United Nations Environmental Programme

UNIFACS Universidade Salvador

UN-RNCE Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Rio Grande

do Norte e Ceará

USEPA United States Environmental Protection Agency


SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO 18

1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO DO TEMA 22

1.1.1 O Estado da Bahia 22

1.1.2 A Petrobras e o Uso da Água 23

1.2 JUSTIFICATIVA DA PESQUISA 27

1.3 OBJETIVO E METODOLOGIA DA PESQUISA 27

1.4 RESULTADOS ESPERADOS 33

1.5 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO 33

2 MACROFLUXO DO PROCESSO PRODUTIVO DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 36

2.1 EXPLORAÇÃO 36

2.2 PERFURAÇÃO 37

2.3 PRODUÇÃO 38

2.3.1 Elevação e Escoamento 402.3.2 Coleta, Tratamento e Transferência 402.3.3 Tratamento e Injeção de Fluidos (Recuperação Secundária) 412.3.3.1 Aumento da Eficiência de Recuperação 43

2.3.3.2 Aceleração da Produção 43

2.3.3.3 Incentivos à Recuperação Secundária 43

2.4 CLASSIFICAÇÃO DOS MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO

SECUNDÁRIA 45

2.4.1 Métodos Convencionais de Recuperação 46

3 REFERENCIAL TEÓRICO 473.1 SUSTENTABILIDADE 47

3.2 PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO 47

3.2.1 Prevenção da Poluição na Abordagem da NBR ISO 14001:2004 e NBR ISO 14004:2005 48


3.2.2 P+L-Produção Mais Limpa(Cleaner Production) 493.2.2.1 Explicando o Organograma Mestre de Prevenção da Poluição de

La Grega 52

3.2.3 P2-Pollution Prevention – Prevenção da Poluição (Baseada Na Lei Americana) 60

3.2.4 Ecologia Industrial/Metabolismo Industrial 603.2.5 Eco-Eficiência 633.3. RESPONSABILIDADE SOCIAL 63

3.4 ÁGUA PARA RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA, SUAS FONTES E

SUAS CARACTERÍSTICAS 64

3.4.1 Caracterização da Água de Injeção 653.4.2 Interação da Água de Injeção/Água de Formação/Rocha 663.4.3 Interação entre Água de Injeção/Rocha Reservatório 69

3.5 A IMPORTÂNCIA DAS BACTÉRIAS NO SISTEMA DE INJEÇÃO

DE ÁGUA 70

4 CARACTERIZAÇÃO DO PROBLEMA 714.1 USO GERAL DA ÁGUA DOCE NAS ATIVIDADES TERRESTRES

DE E&P 71

4.2 A GERAÇÃO DA ÁGUA PRODUZIDA 77

4.3 ÁGUA DE INJEÇÃO PARA RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA 80

4.3.1 O Descarte da Água Produzida 834.4 ASPECTOS AMBIENTAIS 86

4.4.1 A Questão Ambiental do Uso da Água Doce 864.4.2 A Questão Ambiental da Água Produzida 914.5 ASPECTOS ECONÔMICOS 94

4.5.1 A Questão Econômica da Água Doce 944.5.2 A Questão Econômica da Água Produzida 95


4.6 FOCO DA PESQUISA 98

4.6.1 Água Doce 984.6.2 Água Produzida 994.6.3 Perguntas a Serem Respondidas 100 5 ESTUDO DAS ALTERNATIVAS EXISTENTES/POTENCIAIS E

DISPONÍVEIS 1015.1 PARA A OPÇÃO DE “REDUÇÃO NA FONTE” 106

5.1.1 Mudanças no Produto 1065.1.2 Controle na Fonte 1065.1.2.1 Mudanças nos Insumos 107

5.1.2.2 Mudanças na Tecnologia 117

5.2 RECICLAGEM INTERNA E EXTERNA 143

5.2.1 Regeneração e Reuso 143

5.2.2 Recuperação 146

5.3 DISPOSIÇÃO FINAL DE RESÍDUOS 151

5.4 CONCLUSÃO 155

6 AVALIAÇÃO DA APLICABILIDADE DAS ALTERNATIVAS EXISTENTES/DISPONÍVEIS IDENTIFICADAS PARA A REALIDADE BRASILEIRA 156

6.1 ALTERNATIVAS NÃO APLICÁVEIS 156

6.2 DEFINIÇÃO DE CRITÉRIOS CLASSIFICATÓRIOS E

PRIORIZAÇÃO DAS ALTERNATIVAS APLICÁVEIS 157

6.3 AVALIAÇÃO DAS ALTERNATIVAS PASSÍVEIS OU NÃO DE

APLICAÇÃO 161

6.3.1 Maximizar a Reciclagem e Reutilização Interna de Toda a Corrente de Água Produzida Proveniente do Processo de Produção como Água de Injeção para Recuperação Secundária 161

6.3.2 Uso de Água Oceânica em Substituição à Água Doce 163


6.3.3 Utilização de Água Salina Proveniente de Poços mais

Profundos em Substituição à Água Doce de Poços de Captação 163

6.3.4 Adoção da Tecnologia de Dump-Flooding para Injeção de Água 167

6.3.5 Adoção do Mecanismo de DOWS para Redução da Geração de Água Produzida 169

6.3.6 Aplicação de Polímeros Seletivos para Redução da Geração de Água Produzida 170

6.3.7 Maior Automação, com a Utilização de Poços e Campos Inteligentes 171

6.3.8 Adoção –Quando Possível- de Poços Perfurados e Completados Horizontalmente 172

6.3.9 Aplicação da tecnologia de Bioestimulação de reservatórios 1746.3.10 Reuso (Externo) de Água de Esgotos Sanitários 1766.4 TABELAS-RESUMO 179

7 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 1857.1 CONCLUSÕES GERAIS 185

7.2 CONCLUSÕES ESPECÍFICAS 186

7.3 RECOMENDAÇÕES 190

7.4 SUGESTÕES PARA ESTUDOS FUTUROS 194


REFERÊNCIAS 196

APÊNDICES 204 A- Ilustração do fenômeno da Produção de óleo e a geração

crescente de água Produzida na : Bahia(Brasil), Argentina e na

Província de Alberta(Canadá)

B- Produção de Óleo , Injeção Crescente de Água na Bahia

(Brasil), Argentina, Petrobras Energía e Repsol-YPF na Província

de Neuquen

C - Campos em Estudo

D- Localização Geográfica dos Campos em Estudo


18

1 – INTRODUÇÃO

O conceito do desenvolvimento sustentável prevê que os recursos naturais

renováveis sejam utilizados de forma tal que não limitem sua disponibilidade para as

futuras gerações. Portanto, um dos maiores desafios da atualidade, para se alcançar

o desenvolvimento sustentável é o de minimizar os efeitos da escassez de água

(sazonal ou não) e da poluição, particularmente nos países em desenvolvimento,

bem como controlar os excessos evitando inundações (SALATI e outros, 2002).

Entre os fatores que limitam o desenvolvimento sustentável - está presente a

substância fundamental para os processos vitais: a água. A evidência está no

desenvolvimento ao longo da história, porquanto as principais civilizações que

tiveram um maior desenvolvimento floresceram nos vales onde a disponibilidade de

água era abundante e de características especiais.

No caso do Brasil - com o estabelecimento das povoações que vieram a se

transformar em grandes cidades – o desenvolvimento humano deu-se em locais

onde a oferta de água era abundante tanto em qualidade quanto em quantidade.

Atualmente a disponibilidade da água é ainda mais um recurso limitante não apenas

pela sua quantidade, mas especialmente pela sua qualidade. É o que acontece, por

exemplo, na região metropolitana de São Paulo, na região metropolitana do Rio de

Janeiro e de outras capitais nas quais pela poluição hídrica, diminuiu-se a oferta de

água para fins de suprimento urbano e industrial(SALATI e outros, 2002).

Problemas sócio-econômicos relacionados à escassez de água são sérios fatores

influentes na migração e imigração de populações. As secas periódicas no Nordeste

Brasileiro e as migrações que elas provocaram dão uma idéia do que pode vir a

ocorrer no futuro, em nível mundial, com um agravante: no Brasil a migração foi

interna, mas quando se tratar da migração da população de um país para outro

vizinho ou para outras regiões desenvolvidas os problemas podem se multiplicar.


19

No início dos anos 80, uma prolongada seca na Etiópia associada à degradação

ambiental (desmatamento nas nascentes, erosão, empobrecimento dos solos)

provocou fome generalizada na população. Grande parte da população afetada

daquele país migrou para o vizinho Sudão, em busca desesperada por comida e

água, o que provocou o aparecimento de graves tensões com as populações locais,

em virtude de aumento da competição pelos recursos existentes. Estas tensões

quase provocaram um conflito entre os dois países, que fez com que o PNUMA -

Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente - criasse mais uma

classificação para refugiados: os refugiados ambientais (SALATI e outros, 2002).

O crescimento populacional e as exigências crescentes por energia e alimentos

estão impondo grandes demandas tanto pela quantidade quanto pela qualidade dos

suprimentos de água. A nível mundial, no período de 1950 a 1980 o uso total de

água doce mais que triplicou (CORSON, 1993).

O mesmo tem acontecido no Brasil: país que detém cerca de 13% das reservas de

água doce do mundo. Sabe-se que cerca de 80% deste total está localizada na

região amazônica-pouco industrializada e povoada – e o restante distribuído pelo

país.

A escassez de água pode se dar por diversos fatores, desde fontes limitadas,

grandes demandas, uso ineficiente, contaminação e desequilíbrios climáticos criados

pelas mudanças climáticas atuantes diante do efeito estufa.

Para enfrentar os enormes desafios da escassez da água no futuro, as principais

ferramentas com que contamos são a gestão do suprimento e a gestão da demanda dos recursos disponíveis.

A gestão do suprimento inclui políticas e ações destinadas a identificar, desenvolver

e explorar, de forma eficiente, as novas fontes de água, enquanto a gestão da

demanda inclui os mecanismos e incentivos que promovem a conservação da água

e a eficiência do seu uso. Em outras palavras a gestão do suprimento trata de


20

políticas e ações relativas à qualidade e quantidade da água desde sua captação até

o sistema de distribuição.

A gestão da demanda trata do uso eficiente ou da redução do desperdício da água

pelos seus usuários, ou seja, trata essencialmente da redução do uso e da perda da

água (WORLD BANK, 1992)

O nível de importância das gestões do suprimento e da demanda vai depender do

nível de desenvolvimento do país e do grau de escassez da água. Quanto maior for

a competição pelo uso da água e maior for o preço do metro cúbico para atender os

aumentos do consumo, maior será a importância da Gestão da Demanda.

Comparando o suprimento e as demandas atuais e futuros, o objetivo dos

planejadores deve ser determinar qual a combinação ideal entre as alternativas de

gestão do suprimento e de demanda dos pontos de vista social, ambiental e

econômico (DZIEGIELEWISKI, 1992)

A missão da Gestão da Demanda é gerar poupança de água e ganhos econômicos,

aumentando a utilização da água antes dela ser perdida (por atingir o mar, por

exemplo) reduzindo a sua poluição e viabilizando o aproveitamento de fontes

atualmente inviáveis.

Conflitos sobre o uso dos recursos hídricos escassos tendem a aumentar no futuro,

seja dentro de um mesmo país, região, estado, município, e até os diversos usos

que competem entre si como doméstico, industrial e agrícola, ou entre países dentro

de uma mesma bacia hidrográfica. Estes conflitos podem ser mais bem

administrados, no caso da utilização da gestão da água, com base na bacia

hidrográfica como unidade de planejamento, e a distribuição da água acordada entre

os próprios usuários (SALATI e outros, 2002). Portanto, argumentam os autores, o

estabelecimento de agências de bacias eficientes, com legislação adequada,

mecanismo de cobrança pelo uso da água (baseados nos conceitos do usuário-

pagador e poluidor-pagador) e mecanismos apropriados de monitoramento e


21

controle são dos maiores desafios para que se possa alcançar o chamado

desenvolvimento sustentável.

A implantação da Gestão da Demanda em aqüíferos subterrâneos tem sido difícil

e, em muitos casos, extremamente cara, particularmente nos países em

desenvolvimento.A questão principal está em como reduzir os efeitos negativos da

retirada excessiva de água sem impor taxas desnecessárias e reprimir uso

inadequado das valiosas reservas subterrâneas (ROSEGRANT, 1997).

Para atingir uma exploração racional dos aqüíferos subterrâneos, Salati e outros

(2002) argumentam que podemos usar os mesmos instrumentos empregados para a

gestão das águas superficiais:

• Controles baseados na quantidade da água extraída (licenciamento de poços)

e outorga de uma cota anual de extração;

• Cobrança pela água extraída;

• Possibilidade de vender parte da cota para outros usuários.

Com essas e outras preocupações, o governo brasileiro, promulgou a Lei Federal N°

9433 de 08 de janeiro de 1997 a qual institui a Política Nacional de Recursos

Hídricos, e cria o Sistema Nacional de Recursos Hídricos.

A lei tem objetivos de:

• Natureza econômica: dar ao usuário a indicação de valor econômico para a

água, através da cobrança;

• Natureza Financeira: obter recursos para financiamento de planos de

recursos hídricos;

• Natureza de Gestão: incentivar a racionalização do uso da água.

Complementarmente, foi promulgada a lei federal Nº 9984 de 17 de julho de 2000, a

qual dispõe sobre a criação da Agência Nacional de Águas - ANA - entidade federal

encarregada da implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e de

coordenação do Sistema Nacional de Recursos Hídricos.


22

1.1- Contextualização do Tema 1.1.1- O Estado da Bahia

A Bahia é o maior estado em extensão territorial da região Nordeste e o quinto do

Brasil - possui uma área de aproximadamente 560.000 km², com uma população de

mais de 13 milhões de habitantes e localiza-se entre os paralelos 09ºS e 18ºS e os

meridianos 37ºW e 46ºW. Circunscreve três regiões com características climáticas

distintas, das quais o semi-árido se destaca por abranger cerca de 64% de seu

território. Apresenta um regime irregular de chuvas agravado pela baixa

permeabilidade dos solos cristalinos, tendo como conseqüência enchentes violentas

e longos períodos de estiagem. Muitos rios ficam secos durante todo o ano e o

escoamento superficial é caracterizado por uma descarga média específica da

ordem de 4 l/s/km² segundo Freitas (1999 apud Eraly Alves, Ranilson Prestrelo e

Jorge Tarqui,2005). A vulnerabilidade a que está exposta a maior parte do Nordeste

do Brasil, em decorrência da instabilidade climática, é dramatizada pelos períodos

de seca. As secas ocorrem em média a cada cinco(05) anos em seu imenso bolsão

tropical semi-árido e são particularmente críticas na área do “Polígono das Secas”

(vide Figura 1.1).

O “Polígono” foi definido pela Lei 1.348/1951 por ser uma região sujeita a períodos

críticos de estiagens prolongadas, porém não corresponde totalmente à zona semi-

árida por apresentar distintos índices de aridez segundo Codevasf,(1998,. apud

Eraly Alves, Ranilson Prestrelo e Jorge Tarqui, 2005).Segundo os autores mais de

cinqüenta por cento do território baiano encontra-se inserido nesse Polígono onde o

desenvolvimento sócio-econômico torna-se limitado em decorrência da escassez

hídrica que caracteriza a região.

Na faixa leste do Estado da Bahia está localizado o Recôncavo Baiano. Essa região,

que concentra as atividades de exploração e produção de petróleo, constitui-se

como uma região atípica no que se refere à intensidade da precipitação

pluviomérica, em comparação às áreas mais interiores do estado, pois apresenta

uma maior precipitação. Climatologicamente, o período chuvoso predominante

concentra-se nos meses de abril a julho, com máximo em junho. Os maiores


23

registros de precipitações são observados na faixa litorânea, com valores excedendo

a 1.500 mm/ano segundo Codevasf (1998, apud Eraly Alves, Ranilson Prestrelo e

Jorge Tarqui, 2005).

Figura 1.1- Localização do Polígono da Seca. Fonte: Obtido de Eraly Alves, Ranilson Prestrelo e Jorge Tarqui (2005).

1.1.2- A Petrobras e o uso da água

Dentro deste contexto se encontram as atividades petrolíferas da Petrobras no

segmento de exploração e produção terrestre de petróleo que utilizam água doce

nos diversos processos de produção.As principais utilizações desta água são:


24

• Recuperação secundária convencional de petróleo (injeção de água para re-

pressurização de reservatórios de petróleo);

• Recuperação secundária por métodos especiais (injeção de vapor);

• Outros processos de uso industrial em plantas e instalações, incluindo

refrigeração/troca de calor;

• Uso doméstico para sanitários e jardinagem;

• Cessão a comunidades próximas ao entorno de suas operações;

• Preparação de fluidos de perfuração e completação em sondas de Perfuração

e de Produção.

A nível mundial, tem sido iniciado um questionamento sobre o uso de água doce

principalmente no que concerne à recuperação secundária de campos de petróleo.

Em enquête realizada pelo governo da província de Alberta, no Canadá, principal

produtora de petróleo daquele país, sobre o uso sustentável da água doce,

registrou-se que uma das preocupações da comunidade é a questão do uso de água

doce para recuperação secundária (injeção em poços) pelo fato de que segundo

Organizações Não-Governamentais(ONG), esta água seria removida do ciclo

hidrológico natural por um determinado período de tempo, e que a sua continuidade

poderia vir a comprometer, a longo prazo, as reservas hídricas da província. E

embora seja contestado por alguns especialistas - o grau de preocupação das ONG

– ele tem um componente emocional bastante forte principalmente em épocas ou

inconstância/imprevisibilidade climática decorrente do efeito estufa, quando para os

fazendeiros, em alguns casos, ocorrem de ter dificuldades em proporcionar irrigação

adequada à suas plantações (WATER..., 2003).

A exemplo do Brasil, o Canadá é dotado de uma boa disponibilidade hídrica, porém

da mesma maneira que em nosso país existe um certo desequilíbrio nesta

distribuição, cerca de 80 % das províncias/regiões mais ao norte, perto da pouco

habitada região Ártica, detém a maioria destas reservas hídricas.


25

A Petrobras/UN-BA –Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bahia é

uma das sete unidades de negócio de E&P da PETROBRAS . Ela produz cerca de

8.000 m³/dia de Petróleo, 5,5 milhões de m³/dia de gás natural e 2.000 m³/dia de

LGN - Líquido de Gás Natural em suas instalações (SIP, 2005).

EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE ÓLEO PELA PETROBRAS NA BAHIA(Em metros cúbicos)

0,0

1000000,0

2000000,0

3000000,0

4000000,0

5000000,0

6000000,0

7000000,0

8000000,0

9000000,0

1941

1945

1949

1953

1957

1961

1965

1969

1973

1977

1981

1985

1989

1993

1997

2001

2005

ANO

Prod Óleo

Figura-1.2-Evolução da Produção de Petróleo pela Petrobras na Bahia

Fonte: Construção do autor a partir de dados do SIP - Sistema de Informação da Produção (2006)

Com o amadurecimento dos seus campos de petróleo, a UN-BA tem se utilizado de

métodos de recuperação secundária, entre eles a injeção de água. Cada vez mais

se injeta água para recuperação secundária, sendo a maioria dessa água, a água

produzida gerada dos campos de petróleo. Essa água é extraída conjuntamente com

o óleo, e separada na superfície em instalações para este fim.


26

A figura 1.2 ilustra a evolução da produção de petróleo pela Petrobras no estado da

Bahia. A manutenção da produção de óleo se dá principalmente pela descoberta e

entrada de produção de novos campos e, sobretudo pelo uso de métodos de

recuperação secundária convencional. Notadamente a injeção de água: produzida e

salgada (88 %) e água doce como recurso complementar (12%).

Esta água salgada produzida, em sua maioria é reutilizada com fins de recuperação

secundária, porém uma menor parte (cerca de 1,2%) vai para descarte (disposição

final) em poços injetores, que injetam essa água a grandes profundidades em poços

injetores especialmente preparados para esse fim.

O descarte ocorre quando existem problemas operacionais fortuitos ou quando

existe uma significativa incompatibilidade entre a água de injeção e a do

reservatório.

O amadurecimento dos campos de petróleo traz consigo o aumento da RAO-Razão

Água/Óleo ou BSW-Basic Sediments and Water - implicando em custos crescentes

na sua extração, tratamento/separação, e re-injeção. Além disso, acarreta aumento

dos riscos potenciais de vazamentos e derramamentos nas linhas de produção de

transporte e de re-injeção.

Nos últimos seis (06) anos o volume de água produzida gerada praticamente

dobrou(vide capítulo 4, figura 4.6), o que implica em custos crescentes de energia,

produtos químicos e ampliação/adaptação de instalações para manusear a mesma.

Para complementar a água necessária à recuperação é utilizada água doce captada

através de poços subterrâneos em aqüíferos que ocorrem no Recôncavo baiano,

principalmente do aqüífero São Sebastião que, de uma maneira geral apresenta

uma água de boa qualidade para consumo humano.

A água doce utilizada com finalidades de recuperação secundária, importa em cerca

de 50 % do uso em relação ao volume total captado. Portanto, individualmente é o

mais impactante (vide figura 4.1, no capítulo 4).


27

No Canadá, o Governo da província de Alberta estima que 50% da atual produção

de óleo depende da utilização da água para recuperação secundária, e na Argentina

esse percentual é estimado em cerca de 36%(ARGENTINA..., 2005).

1.2- Justificativa da pesquisa

Esta pesquisa é justificada pela necessidade de se adotar estratégias de uso da

água doce de maneira mais racional e sistêmica, que contribua para a

sustentabilidade hídrica dos mananciais subterrâneos, dentro de uma visão de

responsabilidade sócio-ambiental. A meta é alcançar redução no uso da água doce

e ao mesmo tempo, propiciar uma melhor gestão do resíduo líquido representado

pela água produzida gerada dos campos de petróleo através de um melhor

controle/redução de sua geração, o seu maior aproveitamento como água de

injeção; a abolição do seu descarte, ao mesmo tempo em que diminua os custos de

tratamento e riscos de alteração da qualidade dos recursos hídricos superficiais e

subterrâneos e ao meio ambiente como um todo.

1.3 -Objetivo e Metodologia da Pesquisa

Esta pesquisa busca estudar e responder a seguinte pergunta:

• O que fazer para evitar/reduzir a utilização de água doce com finalidades de

recuperação secundária?

• O que fazer para melhor controlar/reduzir a geração de água produzida

decorrente das atividades de produção terrestre, sem que comprometa a

produção de óleo?

O trabalho tem como objetivo geral avaliar as alternativas potenciais de aplicação

da Produção Mais Limpa - P+L - para a eliminação/redução do uso da água doce

utilizada para recuperação secundária e para um melhor controle/redução da

geração de água produzida (sem comprometer a produção de óleo) nas atividades

terrestres de E&P.


28

Como objetivos específicos propõe-se:

a) Pesquisar/identificar as iniciativas e tecnologias existentes e em

desenvolvimento na indústria de Petróleo (e fora dela) que possam fornecer

subsídios para a eliminação/minimização do uso da água doce;

b) Idem para fornecer subsídios para melhor controle/redução da geração de

água produzida (sem perda de produção);

c) Elaborar uma proposta de alternativas a serem aplicadas e ou recomendadas

para aprofundamento de estudos para a realidade específica da UN-BA em

bases técnicas e econômicas

A metodologia utilizada nesta pesquisa é baseada em:

a) Analise dos conceitos e estratégias de prevenção da poluição que tratam da

sustentabilidade dos recursos naturais, sobretudo os conceitos de Produção

Mais Limpa - P+L- como elementos norteadores de base para a proposta de

solução para a gestão da água produzida e do uso racional dos recursos

hídricos;

b) Levantamento de dados e informações nos bancos de dados oficiais de

informações da Petrobras e em outras fontes de informações internacionais;

c) Pesquisa bibliográfica utilizando para isto sites abertos de pesquisa Internet e

sites específicos da indústria de petróleo (pagos) utilizados pela Petrobras a

nível internacional, periódicos do Capes , livros e publicações internas;

d) Participação em seminários sobre temas relacionados a recursos hídricos e

resíduos em geral (sólidos e líquidos);

e) Contatos e troca de informações presenciais e por e-mail com consultores e

especialistas técnicos internos da Petrobras na UN-BA e no CENPES; e em

nível internacional;

f) Visitas ao campo para melhor compreensão do problema

g) Aplicação da classificação de La Grega

A seguir, uma melhor descrição de cada etapa:


29

A- Analise dos conceitos e estratégias de prevenção da poluição que tratam da sustentabilidade dos recursos naturais, sobretudo os conceitos de Produção Mais Limpa - P+L- como elementos norteadores de base para a proposta de solução para a gestão da água produzida e do uso racional dos recursos hídricos;

Foi procedida uma pesquisa bibliográfica sobre os diversos conceitos relacionados a

estratégias de prevenção da poluição, utilizando para isso:

• Livros publicados a nível nacional e internacional;

• Dissertações de mestrado ;

• Sites da Internet a exemplo da : UNEP-United Nations Environmental

Programme (Programa de Meio Ambiente das Nações Unidas); USEPA-

United States Environmental Protection Agency

B- Levantamento de dados e informações nos bancos de dados oficiais de informações da Petrobras e em outras fontes de informações internacionais;

Foi realizada uma pesquisa em banco de dados internos da Petrobras

contemplando, principalmente o SIP- Sistema de Informações da Produção. Os

dados e informações deste banco de dados permitiram uma melhor compreensão da

dimensão geral especifica do problema - objeto do estudo -a exemplo de:

• Produção mensal de óleo para cada campo e de toda a Unidade de Negócio

UN-BA dentro de um período de cerca de cinco(05) anos;

• Produção mensal de água produzida, nas mesmas gerências/campos e toda

a unidade no mesmo período;

• Idem para a água doce captada para as mesmas gerências/campos e mesmo

período;

• Injeção de água geral (doce + produzida + dumping - flood) para recuperação;

secundária e também disposição final (descarte);

• Injeção de água doce por campo;


30

• Analogamente, foi realizado levantamento em banco de dados internacionais

a exemplo da Secretaria de Energía de La Nación Argentina sobre produção

e injeção de água nas diversas concessões de campos terrestres argentinos,

principalmente da Petrobras Energía S.A- PESA - e Repsol-YPF .

De posse destes dados foram calculados:

• Evolução do BSW e RAO (razão água/óleo) na produção de óleo(%);

• Razão de injeção de água versus produção de óleo para visualizar a

dimensão da necessidade de água, seus esforços e implicações de custos;

• Evolução da razão da intensidade de utilização da água doce por volume de

óleo produzido tanto especificamente para a injeção quanto em geral.

Além destes, foram levantados dados e estimados custos a partir do banco de dados

PRO para os processos de Elevação e escoamento, Coleta e Tratamento e

Tratamento e Injeção de água para os anos de 2002 a 2004.

Nesse caso foi feita uma aproximação já que não há uma contabilização direta dos

custos e sim por uma inferência, baseada no conhecimento dos processos.(vide

capítulo 4 , item 4.5.2 , tabela 4.2)

C- Pesquisa bibliográfica utilizando para isto sites abertos de pesquisa Internet e sites específicos da indústria de petróleo (pagos) utilizados pela Petrobras em nível internacional, periódicos do Capes1,livros e publicações internas

Foi realizada uma ampla pesquisa utilizando sites abertos com o auxilio de

buscadores de Internet, notadamente o Google, Google Acadêmico, periódicos do

Capes2.Neles foram acessadas publicações da:

• CAPP-Canadian Association Of Petroleum Producers,

• Governo da Província de Alberta-Alberta Government-(Canadá)

• ENERGYINet, 1 No que se refere a periódicos da Capes a utilização foi bem menor, pois geralmente remetia para o SPE onde foi mais concentrado


31

• ONGs Canadenses (diversas)

• DOE-Department of Energy of USA

• Relatórios diversos de Empresas de consultorias Canadenses

• API-American Petroleum Institute

• Secretaria de Energía de la Nación Argentina

Também, foram consultados e utilizados sites específicos fechados e pagos a

exemplo do SPE-Society of Petroleum Engineers(EUA) utilizando assinatura

corporativa da Petrobras onde foram obtidos artigos sobre o estado da arte na

indústria petrolífera, segmento E&P.

Livros diversos específicos ou correlatos ao assunto de Petróleo e recursos hídricos.

Além disso, muitos assuntos foram obtidos de apostilas de cursos preparatórios/de

aperfeiçoamento internos da Petrobras e de relatórios de trabalhos de GT (Grupos

de Trabalho) em andamento.

D - Participação em seminários sobre temas relacionados a recursos hídricos e resíduos em geral (sólidos e líquidos)

Outras informações/conhecimento foram obtidos através de seminários internos e

externos na Petrobras .Entre os externos a participação no Congresso Brasileiro de

Águas Subterrâneas-ABAS, ocorrido um Cuiabá (MT) no período de 18 a 22 de

outubro de 2004, no qual foram obtidas importantes informações sobre a

peculiaridade das águas subterrâneas.

Entre os seminários internos destaca-se o Workshop sobre Gerenciamento de

Resíduos em E&P, ocorrido no Rio de Janeiro no período de 02 a 04/08/05 onde

foram mantidos contatos com especialistas americanos sobre água produzida e sua

gestão como também sobre o mecanismo DOWS - Downhole Oil Water Separation.

E-Contatos e troca de informações presenciais e por e-mail com consultores e especialistas técnicos internos da Petrobras na UN-BA e no CENPES e a nível internacional.


32

A nível de Petrobras/UN-BA, foram consultados especialistas da área de Engenharia

de Reservatórios; Engenharia de Elevação, Engenharia de Projetos (relacionados à

recuperação secundária) e grupos de trabalho relacionados a automação de campos

de petróleo(gerenciamento digital de campos).

Visitas de consulta /troca de experiência deram-se com pesquisadores da Petrobras

no Cenpes, em especial com alguns participantes do PRAVAP-16-Programa de

Recuperação Avançada de Petróleo-, relativo ao Gerenciamento de águas. Foram

obtidas importantes informações sobre uso de polímeros para redução da produção

de água; poços horizontais e suas configurações para injeção e produção;

acidificação de reservatórios (souring); reuso da água produzida para outras

finalidades; poços e campos inteligentes, além de outras boas informações sobre

atualidades da indústria de petróleo e pesquisas em curso a nível mundial.

A nível internacional foram consultados especialistas Canadenses da C-FER

Technologies -Center For Engineering Research - no que concerne a mecanismo

DOWS , e da ENERGYInet , sobre o uso de efluente de esgoto doméstico tratado

para a indústria petrolífera e sobre recuperação secundária em geral.Também foram

consultados especialistas argentinos da Repsol -YPF sobre as experiências com uso

do mecanismo DOWS na província de Mendoza.

F-Visitas ao campo para melhor compreensão do problema

Objetivou tão somente a troca de informações com pessoal de operação que

trabalha nos campos da UN-BA.

G - Aplicação da classificação de La Grega De posse das alternativas pesquisadas, as mesmas foram estratificadas segundo o

conceito contido no organograma de La Grega.


33

1.4-Resultados esperados

Espera-se com esse trabalho proporcionar uma contribuição de abordagem mais

preventiva e efetiva de que possa ser replicada em outras unidades da Petrobras e

de outras empresas operadoras de campos de petróleo terrestres com benefícios

econômicos e ao mesmo tempo sócio-ambientais dentro de um raciocínio sistêmico

como o proporcionado pela P+L.

1.5- Estrutura da Dissertação

Essa dissertação está estruturada com a seqüência lógica disposta como se segue:

• O Capítulo 2 - Macrofluxo do Processo Produtivo de E&P - mostra uma

visão geral básica de como se dá as atividades petrolíferas terrestres de E&P

- Exploração e Produção.Explica o que é a exploração, a perfuração e a

produção de Petróleo propriamente dita. Ainda neste capítulo detalha um

pouco mais, na parte de produção, os processos de elevação e escoamento,

coleta tratamento e transferência e injeção de fluidos(principalmente) de modo

a que se entenda, ao tratar dos capítulos seguintes, a importância da questão

da água produzida gerada e da utilização da água doce na recuperação

secundária.

• O Capítulo 3-Referencial Teórico-busca apresentar os fundamentos que

dão suporte à discussão da aplicação dos conceitos.Nele são apresentadas

as diversas abordagens de prevenção da poluição como as da:

• NBR ISO 14001:2004 e NBR ISO 14004:2005;

• P+L - Produção Mais Limpa;

• P2(Pollution Prevention - Prevenção da Poluição - Baseada na Lei

americana de 1990 e adotada pela USEPA-United States Environmental

Protection Agency);

• Ecoeficiência;

• Ecologia/Metabolismo Industrial.


34

Ainda, nesse trecho, são mencionadas as visões/compreensões dos diversos

autores sobre as diferenças e aplicações da Ecologia Industrial e P+L e como o

autor desse trabalho de dissertação se posiciona quando da aplicação do assunto

mais adiante. São explicados de, também, de maneira sucinta e objetiva, os

conceitos de Sustentabilidade e Responsabilidade Social.

Para proporcionar uma compreensão sobre a questão da água para recuperação

secundária são apresentados: os fundamentos sobre as diversas fontes de água

para este fim; seus requisitos; suas possíveis interações e incompatibilidades com a

formação rocha-reservatório; a caracterização desta água; as possíveis

incompatibilidades e, por fim a questão das bactérias e sua interação com o

reservatório.

O Capítulo 4-Caracterização do Problema – Trata da água na industria de

petróleo, segmento E&P, usando como exemplo a UN-BA, explicando o uso da água

doce nas diversas atividades, principalmente na injeção de água. Trata da geração

da água produzida e em seguida aborda a questão ambiental do uso da água doce e

da água produzida. Prossegue comentando os aspectos econômicos da geração da

água produzida e também da água doce sob o ponto de vista da possível futura

cobrança.

Por fim, finaliza definindo o foco do problema a ser resolvido, ou seja, as respostas

que se pretende obter com este trabalho que é:

• Como evitar/reduzir a utilização da água doce com finalidades de

recuperação secundária (injeção de água)?

• Como controlar/reduzir a geração da água produzida na extração de

petróleo, sem interferir na produção de óleo?

Nesse capítulo são apresentados dados e informações relacionadas ao volume de

óleo produzido, de água produzida gerada, de água doce captada, de água

injetada. Apresenta também- remetendo para apêndice – alguns dos dados

anteriormente citados em conjunto com dados internacionais de países como:


35

Canadá, Argentina e nessa última entre a Petrobras Energía e a Repsol-YPF com

objetivo de ilustração/informação adicional.

Adicionalmente apresenta custos de gerenciamento da água produzida a nível de

internacional- com base em literatura - como também da Petrobras/UN-BA,

baseado em cálculo realizado pelo autor(não oficial).

O Capítulo 5 –Estudo das Alternativas Existentes /disponíveis - como o próprio

título já diz, com base na seqüência hierárquica do organograma mestre de La

Grega e os demais fundamentos do capítulo 3, são apresentadas as alternativas

estudadas com base na experiência de trabalho, literatura, seminários, sites

específicos e análogos da Internet, além de entrevistas com especialistas da

Petrobras, com um elenco providências/ações técnicas e gerenciais possíveis de

serem aplicadas para ajudar a responder às perguntas elaboradas no Capítulo 4.

No Capítulo 6-Avaliação de Alternativas – as alternativas estudadas são

avaliadas com relação à viabilidade de sua aplicação.Utiliza-se para essa

avaliação, a aplicabilidade aos campos A, B e C da Petrobras/UN-BA. Ao final do

capítulo, tabelas-resumo, com as alternativas selecionadas são apresentadas.

O Capítulo 7 – Conclusões e Recomendações – trata das principais conclusões a

que se chegou e as recomendações.Nesse mesmo capítulo,ao final é apresentada

uma lista com Sugestões para estudos futuros para

complementação/aprofundamentos de temas que foram percebidos ao longo da

dissertação como de importância e necessidade de maior enriquecimento.


36

2 - MACROFLUXO DO PROCESSO PRODUTIVO DE EXPLORAÇÃO E E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO-E&P

Neste capítulo, é descrito o segmento da indústria do petróleo reconhecido pela

atividade de exploração e produção. A cognominação dessa atividade é conhecida

também como Upstream.

O segmento de exploração e produção petróleo- mais conhecido internacionalmente

pela sigla E&P-Exploration and Production- é composto basicamente pelas

atividades de Exploração(ou prospecção ), Perfuração e Produção de óleo.

A seguir uma breve descrição com comentários sobre as referidas atividades na

parte terrestre de E&P. Aqui o estudo vincula-se diretamente às atividades terrestres

também conhecidas internacionalmente como atividades Onshore. Devido às

necessidades de delimitar o estudo, o processo da atividade marítima de E&P,

conhecido como atividade Offshore , não faz parte do escopo da pesquisa.

Ao final apresenta-se uma descrição mais detalhada do processo de Tratmento e

injeção de água para recuperação secundária.

2.1 Exploração

Segundo Thomas e outros (2001), a descoberta de uma jazida de petróleo em uma

nova área é uma tarefa que envolve um longo e dispendioso estudo de coleta e

análise dos dados geofísicos e geológicos das bacias sedimentares. Somente após

exaustivos prognósticos, de comportamentos das diversas camadas do subsolo, os

geólogos e geofísicos decidem propor a perfuração de um poço, que é a etapa que

mais investimentos exige em todo o processo de prospecção.

Um programa de prospecção visa fundamentalmente atingir a dois objetivos:

1. Localizar, dentro de uma bacia sedimentar, as situações geológicas

que tenham condições para a acumulação de petróleo;

2. Verificar qual, dentre estas situações, possui mais chance de conter

petróleo.


37

Não se pode prever, portanto, onde existe petróleo e sim indicar os locais mais

favoráveis para a sua ocorrência.

A identificação de uma área favorável à acumulação de petróleo é realizada

empregando-se métodos geológicos e geofísicos que, cujos resultados reunidos e

analisados, em conjunto, conseguem indicar o local mais propício para a

perfuração.Todo o programa desenvolvido durante a fase de prospecção fornece

uma quantidade muito grande de informações técnicas com um investimento

relativamente pequeno, quando comparado à perfuração de um único poço

exploratório.

2.2 Perfuração

A perfuração de um poço de petróleo é realizada por intermédio de uma sonda de

perfuração. Na perfuração rotativa, as rochas são perfuradas pela ação da rotação e

peso aplicado a uma broca existente na extremidade de uma coluna de perfuração,

formada por comandos (tubos de paredes espessas) e tubos de perfuração (tubos

de paredes finas). Os fragmentos da rocha são removidos continuamente com o

auxílio da injeção de um fluido de perfuração: a chamada lama de perfuração.

O fluido é injetado por bombas no o interior da coluna de perfuração através da

cabeça de injeção, ou “swivel”, e retorna à superfície através do espaço anular

formado pelas paredes do poço e a coluna. Ao atingir uma determinada

profundidade, a coluna de perfuração é retirada do poço e uma coluna de

revestimento de aço, de diâmetro inferior ao da broca é descida no poço. O espaço

anular entre os tubos de revestimento e a parede do poço é cimentado com a

finalidade de isolar as rochas atravessadas, permitindo então o avanço da

perfuração com segurança.

Após a operação de cimentação, a coluna de perfuração é novamente descida no

poço, tendo na sua extremidade uma nova broca de diâmetro menor do que a do

revestimento, para o prosseguimento da perfuração. Do exposto, percebe-se que um


38

poço é perfurado em diversas fases, caracterizadas pelos diferentes diâmetros das

brocas.

A atividade de perfuração de poços está presente em todas as etapas da vida de um

campo de petróleo, desde a sua exploração/prospecção até o seu desenvolvimento

com acréscimo de novos poços perfurados em produção.

A figura 2.1- mostra um esquema geral de uma a sonda convencional de perfuração

terrestre, com os principais equipamentos de superfície e de sub-superfície

.

Figura 2.1-Sonda convencional de perfuração de poços terrestres de óleo Fonte: construção adaptada a partir de ExxonMobil (2006)

2.3 Produção

A produção de petróleo propriamente dita passa pelos seguintes processos:

• Elevação e escoamento;


39

• Coleta, tratamento e transferência;

• Injeção de fluidos (para recuperação secundária e terciária).

A figura 2.2, a seguir, ilustra de uma maneira sinóptica o processo de produção de

petróleo distinguindo a parte de: elevação e escoamento; coleta, tratamento e

transferência; a de e re-injeção da água produzida destinada à recuperação

secundária de poços e reservatórios.

Na figura não está caracterizado o uso da água proveniente de manancial de água

doce que em alguns casos é utilizada para complementar a água necessária à

injeção (recuperação secundária).

Figura 2.2-- Produção de petróleo, com os processos de 1) Elevação e escoamento-

2) coleta , tratamento e transferência-3) Recuperação secundária (injeção de água). Fonte: adaptação de Hoechst (s.d.)


40

2.3.1 Elevação e Escoamento

É o processo no qual o fluido multifásico (óleo, gás e água produzida) é extraído e

escoado do fundo do poço até às facilidades (instalações) de produção normalmente

chamada de estações coletoras.

O mecanismo para a Elevação e escoamento do referido fluido utiliza diversos

equipamentos no qual podemos citar entre os principais citados conforme segue:

Bombeio centrífugo submerso-BCS – Trata-se de um conjunto motor-

bomba centrífugo de múltiplos estágios, que bombeia o fluido até a

superfície;

Bombeio de Cavidade Progressiva –BCP –Trata-se de um equipamento

rotativo com um impelidor em forma de fuso, que exerce o bombeio;

Bombeio Mecânico-BM –Trata-se de uma unidade de cavalo mecânico

cujos movimentos alternativos do conjunto: hastes metálicas ligadas a uma

bomba de fundo do poço, exerce o bombeio;

Gas lift- GL- Trata-se de um sistema pneumático que utiliza a pressão do

gás natural para impulsionar o fluido para a superfície.

A escolha do sistema a ser utilizado nesse processo depende das características do

poço, do fluido, da profundidade, da vazão de produção,do teor de óleo ou de gás,

entre outros fatores.

2.3.2 Coleta , tratamento e transferência O processo inclui as ações e etapas que levam em conta desde a chegada à

estação coletora do fluido multifásico (óleo, gás e água) proveniente dos diversos

poços de produção, através das linhas de produção, até o seu tratamento e posterior

transferência para parques de armazenamento, que por sua vez transferem para o

refino, na refinaria. Portanto são estas as etapas do processo:

A)Separação líquido-gás – O fluido que chega à estação coletora é separado, logo

após passarem pelos vasos separadores.Por diferença de densidade a fase gasosa

é separada da fase líquida.


41

B)Tratamento do fluido escoado São removidos, do óleo produzido, a água produzida e os sedimentos, através de

equipamentos, a exemplo dos tratadores termoquímicos e /ou tanques de lavagem.

A água produzida segue para uma estação de tratamento para remoção de sólidos e

de óleo residual. O óleo produzido fica liberado para transferência.

C)Processamento do gás·

O gás separado é coletado, comprimido e transferido para a UPGN-Unidade de

Processamento de Gás natural onde são produzidos o LGN-Líquido de Gas Natural

e o gás especificado para venda.

D)Transferência O óleo após passar por parques de armazenamento é transferido para a refinaria e

/ou terminais para posterior refino.Paralelamente, o LGN também é enviado para a

refinaria para ser transformado em GLP. Por sua vez, o gás especificado é

transferidos da UPGN até os pontos de venda, também chamados de city-gates.

2.3.3 –Tratamento e Injeção de fluidos (recuperação secundária) Estas etapas do processo estão relacionadas às atividades de injeção de fluidos em

reservatórios com a finalidade de re-pressurizá-los, via reposição do balanço de

massa ou ação físico-química na rocha/formação. Para isso existe a recuperação

secundária a qual comentamos com mais detalhe visto a importância para a

consecução deste trabalho.

Segundo Adalberto Rosa, Luiz Barbosa e Sérgio Coelho (2006) as acumulações de

petróleo possuem na época da sua descoberta uma certa quantidade de energia,

denominada de energia primária. A dimensão desta energia é determinada pelo

volume e pela natureza dos fluidos existentes na acumulação, bem como pelos

níveis de pressão e temperatura reinantes no reservatório de petróleo. No processo

de produção há uma dissipação da energia primária, causando descompressão dos

fluidos do reservatório e pelas resistências encontradas pelos mesmos ao fluírem em

direção aos poços de produção.Essas resistências são devidas ou associadas, ás

forças viscosas e capilares presentes no meio poroso. O consumo de energia


42

primária reflete-se principalmente no decréscimo da pressão do reservatório durante

a vida produtiva, e conseqüentemente na redução da produtividade dos poços.

Existem duas linhas gerais de ação para minorar os efeitos nocivos da dissipação da energia dos reservatórios de petróleo:

• Suplementá-la com energia secundária, artificialmente comunicada, através

da injeção de certos fluidos em poços selecionados;

• Reduzir as resistências viscosas e/ou capilares por meio de métodos

especiais, como por exemplo, o aquecimento da jazida.

A figura 2.3 – Apresenta um esquema simplificado de recuperação secundária,

mostrando os poços injetores de água e os produtores de óleo.

Figura 2.3- Recuperação secundária com o uso da injeção de água Fonte: Construção adaptada de Shell (2006)

Segundo Adalberto Rosa, Luiz Barbosa e Sérgio Coelho (2006) , a quantidade de

óleo que pode ser retirada de um reservatório unicamente às custas de suas

energias naturais é chamada de produção primária. Por outro lado, produção

secundária é a quantidade adicional de óleo obtida por meio da suplementação da


43

energia primária com energia secundária, artificialmente transferida para a jazida, ou

por meios que tendem a tornar a energia primária mais eficiente. Por uma questão

de extensão, chama-se também de recuperação secundária às operações que

conduzem à obtenção dessa quantidade adicional de óleo, além daquela

proporcionada pela produção primária.

Os objetivos práticos básicos dos métodos de recuperação secundária são o

aumento da eficiência de recuperação e a aceleração da produção de óleo.

2.3.3.1 Aumento da eficiência de recuperação

Os autores explicam que a eficiência de recuperação primaria é geralmente baixa. A

depender do mecanismo de produção, das características do reservatório e das

propriedades dos fluidos acumulados, tal eficiência pode até ser nula. Apesar do

grande desenvolvimento da indústria de petróleo, a maior parte dos volumes

originais de óleo encontrados no mundo é considerada irrecuperável pelos métodos

atuais de produção, incluindo os de recuperação secundária. A eficiência de

recuperação secundária bem sucedidos pode ser superior a 60% , embora o valor

mais freqüente seja de 30 a 50% para os métodos convencionais. Esses números

chamam a atenção para o potencial de pesquisa dos métodos de recuperação

secundária.

2.3.3.2 - Aceleração da produção

Um segundo objetivo dos projetos de recuperação secundária é a aceleração da

produção ou pelo menos a redução da velocidade do seu declínio natural. A

aceleração da produção provoca antecipação do fluxo de caixa esperado do projeto,

aumentando assim o seu valor presente e conseqüentemente melhorando a

economicidade da explotação do campo ou reservatório.

2.3.3.3 - Incentivos à recuperação secundária Vários são os fatores que podem ser considerados como incentivos à aplicação de

métodos de recuperação secundária, dentre eles o preço do petróleo, o custo da


44

exploração, o custo do desenvolvimento de uma jazida, o custo de produção e os

avanços tecnológicos.

a) Preço do petróleo O preço do petróleo bruto é determinado principalmente pelas pressões da oferta e

da procura desse produto no mercado internacional, sendo, todavia, da maior

importância o jogo de interesse dos grandes produtores de petróleo: países e

companhias que neles operam. As altas de preço do petróleo incentivam a

proliferação dos projetos de recuperação secundária.

b) Custo de exploração Como as acumulações de petróleo de petróleo, em qualquer país, são em número

limitado, sua descoberta geralmente faz-se com dificuldades e riscos crescentes. Os

reservatórios menos profundos e situados em locais mais acessíveis são de maneira

geral encontrados primeiramente e a menores custos. Quando os custos de

exploração crescem, a atratividade dos projetos de recuperação secundária também

cresce.

c) Custo de desenvolvimento O desenvolvimento de campos de petróleo com formações produtoras mais

profundas ou localizadas em regiões menos acessíveis requerem maiores

investimentos. Isto pode estimular aplicação de recursos disponíveis em projetos de

recuperação secundária, como alternativa mais econômica.

d) Custo de produção Os projetos de recuperação secundária têm normalmente custos operacionais mais

altos que a recuperação primária, em decorrência das operações de manuseio dos

fluidos injetados.Contudo a possibilidade de manutenção e até da elevação da

pressão do reservatório pode ampliar o período de surgência dos poços produtores

e, conseqüentemente reduzir os custos de elevação do petróleo. Estes custos são

dos mais importantes na produção, principalmente em reservatórios mais profundos.

Os projetos de recuperação secundária podem em certos casos, serem atrativos

também sob esse ponto de vista.


45

e) Avanços tecnológicos A descoberta de métodos novos e mais eficientes de recuperação secundária, bem

como os aperfeiçoamentos introduzidos nos métodos á existentes, podem tornar

projetos até então marginais ou mesmo antieconômicos em projetos viáveis.

Adalberto Rosa, Luiz Barbosa e Sérgio Coelho (2006) mencionam, como exemplo,

que a aceleração das atividades da indústria petrolífera no estado da Califórnia,

durante a década de 1960, está intimamente associada ao desenvolvimento dos

métodos térmicos de recuperação secundária.

2.4- Classificação dos métodos de recuperação secundária

No passado, os métodos aplicados como objetivo de suplementar a energia do

reservatório, logo após a fase de recuperação primária, eram denominados de

métodos de recuperação secundária, enquanto que após a fase de recuperação

secundária eram utilizados os chamados métodos de recuperação terciária. Os

métodos eram então classificados de acordo com a cronologia de aplicação em um

determinado campo ou reservatório. Posteriormente, qualquer método de

recuperação que viesse a ser aplicado com um dos objetivos anteriormente

mencionados (aumento da eficiência de recuperaçãoe/ou aceleração da produção

em relação à produção primária) passou a ser denominado de recuperação

secundária.

Esclarecem os autores que, nas últimas décadas os métodos de recuperação

secundária foram geralmente classificados de métodos convencionais de

recuperação secundária (antigamente conhecidos como métodos de recuperação

secundária) e métodos especiais de recuperação secundária (antigamente

denominados de métodos de recuperação terciária).

Como métodos convencionais de recuperação secundária são normalmente

utilizados a injeção de água e o processo imiscível de injeção de gás.Na injeção

imiscível de gás, como indica o próprio nome, os fluidos não se misturam, ou seja, o

óleo do reservatório e o gás injetado permanecem durante o processo como duas

fases distintas.


46

O método convencional de injeção secundária mais utilizado no mundo é a injeção de água, que foi primeiramente utilizada no campo de Bradford, EUA, no início do

século. No Brasil, o primeiro campo a usar esse processo de recuperação foi o de

Dom João, localizado na Bahia, em 1953, na época gerenciado pela antiga Região

de Produção da Bahia(RPBA)3 do Departamento de Produção(DEPRO) da

Petrobras.

Os métodos especiais de recuperação secundária incluem entre outros, a injeção

miscível de gás, a injeção de vapor, a injeção de polímeros e a combustão in situ.

2.4.1-Métodos Convencionais de Recuperação

Na concepção de um projeto de injeção de fluidos é de fundamental importância a

escolha do esquema de injeção e de produção mais adequada ao reservatório de

petróleo em estudo. As chances de se alcançar o sucesso aumentam à medida que

certas linhas básicas de procedimento são adotadas ao se fazer a escolha.

Como o objetivo primordial da injeção é o aumento da recuperação de petróleo,

deve-se tentar produzir esse volume adicional desejado utilizando-se de esquemas

em que os volumes de fluidos injetados sejam os menores possíveis. Devem ser

buscadas situações em que a maior quantidade de fluido injetado permaneça no

interior do reservatório, ou seja, a produção do fluido injetado seja a menor possível. As relações entre pressões e vazões e as relações destas últimas com o

tempo do projeto são da maior importância e, portanto devem ser encaradas como

aspectos fundamentais a serem levadas em conta no projeto.

Finalmente, devem ser observadas as características particulares do reservatório em

estudo, tais como a existência de falhas, variações de permeabilidade,

estratificações, barreiras, et. Além disso, o aspecto econômico é decisivo.

3 Atualmente as atividades exercidas pela antiga RPBA são exercidas pela UN-BA – Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bahia.


47

3 REFERENCIAL TEÓRICO O propósito deste capítulo é apresentar e discutir a teoria básica que vai dar

sustentação às discussões posteriores bem como às alternativas a serem

apresentadas.

Nele será discutida a questão da sustentabilidade, as diversas abordagens de

prevenção da poluição, sob os seus mais diversos ângulos e origens, bem como a

fundamentação da questão do uso da água para recuperação secundária de campos

de petróleo, sua caracterização e requisitos.

3.1 Sustentabilidade

Existem várias definições para sustentabilidade, porém a mais conhecida é a do

relatório Brundland citado por Hillary (1997): “Sustentabilidade é melhorar a qualidade de vida de todos sem danificar o

meio ambiente ou a capacidade das futuras gerações de atenderem as suas

próprias necessidades”

A definição e abordagem vêm das preocupações quanto ao futuro do nosso planeta

diante da sinalização da degradação e comprometimento da disponibilidade dos

recursos naturais dado à marcha da industrialização e do consumo.

É um conceito fundamental e a sua compreensão alicerça todos os esforços

tecnológicos, comportamentais e de pesquisa de estratégias de gestão.

3.2 Prevenção da Poluição

O conceito de prevenção da poluição é um dos conceitos chaves para o

desenvolvimento sustentável existindo várias abordagens para o mesmo, cada uma

observando o seu ângulo de interesse e foco. E entre eles podemos citar:

• Prevenção de poluição (NBR ISO 14001:2004) e a sua ampliação na ISO

14004:2005;

• P2-Pollution Prevention –Prevenção da Poluição baseado na legislação

americana (Pollution Prevention Act -1990);


48

• P+L – Produção Mais Limpa;

• Ecologia Industrial/Metabolismo Industrial;

• Eco Eficiência.

Nas seções seguintes estaremos abordando cada um desses conceitos.

3.2.1 Prevenção da Poluição na abordagem da NBR ISO 14001:2004 e NBR ISO 14004:2005

A NBR ISO 14001:2004, no seu item 3.18, define a prevenção de poluição como: “3.18-Prevenção de Poluição.

Uso de processos, práticas, técnicas, materiais, produtos, serviços ou energia para evitar,

reduzir ou controlar (de forma separada ou combinada) a geração, emissão ou descarga de

qualquer tipo de poluente ou rejeito, para reduzir os impactos ambientais adversos.

NOTA: A prevenção da poluição pode incluir redução ou eliminação de fontes de poluição,

alterações de processo, produto ou serviço, uso eficiente de recursos, materiais e substituição

de energia, reutilização, recuperação, reciclagem, regeneração e tratamento “

Portanto, ainda nesta nova versão não é estabelecida uma hierarquia preferencial

com relação à gradação da aplicação do conceito de uma forma mais efetiva. Isto se

deve ao fato de que a norma foi feita para empresas dos portes mais diversos e para

países em estágios mais variados no tocante à proteção ambiental, como já havia

comentado Prestrelo e Azevedo (2002) no que concerne à versão de 1996.

A NBR ISO 14004:2004 detalha um pouco mais a compreensão da prevenção da

poluição e, na sua “ajuda pratica” para implementadores, aborda da seguinte

maneira e com o seguinte texto, aqui apresentado, na íntegra:

“Ajuda Prática - Prevenção de poluição

A prevenção da poluição pode ser incorporada no projeto e desenvolvimento de novos

produtos e serviços, bem como no desenvolvimento de processos associados. Tais

estratégias podem, por exemplo, auxiliar uma organização a conservar recursos e a reduzir

resíduos e emissões associadas a produtos e serviços. (Diretrizes sobre conceitos e práticas


49

de projeto e desenvolvimento de produto podem ser encontradas na (ABNT NBR ISO TR

14062).

A redução na fonte pode com freqüência ser a prática mais eficaz porque tem o duplo

benefício de evitar a geração de resíduos e emissões e, simultaneamente, economizar

recursos. Contudo, a prevenção de poluição por meio da redução na fonte pode não ser

praticável em algumas circunstâncias e para algumas organizações. Recomenda-se que a

organização considere utilizar uma hierarquia de abordagens para a prevenção da poluição.

Recomenda-se que tal hierarquia dê preferência à prevenção da poluição na fonte, podendo

ser estruturada como a seguir:

-redução ou eliminação na fonte poluidora (incluindo-se projeto e desenvolvimento

que levem em consideração aspectos ambientais, substituição de material, mudanças

no processo, produto ou tecnologia e uso eficiente e conservação de energia e

recursos materiais);

-reutilização ou reciclagem interna (reutilização ou reciclagem de materiais dentro

do processo ou instalação);

-reutilização ou reciclagem externa (transferência de materiais para fora do local,

para reutilização ou reciclagem);

-recuperação e tratamento (recuperação de córregos de águas residuais dentro ou

fora do local, tratamento de emissões e liberações de resíduos dentro ou fora do

local, para reduzir seus impactos ambientais);

-mecanismos de controle, tais como incineração ou disposição controlada, onde

permitido. Contudo, recomenda-se que a organização utilize tais métodos somente

após terem sido consideradas outras opções”

Como se sabe, a norma NBR ISO 14004 não é uma norma de especificação (e sim a

NBR ISO 14001). No entanto, é uma boa iniciativa buscando alinhamento com a P2

(Pollution Prevention) e a P+L(Produção Mais Limpa) a qual estaremos tratando a

seguir.

3.2.2 P+L - Produção Mais Limpa (Cleaner Production)

O conceito de P+L, é preconizado principalmente pela UNEP-United Nations

Environmental Programme – Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente


50

No “site” da UNEP (2001) a definição da P+L é a seguinte:

“A Produção Mais Limpa - P+L - é a aplicação contínua de uma estratégia ambiental

preventiva integrada a processos, produtos e serviços para aumentar a eficiência global e

reduzir riscos à saúde humana e ao meio ambiente”.

A P+L pode ser aplicada aos processos usados em qualquer indústria, produtos em si

mesmos e a vários serviços fornecidos na sociedade.

Para processos de produção, a P+L resulta de uma combinação de conservar matérias

primas, água e energia, eliminar matérias-primas tóxicas e perigosas e reduzir a quantidade e

toxicidade de todas as emissões e resíduos na fonte durante o processo de produção.

Para produtos, a P+L visa reduzir os impactos à segurança meio ambiente e saúde de

produtos durante todo os seus ciclos de vida: da extração da matéria –prima, ao longo da sua

fabricação/manufatura e uso e na disposição final do produto.

Para serviços, a P+L implica na incorporação de conceitos ambientais no projeto e entrega

do serviço ““.

Marinho (2002) comenta que na lógica da P+L, a poluição é entendida como

deficiências dos processos e procedimentos: matéria-prima, água e energia, que

foram retiradas da natureza e transformados, representando trabalhos, custos

ambientais e econômicos e que se converteram em subprodutos indesejados,

resíduos e emissões. Além de não serem úteis ao homem, ou de serem danosos a

este e/ou ao meio ambiente demandam recursos adicionais, ambientais e

econômicos para seu tratamento e disposição.

A P+L tem a pretensão de reduzir a demanda por recursos naturais e a devolução

de resíduos, eliminando os especialmente tóxicos e perigosos, através da otimização

de processos produtivos, modificação de procedimentos, identificação de

alternativas e incorporação de novas tecnologias, alternativa ou cumulativamente.

Continua o autore, que para isso os fluxos lineares característicos do controle de

poluição são substituídos por ciclos tão fechados quanto possíveis. O fechamento de

ciclos possibilita melhor aproveitamento dos insumos pelo re-processamento dos


51

resíduos e produtos, reduzindo ao mínimo as entradas e saídas ao sistema

considerado.

A P+L adota uma hierarquia de procedimentos com o objetivo de priorizar a redução

de resíduos diretamente nas fontes geradoras ou o mais próximo possível destas.

Os procedimentos mais distantes das fontes são considerados os últimos recursos

para manipular os resíduos mínimos que os mesmos não conseguiram evitar. Dentro

desta lógica são contemplados em ordem de prioridade:

- Eliminação ou redução na fonte

- Reintrodução de resíduos ou subprodutos no processo original

- Identificação de alternativas de uso dos resíduos ou subprodutos em outros

processos

- Reciclagem interna e reciclagem externa

O Organograma de La Grega - numa adaptação de Kiperstock (2002) tendo como

base a abordagem da P2 da USEPA-United States Environmental Protection Agency

– representado na figura 3.1, ilustra a lógica da P+L.

A preferência recomendada dos procedimentos está indicada pelas cores: verde,

amarelo e laranja bem como na direção da esquerda para a direita.

Quanto mais à esquerda indica uma estratégia preventiva e, para a direita tendência

a estratégia de fim-de-tubo (end-of-pipe) não recomendável quanto à

sustentabilidade.

Marinho (2002) ao tratar sobre as diversas compreensões sobre limites/escopo da

aplicação da P+L explica que alguns autores tratam da PML ou da Prevenção da

Poluição, e do DfE(design for environment), como orientados diretamente para os

processos produtivos enquanto outros os ampliam além dos processos industriais e

os muros das empresas , inclusive com inter-relações sociais com a comunidade .

Cita como exemplo Schmidt-Bleek (1997) que reduz os limites da eco-eficiência aos

limites das empresas, e Hart (1997) e Schnitzer (1999) ) expressam o mesmo

entendimento em relação aos conceitos de que tratam: colocam a própria

reformulação de produtos e serviços em um nível acima da Prevenção da Poluição


52

ou da Produção Mais Limpa, o que contradiz a definição do PNUMA para a P+L e o

entendimento de outros autores.

Citando Pauli (1997), comenta que, no extremo oposto dos autores anteriormente

mencionados, estende as concepções de limpar a produção e projetar para o

ambiente, a todo o sistema produtivo, incluindo suas inter-relações com os demais

sistemas sociais provocando as empresas a terem uma visão abrangente dos

sistemas econômico e ambiental em que estão incluídas, e a assumirem uma

postura de gestoras desse sistema, o que pode levar a ampliações ou até a

mudança em suas áreas de atuação.

Com isto Marinho (2002) chama a atenção para a existência de vários

entendimentos sobre quais são os limites/fronteriras/escopo quando da aplicação da

P+L pelos mais diversos autores.

3.2.2.1 Explicando o organograma mestre da prevenção de poluição de La Grega

Kiperstock (2002)4, no capítulo 3 – Minimização de resíduos – apresenta o

mencionado organograma e falando de resíduos e explica os resíduos como

matérias-primas (na maioria adquirida a alto preço) que não foram transformadas em

outros produtos comercializáveis) ou em matérias-primas a serem usadas em outro

processo de produção . Ele inclue todos os materiais sólidos, líquidos e gasosos que

são emitidos no ar, na água e no solo, bem como o ruído e a emissão de calor.

Prossegue o autor dizendo que minimizar resíduos e emissões, portanto, também

significa aumentar o grau de utilização de materiais e da energia usados para a

produção (aumentando a eficiência ecológica) até que a sua utilização garanta um

procedimento livre de resíduos e emissões, concluindo que esta é a situação ideal.

Portanto, para a empresa, a minimização de resíduos não é somente uma meta

ambiental, mas, principalmente um programa orientado para aumentar o grau de

utilização dos materiais e conseqüentemente a sua produtividade, complementam.

4 O desenvolvimento do texto 3.2.2.1 foi baseado na íntegra do documento mencionado, de Kiperstock (2002).


53

Argumenta que tanto o tratamento quanto a disposição de resíduos e de emissões

são tão onerosos quanto os custos decorrentes de perdas de matérias-primas(que

se tornam resíduos no próprio sentido da palavra), que são normalmente altos.

Diante disso argumenta que, para se trabalhar de uma maneira sistemática e

organizada para a na minimização e evitar a geração de resíduos, é necessário :

• Conhecer os fluxos de massa mais importantes na empresa;

• Identificar e quantificar os resíduos na etapa do fluxo e

• Conhecer as características e a importância em termos de toxicidade e

efeitos ecológicos do resíduo.

Explica Kiperstock (2002), na figura 3.1, que as possíveis tecnologias e/ou atitudes

gerenciais e técnicas, organizam-se da esquerda para a direita, e de cima para

baixo, segundo a sua importância ou prioridade de aplicação. Com isso, quer dizer

que quanto mais à esquerda, ou mais ao alto, mais desejável é a atitude ou a

tecnologia. Esta ordem, segundo ele, representa um indicativo para o levantamento

das alternativas de intervenção.

Na prática, ao se definir uma intervenção, deve-se procurar conciliar os outros

aspectos, tais como a característica da planta considerada, custos de

implementação da proposta, o retorno financeiro e o impacto ambiental.


54

Figura 3.1-Organograma mestre de La Grega para as ações de prevenção da poluição

Fonte: Obtido de Kiperstock (2002)

CNTL/SENAI/FIERGS/UNIDO/UNE

TÉCNICAS PARA REDUÇÃO DA POLUIÇÃO

ORDEM DE APLICAÇÃO PRIMEIRO NO FIM

DESEJÁVEL DO PONTO DE VISTA AMBIENTAL ALTAMENTE POUCO

RECICLAGEM INTERNA E EXTERNA

REDUÇÃO NA FONTE

TRATAMENTO DE RESÍDUOS

REGENERAÇÃO E REUSO

RECUPERAÇÃO CONTROLE NA FONTE

MUDANÇAS NO PRODUTO

-Substituição do produto -Conservação do produto -Alterações na composição do produto

-Retorno ao processo original -Substituto da matéria prima para outro processo

-Processamento para

recuperação de material -Processamento como sub-produto

MUDANÇA NOS INSUMOS

-Purificação de materiais -Substituição de materiais

MUDANÇAS NA TECNOLOGIA

-Mudanças no processo -Mudanças no equipamento, na tubulação ou layout -Maior automação -Mudanças nas condições operacionais

BOAS PRÁTICAS OPERACIONAIS

-Procedimentos apropriados -Prevenção de perdas -Práticas gerenciais -Segregação de correntes de resíduos -Melhorias no manuseio dos materiais -Programação da produção

SEPARAÇÃO E CONCENTRAÇÃO DE

RESÍDUOS

BOLSA DE RESÍDUOS

RECUPERAÇÃO DE ENERGIA OU

MATERIAL

INCINERAÇÃO

DISPOSIÇÃO FINAL FONTE: LaGrega et al.,1994


55

Explicando cada uma das caixas do organograma, prossegue o autor iniciando pelas

atitudes para redução na fonte:

a)Redução na fonte, pensando na mudança do produto.

É a primeira consideração a se fazer. Aqui, antes de tudo, convém pensar, se afinal de

contas precisamos de um determinado produto ou o compramos e usamos porque

sempre foi assim.

Explica que uma empresa pode se antecipar à sua época mudando o produto que

produz para eliminar seu impacto no meio ambiente e com isso mudar a sua posição

no mercado. Cita o caso da empresa Interface, a maior fabricante mundial de carpetes,

que optou por substituir a venda de carpetes pelo fornecimento de serviços de

cobertura de piso, retornando para a empresa o material após o uso.

b)Redução na fonte, pensando na mudança de insumos.

A mudança de insumos via substituição de insumos e produtos em geral, podem vir

a envolver processos de decisão que podem ser complexos e extremamente

dependentes de cada processo e das condições externas. A utilização de análise de

ciclo de vida pode ser um importante auxiliar.

Exemplifica o autor o caso do lançamento de óxidos de enxofre na atmosfera, oriundos

de processo de combustão, pode ser reduzido ou minimizado pelo uso de óleos

combustíveis com baixo teor de enxofre (BTE).O programa e plano nacional do Reino

Unido para redução de emissões de SOX e NOX de plantas de combustão de grande

porte, lançado em 1990, para atender a diretiva européia 88/609/EEC, favoreceu uma

migração para o uso, quase que exclusivo, de petróleo e gás natural do Mar do Norte,

com baixo teor de enxofre, no lugar de carvão de alimentação do sistema termo-

elétrico. É um exemplo, em nível nacional, de controle da poluição através da mudança

no uso de insumos.


56

c) Redução na fonte, pensando na Mudança de tecnologia.

Uma série de medidas de cunho tecnológico podem ser aplicadas visando evitar

perdas, reduzir consumo de energia e quantidade de resíduos gerados num processo

de produção. Estas medidas podem consistir em alterações do próprio processo,

reconstruções relativamente simples ou instalações de equipamentos/sistemas mais

sofisticados que podem até mesmo mudar as condições operacionais. Vale salientar

que freqüentemente estas medidas precisam ser combinadas com boas práticas

operacionais, ou com o uso de matérias-primas modificadas.

Entre os exemplos citados por Kiperstock (2002) estão:

• Para redução do consumo de energia – Instalação de detectores de movimento

para ligar/desligar sistema de iluminação e aquecimento no local de trabalho;

• Uso eficiente da energia –uso de maquinário com controle de velocidade,

bombas alimentadoras, ventilação natural, exaustores de gás combustível, etc.

• Aumento da vida útil dos produtos químicos/materiais –tratamento de emulsões

lubrificantes - refrigerantes através de ultrafiltração

• Redução de entrada de impurezas – mudança de teto fixo de tanques de

gasolina para teto flutuante

d) Redução na fonte, pensando na Mudança no Processo.

Na industria de processos é comum se usar vapor d’água para controlar reações

químicas. A água é posteriormente retirada do produto, através de diferentes

processos de separação, como a destilação, por exemplo. Em muitos casos esta água,

contaminada com hidrocarbonetos e outros compostos do produto, é descartada como

efluente de processo, indo para posterior tratamento. As empresas investem em caros

sistemas de tratamento para remover estes compostos. O que estes tratamentos fazem é retirar os contaminantes da fase líquida para

convertê-los em borras ou lodos, sem valor econômico e que ainda deverão ter um


57

tratamento posterior e/ou uma disposição adequada dispendiosa. Modificações no

próprio processo podem permitir não apenas que a água contaminada retorne para o

processo, como ainda, que se aproveitem os contaminantes como matérias-primas,

transformando perdas em ganhos econômicos ambientais.

Nas modificações de processos de produção incluem-se desde aprimoramentos

localizados em algumas etapas/equipamentos até a otimização da configuração de

parte ou de todo o processo, como ainda. Recentemente, pesquisadores dedicados ao

desenvolvimento de metodologias para síntese de processos, começaram a introduzir a

variável ambiental no âmago da proposta. Até o fim dos anos 80, no desenvolvimento

desses métodos, as questões ambientais eram tratadas no final da elaboração do

projeto conceitual.

O projeto original preocupava-se apenas com a viabilidade econômica do processo, e

as correntes residuais eram encaminhadas para tratamento ou descarte, agregando

custos ao projeto como um todo. O crescimento dos custos industriais relacionados a

impactos sobres o meio ambiente e a consolidação do princípio da prevenção

pressionaram por mudanças neste campo.

Nos métodos mais recentes, a geração de emissões, e seu possível impacto ambiental,

passaram a fazer parte interna do processo de síntese. Os métodos hierárquicos

propostos com este objetivo consistem no estabelecimento de prioridades para fazer

uma síntese de processos e, assim, identificar fontes geradoras de resíduos. A síntese

de detalhamento de processos é dividida em uma seqüência de etapas. Cada etapa

corresponde a um nível de detalhamento do processo e, para que a etapa seguinte seja

avaliada, o processo tem que se mostrar econômica e ambientalmente viável.

e) Redução na fonte, pensando nas Boas Práticas Operacionais.


58

A implementação de pequenas melhorias pode levar a grandes reduções na geração de

resíduos e a descontaminação de um número significativos destes. A literatura

apresenta uma extensa lista neste sentido.

A implementação de boas práticas operacionais depende, por um lado, de uma gestão

que priorize a minimização de resíduos, e por outro lado, do desenvolvimento de um

olhar crítico perante o próprio processo produtivo, no âmbito da organização. O

exemplo do concurso de projetos para conservação de energia da DOW Química,

Louisiania (EUA). Entre as ganhadoras incluem-se idéias aplicáveis a qualquer tipo de

indústria, tais como: isolamentos de tubulações condutoras de fluidos quentes, limpeza

e a manutenção de trocadores de calor, uso de pontos de aquecimento ao longo de

tubulações longas e áreas de estocagem.

Prosseguindo, passando para o estágio/nível de Reciclagem interna e externa, Os autores argumentam que esgotadas as idéias para redução na fonte, deve-se

passar a pensar no reuso e reciclagem de resíduos gerados. Normalmente, se define

reuso como sendo o aproveitamento de um resíduo ou efluente diretamente em outro

processo, sem que haja necessidade de promover qualquer adequação de suas

características. Já reciclagem seria o aproveitamento do resíduo a partir de uma

modificação de suas características para atender os requisitos de um outro processo

autores argumentam que a ênfase aqui é para o reuso e reciclagem de forma a se

aproveitar o maior valor agregado a uma corrente residual. Reforçam dizendo que,

normalmente é mais proveitoso se esgotar as alternativas de reuso-reciclagem internas

ao processo antes de se pensar em alternativas externas.

Ao se abordar a questão da reciclagem externa cria-se uma ponte com os conceitos de

projeto para o meio ambiente e projeto para reciclagem. Discute-se aqui a questão do

aproveitamento ou a totalidade dos componentes de um produto final após sua

utilização pelo consumidor.


59

Outras práticas a serem consideradas:

• Para a reciclagem de alguns materiais: quando não é possível reduzir o volume

ou a toxicidade de um resíduo pode-se procurar seu reaproveitamento. Em geral,

quanto mais próximo do processo que o gerou, maior o valor do resíduo. No caso

de resíduos perigosos, esta regra reduz os riscos de acidentes.

• Para o reuso da água: a água, saindo como efluente de um determinado

processo pode ser diretamente usada em outros processos que requeiram menor

nível de qualidade de água, desde que os contaminantes não interfiram no

processo ou, até mesmo, possam se incorporar ao produto. Isto reduz tanto a

quantidade de água “nova” a ser utilizada como a vazão de efluentes líquidos,

podendo ou não alterara a carga final do poluente na saída do tratamento final.

• Para regeneração e reuso: o efluente de um processo pode ser tratado

parcialmente para atender às exigências de um outro processo. Esta

regeneração pode ser específica para remoção daqueles poluentes que impede

seu reuso. Neste caso, podem-se conseguir melhor custo-benefício do que se

tratando todos os efluentes ou removendo todos os contaminantes nele

inseridos. Em alguns casos, efluentes podem ser tratados de forma que possam

ser reaproveitados no mesmo processo (regeneração e reciclagem)

O Mencionado autor, comenta pouco sobre fim-de – tubo, porém cita:

A)A recuperação de solventes para reuso é uma prática comum na indústria que deve

ser estendida. O uso de solventes em cascata reduz a quantidade de solvente utilizada;

B)Óleos contaminados podem ser usados em funções menos exigentes ou ser

regenerados e reciclados em determinada circunstância. Óleos contaminados podem

ser misturados com óleo combustível para queima em caldeiras. Isto requer um cuidado

especial para evitar o lançamento de compostos tóxicos na atmosfera. A depender da

técnica a ser utilizada para a remoção de óleos efluentes aquosos, podem-se conseguir

maiores reaproveitamentos;


60

C)As bolsas de resíduos também promovem grandes oportunidades. Elas visam

colocar, à disposição de terceiros, resíduos da indústria. Entre as informações

necessárias para a comercialização de resíduos deve-se incluir: identificação da

companhia (nome ou código); tipo de resíduo (ácido orgânico, solvente orgânico, etc);

compostos principais, contaminantes, estado físico, quantidade, área geográfica,

embalagem, etc.

3.2.3- P2-Pollution Prevention-Prevenção da Poluição (Baseada na lei americana)

Para a UNEP (2001), os termos Produção Mais Limpa (P+L) e Pollution Prevention -

P2(prevenção de poluição americano) são geralmente usados intercambiavelmente.

A distinção entre os dois tende a ser apenas geográfico - o termo P2 tende a ser

usado na América do Norte, enquanto P+L(Produção Mais Limpa) em outras partes do

mundo. Ambos P2(Pollution prevention) e P+L (Produção Mais Limpa) são focados em

uma estratégia de redução contínua da poluição e impacto ambiental através da

redução na fonte que é eliminar o resíduo no processo em vez de em fim-de-tubo.

Esta compreensão está sendo também adotada pelo autor deste trabalho que ao longo

das citações às vezes se referirá como P+L/P2 para expressar que são equivalentes.

3.2.4 - Ecologia Industrial/Metabolismo Industrial

No site da UNEP (2001) Ecologia Industrial/Metabolismo Industrial são conceitos para

novos padrões de produção industrial que são intimamente relacionados ao conceito de

P+L/P2

São estudos de sistemas industriais e atividades econômicas e seus links com os

sistemas naturais fundamentais. Basicamente, o objetivo é imitar o aspecto de reciclo

material de um ecossistema.Uma gestão de fluxo de material é o aspecto crucial destas

abordagens(CLEANER...,2001).


61

Sobre Ecologia Industrial, Marinho (2002) comenta que essa abordagem propõe uma

visão sistêmica integrada do setor produtivo e desse com o meio ambiente como

caminho para otimização do aproveitamento dos recursos naturais. Valoriza a

consideração de todas as inter-relações da organização social e econômica, e

dessa com a natureza, como meio de identificação de novos arranjos que conduzam a

essa otimização.

Argumenta o autor que o desenvolvimento de sistemas industriais integrados, de tal

forma que recursos naturais mal transformados ou não aproveitados de uma empresa

sejam aproveitados como insumos por outras empresas da cadeia, amplia as

possibilidades de redução ou eliminação de resíduos e de redução da demanda por novas matérias primas, em relação à consideração de processos isolados. A

associação com a ecologia decorre dessa lógica de processamento em ciclos tão

fechados quanto possível, à semelhança dos ciclos da natureza, complementa.

Chertow(2000) e Lowe(2001) apud Tanimoto(2004), explicam que a Ecologia Industrial

permite o desenvolvimento de ações em níveis de atuação , quer sejam elas dentro da

empresa, entre empresas ou em escala regional.

Argumenta, que a nível interno pode-se citar os programas de Prevenção da

Poluição(P2), Produção Mais Limpa , Projeto para o Meio Ambiente entre outros .

Portanto, a P+L seria uma ferramenta utilizada na Ecologia Industrial, na qual essa

ultima seria mais ampla.

Na figura 3.2, a seguir, é ilustrado o raciocínio do autor.


62

Figura 3.2- Áreas de abrangência da Ecologia Industrial Fonte: Adaptação de Tanimoto (2004) com base em Chertow (2000) e Lowe (2001)

Com relação aos diversos pontos de vista sobre o conceito, esclarece Marinho (2002)

que existem críticas de defensores da Produção Mais Limpa em relação às proposições

da Ecologia Industrial quanto a riscos e à eventual redução do impulso à inovação

tecnológica. Entretanto, desde que assegurados os padrões de proteção ambiental já

alcançados, a consideração das duas proposições acresce alternativas de intervenção

na complexa busca do equilíbrio entre as demandas humanas e a capacidade natural

de suporte às mesmas.

Esta consideração é muito importante por que sugere ficar atento ao fato de não se

criarem limitações quando da aplicação dos conceitos, a exemplo de, ao se aplicar

a P+L deixar passar esta possibilidade de ampliar a fronteira. Isto é particularmente

importante nos capítulos 5 e 6 desta dissertação quando forem tratadas as alternativas

de “Mudanças de insumos/substituição de materiais” como parte de “Redução na fonte”

no conceito de P+L na ótica do autor desse trabalho.


63

3.2.5 Eco-eficiência

A expressão eco-eficiência foi cunhada pelo Conselho Mundial para o Desenvolvimento

sustentável - em 1992- e definido como a entrega de bens e serviços que satisfaçam as

necessidades humanas e que tragam qualidade de vida, enquanto reduza

progressivamente os impactos ecológicos e intensidade de uso de recursos ao longo do

ciclo de vida, a um nível pelo menos em linha com a capacidade de carga do planeta

terra.Entretanto, os conceitos de Eco-eficiência, e P+L/P2 são quase sinônimos. A

diferença discreta entre eles é que a Eco-eficiência começa com questões de eficiência

econômica os quais têm benefícios ambientais positivos , enquanto a P+L começa com

questões de eficiência ambiental os quais têm benefícios econômicos

positivos(CLEANER..., 2001).

3.3 Responsabilidade Social A nova norma NBR 16001:2004 de Responsabilidade Social Corporativa diz no seu prefácio:

“Nas últimas décadas têm crescido a preocupação da sociedade com temas associados à ética, cidadania, direitos humanos, desenvolvimento econômico, desenvolvimento sustentável e inclusão social. Neste sentido, organizações de todos os tipos estão cada vez mais preocupadas atingir e demonstrar desempenhos ambientais, econômicos e sociais adequados, controlando os impactos de suas relações, processos, produtos e serviços na sociedade, de forma consistente com sua política e com seus objetivos de responsabilidade social, visando a minimização dos impactos ambientais, econômicos e sociais negativos e a maximização dos positivos.

Esse comportamento se insere no contexto de legislações cada vez mais exigentes, de práticas de um consumo e de investimentos cada vez mais conscientes, do desenvolvimento de políticas econômicas e de outras medidas destinadas a estimular o desenvolvimento sustentável e de uma crescente preocupação manifestada por partes interessadas em relação às questões ambientais, econômicas e sociais” .

Como as empresas e organizações atuam dentro de um contexto social e econômico

em que os impactos ambientais de suas atividades concorrem com as necessidades

sociais e humanas da comunidade esta preocupação tem que ser levada em conta.

Além disso, a regulamentação e requisitos legais tem procurado deixar claro esta

tendência .


64

A mesma norma define responsabilidade social como uma forma de gestão que se

define pela relação ética e transparente da organização com todos os públicos com os

quais se relaciona e pelo estabelecimento de metas compatíveis com o

desenvolvimento sustentável da sociedade, preservando recursos ambientais e

culturais para gerações futuras, respeitando a diversidade e promovendo a redução das

desigualdades sociais.

Tem existido, ultimamente, uma maior ênfase por parte das empresas a essa

responsabilidade social, o que se soma e se entrelaça com as ações de proteção

ambiental no sentido mais amplo.

3.4 Água para recuperação secundária suas fontes e suas características Todos os conceitos teóricos e experiência prática contida nessa parte foram obtidos de

material didático desenvolvido por Ribeiro (2001) e Burmann (2002) todos técnicos da

Petrobras, que juntamente com suas equipes os prepararam e os quais estão sendo

apresentados na íntegra.

Neste item e nos subitens que se seguem estaremos considerando a(s) alternativas de

água(s) utilizada(s) para recuperação secundária (injeção de água) para esclarecer

sobre a importância das características das mesmas, seus requisitos como águas de

injeção e as implicações ambientais e operacionais.Isso dará subsídio às alternativas

que serão propostas nos capítulos 5 e 6 desta dissertação.

A injeção de água é um dos tipos de recuperação secundária de petróleo na qual a

água injetada tem a função de re-pressurizar o reservatório bem como empurrar o óleo

para os poços produtores, através de um balanço de massa.

Segundo Ribeiro (2001), antes de se estabelecer a dependência do esquema de

tratamento da água de injeção, em relação ao conjunto de especificações para ela


65

selecionado, é oportuno inserir uma breve alusão às diferentes fontes de água para

suprir o volume requerido pelo projeto de injeção.

Segundo a mesmo a fonte ideal de água de injeção deve apresentar as seguintes

características:

• Possuir suficiente disponibilidade de água em qualquer época;

• Localizar-se o mais proximamente possível do local de uso, permitindo fácil adução;

• Permitir acesso fácil entre a fonte e o local de uso;

• Possuir baixo teor de sólidos suspensos;

• Ser compatível com o sistema rocha–fluidos, isto é, que não reaja quimicamente com a rocha, óleo e água da formação;

• Ser isenta de bactérias e de quaisquer outros microorganismos;

• Ser não-corrosiva, Isto é, não conter oxigênio, gás sulfídrico e gás carbônico

dissolvidos;

• Estar isenta de ânions potencialmente geradores de incrustações inorgânicas,

isto é, não conter sulfatos e bicarbonatos.

Estas considerações são importantes para os capítulos 5 e 6, quando do estudo das

alternativas disponíveis/existentes (capítulo 5) e avaliação das alternativas aplicáveis

(capítulo 6) às atividades terrestres de E&P.

3.4.1 Caracterização da água de injeção

Prosseguindo, o autor explica que a interação da água de injeção com o reservatório

pode ocasionar dano à formação e comprometer as cotas de injeção previstas para o

campo.Vários podem ser os mecanismos causadores de dano, porém é fundamental

para o estudo de qualquer dos casos a caracterização mais completa possível da água

a ser injetada. A tabela 3.1 relaciona os parâmetros necessários à caracterização, tanto

da água bruta da fonte selecionada para cada estação de tratamento, como da água de


66

injeção, já tratada, imediatamente antes de ser injetada. Ressalta-se que caracterização

similar deve ser feita na água de formação presente nas rochas receptoras da injeção.

Tabela 3.1 Caracterização da água bruta da fonte selecionada para injeção

Parâmetro Unidade Salinidade mg/L

Distribuição iônica dos sais dissolvidos: Na+ , k+, Li+ Ca++, Mg++,Ba ++, Sr ++, Ra++, Fe+++, Cl-,

SO4--, HCO3 –.

mg/L

Teor de sólidos dissolvidos ppm Contagem e distribuição dos tamanhos das partículas

(especialmente para água tratada) partículas/mL

Teores de gases dissolvidos • Teor de oxigênio ppm

• Teor de gás carbônico ppm Teor de gás sulfídrico ppm

Matéria orgânica • Quantidade (carbono orgânico) ppm • Natureza de microorganismos -

Contagem de microorganismos • Bactérias redutoras de sulfato(BRS) nmp/mL

• Bactérias facultativas totais nmp/mL • Bactérias anaeróbicas nmp/mL

• algas célula/mL Fonte: Ribeiro (2001) 3.4.2 Interação da água de injeção/água de formação/rocha

A)Íons causadores de incrustação

Durante a injeção de água em uma jazida, ocorre o contato entre a água injetada e a

água conata da formação. A água conata é a água original da formação que existia

antes da migração do óleo para o reservatório e, devido às interações entre a água e os

grãos dos poros, ficam normalmente ao redor dos grãos do reservatório.

Se o reservatório possuir um aqüífero, poderá haver incrustação devido à

incompatibilidade da água deste aqüífero com a água injetada. Como estas águas


67

possuem normalmente composições diferentes, interações químicas entre elas podem

ocorrer.

A seguir, serão descritos os processos químicos passíveis de se desenvolver quando

as águas se misturam e a localização provável para a ocorrência desses fenômenos.

Em geral, os processos químicos envolvidos na mistura de duas águas, do ponto de

vista de danos ao sistema injeção-jazida-produção, resultam em deposição de sais e

conseqüentes incrustações.

A precipitação de sais em uma água ou mistura de águas ocorre sempre que é

alcançado o limite de solubilidade de um ou mais sais em determinada solução. A

precipitação destes sais causa incrustações que crescem localizadamente. Os

principais causadores de incrustações são os carbonatos, bicarbonatos e sulfatos,

enquanto os principais cátions que com eles combinam são o bário, cálcio e estrôncio.

Ainda pode haver, em sistemas de injeção de água, depósitos produzidos pela

precipitação do ferro, quando em presença de oxigênio dissolvido na água, de sulfeto

com a formação ou presença de gás sulfídrico e, em alguns casos, de sais de

magnésio.

Os sais de metais divalentes, isto é os carbonatos e os sulfatos de bário, cálcio e

estrôncio, são formados quando águas incompatíveis se misturam: Já o ferro raramente

vem da própria água de formação, sendo proveniente, em geral, da corrosão dos

equipamentos de injeção. A fonte normal de gás sulfídrico decorre da ação das

bactérias sulfato-redutoras, mas há que se considerar também a possibilidade de

águas sulfurosas.

Ao se analisar as possibilidades de mistura de duas águas, é necessário ter em mente,

particularmente, os ânions e cátions citados no item anterior.

B) Interação água doce/água de formação


68

Neste caso, raramente há problemas em relação á incompatibilidade entre as águas,

salvo se a água doce for altamente bicarbonatada, quando poderá haver Incrustação de

carbonato de cálcio. Todavia, pode haver liberação de cátions intercambiáveis das

argilas.

C)-Interação água do mar/água de formação Analisando teoricamente a interação entre a água do mar e a água de formação, em

campos petrolíferos observa-se que:

A) As águas de formação são em geral mais ricas em cálcio do que em

magnésio, ao passo que a água do mar é mais rica em magnésio do que em

cálcio;

B) A água do mar apresenta uma quantidade insignificante de bário, ao passo

que há presença desse metal em águas de formação, sendo seu teor

bastante elevado em alguns casos;

C) A água do mar possui altos teores de sulfatos (cerca de 2800 ppm), os quais

são mais baixos nas águas de formação.

D) O teor de bicarbonatos na água do mar é da ordem de 150 ppm; nas águas

de formação os teores deste ânion podem ser bastante elevados;

E) Existem águas de formação ricas em estrôncio, que junto com o cálcio

presente, podem formar incrustações com o sulfato da água do mar;

F) Finalmente, enquanto a água do mar é ligeiramente alcalina (pH = 8) as

águas de formação são ou ligeiramente alcalinas ou, o que é mais comum,

ligeiramente ácidas.

Mesmo admitindo que não haverá incompatibilidade química evidente entre a água

conata do reservatório, alguns fenômenos podem ser esperados, dependendo

unicamente das características da água de formação, quais sejam:

• Precipitação de sais devido à ação da pressão e principalmente da temperatura.

É sabido que a solubilidade do carbonato de cálcio e do sulfato de cálcio diminui

com o aumento da temperatura e redução da pressão. Pode ocorrer também a


69

precipitação retardada, até mesmo do sulfato de bário, se a água de formação

estiver supersaturada em bário nas condições de reservatório.

• Metabolismo do sulfato por bactérias sulfato redutoras, com redução do teor

deste ânion e produção de sulfeto de hidrogênio.

3.4.3 Interação entre água de injeção/rocha reservatório

Esta interação também é muito importante e deve ser levada em conta, principalmente

devido às argilas contidas nos arenitos. Segundo dados de literatura, aproximadamente

80% dos arenitos conhecidos do mundo contêm material argiloso. No Brasil, não há

evidências de arenitos totalmente isentos de material argiloso. Analisemos como se

comportam as argilas quando da injeção de água:

A) A interação da água com as argilas

Normalmente ao redor dos grãos de areia de um arenito existe uma camada de argila.

Estas argilas possuem em sua estrutura cristalina cátions que estão em equilíbrio com

a água conata, que normalmente tem salinidade maior que a água do mar. Quando a

água do mar injetada entra em contato com as argilas, moléculas de água injetada,

podem ser atraídas por estes cátions, fazendo com que a rede cristalina se expanda,

causando o fenômeno do inchamento, como está demonstrado. O inchamento é

prejudicial para o reservatório, pois reduz o volume poroso da rocha, com conseqüente

redução da permeabilidade.

Com o inchamento, as argilas podem se dispersar pela água e ser arrastadas pela

água, tamponando gargantas de poros mais adiante, reduzindo a permeabilidade do

reservatório.

Esse problema é potencializado no caso de águas doces (RIBEIRO, 2001).


70

3.5 -A importância das bactérias no sistema de injeção de água

A presença de microorganismos, em especial de bactérias na água de injeção, pode

levar a diferentes problemas para a produção de petróleo como:

• Entupimento de poços injetores;

• Corrosão influenciada por microorganismos (CIM);

• Redução da qualidade do petróleo;

• Acidificação do reservatório e fluidos produzidos (produção intensiva de H2S-

“souring”)

As bactérias redutoras de sulfato (BRS) são comuns e um dos mais problemáticos tipos

de bactérias presentes em sistemas da indústria do petróleo. As BRS podem ser

encontradas tanto na forma planctônica (nadante) como na forma séssil (aderida). As

BRS toleram uma ampla faixa de pH de 5,0 a 9,5 e crescem melhor entre temperaturas

de 25 ºC e 35 ºC, mas uns poucos gêneros termofílicos crescem em temperaturas

superiores a 60 C.

A ação das BRS gera um dos principais tipos de processo corrosivo influenciado por

microorganismos (CIM). O mecanismo de ação das BRS pode ser explicado do

seguinte modo: quando o aço é corroído uma camada de hidrogênio atômico é gerada

sobre a superfície catódica. Se o hidrogênio não é removido, ele polariza a superfície e

a taxa de corrosão decresce. Utilizando o hidrogênio em seu processo de respiração

anaeróbica, as BRS removem o hidrogênio atômico da superfície, causando a

despolarização da superfície catódica e, conseqüentemente, aumentando a taxa de

corrosão. Como resultado, a corrosão localizada (pitting) é acelerada.


71

4-CARACTERIZAÇÃO DO PROBLEMA Este capítulo apresenta a caracterização do problema, com exame minucioso e

acurado sobre a questão da água nas atividades terrestres de E&P. Apresenta os

diversos usos da água doce nas atividades.Explica os mecanismos de produção de

petróleo, os métodos de recuperação e a importância do uso da água de modo

sustentável.

Nele é abordado também a questão do gerenciamento da água produzida; sub-produto

(resíduo líquido) da produção de petróleo.Em seguida, é apresentada a questão

ambiental do consumo da água doce e do reaproveitamento da água produzida para

recuperação secundária na UN-BA. Em relação à UN-BA, serão também mostrados

dados meritórios da unidade.Para efeito de enriquecimento, se remete ao apêndice A

com dados da atividade de E&P em nível internacional : Canadá ,Argentina e desse

último país os dados sobre a Petrobras Energía S.A – PESA - e Repsol -YPF.

4.1-Uso geral da água doce nas atividades terrestres de E&P

Em uma unidade convencional terrestre de E&P, a exemplo da UN-BA, o uso da água

doce se dá normalmente nos seguintes processos e por ordem de intensidade de seu

consumo, conforme enumerados a seguir:

• Recuperação secundária por métodos convencionais de Injeção de água;

• Processos de produção, incluindo resfriamento de plantas, geração de vapor,

água de incêndio, etc;

• Instalações administrativas, sendo o uso em sanitários, refeitórios, jardinagem e

também destinado à água potável, etc;

• Cessão às comunidades no entorno das operações;

• Atividades relativas à perfuração de poços e workover5 - preparação de fluidos

de perfuração e completação e resfriamento de brocas e para outros usos da

sonda;

5 Workover - realização de uma ou mais operações de remediação em um poço para tentar aumentar a produção (caso de poço de produção de petróleo) ou a injetividade(caso de poço injetor ). Exemplos de trabalho de workover são: canhoneio/recanhoneio,


72

• Recuperação secundária por métodos especiais (térmicos)- Injeção de vapor.

A injeção de água (recuperação secundária) responde por cerca de 50 % do consumo

de água doce atualmente na UN-BA.Os demais processos, adicionados e somados

representam os 50% restantes.

A Figura 4.1 ilustra a captação de água doce realizada nos últimos 5 anos,mostrando a

participação percentual que se destina a recuperação secundária (injeção) e para os

demais usos.

USO DA ÁGUA DOCE UN-BA

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00

jan/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01

jan/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02

jan/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03

jan/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04

jan/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

PAR

TIC

IPA

ÇÃ

O(%

)

Ag doce outros usosInj água doce

Figura 4.1- Uso da água doce para injeção e outros usos na UN-BA

Fonte: Construção do autor com dados do SIP (2006)

A UN-BA usa, para os diversos processos acima mencionados, água doce captada de

poços subterrâneos, retirando água proveniente de aqüíferos existentes na região do

limpeza ácida, cimentação de poços etc. Este trabalho é normalmente realizado por uma equipe operando uma sonda de menor porte, chamada no Brasil, de SPT - Sonda de Produção Terrestre.


73

Recôncavo Baiano, cuja localização se dão na formação São Sebastião, Barreiras e

Marisal.

As suas atividades de produção estão incluídas dentro das Bacias hidrográficas do

Recôncavo Norte e do Rio Inhambupe, sendo que a primeira abrange a grande maioria

dos poços utilizados.A bacia Hidrográfica do Recôncavo Norte, cujo comitê de bacia foi

criado em 27/12/2005, inclui diversos municípios baianos, incluso a UN-BA que atua

entre eles.

A figura 4.2, a seguir, apresenta as regiões administrativas das águas, bem como as

bacias hidrográficas.As bacias hidrográficas VII(Bacia do Recôncavo Norte) e VI(Bacia

do Rio Inhambupe) abrangem as operações da UN-BA.

Regiões Adm inistrativas da Água-RAA

Figura 4.2- Regiões administrativas das águas e bacias hidrográficas na Bahia Fonte: SRH -Superintendência de Recursos hídricos (2005)

Toda a água doce consumida é proveniente de poços de captação de água subterrânea

cujas outorgas são emitidas pelo SRH - Superintendência de Recursos Hídricos - órgão

responsável por esta atividade no Estado da Bahia.


74

Os aqüíferos, a exemplo do São Sebastião, incluem-se nas duas citadas bacias

hidrográficas. Por uma questão de estratégia e análise sabe-se que as águas

subterrâneas, a rigor, trespassam à bacia hidrográfica em sua abrangência geográfica.

Trata-se de uma região com significativa atividade industrial (Pólo Petroquímico de

Camaçari e Centro Industrial de Aratu) que apresentam consumo de água apreciável,

onde aí se incluem também as industrias de bebidas.

Por uma questão ambiental e sendo o assunto aqui tratado de interesse difuso, sabe-se

que o crescimento populacional, a industrialização e outras atividades correlatas

poderão vir em um futuro próximo a criar conflitos pelo uso não-sustentável da água .

Para isso, ou seja, para o uso sustentado da água doce, reforça-se a idéia contida na

Lei N° 9433 de 08/01/1997 que institui a Política Nacional de Recursos Hídricos, cria o

Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos diz no seu capítulo I , artigo

1° , inciso III que “ em situações de escassez, o uso prioritário dos recursos hídricos é

o do consumo humano e a dessedentação de animais”

Por outro lado, sabe-se que a produção de petróleo na unidade, neste mesmo período

de cinco (05) anos, também se tem mantido relativamente constante, devido-

principalmente-à utilização da recuperação secundária (via injeção de água e gás) e

terciária (injeção de CO2 e vapor).

Enquanto a injeção de água é utilizada em praticamente em todos os campos de

produção da UN-BA, a injeção de vapor e CO²,é utilizada no momento em poucos

campos.

A água utilizada para injeção é majoritariamente a água produzida gerada dos campos

de petróleo (cerca de 85%).Para complementar a necessidade de injeção, quando

necessário, é utilizada em alguns campos a água doce.


75

A Figura 4.3 ilustra a produção de óleo, a captação de água doce, e a razão entre o

volume de água captada (para uso geral) com a produção de óleo, que hoje está

aproximadamente em cerca de 2,5. Nota-se que a produção de óleo manteve-se

estável enquanto, a captação de água doce apresenta uma variabilidade em alguns

períodos enquanto que a razão entre o volume de água utilizada, para uso global,

apresenta uma ligeira tendência de crescimento.

PRODUÇÃO DE ÓLEO E CAPTAÇÃO DE ÁGUA DOCE NA UN-BA

0,0

100000,0

200000,0

300000,0

400000,0

500000,0

600000,0

700000,0

jan-

00

abr-

00

jul-0

0

out-0

0

jan-

01

abr-

01

jul-0

1

out-0

1

jan-

02

abr-

02

jul-0

2

out-0

2

jan-

03

abr-

03

jul-0

3

out-0

3

jan-

04

abr-

04

jul-0

4

out-0

4

jan-

05

abr-

05

jul-0

5

out-0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

RA

ZÃO

(m³/m

3) Prod óleoCap águaR Água cap/Prod óleoLinear (R Água cap/Prod óleo)

Figura 4.3-Evolução do uso da água captada, produção de óleo, razão entre

as mesmas e a tendência (verde) desta razão. Fonte: Construção do autor com dados do SIP (2006)

Já a figura 4.4, ilustra a produção de óleo e o volume de água doce injetada para fins

de recuperação secundária. Dados mostram que nos últimos 24 meses a média da

relação entre o volume de água doce injetado e o volume de óleo produzido tem sido de

1,2, ou seja é injetado um volume de água doce cerca 20% maior do que o de óleo

produzido.


76

PRODUÇÃO DE ÓLEO E VOLUME DE ÁGUA DOCE INJETADA NA UN-BA

0,0

50000,0

100000,0

150000,0

200000,0

250000,0

300000,0

350000,0

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00

jan/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01

jan/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02

jan/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03

jan/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04

jan/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

M³)

Prod óleoInj água doce

Figura 4.4-Produção de óleo e volume de água doce injetada na UN-BA Fonte: Construção do autor com dados do SIP (2006)

Por outro lado, a figura 4.5 ilustra a participação da água doce em (%) na injeção total

de água para fins de recuperação secundária. Nota-se que existe uma tendência de

queda desta participação nos últimos cinco (05) anos.O percentual atual é em torno de

12 %, sobre toda a água injetada, sendo o restante a água produzida (88%).


77

PARTICIPAÇÃO DA ÁGUA DOCE NA RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA(%)

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00jan

/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01jan

/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02jan

/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03jan

/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04jan

/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

PAR

TIC

IPA

ÇÃ

O(%

)

Inj Ag doce/Ag Rec Sec(*)Linear (Inj Ag doce/Ag Rec Sec(*))

Figura 4.5- Participação da água doce na recuperação secundária na UN-BA Fonte: Construção do autor com dados do SIP (2006)

Como foi mencionado anteriormente o maior uso individual da água doce na UN-BA se

relaciona com a injeção de água em reservatório para recuperação secundária.

4.2- A geração da água produzida

Conforme já foi dito, à medida que o campo de petróleo amadurece a geração de água

produzida aumenta. Esse aumento de produção de água pode trazer consigo uma série

de implicações, com o de aumento nos custos de:

• Elevação e escoamento do óleo dos poços para as estações coletoras;

• Separação e tratamento do fluido multifásico (gás-óleo-água);

• Tratamento e injeção/descarte da água produzida;

• Manutenção de linhas. Além de todos estes custos que incluem: mão de obra, energia e produtos químicos

(desemulsificante, inibidor de incrustação, inibidor de corrosão, bactericida, etc.);

existem as implicações ambientais que surgem no processo produtivo e que serão

tratadas adiante.


78

A figura 4.6 ilustra a evolução da produção de óleo, da geração da água produzida, da

razão (fator) desse crescimento, bem como a linha de tendência. Nota-se que, nos

últimos anos, a produção de petróleo tem-se mantido relativamente estável, enquanto o

volume acumulado de água cresceu em aproximadamente 100% em relação ao início

do período considerado. Isto implica em aumento de custos, conforme mencionado.

EVOLUÇÃO PRODUÇÃO DE ÓLEO E A GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA NA UN-BA

0,0

200000,0

400000,0

600000,0

800000,0

1000000,0

1200000,0

1400000,0

jan-00

abr-0

0jul

-00ou

t-00jan

-01

abr-0

1jul

-01ou

t-01jan

-02

abr-0

2jul

-02ou

t-02jan

-03

abr-0

3jul

-03ou

t-03jan

-04

abr-0

4jul

-04ou

t-04jan

-05

abr-0

5jul

-05ou

t-05

MÊS/ANO

VOLU

ME(

M3/

MÊS

)

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

RA

ZÃO

Prod óleoGer ag prod R Ag ger/oleoLinear (R Ag ger/oleo)

Figura 4.6- Evolução da produção de óleo, de água produzida e da razão entre eles na UN-BA Fonte: Construção do autor com dados do SIP (2006)

Vê-se que o volume de água produzida, no período, quase que dobrou, o que acarreta

em custos consideráveis para o seu manuseio.

A linha de tendência mostra que, em cinco anos, a razão entre o volume mensal de

produção de água e a de óleo, RAO6(razão água-óleo) passou de cerca de 3, para

aproximadamente 6. Isto quer dizer que são gerados atualmente um volume de água

produzida cerca de e 6 vezes maior que o de óleo, permitindo que haja a preocupação

em se inferir naquilo que poderá vir a acontecer tanto com a produção de óleo quanto

com o meio ambiente nos próximos 5 a 10 anos, em se mantendo a tendência atual.

6 RAO-razão entre o volume gerado de água produzida e a produção de óleo, no período.


79

Para efeito de ilustração, no apêndice A, mostra-se o comportamento da produção de

óleo bem como a geração de água produzida(RAO e/ou BSW) na:

• Bahia (figuras A.1 e A.2) pela Petrobras nos últimos 25 anos,

• província de Alberta (figura A.3), todas as empresas

• Argentina(figuras A.4 e A.5) todas as empresas

• Petrobras Energía( figuras A.6 e A.7) na província de Neuquen -Argentina

• Repsol-YPF ( figuras A.8 e A.9) na província de Neuquen -Argentina

Esses dados propiciam uma visão de como o crescimento da geração de água

produzida se dá ao longo da produção de óleo em campos de produção terrestres.

As figuras mencionadas acima ilustram que o crescimento da RAO e BSW,

conseqüentemente do volume de água produzida gerado, é uma condição indissociável para campos maduros.Trata-se de um fenômeno intrínseco à produção

de óleo.

Por uma questão de balanço de massa, quanto mais se retira fluido multifásico (óleo-

gás-água) maior a necessidade de reposição com mais água de injeção nos poços.

A com relação ao aumento do volume e as decorrentes implicações da água produzida

no meio ambiente, tem sido alvo de crescentes discussões em nível mundial.

Pelo fato de o preço do óleo no mercado internacional estar cada vez mais elevado, um

número cada vez maior de poços e campos, outrora antieconômicos, estão sendo

postos em operação, retro-alimentando (compreensivelmente) a questão.

A figura 4.7 a seguir ilustra o crescimento do BSW na UN-BA 7–Basic Sediments and

Water-percentual de água e sedimentos presentes na emulsão

7 BSW – tecnicamente é a relação percentual entre o volume de água e sedimentos presentes na emulsão ( óleo + água) dividido pelo volume total da emulsão e em seguida multiplicado por 100. Para efeitos práticos, como o percentual de sedimentos é desprezível, usamos apenas a divisão do volume da água produzida, no período, pelo volume total multiplicado por 100.


80

EVOLUÇÃO DO BSW NA UN-BA

68,00

70,00

72,00

74,00

76,00

78,00

80,00

82,00

84,00

86,00

88,00

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00

jan/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01

jan/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02

jan/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03

jan/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04

jan/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

BSW

(%)

BSW UN-BA

Figura 4.7 Evolução do BSW nos campos da UN-BA Fonte: Construção do autor com dados do SIP (2006) 4.3-Água de injeção para recuperação secundária Segundo Thomas (2002), na fase inicial de produção, de uma maneira geral, as jazidas

petrolíferas possuem energia natural suficiente para a produção de petróleo. A

produção de petróleo feita através da própria energia do reservatório é definida como

recuperação primária e somente parte do petróleo contido poderá ser produzido dessa

maneira durante um determinado período.

Essa energia de elevação do petróleo está armazenada sob a forma de pressão, os

fluidos e a rocha estão comprimidos. Em reservatórios em que já não haja uma

contribuição significativa de pressurização da capa de gás ou de aqüífero – com

o aumento do volume acumulado de petróleo sendo produzido ocorre a

descompressão do reservatório com a conseqüente redução da produção.A partir deste

momento, a continuidade da produção, acentua-se a tendência da diminuição da

energia disponível na jazida.


81

O percentual recuperável é função do mecanismo de produção que pode ser

classificado como de:

• Gás em solução (o menos eficiente);

• Capa de gás;

• Influxo de água (o mais eficiente)

Pode haver também mecanismos de produção combinados entre os três tipos acima

citados.

Prossegue o autor dizendo que quando os mecanismos naturais de produção não são

mais satisfatórios se utilizam os métodos artificiais de recuperação, que são os métodos

de recuperação secundária (também chamado de método convencional de

recuperação) e métodos de recuperação terciária (também chamado de métodos especiais de recuperação).

Os métodos de recuperação secundária convencionais são:

• Injeção de água;

• Injeção de gás.

Os métodos de recuperação secundária especiais são:

• Térmicos (injeção de vapor e combustão in situ, com o objetivo de reduzir a

viscosidade do petróleo);

• Injeção de gás miscível (CO2, N2, ou hidrocarbonetos com o objetivo de reduzir a

viscosidade do petróleo);

• Químico (injeção de polímeros ou tenso-ativos com o objetivo de aumentar a

viscosidade do fluido injetado ou com o objetivo de reduzir a tensão interfacial do

fluido injetado).

Além de manter a pressão do reservatório, a água injetada faz a varredura do

reservatório, deslocando o petróleo em direção aos poços produtores.


82

Também,segundo Thomas (2002), a eficiência de varrido do reservatório pela injeção

da água não é de 100%, ou seja, só parte do óleo é efetivamente deslocada pela água.

Com relação ao montante global do uso da água para injeção (produzida + doce), se

injeta na UN-BA hoje um volume cerca de 10 vezes maior de água do que o volume

produzido de óleo conforme a figura 4.8 . Esta proporção pode ser crescente ao longo

do tempo.

INJEÇÃO PARA RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA E PRODUÇÃO DE ÓLEO NA UN-BA

0,0

500000,0

1000000,0

1500000,0

2000000,0

2500000,0

jan-0

0

mai-00

set-0

0

jan-0

1

mai-01

set-0

1

jan-0

2

mai-02

set-0

2

jan-0

3

mai-03

set-0

3

jan-0

4

mai-04

set-0

4

jan-0

5

mai-05

set-0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME(

M3/

MÊS

)

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

RA

ZÃO

Prod óleoInj Total Rec SecR inj rec sec/Prod óleoLinear (R inj rec sec/Prod óleo)

Figura 4.8- Injeção de água (doce + dump-flooding + água produzida) para recuperação

secundária e produção de óleo na UN-BA Fonte: Construção do autor com dados do SIP(2006) Uma parte da água que é injetada tem a finalidade apenas de descarte em poços

planejados para isto, de modo a proteger o meio ambiente. Isto acontece quando por

algum motivo a água produzida não está podendo ser aproveitada para recuperação

secundária, existe a sobra, que então é injetada.

Para efeito de ilustração e comparação, no Apêndice B, mostra-se a comportamento

da produção de óleo bem como a injeção de água para recuperação secundária na:


83

• Bahia (figura B.1) pela Petrobras nos últimos 25 anos,

• Argentina(figura B.2 ) todas as empresas

• Petrobras Energía (figura B.3) na província de Neuquen -Argentina

• Repsol-YPF (figura B.4) na província de Neuquen-Argentina

Esses dados propiciam uma visão de como se dá a relação/dependência entre a

produção de óleo e o uso da injeção de água para recuperação secundária

convencional via injeção de água para os campos maduros. As informações indicam

que existe uma indissociabilidade entre a produção de óleo e a necessidade de

injeção de água para manutenção/aumento da produção de óleo em campos terrestres

maduros.

4.3.1-Descarte de água produzida

Com o volume crescente da geração de água produzida nos reservatórios e do

conseqüente aumento da RAO (e BSW) ocorre da dificuldade de injetar de toda a água

produzida para recuperação secundária, aí é utilizado o descarte desta água a qual em

poços injetores com esta finalidade.Estes poços semelhantes a um poço para

recuperação secundária, geralmente recebem bem os volumes, sob disposição

adequada sem apresentar problemas de injetividade.

O descarte de água produzida na UN-BA é mínimo, constituindo-se de apenas 1,2 % de

toda a água produzida (ver figura 4.9), e ocorre apenas onde há uma incompatibilidade

da água de injeção com a água da formação reduzindo a injetividade nos poços.

A figura 4.9 mostra a evolução do percentual de água produzida que é descartada em

poços injetores.Ilustra que a proporção de água descartada vem aumentando, porém

apenas no campo mencionado. Por sua vez a figura 4.10 mostra esse descarte em

termos de volume absoluto.


84

ÁGUA PRODUZIDA DESCARTADA EM POÇOS INJETORES UN-BA

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

jan/00

abr/0

0jul

/00

out/0

0jan

/01

abr/0

1jul

/01

out/0

1jan

/02

abr/0

2jul

/02

out/0

2jan

/03

abr/0

3jul

/03

out/0

3jan

/04

abr/0

4jul

/04

out/0

4jan

/05

abr/0

5jul

/05

out/0

5

MÊS/ANO

DES

CA

RTE

(%)

% descarteLinear (% descarte)

Figura 4.9- Evolução da participação de água produzida que é descartada em poços injetores na UN-BA Fonte: Construção do autor com dados do SIP (2006)

DESCARTE DE ÁGUA PRODUZIDA NA UN-BA

0,0

5000,0

10000,0

15000,0

20000,0

25000,0

jan/00

abr/0

0jul

/00

out/0

0jan

/01

abr/0

1jul

/01

out/0

1jan

/02

abr/0

2jul

/02

out/0

2jan

/03

abr/0

3jul

/03

out/0

3jan

/04

abr/0

4jul

/04

out/0

4jan

/05

abr/0

5jul

/05

out/0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

M³)

Descarte UN-BALinear (Descarte UN-BA)

Figura 4.10- evolução descarte volumétrico de água produzida na UN-BA


A figura 4.11, mostra a evolução do volume da água doce e produzida (para

recuperação secundária) e a água produzida descartada na UN-BA.Nota-se que,


85

o volume do descarte de água produzida embora crescente atinge apenas cerca

de 1,2% do volume global de injeção de água.

INJEÇÃO GLOBAL DE ÁGUA NA UN-BA

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

jan/00

abr/0

0jul

/00

out/0

0

jan/01

abr/0

1jul

/01

out/0

1

jan/02

abr/0

2jul

/02

out/0

2

jan/03

abr/0

3jul

/03

out/0

3

jan/04

abr/0

4jul

/04

out/0

4

jan/05

abr/0

5jul

/05

out/0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

Dump floodInj Total GeralInj água doceInj Ag Prod UN-BADescarte UN-BA

Figura 4.11-Evolução da injeção de água doce, água produzida, dump-flooding para recuperação secundária e do descarte de água produzida em poços injetores na UN-BA Fonte: Construção do autor com dados do SIP (2006)

Fazendo uma comparação entre o volume que é descartado de água produzida e a

água doce que é injetada, vê-se pela figura 4.12 que o volume que é descartado é bem

inferior ao do volume de água doce utilizado para fins de recuperação secundária.

DESCARTE DE ÁGUA PRODUZIDA E INJEÇÃO DE ÁGUA DOCE NA UN-BA

0,00

50000,00

100000,00

150000,00

200000,00

250000,00

300000,00

350000,00

jan/00

abr/0

0jul

/00

out/0

0jan

/01

abr/0

1jul

/01

out/0

1jan

/02

abr/0

2jul

/02

out/0

2jan

/03

abr/0

3jul

/03

out/0

3jan

/04

abr/0

4jul

/04

out/0

4jan

/05

abr/0

5jul

/05

out/0

5

MÊS/ANO

VOLU

MEM

ENSA

L(M

³)

Inj água doceDescarte UN-BA

Figura 4.12 - Água doce injetada e água produzida descartada



86

4.4-Aspectos ambientais

Neste item analisamos o uso da água doce para recuperação secundária, bem como o

da água produzida, sob o ponto de vista ambiental, citando a experiência de outros

países.Por fim comentamos o assunto para o caso da UN-BA.

4.4.1- A questão ambiental do uso da água doce

O uso da água doce para recuperação secundária apresenta um fator ambiental que

tem provocado um certo nível de questionamento e debates.

Segundo C. Khelil, A. Harouaka e A. Delhoume(1979), o conflito entre baixa

disponibilidade hídrica nas regiões produtoras de petróleo na Argélia, e necessidade de

injeção de água para recuperação secundária.

Explicam, à época, que a maioria dos campos de óleo e gás na Argélia encontram-se

localizados no deserto do Saara. Portanto, a indisponibilidade de manancial de água

em uma zona árida se torna um problema, enquanto existe a necessidade para água de

injeção é para um certo número de reservatórios.

Afirmam que a maioria dos campos de petróleo na áfrica e no Oriente Médio foram

descobertos nos anos 50 (do século passado) e que levando em conta a taxa de

desenvolvimento daqueles campos, todos se encontram na fase de necessidade de uso

da recuperação secundária, para manutenção da pressão de reservatório. Para este

propósito a injeção de água era o processo mais conhecido e praticado.

Argumentaram, no entanto que era aí que eles enfrentavam o principal problema: a

indisponibilidade de água.Naquela parte do mundo (África e Oriente Médio) as únicas

fontes de água disponíveis são a água do mar para a maioria dos casos e água salina

profunda que são incompatíveis(naquela localidade) sob o ponto de vista da

composição química, com a água da formação. Essa incompatibilidade segundo eles

poderia levar a formação desastrosa de incrustação, o que poderia matar poços e

campos. Este problema poderia ficar mais agudo, dependendo do tipo de malha de


87

injeção. Concluíam que uso daquelas águas seriam necessários custosos processos de

tratamento e de condicionamento das mesmas para a finalidade de injeção.

Naquela época a injeção de água era o método mais popular no mundo inteiro

notadamente nos Estados Unidos e Canadá em face da existência da disponibilidade

de água em quase todo o território daqueles dois países.

Atualmente, no Canadá, mais especificamente na província de Alberta - que é

responsável por aproximadamente 70% da produção nacional de petróleo e 80% da de

gás naquele país (GORDON, 2005) - tem ocorrido um crescente debate no que

concerne à utilização da água doce para fins de recuperação secundária de petróleo.

Em pesquisa realizada pelo governo daquela província essa preocupação de interesse

difuso ficou evidente nos resultados obtidos (Water..., 2003).

Na parte terrestre da província, produzindo nos dias de hoje, um volume equivalente a

toda produção terrestre e marítima brasileira, o volume de água doce utilizada mostra-

se sob uma forte significância popular, principalmente em razão de observações

efetuadas em cima do que se dá no imaginário social coletivo durante a época de secas

estiagens.Tal fato que vem ocorrendo com alguma freqüência dada às mudanças

climáticas atuais.

Lá tem sido estimulado pelos órgãos regulamentadores o uso de água salina de poços

mais profundos em substituição à água doce quando da renovação e/ou solicitação de

outorgas em determinadas zonas de conflitos.

Segundo Peachey (2005) a EUB –Energy Utilities Board e a AENV-Alberta Environment

- têm estimulado o uso de outras fontes de água em substituição à água doce, liberando

o uso da água salina (> 4000 ppm de cloretos totais) de poços subterrâneos mais

profundos. Sugerem, também, a busca de outras fontes como águas residuária de

esgotos tratada e/ou de processos industriais a exemplo de refrigeração de plantas


88

industriais, antes da decisão pelo uso da água doce no tocante à estimulação de poços

para a produção de petróleo.

Os críticos do uso da água doce (normalmente ONGs) argumentam que a prática do

uso da água doce pode vir a interferir no ciclo hidrológico natural, já que a retirada

dessa água para injeção pode ocorrer por um tempo bastante longo, considerando que

ela é injetada em maiores profundidades.

Em debates ocorridos em Alberta, a AENV (2002) explica que o ciclo hidrológico

descreve a circulação contínua da água ao longo do meio ambiente à medida que ela

se move, sendo a partir dos oceanos para a atmosfera e para o solo e finalmente e com

o repetido retorno para o oceano.

O ciclo é formado pela energia do sol e pela gravidade da terra e se processa

indefinidamente, com ou sem intervenção humana. Também referenciado como ciclo

da água, o ciclo hidrológico é constituído de uma série complexa de Processos e

Armazenamentos. Os Processos se referem a como nós descrevemos o movimento da água entre os

vários componentes de Armazenamento.

Envolvem:

• Precipitação: vapor para líquido ou sólido;

• Evaporação e transpiração (líquido para vapor);

• Escoamento superficial;

• Infiltração, recarga subterrânea, descarga e fluxo subterrâneo;

• Acumulação de neve, derretimento da neve, congelamento e derretimento (sólido

para líquido e vice versa).

Os Armazenamentos se referem aos reservatórios onde a água pode ser encontrada

sob os vários estágios do ciclo hidrológico:

• Oceanos (de longe o maior armazenador com 96,5% da água global)

• Calotas polares (1,7% da água global)


89

• Água subterrânea e aqüíferos (1,7%)

• O restante(0,1%) inclui:

o Outras geleiras e neve;

o Lagos;

o Umidade do solo;

o Água atmosférica;

o Rios e riachos.

Os diversos processos e armazenamentos podem ocorrer nas mais variadas escalas de

tempo. Os processos superficiais, tais como: evaporação, precipitação e escoamento

superficial ocorrem muito mais rapidamente que os processos de sub-superfície tais

como: fluxo subterrâneo, infiltração recarga e descarga.

Os Processos de superfície e/ou próximo à superfície podem ser considerados mais

ativos

Com relação à alegação sobre a remoção da água do ciclo hidrológico ativo, a AENV

conclui que na retirada e uso da água - seja superficial, ou subterrânea retornada ou

disposta em local não considerado mais parte do ciclo hidrológico ativo - o uso/consumo

dessa água não é o componente mais crítico. A criticidade se dá, onde a mesma é

retornada ou disposta.

Por fim, a AENV entende que a retirada de água com fins de recuperação secundária é

feita por um intervalo de tempo maior que o desejado, retardando a velocidade do ciclo

hidrológico natural para tempos possivelmente humanos e não tempos geológicos

como atribuem as ONG.

Para se ter uma idéia da proporção de utilização da água doce (em base anual) para

atividades de E&P da indústria petrolífera em Alberta e na Bahia pela Petrobras em

2001(época da enquête), vide a tabela 4.1 a seguir:


90

Tabela 4.1-Utilização de água doce de mananciais para recuperação secundária na indústria petrolífera de E&P(quadro comparativo)

Injeção de água doce de mananciais (milhões de m³)8

LOCAL

Superfície Sub-superfície

TOTAL

(Milhões de m³)

OBS

Província de Alberta (Canadá) em 2001

26,1

20,4

47,53

21% da água injetada é de subsuperfície e salobra/salina (>4000 ppm de cloretos)

Estado da Bahia(UN-BA) em 2001

-

2,95

2,95

Só injeta água captada de subsuperfície

Fonte: Construção do autor baseada em CAPP (2002) e SIP (2006)

Na Argentina, onde a atividade de E&P é predominantemente terrestre e grande parte

dos campos estão maduros - a injeção de água para recuperação secundária é usada

com bastante intensidade. Da mesma maneira que no Canadá, lá tem havido

preocupações relacionadas ao uso da água doce pelas empresas de petróleo,

principalmente no que concerne a injeção de água. Em Comodoro Rivadávia região

árida, tem havido reclamações contra empresas petrolíferas por utilizarem um volume

maior para seu próprio uso do que o para consumo humano da população, o que

chegou a gerar um certo nível de conflito (GARCIA, 2003)

Na província de Mendoza, igualmente árida, o governo local busca desestimular o uso

da água doce para injeção de água e estabelece uma cobrança diferenciada no volume

utilizado para os diversos usos, tais como : para a agricultura; para o consumo humano;

para a área industrial e para a indústria de petróleo (COMPARACIÓN....,2003)

Embora o volume de água doce utilizada pela indústria petrolífera Canadense, para fins

de recuperação secundária, seja muito maior que a utilizada pela UN-BA, e que

segundo especialistas ouvidos estejam dentro do estoque renovável do ciclo

8 -Para o caso canadense trata-se do volume injetado em 2001 e que segundo a CAPP-Canadian Association of Petroleum Producers, em seu Technical Report (CAPP, 2002)- corresponde ao uso real. No caso da UN-BA o levantamento se refere ao volume utilizado no período de Janeiro a dezembro/2001(doze meses) -Os volumes acima relacionados se referem à água utilizada para recuperação secundária apenas


91

hidrológico, providências de gestão mais sustentável do uso da água doce são bem-

vindas e necessárias pelos seguintes motivos:

• A legislação base sobre e recursos hídricos (Estadual e Federal) prevê a

prioridade no uso da água doce para consumo humano e dessedentação de

animais em caso de vir a ocorrer situações de escassez;

• Com a criação dos comitês de bacia, filtros poderão ser criados neste sentido,

tanto no aspecto econômico como na priorização do uso;

• Responsabilidade social.

4.4.2-A questão ambiental da água produzida

Como já foi explicado anteriormente, o volume de água salgada que é produzida

juntamente com o petróleo em um campo de petróleo tem um crescimento contínuo à

medida que um campo de produção de petróleo vai se tornando maduro.Existem casos

em que campos são produzidos com BSW de até 99%(PEACHEY, 2005). No caso da

UN-BA a faixa varia de 65% a 95 %(caso do campo de Buracica) sendo, no entanto, a

média global da Bahia em torno de 85% para o ano de 2005.

Segundo Allen e Robinson (1993) a água produzida é basicamente a água proveniente

da formação separada do óleo e do gás. Ela pode se constituir da água original da

rocha-reservatório (água conata) ou de uma mistura dessa água mais a água de injeção

originária de programas de recuperação secundária.Ela pode conter também resíduos

de fluidos de outros processos que ocorrem na superfície (ex, resíduos de

dessalinização) e produtos químicos usados durante o manuseio do óleo cru

(desemulsificantes, inibidores de corrosão, inibidores de incrustação, etc.). Mudanças

de pressão - quando o fluido vem para as condições de superfície, ou o inverso, quando

injetado com outros tipos de água, podem resultar em precipitação/deposição de

incrustação.Em alguns casos esta incrustação pode ser radioativa. Produtos de

corrosão, bactérias e grãos da formação podem também estar presente juntamente

com o óleo cru e os gases dissolvidos.


92

Segundo os autores, efeitos tóxicos e nocivos da água produzida podem ser derivados

dos numerosos componentes das águas produzidas os quais podem ser divididos nos

seguintes grupos:

i. O efeito da alta salinidade;

ii. A influência dos metais pesados;

iii. Toxicidade dos orgânicos solúveis;

iv. A influencia dos orgânicos insolúveis;

v. A toxicidade dos produtos químicos usados nos campos de petróleo;

vi. A radioatividade.

A maneira como uma combinação dos efeitos citados pode impactar o meio ambiente

depende da característica do local o qual esta água vai ser descartada. Os s possíveis

efeitos incluem poluição marinha, poluição de rios e lagos, contaminação de aqüífero

dano ao solo, à fauna e à flora.

Os efeitos da salinidade são mais prováveis de impactar severamente as águas doces

como as de rios, lagos e aqüíferos os quais têm usos para agricultura ou uso como

água potável.

Segundo Cunha (2005) o impacto ambiental provocado pelo descarte da água

produzida é geralmente avaliado pela toxicidade dos constituintes e pela quantidade de

compostos orgânicos e inorgânicos presentes. Os contaminantes presentes podem

causar diferentes efeitos sobre o meio ambiente. Após o descarte, alguns desses

contaminantes permanecem dissolvidos, ao passo que outros tendem a sair de solução.

Acredita-se que os efeitos mais nocivos ao meio ambiente são aqueles relacionados

aos compostos que permanecem solúveis após o descarte da água produzida.

Geralmente, a salinidade e o teor de óleos presentes nas águas produzidas são os

fatores determinantes para a escolha do(s) processo(s) de tratamento e do local de

descarte do efluente tratado.


93

Por questões ambientais e para atendimento a condicionantes de licenciamento,

cuidados especiais têm que ser tomados para evitar que a água produzida possa vir a

causar impactos ambientais refletidos através potenciais vazamentos superficiais ou de

sub-superfície atingindo corpos d’água potável, alterando e comprometendo a sua

qualidade.

O documento AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (1995) diz que assim como para

as operações de produção de óleo e gás, a questão da proteção ambiental é uma das

prioridades quando do gerenciamento da água produzida, especialmente a que é salina.

Ele diz que:

• “... Todas as atividades de injeção de água produzida deve ser planejada, operada, monitorada, mantida, tamponada e abandonada adequadamente para evitar que o fluido se desloque internamente ou entre em fontes de água potável . Monitorar e testar a integridade mecânica ajuda a demonstrar que não existe nenhum movimento de fluido indesejado;

• Os equipamentos de superfície, tubulações, bombas, tanques de armazenamento, etc.-também devem ser projetados para evitar vazamentos ou derramamento de materiais que os mesmos contêm e minimizar emissões para o ar;

• A manutenção adequada inclui inspeções de rotina do poço, reparo, monitoramento e limpeza;

• Em situações de emergência, tais como quebra/falha de instalações de disposição, armazenamento temporário de água produzida numa superfície revestida pode ser permitido. Entretanto as agências reguladoras pertinentes devem ser consultadas antes da construção de tais instalações de emergência. Tanques são os meios preferidos para fornecer armazenamento de emergência;

• Deve ser lembrado que falhas no atendimento às regulamentações pertinentes pode resultar em multas e em ordens de paralisação da produção inteiramente, até que a operação esteja em conformidade com os regulamentos......”

Nos EUA, A EPA-Environmental Protection Agency - Agência de Proteção Ambiental –

e os estados têm regulamentos específicos para controle da injeção de sub-superfície,

a qual endereça requisitos de operação e construção para poços de injeção. Estes

regulamentos são promulgados sob a autoridade da Safe Drink Water Act (SDWA) -Lei

de segurança da água potável.Existe para isso o programa UIC-Underground Injection

Control (programa de controle de injeção subterrânea),que regulamenta tecnicamente a

questão no sentido de dar segurança/proteção aos aqüíferos de água potável, quando

do uso da injeção de água produzida para descarte ou injeção para recuperação

secundária de campos de petróleo.


94

Sob a regulamentação federal e dos estados existem cinco (05) classes de poços de

injeção. Os utilizados para fluidos produzidos a partir dos reservatórios de óleo e gás

são poços de injeção classe II.

Na maioria dos estados americanos, a agência reguladora estadual tem jurisdição

sobre o programa de controle de injeção subterrânea.

Nestes estados a agência de óleo e gás aprova as licenças relacionadas a controle de

injeção subterrânea.O USEPA emite licenças para estados que não obtiveram ainda

autoridade para operar o programa de controle de injeção subterrânea.

Vazamentos de água produzida, de óleo e de uma variedade de produtos químicos

podem necessitar serem relatados para as agências ambientais. Os requisitos para

relato de vazamento a área onde a instalação está localizada deve ser pesquisado

pelas empresas para garantir um adequado e imediato relatório quando solicitado.

Portanto, é importante que para a água produzida haja um gerenciamento adequado

para evitar/reduzir a sua geração, evitando os custos mencionados e também os

posteriores impactos potenciais, em caso de vazamentos.

4.5-Aspectos econômicos

Na gestão da água, seja ela produzida ou doce, aspectos econômicos precisam ser

abordados. É o que estamos fazendo nos itens seguintes.

4.5.1-A questão econômica da água doce

A legislação referente a recursos hídricos define que a água tem o seu valor econômico

e que, em função disto e para promoção de uma melhor gestão por parte dos usuários,

está prevista a implementação da cobrança pela utilização da mesma. Os critérios e


95

valores de cobrança estarão a cargo dos comitês de bacias hidrográficas. No Brasil já

existem experiência de cobrança no estado do Ceará e na Bacia Hidrográfica do rio

Paraíba do sul. A nova legislação baiana sobre recursos hídricos prevê a cobrança, porém os comitês

de bacias ainda estão em fase inicial.

Para o caso da UN-BA, toda a água doce captada é proveniente de poços subterrâneos

que captam água em sua maioria da formação São Sebastião.

Aguarda-se a definição dos critérios para pagamento por esta utilização, bem como os

futuros contornos desta utilização quando os comitês de bacias estiverem funcionando.

A UN-BA, como foi visto na tabela 4.1, utiliza anualmente cerca de 5,9 milhões de m³ de

de água doce e cerca de 50 % é para recuperação secundária (injeção de água).

4.5.2-A questão econômica da água produzida

Conforme já foi comentado anteriormente, o volume crescente da água produzida em

campos maduros pode trazer consigo uma série de implicações de custos. Este

aumento influencia nos custos refletidos em:

• Aumento da vazão de elevação e escoamento dos poços de produção –energia;

• Coleta e separação da emulsão nas estações coletoras - Produtos químicos e

energia;

• Separação e tratamento da água produzida para condicioná-la ás especificações

de injeção no reservatório - Produtos químicos (desemulsificantes e bactericidas)

e energia;

• Transporte em tubulações e injeção através de bombas com alta pressão nos

reservatórios produtos químicos (inibidores de incrustação, inibidor de corrosão)

e energia.


96

Todos estes custos ainda envolvem mão de obra direta e contratada, custo de

manutenção e depreciação de equipamentos.

Os custos operacionais unitários relacionados ao gerenciamento da água produzida

na Bahia nos anos 2002 a 2004 foram os seguintes, conforme tabela 4.2:

Tabela 4.2- Custo operacional unitário da água produzida pela Petrobras/UN-BA

ANO

CUSTO OPERACIONAL *

(U$/m3)

CUSTO OPERACIONAL

*(U$/bbl)

DÓLAR MÉDIO (R$/U$)

CUSTO OPERACIONAL

(R$/bbl) 2002 10,7 1,6 2,9204 4,63 2003 10,2 1,5 3,0775 4,61 2004 9,5 1,5 2,9290 4,39

Fonte: Construção do autor com base dados do sistema PRO9

Estas informações obtidas não é decorrente de um calculo oficial da UN-BA, porém um

exercício/inferência do autor dessa dissertação10, pois não existe ainda uma

estratificação para o custo da água produzida no sistema de custos, sendo tudo

distribuído pela cadeia produtiva.

Khatib e Verbeck (2003) apud Veil e Pruder (2004),apresentam a distribuição de custos

de uma empresa multinacional como a Shell(ver Tabela 4.3) para água produzida em

termos percentuais (hierarquizado por valor) como:

9 PRO-Sistema informatizado de acompanhamento de custos.Hoje está substituído pelo SAP/R3 10 -Não estão incluídos nele, os custos do gás natural usado como energia nos processos (caldeiras, tratadores, compressores, para gás-lift10 ); -Esses custos foram calculados, com base no volume anual gerado de água produzida e a sua alocação por processo e inclui material, mão de obra própria e terceirizada e impostos; -Para levantar estes custos foram utilizados os custos dos processos de Elevação e Escoamento; Coleta e Tratamento do óleo: Tratamento e injeção de água produzida para recuperação secundária e para descarte. Acrescido a isto, os valores de intervenção no reservatório. -Não estão englobados os custos de manutenção/substituição de linhas corroídas nem de infra-estrutura; obras por exigência de licenciamento etc.


97

Tabela 4.3-Distribuição dos custos de gestão da água produzida na Shell

COMPONENTE

PARTICIPAÇÃO NO CUSTO (%)

Bombeamento 27,5 Separação óleo/água 21,0 Elevação a partir do poço de petróleo 17,0 Separação da água produzida do óleo residual

15,0

Filtração da água produzida 14,0 Injeção/reinjeção da água 5,0

Fonte: Construção do autor baseada nos dados de Khatib e Verbeck (2003)

Os autores citados estimam que os custos com a gestão de água produzida pela Shell

a nível mundial(em 2003) é de cerca de US$ 400 milhões anuais(em 2002), e que o

custo por barril produzido varia de região e país para país, com o volume produzido,

salinidade da água. Informam que se situam numa faixa de 0,02 a U$ 2,5/bbl e que, nos

EUA estaria numa média de US$ 0,10/bbl (para a Shell).

Mostrado de outra maneira e por outros autores os custos de gestão da água produzida

são mostrados na tabela 4.4, abaixo, segundo Jackson and Myers (2002,2003) apud

Veil e Pruder (2004) para ocaso dos EUA.

Tabela 4.4-Custos de gestão da água produzida

OPÇÃO DE GESTÃO CUSTO ESTIMADO (US$/bbl)

Descarga na superfície 0,01 - 0,80 Recuperação secundária 0,05 - 1,25 Descarte em poços 0,05 - 2,65

Fonte: Adaptado de Jackson e Myers (2002, 2003) apud Veil e Pruder (2004) Em campos onde a salinidade é mais baixa e a profundidade dos poços bem menores,

como os terrestres do Rio Grande do Norte, os custos de gestão da água produzida

tendem a ser bem menores que na Bahia, onde a salinidade varia de 25.000 a 200.000

mg/L.


98

A água produzida, quando utilizada para finalidades de recuperação secundária

convencional(injeção de água) adquire um valor comercial.Isto acontece não apenas

porque ela contribui para a produção adicional de óleo, como também substitui a busca

por fluidos que de outra maneira teria que ser comprado,finaliza.Com isso quer dizer

que deve ser evitado o descarte da água produzida via injeção, pois se trata de um

resíduo com valor(AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE..., 1995).

4.6-Foco da Pesquisa

Como foi apresentada ao longo deste capítulo, a UN-BA é o foco do nosso estudo, para

uma unidade de negócio brasileira com atividade terrestre de E&P.

4.6.1 Água doce

Ela utiliza água doce em seus diversos processos.Aplicando o Princípio de Pareto11

(poucos vitais e muitos triviais), para priorização de enfoque, o processo que mais

consome este recurso natural em nível de individual é a injeção de água para

recuperação secundária. Aliado a isto a isso, esta utilização não é ambientalmente

amigável, pois embora inferindo que este nível de utilização possa vir a estar ainda

estar dentro do estoque renovável do ciclo hidrológico, ele pode num médio/longo prazo

contribuir para conflitos sobre o uso deste recurso natural.

Com este estudo estamos contribuindo para uma solução, e se antecipando também a

futuras medidas que possam ser adotadas por decisões coletivas dentro dos comitês de

bacias hidrográficas nos quais estão inseridos os poços de captação da UN-BA

Aliado a isto tem o aspecto legal sobre a priorização da água para o consumo humano.

11 Princípio de Pareto – prevê que cerca de 20% das causas de um problema (as poucas vitais) respondem por cerca de 80% da ocorrência do mesmo.Enquanto que, as 80% demais (as muitas triviais), respondem pelos restantes 20%. Este raciocínio visa despertar a importância da priorização e o uso objetivo e eficaz dos recursos para a solução dos problemas, pelos gerentes.


99

Conforme foi demonstrado através dos dados que, embora a proporção de água doce

utilizada na injeção de água venha decrescendo ao longo dos últimos cinco(5) anos,

fazem-se necessárias ações sistematizadas de modo que isto ocorra de maneira mais

consistente, efetiva e permanente e, dentro de uma melhor contribuição para a

sustentabilidade.

Neste caso, estamos balizando a sustentabilidade ambiental por dois aspectos básicos:

1. Que o consumo de água doce inferior à capacidade de recarga do aqüífero

fonte.. Para tanto o volume de consumo deve considerar tanto o montante

destinado às atividades de produção de petróleo (com foco na recuperação

secundária) como também os consumos concorrentes de atividades tais como:

agrícolas, abastecimento para consumo humano, outras atividades industriais

futuras que possam vir a consumir tais recursos;

2. Mesmo que este consumo esteja dentro da capacidade de suporte (recarga do

aqüífero), o consumo para produção precisa ser considerado somente quando

alternativas de fonte sejam restritivas e inviáveis para aplicação na produção.

Neste caso sugere-se que o consumo de água doce deva ser priorizado para os

usos mais nobres abastecimento humano e dessedentação de animais.

4.6.2 Água Produzida

Para a água produzida, os dados demonstram que existe um aumento constante da

razão água/óleo (BSW) da produção da UN-BA, necessitando que ações técnicas e

gerenciais sejam adotadas de modo que haja uma melhor gestão desta produção,

através de uma redução de sua produção, melhor utilização sem, no entanto interferir

no nível de produção de óleo.

No apêndice, são apresentados, figuras com os dados sobre alguns campos da UN-BA.


100

4.6.3- Perguntas a serem respondidas

Portanto existem dois problemas, cujas respostas para as soluções sejam respondidos

e tratados ao longo deste trabalho:

1. O que fazer para evitar/reduzir a utilização de água doce com finalidades de

recuperação secundária?

2. O que fazer para melhor controlar/reduzir a geração de água produzida

decorrente das atividades de produção terrestre, sem que comprometa a

produção de óleo?

Para responder a estas perguntas, a seguir, no capítulo 5 estamos realizando uma

análise das alternativas existentes/disponíveis baseadas em literatura, seminários e

contato com profissionais, utilizando para isto a abordagem de prevenção da poluição

baseada na Produção Mais Limpa e muita bem ilustrada no organograma mestre de

ações de prevenção da poluição de La Grega.

Para efeito deste trabalho ressaltamos que consideramos idênticas as abordagens da

Produção Mais Limpa (P+L) e Prevenção da Poluição (P2). Também, o leitor poderá ver que ao lançarmos mão da possibilidade de utilização de

fonte de água que seria um resíduo externo estaremos ampliando/enriquecendo a

compreensão da P+L, o que para alguns autores seria usar neste caso a abordagem da

Ecologia Industrial/Metabolismo Industrial, ou seja, estamos compreendendo o escopo

das operações da UN-BA, ampliado para o seu entorno e considerando essa

abordagem como P+L.


101

5 - ESTUDO DAS ALTERNATIVAS EXISTENTES/POTENCIAIS E DISPONÍVEIS O propósito deste capítulo é apresentar um estudo, sobre as alternativas que possam

vir a contribuir na solução dos problemas apresentados no Capítulo 4-Caracterização

do Problema, baseado na literatura e nas práticas internacionais disponíveis, bem como

nos estudos que vêm sendo feitos por pesquisadores e técnicos da própria Petrobras.

Nele, são apresentadas as alternativas com as suas fundamentações. Ao final de cada

alternativa também são apresentadas as respectivas vantagens e desvantagens e os

requisitos para a sua implantação.

As alternativas potenciais estudadas são identificadas, conforme o conceito de P+L

ilustrado no organograma mestre de La Grega (Figura-3.1) já mencionado no capítulo 3,

sendo uma adaptação ilustrativa e didática de Kiperstock (2002). A seqüência é

mostrada, partindo hierarquicamente do que é mais desejável em termos de prevenção

da poluição e contribuição para a sustentabilidade até as soluções de fim-de-tubo

(pouco desejável).

No próximo capítulo (capítulo 6), se avalia a aplicabilidade de cada uma das

alternativas potenciais à realidade da Petrobras/UN-BA para definir viabilidades, e sob

quais condições.

É Chamada a atenção de que, para efeito deste trabalho, estamos considerando como

parte da P+L algumas alternativas estudadas, a exemplo do: uso de efluente tratado de

esgotos sanitários (fonte residual externa) em substituição à água doce subterrânea

utilizada na recuperação secundária. Alguns autores mais rigorosos/puristas interpretam

este recurso como parte da Ecologia Industrial conforme relatado por Marinho (2002) num aprofundamento sobre as diversas interpretações de abordagens de prevenção de poluição.

Adicionalmente, considera-se, também, para efeito do trabalho, que a abordagem da

Produção Mais Limpa(P+L) é totalmente semelhante à da Prevenção da Poluição( P2)


102

oriunda da Legislação Americana (Pollution Prevention Act de 1990) e amplamente

divulgada pela USEPA-United States environmental Protection Agency –conforme

admitido pela própria UNEP-United Nations Environmental Programme (2001) em site

na Internet. Com base nisso a isso em várias situações P+L/P2 é mencionado,

deixando o conceito aqui explicitado.

Conforme exposto nos capítulos 2 e 4, o estudo é priorizado sob macro-processo de

Produção de Petróleo que consiste basicamente dos processos de

• Elevação e escoamento do óleo;

• Coleta, tratamento e transferência do óleo ;

• Tratamento e injeção de água.

A explicação para tal priorização se deve ,de fato , saber-se que :

• O maior consumo individual de água doce nas atividades de E&P na

Petrobras/UN-BA está concentrado na recuperação secundária (tratamento e

injeção de água);

• O uso da água doce com essa finalidade é menos recomendável/amigável em

termos de sustentabilidade;

• É no processo elevação e escoamento onde ocorre a maior contribuição para

geração de água produzida.

Pode-se assumir assim que a produção de petróleo compreendida por esses três

processos tem como resíduo líquido a água salgada produzida que é parte da

emulsão óleo-gás-água. Para essa água produzida a média mundial apresenta um

BSW-Basic Sediments and Water (Percentual de água e sedimentos contidos no óleo)

de cerca de 75% (Correia, 2004).É de cerca de 85% na Petrobras/UN-BA, chegando a

95% no Campo B . Isso implica em um custo adicional de mão-de-obra, energia e

produtos químicos para a sua elevação, para o seu tratamento e separação, transporte

e para injeção, seja com finalidade de descarte (disposição final) em poços


103

especialmente autorizados/planejados para esse fim ou para fins re-injeção de água

com finalidades de recuperação secundária convencional em sua grande maioria.

Além disso, a produção desse “resíduo” gera custos e pode ,também, implicar em riscos

ambientais potenciais com alteração da qualidade da água de mananciais superficiais e

subterrâneos. Isso pode ocorrer durante o seu manuseio, caso haja problemas de falha

na integridade mecânica/revestimento do poço de injeção ou de furos nas linhas de

adução e de re-injeção da água produzida.

Um aumento da geração dessa água implica também em uma maior necessidade de

reposição da massa retirada através de mais injeção de água para fins de uma

re-pressurização e um varrido do reservatório, ou seja, para recuperação secundária.

Em alguns poucos casos onde a razão água/óleo( RAO) de produção é muito elevada e

as instalações de tratamento não têm, momentaneamente, capacidade operacional

suficiente de processamento, parte desta água segue para descarte em poços

específicos. Para complementar a cota da água de injeção utiliza-se água doce

proveniente de poços de captação subterrâneas o que não é desejável em termos de

sustentabilidade ambiental e responsabilidade social. Portanto, a água produzida,

gerada em excesso, pode inclusive vir a contribuir na distorção para uma causa fortuita

de captação de água doce que não aquela destinada , por si só , ao consumo humano e

dessedentação de animais .

A água doce é utilizada como água de reposição em alguns campos para

complementar a água de injeção quando o volume de água produzida não é suficiente

para tal ou quando os requisitos de qualidade recomendados pela Engenharia de

Reservatórios para a sua injeção não é possível de ser atingido seja em termos de:

compatibilidade com a formação, partículas de óleo, sólidos presentes(areia), tamanho

da partícula, presença de bactérias sulfato - redutoras etc. Porém, conforme ressaltado

no capítulo 3 , existem outros casos de reservatórios para os quais a água doce não é


104

aplicável pelo fato de que o seu uso pode causar inchamento de argilas por choque

salino, interferindo na sua permeabilidade quanto a produção do óleo.

Conforme Reynolds (2003), a água produzida pode influenciar na inviabilização de um

projeto pela redução da vazão ou finalização da sua recuperação ou ainda pelos custos

crescentes do seu manuseio. O custo da elevação e escoamento, separação, manuseio

e descarte dessa água é substancial. E em adição a essa sobrecarga econômica, a

água pode também reduzir diretamente a produção de hidrocarbonetos. A água,

segundo o autor, desempenha uma função muito importante ao longo de todo o ciclo de

vida de um poço. Uma lista de áreas de impacto(com implicação em custos) é dada na

tabela abaixo citada pelo mesmo.

Tabela 5.1-Relação de custos e áreas de Impacto (que implicam em custos)

ITEM ÁREAS DE IMPACTO

1 Contabilização na estimativa de reservas recuperáveis economicamente

2 Estratégias de uso da água no programa de perfuração

3 Estratégias de uso da água no projeto de completação

4 Estratégias de conformidade de controle da água no reservatório e no poço

5 Estratégias de injeção de água e de controle de fluxo

6 Elevação da água e manuseio na superfície

7 Tratamento químico

8 Estações coletoras e de processamento da água

9 Licenças e atrasos/impedimentos

10 Transporte

11 Injeção para descarte e recuperação secundária

12 Uso benéfico

13 Responsabilidade civil

Fonte: Reynolds (2003)

Segundo o mesmo autor, muitas empresas não reconhecem ou não contabilizam o

custo total do gerenciamento da água produzida já que esta contabilização está


105

geralmente distribuída ao longo de muitos departamentos. Conseqüentemente, o

impacto do custo da água é subestimado e oportunidades para implementar estratégias

e reduzir a ineficiência são desprezados ou não enxergados. Por outro lado

complementa Reynolds (2003) atribuindo surpreendentemente que, as companhias

menores (produtores independentes) estão em melhor posição para reconhecer a

matriz de custos e suas implicações. Tais custos e impactos impõem uma carga

enorme no tempo de retorno sobre o investimento final da indústria e reduzem

economicamente as reservas recuperáveis. Em muitos casos um ganho, por pequeno

que seja, na redução das ineficiências econômicas pode levar a um ganho econômico

substancialmente elevado.

Portanto, reitera-se que o foco do estudo, conforme definido no capítulo 4, em promover

alternativas de solução à caracterização do problema, com vistas a atingir os objetivos,

que se indagam:

• O que fazer para evitar ou minimizar o uso da água doce no processo de injeção

de água para recuperação secundária?

• O que fazer para melhor controlar/reduzir a produção de água produzida gerada

dos campos de petróleo (sem que haja perda na produção de óleo)?

Esses objetivos podem em muitos casos estar interligados/inter-relacionados, pois se

infere que ao se reduzir o volume da água produzida gerada torna-se possível reduzir a

necessidade global de injeção de água para recuperação secundária do óleo.

A seguir a apresentação das alternativas existentes/disponíveis, objeto do estudo.

Estudo e análise das alternativas potenciais/disponíveis

A seleção das alternativas a seguir obedece à seqüência prioritária definida como ideal

pelo Organograma Mestre de Prevenção da Poluição de La Grega, de modo

hierarquizado a saber:


106

- Reduzir na fonte

- Reutilizar/Reciclar internamente

- Reutilizar/Reciclar externamente

- Tratamento/regeneração

- Disposição final

5.1-Para a opção de “Redução na fonte” Para a opção de redução na fonte, segundo o organograma de La Grega, a divisão

consiste em:

• Mudanças no produto;

• Controle na fonte.

A seguir a descrição de cada um desses elementos

5.1.1-Mudanças no produto Para esta opção não foi identificada qualquer proposta de alternativa de uso, pois o

petróleo tratado seria o próprio produto. A interpretação atual é de que não existe uma

opção de mercado para isso. 5.1.2-Controle na fonte

O estudo se baseará em alternativas que minimizem a geração de resíduos líquidos no

macro-fluxo base da produção de petróleo, bem como no consumo de insumos naturais

(água doce) para o macro-processo “Produção de Petróleo”.

Dessa maneira, enfoca-se no estudo, as opções para a minimização da geração de

resíduos líquidos sob a forma de água produzida decorrente da produção, bem como o

consumo de água doce que é utilizada complementarmente (make-up) à água

produzida para a recuperação secundária de petróleo.


107

O estudo, na busca de alternativas reais e potencialmente viáveis, baseia-se no que

existe hoje de possível execução na indústria do petróleo, tendo como base a pesquisa

realizada.

Note-se, outrossim, que algumas das alternativas foram e/ou estão sendo

desenvolvidas na indústria do petróleo com a finalidade de aumentar a produção,

porém não deixando de contribuir para a redução da geração da água produzida.

5.1.2.1-Mudanças nos insumos A)Utilização de água salobra/salina proveniente de poços de captação mais profundos em substituição à água doce de poços de captação.

Essa alternativa consiste na utilização de água salobra/salina não potável proveniente

de poços mais profundos, perfurados para este fim, em substituição à água doce

utilizada em alguns campos para recuperação secundária. Com isso, visa-se a obter

disponibilidade hídrica mais nobre para o consumo humano e dessedentação de

animais, no caso de situações de escassez hídrica, conforme previsto na Lei Federal

9433/1987.

Normalmente, essa água tem mais compatibilidade físico-química com a água de

formação do que a água doce pois, se sabe que em alguns casos, essa última pode

proporcionar inchamento de argilas e causar tamponamento/redução de permeabilidade

de reservatórios.

Na província de Alberta, no Canadá, maior produtora de petróleo (e de hidrocarbonetos

em geral) daquele país, a AENV-Alberta Environment - o órgão ambiental provincial, em

sua Water Allocation Policy Related to Oilfield Injection-(política para outorga de água

com finalidades de injeção em campos de petróleo), dispensa licença para uso de água

salobra e salina provenientes de poços subterrâneos mais profundos (água de


108

salinidade > 4000 ppm de sólidos/cloretos totais) perfurados com esse fim (Alberta...,

2002 e 2003).Isso se dá, notadamente, nas chamadas White Areas, próximas de

aglomerados urbanos e de potencial conflito quanto ao uso da água doce. As

restrições, quanto a outorgas, são menos exigentes nas chamadas Green Areas em

áreas mais afastadas sem conflito e mais distante de aglomerados urbanos.

A CAPP- Canadian Association of Petroleum Producers-CAPP (Canadian..., 2002)

mostra em relatório o crescimento do uso da água salina, como água de reposição para

fins de injeção, bem como que existe um uso cada vez menor do uso da água doce

outorgada em relação do que é licenciado pelas autoridades ambientais. Parte disso se

explica, também, pelo maior uso da água produzida para fins de injeção(recuperação

secundária).

A ampliação do uso da água salobra/salina como alternativa para injeção em poços , é

defendida/apoiada por ONGs locais que sugerem sua extensão em prazo

razoável/negociável de uma maneira geral, independentemente de qual seja a

classificação de área (GRIFFITHS e WOYNILLOWICZ, 2003) no entorno das atividades

de produção.

As vantagens do uso da água salobra/salina em substituição à água doce de poços

subterrâneos se constituem de:

• Um menor gasto com tratamento químico por ser uma água mais pura e em geral

mais compatível com a formação,

• Um menor risco de inchamento de argilas e danificação da formação, quando de

sua utilização;

• Uma possível utilização de poços já perfurados com finalidade primeira de

produção de óleo e que resultaram seco e que trespassavam uma zona de água

salobra/salina;

• Uma disponibilização de recursos hídricos para a comunidade deixando de

consumir uma água, em média, de boa qualidade destinada ao consumo


109

humano (a água doce), o que evitar-se-ia ainda a possibilidade de algum tipo de

interferência no ciclo hidrológico natural (LEISCHART , 2003);

• Uma antecipação a possíveis medidas regulamentares de restrição de uso da

água doce cuja finalidade mais nobre seria o consumo humano e dessedentação

de animais.

As desvantagens:

• Custo de perfuração mais elevado em comparação a poços de captação de água

doce (em caso de se perfurar um poço com essa finalidade);

• Maior custo operacional devido ao maior gasto com energia elétrica para

captação devido à maior profundidade de retirada e da densidade do fluído;

• Equipamentos de bombeio/captação mais caros devido à necessidade de

proteção à maior corrosão (salinidade), necessitando que sejam confeccionados

em materiais especiais;

• Possível necessidade de criação de estrutura para armazenamento, transporte e

injeção;

• Gastos com pesquisas hidrogeológicas para localização de aqüíferos com essa

qualidade de água.

O(s) requisito(s):

Existência de formações portadoras de água salobra/salina em volume suficiente e

perene, ou seja, com recarga hídrica, com reserva suficiente, de preferência em locais

próximos ao de injeção, de modo a viabilizar técnica e economicamente o

empreendimento.

B)- Utilização/Reuso (externo) de água de esgotos em substituição à água doce captada e usada para injeção.


110

Esta alternativa consiste na utilização da água tratada proveniente de esgotos sanitários domésticos provenientes de estações de tratamento de esgoto de

municípios vizinhos, do entorno das operações de produção, em substituição à água

doce subterrânea captada.

É necessário verificar as necessidades de uso bem como o volume, o nível de

tratamento dos esgotos existentes nos municípios do entorno bem como de outros

municípios que não fazem parte do mesmo.

No Canadá a AEUB -Alberta Energy and Utilities Board – tem sugerido às empresas

petrolíferas usar água proveniente de esgoto domésticos tratado ou correntes de água

residuárias industrial como uma fonte para suprir a água de injeção de água em

campos de petróleo (PEACHEY, 2005), porém segundo o autor os principais

obstáculos, os quais requerem mais estudos são os potenciais impactos destas

correntes sobre reservatórios, as questões sobre as tubulações de transporte desta

corrente além de avaliações de outros impactos quanto à remoção destas correntes.

Neste trabalho o autor argumenta que, a água de descarga proveniente de plantas de

geração de energia ou refrigeração industrial poderiam também ser melhor

consideradas na medida que são de melhor qualidade que esgotos industriais ou

doméstico e que também podem melhor contribuir para produção por já serem mais

quentes.

Em contato mantido com Dr Peachey, (em março de 2006), sobre o conhecimento de

empresas no Canadá e/ou EUA sobre o uso de água tratada de esgoto para fins de

recuperação secundária, se foi informado pelo que até o momento não tinha notícias do

uso de água tratada de esgoto doméstico para aquela finalidade, e também não

acreditava que isto viesse acontecer facilmente, pela qualidade da água para o

reservatório, Porém, informou sobre um grande projeto em construção para


111

aproveitamento de água de esgoto tratado para processo em uma de refinaria de

petróleo na cidade de Edmonton, em Alberta, Canadá.

Com relação ao uso de efluente industrial tratado informou que no Canadá existem,

projetos de recuperação secundária utilizando esses efluentes que são, injetados em

aqüífero que pressurizam/alimentam zonas de produção de óleo em reservatório.

Confirmou que os produtores de petróleo estão sob pressão para evitar o uso de água

doce com fins de recuperação secundária, e estão neste momento cambiando para o

uso de água salobra/salina. Com relação ao uso de água de esgoto comentou que o

Canadá não tem muitas cidades grandes para poder aproveitar o esgoto gerado.

Relatório do DOE –Department of Energy -Departamento de Energia do governo

americano (DOE, 2003) apenas faz referência a estudo/experiência, sendo realizada

pela Chevron/Texaco no uso de água de esgoto tratada, porém nenhuma referência de

trabalho concreta foi encontrada pelo autor desta dissertação na Internet nem em

contatos até a presente data sobre a experiência daquela empresa .

Portanto, não foi localizado na literatura conhecida/pesquisada um fato concreto de

utilização de água de esgoto tratado para recuperação secundária, o que não exclui

que essa alternativa deixe de ser cogitada, pela potencial relevância social e ambiental

que inspira.

A guisa de informação e de um melhor entendimento sobre o reuso da água de esgoto -

mesmo sendo de profundidade ainda incipiente para os estudos de pesquisa atual-

fornece-se a seguir uma base teórica/elementos sobre o esgoto e o seu tratamento.

Tratamento do Esgoto

A implantação de uma estação de tratamento de esgotos tem por objetivo a remoção

dos principais poluentes presentes nas águas residuárias, retornando-as ao corpo

d’água sem alteração de sua qualidade.


112

As águas residuárias de uma cidade compõem-se dos esgotos sanitários e industriais

sendo que estes, em caso de geração de efluentes muito tóxicos, devem ser tratados

em unidades das próprias indústrias.

A quantidade total de esgoto a ser tratado em um sistema é função da população e da

indústria local a serem atendidas durante um período de 20 a 30 anos. Ademais, devem

ser consideradas as infiltrações da água de chuva e do lençol freático. O volume de

esgoto produzido por ano pode ser controlado pelas vazões obtidas nos medidores

instalados em pontos determinados do sistema, especialmente na entrada das estações

de tratamento.

O processo de tratamento do esgoto pode adotar diferentes tecnologias para depuração

do efluente, mas, de modo geral segue um fluxo que compreende as seguintes etapas:

Tratamento preliminar – Trata da remoção de grandes sólidos e areia para proteger as

demais unidades de tratamento, os dispositivos de transporte (bombas e tubulações) e

os corpos receptores. A remoção da areia previne, ainda, a ocorrência de abrasão nos

equipamentos e tubulações e facilita o transporte dos líquidos. É feita com o uso de

grades que impedem a passagem de trapos, papéis, pedaços de madeira, etc.; caixas

de areia, para retenção deste material; e tanques de flutuação para retirada de óleos e

graxas em casos de esgoto industrial com alto teor destas substâncias.

Tratamento primário - os esgotos ainda contém sólidos em suspensão não grosseiros

cuja remoção pode ser feita em unidades de sedimentação, reduzindo a matéria

orgânica contida no efluente. Os sólidos sedimentáveis e flutuantes são retirados

através de mecanismos físicos, via decantadores. Os esgotos fluem vagarosamente

pelos decantadores, permitindo que os sólidos em suspensão de maior densidade

sedimentem gradualmente no fundo, formando o lodo primário bruto. Os materiais

flutuantes como graxas e óleos, de menor densidade, são removidos na superfície. A

eliminação média do DBO é de 30%.


113

Tratamento secundário - processa, principalmente, a remoção de sólidos e de matéria

orgânica não sedimentável e, eventualmente, nutrientes como nitrogênio e fósforo.

Após as fases primária e secundária a eliminação de DBO deve alcançar 90%. É a

etapa de remoção biológica dos poluentes e sua eficiência permite produzir um efluente

em conformidade com o padrão de lançamento previsto na legislação ambiental.

Basicamente, são reproduzidos os fenômenos naturais de estabilização da matéria

orgânica que ocorrem no corpo receptor, sendo que a diferença está na maior

velocidade do processo, na necessidade de utilização de uma área menor e na

evolução do tratamento em condições controladas.

Tratamento terciário - remoção de poluentes tóxicos ou não biodegradáveis ou

eliminação adicional de poluentes não degradados na fase secundária.

Desinfecção - grande parte dos microorganismos patogênicos foi eliminada nas etapas

anteriores, mas não a sua totalidade. A desinfecção total pode ser feita pelo processo

natural - lagoa de maturação, por exemplo - ou artificial - via cloração, ozonização ou

radiação ultravioleta. A lagoa de maturação demanda grandes áreas, pois necessita

pouca profundidade para permitir a penetração da radiação solar ultravioleta. Entre os

processos artificiais, a cloração é o de menor custo, mas pode gerar subprodutos

tóxicos, como organoclorados. A ozonização é muito dispendiosa e a radiação

ultravioleta não se aplica a qualquer situação. O desenvolvimento tecnológico no

tratamento de esgotos está concentrado na etapa secundária e posteriores. Uma das

tendências verificada é o aumento na dependência de equipamentos em detrimento do

uso de produtos químicos para o tratamento. Os fabricantes de equipamentos para

saneamento, por sua vez, vêm desenvolvendo novas tecnologias para o tratamento

biológico, com ênfase no processo aeróbio.

O tratamento de esgotos gera como subprodutos o lodo, o efluente tratado e o biogás.

A parte de interesse no nosso caso é no efluente tratado, que pode ser utilizado para

fins não potáveis em áreas de escassez de água. O reuso da água, isto é, a utilização


114

do efluente tratado em atividades que não necessitam de potabilidade significa a

economia de água potável.

Deverão, contudo, ser realizados estudos para se verificar a, possível contaminação

que esta água poderia proporcionar se não bem tratada o que poderia causar aos

reservatórios em termos de proliferação de bactérias que seria o maior problema, e que

mereceria um maior estudo neste sentido no sentido de especificando/caracterizando a

qualidade da água requerida qual seriam os processos necessários para viabilizar o seu

uso para recuperação secundária.

A outra questão seria a perenidade do fornecimento do volume/vazão necessária já que

muitos municípios brasileiros e principalmente os baianos sequer possuem sistema de

coleta de esgoto sanitário doméstico.

A vantagem desta alternativa seria:

• Possibilidade de aumento da disponibilidade de recursos hídricos, pois haveria a

liberação de um aumento na disponibilidade de água doce para a comunidade,

para o seu uso imediato, com a substituição da mesma por uma água, a

princípio, menos nobre.

Desvantagens

• Algum possível nível de interferência no ciclo hidrológico natural, pois de alguma

maneira estaria ainda retirando a água, momentaneamente, do mesmo;

• Maior dispêndio com investimento em infra-estrutura e custos operacionais para

tratamento complementar visando ao condicionamento do efluente de esgoto

para atender às especificações como água de injeção, além de custos de

transporte/adução;

• Possível indisponibilização de recursos hídricos que, para o mesmo nível de

qualidade exigido para atender às especificações da injeção de água, poderia


115

ser aplicada como irrigante na agricultura (quando utilizado), e até para recarga

potencial de aqüíferos rasos;

• Risco de contaminação do reservatório de petróleo por potencial introdução de

bactérias;

Os requisitos para viabilização desta alternativa seriam:

• Disponibilidade de técnica de processo de tratamento adicional que possibilite o

fornecimento de uma água que ao mesmo tempo atenda aos requisitos de

qualidade para uma água de injeção em reservatório e que seja viável em

termos econômicos

• Garantia de volume de água com disponibilidade em termos de quantidade e

perenidade

• Proximidade do local de aplicação para evitar custos maiores de captação e

adução/transporte

C) Uso de água oceânica (captada do mar) em substituição à água doce captada , para fins de recuperação secundária.

Esse item consiste na utilização da água do mar em substituição à água doce para fins

de recuperação secundária.

Segundo Ribeiro (2001), entre as águas de superfície, a água do mar é a que mais se

assemelha às águas de formação, apesar de possuir algumas diferenças importantes

na composição química, como o alto teor de sulfato e o maior teor de magnésio em

relação ao cálcio. A grande vantagem da água oceânica é que ela existe em grande

quantidade e seu custo de captação e tratamento é baixo (para o caso de plataformas

marítimas). Segundo o autor - citando o caso particular dos campos petrolíferos da

Petrobras na Bacia de Campos - além de ser uma fonte inesgotável de água, tem-se

água de excelente qualidade, pois em alto mar a quantidade de sólidos suspensos é


116

muito baixa. Sendo assim, a planta de tratamento dessa água pode ser muito mais

simples no que diz respeito à filtração. Apesar disto, um sistema de filtração bem

dimensionado em termos de área de filtração e eficiência torna-se fundamental para

que a qualidade da água desejada em termos de contagem de partículas suspensas

seja atendida.

Por outro lado, argumenta o autor que, a água oceânica, possui cerca de 7 ppm de

oxigênio dissolvido a 25 ºC, o que lhe confere característica altamente corrosiva.

Por isso, cuidados especiais devem ser tomados durante a escolha do material a ser

utilizado na planta de tratamento desta água..Além disso, o teor de sulfato desta água,

a torna incompatível com algumas águas de formação que possuem altos teores de

bário, estrôncio e cálcio.

Cuidados especiais devem ser tomados quando a água for captada próximo da costa

junto a estuários/mangues.que lhe conferem propriedades de presença de grande

quantidade de sólidos em suspensão e nutrientes, complicadores para o seu uso

imediato.

Vantagens do uso da água oceânica em aplicações :

• A sua grande disponibilidade em volume;

• Não existe sazonalidade.

Desvantagens:

• Para atividades terrestres de E&P, dependendo da distância do ponto de

aplicação, o custo de adução tende a ser muito elevado;

• Custo de tratamento significativo quando captada em estuários/mangues;

• Para a mesma situação acima a água pode proporcionar geração de bactérias

redutoras de sulfato, acidificando o reservatório (souring);

• O teor de sulfatos pode, em alguns casos, a tornar incompatível com a água de

formação.


117

Os requisitos para a sua aplicação são de que:

• poder ser captada o mais perto do ponto de aplicação como acontece nas

plataformas marítimas;

• ser coletada longe de estuários/mangues devido à matéria orgânica presente;

• o custo da captação e tratamento ser viável economicamente.

5.1.2.2-Mudanças na tecnologia

A)Adoção-quando possível - de poços perfurados e completados horizontalmente

Figura 5.1- Poço vertical e poço horizontal Fonte: adaptação de Occidental Petroleum (2005)

Essa alternativa consiste na possibilidade de melhor controle/redução da geração de

água produzida, ou seja, menor elevação de água produzida através da utilização de


118

poços perfurados e completados horizontalmente com configurações que facilitem tanto

a produção como principalmente a efetividade da injeção de água. A experiência e

literatura internacional têm mostrado que é possível aumentar a produção de óleo ao

mesmo tempo em que se pode reduzir a produção de água com a utilização de poços

horizontais.

A figura 5.1 acima ilustra 01 (um) poço horizontal e 01 outro poço vertical, ressaltando

a área de drenagem de cada um deles.

Segundo Reynolds (2003), diferentes tipos de técnicas de perfuração e completação de

poços podem afetar a quantidade de água produzida durante os diversos estágios da

vida de um poço. Além disso, uma vez que o poço tenha sido completado e estimulado,

ações de remediação se tornam limitadas. Conseqüentemente, logo de início as

operadoras da indústria de petróleo devem considerar todas as suas opções.

Dependendo das propriedades dos reservatórios e de seu mecanismo de produção

bem como dos futuros projetos de recuperação de óleo (secundária ou terciária),

poderá haver vantagem ou não em usar poços com completação horizontal ou vertical.

O custo de perfurar um poço horizontal é maior do que um poço vertical, pois a sua

completação geralmente apresenta um custo bem mais elevado.

O autor explica, também, que o benefício básico de um poço horizontal dentro da

perspectiva da engenharia de reservatório é a geração de uma linha de coleta versus

um ponto de coleta do óleo cuja geometria torna mais eficiente o uso da pressão do

reservatório, ilustrada como de fluxo radial no poço vertical versus de fluxo linear em um

poço horizontal. Um poço horizontal pode produzir a vazões muito mais elevadas do

que um poço vertical com drawdown (diferença de pressão entre a pressão média do

reservatório e a do poço em fluxo) similar, ou pode produzir com vazões similares com

um drawdown inferior o que implica no retardamento do cone de água no caso de um

reservatório com mecanismo de influxo de água.


119

Comenta o autor que o uso de poços horizontais proporciona uma nova técnica de

redução do cone de água enquanto se produz com vazões bem mais elevadas de

hidrocarbonetos do que em relação àquelas que podem ser obtidas através da

utilização de poços verticais.

Do mesmo modo, os reservatórios heterogêneos, que se apresentam como de

formações estratificadas e inclinadas, sendo espessos e com altas permeabilidades,

possuindo ou não capa de gás e influxo de água podem ser produzidos efetivamente

usando poços horizontais. Entretanto essa heterogeneidade deve ser definida e o perfil

do poço deve ser projetado atender a essa condição da formação, sendo que a

trajetória do furo do poço deve ser orientada a partir das informações geológicas

coletadas à medida que a perfuração do mesmo avança.

Afirma-se que, em geral, o aumento de produção pelo uso de um poço horizontal

versus poços verticais não estimulados é proporcional à área do reservatório que entra

em contato com os poços. Salienta-se, no entanto, que devido à maior exposição da

formação ao fluido de perfuração por longos períodos, o dano da formação pode ser

mais pronunciado nos poços horizontais quando problemas com fluidos de perfuração

são encontrados.

Barge e outros (2005) relatam uma experiência no campo de South Umm Gudair-SUG-

no Kuwait caracterizado por uma crescente razão água/óleo e declínio constante da

produção de óleo, onde vários experimentos já haviam sido adotados para mitigar o

efeito do aumento da produção de água .

Os autores relatam que algumas outras medidas tomadas (ex: utilização de polímeros)

no início pareciam promissoras, com bons resultados iniciais, porém, com pouco tempo

os problemas de aumento da razão água/óleo retornavam.


120

Trata-se de 16 poços foram perfurados e completados horizontalmente, em SUG, no

período de 1999 a 2004 resultando ao mesmo tempo, aumento da produção de óleo e

redução na razão óleo/água da emulsão produzida.

Os resultados/conclusões foram os seguintes:

• A tecnologia de perfuração/completação de poços horizontais naquele campo foi

um sucesso.Nos 16 poços, com alta razão água/óleo: a produção total inicial de

óleo em 15 poços aumentou em 444% e a razão água/óleo decresceu de 73%

para 9%;

• A partir do diagnóstico de produção, dados foram efetivamente usados, com alta

confiabilidade, para os mecanismos de produção de água, tais como: cone de

água e caminhos preferenciais (formação de canais dentro da formação).

Joshi (2003),analisando os custos e benefícios dos poços horizontais, tanto para a

recuperação primária (produção propriamente dita) quanto para recuperação

secundária, comenta que nos EUA a maioria das aplicações de poços horizontais se dá

em reservatórios com baixa permeabilidade, naturalmente fraturados.

Argumenta o referido autor que os poços horizontais têm sido usados para a produção

de hidrocarbonetos em zonas de pequena espessura, reservatórios fraturados,

formações com problemas de cone de água e de gás, injeção de água, reservatórios

com óleo pesado, reservatórios de gás e em métodos de recuperação terciária como

injeção térmica (vapor) e CO2.

Conclui o mesmo, no tocante aos custos e benefícios, mencionando algumas

desvantagens na aplicação dos poços horizontais que se configura como sendo:

• De alto custo quando comparado a poços verticais, pois nos EUA um novo

poço horizontal perfurado a partir da superfície custa cerca de 1,5 a 2,5 vezes

mais do que um poço vertical. Já uma reentrada de um poço horizontal custa

aproximadamente de 0,4 a 1,3 vezes do custo de um poço vertical;


121

• De uma maneira geral, apenas uma zona de uma vez pode ser produzida

usando um poço horizontal, pois- se o reservatório tem múltiplas zonas

economicamente viáveis e em especial com grandes diferenças de

profundidade, ou grandes diferenças de permeabilidade- não é fácil drenar

todas as camadas usando um único poço horizontal;

• Da taxa atual e geral de sucesso comercial de um poço horizontal, nos

EUA,em torno de 65%, essa razão de sucesso melhora na medida que em

que mais poços horizontais são perfurados em uma dada formação numa

determinada área, significando a priori que em três(03) poços perfurados

dois(02) deles tornam-se comercialmente bem sucedidos.

Entre as vantagens Joshi (2003) enumera as seguintes:

• Maiores vazões de produção e reservas quando comparados a poços

verticais, resultando em menor custos de descoberta e menor custo

operacional por barril de óleo produzido, pois, nos Estados Unidos,

levantamento de economicidade poços verticais operando(na época) a custos

de U$ 7 a U$ 9 por barril de óleo, contrapondo-se aos poços horizontais

operando a custos(naquela época) de U$ 3 a U$ 4 por barril;

• Para muitos projetos de poços horizontais, o custo da descoberta

(desenvolvimento)- que é definido como sendo o custo do poço dividido pelas

reservas do poço,- chega U$ 3 a U$ 4/bbl, o que corresponde a faixa de

valores de 25 a 50% mais baixo que a compra de reservas provadas em

produção;

• Para produzir a mesma quantidade de óleo, é necessário um número menor

de poços horizontais quando comparado com a quantidade de poços verticais

a perfurar, implicando assim numa menor necessidade de instalação de

linhas de superfície, menor necessidade de injeção de água e menores

aplicações de recuperação secundária especial


122

Entre os que tratam o uso de poços horizontais no Brasil, o pesquisador do Cenpes e

participante do PRAVAP12-16: o Engº de petróleo Régis Kruel- comenta que os

inevitáveis problemas de gerenciamento de água constituem-se dos efeitos colaterais

próprios da boa produção de petróleo: injeção de água em reservatórios para aumento

da recuperação de petróleo. Nesse sentido Injeta-se água em grandes quantidades e

em quase todos os campos. Caso essa injeção não ocorresse, haveria menos

problemas. Em contrapartida, sem um substituto à altura a produção de óleo seria muito

menor. Então quando se pensa no gerenciamento de água, é importante visar não só o

controle dos problemas, mas o aumento do poder de ação também sobre os

referidos efeitos colaterais.

O mencionado pesquisador complementa dizendo em seus estudos que - à parte dos

problemas de garantia de qualidade da água injetada e dos inúmeros problemas

operacionais ligados ao gerenciamento da água produzida - existem (na contrapartida)

oportunidades de melhoria também da malha de drenagem com o aporte das novas

tecnologias na área de engenharia de poços.

Comenta ainda Regis Kruel que quando existiam apenas poços verticais os arranjos

eram simples e clássicos como os conhecidos five spot, seven spot 13etc.

.Com o aparecimento dos poços horizontais, o esquema usual passou a ser de poços

paralelos –Injetor e produtor.

Ressalta-se que O Cenpes - Centro de Pesquisa da Petrobras-, possui uma equipe

específica voltada à pesquisa de arranjos inovadores de injeção de água, combinando

poços injetores e produtores de diferentes formas, verticais horizontais ou multilaterais

em diferentes posições relativas no reservatório; aproveitando todas as possibilidades

da engenharia de poços e considerando todas as propriedades das rochas e fluidos dos

campos da Petrobras no Brasil. 12 PRAVAP-Programa de Recuperação Avançada de Petróleo. 16 é o código que se refere à Gerenciamento da água 13 São configurações entre poços de produção de óleo e injetores de água . O five spot consiste em um poço injetor de água tendo no seu entorno/área de influência quatro(04 )poços de produção de óleo; e o seven spot , um poço injetor de água e tendo no seu entorno/área de influência, seis(06) poços produtores de óleo.O poço injetor de água.


123

No Brasil, a experiência de utilização de poços horizontais ocorreu em algumas

unidades terrestres e marítimas de E&P da Petrobras. Ela foi aplicada em poços e

campos de unidades terrestres de E&P localizada nos estados da: Bahia, Sergipe e Rio

Grande do Norte e entre as unidades marítimas notadamente na Bacia de Campos.

Os resultados nas unidades terrestres, ainda não são definitivos, considerando a pouca

quantidade de poços horizontais terrestres desenvolvidos, ao contrário da Bacia de

Campos (poços marítimos) onde são amplamente utilizados.

Em face dos vários experimentos e teorias descritos , em relação à adoção de poços

perfurados e completados horizontalmente, pode-se inferir para essa alternativa o

seguinte quadro de análise, quanto à sua aplicação, a saber:

Vantagens do uso de poços horizontais:

• Possibilidade de maior produção de óleo por poço;

• Possibilidade de menor produção de água produzida, diminuindo o dispêndio

decorrente em tratamento, transporte e energia para injeção, pois uma menor

massa de fluido multifásico é retirada e por conseqüência diminui a

necessidade de injeção de água para recuperação secundária;

• Em razão geração de água produzida , reduzem-se os riscos de derramamento

em linhas de surgência, transporte e injeção da mesma , seja para descarte ou

para recuperação secundária;

• Possibilidade de uma injeção de água mais efetiva, e com diminuição do volume

de água injetado, quando da combinação de poço injetor e produtor horizontais.

Desvantagens

• Maior custo por poço para perfuração e completação;

• Só pode ser perfurado em formações pouco espessas e reservatórios fraturados;

• Se introduz um risco inicial, pois tem dado certo somente em 2/3 dos casos;


124

• Só se produz em uma única zona.

Entre os requisitos para essa aplicação lista-se que os poços horizontais sejam

usados para produzir em zonas de pequena espessura, reservatórios fraturados,

formações com problemas de cone de água e de gás, injeção de água, reservatórios

com óleo pesado, reservatórios de gás e em métodos de recuperação terciária como

Injeção térmica (vapor) e CO2.

B)Adoção de equipamento/sistema de elevação de petróleo com recursos de DOWS- Downhole Oil Water Separation- Separação óleo/água no fundo do poço

Essa alternativa, conceitualmente, se constitui na seleção e instalação em poços de

produção de óleo de um equipamento/sistema de elevação conhecido

internacionalmente pela sigla de DOWS (ou DHOWS)-Downhole Oil-Water Separator

(Separador de água-óleo no fundo de poço) ou até mais apropriadamente, segundo

alguns, como DIALS –Dual Injection and Lifting Systems-(depende da região e autor), e

tem a característica de produzir óleo e injetar água produzida concomitantemente.

O conjunto de equipamentos possibilita - a separação do óleo da água produzida no

fundo do poço, elevando a parte óleo da interface e injetando a água na parte de baixo

da formação, seja com finalidades de descarte, ou recuperação secundária.Portanto,

conceitualmente, ele possibilita, ao mesmo tempo :a redução da geração da água

produzida (que iria até superfície) e também o reuso/descarte, através da injeção( no

mesmo poço) conforme Evans e Robinson(1999).

A figura 5.2, a seguir, ilustra um equipamento/sistema DOWS convencional, utilizando

bombeio centrifugo submersível de múltiplos estágios e com um separador tipo

hidrociclone.


125

Figura 5.2- Esquema básico de um sistema/equipamento tipo DOWS utilizando bomba centrífuga submersível e hidrociclone Fonte: Construção adaptada de Peachey (2004)

Em trabalho , destinado ao DOE-Departament of Energy - Departamento de Energia

dos E.U.A, Veil e outros(1999) afirmam ser a água produzida o fluido de maior volume

produzido com óleo e gás chegando a atingir um BSW médio mundial de 75%.

Segundo os autores, com o tratamento e disposição dessa água representando um

custo operacional significativo para os operadores de campos de petróleo, o DOWS

,uma tecnologia relativamente nova, foi desenvolvida para minimização da geração

desta água produzida Já que a maioria da água produzida não é bombeada para a

superfície nem tratada e bombeada de volta da superfície para formação mais


126

profunda, o custo de manuseio da água produzida é substancialmente reduzido,

argumentam.

Os autores explicam, também, que quando o DOWS é usado, uma quantidade de óleo

adicional pode também ser produzido. Nos casos onde a capacidade de processamento

e/ou descarte da água produzida são fatores limitantes para produção de óleo em um

campo, o uso do DOWS com descarte de parte água produzida no próprio poço pode

também vir a permitir essa produção adicional de óleo naquele campo.

Além disso, explica que a injeção simultânea, usando o DOWS, tem, também, o

benefício de minimizar a chance de contaminação de mananciais subterrâneos de água

potável dando-se por meio de vazamentos na coluna de produção e no revestimento

durante o processo de injeção. Afirmam, os autores, que o sistema poderia ainda ser

usado para reverter o cone de água através da minimização do influxo de água na zona

portadora de óleo.

Por outro lado, prosseguem, justificando que o custo de utilização de um sistema dessa

natureza - no caso do bombeio centrifugo submerso - pode vir a dobrar ou até triplicar o investimento, em relação ao equipamento de elevação convencional.Assim, admitem

que as instalações do sistema DOWS podem não apresentar em curto prazo um custo-

benefício atraente para todo e qualquer poço.

Formulam, também, que é necessário o conhecimento prévio do reservatório e do

histórico de produção dos poços, antes de se selecionar uma instalação para o

emprego do sistema DOWS.

Segundo os referidos autores, as características dos poços que têm probabilidade de

funcionar bem com DOWS incluem, entre outras:

• uma alta razão água/óleo;

• a presença de uma zona de injeção adequada que seja isolada da zona de

produção;

• compatibilidade química da água das zonas de produção e de injeção


127

• um poço de petróleo, bem construído, com boa integridade mecânica.

Alegam, outrossim, que instalações de DOWS para atender a esses requisitos devem

permanecer em condições de operação por um período bastante longo, de tal modo

que o a economia operacional decorrente pague o custo de aquisição dos

equipamentos.

Cabe ressaltar a existência nesse relatório, de uma enumeração de informações sobre

instalações de 37 DOWS na América do Norte cujas estatísticas-chaves do conjunto de

dados incluem ser:

• Mais da metade das instalações até então eram de DOWS com hidrociclone(21,

contra 16, com separador tipo gravity);

• 27 instalações no Canadá e as 10 demais nos E.U. A;

• 17 instalações em revestimento de 5,5 “, 14 eram em revestimento de 7” e 1 em

revestimento de 8,625” e 5 estavam sem especificação;

• 20 das instalações em poços em formação de carbonatos e 16 em formações de

arenito e um das experiências não especificam a litologia. O DOWS pareceu

funcionar bem em formações de carbonato, mostrando um aumento médio de

produção de óleo de 47%(comparado com uma média de 17% em formações de

arenito) e um decréscimo médio de 88% na produção de água (comparado com

78% para formações de arenito);

• O volume de óleo aumentou em 19 das experiências, decrescendo em 12 delas

e permaneceu o mesmo em 2, e ficou sem especificação para o caso de outras

4. Os que, usaram hidrociclones aumentaram mais a produção, mostrando um

aumento de produção de óleo na faixa de 457% a 1162%, enquanto um poço

interrompeu toda a sua produção de óleo. Dos 3 que utilizando separador tipo

gravity, aumentou mais a produção apresentou uma faixa de 106% a 233%,

enquanto um outro perdeu toda a produção;

• Em 29 experiências em que houve uma medição de produção de água. Numa

comparação de antes e depois da instalação, elas apresentaram um decréscimo


128

da geração água produzida para a superfície.Esse decréscimo variou de 14% a

97% com 22 das 29 experiências com reduções maiores que 75%;

Observaram ainda que algumas instalações experimentaram problemas na zona

injetora que impediram a capacidade do DOWS de funcionar adequadamente Pelo

menos 2(duas) das instalações apresentaram-se como de baixa injetividade . Em

ambos os casos, os problemas se devem a fluidos incompatíveis que entraram em

contato com areias de reservatórios sensíveis, as quais tamponaram parte dos seus

poros.

Outras instalações apresentaram problemas de isolamento insuficiente entre as zonas

de injeção e de produção. Se o isolamento não é suficiente, comentam, o injetante (a

água) pode migrar para dentro da zona de produção e promover um curto-circuito

dentro dos canhoneios de produção. O resultado será a reciclagem da água produzida,

com a taxa de produção de óleo caindo para aproximadamente zero, o que equivale a

dizer que o poço nessas condições pode perder toda a sua produção. Outros DOWS

foram tamponados por finos ou areia, criando obstáculos para a produção de óleo.

Relatam que vários experimentos foram cancelados prematuramente devido a

problemas de corrosão e de incrustação. Acrescentam em seguida que algumas das

primeiras/pioneiras instalações foram afetadas por características indesejáveis aos

projetos de execução cujos dados/informações geológicas não eram de todo

conhecidos.

Com relação ao quesito ambiental ressaltam o fato de a tecnologia do DOWS ser ainda

nova e não existir nenhum requisito regulamentar para a mesma em muitas jurisdições

dos estados americanos. A USEPA-United States Environmental Protection Agency -

não tem até esta data uma posição formal sobre como regular o DOWS. Quatro estados

(Colorado, Oklahoma, Louisiania e Texas) tem desenvolvido tanto regulamentos quanto

diretrizes administrativas para DOWS. Aqueles estados regulamentam o DOWS de

acordo com os requisitos de exigência comparáveis àqueles para os poços normais de


129

injeção Classe II. Existe preocupação com a possibilidade da USEPA considerar que o

sistema DOWS não esteja coberto sob a definição de Classe II, levando

conseqüentemente à introdução de requisitos mais exigentes que possam inviabilizar o

futuro uso do DOWS. Comenta que é importante para a USEPA e os estados

reguladores desenvolverem requisitos regulatórios razoáveis para DOWS a fim de não

impedir que sua utilização futura não seja prejudicada.

Finalmente, nesse relatório (de 1999), os autores concluem que o DOWS é um sistema

que tem um grande potencial para reduzir custos e os impactos ambientais, que se dão

pelo gerenciamento da água produzida na superfície. Sua tecnologia está ainda

incipiente e, nem todo os problemas tecnológicos foram trabalhados ou resolvidos

ainda.Muitas experiências foram muito bem sucedidas e deram o retorno financeiro ao

investimento feito, em poucos meses, outras falharam. O custo de instalar o

equipamento de DHOWS, incluindo o trabalho de workover, é substancial. Dado ao

preço do petróleo (era extremamente baixo na época do estudo, o preço do barril

estava em torno de U$ 11,00) – as companhias operadoras operadores estavam

hesitantes na aquisição desse novo tipo de equipamento.Segundo os autores, à medida

que o preço do petróleo se eleve, o DOWS provavelmente encontrará uso como

sistema de elevação de petróleo com popularidade mais ampla.

Afirmam também a importância da USEPA e dos estados reguladores em desenvolver

requisitos regulamentares para DOWS a fim de facilitar o seu uso futuro.

Mais tarde, Veil e outros (2005) voltaram a apresentar um trabalho relacionado com

DOWS, e suas implicações frente às condições geológicas de poços produtores de

óleo. Nele, os autores tratam de uma pesquisa mais recente sobre o uso de 59

experiências do DOWS e 62 do DGWS - Downhole Gas Water Separation - ao redor do

mundo.


130

O relatório foca no desempenho e o sucesso de cada experiência individual e a sua

relação com as condições geológicas das formações de injeção e produção.O

objetivo do estudo era o de identificar os tipos de formações geológicas que

apresentassem as melhores chances de sucesso para experiências de DOWS ou

DGWS.

Concluiu-se que não era possível prever o sucesso de uma instalação de DOWS

unicamente com base na geologia das formações de produção ou de injeção do poço,

muito embora os dados comparativos levantados mostrassem/sugerissem levemente

que poderia haver um maior percentual de sucesso no caso de aplicação em formações

de carbonato.Porém não há ainda uma verdade/sustentação estatística sólida para

esse resultado, dando a necessidade de se implementar mais testes.

Em contato pessoal mantido com Mr John Veil ( 04 de agosto de 2005) no Curso de

Gerenciamento de Resíduos em Atividades de E&P , no Rio de Janeiro, nos é dito que

a tecnologia de DOWS e DGWS, inicialmente, foi desenvolvida no Canadá pela

C-FER14 Technologies através de um Joint Industry Project (JIP)-Projeto Industrial

conjunto- envolvendo 39 empresas entre operadoras e empresas de fabricação e

vendas de equipamentos/sistema.Hoje a fabricação desse equipamento/sistema para o

caso específico de bombeio centrífugo submerso com a aplicação de hidrociclones está

licenciado para as empresas Schlumberger/Reda e Baker Hughes Inc./Centrilift assim

fabricarem.

Mr John Veil avalia ainda a necessidade de um maior empenho no sentido de promover

o aperfeiçoamento da tecnologia, envolvendo fabricante e empresas operadoras, de

modo a intensificarem os seus investimentos e aperfeiçoamento desse

sistema/equipamento de DOWS, pelo segmento de E&P a nível mundial.

14 C-FER-Centre for Engineering Research Inc


131

Com relação a experiências com DOWS na América do Sul, obtiveram-se informações

através da C-FER(ZAHACY,2006) de um projeto-piloto realizado pela Repsol-YPF , na

Argentina : mais precisamente na província de Mendoza nos campos terrestres de La

Ventana(um poço) e Vizcacheras(um poço).Com o auxílio técnico da C-FER, testes

foram realizados nesses dois poços. A experiência relatada por Scaramuzza e outros

(2001) informa que o projeto-piloto foi feito para determinar a viabilidade técnica e

econômica do uso do DOWS.Usaram-se conjuntos moto-bombas submersíveis com

separadores tipo hidrociclone em poços injetores que apresentavam problemas

mecânicos com vistas à sua substituição, usando esse sistema.

Os autores explicam que certos poços que têm um horizonte depletado, com baixa

pressão estática ou são factíveis de receber injeção de água, podendo ser

considerados como potenciais candidatos ao uso do DOWS.

No poço selecionado no campo de La Ventana, após um período de teste, o

equipamento foi retirado e notou-se um tamponamento na zona de injeção.Devido a

esses resultados, naquele campo não houve recomendação imediata para o uso do

DOWS. Para o caso do campo de Vizcacheras, o resultado foi considerado bom e, por

conseguinte, uma ampliação do projeto foi proposta para aquele campo.

As principais conclusões desse projeto-piloto na Argentina apontam no sentido de:

• Ser possível re-injetar a maior parte da água separada, embora a eficiência do

processo tenha sido menor do que aquela que foi calculada teoricamente;

• O uso do DOWS ser técnica e economicamente viável em campos maduros com

alta RAO;

• O uso do DOWS ser potencial redutor de muito dos impactos econômicos e

ambientais causados pelo manuseio de grandes volumes de água produzida na

superfície;

• Considerando os reais custos do equipamento e da injeção de água em si, os

cálculos efetuados de acordo com consumo anterior de energia mostraram que o


132

• tempo de retorno do investimento (para o campo de Vizcacheras) seria de 18

meses.

Em contato, por correio eletrônico, mantido com o Engº Scaramuzza, em 14 junho de

2006, o mesmo informou que a continuidade da implantação do sistema DOWS pela

Repsol-YPF foi interrompida por falta de um melhor acordo com a empresa fornecedora

de equipamentos no que concerne à parceria/critérios de garantia.

Diante de todo o exposto as vantagens potenciais da utilização de DOWS:

• Possibilidade de uma maior produção de óleo por poço;

• Possibilidade de uma menor produção de água produzida, pois a mesma já é

possível de ser re-injetada e separada nas condições de fundo de poço;

• Possibilidade de um menor custo com elevação e investimento, incluso o

operacional de tratamento e re-injeção de água produzida com todos os efeitos

colaterais ambientais e custos de compensação;

• Possibilidade de um menor dispêndio global de energia;

• Redução do risco ambiental de contaminação de aqüífero por ocasião da re-

injeção desse fluido na formação como injetante quando comparado com o

sistema convencional.

Desvantagens

• Custo do investimento em equipamento substancialmente maior;

• Maior custo nas operações de workover;

• Tecnologia ainda em estágio inicial de aperfeiçoamento tecnológico com as

empresas empreendedoras um pouco hesitantes ainda, pois observou-se uma

certa redução nas atividades de produção/pesquisa e disposição para aquisição;

• Risco de tamponamento da formação pela injeção de fluido com características

desconhecidas, em termos de teor de óleo, teor de sólidos, tamanho do sólido.


133

Os requisitos para aplicação desse sistema/equipamento de elevação de petróleo com

recursos de DOWS (separação óleo/água no fundo do poço)-embora de difícil definição

em termos concretos - sugere-se a realização de novos testes conclusivos para esse

fim, uma vez que os casos de sucesso relativo e de insucesso ainda não definem a

questão. Porém, poder-se-ia dizer que, segundo os diversos autores mencionados , o

equipamento/sistema DOWS sua aplicação em poços que a priori :

• Tivessem uma alta razão água/óleo( maior que 2);

• A presença de uma zona de injeção adequada que seja isolada da zona de

produção;

• Compatibilidade química da água das zonas de produção e de injeção;

• Um poço de petróleo, bem construído, com boa integridade mecânica.

C) Maior automação, com a utilização de sistema de “Poços e Campos

inteligentes”.

UnidadesRemotas

UnidadesRemotas

SISTEMASCORPORATIVOS

SISTEMASCIENTÍFICOS,

MODELAMENTOSIMULADORES

Instalações ePlantas de Processo

Σ

∆

HistoriadorSupervisório

BDPTC1

1 2

2

3

4567

8

9

1 01 1

Agente

SIRR SIP BDSBDGEOL

ControladoresControladores

SIMULADORESEM

TEMPO REAL

ReservatóriosSísmica PoçoElevação e

EscoamentoOperação

da Produção

Recursos Humanos

UnidadesRemotas

UnidadesRemotas

SISTEMASCORPORATIVOS

SISTEMASCIENTÍFICOS,

MODELAMENTOSIMULADORES

Instalações ePlantas de Processo

ΣΣ

∆∆

HistoriadorSupervisório

BDPTC1

1 2

2

3

4567

8

9

1 01 1 1

1 2

2

3

4567

8

9

1 01 1

Agente

SIRR SIP BDSBDGEOL

ControladoresControladores

SIMULADORESEM

TEMPO REAL

ReservatóriosSísmica PoçoElevação e

EscoamentoOperação

da Produção

Recursos Humanos

Figura 5.3- Visão esquemática de um sistema de gerenciamento de

campos inteligentes. Fonte: Petrobras/UN-BA(2006)


134

Esse item se refere à utilização de tecnologia de automação chamada inteligente, as

qual padroniza as decisões básicas em funcionamentos de poços, instalações de

produção e tratamento e de injeção de fluidos em reservatórios, todos nos mais

variados graus e níveis de automação. Essa automação proporciona, entre outros

benefícios, a agilidade na tomada de decisão em tempo quase real pelos diversos

níveis técnicos e hierárquicos.

A figura 5.3, apresenta um esquema geral da implantação de um sistema completo de

gerenciamento de campos inteligentes na Petrobras, ainda em estágio conceitual.

Se prevê que a implantação do sistema possibilitará, como uma vantagem técnica, o

controle da produção/elevação de água produzida a partir dos poços e campos de

petróleo, utilizando-se de sensores e processadores dos dados de temperatura,

pressão, vazão e transformam em informações que possibilitam a tomada de decisões,

seja por mecanismos automáticos desses processadores ou por intervenção humana a

distância.

Portella e outros (2003) definem que poços inteligentes como: poços completados

com equipamentos que permitem a monitoração imediata da pressão, temperatura e

vazão em vários pontos do poço, como, também, o acionamento remoto de válvulas

para o isolamento remoto de válvulas individuais, tudo isso a partir da mesa do

engenheiro de reservatório ou na sala de controle automatizado.

Segundo os autores, a existência desses poços permitirá a atuação mais rápida e

precisa na correção de problemas de poços, possibilitando o aumento das reservas de

maneira significativa.Essa tecnologia de automação é particularmente mais atrativa

para poços submarinos onde as intervenções com sonda são extremamente custosas

aplica-se também em casos de injeção de água em campos de óleo pesado, onde o

controle das frentes de água no reservatório é fundamental para o sucesso do projeto.

Já se estuda, e está em franco desenvolvimento, o advento dos chamados campos

inteligentes onde a elevação do óleo, seu tratamento e a injeção da água produzida


135

são controlados. Isso possibilita reduzir a produção dessa água com uma maior

efetividade de sua injeção nos campos cujo monitoramento se dá na frente de avanço

de água injetada e de forma controlada.

Os autores argúem que, o poço inteligente abre a perspectiva de dar muito poder de

intervenção em poços ao engenheiro de gerenciamento de reservatórios, permitindo,

deste modo, uma otimização da produção e injeção de fluidos (isto inclui água para

recuperação secundária) no campo monitorado.

Segundo os mesmos autores, os benefícios imediatos e visíveis sobre o uso do

poços/campos inteligentes inteligente são:

• a redução dos custos de intervenção;

• a habilidade de responder rapidamente a mudanças planejadas ou não na

performance dos poços produtores e injetores;

• a recuperação final do campo aumentada devido a ao melhor gerenciamento dos

poços;

• a redução da circulação de água (ou de outro fluido de deslocamento) pelo

reservatório.

Os mencionados autores também assinalam - como outros benefícios:

• o aumento na chance de sucesso de poços de adensamento de malha, devido à

aquisição mais cedo de dados de reservatório;

• o fornecimento de meios mais práticos e confiáveis meios para mitigar riscos em

novos projetos;

• a diminuição de riscos ambientais, pela não utilização de sondas nas

intervenções;

• a oferta de um meios mais barato de coleta de dados para os poços não mais

produtivos e em vias de serem considerados como : “poço abandonado”.


136

Para o caso do Brasil, a Petrobras está em processo de implantação a nível nacional de

projetos-pilotos em campos marítimos. Foram realizados estudos sobre as tecnologias

disponíveis em centros avançados a nível internacional e definiu níveis/categorias de

automação com potenciais de serem aplicadas em seus campos marítimos e terrestres

no Brasil, com projetos pilotos definidos por níveis de automação de campo variando a

categorização de 1 a 4(quanto menor o número maior o nível de automação) inclusive

para o estado da Bahia.

Assim, as vantagens dessa aplicação tecnológica - conforme os benefícios imediatos e

outros benefícios assinalados anteriormente pelos autores – se resumem no elenco de

possibilidades acima mencionadas:

• Possibilidade de redução da circulação de água (ou de outro fluido de

deslocamento) pelo reservatório, pois haverá um melhor controle da produção de

água e conseqüentemente também um menor volume (ou mais efetivo) de

injeção devido a um melhor controle inteligente;

• Diminuição de riscos ambientais pela não utilização de sondas nas intervenções;

• Redução dos custos de intervenção;

• Habilidade de responder rapidamente a mudanças planejadas ou não na

performance dos poços produtores e injetores;

• Recuperação final do campo aumentada devido a um melhor gerenciamento dos

poços;

• Aumento na chance de sucesso de poços de adensamento de malha, devido à

aquisição mais cedo de dados de reservatório;

• Fornecimento de meios práticos e mais confiáveis para mitigar riscos em novos

projetos;

• Oferta de um meio mais barato de coleta de dados em poços não mais

produtivos e em vias de serem considerados como; “poço abandonado”


137

As desvantagens são:

• Necessidade de um maior dispêndio, inicial, em investimento sobre tecnologia de

informação e capacitação do pessoal envolvido;

• Possível problema inicial na utilização da mão de obra operacional;

Os requisitos são:

• Mapeamento das oportunidades analisando cada campo suas instalações e

poços;

• Definição do nível de automação possível e/ou viável;

• Aquisição e capacitação da mão de obra e apoio;

• Atuação a nível corporativo devido à magnitude e montante dos investimentos

• Preparação da força de trabalho para essa grande mudança

D)Emprego da tecnologia de aplicação de polímeros para redução da geração de água produzida.

O processo se caracteriza pela injeção de polímeros seletivos para controle de

produção de água dos reservatórios de petróleo. Os polímeros, adsorvidos à superfície

da rocha, formam um filme hidrofílico que incha na presença de água e reduz

fortemente a permeabilidade relativa à água. Na presença de óleo, o filme mantém as

suas espessuras originais, reduzindo ligeiramente a permeabilidade ao óleo.

Coelho e outros (1998) apresentaram um trabalho sobre o assunto, relativo à

experiência de aplicação de polímeros em mais de 42 poços produtores de óleo em 11

diferentes campos de petróleo da PETROBRAS no Brasil, inclusive na Bahia.

O processo foi testado, em poços produtores, de 11 diferentes campos da Petrobras,

com salinidade da água de formação variando desde 3.000 até 200.000 ppm de

cloretos totais e temperatura de até 70° C. Cortes de água(BSW) na faixa 70 a 100%

foram reduzidos em 5 até 20 pontos percentuais na maior parte dos poços

tratados.Além disso, a maior parte desses poços apresentou aumento substancial na


138

produção de óleo. Sob o ponto de vista econômico, o processo de injeção de polímeros

seletivos tem se mostrado altamente atrativo, com baixos custos operacionais e dos

produtos químicos.

O cone de água, ou canalização de água injetada, freqüentemente causa elevadas

razões água/óleo. Assim, o uso de barreiras de fluxo são comumente bem sucedidos.

Essas barreiras podem ser tamponantes ou redutoras de permeabilidade,

caracterizando os sistemas como bloqueadores ou seletivos respectivamente.As

barreiras tamponantes que bloqueiam simultaneamente o fluxo de gás,óleo e água

podem ser formadas por cimentos resinas, suspensão de partículas sólidas, silicatos,

parafina ou polímeros solúveis em água, todos reticulados in situ no reservatório.

Os sistemas seletivos bloqueiam principalmente o fluxo de água, causando quase

nenhuma restrição aos hidrocarbonetos.Essas barreiras seletivas são geralmente

formadas por co-polímeros solúveis na água, que adsorvem a superfície da rocha,

formando um filme hidrofílico que reduz a mobilidade da água.

Para os testes realizados nas Unidades de Negócio UN-BA (Bahia) e UN-RNCE (Rio

Grande do Norte e Ceará) as principais conclusões foram:

• A injeção de polímeros seletivos para controle da produção de água

proporcionou excelentes resultados. Reduções de 5 a 200 pontos percentuais no

corte de água tem sido obtidas, com seus efeitos persistindo por mais de 2 anos;

• A redução na produção de água somou mais de 44.000 m³, sem considerar os

poços tratados da E&P-BA;

• O processo também proporcionou aumentos substanciais na produção de óleo

dos campos tratados, totalizando um ganho de 24.000 m³ , sem, considerar 11

poços em fase de avaliação;

• Já foram obtidos índices de sucesso de 60 a 100% , nos campos com maior

número de poços testados;


139

• O processo Selepol15 mostrou-se altamente atrativo sob o ponto de vista

econômico;

• Os tratamentos realizados na UN-RNCE apresentaram um custo médio por

´poço de U$ 12.000,00 e os da UN-BA de U$ 22.000,00, considerando desses

últimos somente os tratamentos da fase de adaptação do processo;

• O processo Selepol está em desenvolvimento para condições mais hostis de

salinidade, temperatura e permeabilidade, visando principalmente a Bacia de

Campos.

As vantagens da aplicação dos polímeros são:

• Redução da produção de água produzida e conseqüentemente redução nos

custos do seu tratamento/manuseio subseqüente;

• Aumento da produção de óleo;

• O retorno sobre o investimento aplicado num menor espaço de tempo;

• Testes reais aplicados na própria Petrobras e vários campos evidenciam os bons

resultados.

Desvantagens:

• A aplicação depende de um bom conhecimento do poço, bem como suas

permeabilidades relativas à tanto à água quanto ao óleo;

• Não funciona em poços com zona de isolamento inadequada;

• Em alguns casos pode ocorrer uma pequena queda de produção de óleo no

poço , pela diminuição da permeabilidade relativa do óleo.

Requisitos para a aplicação com maior probabilidade de sucesso são:

• Poços com zona de isolamento adequado;

• Bom conhecimento do poço, suas permeabilidades relativas à água e o óleo.

15 Selepol – Nome de patente registrada pelo Cenpes para este tipo de polímero desenvolvido para a Petrobras


140

E) Aplicação da tecnologia de bioestimulação de reservatórios

Conforme informações disponíveis16, essa tecnologia, baseado em resultados de outros

países(Rússia e Índia), possibilita promover uma camada de hidratação nas superfícies

das rochas dos reservatórios através de biofilmes microbianos autóctones que evitam a

aderência do óleo nas rochas. Por outro lado, a produção de polímeros por esses

organismos teria a capacidade de modificar o perfil de permeabilidade , retendo a

água ,além da possibilidade desses polímeros ocuparem os espaços vazios deixados

pelo óleo que foi produzido, reduzindo com isso, os volumes tanto da água produzida

gerada , como da água de injeção necessária para recuperação secundária. A mesma

fonte informa ainda ser possível aumentar o fator de recuperação de petróleo em até

27%,além do obtido com a recuperação secundária convencional.

Vantagens :

• A possibilidade da redução do volume de água produzida gerada bem como a

redução de volumes de água injetada para recuperação secundária.

Desvantagens :

• Embora tenha havido utilização na Rússia e na Índia, no Brasil está ainda na

fase de projetos proponentes experimentais para campos no Estado da Bahia,

portanto, sem teste em escala operacional.

Requisitos para a sua aplicação :

• Existência de estudos com prévios com o histórico de produção, como também

para conhecer as características físicas e químicas dos reservatórios e em

particular sobre a identificação da microbiota autóctone. Naturalmente, estudos

16 Contato pessoal mantido com o Professor Paulo Fernando Almeida , pesquisador sobre o assunto, do Instituto de Ciências da Saúde (ICS) da Universidade Federal da Bahia – UFBA., e participante de projeto proponente envolvendo parceria com a UNIFACS e Universidade Federal do Rio Grande Norte O mesmo informou sobre a aplicação na Rússia e India.


141

de modelos cinéticos que possam ser aplicados às condições de reservatório

também são necessários. Uma vez obtido esses resultados pode-se inferir sobre a

conveniência ou não da sua aplicação, levando-se também em consideração

estudos sobre danos à formação.

F)Aplicação da Tecnologia de Dump-Flooding para injeção de água

Essa tecnologia, consiste em injeção natural de água num poço onde a fonte de água

de boa qualidade (não precisa da remoção de sólidos, condicionamento etc) para

injeção está localizada em uma zona superior e que por gravidade e uso da pressão

hidrostática do próprio poço, injeta em uma zona abaixo, com baixa pressão e boa

permeabilidade. Estas duas condições têm que ser atendidas para se utilizar esta

tecnologia, para a qual se tem pouca literatura a respeito.

Um dos exemplos de utilização está na UN-BA ,no campo A, onde é utilizada em 18 de

poços utiliza água da formações Marfim/Maracangalha e injeta na zona Água Grande

A figura 5.4 , a seguir apresenta uma ilustração de um sistema de Dump – Flooding

utilizado em um dos campos terrestres da Petrobras/UN-BA


142

.

Arenitosdas FormaçõesMarfim eMaracangalha

FormaçãoÁgua Grande

FluxoDescendente

Pe = 70 kgf/cm

Pe = 25 kgf/cm

Pwf = 110 kgf/cm2

2

2

Paf

cabo de fibra óptica

camisa deslizante

packer

mandril p/ tubo Venturi

mandril p/ sensor P&T

Fm. Água Grande

Fm. Marfim / Fm. Maracangalha

Arenitosdas FormaçõesMarfim eMaracangalha

FormaçãoÁgua Grande

FluxoDescendente

Pe = 70 kgf/cm

Pe = 25 kgf/cm

Pwf = 110 kgf/cm2

2

2

Paf


camisa deslizante

packer



Fm. Água Grande



camisa deslizante

packer



Fm. Água Grande


Figura 5.4- Sistema de injeção de água em poço utilizando a tecnologia

de dump-flooding Fonte: Obtido de Chaves e outros(2006)

Vantagens do uso da tecnologia de dump-flooding:

• Redução da necessidade de uso de água doce ou produzida para injeção;

• Economia em custo de tratamento e injeção de água, principalmente de energia.

Desvantagens:

• Só funciona nos casos em que haja uma condição perfeita: uma zona no mesmo

poço com água de boa qualidade para injeção e outra com boa permeabilidade,

de baixa pressão e numa altura de coluna hidrostática tal, entre as duas, que

permita esta aplicação.


143

Os Requisitos são:

• Ter disponível, simultaneamente, em um único poço: uma boa zona produtora de

água, com adequação para injeção e boa coluna hidrostática;

• Uma zona de injeção abaixo com boa permeabilidade e de baixa pressão.

5.2- Reciclagem Interna e Externa

Esse item se refere às possibilidades de reuso e da reciclagem interna e externa dos

resíduos da produção de petróleo

5.2.1-Regeneração e reuso

A) Maximizar a regeneração e o reuso de toda a corrente de água produzida proveniente do processo de produção como água de injeção para a recuperação secundária

Esse item se refere à separação da água da emulsão óleo/água e tratamento e

condicionamento para re-injeção com a finalidade de recuperação secundária na

formação portadora de óleo, de modo a manter a pressão do reservatório e ao mesmo

tempo impelir a frente de avanço de água para os poços produtores de óleo.

O fluido multifásico (água/óleo/gás) é elevado dos poços individuais e escoado através

das tubulações, chamadas de linhas de surgência, até as estações coletoras de óleo,

onde o gás é separado da emulsão água/óleo através de vasos separadores de gás, e

em seguida a emulsão passa por uma série de equipamentos e sub-processos que

separam a água do óleo.

Essa água é processada/tratada com a finalidade de:

• retirada dos sólidos em suspensão;

• inibição da formação de incrustação;

• remoção de bactérias (em alguns casos);


144

• remoção de partículas de óleo.

• remoção do oxigênio dissolvido

Após passar pelo tratamento, a água é armazenada em tanques e, re-injetada através

de bombas centrífugas ou bombas alternativas de alta pressão através das linhas

ligadas a poços injetores.

Segundo Reynolds (2003), um conceito básico para o sucesso de uma injeção de água

é conseguir uma fonte de água para a injeção próxima de onde o petróleo está,

requerendo em muitos casos que poços produtores sejam convertidos em poços

injetores.

O volume de água produzida, em geral, cresce durante a vida de um sistema de injeção

de água, tanto para um poço individualmente quanto para uma base global.de um

projeto. À medida que a frente de água atinge um poço produtor, o volume do fluido

aumenta, tornando necessário em muitos casos aumentar a capacidade do

equipamento de elevação artificial. É importante produzir o máximo de óleo possível à

medida que a frente de injeção avança para o poço de produção. O monitoramento do

nível de fluido ajudará a garantir que os poços estarão produzindo.

Igualmente, a proporção que a frente de água avança para o poço produtor, uma

quantidade cada vez maior de água produzida será gerada. Em muitos casos, fechar o

poço produtor ou convertê-lo em um poço injetor quando ele atinge um alto corte de

água, de modo a não roubar água da frente de avanço, é uma alternativa viável. Caso

ele seja fechado, ele pode ser posteriormente reativado e produzido a um limite de

razão óleo/água dentro da faixa/limite econômica.

O balanço de material deve ser feito entre os poços de injeção e de produção.

Monitorar a quantidade da água de injeção e de produção pode levar a importantes

informações. Isto é: a comparação da quantidade de água que entra versus a que sai.


145

Deve ser feita, periodicamente, a comparação, para o projeto quanto para as áreas-

modelo dentro do projeto. Ela é também conhecida como o balanço hídrico do modelo.

Essa comparação pode ser obtida usando razões injeção/produção.

Por outro lado, o mencionado autor argumenta que a água produzida para ser re-

injetada precisa ser condicionada a um padrão de qualidade mínimo de modo a não

causar danos à rocha-reservatório e que as pressões de injeção devem ser mantidas

abaixo da pressão de fratura do reservatório.

Assim, a água produzida necessita ser tratada/processada para principalmente para

promover a remoção de sólido e de teor de óleo, implicando em despesas de energia e

de produto químico e para evitar riscos de vazamento de linhas de injeção e transporte.

A água produzida, dependendo da sua natureza, também, pode carrear, durante a

produção de óleo, resíduos de metais pesados e com características radioativas que

merecem uma especial consideração: os conhecidos NORM – Normal Ocurring

Radioactive Materials (materiais radioativos que ocorrem naturalmente durante a

produção de petróleo).

Dessa forma, a re-injeção da água produzida para fins de recuperação secundária,

apresenta vantagens e desvantagens conforme se segue.

Vantagens da reutilização da água produzida:

• liberação de uma maior disponibilidade hídrica para a comunidade para o

caso de campos que vinham utilizando água doce;

• utilização da mesma como fonte de energia de pressão;

• maior probabilidade de compatibilidade com a água de formação bem como

com a rocha-reservatório por ter composição química geralmente similar;

• Maior proteção ambiental do que um descarte/disposição superficial.


146

Desvantagens:

• maiores custos com dispêndio em produtos químicos para tratamento da água,

de energia e de manutenção das instalações;

• maior risco ambiental, quando da injeção em poços, no caso de poço injetor não

dispor de boa integridade mecânica podendo causar vazamento e alteração da

qualidade da água de aqüíferos, principalmente os usados para abastecimento;

• requer um maior monitoramento e cuidados especiais quando do abandono de

poços para evitar vazamento.

Os requisitos para reutilização da água são:

• tratamento para prover compatibilidade com a água da formação;

• retirada de sólidos em suspensão para não tamponar os poros da formação;

• condicionamento com a retirada do teor de óleo a níveis adequados;

• ausência de bactérias;

• proximidade do local de injeção;

• boa integridade mecânica dos poços injetores e das linhas de injeção e adução

5.2.2-Recuperação

Esse item se refere à utilização de processo de tratamento da água produzida de

campos de petróleo para outras utilizações através da dessalinização da mesma.

Entende-se por recuperação a adoção de um processamento adicional do produto para

um uso externo como um subproduto.

A) Processamento para regeneração da água produzida para possibilitar a reutilização da mesma como água potável ou como água de irrigação de plantações.


147

Esse item se refere à aplicação da água produzida, após processamento, para uso

externo a exemplo de água potável e de água para irrigação etc.

Segundo Evans e Robinson (1999), a reutilização da água produzida com finalidade de

reuso para recuperação de calor é aplicado em algumas situações e que para raros

casos de água produzida com baixa salinidade em áreas com escassez de água a

dessalinização de água tem sido adotada.

Existem diversas pesquisas realizadas no sentido da reutilização da água produzida,

para fins de água potável e uso na irrigação de campos agriculturáveis.

Em trabalho apresentado, Doran e outros (1998) formulam os resultados de um estudo

piloto realizado no condado de Los Angeles, no campo de produção de óleo de

Placerita, para atender aos padrões de reuso de água potável da Califórnia.

O resultados desse estudo piloto contemplando uma vazão de processamento de 10

gpm (galões por minuto), equivalente a 54,51 m3/dia, foram usados para um projeto

conceitual de 44.000 bpd(6.995 m³/dia) de uma estação de tratamento de óleo.

Diversas entidades patrocinaram este piloto, entre elas : o DOE- Department of Energy

of the United (Departamento de Energia dos Estados Unidos), a ARCO Western Energy

(subsidiária da Atlantic Richfield), a Coastal Lake Water Agency, Southern California

Edison, National Water Research Institute e Kennedy and Jenkins consultants entre

outros.

A metodologia para tratamento da água produzida (dessalinização) consistia dos

seguintes processos, em seqüência:

• Filtração com casca de nozes;

• Abrandamento precipitativo morno com soda caustica e cloreto de magnésio;

• Resfriamento;

• Oxidação biológica de filme fixo(tricking film);

• Filtração a pressão;


148

• Abrandamento por troca de íons;

• Osmose reversa.

Tsang e Martin (2004), também, apresentam um trabalho sobre um projeto conceitual

que mostra a utilização de uma planta de filtração de membrana integrada-com

capacidade para 50.000 bpd (7949 m³/dia) e com salinidade de 7.600 mg/litro capaz de

processar água produzida de campos de petróleo.Os referidos autores argúem uma

oportunidade do mercado potencial dessa água como uma fonte para água de irrigação

ou água potável, através da economia que se obtém em relação ao tratamento da água

convencional de superfície ou do tratamento para a dessalinização da água do mar.

Os autores iniciam afirmando que o tratamento convencional da água produzida de

campos de petróleo normalmente envolve a remoção de hidrocarbonetos, amônia,

sulfeto de hidrogênio e talvez sílica antes da injeção em poços de descarte. Caso a

capacidade de descarte em poços injetores, não seja suficiente, e se requeira um

descarte adicional nos corpos d’ água ou bacias hidrográficas das redondezas, a água

produzida deve sofrer tratamento adicional para remover salinidade, boro, orgânicos

dissolvidos e com certeza metais pesados. Esse trabalho descreve como a precipitação

química corrente e os avanços nas tecnologias de membrana podem melhorar as

plantas de tratamento convencional de água produzida, fornecendo uma resposta em

termos econômicos com a remoção de todos os constituintes químico mencionados

anteriormente, tornando possível esse aparente resíduo líquido que é a água produzida

ter um valor de commodity no mercado da área de produção petróleo,

O projeto conceitual apresentado se constitui na remoção de hidrocarbonetos, amônia,

sulfeto de hidrogênio, dureza, sílica, boro, e salinidade da água produzida.

O projeto base assume que a parte do óleo livre na água já tenha sido removido pelos

processos convencionais de tratamento, tais como: tanque de lavagem, flotação a gás

dissolvido e filtração com casca de nozes.


149

O objetivo da planta de filtração é o de produzir água de alta qualidade que possa

atender aos padrões de água potável. Com isso a água produzida poderá ser vendida

para finalidades de água potável, ou de água de irrigação e até descartada com

segurança em rios locais e cursos d’água receptores próximos, sem agredir o meio

ambiente, e atendendo a padrões de lançamento estabelecidos pelas autoridades

competentes.

Os autores também listam(vide tabela 5.2), os processos de tratamento conceituais com

os constituintes que tais processos irão remover:

Tabela 5.2-Processos e constituintes que serão removidos para reuso externo de água

produzida

Processo Constituintes a remover

Abrandamento por “lime”

morno(warm lime softening)

Dureza de carbonato e sílica

Bioreator de membrana Óleo emulsionado e graxa, orgânicos

solúveis, sólidos suspensos e decantados.

Osmose reversa Salinidade e boro Fonte: Tsang e Martin(2004)

Todos os fatores e parâmetros de processo e econômico estão contidos no mencionado

trabalho. Após todos os estudos efetuados eles apresentam os resultados dos custos

da época (2004) no Estado da Califórnia

Sobre a “vendabilidade” da água observam que o custo do processo inicialmente

apresentou um valor negativo e que uma razão econômica deve vir a justificar a

construção de tal planta. Estas razões/justificativas podem ser fechamento da produção

por falta de capacidade de descarte - o que causaria perdas de produção e prejuízo -

ou violações de regulamentação ambiental que leve a pesadas multas. Assumindo que

uma oportunidade é descoberta, um custo líquido de operação e manutenção para o

tratamento desta água produzida é da ordem de U$ 0,10 por barril.


150

A seguir a tabela 5.3 que compara os custos operacionais unitários das várias fontes

de água na Califórnia:

Tabela 5.3 - Comparação dos custos operacionais unitários de várias fontes de água na

Califórnia

Planta/Fonte da água Custo unitário (U$/1000 bl)

Bombeada de poços subterrâneos

existentes

6

Osmose reversa de água salobra 29

Osmose reversa de água do mar 64

Osmose reversa de planta de água

produzida

185

Fonte: Tsang e Martin (2004)

Prosseguem os referidos autores argumentando que o custo da água potável na

Califórnia custa na faixa de US$ 64 a US$128 por barril. A venda dessa água poderia

reduzir o custo do tratamento na faixa de 30% a 60%.

No Brasil, a Petrobras está realizando estudos-piloto no Cenpes, para verificar a

viabilidade do reuso da água produzida dessalinizada em alguns campos de petróleo de

produção terrestre localizados no estado do Rio Grande do Norte e Ceará para fins de

irrigação de plantações segundo (contato por correio eletrônico com Osvaldo de

Aquino, do Cenpes em abril de 2005).

Já existe reuso da água naqueles campos com finalidade de utilização na injeção de

vapor (recuperação secundária por métodos especiais) em reservatórios de óleo.


151

A principal vantagem desta alternativa se dá pela:

• Possibilidade de aumento da disponibilidade hídrica para a comunidade.

As desvantagens são

• Os custos de recuperação via dessalinização tornam-se economicamente

inviáveis para salinidades muito elevadas;

• Cuidados especiais devem ser tomados para garantir que o risco de constituintes

nocivos à saúde e ao meio ambiente sejam eliminados.

Os requisitos são

• A água a ser tratada não tenha salinidade maior que 20.000 ppm de Cloretos;

(contato por correio eletrônico com Osvaldo de Aquino em Abril de 2005)

• O processo garanta a inexistência de constituintes nocivos à saúde humana(para

o caso de uso como água potável), ao meio ambiente e cultura/plantio, no caso

de uso para irrigação.

5.3- Disposição final de resíduos

Esse item se refere às opções de descarte de água produzida efetuado nas diversas

maneiras no cotidiano da indústria de petróleo, segmento E&P, no mundo.

Segundo Evans e Robinson (1999) as opções existentes para descarte de água

produzida são:

• Descarte para lagoas de evaporação quando da atividade onshore (terrestre) sob

clima quente e seco

• Descarte para o mar, se a atividade é offshore (marítima), ou para outros corpos

d’água- tipo rio ou lago- se a atividade é onshore (terrestre);

• Injeção subterrânea em poços de descarte


152

O comentário a seguir sobre cada uma dessas opções inicia-se por aquela considerada

a mais recomendável ambientalmente.

A) Disposição da água produzida em poços de descarte para essa finalidade.

Quando a água produzida, a priori - considerada um resíduo líquido( um produto não

intencional), não possibilitar o seu uso como o de injeção na recuperação secundária:

seja por motivos logísticos, técnico e/ou econômicos; a mesma deve ser disposta

adequadamente em poços construídos e autorizados para esse fim.

Nos Estados Unidos, tanto os poços de injeção de água para recuperação secundária

quanto os de descarte de água produzida são considerados de classe II(API, 1995),

para os quais são requeridos uma série de cuidados no projeto, na construção do poço

e no seu monitoramento, com vistas a evitar possível vazamento e contaminação de

aqüíferos/mananciais de água potável.

Segundo Evans e Robinson (1999), é necessário assegurar-se de que não existe

chance de a água produzida injetada “escapar”‘ do horizonte de descarte (rocha

reservatório) para aqüíferos sensíveis, a exemplo daqueles com potencial futuro de ser

utilizado como fonte de água potável ou para água de irrigação, como também não

“escapar” para a superfície.

De qualquer maneira, os autores afirmam que essa opção de descarte é considerada

como a melhor para a proteção ambiental.

A principal vantagem do descarte da água produzida em poços especiais se dá pela

melhor proteção ambiental do que outras formas de descarte para as atividades

terrestres de E&P.


153

As desvantagens são:

• Um maior gasto com tratamento e manuseio da mesma, apesar de as exigências

serem menores do que as da água para injeção;

• O risco potencial de contaminação de aqüíferos rasos, em caso de falha da

integridade mecânica do revestimento (principalmente) e de outros equipamentos

do poço;

• A possibilidade de durante o seu manuseio, levar consigo os NORM;

• Os cenários para planos de contingências devem ser planejados em caso de

falha na injeção em poços.

Os requisitos para o descarte de água produzida são;

• Os poços tenham a sua integridade mecânica preservada, com um

monitoramento periódico implantado;

• O tamponamento e/ou abandono temporário e definitivo do mesmo deve ser

planejado segundo normas seguras;

• A água deve passar por um tratamento adequada para evitar problemas futuros

de injetividade e parada de produção;

• Que os poços de descarte tenham uma boa capacidade de recebimento.

B)Descarte de água produzida em Lagoas/Bacias de Evaporação

Para Evans e Robinson (1999), as lagoas de evaporação são ainda comumente usadas

em muitas locações em desertos. Gradualmente estão sendo banidas e substituídas

pela re-injeção de água para recuperação secundária ou injeção para descarte. A

eliminação das lagoas de evaporação está ocorrendo induzida pelos seguintes fatores:

• Preocupação quanto a possíveis vazamentos para aqüíferos rasos;

• Possibilidade de ocorrência de incrustação seca contendo NORM-Normal

Ocurring Radioactive Material (material radioativo que ocorre naturalmente) - ser

levada e espalhado pelo vento;


154

• Grandes, e, portanto, caras lagoas/bacias são necessárias para evaporar vazões

cada vez mais crescentes de água produzida.

Vantagens

• Pode vir a ser uma opção momentânea em caso de produção de óleo em área

de deserto com baixa umidade (ausência de chuvas) e sem existência de

instalações para injeção da água produzida gerada

Desvantagens:

• Possibilidade de, na ocorrência de vazamento, a água percolar e atingir

aqüíferos, contaminando-os;

• Em caso de chuvas fortes, pode vira a ocorrer transbordamento;

• O vento pode vir a transportar pelo ar os NORM –; Resíduos radioativos secos;

• Os volumes crescentes de produção de água produzida vão requerer cada vez

maiores e caras lagoas de evaporação.

Requisitos:

• A bacia de evaporação deve ter um revestimento(lining) para prevenir

vazamento;

• Poços de monitoramento devem ser construídos para verificar possível alteração

de qualidade água de aqüíferos do entorno;

• É recomendado que seja utilizada em área de clima seco como o encontrado nos

desertos.

C)Descarte de água produzida para corpos d’água (rios ou lagos)

Esse tipo de descarte de água não é recomendável dada às preocupações das

autoridades ambientais com a possível contaminação dos corpos d’água, bem como a

responsabilidade ambiental e social das empresas.


155

5.4- Conclusão Como se vê, existe um amplo espectro de alternativas classificáveis segundo visto no

Organograma mestre de prevenção da poluição de La Grega.

Algumas dela poderão ou não ser viáveis para aplicação à realidade brasileira em face

do gerenciamento da água (doce e produzida) nas atividades terrestres de E&P, que

respondam às perguntas levantadas no capítulo 4.

No capítulo 6, a seguir, avalia-se a viabilidade de aplicação de cada uma das

alternativas aqui apresentadas.


156

6- AVALIAÇÃO DA APLICABILIDADE DAS ALTERNATIVAS EXISTENTES/DISPONÍVEIS IDENTIFICADAS PARA A REALIDADE BRASILEIRA

Neste capítulo, de posse das alternativas existentes e disponíveis apresentadas no

Capítulo 5 (anterior), iremos avaliar a aplicabilidade de cada uma delas à realidade

brasileira, porém tendo como foco a Petrobras/UN-BA para os seus campos terrestres

de exploração e produção de petróleo e gás.

Conforme já informa do no capítulo 4, avaliação das alternativas vai ser aplicada aos

campos de produção terrestres da Petrobras/UN-BA aqui denominados de : campos A ,

B e C.(vide Anexo A)

Para dar visualização e suporte à avaliação das alternativas, no Apêndice B encontram-se figuras (gráficos) com dados/informações sobre cada um dos 03 (três)

campos mencionados.Os campos foram selecionados pelo critério de :

• Campo A – Campo maduro, não utiliza água doce para injeção, usa Dump-

Flooding para complementar injeção necessária;

• Campo B – Campo maduro elevada RAO e BSW e uso intensivo de injeção de

água, sendo pouca, proporcionalmente, de água doce ;

• Campo C – Campo maduro que usa, proporcionalmente, volume mais elevado

de água doce entre os três , e tem dados preliminares sobre formações com

água salina

O Apêndice C , apresenta uma localização geográfica, geral, dos três (03) campos em

estudo.

6.1-Alternativas não aplicáveis A partir de uma apreciação preliminar das alternativas identificadas, foram observadas

algumas restrições determinantes /relevantes que inviabilizam a sua aplicabilidade nas

condições brasileiras. Nesse sentido, visando objetivar a nossa avaliação, a análise

desenvolvida será priorizada para as alternativas aplicáveis á realidade brasileira, com


157

foco na Bahia – vide Petrobras/UN-BA. Com essa visão, serão dispensadas da análise

nesse capítulo as seguintes alternativas:

A - Processamento da água produzida para possibilitar a reutilização da mesma como água potável ou como água de irrigação de plantações- Esta alternativa se

torna inviável técnica e economicamente em função da elevada salinidade da água

produzida nos campos do Recôncavo Baiano( 20.000 a 200.000 ppm de cloretos

totais);

B - Descarte da água produzida de maneira segura em poços de descarte para essa finalidade - Esta alternativa se torna inviável, pois é utilizada em poucos casos na

UN-BA, e está na última escala da Produção Mais limpa em termos de prioridade

aplicativa.

C-Descarte de água produzida em Lagoas/Bacias de Evaporação. Esta alternativa

se torna inviável, pois a prática de descarte está também no fim da escala e prioridade

da P+L além de o nosso clima não ser classificado como o desejável clima seco e estar

sujeito periodicamente à chuvas : fatores estes antagônicos para contemplar o uso das

bacias/lagoas de evaporação.

D-Descarte de água produzida para corpos d’água (rios ou lagos) - Esta alternativa

se torna inviável, pois na ultima escala da P+L, além de a salinidade elevada da água

produzida gerada na UN-BA torná-la inconcebível para recepção por rios e/ou lagos..

6.2- Definição de critérios classificatórios e priorização das alternativas aplicáveis

A condição para a redução do uso da água doce na recuperação secundária, por via

da mudança de insumo (um dos focos do estudo) visto no Organograma de La Grega,

leva em conta os requisitos necessários às fontes de água para uso em injeção,


158

conforme o capítulo 3 (Ribeiro, 2001) onde a fonte ideal de água de injeção deve

apresentar as seguintes características:

• Possuir suficiente disponibilidade de água em qualquer época;

• Localizar-se o mais proximamente possível do local de uso, permitindo fácil

adução;

• Permitir acesso fácil entre a fonte e o local de uso;

• Possuir água com baixo teor de sólidos suspensos;

• Ser compatível com o sistema rocha–fluidos, ou seja, que não reaja

quimicamente com a rocha, o óleo e a água de formação;

• Possuir água isenta de bactérias e de quaisquer outros microorganismos;

• Possuir água não-corrosiva, isto é: não conter oxigênio, gás sulfídrico e gás

carbônico dissolvidos;

• Possuir água isenta de ânions potencialmente geradores de incrustações

inorgânicas, isto é, não conter sulfatos e bicarbonatos.

Para a avaliação de cada uma das alternativas a serem apresentadas, estratificamos

como itens característicos de análise três critérios a seguir:

o Quantidade de água disponível;

o Qualidade da água;

o Fatores econômicos.

A tabela 6.1 a seguir estabelece e estratifica as características da fonte ideal de água

para injeção, conforme os critérios definidos:


159

CARACTERÍSTICA DA FONTE CRITÉRIOS OBS

Possuir disponibilidade de água em qualquer

época

Quantidade disponível -

Localizar-se o mais proximamente possível do

local de uso, permitindo fácil adução; Fatores econômicos -

Permitir acesso fácil entre a fonte e o local de uso Fatores econômicos -

Possuir água com baixo teor de sólidos

suspensos

Qualidade da água -

Ser compatível com o sistema rocha –fluidos, isto

é: que não reaja quimicamente com a rocha, o

óleo e a água de formação.

Qualidade da

água/compatibilidade c/

o sistema rocha- fluido

Interação

com a

formação

Possuir água isenta de bactérias e de quaisquer

outros microorganismos


Possuir água não-corrosiva, isto é: não conter

oxigênio, gás sulfídrico e gás carbônico

dissolvidos.


Possuir água isenta de ânions potencialmente

geradores de incrustações inorgânicas, isto é: não

conter sulfatos e bicarbonatos


Tabela 6.1-Características e critérios para a fonte de água para injeção

Fonte: Construção do autor com base em RIBEIRO (2001)

Cabe ressaltar que além dos fatores mencionados acima se tem, as questões de

regulamentação ambiental, atual e futura.

Para a questão do melhor controle/redução de geração da água produzida, os critérios

adotados para a avaliação das alternativas que se apresentam são:

i. Aplicabilidade tecnológica;

ii. Fatores econômicos.


160

Ao final da análise de cada um dos critérios para aplicação às alternativas em estudo é

realizada uma avaliação classificatória que atende tanto a questão da água doce , como

a da água produzida,sendo:

1. Altamente promissora;

2. Promissora;

3. Indefinida;

4. Inviável, no momento;

5. Inviável.

Esta classificação será ponderada também em termos da relevância sócio-ambiental.

A analise que se desenvolve a partir do item 6.3 abrange e indica quais das alternativas

abaixo relacionadas são passíveis (ou não) de aplicação imediata na realidade

brasileira voltada ao uso preponderante da água doce destinada principalmente ao

consumo humano, tendo como foco a Petrobras/UN-BA a saber:

• Maximizar a reciclagem e reutilização interna de toda a corrente de água

produzida proveniente do processo de produção como água de injeção para

recuperação secundária;

• Uso de água oceânica em substituição à água doce;

• Utilização de água salina proveniente de poços mais profundos em substituição à

água doce;

• Ampliação da adoção de injeção de água onde possível com o emprego da

tecnologia de “dump-flooding”;

• Adoção do mecanismo DOWS para redução da geração de água produzida

• Aplicação de polímeros seletivos para redução da geração de água produzida;

• Maior automação, com a utilização de sistema de poços e campos inteligentes;

• Aplicação da tecnologia de Bioestimulação de Reservatórios

• Adoção-quando possível - de poços perfurados e completados horizontalmente;

• Reuso (externo) de água de esgotos domésticos em substituição à água doce.


161

6.3- Avaliação das alternativas passíveis ou não de aplicação

Neste item avalia-se cada uma das alternativas indicadas levando em conta a

possibilidade de aplicação nos campos selecionados. Para análise da aplicação desta

alternativa serão considerados todos os três campos.

6.3.1- Maximizar a Reciclagem e reutilização interna de toda a corrente de água produzida proveniente do processo de produção como água de injeção para recuperação secundária.

A análise dessa alternativa é feita para os três campos : A, B e C, pois todos injetam

água produzida para recuperação secundária.

Análise da alternativa

i)Em termos de quantidade de água disponível Nos três campos mencionados toda a água produzida gerada,(cujo volume é

crescente), é re-injetada com fins de recuperação secundária e responde, na média, de

dados obtidos , por cerca de 88 % de toda a água injetada para recuperação

secundária dos campos de produção de petróleo da UN-BA.Nesses termos, essa

alternativa não está submetida a qualquer restrição quantitativa.

ii)Em termos de qualidade da água A água produzida gerada normalmente apresenta teor de óleo e teor de sólidos

significativos além da presença de matéria orgânica.Em alguns casos a água se

apresenta trazendo consigo as BRS (bactérias redutoras de sulfato) o que requer um

determinado nível de tratamento da mesma para condicionamento às especificações da

Engenharia de Reservatórios, em especial para uso na recuperação secundária, em

cada campo.


162

Assim, a qualidade da água, como originalmente gerada na maioria das vezes, para o

uso imediato para injeção de água, exige um tratamento prévio para sua utilização.

Nesse sentido, é uma alternativa com restrições superáveis com medidas

complementares para o seu condicionamento uma vez que se constitui uma prática

normal na UN-BA.

iii) Em termos econômicos A água é encontrada normalmente próximo aos locais de injeção nos campos em

estudo, o que se apresenta como uma vantagem operacional. Embora o seu manuseio

seja de certo ponto dispendioso, requerendo o uso de tubulações fabricadas com

materiais especiais e resistentes à corrosão, para se evitar riscos de furos e

vazamentos. O custo de tratamento para condicionamento para injeção, na média

atinge cerca de 10,13 US$/m³17 para a UN-BA (vide tabela 4.2 no capítulo 4, que

mostra os valores no período de 2002 -2004).

Por questões ambientais e regulamentares, para o caso da Bahia, é determinado sob

licenças de operação que toda a água produzida seja re-injetada em poços, com vistas

à permissão de continuidade das operações nessa Unidade de Negócio.

Portanto , diante disso é uma alternativa economicamente viável.

Avaliação da alternativa (conclusão) Conforme análise precedida é uma alternativa que apresenta boa disponibilidade de

água produzida (volume crescente) e domínio tecnológico já amplamente conhecido.

Embora a qualidade da água não seja originalmente boa para injeção, implicando em

custo operacional apreciável, a sua adoção torna-se vital para a operação dos campos

terrestres de petróleo na Bahia18 e constituindo-se numa boa opção ambiental.

Trata-se de uma alternativa Nível 1 -Altamente promissora e de significativa

relevância ambiental.

17O custo foi levantado, utilizando-se informações do banco de dados PRO e efetuando-se simulações. 18 As licenças de operação dos campos e seus sistemas de produção estabelecem que toda a água produzida gerada deve ser re-injetada


163

6.3.2- Uso de água oceânica em substituição à água doce

Foi amplamente utilizada pela Petrobras na Bahia no período de 1970 a 1983, à medida

que o volume de água produzida gerada foi aumentando, foi abolida.

Hoje, não se aplica mais.

Análise da alternativa A alternativa também é analisada para todos os 3 campos do estudo : A , B e C

i) Em relação à quantidade de água disponível Por tratar-se de água oceânica, a quantidade de água não é um problema.

A alternativa atenderia quanto à quantidade de água.

ii) Em relação à qualidade da água A água oceânica normalmente apresenta significativos teores de oxigênio e de matéria

orgânica, bem como presença de sulfatos que podem contribuir para formação de

bactérias redutoras de sulfato e para a acidificação do reservatório. Necessita por isso

de um processo especial e dispendioso de condicionamento para injeção.

A água bruta oceânica não atende em termos originais de qualidade.

iii)Em relação a fatores econômicos A captação de água oceânica dista, em média, em relação a cada um dos três campos

em estudo de cerca de 80 a 100 km, o que implicaria em grandes gastos e

investimentos,infra-estrutura para captação, tratamento/condicionamento e adução.

A alternativa não atende em termos econômicos.


164

Avaliação da alternativa (conclusão) Pela análise realizada para os três campos em questão, a alternativa atenderia quanto

à quantidade da água, porém ela apresentaria problema quanto à qualidade da água e

sua economicidade não seria atrativa.

A alternativa é considerada nível 5- inviável, embora apresente relevância ambiental. 6.3.3- Utilização de água salina proveniente de poços mais profundos em substituição à água doce de poços de captação; A- Para o campo C


i)Em termos de quantidade de água disponível O campo C utiliza uma média de 49.000 m³/mês19 de água doce com finalidade

exclusiva de recuperação secundária.

Conforme dados preliminares que estão sendo gerados pelo projeto de pesquisa no

Instituto de Geociências da UFBA, sobre a Avaliação do Potencial Hidrogeológico da

Formação São Sebastião, na Bacia Sedimentar do Recôncavo – Bahia20,

(Valadão,2006), existem indicações da significativa potencialidade de ocorrência de

água salgada, na formação São Sebastião a profundidades maiores (em média acima

600 m de profundidade) com volume suficiente para atender as demandas dos campos

em questão que demandaria cerca de 60.000 m³/mês.de água salobra ou salgada (>

10.000 ppm de sais).

19 Valor médio, obtido a partir do SIP, tendo como base o período de janeiro a novembro de 2005 . 20 Projeto ainda em fase inicial, cujos dados foram estimados pelo pesquisador, ainda sem uma análise crítica mais madura


165

Portanto, a alternativa atende a priori, quanto à quantidade de água disponível. ii)Em termos da qualidade da água Embora ainda não existam análises da água do aqüífero São Sebastião para aquela

profundidade, pode-se inferir que a qualidade da água (e a conseqüente

compatibilidade com a formação) não se apresenta como um problema, pois a água

salina de poços profundos :

• Geralmente não apresenta problema de compatibilidade química com a formação

injetora e a rocha reservatório;

• Não apresenta matéria orgânica;

• Tem menos risco de inchamento de argila (por choque salino) que a água doce;

• Há quase inexistência de sólidos em suspensão;

• Há Inexistência/baixo teor de oxigênio;

• Há Inexistência de bactérias.

Portanto, pode-se inferir que a alternativa atende em termos de qualidade da água.

iii) Em termos de fatores econômicos Para o caso do campo C, como a distância entre os poços produtores de água salina e

os injetores fica em um raio máximo de 5 km - os gastos com adução seriam

aproximadamente os mesmos em comparação com a água doce de poços de captação.

Os custos da captação da água salina são aumentados pelo fato de a profundidade ser

maior 21e, conseqüentemente, haver um aumento nos dispêndios com energia, pela

necessidade de equipamentos com maior potência.Além disso, é previsto um maior

custo de armazenamento para água salgada com aumento de investimento em

tubulações revestidas para proteção à corrosão.

Os custos operacionais para essa alternativa serão maiores do que para atual utilização

de água doce.

21 A profundidade média da captação de água dos poços do campo de Miranga é em média de cerca 150m.


166

Em termos econômicos, os custos de energia para captação de água salina são

aumentados.

Resultado da avaliação (conclusão)

Conforme a análise precedida, essa alternativa atende satisfatoriamente em relação à

quantidade de água disponível e à qualidade de água (potencialmente melhor que a

água doce) para injeção em poços.Em termos de fatores econômicos, embora ela seja

mais dispendiosa quanto aos seus custos operacionais, a mesma não deve ser

desconsiderada. Isso porque se leva em conta o fato de que restrições em potencial,

conseqüentemente, conflitos sociais pelo não uso preferencial da água doce poderão

vir a ser evitado no curto/médio prazo. Considerando a questão da priorização do uso

preponderante da água , baseado na regulamentação de recursos hídricos, em caso de

escassez , e também na ação de responsabilidade social antecipativa da empresa,

essa alternativa de uso de água salina em miranga torna-se bastante atraente.

Considera-se para o campo de Miranga uma alternativa nível 2 - promissora.e de

significativa relevância sócio- ambiental.

B)Para o campo A

Esta alternativa não é aplicável ao campo A, pois naquele campo a água doce já não é

mais utilizada para recuperação secundária: o volume de água produzida injetada e a

injeção por Dump-flooding atendem à demanda.

C) Para o campo B

O campo B utiliza uma média de 48.000 m³/mês de água doce para recuperação

secundária.


i)Em termos de quantidade de água disponível-


167

Ainda não se tem um levantamento, do volume de água salina disponível na formação

São Sebastião (ou outra) para o campo B.

Portanto, com relação à quantidade essa alternativa encontra-se momentaneamente

indefinida.

ii) Em termos de qualidade da água Conforme já visto anteriormente embora não existam análises da água do São

Sebastião para o campo B naquela profundidade, podemos inferir que a qualidade da

água (e a conseqüente compatibilidade com a formação) não se apresenta também

como problema pelos mesmos motivos anteriormente relacionados para o campo C

(subitem 6.3.3 A).

Portanto, infere-se que a alternativa atende também quanto à qualidade da água.

iii) Em termos de fatores econômicos Não se têm dados da profundidade da zona de água salgada para a formação São

Sebastião para o campo B.

Portanto, também fica indefinida essa alternativa (quanto à questão econômica) .

Avaliação da alternativa (conclusão) A qualidade de água salina não deve se constituir problema maior.Embora não se

disponha de dados atuais sobre o volume de água salina e sobre a profundidade média

da sua ocorrência no campo B: isso não impossibilitará uma definição no que se refere

ao estudo da quantidade de água e dos fatores econômicos.

Conforme análise efetuada para o campo B, e muito embora essa alternativa hoje,

classificada como nível 3 - Indefinida, e de grande relevância ambiental e social, ela


168

será objeto de recomendação de pesquisa continuada até que dados adicionais

possam ser posteriormente obtidos a partir do trabalho mencionado de Valadão (2006).

6.3.4- Adoção da tecnologia de “Dump-flooding” para injeção de água ;

A) Para o campo A

Neste campo existem 18 poços utilizando esse mecanismo onde no qual a injeção de

água salgada de formação é realizada no próprio poço através de uma zona

alimentadora situada na parte superior, (geralmente na formação Marfim ou Catu). A

água é injetada na zona inferior (formação Água Grande) que fica em média 600 metros

abaixo da zona alimentadora servindo-se da pressão hidrostática reinante no

reservatório e poço.

A figura 2.1, a seguir apresenta um poço de injeção de água, do campo A utilizando a

tecnologia de dumping-flooding, no qual a formação fornecedora/alimentadora de

água esta´na parte superior , tendo na parte inferior a formação na qual é realizada a

injeção.


i)Em termos de quantidade de água disponível Existe a estimativa de um volume natural de cerca de 318 milhões,de m³22 de água

salgada, nas formações superiores, do o aqüífero Marfim e Catu( ambos com água

salgada) que ficam a uma profundidade média de 600 metros. São injetados em média

164.000 m³/mês nos 18 poços existentes, utilizando essa tecnologia.

Portanto, a quantidade de água disponível é mais que suficiente e atende às

necessidades de injeção de água através desse mecanismo naquele campo.

ii)Em termos de qualidade da água

22 Informação baseada em Matos et al (2004)


169

A água da fonte fornecedora é isenta de bactérias, compatível com a água e rocha-

reservatório da formação inferior, e não há formação de incrustação no reservatório.

Portanto, a alternativa atende quanto à qualidade da água.

iii) Em termos econômicos O custo do sistema dump-flooding é bastante reduzido quando comparado com um

sistema tradicional de reuso de água produzida, pois ao contrário deste não existe

custo com elevação, adução, tratamento e re-injeção da água da formação.

Portanto, a alternativa atende economicamente.

Análise da alternativa (conclusão) Pela análise realizada, a aplicação do Dump-flooding para o campo A , atende em

termos de quantidade de água disponível, qualidade da água e em termos econômicos.

Trata-se de uma alternativa nível 1 - altamente promissora para aquele campo e de

grande relevância ambiental.

B) Para os campos de B e C (análise conjunta) Analise da alternativa

i) Em termos de quantidade de água disponível Para os campos B e C, não existe ainda um mapeamento da existência de zona natural

fornecedora de água, bem como zona receptora compatível, conforme é requisito de

um sistema de Dump- Flooding

Portanto, torna-se indefinida a análise em termos de quantidade de água disponível.

ii)Em termos de qualidade da água Na mesma linha de raciocínio, não existe ainda uma avaliação da qualidade dessa

água.


170

Portanto, essa alternativa encontra-se indefinida para os campos B e C.

iii) Em termos de fatores econômicos Encontra-se indefinida, pois depende de um mapeamento das referidas zonas.

Avaliação da alternativa(conclusão) Pela análise realizada não é possível definir momentaneamente a viabilidade da

aplicação dessa alternativa para os campos B e C. Isso, pela inexistência de dados

sobre mapeamento das condições de existência de aqüíferos superiores, da qualidade

da água, do desnível de cota e da permeabilidade e pressão da formação inferior que

receberia a injeção.

Portanto, a utilização da alternativa (Dump- flooding) para aqueles campos está

classificada como nível 3-indefinida e de grande relevância ambiental.Porém ,ela será

objeto de recomendação de pesquisa coma a realização de um mapeamento das

referidas condições de existência.

6.3.5 Adoção de mecanismo DOWS para redução da geração de água produzida

A avaliação desse mecanismo de separação água óleo no fundo do poço vai para os

3(três campos). Esses mecanismo não foi testado ainda em nenhum dos três campos ,

nem em qualquer unidade terrestre de produção de petróleo da Petrobras .no Brasil.


i)Com relação á aplicabilidade tecnológica A falta de definições de claros parâmetros operacionais, e as persistentes indefinições a

nível internacional, obtidas através de experimentos, sobre a aplicação desse

mecanismo tornam a sua aplicação nos 3(três) campos inviáveis, por enquanto.

Ii) Com relação a fatores econômicos


171

Os elevados custos iniciais de aquisição, os riscos ainda existentes e de possíveis

perda de produção de poços, com implicações consideráveis, tornam essa opção

momentaneamente inviável economicamente para aplicação nos 3(três) campos em

estudo.

Avaliação da alternativa (Conclusão) Pela análise precedida, a indefinição tecnológica ainda existente , pelos custos de

aquisição e os potenciais impactos econômicos decorrentes, essa alternativa é avaliada

como nível 3, inviável no momento.

Mesmo assim, se recomendaria um estudo a nível corporativo para participação em

pesquisa e desenvolvimento multicliente (a nível internacional) pelas possibilidades que

inspira.

6.3.6 Aplicação de polímeros seletivos para redução da geração de água produzida

Faremos uma avaliação para todos os três campos anteriormente mencionados(A ,B e

C) pois todos apresentam BSW significativos sobre a produção de óleo.

i) Com relação à aplicabilidade tecnológica

Testes efetuados em campos terrestres na Bahia e Rio Grande do Norte já provaram os

seus bons resultados conforme visto no capítulo 5. O volume gerado de água produzida

foi reduzido na maioria dos casos.

A aplicabilidade tecnológica foi aprovada através de resultados práticos.

ii) Com relação a fatores econômicos

Conforme mostrado no capítulo 5, o relatório do trabalho de Coelho et al (2002)

mostrou a sua viabilidade econômica.


172

O custo-benefício econômico levantado e aprovado atende a essa viabilidade de

aplicação.

Avaliação da alternativa (Conclusão) Conforme a analise procedida dessa alternativa foi provado através de resultados de

aplicações práticas que a mesma atende satisfatoriamente pela sua aplicabilidade

tecnológica e sua economicidade, sendo aplicável aos 3 campos em estudo. A redução

da geração de água produzida foi uma realidade.

Trata-se de um alternativo nível 2 -promissora 6.3.7- Maior automação, com a utilização de sistema de poços e campos inteligentes

Essa alternativa está com programação futura de implantação em alguns poços na

Bahia.Como informação, sabe-se que o estágio atual, ainda é conceitual, envolvendo

equipe multidisciplinar para definições técnicas a serem respondidas pelas áreas de :

• Tecnologia de Informação;

• Engenharia de reservatórios;

• Engenharia de automação de Instalações;

• Engenharia de Elevação.


Como o projeto-piloto a alternativa ocorre no âmbito da UN-BA e nesse estágio atual

não inclui nenhum dos 3 campos em estudo.

De uma maneira geral, como corolário de pesquisa comenta-se que:

i) Com relação á aplicabilidade tecnológica


173

Já amplamente estudado por equipe de especialistas da Petrobras, está com projetos-

pilotos direcionados para algumas unidades terrestres de E&P. Por isso, hoje se avalia

a sua aplicabilidade tecnológica na UN-BA como nível 3 –indefinida.

ii)Com relação a fatores econômicos Os investimentos para implantação do sistema de poços e campos inteligentes são

substanciais.

Avalia-se também como nível 3- indefinido os resultados econômicos, porém com

grande relevância ambiental.

Avaliação da Alternativa (conclusão) É uma alternativa bastante pesquisada por especialistas da Petrobras. A fase atual é de

elaboração do conceitual, com equipe multidisciplinar para aplicação em futuro piloto

previsto em campo da UN-BA, entre outras unidades de negócios de E&P. Trata-se de

uma inovação tecnológica que apresenta grande potencial em termos de relevância

ambiental.

Avaliamos a alternativa como nível 3-indefinida, porém com grande relevância ambiental , pelo fato de ao mesmo tempo ter o potencial de controlar a geração de água produzida no poço produtor e otimizar a injeção de água no poço injetor. Sua aplicabilidade aqui, como alternativa como alternativa, onde aguardará resultados

de estudos de equipe multidisciplinar acima referenciada.

6.3.8- Adoção-quando possível - de poços perfurados e completados horizontalmente Esta alternativa visa, como objetivo principal, aumentar a produção de óleo e como,

objetivo secundário, a redução da geração de água produzida. Já, foi aplicada a priori

em 3 poços, de 3 campos(01 de cada) na Bahia, com a experiência ainda incipiente,

porquanto dos 3 campos mencionados apenas no campo B houve teste da aplicação

.


174

Conforme já comentado no capítulo 5, o objetivo principal do uso de poços horizontais é

no sentido de aumentar a produção de óleo por poço.


A)Para o campo B

i) Com relação à aplicabilidade da tecnologia Foi perfurado apenas um poço o BA-369H, perfurado em 1995, com as seguintes

características:

• Profundidade:de 650 m,

• Comprimento horizontal de 400 m

• Produção inicial de óleo-6,5 m³/dia

• Produção inicial de água-15 m³/dia

• RAO(razão água/óleo) – 2,31

• Produção atual de óleo- 3 m³/dia

• Produção atual de água -10 m³/dia

• RAO atual – 3,33

Note-se que o resultado obtido mostra que após 11 anos a produção de óleo diminuiu

ao longo do tempo, enquanto a geração de água produzida(e RAO) aumentou.

Segundo os especialistas consultados, o resultado dos poços considerado não foi

representativo para o campo, talvez até devido ao desconhecimento da na época em

termos de perfuração.

A aplicabilidade para o campo B é considerada indefinida.

ii) Em relação a fatores econômicos O custo de um poço horizontal é em média de 2 vezes maior23 que de um poço vertical.

23 Informação interna de especialista da Petrobras/UN-BA


175

O resultado mostrado para um poço não fornece elementos para se concluir sobre a

sua validade econômica como alternativa dá para concluir ainda sobre a validade

econômica da alternativa.

Avaliação da alternativa (Conclusão) Internacionalmente a tecnologia é dominada, porém para o caso da UN-BA e

particularmente para o campo B-a experiência ainda é pouca para uma melhor

avaliação e conclusão de viabilidade.

Pela análise realizada, com os dados até o momento, pode-se inferir apenas que a

alternativa para aplicação no campo B é considerada nível 3 –indefinida, ou seja, mais

experimentos precisam ser realizados.

B- Para os campos de B e C Nesses campos não houve nenhuma experiência realizada com o uso da tecnologia de

poços horizontais.

Avaliação da alternativa (conclusão) Pelo fato de nenhuma experiência ter sido realizada nos campos de B e C, trata-se de

uma alternativa nível 3- indefinida , para aqueles campos .

6.3.9 – Aplicação da tecnologia de Bioestimulação de reservatórios Essa tecnologia, sofisticada no ponto de vista do conhecimento científico, traz consigo

um novo horizonte desafiador e de novas fronteiras de oportunidades para a

recuperação secundária e para o meio ambiente.


176

Análise da alternativa Como ainda não foi testada no Brasil( embora existam projetos proponentes), não se

tem condições de avaliar os efeitos dessa tecnologia. Por sua vez, como existem dados

laboratoriais efetuados em amostras de água dos três campos estudados em que

mostram a presença de microbiota capaz de exercer as atividades acima mencionadas,

a sua avaliação serviria para os campos A, B e C

De uma maneira geral, como objeto de pesquisa comenta-se que:

i) Com relação á aplicabilidade tecnológica Embora já utilizada em países como Rússia e Índia, a tecnologia de bioestimulação de

reservatórios, necessita de teste de campo no Brasil, de modo que aplicabilidade

tecnológica da mesma para os 3 campos em estudo se classifica como nível 3 – indefinida

ii)Com relação a fatores econômicos

Da mesma forma, os resultados econômicos são classificados como nível 3- indefinido, no entanto, é conveniente destacar a elevada relevância ambiental.

Avaliação da alternativa (conclusão) Por se tratar de uma tecnologia nova, sobretudo para a realidade brasileira, sem testes

precedentes consideramos a mesma como nível 3 - indefinida , porém com

conceituação básica de grande relevância ambiental


177

6.3.10- Reuso (externo) de água de esgotos domésticos

Essa alternativa consiste do aproveitamento da água tratada de esgoto doméstico,

proveniente dos municípios do entorno dos campos, como reuso externo transformado

em água de injeção em substituição à água doce captada.

A)Para o campo B

i) Em termos de quantidade disponível O campo B fica situado próximo à cidade de Alagoinhas (15 km), a qual tem uma

população, estimada em Julho de 2005, de 138.366 habitantes(IBGE,2006).

O campo injeta uma média mensal (base 2005) de 48.000 m3/mês de água doce .

Em simulação realizada, o consumo potencial de água de uma cidade com a população

de Alagoinhas, é de 631.294 m3/mês.

O cálculo foi feito estimando potencial de consumo de água tratada é de 150 lt/dia/hab .

Pelas normas NBR 09648-Estudo de concepção de esgoto sanitário; e pela norma NBR

09649-Projeto de redes coletoras de esgoto sanitário, 80% da água consumida se

converte em esgoto doméstico.

Portanto, a cidade tem um potencial estimado de geração de 505.035 m3/mês de

esgoto doméstico.

Para uma necessidade de injeção atual de 48.000 m3/mês, este volume atende

(potencialmente) com sobra, utilizando apenas 9,50 % do mesmo.

Portanto em termos de quantidade de água, a alternativa atende potencialmente.

ii)Em termos de qualidade da água A água de esgoto bruta não atenderia em termos de qualidade/compatibilidade.

Precisaria ser tratada e condicionada através de processos adequados para remoção

de sólidos - para evitar entupimento dos poros do reservatório-e neutralização das

potenciais bactérias, que poderia vir a acidificá-lo (souring).


178

Portanto, a qualidade de água bruta de esgoto não atende aos requisitos de qualidade

da água, para injeção

iii) Em termos de fatores econômicos A distância desde um ponto de captação e a sua adução apresentaria um determinado

custo operacional no que se refere à energia gasta .Porém uma outra parte substancial

seria no que se refere à custo operacional e investimento em estrutura para tratamento

e operação da estrutura.

Portanto quanto ao fator econômico , é inviável Avaliação da alternativa (Conclusão) Conforme análise precedida a alternativa apresentada, para o campo de Buracica

atende quanto ao potencial de água disponível. Porém, não atende quanto à qualidade

da água nem quanto aos fatores econômicos, sem que haja água com um determinado

patamar de qualidade para atender às condições de especificações da água para

recuperação secundária.

Portanto, esta alternativa, que tem um potencial importante de relevância social e

ambiental é nível 4- inviável, no momento embora conceitualmente de grande relevância ambiental. e social. B- Para o campo B

Conforme visto anteriormente este campo utiliza uma média de 49.000 m³/mês de água

doce para complementar o volume de água necessário para recuperação secundária.

As cidades mais próximas são Itanagra(15 km) e Pojuca(20 km).


i)quanto à quantidade de água disponível


179

A cidade de Pojuca,, conforme IBGE(2006) tem uma população de 28.506 habitantes.

Assumindo o consumo de 150 lt/dia/hab , teremos 130.058 m³/mês de potencial de

consumo de água , e de 104.046 m³/mês(80% do consumo) de potencial de geração de

esgoto doméstico. Portanto para um consumo de 49.000 m³/mês estaríamos utilizando

apenas cerca de 47,1% do potencial.

Em termos de quantidade a água de esgoto potencialmente gerada pela cidade de

Pojuca atenderia à necessidades de injeção no campo C.

ii) Quanto á qualidade da água As mesmas observações feitas para o campo B

Não atende pelos mesmos motivos

iii)Em termos de fatores econômicos As mesmas observações

Não atende pelos mesmos motivos

Avaliação da alternativa (conclusão) Conforme análise realizada , para o campo C , a alternativa atende em termos de

quantidade potencial de água disponível, porém não atende quanto à qualidade

necessária para a água de injeção ,nem quanto aos fatores econômicos envolvidos.

A alternativa portanto , é considerável nível 3 –inviável no momento , embora na sua

conceituação seja de grande relevância social e ambiental

C- Para o campo A

O campo A não utiliza água doce para recuperação secundária, portanto, a ele não se

aplica esta alternativa.


180

6.4- TABELAS -RESUMO Neste item a seguir as tabelas resumidas com as alternativas avaliadas, de forma

hierarquizada no que se refere ao seu grau de aplicabilidade .

A tabela 6.3 – referente a alternativas selecionadas para evitar/minimizar o uso de

água doce para injeção, e a Tabela 6.4- referente a alternativas selecionadas para

melhor controlar/reduzir a geração de água produzida.

São estas alternativas que respondem às perguntas, que dão origem ao foco da

pesquisa, ou seja, os problemas a serem resolvidos. apresentados no capítulo 4 no

item 4.6.3- Perguntas a serem respondidas : foco da pesquisa


181

Tabela 6.3- Alternativas selecionadas para evitar/minimizar o uso de água doce para recuperação secundária

ALTERNATIVA SUGERIDA

CAMPO

NÍVEL DA AVALIAÇÃO

COMENTÁRIOS

HIERARQUIA DE LA GREGA

A

1-ALTAMENTE

PROMISSORA

Já utilizada no campo A onde se utiliza um volume

médio de 164.000 m³/mês.Apresenta relevância

ambiental e social

B

3-INDEFINIDA

Não foi realizado ainda um mapeamento para

identificação das condições adequadas

Ampliação da adoção de injeção de

água onde possível através da

Tecnologia de “Dump Flooding”

C

3-INDEFINIDA

Idem

Redução na fonte via

mudança de tecnologia

A

-

Não se injeta água doce no campo A

B

3-INDEFINIDA

Ainda não foi realizado o mapeamento para definição

da água salina de poços mais profundos naquele

campo

Utilização de água salina proveniente

de poços mais profundos em

substituição à água doce de poços de

captação

C

2-PROMISSORA

Estudo preliminar no campo C dá boas indicações de

volume e qualidade da água para Injeção, embora com

aumento de custos de energia Tem relevância

ambiental e social


substituição de insumos

Fonte: construção do autor(2006)


182

Tabela 6.3- Alternativas selecionadas para evitar/minimizar o uso de água doce para recuperação secundária(Cont.)


CAMPO


COMENTÁRIOS

HIERARQUIA DE

LA GREGA

A

B

Maximizar Reciclagem e reutilização

interna de toda a corrente de água

produzida proveniente do processo de

produção como água de injeção para

recuperação secundária

C

1- ALTAMENTE

PROMISSORA

Apesar da qualidade da água exigir gastos com

condicionamento/tratamento e posterior injeção. O seu

reuso evita a necessidade de uso água doce e protege

melhor o meio ambiente. As condicionantes das

licenças de operação dos campos/sistemas de

produção determina a re-injeção de toda a água

produzida gerada.Tem grande relevância ambiental e

social.

Reciclagem interna via

regeneração e reuso de

resíduo líquido



183

Tabela 6.4 -Alternativas selecionadas para melhor controlar/reduzir a geração de água produzida


CAMPO


COMENTÁRIOS

HIERARQUIA DE

LA GREGA

A

B

Aplicação de polímeros seletivos

para redução da produção de

água produzida

C

2 - PROMISSORA

Os resultados obtidos em experiências práticas

corroboram a sua viabilidade.Possibilita a redução da

geração água produzida sem interferência na

produção de óleo



A

B

Maior automação, com a

utilização de sistema de poços e

campos inteligentes.

C

3-INDEFINIDA

Apesar desta alternativa não ter sido ainda aplicada a

nenhum campo na UN-BA, pis está na fase conceitual,

não tendo, portanto resultados, é de grande relevância

ambiental, pelo fato de prever um melhor

controle/redução da geração da água produzida e

também um melhor controle da efetividade da injeção

de água, para o caso dos campos inteligentes.


maior aumento da

automação

A

B

Bioestimulação de reservatórios

C

3-INDEFINIDA

Ainda não utilizada nos campos A B e C, nem em

nenhuma outra unidade da Petrobras..Existem projetos

proponentes com contratos para a sua

aplicação/introdução e que merecem ter um piloto

implementado., tendo como experimento campos da

UN-BA




184


CAMPO


COMENTÁRIOS

HIERARQUIA DE

LA GREGA

A

B

Utilização na medida do possível de poços perfurados e completados horizontalmente

C

-

3-INDEFINIDA

Dos três campos apenas foi testado no campo B, onde

o resultado não foi compensador quanto ao controle da

geração de água produzida. Mais testes com

perfuração de novos poços serão necessários para

definição, da sua viabilidade no que se refere a

controle da geração de água produzida.





185

CAPÍTULO 7- CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES Consoante com os objetivos pretendidos para o desenvolvimento dessa dissertação, a

pesquisa realizada propiciou a obtenção de resultados relativos a alternativas

gerenciais e tecnológicas regidas pela ótica da Produção Mais Limpa nas atividades de

exploração e produção de petróleo em áreas terrestres. Nesse propósito, a identificação

e analise dessas alternativas foram destinadas e referenciadas para as seguintes

questões (levantadas no capítulo 4):

• Ajudar a evitar/reduzir o uso da água doce para recuperação secundária; • Ajudar a proporcionar um melhor controle/redução de geração da água

produzida gerada sem implicar em perda de produção de óleo A partir desse procedimento foram obtidos como principais resultados:

• A identificação de 14 alternativas potencialmente aplicadas para as atividades de E&P

• A identificação de 7 alternativas potencialmente aplicadas nos estudos de casos considerados

• A indicação das potencialidades de aplicação de 4 alternativas selecionadas; • A recomendação de estudo mais aprofundados para 3 alternativas que ficaram

indefinidas

Nos tópicos desenvolvidos a seguir procedemos a uma consolidação das principais conclusões gerais e específicas propiciada pelos resultados obtidos 7.1-Conclusões Gerais A pesquisa realizada conclui que a aplicação do conceito de Produção Mais Limpa é

um valioso e prático instrumento: para a visualização da situação atual,para a escolha

de alternativas que ajudem a responder as questões relacionadas ao gerenciamento do

uso da água doce destinada a recuperação secundária, bem como para o melhor

controle da água produzida gerada de campos terrestres de produção de petróleo no

Brasil, tendo como foco campos com as características dos existentes na Bahia

operados pela Petrobras.

O organograma mestre de ações preventivas de La Grega proporciona, de uma

maneira didática, a visualização do elenco de possibilidades iniciais como ponto de


186

partida para a escolha das melhores alternativas a serem aplicadas que auxiliem nas

respostas aos problemas que foram levantados.

O conhecimento do macroprocesso de produção de exploração de petróleo em

atividades terrestres de E&P, bem como a identificação, dentro dele, dos processos individuais que estão relacionados com a utilização da água doce e geração da água

produzida é fundamental para a priorização das alternativas. É crucial que o

conhecimento dos processos esteja também suportado por dados para uma tomada de

decisão. Esses dados são de natureza operacional e de custos envolvidos nos

processos, sendo esses últimos os mais difíceis para a sua obtenção.

Há indicações de que a avaliação e aplicação de alternativas já no projeto conceitual de

um novo empreendimento relativo a campos terrestres de produção de óleo possa levar

a resultados mais efetivos. Pode-se citar como exemplo o estudo prévio de fontes

alternativas de água, e o nível de automação, entre outros. Para novos empreendedores, que invistam em campos marginais maduros de

produção de óleo é importante que - aos mesmos - seja propiciado um adequado

conhecimento das particularidades relativas ao gerenciamento da água produzida, bem

como à recuperação secundária a serem aplicadas por campo, contemplando as

implicações de custos e as nuances da compatibilidade da água de injeção com a água

da formação/reservatório de óleo.

7.2 Conclusões específicas

Tendo como base os casos estudados para os campos A,B e C da Petrobras/UN-BA

discorre-se sobre as conclusões específicas pertinentes àqueles casos.

Dentre as alternativas identificadas a indicada para aplicação imediata à realidade

brasileira (aos casos estudados) é a regeneração e o reuso da água produzida para


187

re-injeção com finalidade de recuperação secundária em campos de petróleo.Trata-se

de uma alternativa já bastante utilizada nos campos de produção terrestres nacionais e

internacionais. A continuação da aplicação dessa alternativa auxilia, ao mesmo tempo, na resposta às duas questões levantadas no capítulo 4, pois:

• Ajuda a evitar/reduzir o uso da água doce para recuperação secundária;

• Ajuda a proporcionar um melhor controle da água produzida gerada através da

sua re-introdução no macroprocesso de produção de óleo via recuperação

secundária.

O reúso desse resíduo líquido, gerado em grandes e crescentes volumes durante o

processo produtivo, é o melhor método ambientalmente aplicável, pois evita o descarte

no meio ambiente ao mesmo tempo em que se diminui a busca por fontes

complementares de água doce para recuperação secundária e que se provê um

melhor controle da água produzida gerada. Essa alternativa, por outro lado, requer uma

boa integridade mecânica dos poços injetores de modo a evitar a ocorrência de

vazamentos fortuitos que venham a atingir aqüíferos subterrâneos de água

potável.Portanto, a aplicação da mesma deve vir acompanhada dos cuidados de

construção e monitoramento de poços injetores e de linhas de adução. E apesar dos

elevados custos operacionais para o gerenciamento da água produzida , o reuso desse

resíduo líquido é indicado aqui como a melhor alternativa de aplicação imediata.

Em termos da classificação de La Grega (vide organograma, capítulo 3), essa

alternativa corresponde a uma categoria intermediária na classificação da P+L:

Reciclagem Interna e Externa, sendo uma alternativa indicada como de curto/médio

prazos.

No que concerne a alternativas aplicáveis exclusivas para reduzir/evitar a utilização de água doce para aplicação em recuperação secundária de campos de petróleo, tem-

se que o uso delas, em geral, apresenta uma indicação dependente mais de custos e

questões naturais do que de questões tecnológicas.


188

A opção para tratar essa questão, se relaciona à redução na fonte do uso da água

doce, ensejando assim a uma mudanças nos insumos pela substituição da água doce

subterrânea por outras fontes de água.

Dentre as alternativas selecionadas - além da regeneração e reuso da água produzida

anteriormente mencionada - a mais indicada é a utilização de água salobra/salina

proveniente de poços de captação mais profundos em substituição à água doce

utilizada para recuperação secundária.Essa alternativa embora aumente os custos de

captação devido ao maior gasto com energia na elevação, apresenta-se de grande

relevância sócio-ambiental.Utiliza água menos nobre e proporciona uma maior

disponibilidade hídrica para o uso prioritário em tempos de escassez. Sua viabilidade

depende apenas da existência da água com aquelas características, próximas do

projeto de recuperação secundária, sendo numa quantidade natural e disponível numa

profundidade que justifique a sua economicidade operacional. A aplicação dessa alternativa (bastante usada no Canadá) no momento é aplicável a um dos campos em estudo (campo C) pois já existem dados suficientes e positivos a essa altura. Aguardam-se resultados de dados sobre os demais (campos A e B). Outra alternativa recomendada aqui no estudo é a aplicação da tecnologia de dump-

flooding em substituição ao uso da recuperação secundária convencional. Essa

alternativa depende da existência de aqüífero superior como fonte de água a ser

injetada por gravidade em uma zona injetora situada abaixo, com baixa pressão. A

alternativa pode ser classificada também como de mudança de insumos, através de

outras fontes.

Conforme visto, essa alternativa é utilizada no campo A, onde foi identificada a

condição natural para a sua aplicação, e poderá vir a ser adotada nos demais campos

(vide capítulo 6).Para aplicação nos demais campos esse estudo precisa ainda ser

feito.


189

Note-se que respostas para a questão da redução/eliminação do uso da água doce

para recuperação secundária depende também de um mix de alternativas que deve ser

estudada para cada caso em cada campo.

No que concerne às alternativas exclusivas para um melhor controle/redução da geração da água produzida, tem-se que o uso delas , em geral se cerca de

importantes fatores tecnológicos envolvidos. A redução da geração água produzida

passa pela necessidade de evitar que a água produzida saia do reservatório, onde está

contígüa ao óleo, e seja elevada até a superfície e isso envolve questões de tecnologia

de elevação, de perfuração e completação de poços e particularidades geológicas de

cada reservatório de hidrocarbonetos.

As alternativas mais desejáveis são aquelas que possibilitem reduzir a geração deste

resíduo na fonte evitando todos os custos e riscos ambientais decorrentes de sua pós-

geração.

Para os campos terrestres no Brasil, uma alternativa que apresenta bons resultados é a

aplicação de polímeros seletivos em poços de alta RAO para redução da geração da

água produzida, a qual requer, no entanto, a sua reaplicação dentro de um determinado

período.

Outras alternativas identificadas encontram-se indefinidas até o momento quanto à sua

eficácia.. Para um caso em estudo - a exemplo da utilização de poços perfurados e

completados horizontalmente- em nível mundial existem casos, em campos terrestres,

de sucesso simultâneo tanto do aumento da produção de óleo por poço quanto na

redução na geração da água produzida. A experiência no Brasil para atividades

terrestres - vide Petrobras/UN-BA - não tem por enquanto chegado a uma conclusão

determinante quanto aos poços horizontais.Isso pode ocorrer pelo fato de que os

números de experimentos realizados até então se apresenta de modo incipiente.


190

Por outro lado, a aplicação de uma maior automação através de poços e campos inteligentes, igualmente, parece ser o futuro do gerenciamento de campos de

produção de petróleo; pois se propõe a controlar a geração de água produzida e ao

mesmo tempo a conciliar uma melhor eficácia do processo de recuperação secundária

otimizando a injeção de água.Resultados dos pilotos, de automação ainda em estágio

conceitual de implantação na Petrobras, ainda são aguardados, num médio prazo.

Acima de todas essas alternativas anteriormente citadas, o essencial é que o processo

de injeção de água seja realizado de tal maneira que se obtenha o máximo de eficácia

com o uso de um volume menor de injeção, pois quanto maior o volume de água

injetado, maior será o volume de água produzida gerado e por sua vez a necessidade

de água de reposição, ocasionando um ciclo sem fim. No final, tudo passa pela

aplicação de um mix de alternativas, cujas aplicações devem ser estudadas para cada

caso, conforme visto para os campos A,B e C.

Com a abertura do mercado de petróleo, com a entrada de pequenas empresas

operadoras, interessadas em pequenos campos marginais, e com incentivo da ANP, os

conhecimentos sobre a questão da água produzida, suas implicações ambientais e

ordem de custos precisam ser disseminados e absorvidos, para que as oportunidades

de ganhos complementares se tornem atrativas para investimento nessa área.

7.3 -Recomendações

Com base nas conclusões obtidas, discorremos a seguir as principais recomendações :

Recomenda-se que toda a água produzida gerada dos campos de petróleo seja

reutilizada ao máximo para a recuperação secundária.Como esse resíduo tem um

custo significativo, deve-se evitar ao máximo seu descarte, pois com isso se reduz a

busca por água de reposição, como a água doce. Essa é uma alternativa voltada para o

curto prazo/médio prazo.


191

Convém que sejam buscadas fontes substitutas à água doce como água de reposição,

utilizando para isso água salobra/salina de poços mais profundos ou a utilização de

tecnologia de Dump-Flooding quando houver as condições naturais para uso dessa

alternativa. No primeiro caso é necessário que seja realizado um mapeamento

hidrogeológico dos aqüíferos existentes, para identificação dos contatos/interfaces água

doce/água salgada, e das profundidades onde se situam essas ocorrências, com o seu

volume estimado. Para o segundo caso é necessário, além dessa pesquisa

hidrogeológica para identificação de fontes de água salgada, a verificação das

condições naturais complementares para a utilização do mecanismo de dump-flooding,

tais como : existência de uma coluna hidrostática que forneça pressão suficiente, bem

como uma zona inferior, para injeção, apresentando boa permeabilidade e baixa

pressão( ou pressão pertinente) exigida para a injeção.

É importante prosseguir com a aplicação dos polímeros seletivos para reduzir a geração

da água produzida, em poços e campos pertinentes, utilizando para isso uma

programação operacional com freqüência definida. Nesse sentido a pesquisa e o

desenvolvimento de polímeros ainda mais efetivos,de efeito mais prolongado e com um

mínimo de interferência na permeabilidade relativa ao óleo seja realizada por centros de

pesquisa como o Cenpes da Petrobras.

Sendo a P+L uma estratégia calcada também em ganhos econômicos, torna-se mister

que as empresas desenvolvam mecanismos de apropriação de custos relacionados ao

gerenciamento da água produzida, de modo a que se obtenha uma maior visibilidade

quanto às implicações da sua geração, encorajando e direcionando esforços para o seu

controle .Nesse sentido deve também privilegiar recomendável a utilização de

indicador(es) para monitoramento/gerenciamento que reflitam a reutilização da água

produzida para recuperação secundária.


192

Do mesmo modo, é recomendável a utilização de indicadores que reflitam o uso da

água doce de uma maneira global e particularmente para o uso exclusivo na

recuperação secundária em relação ao volume de óleo produzido.

Indica-se aqui a inclusão de tema relacionado com a água produzida e o seu

gerenciamento na grade curricular do curso de Engenharia de Petróleo nas

Universidades que possuam esse curso, bem como nos cursos de aperfeiçoamento e

formação de Engenheiros de Petróleo organizados pela Universidade Corporativa da

Petrobras.Igualmente propõe-se a inclusão do tópico :recuperação secundária para

compor o assunto em questão, abordando as questões sobre uso da água como

injetante e o seu viés econômico e ambiental.

Para ambos os casos ressalta-se a importância da abordagem do assunto como um

problema a ser tratado e uma oportunidade de melhoria dentro de uma de abordagem

de prevenção da poluição sistêmica, ampla e inteligente como o proporcionado pela

P+L.

No tocante aos órgãos regulamentadores e fiscalizadores das atividade petrolífera no

país, a exemplo da ANP e o Conama e de modo sinérgico –a exemplo do que ocorre

nos Estados Unidos e Canadá – sugere-se a elaboração de uma normalização técnico-

gerencial para poços injetores com finalidade de descarte de subsuperfície e/ou para

recuperação secundária, visando salvaguardar aqüíferos de água potável, prevendo:

• Classificação;

• Detalhes construtivos;

• Monitoramentos e testes;

• Abandono e arrasamentos;

• Entre outros procedimentos.

Nesse sentido, o programa UIC-Underground Injection Control- e a sua

normalização, patrocinado pela USEPA (Estados Unidos) e o seu similar patrocinado

pela EUB-Energy Utilities Board, através da Directive 051- Injection and Disposal


193

Wells -Well Classifications Completion, Logging, and Testing Requirements (Canadá) podem vir a servir como uma boa referência de fonte de consulta, pela

experiência que aqueles países têm sobre o assunto.

Embora para empresas maiores como a Petrobras existam já alguns procedimentos

nesse sentido, aperfeiçoamentos são bem vindos, servindo sobretudo aos novos

operadores que estão ingressando no mercado de campos marginais terrestres.

Recomenda-se por final - a exemplo do que já é amplamente discutido em congressos

e fóruns internacionais – que o tema água produzida de campos de petróleo e sua

gestão sejam discutidos envolvendo Universidades, Federações de Indústrias, órgãos

ambientais, em nível federal e estadual, incluindo também o IBP, para os estados

produtores de petróleo com atividades terrestres de E&P, pela sua particularidade.

É recomendado, também, que esses eventos apresentem o tema integrado por

abordagens e estratégias de prevenção da poluição, como a P+L, para que se

vislumbre com isso: oportunidades de melhorias, oportunidades de negócios e não

somente o problema em si.

Embora seja considerada inviável no momento, a aplicação do mecanismo de DOWS

é importante que seja dada continuidade às pesquisas desenvolvidas para esse

mecanismo de produção de óleo com separação de água produzida no fundo do

poço.Nesse sentido seria importante que em nível corporativo empresas, como do porte

da Petrobras se associe a projetos multiclientes para aperfeiçoamento do

mecanismo.Como sugestão, apontam-se parcerias que a Petrobras tem com outras

empresas - a exemplo da Canadense Encana(com histórico de experiências no

Canadá com esse mecanismo de DOWS) realizar convênio, como também, com a

empresa hispano-Argentina -Repsol-YPF- dando continuidade aos experimentos

iniciados em campos terrestres naquele país e replicar o conhecimento internamente

nas Unidades de negócio de E&P.


194

Espera-se que essa dissertação possa ser contributiva para ampliar a discussão de

alternativas na busca de uma utilização mais racional do uso da água doce, bem como

de um melhor controle da água produzida de campos de petróleo terrestres dentro da

Petrobras, bem como de novas empresas que estão entrando no mercado de E&P.

7.4-- Sugestões para estudos futuros Considerando a delimitação temática de apresentação do assunto, durante o preparo

dessa dissertação, algumas questões foram surgindo e que merecem um estudo mais

aprofundado em outros trabalhos. À guisa de exemplificação relacionam-se abaixo os

itens de interesse:

a)Ampliação do estudo da aplicação da P+L para o uso da água doce nos demais

processos, além da injeção de água para recuperação secundária, objeto desse

trabalho;

b) Avaliação da viabilidade de utilização da água captada de chuva para injeção de

água, de processo de plantas, nos campos de produção terrestres e suas demais

instalações;

c)Estudo da aplicação do conceito de P+L para o gerenciamento do uso da água para

campos terrestres de produção de óleo, com pequena profundidade e presença de

aqüíferos(contíguos ao óleo) mais rasos, e água produzida com salinidades próximas

da água doce, a exemplo dos campos terrestres da Petrobras no Rio Grande do Norte e

Ceará;

e)Influência no volume da água utilizada para injeção a partir do uso de métodos de

recuperação secundária especiais a exemplo do CO2; entre outros de conhecimento da

atividade de E&P:não foi contemplada no presente estudo;


195

f) Pesquisa mais aprofundada sobre formas de tratamento químico de esgoto e seus

custos, visando proporcionar uma viabilidade segura para uso em recuperação

secundária sem riscos de acidificação dos reservatórios de óleo^, levando em conta a

e com viabilidade econômica.

g) Dar continuidade a estudos de pesquisa mais profundos e concretos sobre a

utilização de tecnologia de bioestimulação de reservatórios com a aplicação de

fundamentos de microbiologia no sentido de aperfeiçoar os fatores de recuperação de

óleo, tal qual projetos proponentes nesse sentido em curso no Laboratório de

Biotecnologia e Ecologia de Microrganismos e Laboratório de Energia ambos da

Universidade Federal da Bahia, Centro Federal de Educação Tecnológica da Bahia

(CEFET-BA) e Universidade Salvador (UNIFACS). Os projeto principais são

Desenvolvimento e aplicação da tecnologia de exclusão biocompetitiva para controle da

biossulfetogênese em biorreatores” e “Desenvolvimento de processos biotecnológicos

para recuperação de petróleo em campos maduros através da bioprospecção e

bioestimulação da microbiota petrobiótica autóctone”


196

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204

APÊNDICES


205

APÊNDICE A-Ilustração do Fenômeno da Produção de Óleo e a Geração Crescente de Água Produzida(e BSW) na : Bahia(Brasil) ;Argentina e na Província de Alberta no Canadá

PRODUÇÃO DE ÓLEO, GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA E RAO NA BAHIA

0

2000000

4000000

6000000

8000000

10000000

12000000

14000000

16000000

1961

1963

1965

1967

1969

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

MÊS/ANO

VOLU

ME

AN

UA

L(m

³)

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

RA

O(M

³/M³)

Prod. ÓleoGer Água ProdRAO

Figura A.1-Produção de óleo, geração de água produzida e o RAO no estado da Bahia nas operações da Petrobras Fonte: Construção do autor com base em dados do SIP(2006)

EVOLUÇÃO DO BSW NAS OPERAÇÕES DA PETROBRAS NA

BAHIA

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

1961

1963

1965

1967

1969

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

ANO

BSW

(%)

BSW

Figura A.2-Evolução do BSW nas operações da Petrobras no estado da Bahia Fonte: Construção do autor baseada no SIP(2006)


206

Figura A.3-Produção de óleo, geração de água produzida e o RAO nas operações globais de produção de óleo na província de Alberta(Canadá) Fonte: Obtido de Peachey(2005)


207

PRODUÇÃO DE ÓLEO , GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA ÁGUA E O RAO NA ARGENTINA

0

50000000

100000000

150000000

200000000

250000000

300000000

350000000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

ANO

VOLU

ME(

m³)

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

RA

O

Prod ÓleoGer Água ProdRAO

Figura A.4-Produção de óleo, geração de água produzida e o RAO em toda a Argentina (inclui todas as empresas que atuam no país) Fonte: Construção do autor com base em dados da Secretaria de Energía de la Nación Argentina(2006)

EVOLUÇÃO DO BSW NA ARGENTINA

76,0

78,0

80,0

82,0

84,0

86,0

88,0

90,0

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

ANO

BSW

(%)

BSW

Figura A.5-Evolução do BSW global médio na produção de petróleo em toda a Argentina (inclui todas as empresas que atuam no país) Fonte: Construção do autor com base em dados da Secretaria de Energía de la Nación Argentina(2006)


208

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA NA

PETROBRAS ENERGÍA SA-PESA NEUQUEN(ARGENTINA)

0,0

500000,0

1000000,0

1500000,0

2000000,0

2500000,0

mai-03

jul-03

set-0

3

nov-0

3jan

-04

mar-04

mai-04

jul-04

set-0

4

nov-0

4jan

-05

mar-05

mai-05

jul-05

set-0

5

nov-0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

M³)

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

RA

O Prod óleo NeuquenGer Água ProdRAO

Figura A.6-Produção de óleo, geração de água produzida e o RAO nas operações da Petrobras Energía -PESA na Província de Neuquen-Argentina Fonte: Construção do autor com base em dados da Secretaria de Energía de la Nación Argentina(2006)

EVOLUÇÃO DO BSW NA PETROBRAS ENERGÍA-PESA EM

NEUQUEN(ARGENTINA)

86,0

87,0

88,0

89,0

90,0

91,0

92,0

93,0

94,0

95,0

mai

/03

jun/

03

jul/0

3

ago/

03

set/0

3

out/0

3

nov/

03

dez/

03

jan/

04

fev/

04

mar

/04

abr/0

4

mai

/04

jun/

04

jul/0

4

ago/

04

set/0

4

out/0

4

nov/

04

dez/

04

jan/

05

fev/

05

mar

/05

abr/0

5

mai

/05

jun/

05

jul/0

5

ago/

05

set/0

5

out/0

5

nov/

05

dez/

05

MÊS/ANO

BSW

(%)

BSW

Figura A.7-Evolução do BSW nas operações da Petrobras Energía-PESA na Província de Neuquen-Argentina Fonte: Construção do autor com base em dados da Secretaria de Energía de la Nación Argentina(2006)


209

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA PELA REPSOL- YPF

NEQUEN- ARGENTINA

0,0

500000,0

1000000,0

1500000,0

2000000,0

2500000,0

3000000,0

3500000,0

mai-03

jul-03

set-0

3

nov-0

3jan

-04

mar-04

mai-04

jul-04

set-0

4

nov-0

4jan

-05

mar-05

mai-05

jul-05

set-0

5

nov-0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

RA

O

Prod óleo Ger água prodRAO

Figura A.8-Produção de óleo, geração de água produzida e o RAO nas operações da Repsol-YPF na Província de Neuquen-Argentina Fonte: Construção do autor com base em dados da

Secretaria de Energía de la Nación Argentina(2006)

EVOLUÇÃO DO BSW - REPSOL-YPFNEUQUEN-ARGENTINA

81,0

82,0

83,0

84,0

85,0

86,0

87,0

88,0

89,0

90,0

91,0

mai/03

jun/03

jul/03

ago/0

3se

t/03ou

t/03

nov/0

3

dez/0

3jan

/04fev

/04

mar/04

abr/0

4mai/

04jun

/04jul

/04

ago/0

4se

t/04ou

t/04

nov/0

4

dez/0

4jan

/05fev

/05

mar/05

abr/0

5mai/

05jun

/05jul

/05

ago/0

5se

t/05ou

t/05

nov/0

5

dez/0

5

MÊS/ANO

BSW

(%)

BSW

Figura A.9-Evolução do BSW nas operações da Repsol-YPF na Província de Neuquen-Argentina Fonte: Construção do autor com base em dados da Secretaria de Energía de la Nación Argentina(2006)


210

APÊNDICE B-Produção de Óleo, Injeção Crescente de Água (RAO) na Bahia, Argentina, Petrobras Energía em Neuquen-Argentina e Repsol-YPF em Neuquen-Argentina

PRODUÇÃO DE ÓLEO , INJEÇÃO DE ÁGUA E RAZÃO DE INJEÇÃOBAHIA

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

1961

1963

1965

1967

1969

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

ANO

VOLU

ME

MEN

SAL

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

RAZÃ

O Prod. ÓleoInj ÁguaR_Inj/Prod Óleo

Figura B.1-Produção de óleo, Injeção de água e Razão de injeção RAO nas operações da Petrobras no estado da Bahia Fonte: Construção do autor com base em dados do SIP(2006)

PRODUÇÃO DE ÓLEO , INJEÇÃO DE ÁGUA E RAZÃO(GLOBAL) NA ARGENTINA

0

50000000

100000000

150000000

200000000

250000000

300000000

350000000

400000000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

ANO

VOLU

ME

ANUAL(

m³)

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

RAZÃ

O Prod ÓleoInj ÁguaR-Inj/Óleo Prod

Figura B.2-Produção de óleo, injeção de água (e razão de injeção)nas operações de produção de Petróleo (todas as empresas) na Argentina Fonte: Construção do autor baseado em dados da Secretaria de Energía de la Nación Argentina(2006)


211

PRODUÇÃO DE ÓLEO E INJEÇÃO DE ÁGUA NA PETROBRAS ENERGÍA SA

NEUQUEN(ARGENTINA)

0,0

500000,0

1000000,0

1500000,0

2000000,0

2500000,0

3000000,0

3500000,0

mai-03

jul-03

set-0

3

nov-0

3

jan-0

4

mar-04

mai-04

jul-04

set-0

4

nov-0

4

jan-0

5

mar-05

mai-05

jul-05

set-0

5

nov-0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

M³)

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

RA

ZÃO

Prod óleo NeuquenInj águaInj ag/Prod óleo

Figura B.3-Produção de óleo, injeção de água (e razão de injeção)nas operações da Petrobras Energía - PESA na Província de Neuquen-Argentina Fonte: Construção do autor com base em dados da Secretaria de Energía

de la Nación Argentina(2006)

PRODUÇÃO DE ÓLEO E INJEÇÃO DE ÁGUA NA PETROBRAS ENERGÍA SANEUQUEN(ARGENTINA)

0,0

500000,0

1000000,0

1500000,0

2000000,0

2500000,0

3000000,0

3500000,0

mai-03

jul-0

3se

t-03

nov-0

3

jan-0

4

mar-0

4

mai-04

jul-0

4se

t-04

nov-0

4

jan-0

5

mar-0

5

mai-05

jul-0

5se

t-05

nov-0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

M³)

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0R

AZÃ

O

Prod óleo NeuquenInj águaInj ag/Prod óleo

Figura B.4Produção de óleo, injeção de água (e razão de injeção)nas operações da Repsol-YPF na Província de Neuquen-Argentina Fonte: Construção do autor baseada em dados da Secretaria de Energía de la Nación Argentina(2006)


212

APÊNDICE C-Campos em Estudo

CAMPO A

PRODUÇÃODE ÓLEO E GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA NO CAMPO A

0

50000

100000

150000

200000

250000

jan-0

0

abr-0

0jul

-00

out-0

0

jan-0

1

abr-0

1jul

-01

out-0

1

jan-0

2

abr-0

2jul

-02

out-0

2

jan-0

3

abr-0

3jul

-03

out-0

3

jan-0

4

abr-0

4jul

-04

out-0

4

jan-0

5

abr-0

5jul

-05

out-0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

RA

O(m

³/m3)

Prod ÓleoGer Ag ProdRAO

Figura C.1- Produção de óleo, geração de água produzida e o RAO no campo A Fonte: Construção do autor com base em dados do SIP (2006)

PRODUÇÃO DE ÓLEO E INJÇÃO DE ÁGUA NO CAMPO A

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

jan-00

abr-0

0jul

-00ou

t-00

jan-01

abr-0

1jul

-01ou

t-01

jan-02

abr-0

2jul

-02ou

t-02

jan-03

abr-0

3jul

-03ou

t-03

jan-04

abr-0

4jul

-04ou

t-04

jan-05

abr-0

5jul

-05ou

t-05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00R

Inj a

g/Pr

o Ó

leo

Prod ÓleoInj TotalR inj /Pro Óleo

Figura C.2- Produção de óleo, injeção de água e Razão de Injeção no Campo A Fonte: Construção do autor com base em dados do SIP (2006)


213

IN JEÇÃ O D E Á GU A N O C A M PO A

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

M Ê S/ ANO

Inj Total

Inj Ag Pr od

Dump Flooding

Figura C.3-Evolução da Injeção de água no campo A Fonte: Construção do autor baseada no SIP(2006)

EVOLUÇÃO DO BSW NO CAMPO A

79,0

80,0

81,0

82,0

83,0

84,0

85,0

86,0

87,0

88,0

89,0

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00

jan/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01

jan/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02

jan/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03

jan/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04

jan/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

BSW

(%)

BSW

Figura C.4- Evolucão do BSW no Campo A Fonte: Construção do autor com base em dados do SIP (2006)


214

CAMPO B

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA NO CAMPO B

0,00

50000,00

100000,00

150000,00

200000,00

250000,00

300000,00

350000,00

400000,00

450000,00

500000,00

jan-00

abr-0

0jul

-00ou

t-00jan

-01ab

r-01

jul-01

out-0

1jan

-02ab

r-02

jul-02

out-0

2jan

-03ab

r-03

jul-03

out-0

3jan

-04ab

r-04

jul-04

out-0

4jan

-05ab

r-05

jul-05

out-0

5

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

RA

O(m

³/m³)


Figura C.5- Produção de óleo, geração de água produzida e o RAO

no campo B Fonte: Construção do autor baseada no SIP(2006)

PRODUÇÃO DE ÓLEO E INJEÇÃO DE ÁGUA NO CAMPO B

0,00

100000,00

200000,00

300000,00

400000,00

500000,00

600000,00

700000,00

800000,00

jan-00

abr-0

0jul

-00ou

t-00jan

-01

abr-0

1jul

-01ou

t-01jan

-02

abr-0

2jul

-02ou

t-02jan

-03

abr-0

3jul

-03ou

t-03jan

-04

abr-0

4jul

-04ou

t-04jan

-05

abr-0

5jul

-05ou

t-05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

R In

jeçã

o(m

³/m³)

Prod ÓleoInjeção TotalR inj /Pro Óleo

Figura C.6- Produção de óleo, injeção de água e Razão no Campo B Fonte: Construção do autor com base em dados do SIP (2006)


215

EVOLUÇÃO DO BSW NO CAMPO B

87,0

88,0

89,0

90,0

91,0

92,0

93,0

94,0

95,0

96,0

jan/

00m

ar/0

0m

ai/0

0ju

l/00

set/0

0no

v/00

jan/

01m

ar/0

1m

ai/0

1ju

l/01

set/0

1no

v/01

jan/

02m

ar/0

2m

ai/0

2ju

l/02

set/0

2no

v/02

jan/

03m

ar/0

3m

ai/0

3ju

l/03

set/0

3no

v/03

jan/

04m

ar/0

4m

ai/0

4ju

l/04

set/0

4no

v/04

jan/

05m

ar/0

5m

ai/0

5ju

l/05

set/0

5no

v/05

MÊS/ANO

BSW

(%)

BSW

Figura C.7–Evolução do BSW no campo B Fonte: Construção do autor com base em dados do SIP (2006)

USO DA ÁGUA DOCE NOCAMPO B

0,00

20000,00

40000,00

60000,00

80000,00

100000,00

120000,00

140000,00

160000,00

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00

jan/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01

jan/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02

jan/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03

jan/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04

jan/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

Ag Doce outros usosInj Ag Doce

Figura C.8 – Volume dos usos da água doce (Injeção e outros) no campo B Fonte: Construção do autor com base em dados do SIP (2006)


216

INJEÇÃO DE ÁGUA NO CAMPO B

0,00

100000,00

200000,00

300000,00

400000,00

500000,00

600000,00

700000,00

800000,00

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00

jan/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01

jan/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02

jan/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03

jan/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04

jan/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

Injeção TotalInj Ag produzidaInj Ag Doce

Figura C.9 –Volume dos usos da água doce e produzida na injeção de água no campo B

Fonte: Construção do autor baseada no SIP(2006)


217

CAMPO C

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA NO CAMPO C

0,00

20000,00

40000,00

60000,00

80000,00

100000,00

120000,00

140000,00

jan-00

abr-0

0jul

-00ou

t-00jan

-01

abr-0

1jul

-01ou

t-01jan

-02

abr-0

2jul

-02ou

t-02jan

-03

abr-0

3jul

-03ou

t-03jan

-04ab

r-04

jul-04

out-0

4jan

-05

abr-0

5jul

-05ou

t-05

MÊS/ANO

VOLU

MEM

NSA

L(m

³)

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

RA

O (m

³/m³)


Figura C.10- Produção de óleo, geração de água produzida e o RAO no campo C Fonte: Construção do autor baseada no SIP(2006)

PRODUÇÃO DE ÓLEO E INJEÇÃO DE ÁGUA NO CAMPO C

0,00

20000,00

40000,00

60000,00

80000,00

100000,00

120000,00

140000,00

160000,00

180000,00

200000,00

jan-00

abr-0

0jul

-00ou

t-00

jan-01

abr-0

1jul

-01ou

t-01

jan-02

abr-0

2jul

-02ou

t-02

jan-03

abr-0

3jul

-03ou

t-03

jan-04

abr-0

4jul

-04ou

t-04

jan-05

abr-0

5jul

-05ou

t-05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00R

inj(m

³/m³)

Prod ÓleoInjeção TotalR inj /Pro Óleo

Figura C.11- Produção de óleo, injeção de água e Razão no Campo C Fonte: Construção própria baseada no SIP(2006)


218

EVOLUÇÃO DO BSW NO CAMPO C

74,0

76,0

78,0

80,0

82,0

84,0

86,0

88,0

90,0

jan/

00

mar

/00

mai

/00

jul/0

0

set/0

0

nov/

00

jan/

01

mar

/01

mai

/01

jul/0

1

set/0

1

nov/

01

jan/

02

mar

/02

mai

/02

jul/0

2

set/0

2

nov/

02

jan/

03

mar

/03

mai

/03

jul/0

3

set/0

3

nov/

03

jan/

04

mar

/04

mai

/04

jul/0

4

set/0

4

nov/

04

jan/

05

mar

/05

mai

/05

jul/0

5

set/0

5

nov/

05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

BSW

Figura C.12- Evolucão do BSW no campo C Fonte: Construção do autor com base no SIP (2006)

USOS DA ÁGUA DOCE NO CAMPO C

0,00

20000,00

40000,00

60000,00

80000,00

100000,00

120000,00

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00

jan/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01

jan/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02

jan/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03

jan/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04

jan/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

Ag Doce outros usosInj Ag Doce

Figura C.13 –Volume dos usos da água doce (Injeção e outros) no campo C Fonte: Construção do autor com base no SIP(2006)


219

INJEÇÃO DE ÁGUA NO CAMPO C

0,00

20000,00

40000,00

60000,00

80000,00

100000,00

120000,00

140000,00

160000,00

180000,00

200000,00

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00

jan/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01

jan/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02

jan/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03

jan/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04

jan/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

Injeção TotalInj Ag produzidaInj Ag Doce

Figura C.14 –Injeção da água doce, produzida e total no campo C Fonte: Construção do autor com base no SIP(2006)

INJEÇÃO DE ÁGUA DOCE E PRODUZIDA NO CAMPO C

0,00

20000,00

40000,00

60000,00

80000,00

100000,00

120000,00

140000,00

160000,00

180000,00

200000,00

jan/00

abr/0

0jul

/00ou

t/00

jan/01

abr/0

1jul

/01ou

t/01

jan/02

abr/0

2jul

/02ou

t/02

jan/03

abr/0

3jul

/03ou

t/03

jan/04

abr/0

4jul

/04ou

t/04

jan/05

abr/0

5jul

/05ou

t/05

MÊS/ANO

VOLU

ME

MEN

SAL(

m³)

Inj Ag DoceInj Ag produzida

Figura C.15–Percentual dos usos da água doce e produzida na injeção de água no campo C Fonte: Construção do autor com base no SIP(2006)


220

APÊNDICE D - Localização Geográfica dos Campos em Estudo

Figura D.1 - Localização geográfica dos campos A, B e C Fonte: Adaptação do autor com base em dados da Petrobras/UN-BA (2006)

UFBA UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA

ESCOLA POLITÉCNICA

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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA - teclim.ufba.br · Tabela 4.2 - Custo operacional unitário da água produzida pela UN-BA. 96 Tabela 4.3 - Distribuição dos custos de gestão da água