Efeito da presença de contaminantes na água produzida proveniente da extração de petróleo

A produção de petróleo nacional vem crescendo consideravelmente desde 2000 e a PETROBRAS projeta seu plano de negócios até 2040. Com isso, novas tecnologias na extração e produção de petróleo devem surgir a fim de atender aos desafios técnicos desse tipo de negócio. Durante o processo de produção do petróleo, muitos resíduos são gerados e, com o passar dos anos, ocorre um aumento significativo do volume de água produzida e uma diminuição de óleo gerado, derivado da depleção do reservatório. Neste contexto, existem metodologias que agem no incremento do fator de recuperação do reservatório chamadas de Métodos de Recuperação Avançada (EOR), as quais englobam tanto os métodos de recuperação secundários quanto terciários. Os primeiros, têm como objetivo suplementar a energia natural do reservatório. Já o método de recuperação terciária, abordado neste trabalho - método químico de injeção de polímeros - visa aumentar o fator de recuperação do reservatório aumentando a viscosidade do fluido injetado e diminuindo a permeabilidade efetiva da água na rocha- reservatório, tampando as zonas que eram permeáveis a água. A água produzida, por sua vez, deve ser tratada obedecendo a RESOLUÇÃO CONAMA nº 393 de 2007 para descarte no mar. Visando tratar esta água produzida, juntamente com polímero utilizado em técnica de EOR, existem estudos que utilizam os processos de separação por membranas de cerâmica (PSMC). No presente trabalho, foram realizados testes em uma unidade em escala de bancada com uma membrana cerâmica, para avaliar a capacidade da membrana de tratar água produzida com polímero bem como suas condições operacionais. Foram feitos testes preliminares com água produzida sintética avaliando a velocidade de escoamento do fluido (1,6; 2,2; 2,7 m.s-1) no sistema e a concentração de sal (sem sal e com 100.000 mg.L-1). Os testes de polímero foram realizados com soluções de diferentes concentrações (100, 500 e 1000 mg.L-1), avaliando-se também os efeitos da concentração de sal, a velocidade de escoamento (1 e 2 m.s-1), o cisalhamento e o diferencial de pressão (1 e 2 bar) através da membrana. Os resultados, após 1 hora de permeação, demonstraram que o cisalhamento aumenta o fluxo de permeado em todos os casos e que o fluxo é inversamente proporcional à viscosidade do fluido, exceto em soluções de contendo água, polímero e sal. Em amostras com óleo, as velocidades de escoamento tangencial muito altas levaram à diminuição da espessura da região polarizada, aumentando o fluxo de permeado.Since 2000, the national oil production has been growing substantially, along with that, PETROBRAS has its business plan projected until 2040, so new technologies in the oil extraction and production fields must emerge to keep this market rising. During the oil production process, a lot of waste is generated and over the years there is a significant increase in the volume of produced water while the amount of oil decreases, due to reservoir depletion. In this context, there are methodologies that act on increasing the reservoir recovery factor, called Enhanced Oil Recovery (EOR), which includes both secondary and tertiary recovery methods. Secondary recovery methods aim to supplement the reservoir's natural energy. The tertiary recovery method, approached in this work - chemical method of injecting polymers - aiming to increase the reservoir recovery factor by increasing the viscosity of the injected fluid and decreasing the effective permeability of water in the reservoir rock, covering the zones that were permeable to water. In turn, the produced water must be treated according to the RESOLUTION CONAMA Nº 393/2007 for disposal at sea. In order to treat this produced water alongside the polymer used in EOR technique, there are researches that use ceramic membrane separation (PSMC) processes. In the present work, tests were performed on a bench scale unit with a ceramic membrane to evaluate the membrane's ability to treat polymer-produced water as well as its operating conditions. Preliminary tests were performed with synthetic produced water evaluating the fluid’s flow speed (1.6, 2.2, 2.7 m.s-1) in the system and the salt concentration (without salt and with 100,000 mg.L-1). The polymer tests were performed with different concentration solutions (100, 500 and 1000 mg.L-1), also evaluating the effects of salt concentration, flow rate (1 and 2 m.s-1), shearing and the transmembrane pressure (1 and 2 bar) applied in the membrane. Results after 1 hour of permeation showed that shearing increases permeate flux in all cases and that the flux is directly proportional to the fluid viscosity. In oil samples, very high tangential flow velocities leaded to a decreasing in thickness of the polarized region, increasing permeate flux