Artigo Anais I CONIDIS

ANAIS de Evento

ISSN: 2526-186X

ANÁLISES DE ÁGUAS CONTAMINADAS DE POÇOS PETROLÍFEROS DO RIO GRANDE DO NORTE

Palavra-chaves: ÁGUA PRODUZIDA, PETRÓLEO, SULFETOS Pôster (PO) GT 5 - Águas do semiárido: recurso e bem de uso comum
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      Nas atividades de exploração e produção de óleo e gás são gerados resíduos e efluentes, dentre os quais se destaca a água produzida associada ao petróleo e gás presente na formação geológica do reservatório de petróleo. Geralmente, os campos de petróleo geram quantidades de água que aumentam com decorrer do tempo, atingindo valores de até 90%, quando o campo se encontra no seu estágio final de produção econômica (RAY & ENGELHARDT, 1992). \r\n
      O tratamento e o descarte desse efluente tem se tornado um dos maiores desafios da indústria do petróleo atual. A problemática consiste na dificuldade de degradação de todos os compostos presentes na água produzida até um nível adequado que permita o descarte seguro desta água no meio ambiente ou até chegar ao ponto de ser utilizada na agricultura.  A água produzida é tratada, até o limite de 20 mg/L (em termos de óleos e graxas) limite estabelecido pelo Conselho Nacional de Meio Ambiente – CONAMA (resolução nº 430,2011), que "Dispõe sobre condições e padrões de lançamento de efluentes, complementando  e alterando a Resolução nº 357/2005”. \r\n
      Grande parte do volume de água produzida na Bacia Potiguar é oriunda da Formação Açu na borda sul da bacia, sendo composta por espessas camadas de até 1.000 metros de arenito (ANGELIM et al.,2006). A Unidade de Tratamento e Processamento de Fluido (UTPF) de Guamaré no Rio Grande do Norte (Brasil) são produzidos em torno de 100.000 m³ desta água por dia, que seria suficiente para suprir uma cidade com meio milhão de habitantes (PROCON.2010). Segundo Kai (2005), o descarte no mar tem sido feito até o momento, de acordo com critérios locais e, muitas vezes, não claramente definidos por órgãos governamentais.  A disposição da água produzida tem um custo significante e as tecnologias para seu tratamento devem respeitar a legislação vigente (BRASIL, 2007). Constatada a contaminação do meio por água produzida oriunda da exploração petrolífera, se faz necessário adotar uma metodologia que proporcione a redução do impacto no ambiente de descarte. De acordo com Allen e Robinson (1993) a porcentagem global de poluição é pequena, porém as quantidades localizadas são enormes, e podem causar danos.\r\n
      Nesse contexto, o presente trabalho avaliou os parâmetros como pH, condutividade elétrica (ms/cm), densidade (g/mL), nitrato(mg/L), sulfetos (mg/L), teor de óleos e graxas (mg/L) e turbidez (NTU) das amostras de águas produzidas provenientes da exploração do petróleo, no polo petroquímico de Guamaré/RN, em 2015. Para realização do trabalho, o Grupo de Pesquisa Mineral (GPM) contou com parceria entre a PETROBRAS (amostras), UFRN (equipamentos de laboratório). e IFRN (equipe), a partir das atividades na Diretoria Acadêmica de Recursos Naturais – DIAREN, no IFRN CNAT/RN.
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      Nesse contexto, o presente trabalho avaliou os parâmetros como pH, condutividade elétrica (ms/cm), densidade (g/mL), nitrato(mg/L), sulfetos (mg/L), teor de óleos e graxas (mg/L) e turbidez (NTU) das amostras de águas produzidas provenientes da exploração do petróleo, no polo petroquímico de Guamaré/RN, em 2015. Para realização do trabalho, o Grupo de Pesquisa Mineral (GPM) contou com parceria entre a PETROBRAS (amostras), UFRN (equipamentos de laboratório). e IFRN (equipe), a partir das atividades na Diretoria Acadêmica de Recursos Naturais – DIAREN, no IFRN CNAT/RN.
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Publicado em 09 de novembro de 2016

Resumo

Nas atividades de exploração e produção de óleo e gás são gerados resíduos e efluentes, dentre os quais se destaca a água produzida associada ao petróleo e gás presente na formação geológica do reservatório de petróleo. Geralmente, os campos de petróleo geram quantidades de água que aumentam com decorrer do tempo, atingindo valores de até 90%, quando o campo se encontra no seu estágio final de produção econômica (RAY & ENGELHARDT, 1992). O tratamento e o descarte desse efluente tem se tornado um dos maiores desafios da indústria do petróleo atual. A problemática consiste na dificuldade de degradação de todos os compostos presentes na água produzida até um nível adequado que permita o descarte seguro desta água no meio ambiente ou até chegar ao ponto de ser utilizada na agricultura. A água produzida é tratada, até o limite de 20 mg/L (em termos de óleos e graxas) limite estabelecido pelo Conselho Nacional de Meio Ambiente – CONAMA (resolução nº 430,2011), que "Dispõe sobre condições e padrões de lançamento de efluentes, complementando e alterando a Resolução nº 357/2005”. Grande parte do volume de água produzida na Bacia Potiguar é oriunda da Formação Açu na borda sul da bacia, sendo composta por espessas camadas de até 1.000 metros de arenito (ANGELIM et al.,2006). A Unidade de Tratamento e Processamento de Fluido (UTPF) de Guamaré no Rio Grande do Norte (Brasil) são produzidos em torno de 100.000 m³ desta água por dia, que seria suficiente para suprir uma cidade com meio milhão de habitantes (PROCON.2010). Segundo Kai (2005), o descarte no mar tem sido feito até o momento, de acordo com critérios locais e, muitas vezes, não claramente definidos por órgãos governamentais. A disposição da água produzida tem um custo significante e as tecnologias para seu tratamento devem respeitar a legislação vigente (BRASIL, 2007). Constatada a contaminação do meio por água produzida oriunda da exploração petrolífera, se faz necessário adotar uma metodologia que proporcione a redução do impacto no ambiente de descarte. De acordo com Allen e Robinson (1993) a porcentagem global de poluição é pequena, porém as quantidades localizadas são enormes, e podem causar danos. Nesse contexto, o presente trabalho avaliou os parâmetros como pH, condutividade elétrica (ms/cm), densidade (g/mL), nitrato(mg/L), sulfetos (mg/L), teor de óleos e graxas (mg/L) e turbidez (NTU) das amostras de águas produzidas provenientes da exploração do petróleo, no polo petroquímico de Guamaré/RN, em 2015. Para realização do trabalho, o Grupo de Pesquisa Mineral (GPM) contou com parceria entre a PETROBRAS (amostras), UFRN (equipamentos de laboratório). e IFRN (equipe), a partir das atividades na Diretoria Acadêmica de Recursos Naturais – DIAREN, no IFRN CNAT/RN.

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