Tratamento de Água

Investimentos offshore exigem aprimorar tratamento de água produzida

Quimica e Derivados
15 de junho de 2018
    -(reset)+

    Química e Derivados, Veolia indica MPPE para remover óleo de água de descarte

    Veolia indica MPPE para remover óleo de água de descarte

    O plano de negócios e gestão da Petrobras para 2018-2022, que prioriza investimentos na exploração e produção de óleo e gás em 81% dos previstos US$ 74,5 bilhões, vai favorecer nos próximos anos obras muito importantes para os fornecedores de sistemas de tratamento de água para operações off-shore, ênfase da atual estratégia da empresa.

    Com previsão de que pelo menos dois navios-plataformas FPSOs sejam licitados por ano, em um horizonte que se prolongaria por quase uma década, o cenário é visto com muito otimismo pelas poucas empresas habilitadas para fornecer à petroleira e aos afretadores as tecnologias de tratamento da água produzida e também as imensas unidades de remoção de sulfato da água do mar (SRU, sulfate removal unit) para água de injeção em poços. Ambas as tecnologias são necessárias nas plataformas e já começam a ser objeto de concorrências pelos grupos vencedores das licitações dos FPSOs.

    Os primeiros sistemas – da chamada água produzida – são para tratar a água presente nas formações subterrâneas e trazidas à superfície com o petróleo e o gás extraído dos poços. São utilizadas convencionalmente estações com separadores água-óleo, hidrociclones e flotadores e outros acessórios, que preparam essa água para o descarte no mar. Em grandes volumes, e com composição complexa, a água produzida eleva inclusive o custo operacional das plataformas com seu tratamento, que começa a ter seus parâmetros de descarte mais restritivos.

    Por sua vez, a outra estação de tratamento das plataformas é para a chamada água de injeção, por meio da qual se utiliza a água do mar, sob o devido tratamento, para injeção nos poços com o fim de manter a pressão para melhorar e prolongar a extração. As unidades são baseadas em módulos de membranas seletivas de nanofiltração para remoção de sulfato, etapa necessária para evitar depósitos inorgânicos nos poços por meio da reação do sulfato do mar com o excesso de sais de bário e estrôncio presentes nos poços. Essa reação gera sulfatos de bário e estrôncio, que no curto prazo diminuem a produtividade do poço e, no longo, o condenariam ou demandariam caras limpezas com navios apropriados para sua recuperação.

    SRU – No caso das estações de SRU, cujos sistemas são mais tecnológicos por usar as caras e sofisticadas membranas, são quatro as empresas homologadas pela Petrobras: Veolia, Suez, Cameron e NOV (ex-Aker). As duas primeiras, além de francesas, também têm em comum o fato de estarem disputando com destaque esse mercado no Brasil.

    As unidades para remoção de sulfato levam em média 1.200 até 3 mil membranas de nanofiltração SRU e ainda contam com sistema de pré-tratamento com filtros multimídia e de cartucho e, no polimento, com torre desaeradora para remover oxigênio e, assim, evitar corrosão.

    As membranas de nanofiltração especiais eram até 2007 produzidas apenas pela Dow Química, que a inventou e começou a vendê-la em 1998, no Mar do Norte, quando começou a valer a sua patente. Mas, a partir da sua caducidade, outras entraram no mercado: a Hydranautics, a Toray e também a ex-GE Water, hoje pertencente ao grupo Suez, que adquiriu a unidade de água da norte-americana.

    A tecnologia da membrana – especialmente desenvolvida pela Dow para a plataforma Marathon Oil Brae, no Mar do Norte – revolucionou esse mercado, fazendo com que as plataformas offshore de todo o mundo fossem substituindo com o passar dos anos o antigo procedimento: o uso da água produzida, que era tratada e condicionada com produtos químicos injetados em conjunto no poço para evitar o crescimento e a proliferação das bactérias que metabolizam o sulfato da água e liberação sulfeto de hidrogênio (H2S).

    O “achado” da membrana, que a tornou padrão mundial para a aplicação, justificando seus elevados preços, em primeiro lugar tem a ver com a seletividade de remoção dos sulfatos, que além de formarem com o bário e o estrôncio os depósitos inorgânicos responsáveis pelo entupimento dos poços também formam o H2S. Isso porque o sulfato é o principal alimento das bactérias anaeróbicas (redutoras de sulfato). Quando há a formação do gás sulfídrico, o reservatório fica ácido, causando a acidificação do óleo e do gás, reduzindo o valor de ambos. Isso sem falar também que a acidez aumenta o custo operacional da extração ao provocar corrosão nos equipamentos.

    Mas não foi apenas por ser seletiva ao sulfato o trunfo da membrana. Além de reter as moléculas mais complexas, caso dos íons bivalentes (sulfatos, cálcio e magnésio) e multivalentes, ela também permite a percolação dos sais monovalentes (cloretos e sódio). Essa característica única foi o que permitiu a aplicação offshore. Isso porque uma baixa salinidade da água de injeção expandiria a formação argilosa das paredes dos poços por conta da pressão osmótica, o que significa baixa produtividade e possível comprometimento do poço no futuro. É por isso que seria impossível usar água tratada com osmose reversa nessa aplicação.



    Recomendamos também:









    1. WILLIAM PADUA APARECIDO DE REZENDE

      Olá!
      Estou me graduando em Engenharia Química no Pitágoras Betim, atualmente no 9º período, trabalhei 10 anos em jornalismo, 30 em vendas por diversos seguimentos. Gostei muito da revista e estou compartilhando em minha fanpage o trabalho de vocês. Como sou muito influenciador com um bom círculo de amizade e profissionalismo dentro da faculdade e fora acho que vocês não se importariam que eu compartilhasse mais o trabalho de vocês. Se não me avisem, um abraço



    Deixe uma resposta

    O seu endereço de e-mail não será publicado. Campos obrigatórios são marcados com *