Remoção de sulfato - A adoção de uma tecnologia avançada de tratamento de água na
industria de petróleo e gás
Hoje em dia, praticamente todos os congressos da indústria da água dedicam grande parte da
programação ao tratamento de água associado à produção de óleo e gás. O mesmo é válido para os
congressos patrocinados pela indústria de gás e do petróleo. Para parafrasear o tema amplamente
discutido sobre energia e água: a água é necessária para produzir petróleo e, com o petróleo, é
produzida mais água. O objetivo deste diálogo é fazer com que ambas as indústrias compreendam
as necessidades e capacidades uma da outra. Um assunto comum nessa discussão está relacionado
à adoção de novas tecnologias de tratamento de água no setor óleo e gás. Na sua opinião, a
indústria petrolífera é conservadora na adoção de novas tecnologias, ou é inovadora e está disposta
a assumir riscos calculados para implantar novos métodos nos seus processos de extração?
A resposta pode ser bastante direta e baseia-se em uma simples troca entre o risco estimado e
recompensa esperada. Se uma inovação em especial promete uma recompensa (ex.: aumentar a
recuperação ou diminuir os custos de produção), serão desenvolvidas as medidas de mitigação de
risco necessárias para validar e adotar a nova tecnologia. Outros elementos também podem
desempenhar um papel nesse processo. Logicamente, o tempo necessário para uma implementação
ampla dependerá das medidas de mitigação de risco que foram definidas para comprovar a eficácia
da tecnologia, a magnitude do impacto do novo processo na estrutura existente e a duração dos
ciclos inerentes ao projeto. Entretanto, nenhuma tecnologia nova é adotada sem o fator humano e a
existência de "defensores da tecnologia" em ambos os lados, que patrocinam a inovação dentro de
suas respectivas organizações.
Um exemplo de tecnologia de tratamento de água que quebrou barreiras tecnológicas na indústria de
pretróleo e gás é o tratamento da água de injeção usada na recuperação secundária de petróleo.
Esta é uma tecnologia de tratamento que usa membranas de nanofiltração seletiva e tem como
objetivo remover o sulfato da água do mar a fim de evitar a formação de camadas de óxidos e
fermentação no reservatório.
Este breve artigo descreverá o trabalho de desenvolvimento preliminar, revisará alguns fatores que
proporcionaram uma adoção mais ampla após as referências iniciais e discutirá várias tendências
novas no campo de tratamento de água de injeção.
Breve histórico da dessalinização realizada por membranas
As tecnologias de dessalinização por membranas datam da década de 1950, quando o governo
americano criou a Agência de Água Salina para pesquisar tecnologias novas de dessalinização. Os
cientistas das universidades da Flórida e da Califórnia (UCLA) deram início a estudos com materiais
que limitavam a passagem de sal mas eram permeáveis à água. A princípio, pouco sucesso foi
registrado pois as membranas produziam pouca água, tornando o processo economicamente inviável.
Em 1960, no entanto, Sidney Loeb e Srinivasa Sourirajan da UCLA criaram uma membrana nova, à
base de acetato de celulose, que permitia um fluxo consideravelmente maior, o que resultou na
primeira planta de dessalinização (alimentada por água salobra) baseada em osmose reversa. O
próximo passo foi dado no fim da década de 1970, quando John Cadotte, da FilmTec Corporation,
desenvolveu um material de estrutura composta, com uma fina película de poliamida recobrindo a
superfície da membrana. Em virtude da maior produtividade e da capacidade de suportar uma
variação mais ampla de pH e de temperaturas, essa membrana tornou-se a base para a adoção em
larga escala da dessalinização por membranas. No final da década de 1980, a capacidade global
instalada da dessalinização por membranas chegou a cerca de 5 milhões de metros cúbicos por dia
(ver gráfico), ganhando confiança como uma tecnologia e um processo válidos para o abastecimento
de água municipal e industrial.
Remoção de sulfatos
Em meados da década de 1980, o Centro de Tecnologia para a Produção e Exploração da Marathon
Oil pesquisou diversas alternativas para reduzir a formação da camada de óxidos em tubulações de
produção e nos equipamentos das plataformas de petróleo em South Brae, no Mar do Norte, que
causavam dificuldades à operação e redução da produtividade. Esses óxidos se formam quando a
água do mar injetada, que contém sulfatos, se mistura à água da formação, com alto teor de íons de
bário e/ou estrôncio. Os inibidores químicos para a camada de oxidação não são eficazes e/ou
eficientes na prevenção deste fenômeno. Assim sendo, a remoção dos sulfatos (RS) foi considerada
a alternativa mais promissora, desde que essa separação pudesse ser realizada de forma seletiva,
somente para os íons de sulfato, já que água com alta salinidade é necessária para evitar o inchaço
da argila no interior dos poços. A troca iônica e a flotação foram consideradas pouco práticas nas
águas profundas. Além disso, a tecnologia de osmose reversa não era apropriada, pois removia
todos os íons e não apenas os sulfatos.
A FilmTec Corporation, uma subsidiária da The Dow Chemical Company, acreditou que sua
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membrana de nanofiltração seletiva poderia atender estes requisitos. Além da seletividade, a
nanofiltração tem a vantagem de operar sob uma pressão de alimentação inferior quando comparada
à osmose reversa. Talvez o mais importante, considerando o ambiente operacional na plataforma,
seja o fato de que os sistemas de nanofiltração precisam de uma pequena área de cobertura e são
leves, pois funcionam com alta recuperação. Para validar o conceito, estudos laboratoriais em
pequena escala foram realizados culminando, em 1987, em um teste embarcado de grande escala
com duração de 12 meses e produção de 700 barris de água por dia na plataforma Brae Alpha da
Marathon. Os dados da unidade piloto deixaram ambos os parceiros confiantes o bastante para
construírem unidades com capacidade para 40 mil barris de água por dia em três estágios que se
complementavam. Todas as unidades entraram em funcionamento em 1990. Após o sucesso da
primeira instalação adaptada, uma unidade totalmente nova com capacidade para 100 mil barris de
água por dia foi comissionada em 1993 na nova plataforma Tiffany pela ENI (então chamada de Agip
Ltd.), também no Mar do Norte.
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As membranas de nanofiltração foram desenvolvidas no início da década de 1980, exibindo a alta passagem de sal
monovalente e a alta rejeição de sacarose. De maneira semelhante à membrana de osmose reversa, o transporte pela
membrana de nanofiltração se dá por difusão, diferente do transporte realizado por uma membrana de ultrafiltração, que
ocorre mediante o fluxo convectivo pelos poros.
Atualmente, mais de 50 unidades de remoção de sulfato estão funcionando com capacidade para
mais de 7,5 barris de água por dia de injeção cumulativa instalada no Mar do Norte, no Golfo do
México, no Oeste da África e no Brasil. A introdução da tecnologia, desde a ideia original até a
aceleração da expansão, no início dos anos 2000, levou bastante tempo. A aceitação das
membranas e da tecnologia envolvida no processo, por parte da indústria de gás e petróleo como um
todo pode ter levado a essa implantação lenta bem como o longo ciclo de desenvolvimento inerente
dos projetos em águas profundas, desde a fase de engenharia até a construção.
Vários fatores também contribuíram para a adoção da remoção de sulfato de maneira predominante
e o estabelecimento do tratamento por membranas na indústria de gás e petróleo:
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O aumento na produção em águas ultra profundas desde o início da década de 2000,
principalmente no Oeste da África e no Brasil, impulsionou a prática de remoção de sulfatos
na fonte, em vez da utilização de químicos para inibir a formação da camada de oxidação.
Além das dificuldades técnicas para aplicação dos inibidores químicos de maneira efetiva, a
decisão de se fazer investimentos de capital no sistema de remoção de sulfato é governada
pelo risco e custo alto associados à perda de um poço em projetos em águas ultra profundas.
Algumas unidades também foram construídas especificamente para mitigar a fermentação
em reservatórios ao reduzir a fonte de sulfatos, passível de conversão em H2S por bactérias
termofílicas e bactérias redutoras de sulfatos.
A própria tecnologia de membranas continua sendo desenvolvida e aprimorada com o intuito
de atender aos requisitos da indústria, que está em constante evolução, tais como os níveis
mais baixos de passagem de sulfatos e a redução no peso e na área dos sistemas. A nova
composição química das membranas, que proporciona maior rejeição e maior produtividade,
já foi introduzida no mercado e o desenvolvimento de módulos possibilitou uma área de
superfície ainda maior por unidade de volume.
O desenvolvimento foi realizado contando com a colaboração de usuários finais e/ou
operadores, fornecedores de tecnologia e integradores de sistema, resultando em uma
tecnologia que é oferecida diretamente ao usuário. Os resultados das primeiras instalações
também foram compartilhados amplamente com a indústria em congresssos técnicos e feiras.
Os “defensores da tecnologia”, envolvidos no desenvolvimento e na adoção dos processos
por membranas dentro das empresas foram imprescindíveis para o patrocínio da nova
tecnologia nas respectivas organizações.
Um novo começo?
Após mais de 20 anos da introdução da tecnologia de membranas no tratamento de água de injeção,
essa aplicação parece estar passando por um renascimento com o surgimento de novas demandas
tecnológicas que exigem intensa colaboração entre ambas as indústrias. Seguindo a tendência dos
sistemas de dessalinização em terra firme, a ultrafiltração polimérica está sendo implantada em uma
escala cada vez maior para aprimorar a eficiência das unidades de remoção de sulfato e diminuir o
peso e a área de cobertura total do sistema. Além disso, a lacuna prevista entre a procura por óleo
bruto e a oferta em declínio proveniente dos campos de petróleo que estão em funcionamento
impulsionará a implantação de novos mecanismos para aprimorar a recuperação de petróleo. Isso
afetará os requisitos da qualidade de água e garantirá ótima interação e compatibilidade com as
características dos reservatórios e químicos utilizados.
Kevin Reyntjens
Marketing Manager Oilfield Water