DETERMINAÇÃO DE SALINIDADE

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REVISÃO BIBLIOGRAFICA
Os termos água produzida e água de produção são sinônimos e referem-se ao efluente gerado no processo de produção de petróleo e gás natural. O mesmo recebe essa denominação somente quando chega à superfície, juntamente com o material extraído do reservatório e consiste na mistura da água de formação do poço produtor, água de condensação e de injeção dos processos de recuperação secundária e água utilizada para dessalinização do petróleo produzido. (NSC, 2002). 
A água de formação, que representa significativamente a maior parte do volume de água produzida, trata-se da água do mar ou água doce que há milhões de anos foi represada em reservas geológicas constituídas de uma formação de rochas porosas sedimentares entre camadas de rochas impermeáveis no interior da crosta terrestre. A agua produzida pode ser caracterizada também como água conata, isto é, presente em campos de acumulação fósseis e de sistemas hidráulicos fechados, que desde o soterramento não entrou novamente em contato com a superfície. As águas conatas, águas de formação e, consequentemente, a água produzida possuem características diferentes da água do mar ou de rios, uma vez que ao longo do período de represamento acumularam sais, íons e outras substâncias em que estiveram em contato (Figueredo et al, 2014).
Destacam-se, dentre as características mais notáveis da água produzida, o seu alto teor de sais e a existência de compostos orgânicos, tais como, óleo e graxa. O gerenciamento inadequado da água produzida implica em efeitos nocivos ao meio ambiente, que incluem desde a poluição de corpos d‘água e contaminação de aquíferos, até mesmo danos ao solo, à fauna, à flora, à saúde humana e, inclusive, danos à própria produção (VIEIRA, 2011)
Segundo Fraser (2011), a alta salinidade da água produzida, com valores que podem superar em quase dez vezes a da água do mar, pode impactar mananciais de água doce, bem como aquíferos, lagos e rios, abalando o seu equilíbrio ecológico, fauna e flora, portanto tornando-os inadequados à agricultura e consumo humano.
Segundo Arai e Duarte [2010], incrustações são sais inorgânicos que podem se aglomerar no reservatório, na tubulação de produção, no canhoneado, nos equipamentos de subsuperfície e de superfície. Podem causar perda parcial ou total da vazão de produção, causando a inatividade do poço e custos com intervenção e limpeza. As incrustações que ocorrem com maior frequência nos campos de petróleo são do tipo carbonato de cálcio (CaCO3), sulfato de cálcio (CaSO4), sulfato de estrôncio (SrSO4) e sulfato de bário (BaSO4). A existência de agentes incrustantes na água produzida pode ser identificada através do pH, alcalinidade, dureza total e íons de cálcio e magnésio.
 
REFERENCIAS
ARAI, A.; DUARTE, L. R. Estudo da Formação das Incrustações Carbonáticas. 2010. Monografia – Departamento de Engenharia de Petróleo, Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro. Rio de Janeiro – RJ.
FIGUEREDO, K.S.L. 2010. Estudo da água produzida em diferentes zonas de produção de petróleo, utilizando a hidroquímica e a análise estatística de parâmetros químicos. Dissertação de Mestrado em Química. Natal: Programa de Pós-Graduação em Química – UFRN, 123p.
FRASER, R. T. D.; VIEIRA, V.M.; FERREIRA, D.F. Considerações acerca de um modelo regulatório para o gerenciamento ambiental da água produzida resultante da extração de petróleo no Estado da Bahia. In: XXIX Simposio de Geologia do Nordeste, Aracajú, 2011
NSC, 2002. The prevention of pollution from offshore installations. Capítulo 8: Progress report to the 5th North Sea Conference, Bergen. pp: 160-171.
VIEIRA, V. M. Água produzida no Segmento onshore de petróleo – caracterização de cenários na Bahia e prospecção de soluções para gerenciamento. Dissertação de Mestrado. 2011. Centro de pesquisa em geofísica e geologia, Instituto de Geociências. Universidade Federal da Bahia. Salvador – BA.