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Ao escoarem através das tubulações de produção, essas fases são submetidas a agitação e ao cisalhamento.
Em função da presença de emulsificantes naturais no petróleo (asfaltenos, resinas, ácidos naftênicosb, dentre outras espécies químicas), de caráter lipofílicoc dominante, acarretam a dispersão de uma fase em outra, formando a emulsão.
A presença de agentes emulsificantes ou emulsificantes naturais, no petróleo, provocam a formação de uma película que impede o contato entre as gotículas, estabilizando a emulsão.
Ácidos naftênicos são ácidos carboxílicos presentes no petróleo. Disponível em: < http://www.inf.pucrs.br/~linatural/corporas/geologia/txt/GeoPetroleo_07_JAN32.txt>
A substância dita lipofílica possui afinidade e é solúvel em lipídios. Disponível em: <http://pt.wikipedia.org/wiki/Lipofilicidade>.
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2.2. A geração de emulsões de petróleo1
Dentre os contaminantes mais indesejáveis, sem dúvida, é a água que causa maiores dificuldades para ser removida, quer devido à quantidade ou à forma (emulsionada) em que pode estar presente na fase líquida.
Esta água presente nos fluidos produzidos pode ter duas origens. Ou é proveniente do próprio reservatório (água de formação) ou foi introduzida no sistema produtor em consequência da utilização de processos de recuperação secundária, tais como injeção de água ou vapor.
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No início da produção de um reservatório, o teor de água no petróleo produzido tende a ser zero. Porém, com a continuidade da produção, este teor tende a aumentar, sendo comum ultrapassar 50%. 
A água produzida pode se aproximar de 100% à medida que o poço chega ao fim de sua vida produtiva. 
Denomina-se campo maduro quando a produção de petróleo é acompanhada de elevados teores de água, sendo este teor avaliado pelo ensaio de BS&W que determina também o teor de sedimentos. 
A Figura 06 mostra um quadro com o histórico e a previsão de produção e injeção de água num sistema produtor típico da Bacia de Campos.
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Figura 06: Histórico de previsão de produção e injeção da Bacia de Campos.
Fonte: PESSOA, Edward Kennedy Ramos..ÁGUA PRODUZIDA UTILIZADA NA REINJEÇÃO DE POÇOS NA RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA DE PETRÓLEO – UMA DISCUSSÃO SOBRE OS PARÃMETROS DE QUALIDADE APÓS O TRATAMENTO. 2009 66p. Monografia. (Bacharelado em Engenharia Civil) – Universidade Estadual de Feira de Santana.
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No reservatório as fases água e óleo encontram-se separadas. No entanto, em função da forte agitação imposta ao longo do processo de elevação e do intenso cisalhamento causado pela forte despressurização através da válvula denominada choke, podem-se formar emulsões do tipo A/O. 
A válvula choke (Figura 07) é utilizada para regular e limitar a vazão de produção dos poços. Cada poço possui sua válvula choke que se encontra instalada na linha de chegada do poço na Unidade de Produção.
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Figura 07: Choke manifold aplicada em campos petrolíferos equipamento de perfuração local.
Fonte: Disponível em < http://portuguese.alibaba.com/product-gs/choke-manifold-applied-on-oilfield-drilling-rig-site-614968276.html>.
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2.3. Impactos da água produzida1
A separação da água produzida com o petróleo faz-se necessária, pois, além de não apresentar valor econômico, a água apresenta sais em sua composição, tais como cloretos, sulfatos e carbonatos de sódio, cálcio, bário e magnésio, dentre outras espécies químicas;
Tais espécies químicas podem provocar a corrosão e a formação de depósitos inorgânicos nas instalações de produção, transporte e refino, conforme mostram as Figuras 08 e 09.
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Figura 08: Corrosão em equipamentos do sistema de produção de petróleo.
Fonte: SOUZA FILHO, Erasmo. Tratamento de água para injeção e reinjeção em poços. Salvador, 2007. Diapositivos (86 slides)
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Figura 09: Incrustação no duto de injeção de água produzida no Campo de Carmopólis.
Fonte: SOUZA FILHO, Erasmo. Tratamento de água para injeção e reinjeção em poços. Salvador, 2007. Diapositivos (86 slides)
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As emulsões de petróleo do tipo A/O apresentam viscosidade muito superior a do petróleo desidratado, afetando portanto as operações de elevação e escoamento em função do aumento das perdas de carga, que podem levar à perda de produção e à perda de eficiência do sistema de bombeio e transferência;
Outro problema decorrente do aparecimento de água livre durante a elevação e o escoamento é a formação de hidrato, que poderá bloquear total ou parcialmente as linhas de produção (Figuras 10 e 11) e levar a perda de produção. 
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Figura 10: Incrustação no duto de injeção de água produzida no Campo de Carmopólis.
Fonte: Processamento primário de petróleo (apostila). Rio de Janeiro: UNIVERSIDADE PETROBRAS - Escola de Ciências e Tecnologias E&P, 2007.
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Figura 11: Início da formação de hidratos nas paredes de uma tubulação.
Fonte: Disponível em: <www.iku.sintef.no/content/lab/hydrate.htm>.
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O hidrato é uma estrutura cristalina formada a partir da água e das frações leves do petróleo (metano, etano e propano), a baixas temperaturas e em elevadas pressões.
O surgimento de hidrato é crítico durante uma parada de produção, pois a água livre e o gás, mantidos pressurizados no interior das linhas de produção, serão resfriados pelas correntes marítimas profundas.
Se a água coproduzida não for adequadamente separada nas unidades de produção serão gerados custos adicionais de operação, para removê-la, tratá-la e descartá-la.
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Por outro lado, em uma refinaria, durante a destilação do petróleo, poderá haver a formação de depósitos inorgânicos, após a evaporação da água. 
Os cloretos de cálcio e magnésio podem hidrolisar-se e formar o ácido clorídrico, que poderá atacar o topo das torres de destilação.
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