Mesmo com o atual avanço tecnológico existe uma grande dificuldade para tratar estes resíduos, logo se faz necessário desenvolver e aprimorar os atuais processos de tratamento.
Diante deste contexto podemos destacar a quantidade de águas residuais geradas em todas as etapas do processo, desde a produção do óleo até o seu refino, principalmente, no que diz respeito àquela produzida juntamente com o petróleo, que apresenta alto teor de óleo e metais dissolvidos.
A quantidade dessa água de produção, no processo de exploração de petróleo, dependerá das características dos mecanismos naturais ou artificiais de produção, e das características de composição das rochas reservatórios (NUNES, 2009).
A água produzida (AP) é a água aprisionada nas formações subterrâneas que é trazida à superfície juntamente com petróleo e o gás durante as atividades de produção desses fluidos.
Esses aspectos fazem com que o gerenciamento da AP necessite de cuidados específicos, não apenas relacionados com aspectos técnicos e operacionais, mas também ambientais.
Como consequência, o gerenciamento da AP resulta em custos consideravelmente elevados e que representam um percentual significativo dos custos de produção (AMINI et al., 2012).
Ao longo da exploração de petróleo em jazidas em terra (onshore) ou no mar (offshore), existe geração concomitante de um efluente aquoso, denominado água produzida, que representa a maior corrente de resíduo na produção do óleo cru.
Para manter as condições de pressão na rocha-reservatório, condição para a migração do petróleo para os poços, principalmente em áreas offshore, normalmente é efetuada uma operação de injeção de águas nas camadas inferiores do reservatório.
A quantidade de água produzida associada com o óleo varia muito, podendo alcançar valores da ordem de 50% em volume ou até mesmo próxima a 100% ao fim da vida econômica dos poços (OLIVEIRA, 2012).
Mediante necessidade, foram implantadas no Brasil leis referentes a crimes ambientais que responsabiliza o gerador do resíduo pela sua deposição final.
Neste caso, um exemplo óbvio, seria a indústria de petróleo que libera altos volumes de água produzida; e as empresas e órgãos responsáveis tem que tratar e acondicionar de acordo com as leis, para evitarem possíveis impactos e até crimes ambientais.
O controle do descarte dessas águas são realizadas através de análises do tipo teor de óleos e graxa (TOG), que consiste em um dos parâmetros ambientais de maior relevância para a indústria de petróleo.
Existem diferentes métodos para a determinação do teor de óleos e graxas, mas ao longo deste trabalho usaremos o método de espectrofotometria, sendo um dos mais utilizados dentre as análises quantitativa para se determinar concentrações de substâncias em soluções.
A Resolução 393 de agosto de 2007 do Conama, estabelece os seguintes limites para o parâmetro (TOG), o descarte de água produzida em plataforma devem obedecer à concentração média aritmética simples mensal de óleos e graxas de até 29 mg/L, com valor máximo diário de 42 mg/L.
Para o tratamento da água produzida propõe-se a utilização de alguns tensoativos, que são moléculas cuja estrutura química contém grupos com afinidades distintas e interligadas, ou seja: uma cabeça polar ou hidrofílica ligada a uma cauda apolar ou hidrofóbica (MITTAL, 1979 apud CURBELO, 2006).
Com tantos estudos até hoje, relacionados aos possíveis métodos de recuperação dessas águas produzidas, como floculação a ar, hidrociclones, separadores gravitacionais entre outros.
Este trabalho tem como objetivo utilizar tensoativos não iônicos no tratamento de águas produzidas e avaliar a eficiência da remoção de óleo pelo tensoativo.
Os tensoativos são moléculas cuja estrutura química contém grupos com afinidades diferentes e interligados, sendo uma parte polar hidrofílica ligada à outra parte apolar hidrofóbica.
O termo interface indica o limite entre duas fases imiscíveis, enquanto o termo superfície denota a interface onde uma das fases é um gás, usualmente o ar (DELNUNZLO, 1990; ROSEN, 1978).
Os tensoativos catiônicos são aqueles que, em solução aquosa, apresentam um ou vários grupos ionizáveis que produzem íons carregados positivamente na superfície ativa.
Estes tensoativos são normalmente utilizados para tratamento de água, formulação de desinfetantes, cosméticos e amaciantes devido a sua efetiva ação microbiológica.
Os tensoativos aniônicos são aqueles que, em solução aquosa, apresentam um ou vários grupos ionizáveis que produzem íons carregados negativamente na superfície ativa.
Esse composto, quando em solução aquosa, exibe características aniônicas, catiônicas ou não iônicas dependendo das condições de pH da solução (MOURA, 1997).
Esta classe de tensoativos, conforme Figura 2, é constituída por substâncias cujas moléculas não se dissociam em solução aquosa e sua hidrofilia vem de grupos tipo éster, R-OR, álcool, R-OH, carbonil, RCOR, ou mesmo aminas, R-NH-R, na sua estrutura (DE LA SALLES, 2000).
Os tensoativos não-iônicos apresentam características bem particulares, pois são compatíveis quimicamente com a grande maioria dos demais tensoativos e suas propriedades são pouco afetadas pela variação de pH.
Estes aspectos combinados aumentam consideravelmente as suas possibilidades de aplicação, tornando-os bastante atrativos industrialmente tais como: cosméticos, detergentes, produtos farmacêuticos, flotação de minérios e extração (DE LA SALLES, 2000).
Em soluções aquosas os monômeros de tensoativos orientam-se preferencialmente na interface, de modo que as cabeças polares estejam direcionadas para a solução e as caudas apolares orientadas para o ar, reduzindo a tensão superficial.
A concentração em que ocorre a micelização, numa dada temperatura, é denominada concentração micelar crítica, ou simplesmente cmc, que é uma característica de cada tensoativo.
A natureza do solvente em que os tensoativos estão presentes caracteriza a existência de dois tipos de micelas: as micelas diretas e as micelas inversas.
Em meio a presença de solventes polares inicia-se o processo de formação das micelas diretas, que encontram-se agrupadas da seguinte forma: a cabeça do tensoativo que detém de características polares encontra-se voltada para o meio polar (diluente) e a cauda, devido as suas características apolares fica voltada para o centro (meio apolar).
Como o próprio nome já diz as micelas inversas tem comportamento contrário as diretas, formando-se em solventes apolares com as cabeças hidrofílicas voltadas para o centro e cercadas pelas caudas hidrofóbicas, como mostra a Figura 3.
A concentração micelar crítica é influenciada, de modo particular, basicamente por três fatores: a natureza do tensoativo, a temperatura e a força iônica.
A cmc é detectada experimentalmente através da descontinuidade no comportamento de algumas propriedades físico-químicas da solução em função da concentração do tensoativo, como: detergência, condutividade, tensão superficial, pressão osmótica, tensão interfacial, entre outras.
Os tensoativos, quando dissolvidos em água, formam um filme na superfície do líquido, concentrando-se, portanto, nessa região, reduzindo a tensão interfacial ou superficial da água até que a interface seja completamente saturada com moléculas de tensoativos.
Devido ao sistema desenvolvido por Griffin, a seleção de um tensoativo (ou mistura de tensoativos) mais adequado para cada tipo de emulsão, ou seja, água em óleo (A/O) ou óleo em água (O/A) tornou-se mais simples e racional.
Nesse sistema, são atribuídos às substâncias tensoativas valores de BHL que variam de 1 a 18, aumentando estes à medida que a substância se torna mais hidrófila.
Aquelas cujo valor de BHL vai de 3 a 9, possuindo características de lipofilia, constituem os agentes emulsivos A/O, mas a partir de 8 os tensoativos começam a apresentar propriedades hidrófilas, as quais se acentuam com a subida do respectivo valor de BHL.
Também conhecido por óleo cru, o petróleo apresenta uma composição complexa e rica em compostos orgânicos como hidrocarbonetos cíclicos, aromáticos, parafinas e impurezas como o nitrogênio, o dióxido de carbono e o sulfeto de hidrogênio, que compõem não só o petróleo, mas também o gás natural.
A palavra petróleo é originada do latim petra (pedra) e oleum (óleo), o petróleo no estado líquido é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e cor variando entre o negro e o castanho-claro.
Quando a mistura contém uma maior porcentagem de moléculas pequenas seu estado físico é gasoso e quando a mistura contém moléculas maiores seu estado físico é líquido, nas condições normais de temperatura e pressão (THOMAS, 2001).
O petróleo é um produto da decomposição da matéria orgânica armazenada em sedimentos, que migra através de aquíferos e fica aprisionado em reservatórios.
O sedimento no qual a matéria orgânica se acumula, é rico em minerais de argila, enquanto que a maioria das camadas dos terrenos sedimentares que constituem campos de petróleo ou gás é de arenito (consistindo de grãos de quartzo), de calcários dolomíticos (consistindo de minerais carbonáticos) e rochas muito fraturadas de outras espécies.
Além da matéria orgânica, as rochas sedimentares também têm suma importância na geração do petróleo, principalmente pelo acúmulo de fragmentos de outros minerais e detritos orgânicos, e que, quando se encontra num ambiente de pouca permeabilidade – o que inibe a ação de água circulante e diminui a quantidade de oxigênio existente – criam as condições necessárias para a formação do petróleo.
Matéria-prima da indústria petroquímica e de origem fóssil, o petróleo é considerado uma fonte de energia não renovável e na forma bruta possui em sua composição uma série de hidrocarbonetos, cujas frações leves formam os gases e as frações pesadas, o óleo cru.
Os reservatórios, cujos mecanismos são pouco eficientes e que por consequência retêm grandes quantidades de hidrocarbonetos após a exaustão da sua energia natural, são fortes candidatos ao emprego de uma série de processos que visam à obtenção de uma recuperação adicional.
Esses processos são chamados de Métodos de Recuperação que, de uma maneira geral, tentam interferir nas características do reservatório que favorecem a retenção exagerada de óleo (SOUZA, 2001).
Alguns fatores como localização geológica do campo, tempo de vida, formação dos seus reservatórios e do tipo de hidrocarboneto sendo produzido, podem afetar as características físicas e químicas da água produzida.
Suas características dependem da natureza, formação e armazenamento a partir do qual elas são retiradas, as condições operacionais, e produtos químicos utilizados em instalações de processo.
Os principais compostos da água produzida incluem ( TELLEZ et al. , 2002 ) : Compostos do petróleo dispersos e dissolvidos ; Minerais dissolvidos ; Substâncias químicas ; Sólidos ( incluindo a formação de sólidos , corrosão e produtos de escala , bactérias , ceras e asfaltenos ) ; Gases dissolvidos .
Associado as extrações de petróleo, obtém-se um subproduto indesejável conhecido como agua produzida, que tem esse nome em referência a produção de petróleo.
O tratamento do óleo produzido é executado com o objetivo de reduzir o teor de água a valores da ordem de 1% em volume e separa uma grande quantidade de água, contendo óleo e outros contaminantes.
Na indústria do petróleo, a mistura óleo/água (água oleosa) ocorre nos estágios de produção, transporte e refino, bem como durante a utilização de seus derivados.