UNIVERSIDADE FEDERAL DE ALAGOAS CENTRO DE TECNOLOGIA

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DE ALAGOAS CENTRO DE TECNOLOGIA

2 UNIVERSIDADE FEDERAL DE ALAGOAS CENTRO DE TECNOLOGIA TRATAMENTO DE ÁGUA DE PRODUÇÃO DO PETRÓLEO VIA FLOTAÇÃO Aluno: Marcos Antônio Rodrigues Tenorio Orientadore: João Inácio Soletti

3 Dedico este trabalho a Deus pela vida e existência de tudo aquilo que torna a ciência tão interessante de ser estudada. Aos meus familiares que sempre acreditaram na minha capacidade.

4 AGRADECIMENTOS A priori agradeço ao professor João Inácio Soletti e a professora Sandra Helena Vieira pelo apoio e aprendizado que me foram passados, e principalmente, pela confiança depositada em mim. Ao Victor Pugliese também pelo o apoio e por toda experiência que me passou, aliado a conhecimentos específicos (diante da unidade de flotação trabalhada) que foram fundamentais para realização desse trabalho. Ao professor Wagner Pimentel pelo conhecimento repassado que foi totalmente relevante para execução do trabalho. A Débora Lima, minha namorada, que foi uma pessoa essencial para que esse trabalho fosse concluído, por meio de sua disposição e paciência. A minha família, em especial, meus pais por todo sacrifício que fizeram para que eu pudesse concretizar esse sonho. Agradeço também aos outros familiares que mesmo sem participar diretamente com esse trabalho, estiveram sempre presentes e são fundamentais na minha vida.

5 RESUMO Os problemas ambientais têm as suas causas relacionadas com a toxidade de seus efluentes, é notória a crescente preocupação com questões voltadas ao meio ambiente e como consequência disso, o aparecimento de novas leis e resolução ambientais mais restritivas, a atividade de extração de petróleo acaba procurando o enquadramento nessas novas exigências. A água de produção que é gerada nessa atividade deve-se ser destacada uma vez que seu volume vem aumentado de maneira gradativa a partir do envelhecimento dos poços e perfuração de novos. O lançamento de efluentes de água de produção deve ser tratado de acordo com a legislação ambiental, por conta de problemas como o elevado volume descartado, já que em média, para cada m³/dia de petróleo produzido são gerados 3 a 4 m³/dia de água. A água de produção corresponde a 98% de todos os efluentes gerados, e é constituída por sais, óleos e outros elementos tóxicos, em virtude disso é que as empresas vêm investindo cada vez mais nos processos de tratamento desses efluentes e um dos métodos mais utilizados pelas indústrias de petróleo é a flotação por ar dissolvido (FAD) por ser um método que apresenta elevados rendimentos e custos baixos tanto de instalação quanto de operação. Com base em todos estes fatos é que foi desenvolvido este trabalho, que estuda o processo da flotação em si e as condições operacionais que conduzem aos melhores rendimentos avaliando-a sobre a influência de três variáveis de processo: concentração do efluente, vazão de alimentação do efluente e vazão de diluição que se refere a corrente de alimentação ar-água. Sendo assim, este estudo tomou como método de análise a redução do teor de óleo e graxas (TOG) dos efluentes, com o intuito de conseguir enquadrá-los dentro das especificações vigentes nas legislações ambientais e como resultado, observou o quanto que as variáveis influenciam no processo e o significado físico dessas influências, pôde-se perceber também as relações que as variáveis possuem entre si e sobretudo, conseguiu condições operacionais em que foram atingidos 90% de rendimento no processo, obtendo uma água apropriada tanto para o descarte como para a re-injeção em poços de produção, confirmando assim a eficiência deste método no tratamento de efluentes oleosos. Palavras-chave: Petróleo, Água de Produção, Tratamento de Efluentes, Flotação por ar dissolvido.

6 ABSTRACT Environmental problems have their causes related to the toxicity of their effluents, one notes the growing concern with issues related to the environment and as a result, the emergence of new and more stringent environmental laws resolution, the activity of extraction of oil ends up looking framing these new requirements. The water production that is generated in this activity should be highlighted since its volume is increased gradually applied from aging wells and drilling new. The effluent discharge of produced water must be treated in accordance with environmental legislation, due to problems such as high volume discarded, since on average, for each m³ / day of oil produced are generated 3-4 m³ / day water. The water production represents 98% of all waste generated, and consists of salts, oils and other toxic elements, by virtue of this is that companies are increasingly investing in these wastewater treatment processes and one of the most widely used methods the oil industry is the dissolved air flotation (DAF) to be a method that has high yields and low costs of both installation and operation. Based on all these facts is that this work, which studies the flotation process itself and the operating conditions that lead to improved yields on evaluating the influence of three process variables was developed: the effluent concentration, feed flow rate of effluent flow rate and dilution that refers to air feed stream water. Thus, this study focused analysis method to reduce the oil content and grease (TOG) of effluents, in order to get fit them within the existing specifications in environmental laws and as a result, noted how the variables influence the process and the physical meaning of these influences, it could also perceive the relations that variables have each other and especially where operating conditions could have been achieved in 90% yield process, obtaining appropriate water for both disposal and for the re-injection wells in production, thus confirming the efficiency of this method in the treatment of oily wastewater. Keywords: Oil, Water Production, Wastewater Treatment, dissolved air flotation

7 LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 1 Fluxograma da unidade piloto utilizada na etapa experimental...24 Figura 2 Superfície de resposta, tomando o valor da concentração do efluente constante...31 Figura 3 Unidade piloto de flotação por ar dissolvido...34 Figura 4 Amostras coletadas durante o processo...35

8 LISTA DE TABELAS Tabela 1 Identificação das varáveis do processo...25 Tabela 2 Resultados da remoção de óleo para uma concentração do efluente de 150 ppm...26 Tabela 3 Resultados da remoção de óleo para uma concentração do efluente de 50 ppm...26 Tabela 4 Planejamento experimental, resultados das corridas experimentais...28 Tabela 5 Planejamento Fatorial completo, resultado da iteração dos fatores...29

9 LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS FAD Flotação por Ar Dissolvido TOG Teor de Óleo e Graxa DAF Dissolved Air Flotation CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente FAI Flotação por Ar Induzido DQO Demanda Química de Oxigênio ETE Estação de Tratamento de Efluente SAO Separados Água-Óleo LASSOP Laboratório de Sistemas de Separação e Otimização de Processos

10 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO OBJETIVOS Geral Específico REVISÃO BIBLIOGRÁFICA Petróleo Efluentes da Indústria do Petróleo Impactos Ambientais Emulsões Tratamento de Efluentes Flotação por ar dissolvido METODOLOGIA RESULTADOS E DISCUSSŌES CONCLUSÃO REFERÊNCIAS... 37

11 10 1. Introdução Quando se tem ambientes com baixo teor de oxigênio e presença de bactérias capazes de decompor a matéria orgânica, principalmente plâncton (plantas e animais microscópicos), pode-se obter uma substância oleosa denominada petróleo. O petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos gerada a milhões de anos a partir da decomposição dessa matéria orgânica, juntamente com o auxílio da pressão. O petróleo é formado por bacias sedimentares específicas, formadas por camadas ou lençóis porosos de areia, arenito ou calcários (KELMAN, 2005). Segundo Kelman (2005) além de ter grande atuação no setor de transportes, o petróleo também se destaca por ser a principal fonte de energia elétrica em muitos países do mundo. Mariano (2001) também destaca que o petróleo não deve ser limitado como uma das principais fontes de energia e comenta sobre seus derivados que serve como matéria-prima para manufatura de inúmeros bens de consumo. Mariano (2001) ainda afirma que haveria uma mudança relevante, talvez, totalitária, tanto de mentalidade quanto de hábitos na população caso não houvesse mais todas essas comodidades e benefícios consequentes do petróleo, ou seja, é plausível afirmar que haveria uma reformulação relevante na maneira a qual a sociedade atual funciona, comporta-se. Entretanto a indústria de petróleo, em todos os seus estágios de produção, consome grandes quantidades de energia e acaba produzindo quantidades relevantes de despejos líquidos, além de liberar diversos gases nocivos para a atmosfera e produzir resíduos sólidos de tratamento difícil. Consequente a isso, a indústria de petróleo acaba, em maioria, sendo uma degradadora do meio ambiente, e é responsável por afetar o ar, água, solo e, por conseguinte, a todos os seres vivos (Mariano, 2001). A água produzida ou água de produção, em relação a sua composição e volume, elas variam com o local de extração. Como afirma Andrade (2009), a proporção água produzida/óleo pode chegar a 90% de água produzida em poços mais antigos. Em geral, a água produzida contém alto teor de sal, partículas de óleo emulsionadas, produtos químicos adicionados nos diferentes processos de

12 11 produção, sólidos suspensos, sólidos dissolvidos (componentes inorgânicos), entre outros. No Brasil, foi criado o Conselho Nacional de Meio Ambiente (CONAMA), que dentre as suas competências, estabelece limites para o descarte destas águas quanto ao teor de óleo e graxa (TOG), de acordo com a resolução nº 20/86, o lançamento de efluentes oleosos não deverá exceder a 20 mg.l -1 de teor de óleo e graxa. A presença de óleo resulta em prejuízos na aeração e iluminação naturais de cursos d água, devido à formação de um filme insolúvel na superfície, produzindo efeitos nocivos sobre a fauna e a flora (ANDRADE, 2009). Segundo Andrade (2009), pode-se classificar a presença de óleo em solução aquosa sob quatro formas distintas: livre, disperso, emulsificado e solubilizado. Geralmente, o tratamento de óleo emulsificado exige a utilização de processos mais sofisticados como a centrifugação ou a flotação. A flotação por ar induzido (FAI) e a flotação por ar dissolvido (FAD) são os tipos de flotação mais utilizados por apresentarem maiores rendimentos. Onde a segunda, tem como base a separação de partículas sólidas e/ou líquidas em uma fase líquida por meio da utilização de microbolhas de gás, normalmente o ar, que aderindo à superfície das partículas, aumenta o seu empuxo, provocando assim a ascensão das mesmas em direção à superfície, onde são devidamente coletadas após atingirem uma determinada concentração (REALI, 1996).

13 12 2. Objetivos 2.1. Geral Este trabalho tem o propósito de avaliar a flotação como operação unitária para o tratamento de água de produção de petróleo, utilizando um efluente sintético. Compreender a influência que cada variável tem sobre o processo de flotação, de que forma estas variáveis se relacionam e desenvolver metodologias que facilitem o trabalho operacional Específico - Preparar a unidade piloto de flotação para o experimento: Construir uma coluna com 1,5m de altura, consequentemente, adaptar todo o sistema de tubulação e válvula para esta nova coluna; - Corridas experimentais: Realizar o trabalho operacional em princípio utilizando-se somente água para fase de testes da nova coluna, em seguida, iniciar o tratamento de efluente; - Análise dos resultados: Estudar o funcionamento e aprender a manusear todos os equipamentos laboratoriais utilizados na etapa de análise e verificar por meio destes o desempenho da flotação coletando amostras das diferentes correntes durante o processo operacional, fazer a análise destas amostras com base no teor de óleo e graxa.

14 13 3. Revisão bibliográfica 3.1. Petróleo A principal fonte de energia do mundo é o petróleo, mais de 80% de todo o petróleo produzido é usado como fonte de energia para manter o mundo em movimento e desde então foi tornando-se primordial quanto ao uso como combustível e iluminação. É composto de carbono e hidrogênio em sua maioria, e segundo Jesus (2011) tem classificações variadas de densidade, cor, o que acarreta determinações relacionadas a menor ou maior valorização. A indústria do petróleo é definida, segundo a legislação brasileira, como o conjunto de atividades econômicas relacionadas com a exploração, desenvolvimento, produção, refino, processamento, transporte, importação e exportação de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos e seus derivados (COSTA, 2000). O petróleo tem origem nas bacias sedimentares, geralmente lagos onde existiam grandes quantidades de matéria orgânica e com o passar dos anos foram sofrendo deposições de diversas formas, como, camadas de terra, quantidades de sal e até mesmo águas oceânicas que começaram a invadir essa região, tornando um ambiente favorável para a proliferação de microrganismos como, por exemplo, as cianobactérias (CHRISTANTE, 2009). Segundo Christante (2009) para que possa haver o acúmulo de grandes jazidas de petróleo, é imprescindível a existência de três tipos de rocha, a rocha geradora que nada mais é do que a matéria orgânica do antigo lago, que juntamente com a argila transformou-se em rocha e num ambiente com condições favoráveis de temperatura e pressão favoreceram as reações químicas que deram origem ao petróleo. A rocha reservatório ou rocha carbonática microbiana para onde o petróleo migra em busca de regiões com menor pressão após ser formado na rocha geradora, são rochas altamente porosas formadas a partir de carbonato de cálcio e magnésio excretados por cianobactérias. E por fim uma rocha selante ou capeadora com baixa permeabilidade, que faz com que o óleo e o gás fiquem aprisionados na rocha reservatório.

15 14 Quando se descobre uma nova jazida de petróleo, Jesus (2011) ressalta que os geólogos e os geofísicos primeiramente, precisam fazer uma análise detalhada do local descoberto, enfatiza que esse trabalho além de demorado, também acarreta altos custos. A priori esta análise detalhada irá identificar quais as localizações com características prováveis para a ocorrência do petróleo, isso diante das formações geológicas. Tais estudos têm como base, dados fornecidos por métodos geológicos e geofísicos, onde suas análises resultarão na identificação de quais são as condições mais favoráveis para a presença de petróleo no subsolo, entretanto, isso não necessariamente certifica uma acumulação do mesmo. Os fluidos contidos num reservatório de petróleo possuem uma energia natural ou primária que é resultado de todas as circunstâncias geológicas sofridas pela jazida ao longo dos anos até a sua completa formação e essa energia faz com que os fluidos retidos no reservatório migrem para a superfície. Porém, quando ocorre o esgotamento dessa energia na etapa de produção, uma grande quantidade de hidrocarbonetos ainda fica retida no reservatório e é então necessário utilizar outros métodos para a recuperação desse petróleo. A injeção de água é um dos principais métodos de recuperação secundária utilizado no Brasil (QUEIROZ, 2012). Contudo a exploração de petróleo não é uma tarefa nada fácil tendo em vista todos os aspectos técnicos, econômicos e ambientais. Entretanto, no Brasil, as maiores dificuldades são de ordem técnico-econômica principalmente no que se refere a exploração em alto mar, pois são operações que se dão em condições ambientais adversas, estando sujeito aos mais variados fenômenos da natureza (onda, correnteza e vento) além da exploração se dar em águas cada vez mais profundas, aumentando dessa forma os desafios dos projetos de pesquisa e desenvolvimento (MALTA, 2010). O petróleo na forma em que é extraído em seu estado bruto tem mínimas aplicações. Quanto ao refino do petróleo, Mariano (2001) diz que consiste na série de etapas na qual o óleo bruto é submetido para que se obtenham seus derivados, os quais carregam consigo grande interesse comercial. Esse processamento engloba etapas físicas e químicas de separação e conversão que dão origem as diversas frações do petróleo. Portanto, refinar petróleo é basicamente separar as

16 15 frações desejadas, processá-las, além de dar-lhes acabamento para que assim haja obtenção de produtos propícios à venda Efluentes da Indústria do Petróleo A utilização da água pela indústria pode ocorrer de diversas formas segundo Giordano (2004). Dentre elas está a incorporação ao produto, lavagens de máquinas, tubulações e pisos; águas de sistemas de resfriamento e geradores de vapor; águas utilizadas diretamente nas etapas do processo industrial ou incorporadas aos produtos; esgotos sanitários dos funcionários. Há exceção quanto aos volumes de água incorporadas aos produtos e pelas perdas por evaporação, em relação a primeira, elas tornam-se contaminadas por resíduos do processo industrial ou pelas perdas de energia térmica, originando assim os efluentes líquidos. Carvalho (2006) afirma que os efluentes de refinarias de petróleo têm como principal característica, grande parcela de contaminantes orgânicos, esses, contribuem para valores elevados de DQO (demanda química de oxigênio). Consequente a isso a grande preocupação ao se projetar as ETE s (estações de tratamentos de efluentes) nessas refinarias é a remoção destes compostos, para posteriormente haver adequação principalmente dos teores de óleos e graxas na legislação ambiental vigente. Entretanto, dependendo dos tipos de processos utilizados pela refinaria, alguns compostos (fenóis, nitrogênio amoniacal, benzeno e sulfetos) devem individualmente, merecer especial atenção. A água de produção é o principal efluente na etapa de extração, que pode ter duas finalidades. A primeira a re-injeção que auxilia na produção do petróleo ou no descarte no meio ambiente, onde ambos não podem ser efetuados de maneira desordenada. Para a injeção desta água no poço é necessário que a água contenha concentrações abaixo de 5 ppm de óleo para que não ocorra o bloqueio dos poros do reservatório, afetando assim a eficiência de produção. Para descarte desta água, é necessário também o seu tratamento, pois contendo óleo, substâncias orgânicas, inorgânicas e até mesmo tóxicas podem trazer sérios danos ao ambiente no qual se está sendo feito o descarte desta água. A água é produzida em quantidade significativa juntamente com o óleo e o gás, sendo considerado o rejeito de maior volume durante as etapas de exploração e

17 16 produção do petróleo, podendo chegar a exceder dez vezes o volume de produção de óleo. Um campo de petróleo no início de sua exploração produz uma quantidade pequena de água, em torno de 5 a 15% da corrente produzida, porém, à medida que esse campo vai amadurecendo, estes valores podem chegar a torno de 75 a 90%. Por isso, há uma preocupação com o destino final dessa água (VIEIRA, 2009). Alguns compostos são conhecidos por geralmente estarem presentes nessas águas de produção como: óleos dispersos e dissolvidos, sais minerais dissolvidos, sólidos decorrentes da corrosão, graxas e asfaltenos, produtos químicos utilizados para prevenir e/ou tratar problemas operacionais, onde tais produtos afetam as características físico-químicas dos efluentes, alguns destes produtos que podem ser citados são os biocidas, anti-incrustantes, anti-espumantes, inibidores de corrosão e gases dissolvidos como o CO 2 e o H 2 S. Vale ressaltar que muitos destes produtos e compostos encontrados nas águas de produção são de difícil tratamento (SILVA, 2009). Os componentes inorgânicos dessa água são semelhantes aos encontrados na água do mar, porém, a salinidade pode variar (pode chegar a quatro vezes da sua concentração). Plataformas de gás tendem a gerar menor volume de água produzida, entretanto, com concentrações altas de contaminantes orgânicos. Como inferiu Cerqueira et al. (2006), diferentemente, as plataformas de óleo, geralmente são responsáveis por altos volumes de água de produção. A literatura indica que cerca de 7 milhões de metros cúbicos de água produzida são descartados diariamente em área oceânica, resultando em um volume de aproximadamente de 2,5 trilhões de m 3 por ano Impactos Ambientais As indústrias químicas e petroquímicas sempre foram vistas pela sociedade com as principais responsáveis de diversos problemas ambientais, devido as condições nas quais as águas residuais são geradas em seus processos. E a indústria de petróleo em sua fase exploratória sempre gerou grandes quantidades de efluentes que necessitam de investimentos elevados para o seu tratamento (MACEDO, 2009).

18 17 Durante muito tempo, os problemas e impactos ambientais que diversos setores geravam eram defendidos por muitos economistas com a desculpa de serem um mal necessário, justificados pelos benefícios proporcionados pelo progresso (BARBOSA, 2012). Devido a sua amplitude o ambiente marinho sempre absorveu a contaminação por petróleo causada por fontes naturais, entretanto, não apresentava danos significativos aos organismos marinhos. Porém, o aumento desenfreado do consumo de petróleo pelas economias desenvolvidas, alterou significativamente esse quadro. Em termos mundiais, a produção anual de petróleo é superior a 3,5 bilhões de toneladas e 0,2% deste volume é descartado juntamente com as águas de produção. Mesmo pequena em relação ao volume total produzido, essa quantia representa mais de 6 milhões de toneladas de óleo, causando a morte de animais e plantas, além de comprometer diversos ecossistemas pelas próximas décadas; (CERQUEIRA et al., 2006) As atividades mineradoras podem causar a destruição ou uma grande transformação dos habitats naturais. Segundo Stuart Pimm da Universidade de Columbia, nos Estados Unidos, a destruição de habitats é um dos principais fatores que causam a diminuição do número de espécies, e essa destruição pode levar a uma diminuição de 50% das espécies do planeta nos próximos 50 anos. As atividades de mineração além de gerar impactos ambientais aos ecossistemas causando danos expressivos diretamente a fauna e a flora, também podem trazer prejuízos as atividades pesqueiras, atividades recreativas, afetar o turismo e causar problemas de saúde pública (GOMES, 2000). As empresas operadoras de plataformas de petróleo e gás natural devem apresentar ao órgão ambiental competente o resultado do monitoramento semestral com as análises de parâmetros orgânicos, inorgânicos e toxicidade crônica através de método ecotoxicológico padronizado com organismos marinhos. A água produzida segundo Bretas (2011) pode conter uma complexa mistura de compostos químicos (metais, hidrocarbonetos e amônia). Como uma das principais dificuldades na avaliação e monitoramento deste tipo de efluente é a identificação precisa de quais componentes, ou classe de compostos, são responsáveis pela sua toxidade.

19 18 Esses efluentes gerados na indústria do petróleo contêm poluentes de diversos tipos, óleos, sólidos suspensos, metais pesados, e outros materiais tóxicos. E é justamente essa grande variedade de compostos que dificulta a sua caracterização e, consequentemente, o seu tratamento. Entretanto, é a caracterização dos efluentes feito de modo correto que irá servir como base para que tipo de sistema de tratamento deverá ser utilizado e também para que possa ser obtido o seu controle e o seu enquadramento nas normas de descarga (RODRIGUES, 2008). O petróleo é de longe o mineral marinho mais explorado atualmente no Brasil, onde a maior parte das reservas de petróleo de origem marinha encontra-se na bacia de Campos, localizada na margem continental dos estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo (GOMES, 2000). Atualmente, com a bacia de campos produzindo mais de 80% de todo o petróleo brasileiro, é possível estimar o impacto ambiental deste setor produtivo. Assim faz-se necessário o desenvolvimento de um processo que seja técnico e economicamente viável para a remoção de óleos e graxas de águas produzidas da indústria do petróleo (BRETAS, 2011) Emulsões Rosa (2002) define uma emulsão como uma mistura de dois líquidos imiscíveis ou parcialmente miscíveis. Sendo que uma das fases, em forma de gotas microscópicas ou coloidal, está dispersa na outra. A classificação dessas emulsões acontece por meio de fase dispersa em óleo em água (O/A) e água em óleo (A/O). Na segunda (A/O), a água é a fase dispersa e o óleo é a fase contínua, entretanto, na primeira emulsão (O/A), o óleo (geralmente representando um fluido pouco solúvel em água) é a fase dispersa e a água é a fase contínua. Emulsões estáveis podem ser formadas em praticamente todas as etapas de produção e processamento, tal como nos reservatórios, nos equipamentos de exploração, nas instalações de tratamento, nas tubulações e refinarias. Essas emulsões devem ser tratadas para a obtenção de óleo com especificações adequadas para transporte, armazenamento e exportação e se não forem tratadas podem trazer diversos problemas, como corrosão e contaminação de catalisadores nas plantas de processamento (HONSE, 2012).

20 19 A emulsificação do óleo diante do processo de produção do petróleo para Rosa (2002) pode acontecer por meio do cisalhamento por bombas, constrições hidráulicas, válvulas e outros equipamentos do processo. O que pode causar o aumento da proporção e da estabilidade do óleo emulsificado nas águas oleosas são as partículas sólidas finamente divididas, além dos produtos químicos que são utilizados para auxiliar a produção de petróleo e moléculas surfactantes naturais do petróleo. Os surfactantes tendem a estabilizarem as emulsões pois estas moléculas, por conta de sua estrutura molecular, migram e se concentram na interface óleo/água, fazendo com que as tensões interfaciais existentes sejam estabilizadas. Alguns emulsificantes naturais são encontrados no óleo bruto tal como os asfaltenos, resinas, ácidos e bases orgânicas (HONSE, 2012). Os tipos de emulsões também são afetados de acordo com a pressão, temperatura e grau de agitação, o que irá afetar também a reologia do fluido. Por conta disso é que as emulsões geram grandes impactos na produção de óleo cru, principalmente em ambiente offshore no qual o fluido passa por mudanças significativas de pressão e temperatura quando transportado do reservatório até o armazenamento nos tanques da plataforma. Em geral, óleos pesados que têm como base compostos asfaltênicos tendem a formar emulsões mais estáveis que óleos leves que possuem em sua composição um maior número de compostos parafínicos (ANDRADE, 2009). No passado, a maior parte do petróleo produzido eram relativamente leves e procedimentos gravitacionais eram suficientes para separar as emulsões, entretanto, com o passar do tempo, a produção de óleos mais pesados e biodegradados, com um menor ph e maiores concentrações de compostos polares têm aumentado. Para realizar a separação destas emulsões, muitos laboratórios fazem uso de desemulsificantes, porém a aplicação destes produtos possui um custo elevado, causam danos ao meio ambiente além da dificuldade de haver a necessidade de aplicar um tipo de desemulsificante para cada tipo de petróleo (SANTOS, 2009). A busca de mecanismos que podem reduzir a estabilidade de sistemas dispersos é sempre procurada quanto ao tratamento de efluentes. A redução da estabilidade é primordial para obtenção da separação das duas fases líquidas, no

21 20 caso das águas oleosas. Quanto ao processo de desestabilização de uma emulsão, Rosa (2002) diz que é ocasionada por quatro fenômenos diferentes, a coagulação, sedimentação, floculação e coalescência Tratamento de Efluentes O método a ser utilizado para o tratamento e destino da água de produção depende de vários fatores, tais como: Local onde está sendo efetuada a produção, legislação, viabilidade técnica, custos e disponibilidade de equipamentos e de infraestrutura (MOTTA, 2013). Quando a exploração de petróleo se der em áreas onshore, que atualmente representa 23% da produção nacional, as águas produzidas recebem um prétratamento em separadores água-óleo (SAO) e são posteriormente reinjetadas nos poços para auxiliar na produção ou descartadas no meio ambiente. Quando se refere a produção offshore, essas águas produzidas são descartadas nos oceanos, após passarem pelo separador água-óleo, porém quando se trata em exploração offshore, os equipamentos utilizados no tratamento dessas águas devem ter tamanhos reduzidos, devido as restrições de espaço e peso exigidas nas plataformas de petróleo (SILVA, 2009). A filosofia end of pipe (fim de tubo), foi muito utilizada na década de 70 para o tratamento de efluentes e baseava-se na coleta dos diversos despejos gerados em todos os pontos na planta industrial para, posteriormente, quando misturados, serem enviados por meio de apenas uma corrente para uma estação de tratamento final e posterior descarte para o corpo receptor. No fim dos anos 80, essa filosofia de controle foi substituída pelos controles in plant control e zero discharge, já que o tratamento de efluente final, atrelado ao crescente aumento das restrições dos critérios de lançamento de efluentes líquidos, era de alto custo. Já os programas in plant control e zero discharge, tinha como base a redução do efluente na fonte, por alterações no processo e intuito de reduzir a vazão de efluente a ser tratado, reduzindo assim os custos operacionais, além de investimentos na ETE s (Estações de Tratamento de Efluentes) de menor capacidade. (CARVALHO, 2006).

22 21 Carvalho (2006) cita Giordano (1999) quanto à classificação típica dos processos de tratamento de efluentes onde os agrupa em três categorias principais: primário, secundário e terciário. Tratamento primário está relacionado à remoção de sólidos por filtração, sedimentação ou flotação (utilização de sedimentadores ou flotadores), ou pela associação de coagulação e floculação química (clarificação físico-química para a remoção de matéria orgânica coloidal ou óleos e gorduras emulsionados). São removidos normalmente componentes tóxicos (excesso de detergentes, corantes amidas), hidrocarbonetos, matéria orgânica e gorduras. Tratamento secundário é a remoção de matéria orgânica biodegradável dissolvida ou coloidal. Podem também ser removidos os nutrientes: nitrogênio e/ou fósforo. Tratamento terciário relaciona-se a melhoria da qualidade dos efluentes tratados pelas remoções de cor residual, turbidez (remoção de coloides, metais pesados, nitrogênio, fósforo, compostos orgânicos refratários aos níveis de tratamento anteriores) e desinfecção do efluente tratado. A Petrobrás, a maior empresa nacional no setor de petróleo e gás está destinando R$ 578 milhões para o desenvolvimento da qualidade dos processos de tratamento de efluentes líquidos em suas unidades. Todas as refinarias da empresa já utilizavam os métodos de tratamento primário (equipamentos que retiram óleo da água) e secundário (lagoas de tratamento) e atualmente estão sendo empregados sistemas de tratamento que asseguram a degradação dos poluentes a níveis em que os tornam virtualmente inócuos (AMARAL, 2003). Segundo (COSTA, 2006), os óleos e as graxas podem se apresentar de diferentes formas na água produzida, tais como, materiais leves ou pesados em suspensão ou ainda em forma de emulsões. Quanto ao tamanho, esse óleo não dissolvido podem se apresentar basicamente de três formas: Diâmetro inferior a 150 µm Podem ser separadas por métodos gravitacionais; Diâmetro de 15 a 150 µm São classificadas como gotículas livres;

23 22 Diâmetro de 3 a 20 µm São classificadas como uma emulsão estável do óleo em água. Esses óleos em sua maioria são removidos da água pela utilização de métodos físicos e químicos como: separadores gravitacionais, separadores de grade, filtração, flotação e adsorção (COSTA, 2006) Flotação por ar dissolvido (FAD) A flotação é um método de separação de mistura que parte do princípio da diferença de propriedades de superfície dos componentes presentes nessa mistura. Na flotação, são injetadas bolhas de ar na mistura com o intuito de fazer com que partículas específicas sejam separadas do seio da mistura, essas partículas se aderem as bolhas de ar e tomam um rumo ascendente. A flotação é empregada de forma eficiente no tratamento de águas oleosas, pois o óleo é uma substância hidrofóbica e uma vez que a partícula do óleo se adere à superfície da bolha de gás, o conjunto óleo-gás resulta numa mistura de menor densidade que a água e tende a flotar, obtendo dessa forma uma água isenta de partículas de óleo (MENDONÇA, 2013). Schoenhals (2006) afirma que a flotação apresenta eficiência na sua operação, flexibilidade, simplicidade, gera um pequeno e concentrado volume de lama, requer pouco espaço físico e pode ser utilizada em pequena, média e larga escala. Segundo Silva (2008), o processo de flotação tem a vantagem de ser um método bastante eficiente e com um baixo custo em relação aos outros métodos de tratamento de efluentes, tanto que teve sua aplicação estendida para diversas áreas além da indústria do petróleo e gás. A flotação apresenta diversas características e fenômenos importantes que devem ser compreendidos para um melhor entendimento deste processo, são eles: Aeração do processo A recuperação do material flotado cresce à medida que se aumenta a vazão de ar até atingir um valor ótimo. O aumento da aeração provoca um aumento do número e da superfície total das bolhas introduzidas na coluna, porém a adição de ar além desse valor ótimo provoca uma turbulência ou a formação de espuma na zona de recuperação prejudicando assim o processo.

24 23 Diâmetro das bolhas Quanto menor for o tamanho das bolhas, maior será a área superficial, o que permite obter maiores eficiências na flotação, entretanto, as bolhas com tamanho reduzido apresentam uma menor velocidade de ascensão podendo ser arrastadas por correntes de fluxo descendente da polpa, acarretando na contaminação do material tratado por partículas hidrofóbicas. Contato bolha-gota A eficiência do processo de flotação também é influenciada pelo contato entre bolha e gota de óleo, o ideal é que esse contato permaneça até que atinja o topo da coluna. É essencial para que isso ocorra, deverá haver o espalhamento do óleo sobre a bolha de ar, caso contrário não haverá uma interação suficientemente forte para suportar a subida até a superfície da coluna. Há uma relação entre os tamanhos das bolhas de gás e das partículas em suspensão e o grau de turbulência no meio. O tamanho das bolhas de gás deve ser tal que apenas a adesão de algumas poucas bolhas seja suficiente para tornar a densidade do floco inferior à densidade do meio. Quando as bolhas são muito grandes causam turbulência no meio, impedindo o seu contato com as partículas. O ideal segundo Carvalho (2006) é existir bolhas de gás com tamanhos semelhantes aos das partículas (entre 10 e 200 μm), já que quando o tamanho é inferior a 10 μm, a flotação é muito lenta, devido à hidrodinâmica do líquido, dificultando o contato entre bolhas e partículas. Quando é acima de 200 μm, as bolhas se tornam muito grandes, e causam turbulência no meio. E dentre os métodos de flotação, o que tem maior aplicação no tratamento de águas e efluentes é a flotação por ar dissolvido (FAD) que utiliza bolhas com diâmetro na ordem de micrômetros ( µm), o que dar a possibilidade de remover partículas coloidais e ultrafinas (MAGAGNIN, 2012). O princípio que a solubilidade de um gás em um líquido é maior quanto maior for a pressão estática no meio é o que dá base a flotação por ar dissolvido. Quando já foi pressurizada, a fração líquida acaba recebendo ar que é dissolvido na própria fração por meio do íntimo contato que se é formado e também pela alta pressão do meio. Por conseguinte, na próxima etapa, com a pressão reduzida, a solubilidade do ar no líquido cai consideravelmente, consequentemente, o líquido fica supersaturado com ar, fazendo com que ocorra o surgimento das microbolhas (CARVALHO, 2006).

25 24 4. Metodologia A parte experimental deste trabalho foi desenvolvido no Laboratório de Sistemas de Separação e Otimização de Processos (LASSOP) localizado no campus A.C. Simões da Universidade Federal de Alagoas em Maceió. A figura 1 mostra um fluxograma da unidade piloto utilizada, tal unidade foi projetada e construída no próprio laboratório com o objetivo de estudar técnicas para o tratamento de efluentes oleosos. Figura 1 - Fluxograma da unidade piloto utilizada na etapa experimental. Fonte: Andrade, A geração das microbolhas foi obtida pela alimentação de água a um vaso de pressão juntamente com ar pressurizado. O ar foi fornecido pelo compressor e havia a preocupação de se controlar a pressão interna do vaso numa faixa de 4 à 6 kgf/cm² para que fosse possível a geração das microbolhas. Em relação ao processo, foi adotada uma configuração em contracorrente, sendo a alimentação do efluente feita no topo da coluna de flotação, enquanto que a corrente com as microbolhas provenientes do vaso de pressão foi alimentada na base da coluna. O óleo concentrado era retirado no topo do equipamento por transbordo, enquanto que, o efluente tratado era retirado por bombeamento na base do equipamento.

26 25 Para a geração de emulsões foi utilizada uma bomba centrífuga, uma bomba dosadora, um medidor de vazão e um tanque de 310 litros. A água armazenada no tanque circula através da bomba centrífuga, sendo o petróleo dosado em linha a uma vasão média de 10,4 ml/min. O turbilhonamento cisalhado do óleo, dispersando-o em gotas pequenas, produz a emulsão. A partir deste procedimento foram coletadas amostras ao longo do tempo para a determinação do teor de óleo e graxas (TOG). Quanto à execução do objeto de estudo das variáveis foi desenvolvido um planejamento fatorial completo 2³. Um experimento fatorial com 3 fatores, cada um deles com dois níveis, como mostra a tabela 1. O processo experimental desta técnica consiste em realizar testes com cada uma das combinações da matriz experimental, para em seguida, determinar e interpretar os efeitos principais e de interação dos fatores investigados e assim poder identificar as melhores condições experimentais do processo. Tabela 1 - Identificação das variáveis do processo. Fatores (-) (+) 1. Concentração (ppm) Topo (L/h) Base (L/h) Fonte: Própria Autoria Da tabela 1 observa-se que neste experimento foram consideradas 3 variáveis quantitativas: concentração do efluente, vazão de diluição da água ou vazão de base e vazão de entrada do efluente ou vazão de topo. O sinal negativo e positivo na tabela representa o nível inferior e superior, respectivamente, nas quais as variáveis foram estudadas. A variável dependente ou resposta foi a quantidade de remoção de óleo. Tal abordagem resulta em 2³ = 8 experimentos, sendo realizados ensaios em duplicata. Os níveis das variáveis foram escolhidos através de estudos preliminares, onde para a concentração do efluente alimentado foi analisada a concentração baixa de 50 ppm e concentração alta de 150 ppm, para a vazão da água de diluição foram analisadas as vazões de 50 e 100 L/h enquanto que para a alimentação do efluente foram analisadas as vazões de 100 e 150 L/h.

27 26 5. Resultados e Discussões Depois de realizada todas as corridas experimentais e as respectivas medições do teor de óleo e graxa das amostras coletadas, foram obtidos os seguintes resultados que estão expressos nas tabelas 1 e 2, para os experimentos realizados com a concentração do efluente de 150 e 50 ppm, respectivamente. Tabela 2 - Resultados da remoção de óleo para uma concentração do efluente de 150 ppm. TOG A (ppm) TOG B (ppm) Redução (%) 100 L/h Alimentação e 100 L/h Base 150 L/h Alimentação e 100 L/h Base 100 L/h Alimentação e 50 L/h Base 150 L/h Alimentação e 50 L/h Base ,8 89, ,6 51,2 21,9 55, ,9 76,2 39, ,4 49,2 13,2 10,5 Fonte: Própria Autoria Tabela 3 - Resultados da remoção de óleo para uma concentração do efluente de 50 ppm. TOG A (ppm) TOG B (ppm) Redução (%) 100 L/h Alimentação e 100 L/h Base 150 L/h Alimentação e 100 L/h Base 100 L/h Alimentação e 50 L/h Base 150 L/h Alimentação e 50 L/h Base ,6 67, ,4 71,2 68,1 7,2 5,4 19,0 18,1 24,6 22, ,2 88,9 90,5 74,8 73,2 64,9 65, ,9 Fonte: Própria Autoria As tabelas 1 e 2 mostram os resultados da remoção de óleo para um valor fixo da concentração do efluente, na tabela 1 estão representados os resultados das corridas utilizando o efluente na concentração de 150 ppm, enquanto que na tabela 2 estão representados os resultados das corridas utilizando o efluente na concentração de 50 ppm. TOG A refere-se aos valores do teor de óleo e graxa medidos a partir das amostras da corrente de alimentação do efluente, TOG B são os valores obtidos da medição do teor de óleo e graxa da corrente do efluente tratado e a redução cujos valores estão expressos em porcentagem, indica quanto de óleo se conseguiu remover para o estado de operação trabalhado, já os números

28 27 1 e 2 expressos na segunda linha das tabelas indicam a quais corridas experimentais correspondem os resultados, onde o valor 2 refere-se a duplicata dos experimentos realizados em 1. Fazendo uma análise do desempenho da flotação, pôde-se observar das tabelas que em relação a concentração do efluente, foram obtidos melhores rendimentos quando trabalhado com a concentração do efluente no valor de 50 ppm, isso pode ser explicado pelo motivo que quanto maior for a concentração de óleo no efluente, estaremos adicionando uma maior quantidade de óleo na coluna, e se forem mantidas as condições operacionais, isso irá resultar numa diminuição do rendimento do processo, como foi mostrado. A análise da vazão de alimentação do efluente se processa da mesma forma, uma vez que quanto maior for esta vazão, estaremos adicionando uma maior quantidade de óleo na coluna, entretanto, o distúrbio dessa variável, afeta diretamente outras variáveis do processo, que também têm influência sobre o rendimento da flotação, como por exemplo, o nível da coluna. Contudo, foi observado que o aumento dessa vazão de alimentação diminui o rendimento do processo de flotação. A vazão de diluição ou vazão de base em contrapartida apresentou melhores eficiências quando se trabalhou com maiores vazões, no caso em estudo, com vazão de 100 L/h. A vazão de diluição é uma das variáveis que mais tem influência no processo, pois afeta diretamente no tamanho e na quantidade das bolhas, sendo assim, foi observado que além de uma maior vazão adicionar uma maior quantidade de bolhas, também faz com que as bolhas formadas sejam de diâmetros menores, requisitos que aumentam as probabilidades de haver um contato bolha-partícula, fundamental para que ocorra o processo de separação. Sendo assim, os resultados apresentaram comportamentos compatíveis ao que afirma Silva (2008). Contudo, tais resultados podem ser melhores interpretados por meio de uma tabela com base num planejamento experimental. Seguindo esta ideia, foram elaboradas as seguintes tabelas.

29 28 A seguir, está representada a tabela 4 que é uma tradução dos resultados fornecidos das tabelas 2 e 3 para uma linguagem estatística. É uma tabela que mostra como é feita a análise de um planejamento fatorial. Tabela 4 - Planejamento experimental, resultados das corridas experimentais Eficiência de remoção Média (Concentração) (Topo) (Base) (%) ,9 65,4 65, ,2 52,4 50, ,1 40,9 41, ,5 13,2 11, ,9 90,6 89, ,0 75,9 76, ,8 73,2 74, ,8 41,4 Fonte: Própria Autoria Na tabela 4 observa-se o resultado da remoção de óleo de acordo com as condições das variáveis operacionais estudadas. Desta tabela pode-se verificar quanto que a vazão de base tem influência sobre o processo, onde a eficiência de remoção apresenta um aumento significativo quando esta variável é alterada do seu nível inferior (50 L/h) para o seu nível superior (100 L/h). Verifica-se também que a maior eficiência de remoção se deu na condição operacional já discutida anteriormente, onde a concentração possui valor de 50 ppm, a vazão de topo fixada em 100 L/h e a vazão de base também com valor de 100 L/h, enquanto que o pior resultado se deu exatamente em condições operacionais opostas a estas, em que essas variáveis possuíam os seguintes valores: concentração de 150 ppm, vazão de topo com 150 L/h e vazão de base com 50 L/h.

30 29 Tabela 5 - Planejamento Fatorial completo, resultado da iteração dos fatores. Média 56,246 ± 0,30 Efeitos Principais 1 (concentração) -22,476 ± 0,61 2 (vazão de topo) -28,361 ± 0,61 3 (vazão de base) 28,076 ± 0,61 Interação de dois fatores 12-8,404 ± 0, ,731 ± 0, ,19 ± 0,61 Interação de três fatores 123-0,989 ± 0,61 Fonte: Própria Autoria A tabela 5 foi feita com base num planejamento fatorial completo em que nela se analisa o efeito individual ou combinado das variáveis sobre o rendimento do processo. Nesta tabela identificam-se quais variáveis têm maior ou menor influência no processo e quais alterações causam efeitos significativos sobre o mesmo. Observa-se, por exemplo, na segunda coluna que dos efeitos principais, a variável que causa uma menor influência sobre o processo é a variável 1 (Concentração do efluente) e como o seu valor está negativo, significa dizer que quanto menor for a concentração de óleo no efluente a ser tratado, maior será o rendimento do processo. Uma observação análoga pode ser feita para as variáveis 2 e 3, que têm uma maior influência sobre o processo, no entanto, a variável 2 (vazão de alimentação do efluente) também esta negativa, o que representa que quanto menor for esta vazão maior será o rendimento. Já a variável 3 (vazão da água de diluição) esta positiva, afirmando que quanto maior for esta vazão, maior será o rendimento do processo. Como já foi dito, na tabela 5 está representado também o efeito da interação entre os fatores, por exemplo, a interação de fatores 12 que representa a análise do processo ao ser alterada a concentração do efluente e a vazão de topo, mantendo a vazão de base constante, deu como resultado um número negativo, o que nos diz que mantendo a variável 3 constante, o processo terá um melhor

31 30 rendimento a medida de diminuímos as variáveis 1 e 2 em conjunto, e este rendimento é elevado numa ordem de aproximadamente 8,4. Tal análise pode ser feita de forma análoga para as demais iterações da seguinte forma: Para a interação dos fatores 13 que representa o comportamento do processo alterando a concentração do efluente e a vazão de base, mantendo a vazão de topo constante, verifica-se que o rendimento do processo melhora à medida que diminuímos as variáveis 1 e 3 em conjunto, pois obteve-se como resultado novamente um valor negativo, e este rendimento sofre um incremento da ordem de 0,731, já a interação dos fatores 23, foi a única que forneceu um resultado positivo, afirmando que ao aumentar os valores da vazão de topo e vazão de base, mantendo a concentração do efluente constante iremos obter uma melhora no rendimento do processo da ordem de 3,19, já a interação de três fatores forneceu também um resultado negativo, explicitando que se alterarmos as três variáveis simultaneamente, o rendimento do processo terá um aumento na ordem de 0,989 à medida que diminuirmos os valores dessas variáveis. Contudo, observa-se que a interação de dois fatores 13 e a interação de três fatores, apresentaram valores próximos à zero, o que significa dizer que tais interações têm efeitos não significativos sobre o processo, ou seja, não serão obtidos resultados expressivos se trabalharmos nessas condições operacionais de interação, pelo menos para o intervalo em estudo das variáveis. Além de que a interação de três fatores não possui significados físicos, tendo em vista que numa análise experimental, não é interessante alterar-se todas as variáveis em estudo, deseja-se manter pelo menos uma constante, para que se possa avaliar o seu efeito sobre o processo. A partir dos dados obtidos e para uma melhor interpretação dos resultados construiu-se uma superfície de resposta, que está representada na figura 2.

32 31 Figura 2 - Superfície de resposta, tomando o valor da concentração do efluente constante. Fonte: Própria Autoria Como foram estudadas três variáveis independentes, então o domínio tem três dimensões, com mais uma dimensão da variável dependente (resposta), um gráfico para representar todas essas variáveis deveria ter quatro dimensões, no entanto, pela impossibilidade de tal recurso, há necessidade de fixar uma variável no seu ponto ótimo. No gráfico da figura 2 verifica-se que a variável que foi fixada foi a variável 1 (concentração do efluente). No entanto, os demais gráficos que podem ser gerados pela fixação das demais variáveis irão gerar superfícies de resposta idênticas, dessa forma, só há necessidade de expressarmos uma superfície de resposta para que sejam analisados os resultados obtidos. Das tabelas 2, 3 e 4 e do gráfico da figura 2, pode-se observar que para o intervalo estudado das variáveis em análise, o ponto ótimo de operação se dar quando a concentração do efluente for de 50 ppm, a vazão de alimentação do efluente for de 100 L/h e a vazão da água de diluição for também de 100 L/h, onde estas condições de operação irão fornecer taxas de remoção de óleo na ordem de

33 32 90%, que são consideradas ótimas e condizentes com outros processos de flotação encontrados na literatura. No entanto, sabe-se que estes são resultados estatísticos e que na prática a situação é bem diferente, onde controlar estas variáveis nesses níveis é uma tarefa bem mais difícil do que se apresenta, tendo em vista que o processo de flotação não se resume somente a estas três variáveis e que elas não afetam somente o TOG da água tratada, mas também outras variáveis que devem ser mantidas dentro de uma faixa de segurança, como por exemplo, o nível de água dentro da coluna de flotação e a pressão e o nível de água no interior do vaso de pressão. No entanto, se conseguir controlar as variáveis o máximo de tempo possível nos valores indicados na superfície de resposta, isso irá garantir uma maior eficiência no processo. Existem também alguns fenômenos que ocorrem no processo da flotação e que têm suas consequências implícitas nos resultados obtidos, tais fenômenos são difíceis de ser parametrizados e consequentemente, de serem controlados, porém exercem grande influência no rendimento da flotação. Alguns destes fenômenos são os diâmetros das microbolhas de ar geradas e o arraste de microbolhas contaminadas com partículas de óleo junto com a corrente de água tratada na base da coluna. Desenvolver um método que consiga uniformizar o diâmetro das microbolhas geradas já vem sendo objetivo de estudo de muitos pesquisadores, porém não foi o foco deste trabalho. No entanto, foi observado que o surgimento de bolhas de maiores diâmetros afetava o rendimento do processo, pois tais bolhas além de provocar uma maior turbulência no interior da coluna, elas possuem uma menor superfície de contato, o que diminuem a chances de uma partícula de óleo aderir-se a elas. Na unidade piloto utilizada, observou-se que estas bolhas eram formadas no interior da tubulação após a saída do vaso de pressão e antes da entrada na coluna de flotação, tal fenômeno pode ser interpretado como um fenômeno de coalescência, onde o intenso choque entre as microbolhas de ar fazem com que elas se unam, gerando uma bolha com diâmetro maior. Foi observado também que numa vazão maior, a frequência com que essas bolhas são formadas diminui e isso pode ser facilmente explicado pelo simples motivo que à medida que se diminui a

34 33 vazão desta corrente, aumenta-se o tempo de residência na tubulação, consequentemente, aumentando o tempo de exposição das microbolhas num perfil altamente turbulento favorecendo assim a sua coalescência. Uma solução para este problema seria aumentar o diâmetro da tubulação de alimentação da água de diluição, pois desta forma iria diminuir os choques existentes entre as microbolhas, que é o fator principal da coalescência e já que a diminuição da vazão não é viável, pois além de afetar o rendimento do processo, também irá afetar algumas outras variáveis. Outro problema enfrentado na unidade de flotação por ar dissolvido e não menos importante que o citado anteriormente é o arraste de bolhas contaminadas com partículas de óleo pela base da coluna. A base da coluna como já citado anteriormente é por onde é coletada a água tratada e se alguma bolha for arrastada para a base, irá contaminar toda a corrente. Este é outro problema que ocorria com grande frequência por alguns motivos, o primeiro deles se dar pela existência de algumas regiões turbulentas que se formam no interior da coluna e que impedem que as microbolhas já contaminadas com óleo ascendam à superfície, este fenômeno é agravado quando o nível de água no interior da coluna está muito baixo e o impacto da corrente de alimentação do efluente (feita pela parte superior da coluna) na superfície do líquido no interior da coluna gerem essas regiões turbulentas. Isto pode ser evitado de duas formas, a primeira delas é aumentando o nível de água no interior da coluna e uma outra solução, já envolvendo uma variável de projeto, é fazer com que essa alimentação não seja feita de modo tão brusco e sim por aspersão. O outro motivo que causa esse arraste de bolhas contaminadas pela base da coluna é o próprio perfil hidrodinâmico da coluna de flotação, de onde já parte para um problema mais complexo de ser solucionado. Uma boa ideia, porém que também já parte para uma questão de projeto, seria a implementação de chicanas no interior da coluna, essa seria uma solução que iria reduzir bastante o arraste destas bolhas contaminadas. A figura 3 a seguir, exibe a unidade piloto de flotação em operação.

35 34 Figura 3 - Unidade piloto de flotação por ar dissolvido. Fonte: Própria Autoria Na figura 3 é interessante observar o gradiente de concentração que é formado no interior da coluna, onde o óleo acumula-se na parte superior da coluna enquanto que a água tratada sai pela base da coluna, este gradiente é o efeito desejável quando se trabalha com a flotação, a transparência observada na base da coluna assegura que o arraste de bolhas junto à corrente de água tratada está sendo pequeno nesse caso.

36 35 Figura 4 - Amostras coletadas durante o processo: (A) corrente da torta ou óleo concentrado; (B) corrente de alimentação do efluente; (C) corrente de água tratada. A B C Fonte: Própria Autoria A figura 4 mostra o quão eficiente é o processo de flotação por ar dissolvido, a redução de concentração de óleo na água entre as amostras (B) e (C) é evidente e só confirmam o que foi verificado no gráfico da figura 2. A flotação por ar dissolvido se mostrou, portanto uma eficiente operação unitária no tratamento de água emulsificado com óleo, resultando em elevadas taxas de remoção e, sobretudo atingindo níveis de concentração aceitáveis tanto para o descarte quanto para a re-injeção e com um custo de operação baixo, em virtude que não foram utilizados nenhum tipo de agente coagulante, que são utilidades que em geral, encarecem o processo de tratamento por flotação.