A indústria petrolífera, apesar de seus aspectos econômicos e estratégicos de suma importância para a gestão e a politica mundial, possui diversos limitadores para a sua expansão, sendo a questão ambiental, atualmente, um dos fatores de grande relevância neste contexto (GOLDEMBERG et al., 2014).

No Brasil, as atividades de exploração e produção de petróleo tornaram-se ainda mais importantes após a descoberta de novos campos de pré-sal em 2007, responsáveis por dobrar o quantitativo das reservas brasileiras (MME, 2013a). Aproximadamente 80% de todo o petróleo extraído no Brasil é proveniente da plataforma continental, sendo a produção de efluentes nesta atividade um risco para ecossistemas marinhos (BRETAS, 2011).

Dentre os efluentes produzidos pela atividade de produção de petróleo e gás, destacamos a água produzida. Esta é o principal resíduo gerado em todas as etapas do processo de produção do óleo e gás: extração, transporte e refino, e
representa a corrente de efluentes líquidos de maior volume das atividades de produção de petróleo e gás (AMINI et al., 2012). No Brasil, os volumes tanto de água produzida como injetada já superam a produção de petróleo, à medida
que os campos de petróleo entram na sua maioridade (MONTENEGRO JR., 2011).

A água produzida é uma mistura complexa, formada por água naturalmente presente na formação geológica do reservatório de petróleo, água de injeção, aquela injetada no reservatório para aumentar a produção (BRAZ, 2014). A
qualidade da água gerada com óleo associado varia muito durante o processo de produção (SEGUI, 2009). No inicio, um campo produz pouca água, em torno de 5-15% da corrente produzida. Entretanto, à medida que a vida econômica
dos poços vai se esgotando, o volume de água pode aumentar significativamente, correspondendo a uma taxa de 75-90% da produção (THOMAS, 2004).

A partir de 2000 foi dada uma atenção maior ao descarte da água produzida (GOMES, 2014), estimando-se que a produção global de água produzida resulte em uma razão água/óleo de 3/1(FAKHRO‟L-RAZI et al, 2009). Observando que a capacidade suporte do mar não é ilimitada, alguns tipos de tratamentos passaram a ser utilizados para que o descarte da água produzida fosse permitido em alto mar.

Estes tratamentos têm por finalidade recuperar parte do óleo presente na água produzida em emulsão e condiciona-la para reinjeção no poço ou descarte (THOMAS, 2004). Para Thomas (2004) o descarte deve ser feito o mais próximo possível do campo produtor, para evitar problemas no transporte e armazenamento, além de desperdício de energia. Em campos marítimos, podese lança-la ao mar depois de reduzir o teor de óleo aos níveis exigidos pela legislação.

Dentre os parâmetros monitorados na água produzida, o Teor de Óleos e Graxas (TOG) constitui um dos parâmetros ambientais de maior relevância para a indústria do petróleo, e devido a sua importância a Resolução CONAMA N°393/07 passou a exigir que a partir de sua publicação o mesmo fosse monitorado diariamente nas unidades de operação.

Ainda são poucos os estudos publicados que ressaltam o impacto do lançamento da água produzida em alto mar, devido a muitos fatores, dos quais destacamos a dificuldade de acesso aos dados monitorados antes da publicação da Resolução CONAMA 393/07, a dificuldade de mensurar os potenciais impactos, visto que muitos dos seus efeitos são sinérgicos e os poluentes podem sofrer bioacumulação ao longo da cadeia trófica e dos anos.
Muitos autores (ZHAO et al., 2008; FAKHRO‟L-RAZI et al, 2009; VEIL, 2011;
FIDLER e NOBLE, 2012) mencionam a necessidade de maior rigor no monitoramento da água produzida de forma que seja possível prever potenciais danos relacionados à água produzida. Entretanto, para tal, deve-se ampliar os estudos e divulgação dos dados obtidos, de forma a formar uma base de dados coesa para análise dos impactos.

Este texto é um excerto da introdução do TCC da Emilia Brito