ads:
PUCRS
PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL
PRÓ-
REITORIA DE PESQUISA E PÓS
P
P
R
R
O
O
G
G
R
R
A
A
M
M
A
A
D
D
T
T
RESERVATÓRIOS ESTRAT
EM PROJETOS DE RECUP
ARMAZENAMENTO GEOLÓG
DISSERTAÇÃO
ENGENHARIA
PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL
REITORIA DE PESQUISA E PÓS
-GRADUAÇÃO
D
D
E
E
P
P
Ó
Ó
S
S
-
-
G
G
R
R
A
A
D
D
U
U
A
A
Ç
Ç
Ã
Ã
O
O
E
E
M
M
E
E
N
N
G
G
E
E
N
N
H
H
A
A
R
R
T
T
E
E
C
C
N
N
O
O
L
L
O
O
G
G
I
I
A
A
D
D
E
E
M
M
A
A
T
T
E
E
R
R
I
I
A
A
I
I
S
S
Faculdade de Engenharia
Faculdade de Física
Faculdade de Química
RESERVATÓRIOS ESTRAT
ÉGICOS DE CO
2
PARA FUTURO USO
EM PROJETOS DE RECUP
ERAÇÃO AVANÇADA DE P
ARMAZENAMENTO GEOLÓG
ICO DE CO
NO BRASIL
JOÃO MIGUEL FAIM MARTINS
ENGENHARIA QUÍMICA
PARA A OBTENÇÃO DO TÍTULO DE
MESTRE
ENGENHARIA
E TECNOLOGIA DE MATERIAIS
Porto Alegre
Junho, 2009
PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL
R
R
I
I
A
A
E
E
PGETEMA
PARA FUTURO USO
ERAÇÃO AVANÇADA DE P
ETRÓLEO E
ICO DE CO
2
MESTRE
EM
E TECNOLOGIA DE MATERIAIS
ads:
Livros Grátis
http://www.livrosgratis.com.br
Milhares de livros grátis para download.
PUCRS
PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL
PRÓ-
REITORIA DE PESQUISA E PÓS
P
P
R
R
O
O
G
G
R
R
A
A
M
M
A
A
D
D
T
T
RESERVATÓRIOS ESTRAT
EM PROJETOS DE RECUP
ARMAZENAMENTO GEOLÓG
O
RIENTADOR
PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL
REITORIA DE PESQUISA E PÓS
-GRADUAÇÃO
D
D
E
E
P
P
Ó
Ó
S
S
-
-
G
G
R
R
A
A
D
D
U
U
A
A
Ç
Ç
Ã
Ã
O
O
E
E
M
M
E
E
N
N
G
G
E
E
N
N
H
H
A
A
R
R
T
T
E
E
C
C
N
N
O
O
L
L
O
O
G
G
I
I
A
A
D
D
E
E
M
M
A
A
T
T
E
E
R
R
I
I
A
A
I
I
S
S
Faculdade de Engenharia
Faculdade de Física
Faculdade de Química
RESERVATÓRIOS ESTRAT
ÉGICOS DE CO
2
PARA FUTURO USO
EM PROJETOS DE RECUP
ERAÇÃO AVANÇADA DE P
ARMAZENAMENTO GEOLÓG
ICO DE CO
NO BRASIL
JOÃO MIGUEL FAIM MARTINS
ENGENHARIA QUÍMICA
RIENTADOR
: PROF. DR.
JOÃO MARCELO MEDINA KETZER
Dissertação realizada no Programa de
Pós-
Graduação em Engenharia e
Tecnologia de Materiais (PGETEMA) da
Pontifícia Universidade Católica do Rio
Grande do Sul, como parte dos requisitos
para a obtenção do título de Mes
Engenharia e Tecnologia de Materiais.
Porto Alegre
Junho, 2009
PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL
R
R
I
I
A
A
E
E
PGETEMA
PARA FUTURO USO
ERAÇÃO AVANÇADA DE P
ETRÓLEO E
ICO DE CO
2
JOÃO MARCELO MEDINA KETZER
Dissertação realizada no Programa de
Graduação em Engenharia e
Tecnologia de Materiais (PGETEMA) da
Pontifícia Universidade Católica do Rio
Grande do Sul, como parte dos requisitos
para a obtenção do título de Mes
tre em
Engenharia e Tecnologia de Materiais.
ads:
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho aos meus pais e às minhas sobrinhas.
AGRADECIMENTOS
Desejo expressar os meus mais sinceros agradecimentos ao Professor
Doutor João Marcelo Medina Ketzer pela possibilidade concedida de realizar esta
dissertação, bem como pelos seus ensinamentos e apoio constante que sempre me
dispensou ao longo da realização deste trabalho.
Agradeço ao Giancarlo Carporale, Carolina Centeno e Claudia Machado pelo
apoio na realização dos mapas em sistema de informação geográfica e ao Kauã
Sommer e Eduardo Maia pelo desenvolvimento das figuras.
Agradeço à Professora Doutora Zuleika Carretta Correa da Silva e ao Doutor
Roberto Heemann pela amizade e apoio nos assuntos relacionados com a geologia.
Um agradecimento especial ao Paulo Cunha por toda a amizade, pelos
valiosos ensinamentos. Louvo o seu dinamismo recheado de boa disposição com
que sempre me presenteou.
Ao Telmo Ferreira e Luís Filipe um obrigado por toda a amizade, paciência e
pelos bons momentos passados.
Por fim, desejo exprimir a minha eterna gratidão aos meus pais, por toda a
ajuda e encorajamento.
SUMÁRIO
DEDICATÓRIA ........................................................................................... 3
AGRADECIMENTOS .................................................................................... 4
SUMÁRIO ................................................................................................. 5
LISTA DE FIGURAS .................................................................................... 7
LISTA DE TABELAS .................................................................................... 9
RESUMO.............................................................................................. 10
ABSTRACT .......................................................................................... 11
1. INTRODUÇÃO .................................................................................. 12
2. OBJETIVOS ..................................................................................... 14
2.1. Objetivos Específicos ....................................................................................... 14
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ............................................................. 15
3.1. Tecnologias de captura, transporte, armazenamento/ aprisionamento e
posterior recuperação de CO
2
................................................................................ 15
3.1.1. Captura de CO
2
......................................................................................... 15
3.1.2. Transporte de CO
2
..................................................................................... 16
3.1.3. Armazenamento/ aprisionamento de CO
2
em aqüíferos salinos ................ 17
3.1.4. Recuperação do CO
2
armazenado em aqüíferos salinos .......................... 19
3.2. Recuperação avançada de petróleo - EOR e fechamento do venting .......... 22
3.2.1. Recuperação avançada de petróleo – EOR .............................................. 22
3.2.2. Reinjeção do CO
2
produzido ou fechamento do venting............................ 23
3.3. Aplicação do CCS Dinâmico - DCCS no Brasil .............................................. 24
3.3.1. Localização e quantificação das emissões estacionárias de CO
2
............. 24
3.3.2. Localização de sites para armazenamento estratégico de CO
2
em
aqüíferos salinos e respectiva capacidade ................................................................ 25
3.3.3. Potencial de recuperação avançada de petróleo - EOR, no Brasil ............ 26
4. MATERIAIS E MÉTODOS ................................................................ 28
4.1. Critérios de avaliação da aplicabilidade de projetos de Captura e
Armazenamento Geológico Dinâmico de CO
2
– DCCS no Brasil ........................ 28
4.1.1. Quantidade de CO
2
emitida anualmente de fontes estacionárias por estado
brasileiro .................................................................................................................... 29
6
4.1.2. Quantidade de CO
2
emitida anualmente de fontes estacionárias com
correntes gasosas de elevada concentração de CO
2
(>60% mol), por estado
brasileiro .................................................................................................................... 29
4.1.3. Quantidade de petróleo recuperável através da injeção de CO
2
e
respectiva quantidade de CO
2
necessária, por estado brasileiro .............................. 30
4.1.4. Relação entre quantidade de CO
2
necessária para EOR e CO
2
emitido de
fontes estacionárias anualmente, por estado brasileiro ............................................ 31
4.2. Aplicabilidade de projetos de Captura e Armazenamento Geológico
Dinâmico de CO
2
– DCCS no Brasil ....................................................................... 32
4.3. Cálculo de CO
2
recuperável de aqüíferos salinos após armazenamento por
um período de 20 anos e tempo necessário para acumular CO
2
em
reservatórios estratégicos para suprir todos os projetos de EOR, por estado
brasileiro .................................................................................................................. 32
5. RESULTADOS E DISCUSSÕES ...................................................... 34
5.1. Desenvolvimento do conceito de Captura e Armazenamento Dinâmico de
CO
2
- DCCS .............................................................................................................. 34
5.2. Potencial de prospectividade de aplicação de projetos de Captura e
Armazenamento Geológico Dinâmico de CO
2
– DCCS no Brasil ........................ 42
5.2.1. Fontes estacionárias de CO
2
..................................................................... 42
5.2.2. Fontes estacionárias com correntes de elevada concentração de CO
2
..... 44
5.2.3. Quantidade de petróleo recuperável através da recuperação avançada de
petróleo – EOR e CO
2
necessário ............................................................................. 46
5.2.4. Aplicabilidade de projetos de Captura e Armazenamento Geológico
Dinâmico de CO
2
– DCCS no Brasil .......................................................................... 49
5.3. CO
2
recuperável de aqüíferos salinos após armazenamento por um período
de 20 anos e tempo necessário para acumular CO
2
em reservatórios
estratégicos para suprir todos os projetos de EOR ............................................. 52
6. CONCLUSÕES ................................................................................. 55
7. PROPOSTAS PARA TRABALHOS FUTUROS ................................ 58
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................. 59
ANEXOS .............................................................................................. 62
7
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1. Projeções do mercado de energia por tipo, de 1980 a 2030, modificado
de Administração de Informação de Energia (2006) .............................. 12
Figura 3.1. Simulação da dissolução de CO
2
na Formação Utsira (projeto Sleipner/
Noruega), modificado de Tore Torp (2007) ............................................ 17
Figura 3.2. Mecanismos de aprisionamento de CO
2
ao longo do tempo de injeção e
após esta, modificada de IPCC (2005) ................................................... 18
Figura 3.3. Armazenamento geológico de CO
2
em aqüífero salino, modificada de
Goraieb et al (2005) ............................................................................... 19
Figura 3.4. Visualização do acúmulo de CO
2
, na Formação Utsira, através de dados
sísmicos ao longo do tempo (projeto Sleipner/ Noruega) segundo Tore
Torp (2007)............................................................................................. 20
Figura 3.5. Simulação da distribuição de 3 milhões de toneladas de CO
2
, após 3
anos da injeção na Formação Utsira (projeto Sleipner/ Noruega),
segundo Tore Torp (2007) ..................................................................... 20
Figura 3.6. Diagrama mostrando recuperação avançada de petróleo – EOR, pelo
método miscível, modificado de The BRGM series “Geoscience Issues”
(2005) ..................................................................................................... 23
Figura 3.7. Mapa brasileiro de fontes estacionárias de CO
2
(Carbmap, 2009) ......... 24
Figura 3.8. Mapa brasileiro de fontes estacionárias de CO
2
, por setor industrial,
segundo Carbmap (2009) ...................................................................... 25
Figura 3.9. Mapa das bacias sedimentares brasileiras, segundo Ketzer et al (2007) 26
Figura 5.1. Resultados da recuperação avançada de óleo - EOR, com injeção de
CO
2
, no campo de Buracica, segundo Rocha et al (2006) ..................... 35
Figura 5.2. Primeira fase do DCCS em terra: captação do CO
2
de várias fontes
emissoras pelas estratégias 1 e 2 e constituição do reservatório
estratégico de CO
2
................................................................................. 37
Figura 5.3. Segunda fase do DCCS em terra: recuperação do CO
2
do reservatório
estratégico e distribuição por diferentes projetos de EOR em terra e mar38
8
Figura 5.4. Primeira fase do DCCS em mar: captação do CO
2
de uma planta de
processamento de gás natural e constituição do reservatório estratégico
de CO
2
.................................................................................................... 39
Figura 5.5. Primeira fase do DCCS em mar vista no perfil, por exemplo, do campo
Tupi: captura do CO
2
de uma planta de processamento de gás natural e
formação do reservatório estratégico de CO
2
, modificado de Santos
(2008) ..................................................................................................... 39
Figura 5.6. Segunda fase do DCCS em mar: recuperação do CO
2
do reservatório
estratégico, distribuição por diferentes projetos de EOR e reutilização do
CO
2
entre reservatórios de petróleo ....................................................... 40
Figura 5.7. Segunda fase do DCCS em mar vista no perfil, por exemplo, do campo
Tupi : recuperação do CO
2
do reservatório estratégico, distribuição por
diferentes projetos de EOR acima da camada de sal, modificado de
Santos (2008) ......................................................................................... 41
Figura 5.8. Segunda fase do DCCS em mar vista no perfil, por exemplo, do campo
Tupi : recuperação do CO
2
do reservatório estratégico, distribuição por
diferentes projetos de EOR na camada do pré-sal, modificado de Santos
(2008) ..................................................................................................... 41
Figura 5.9. Mapa de emissões de CO
2
de fontes estacionárias por estado brasileiro43
Figura 5.10. Mapa de emissões de CO
2
de fontes estacionárias com correntes
gasosas de elevada concentração de CO
2
(>60% mol) por estado
brasileiro ................................................................................................. 45
Figura 5.11. Mapa brasileiro da quantidade de petróleo recuperável por recuperação
avançada de petróleo - EOR com injeção de CO
2
e CO
2
necessário para
o efeito, por estado. ................................................................................ 48
Figura 5.12. Mapa dos potenciais de prospectividade de aplicação de DCCS no
Brasil ...................................................................................................... 51
LISTA DE TABELAS
Tabela 5.1. Reservas totais e provadas de petróleo em 2007, petróleo recuperável
por EOR e CO
2
necessário para EOR, por estado brasileiro ................. 47
Tabela 5.2. Potenciais de prospectividade dos critérios de avaliação e da
aplicabilidade do DCCS no Brasil ........................................................... 50
Tabela 5.3. Quantidade de CO
2
disponível para 20 anos de armazenamento
estratégico (ver capítulo 4.3) e tempo de acúmulo de CO
2
necessário
para garantir todo o abastecimento do EOR, para todo tipo de fontes
estacionárias de CO
2
.............................................................................. 53
Tabela 5.4. Quantidade de CO
2
disponível para 20 anos de armazenamento
estratégico (ver capítulo 4.3) e tempo de acúmulo de CO
2
necessário
para garantir todo o abastecimento do EOR, para emissões de CO
2
de
fontes estacionárias com elevada concentração de CO
2
....................... 54
Tabela A.1. Emissões de CO
2
de fontes estacionárias brasileiras, por estado. ........ 62
RESUMO
MARTINS, João Miguel Faim. Reservatórios estratégicos de CO
2
para
futuro uso em projetos de recuperação avançada de petróleo e armazenamento
geológico de CO
2
no Brasil. Porto Alegre. 2009. Programa de Pós-Graduação em
Engenharia e Tecnologia de Materiais, PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA
DO RIO GRANDE DO SUL.
A segurança energética do país e o contínuo aumento da demanda de
hidrocarbonetos no mundo têm exigido uma rápida resposta por parte das indústrias
petrolíferas de forma a que não haja interrupções em seu fornecimento. A utilização
do CO
2
como substância capaz de aumentar a recuperação de hidrocarbonetos em
campos de petróleo é uma atividade conhecida e de eficiência comprovada. Apesar
da tecnologia de separação e captura de CO
2
ser ainda relativamente cara, é de
fundamental importância que as companhias petrolíferas comecem a ter reservas
estratégicas deste gás para que tenham capacidade de suprir aumentos de
demandas de hidrocarbonetos. Desta forma será possível maximizar o tempo de
vida útil dos campos de óleo, tornando-os mais sustentáveis em termos ambientais e
econômicos. Assim, o presente estudo introduz o conceito inédito de captura e
armazenamento geológico dinâmico de CO
2
- DCCS, que tem como objetivo
principal, formar reservatórios estratégicos de CO
2
, através da captura do CO
2
de
fontes emissoras, transporte e respectiva injeção em reservatório, que podem ser
rápida e facilmente utilizados como fonte de CO
2
para recuperação avançada de
óleo - EOR em campos maduros de petróleo. O DCCS tem a função de garantir que
não ocorram falhas no abastecimento de CO
2
em projetos de EOR, não
comprometendo a viabilidade econômica destes. O desenvolvimento de uma
metodologia de seleção de regiões com potencial para implantação de projetos de
DCCS é também foco deste trabalho. A aplicabilidade do DCCS nos estados
brasileiros é avaliada na dissertação, segundo esses mecanismos.
Palavras-Chaves: campos de petróleo, CO
2
,
armazenamento geológico, EOR.
ABSTRACT
MARTINS, João Miguel Faim. CO
2
strategic reservoirs for future use in enhanced
oil recovery and CO
2
geological storage projects in Brazil. Porto Alegre. 2009.
Post-Graduation Program in Materials Engineering and Technology, PONTIFICAL
CATHOLIC UNIVERSITY OF RIO GRANDE DO SUL.
Energy security and increasing demand for fossil fuels in the world are
challenging the industry for quick solutions to ensure that disruptions in hydrocarbons
supply do not happen in a near future. The use of CO
2
as a substance to enhance
hydrocarbons recovery in oil fields is a mature technology that nowadays becomes
more and more useful. Despite the fact that CO
2
capture and separation from
stationary sources is still an expensive operation, it is imperative that energy
companies start to store this gas to ensure peak demands of oil and also increase
the lifetime of petroleum fields, making them more economically sustainable in long
term. Thus, this work introduces the novel concept of Dynamic CO
2
Capture and
Storage - DCCS, a technology that aims to create strategic accumulations of CO
2
through separation of the gas from sources and injection in previously selected
geological reservoirs. This way, the stored CO
2
could be easily accessed for quick
application in Enhanced Oil Recovery - EOR projects. DCCS guarantees that flaws in
CO
2
supply of EOR projects will not occur, without compromising their economic
viability. This work also intends to develop site selection criteria for DCCS projects
implementation and evaluate the DCCS applicability in Brazilian states.
Key-words: oilfields, CO
2
,
geological storage, EOR.
12
1. INTRODUÇÃO
O petróleo vem sendo usado tanto como combustível ou como matériaprima
na indústria e responde pela maior parte da energia consumida no mundo. Esta
fonte de energia não é renovável e por isso as suas reservas são finitas. O crescente
aumento na demanda de petróleo (figura 1.1) associada à segurança energética dos
países tem levado a exploração, cada vez mais, a fronteiras de difícil acesso como,
por exemplo, ao mar, em lâminas de água profundas e ultra-profundas e a
ambientes inóspitos como o continente Antártico. Este esforço tem resultado no
aumento das reservas, insuficientes, porém, para compensar o aumento no
consumo.
Figura 1.1. Projeções do mercado de energia por tipo, de 1980 a 2030, modificado de Administração
de Informação de Energia (2006)
É de conhecimento geral que o petróleo obtido de novas descobertas tenderá
a ficar cada vez mais escasso e de difícil acesso, assim o petróleo já descoberto
será cada vez mais valorizado. O volume e localização deste petróleo são
conhecidos, não existindo o risco exploratório, que encarece o produto assim obtido.
13
A injeção de CO
2
em campos maduros de petróleo permite recuperar até
40% do óleo residual deixado no reservatório após a produção inicial e recuperação
convencional com injeção de água (Blunt et al, 1993). Este método é conhecido por
recuperação avançada ou terciária de petróleo - EOR ( do inglês, Enhanced Oil
Recovery).
O EOR eleva a vida útil de projetos de produção de óleo, dependendo das
propriedades do óleo, características dos reservatórios e métodos utilizados. Estes
parâmetros fazem variar a quantidade de CO
2
necessária por barril de óleo
recuperável, fato inerente à economicidade de um projeto de EOR. Atualmente a
elevada demanda por CO
2
nos Estados Unidos e no Canadá impulsionou elevados
investimentos em plantas de processamento de gás para capturar CO
2
e em dutos
para o respectivo transporte, com o intuito de suprir o crescente número de projetos
de EOR nos referidos países (Climate Change Business Journal, 2008).
No Brasil, a Petrobras tem investido neste tipo de projeto desde 1987 na
Bacia do Recôncavo (Bahia). Tendo havido problemas relacionados ao fornecimento
contínuo de CO
2
.
Este trabalho visa desenvolver o conceito inédito de captura e
armazenamento geológico dinâmico de CO
2
- DCCS (sigla adaptada do termo inglês
já consagrado CO
2
Capture and Storage – CCS e o conceito Dinâmico - Dynamic),
que tem como intuito a formação de reservatórios estratégicos de CO
2
ou
temporários, segundo Ketzer et al (2006), para posterior utilização em projetos de
EOR. Da mesma forma pretende-se demonstrar o potencial de redução de emissões
de CO
2
para a atmosfera, pois o CO
2
armazenado deverá permanecer nos
reservatórios, após a rota de injeção. O DCCS poderá ter um papel importante nas
políticas de produção de óleo e gás das companhias petrolíferas, preparando-as
para um futuro em que projetos de recuperação avançada de óleo - EOR serão
grande parte do percentual de tecnologias capazes de suprir as demandas de óleo.
Neste trabalho pretende-se desenvolver também critérios de seleção dos
locais para implantação de projetos de DCCS e avaliar a aplicabilidade do DCCS no
Brasil. A avaliação da aplicabilidade do DCCS é feita por estado pois os dados
disponíveis das reservas de petróleo brasileiro estavam assim definidos
geograficamente.
14
2. OBJETIVOS
O objetivo principal deste trabalho é apresentar o conceito inédito de captura
e armazenamento geológico dinâmico de CO
2
- DCCS e identificar os estados
Brasileiros com maior potencial para a aplicação de projetos deste gênero. Para
isso, é feita a associação dos reservatórios de petróleo e fontes estacionárias de
CO
2
no Brasil, em uma perspectiva qualitativa nacional.
Além disso, este trabalho tem por objetivo promover o desenvolvimento de
uma metodologia de seleção de regiões para projetos de DCCS.
2.1. Objetivos Específicos
Desenvolver um mapa brasileiro de prospectividade por estado/ unidade de
federação brasileira com relação à massa de CO
2
emitida anualmente por fontes
estacionárias de CO
2
.
Desenvolver um mapa brasileiro de prospectividade por estado/ unidade de
federação brasileira com relação à massa de CO
2
emitida anualmente por fontes
estacionárias com emissões de correntes gasosas com elevada concentração de
CO
2
(>60%).
Desenvolver um mapa brasileiro com os potenciais de prospectividade dos
estados/ unidades de federação brasileiros de produção de petróleo por EOR
através das respectivas estimativas da taxa de recuperação terciária – EOR, além do
CO
2
necessário para esta recuperação.
Desenvolver um mapa brasileiro com os potenciais de prospectividade de
aplicação de projetos de DCCS à escala nacional.
15
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Para o desenvolvimento da atividade de captura e armazenamento geológico
dinâmico de CO
2
– DCCS dividiu-se a revisão bibliográfica em 3 partes. O
desenvolvimento do conceito, que tem como base 2 partes: i) as tecnologias de
captura, transporte, armazenamento/ aprisionamento e posterior recuperação de
CO
2
e ii) a recuperação avançada de petróleo - EOR e fechamento do venting
(recirculação do CO
2
injetado). O estudo da aplicabilidade do DCCS no Brasil
constitui a última parte.
3.1. Tecnologias de captura, transporte, armazenamento/ aprisionamento e
posterior recuperação de CO
2
3.1.1. Captura de CO
2
Em relação à captura do CO
2
de fontes estacionárias, como por exemplo
cimenteiras, termelétricas, siderúrgicas, é necessário que existam plantas de
separação do CO
2
acopladas. Segundo a publicação da Agência Internacional de
Energia (2007a) os processos de captura subdividem-se em póscombustão/
processos industriais, précombustão e oxicombustão. Para Feron e Hendriks (2005),
na póscombustão, para os gases de combustão, e nos processos industriais, para a
redução das quantidades de CO
2
da corrente de gás natural extraída de um campo,
é possível utilizar, entre outras, solventes que absorvem o CO
2
e que podem ser
posteriormente recuperados, como por exemplo a monoetanolamina (MEA). Na pré-
combustão o CO
2
é separado antes do processo de produção energética. O
combustível passa por uma série de reações de gaseificação e reforma onde o CO
2
vai sendo produzido juntamente com gás de síntese, composto por CO, H
2
e CH
4
, e
capturado. Existe a oxicombustão, que consiste na queima de combustível com
16
oxigênio em vez de ar, possibilitando que a reação de combustão seja completa e
que o gás de exaustão seja constituído essencialmente por CO
2
.
Segundo Baciocchi (2008) e Mustafa et al (2003) existem fontes estacionárias
com correntes gasosas com concentrações de CO
2
elevada. O processamento
(>99% mol) e reforma (60 – 70% mol) de gás natural, as produções de açúcar e
etanol (>99% mol), cal (>99% mol), etileno (60% mol) e amônia (>99% mol) são
exemplos em que correntes gasosas podem ter concentrações > 60% mol de CO
2
.
Estas emissões, de forma geral, podem ser transportadas e injetadas eventualmente
em campos de petróleo maduros para recuperação avançada de petróleo, não
precisando assim de plantas de separação e captura, tornando o empreendimento
mais viável economicamente.
3.1.2. Transporte de CO
2
Uma etapa também muito importante é a do transporte do CO
2
entre as
plantas de captura/separação deste gás e o ponto de injeção no reservatório
estratégico e deste até os campos de óleo. O relatório do Painel Intergovernamental
sobre Mudanças Climáticas – IPCC (2007) indica várias tecnologias.
O transporte de CO
2
por dutos é atualmente a tecnologia mais madura no
mercado. O CO
2
gasoso é normalmente comprimido a pressões superiores a 8 MPa,
com o intuito de evitar regimes de fluxo de duas fases e aumentar a densidade do
CO
2
, tornando-o mais fácil e barato de transportar.
O CO
2
também pode ser transportado em navios ou caminhões cisterna, na
forma líquida, em tanques a temperaturas bem abaixo das condições ambiente.
Muitas vezes o transporte por navio pode ser mais atrativo economicamente,
particularmente quando o CO
2
tem que ser transportado a grandes distâncias ou
para projetos localizados no mar.
O uso de caminhões também é uma possibilidade, apesar de não ser
economicamente viável para projetos de injeção de CO
2
em larga escala, quando
comparado com navios e dutos.
Os custos associados ao transporte de CO
2
estão diretamente associados à
distância necessária percorrer e à quantidade a ser transportada. No caso do dutos,
os custos dependem se estes são instalados onshore (em terra) ou offshore (no
mar), se a área é congestionada e se existem montanhas, grandes rios ou regiões
17
geladas. Todos estes fatores podem dobrar o custo por unidade de comprimento,
aumentando mais ainda em regiões densamente populadas.
3.1.3. Armazenamento/ aprisionamento de CO
2
em aqüíferos salinos
Na publicação da Agência Internacional de Energia (2007b) explica-se o
comportamento deste gás em reservatórios siliciclásticos e carbonáticos, mais
propriamente em aqüíferos salinos profundos, que podem, naturalmente, servir como
base de estudo na formação dos reservatórios estratégicos de CO
2
. Este gás é
aprisionado em reservatórios de bacias sedimentares, principalmente, por forma
física. Segundo Ketzer (2006) o aprisionamento físico ou estrutural consiste em
armazenar o CO
2
em uma fase separada (imiscível) no estado supercrítico, gasoso
e/ou líquido, dependendo das condições de temperatura e pressão, as quais são
diretamente relacionadas com a profundidade, gradiente térmico, temperatura de
superfície e densidade da água subterrânea. O CO
2
é retido pela existência de um
selo de baixa permeabilidade.
Existem outros tipos de aprisionamento como é o caso da mineralização e
dissolução, chamado também de aprisionamento químico. Bachu (2000) considera a
mineralização um processo muito lento (>100 anos) em condições geológicas
normais. A dissolução do CO
2
em água acontece também por longos períodos de
tempo (>100 anos), como é mostrado na figura 3.1. Nesta, Tore Torp (2007) mostra
que são necessários aproximadamente 400 anos para que haja dissolução
significativa do CO
2
na Formação Utsira, no Mar do Norte, onde se injeta atualmente
cerca de 1 milhão de toneladas de CO
2
por ano desde 1996.
Figura 3.1. Simulação da dissolução de CO
2
na Formação Utsira (projeto Sleipner/ Noruega),
modificado de Tore Torp (2007)
18
A figura 3.2 mostra que o aprisionamento do CO
2
, para um período de tempo
até 10 a 20 após a injeção deste em aqüíferos salinos, é principalmente físico
(estrutural, estratigráfico, residual ou hidrodinâmico) e que a dissolução e
mineralização não são significativas neste mesmo período.
Figura 3.2. Mecanismos de aprisionamento de CO
2
ao longo do tempo de injeção e após esta,
modificada de IPCC (2005)
Segundo Goraieb et al (2005) a capacidade de um reservatório é determinada
pela profundidade, geometria e pelo fechamento da estrutura anticlinal, ou seja, pela
distância vertical entre o topo e a base da estrutura dômica. A figura 3.3 apresenta
um desenho esquemático do armazenamento geológico de CO
2
em aqüífero salino.
19
Figura 3.3. Armazenamento geológico de CO
2
em aqüífero salino, modificada de Goraieb et al (2005)
3.1.4. Recuperação do CO
2
armazenado em aqüíferos salinos
Para entender o comportamento do CO
2
injetado em aqüíferos salinos,
existem técnicas conhecidas que possibilitam monitorá-lo e assim saber a sua
localização e concentração/ quantidade ao longo do tempo. Tore Torp (2007)
apresenta, nas figuras 3.4 e 3.5, exemplos deste tipo de dados, associados aos 10
anos de injeção de CO
2
em um aqüífero salino profundo, na Formação Utsira, na
Noruega, pelo projeto Sleipner. A figura 3.4 mostra a imagem de uma seção sísmica
onde é possível ver o acúmulo de CO
2
na Formação Utsira ao longo do tempo e
assim identificar o melhor local para fazer a possível extração do CO
2
. Neste local
tem sido injetado 1 milhão de toneladas de CO
2
anualmente desde 1996. A figura
3.5 demonstra que ferramentas de simulação permitem identificar o posicionamento
do CO
2
na Formação Utsira.
20
Figura 3.4. Visualização do acúmulo de CO
2
, na Formação Utsira, através de dados sísmicos ao
longo do tempo (projeto Sleipner/ Noruega) segundo Tore Torp (2007)
Figura 3.5. Simulação da distribuição de 3 milhões de toneladas de CO
2
, após 3 anos da injeção na
Formação Utsira (projeto Sleipner/ Noruega), segundo Tore Torp (2007)
Para entender e analisar o processo de recuperação do CO
2
depois de
injetado em um aqüífero salino é fundamental fazer a analogia com a estocagem
subterrânea de gás natural – ESGN, tecnologia que já está muito desenvolvida e
disseminada por todo o mundo. Goraieb et al (2005) demonstram que o
armazenamento subterrâneo de gás natural pode ser feito em 4 tipos de
reservatório:
- Campos ou reservatórios naturais de óleo e gás já exauridos;
21
- Aquíferos em estruturas anticlinais, constituídas por rochas de porosidade
elevada, capeadas por camadas pouco permeáveis;
- Cavernas artificiais contruídas por meio de lixiviação de espessas camadas
de rochas salinas; e
- Cavidades de minas subterrâneas abandonadas.
A ESGN já é utilizada desde 1946 e que na década de 1990 existiam
aproximadamente 82 projetos deste gênero em aqüíferos salinos.
Assim como o DCCS, o ESGN consiste em injetar grandes quantidades de
gás, a pressões elevadas, em estruturas geológicas, existentes em ambientes
naturais constituídos por rochas sedimentares, por um período de tempo até 30 anos
e posterior recuperação. Goraieb et al (2005) mostam que o volume total de gás
contido num armazenamento deste tipo é constituído de duas partes distintas: i) gás
de base e ii) gás útil e cada um deles ocupa aproximadamente 50% do volume total
do reservatório.
Em ESGN o gás de base serve para manter a pressão do reservatório
suficientemente alta durante as operações de retirada do gás útil. O gás de base
possui uma porção que pode ser recuperada e outra não. Aproximadamente 10% do
volume total do reservatório corresponde à porção do gás de base que não pode ser
fisicamente recuperada com o nível de pressão de superfície (pressão de
abandono). Sua recuperação envolveria caros e inviáveis equipamentos. Em
aqüíferos salinos corresponde à parte do gás disperso em quantidades tão
pequenas que permanecem totalmente imóveis. Esta analogia com ESGN permite
determinar os valores finais de recuperação de CO
2
de aqüíferos salinos algum
tempo (<100anos) depois de injetado (apresentado posteriormente na seção 4.
Métodos).
A maioria dos armazenamentos de CO
2
em aqüíferos existentes no mundo
utiliza reservatórios entre 500 e 2500 metros de profundidade, com pressões
variando de 40 a 300 bars, porosidades iguais ou maiores que 10% e
permeabilidades acima de 20 mDarcy, preferencialmente a partir de 100 mDarcy.
A taxa de retirada máxima de CO
2
pode ser também estimada por analogia à
taxa de produção de gás natural, como por exemplo, no campo de gás de North
Rankin, que segundo Bradshaw (2008), equivale a 5,66 x 10
6
m
3
por dia por poço.
Existem, também, há algumas décadas, explorações de campos naturais de
CO
2
onde se destaca a estrutura de McElmo no Colorado, e que Stevens (2005) e
22
Pearce et al (1996) comprovam que o CO
2
é produzido através de tecnologia
dominada e com grande viabilidade econômica. Anualmente 14,6 milhões de
toneladas de CO
2
são produzidas a partir de 59 poços nesta estrutura desde 1984.
3.2. Recuperação avançada de petróleo - EOR e fechamento do venting
3.2.1. Recuperação avançada de petróleo – EOR
Gozalpour et al (2005) e Holtz et al (2001) mostram que a injeção de CO
2
em
reservatórios de petróleo é uma tecnologia capaz de aumentar a recuperação de
óleo e comprova-o utilizando diversos métodos, reservatórios e óleos, com
características/ propriedades diferentes.
O EOR pode ser feito pelo método miscível (figura 3.6.) ou através do método
imiscível. Para que haja miscibilidade entre o óleo e o CO
2
, e ocorra a redução da
viscosidade do óleo, é necessário que as duas condicionantes, pressão mínima de
miscibilidade e composição mínima de miscibilidade, sejam efetivas, sendo que
ambas variam de forma dependente. Segundo Blunt et al (1993) é possível
recuperar, pelo método miscível, até 40% do óleo residual deixado no reservatório
após a produção inicial e recuperação convencional com injeção de água (i.e., após
recuperação primária e secundária). Para Bachu (2000) este método é mais eficiente
em óleos do tipo light crude, com densidade superiores a 25
o
API (do inglês,
American Petroleum Institute), em profundidades entre 760 e 3600 m segundo
Jessen et al (2005).
23
Figura 3.6. Diagrama mostrando recuperação avançada de petróleo – EOR, pelo método miscível,
modificado de The BRGM series “Geoscience Issues” (2005)
Quando não se consegue atingir a pressão e composição mínimas de
miscibilidade, o método é imiscível e o CO
2
apenas desloca o óleo dos poros das
rochas, do poço injetor para o poço produtor. Nelms et al (2004) mostram que este
método tem potencial de recuperação de petróleo 50% inferior ao método miscível,
isso equivale a aproximadamente 20% do óleo residual.
Em relação à quantidade original de petróleo no reservatório - OOIP (do
inglês, Original Oil In Place) os valores de recuperação de petróleo com injeção de
CO
2
variam entre 8% e 16%, segundo Nobakht et al (2008).
Anada et al (1982) mostra que, em média, são necessárias 2,58 toneladas de
CO
2
puro para a recuperação de 1 m
3
de óleo. Desta forma serão necessárias
grandes quantidades de CO
2
para a recuperação dos campos maduros e em fase de
amadurecimento no mundo.
3.2.2. Reinjeção do CO
2
produzido ou fechamento do venting
Wilson (2004) mostra-nos que num projeto de EOR a maioria do CO
2
injetado
fica armazenado com segurança no meio geológico, mas uma parte deste é
produzido juntamente com o óleo recuperado. Para que o CO
2
não seja ventado
para a atmosfera este deve ser separado do óleo produzido e reinjetado no
24
reservatório em produção, permitindo que o armazenamento do CO
2
seja assim
permanente.
3.3. Aplicação do CCS Dinâmico - DCCS no Brasil
3.3.1. Localização e quantificação das emissões estacionárias de CO
2
Uma das partes importantes deste trabalho é identificar e quantificar as fontes
emissoras de CO
2
no Brasil por estado/ unidade de federação.O Carbmap (2009)
contabiliza 1407 fontes estacionárias de CO
2
onshore, com massa equivalente de
305 milhões de toneladas de CO
2
por ano. As figuras 3.7 e 3.8 apresentam,
respectivamente, o mapa do Brasil com a massa de CO
2
emitida por fonte
estacionária e a localização das emissões de CO
2
por setor industrial.
Figura 3.7. Mapa brasileiro de fontes estacionárias de CO
2
(Carbmap, 2009)
25
Figura 3.8. Mapa brasileiro de fontes estacionárias de CO
2
, por setor industrial, segundo Carbmap
(2009)
Em relação às emissões de CO
2
offshore não existem dados disponíveis,
porém, pode-se concluir, pela informação de Petrobras (2008a), que a produção do
campo gigante de Tupi, na bacia de Santos, emitirá significativas quantidades de
CO
2
(>3% v/v), o que acontecerá em outros campos de produção no pré-sal e
possivelmente acontece já em alguns acima da camada de sal.
3.3.2. Localização de sites para armazenamento estratégico de CO
2
em
aqüíferos salinos e respectiva capacidade
Ketzer et al (2007) mostram que a capacidade teórica de armazenamento
de CO
2
em aqüíferos no Brasil é praticamente ilimitada e que a capacidade efetiva é
aproximadamente 2 trilhões de toneladas (onshore e offshore). A ocorrência de
26
bacias sedimentares por todo o Brasil é evidenciada pela figura 3.9, mostrando
assim que o armazenamento estratégico de CO
2
pode ser feito em diversos locais.
Figura 3.9. Mapa das bacias sedimentares brasileiras, segundo Ketzer et al (2007)
3.3.3. Potencial de recuperação avançada de petróleo - EOR, no Brasil
ANP (2008) apresenta as reservas totais e provadas de petróleo para os
diferentes estados/ unidades de federação. Através da diferença entre as duas é
possível obter as quantidades de petróleo que não são possíveis extrair pelos
métodos convencionais e com elevada certeza, podendo haver grande potencial
para a utilização da injeção de CO
2
para a recuperação deste petróleo. Entenda-se
reserva total de petróleo como a soma das reservas provadas, prováveis e
possíveis, sendo as duas últimas reservas de petróleo que a análise dos dados
geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação.
Reserva provada de petróleo é a quantidade de petróleo que, com base
na análise de dados geológicos e de engenharia, se estima recuperar
27
comercialmente de reservatórios descobertos e avaliados, com elevado grau de
certeza, e cuja estimativa considere: as condições econômicas vigentes, os métodos
operacionais usualmente viáveis e os regulamentos instituídos pelas legislações
petrolíferas e tributárias brasileiras, segundo ANP (2008).
A diferença entre as reservas totais e provadas associada às densidades
API das diferentes correntes de petróleo brasileiro e aos potenciais de recuperação
avançada de petróleo – EOR, pelo método miscível (40%, segundo Blunt et al, 1993)
e pelo imiscível (20%, segundo Nelms et al, 2004), permite estimar as quantidades
de petróleo recuperável por injeção de CO
2
.
Através da alíquota de recuperação de petróleo com injeção de CO
2
mostrada por Nobakht et al (2008), 12% do OOIP, e a quantidade original de
petróleo dos campos do pré-sal, da Bacia de Santos, Tupi e Guará, dados por
Petrobras (2008b), é também possível estimar uma quantidade de petróleo
recuperável a partir da injeção de CO
2
nos respectivos reservatórios.
28
4. MATERIAIS E MÉTODOS
Para o desenvolvimento do conceito de DCCS foram estudadas e analisadas
bibliografias sobre as diferentes tecnologias e tópicos descritos nos capítulos
anteriores deste trabalho com o intuito de melhor utilizar o conhecimento já existente
nesta nova atividade.
4.1. Critérios de avaliação da aplicabilidade de projetos de Captura e
Armazenamento Geológico Dinâmico de CO
2
– DCCS no Brasil
Considerando a capacidade efetiva de armazenamento geológico de CO
2
do
Brasil, de aproximadamente 2 trilhões de toneladas (Ketzer et al, 2007), distribuída
pelas bacias sedimentares por todo o país, confirma-se o alto potencial de
ocorrência de reservatórios, para constituição de reservas estratégicas de CO
2
.
De forma distinta, para todos os estados/ unidades de federação brasileiros
foram escolhidos e desenvolvidos 4 critérios: i) Quantidade de CO
2
emitida
anualmente, ii) Quantidade de CO
2
emitida de correntes gasosas com elevada
concentração do gás (>60% mol), iii) Quantidade de petróleo recuperável através da
injeção de CO
2
e respectiva quantidade de CO
2
necessária e iv) Quantidade de CO
2
necessária para projetos de EOR em relação ao CO
2
emitido anualmente por
estado. A justificativa para a escolha destes critérios será detalhada a seguir,
quando da apresentação dos mesmos.
Para os 3 primeiros critérios de avaliação assim como para a avaliação final
de aplicação do DCCS no Brasil foram desenvolvidos mapas, com o apoio de um
sistema de informação geográfica (SIG), para a melhor visualização do potencial de
prospectividade dos estados/ unidades de federação e melhor compreensão do
panorama nacional.
29
4.1.1. Quantidade de CO
2
emitida anualmente de fontes estacionárias por
estado brasileiro
A identificação das fontes estacionárias de CO
2
é a primeira etapa a ser
desenvolvida em projetos de DCCS, por isso a quantidade de CO
2
emitida é uma
informação estratégica na avaliação da aplicabilidade destes.
Utilizando a base de dados do Carbmap (2009) num sistema de informação
geográfica - SIG quantificou-se o CO
2
emitido por estado brasileiro.
Subdividiram-se as emissões de CO
2
dos estados brasileiros por 3
populações, associando-se 3 potenciais de prospectividade diferentes:
- 0 para estados com emissões até 5000 kt por ano;
- 1 para estados com emissões entre 5001 e 32000 kt por ano;
- 2 para estados com emissões superiores a 32001 kt por ano.
Desenvolveu-se um mapa do Brasil com as informações acima descritas.
4.1.2. Quantidade de CO
2
emitida anualmente de fontes estacionárias com
correntes gasosas de elevada concentração de CO
2
(>60% mol), por
estado brasileiro
As fontes estacionárias com emissões de correntes gasosas com elevadas
concentrações de CO
2
(>60%mol) necessitam de muito menos tratamentos que
correntes gasosas com baixa concentração deste gás, reduzindo os custos do
empreendimento, e podendo em muitos casos, o CO
2
ser transportado e injetado
diretamente em reservatórios geológicos.
Este critério entrou assim no sistema de avaliação pois pode aumentar o
potencial de aplicação do DCCS em um estado.
A partir das emissões estacionárias de CO
2
por setores industriais adquiridas
da base de dados do Carbmap (2009), quantificou-se o CO
2
emitido por estado
brasileiro.
Os setores industriais existentes no Carbmap (2009) que se enquadram neste
tópico foram os da indústria de amônia, etanol e etileno.
Subdividiram-se as emissões de CO
2
, de fontes estacionárias com emissões
de correntes gasosas com elevadas concentrações de CO
2
(>60%mol), dos estados
30
brasileiros por 3 populações, associando-se 3 potenciais de prospectividade
diferentes:
- 0 para estados que não possuem emissões deste gênero;
- 1 para estados com emissões até 2000 kt por ano;
- 2 para estados com emissões superiores a 2000 kt por ano.
Desenvolveu-se um mapa do Brasil com as informações acima descritas.
4.1.3. Quantidade de petróleo recuperável através da injeção de CO
2
e
respectiva quantidade de CO
2
necessária, por estado brasileiro
Através dos valores, fornecidos por ANP (2008), das reservas totais e
provadas do ano de 2007 de todos os estados brasileiros produtores de petróleo,
calculou-se o óleo residual através da diferença entre as duas:
Óleo residual = Reserva total - Reserva provada ( Eq. 4.1)
Para poder calcular o óleo recuperável, de um campo de petróleo maduro,
com a injeção de CO
2
- EOR, identificou-se primeiramente o grau API das correntes
de petróleo existentes. Segundo Blunt et al (1993) e Bachu (2000), para correntes de
petróleo com grau API igual ou superior a 25 é possível recuperar 40% do óleo
residual de um reservatório e para correntes de petróleo com grau API inferior a 25
cerca de 20%, segundo Nelms et al (2004).
( ≥ 25
O
API) Óleo recuperável por EOR = Óleo residual x 0,40 (Eq. 4.2)
( < 25
O
API) Óleo recuperável por EOR = Óleo residual x 0,20 (Eq. 4.3)
O cálculo da quantidade de CO
2
necessária para recuperar o óleo por EOR foi
feita baseada no valor de 2,58 toneladas de CO
2
para recuperação de 1m
3
de óleo,
segundo Anada et al (1982). Utilizou-se para a conversão de barris de petróleo para
metros cúbicos o valor de 0,158987, segundo ANP (2008).
Quantidade de CO
2
necessária para EOR = Óleo recuperável por EOR x 2,58 ( Eq. 4.4)
31
Subdividiram-se as quantidades de petróleo recuperável por EOR e o CO
2
necessário para o efeito, dos estados brasileiros, por 3 populações, associando-se 3
potenciais de prospectividade diferentes:
- 0 para estados que não possuem reservas de petróleo;
- 1 para estados com recuperação até 60 milhões de barris de petróleo e até
24 milhões de toneladas de CO
2
necessário para o efeito;
- 2 para estados com recuperação acima 60 milhões de barris de petróleo e
acima 24 milhões de toneladas de CO
2
necessário para o efeito;
Desenvolveu-se um mapa do Brasil com as informações acima descritas.
4.1.4. Relação entre quantidade de CO
2
necessária para EOR e CO
2
emitido de fontes estacionárias anualmente, por estado brasileiro
A relação entre os dois parâmetros: i) quantidade de CO
2
necessária para
EOR por estado brasileiro e ii) CO
2
emitido anualmente de fontes estacionárias, por
estado brasileiro, foi considerada ser o critério mais importante. Este permite avaliar
efetivamente o funcionamento do DCCS e definir a necessidade do armazenamento
estratégico de CO
2
. Através da comparação entre os dois parâmetros, estipulou-se
que os estados em que o primeiro (i) for superior ao segundo (ii) é atribuído um
potencial de prospectividade “2”, caso contrário “0”.
Mesmo sabendo que o CO
2
em projetos de EOR é necessário ao longo do
tempo e que não é possível capturar todo o CO
2
das fontes estacionárias de um
estado em um ano, esta é a melhor forma encontrada para analisar a necessidade
de implementação do DCCS e que permite entender também quais os estados em
que a captura e injeção direta do CO
2
em campos maduros de petróleo é realmente
a mais promissora.
32
4.2. Aplicabilidade de projetos de Captura e Armazenamento Geológico
Dinâmico de CO
2
– DCCS no Brasil
A aplicabilidade de projetos de DCCS por estado baseou-se no somatório dos
potenciais de prospectividade dos critérios de avaliação anteriormente descritos,
diferenciando-se em 4 potenciais de prospectividade diferentes:
- estados que não apresentam características para aplicação do DCCS
(somatório dos potenciais de prospectividade dos critérios de avaliação foi 0);
- estados que apresentam poucas características para aplicação do DCCS,
com restrições (somatório dos potenciais de prospectividade dos critérios de
avaliação foi 1 ou 2);
- estados que apresentam algumas características para aplicação do DCCS
(somatório dos potenciais de prospectividade dos critérios de avaliação foi 3);
- estados que apresentam características ideais para aplicação do DCCS,
destacando-se em relação aos outros (somatório dos potenciais de prospectividade
dos critérios de avaliação foi > 4).
Desenvolveu-se um mapa do Brasil com as informações acima descritas.
4.3. Cálculo de CO
2
recuperável de aqüíferos salinos após armazenamento por
um período de 20 anos e tempo necessário para acumular CO
2
em
reservatórios estratégicos para suprir todos os projetos de EOR, por estado
brasileiro
Calculou-se também a quantidade de CO
2
disponível em um reservatório
geológico estratégico, em um cenário de acúmulo de todo o CO
2
emitido por estado
e do CO
2
emitido por correntes gasosas com elevada concentração de CO
2
, durante
20 anos. A duração deste cenário baseou-se na analogia do tempo de operação de
projetos de armazenamento temporário de gás natural, segundo Goraieb et al
(2005).
O armazenamento estratégico de CO
2
é para ser feito durante em período de
menos de 100 anos, por isso considerou-se que o aprisionamento é apenas físico.
Todos os outros tipos de aprisionamento não são considerados como perdas
33
significativas do CO
2,
pois estes só acontecem para períodos muito longos de tempo
(>100 anos), segundo IPCC (2005).
Partindo deste pressuposto e fazendo a analogia com o armazenamento
temporário de gás natural, segundo Goraieb et al (2005), a taxa de recuperação do
CO
2
em aqüíferos salinos é de cerca de 90% do injetado, sendo a densidade do CO
2
igual a 1,98 kg/ m
3
.
Quant. CO
2
disponível (20 anos acúmulo) = 20 x CO
2
emitido x 0,9 ( Eq. 4.5)
O tempo necessário para acumular, em reservatórios estratégicos, a
quantidade de CO
2
necessária para suprir todos os projetos de EOR, em estados
com reservas de petróleo foi calculado da seguinte forma:
9,0anopor emitido CO
EOR para necessário CO
EORsuprir para CO de acúmulo de Tempo
2
2
2
×
=
(Eq. 4.6)
34
5. RESULTADOS E DISCUSSÕES
5.1. Desenvolvimento do conceito de Captura e Armazenamento Dinâmico de
CO
2
- DCCS
O conceito de Captura e Armazenamento Geológico Dinâmico de CO
2
–
DCCS (sigla adaptada do termo inglês já consagrado CO
2
Capture and Storage –
CCS e o conceito Dinâmico - Dynamic) consiste na captura/ separação, transporte e
armazenamento geológico de CO
2
em aqüíferos salinos durante um determinado
período de tempo, com o intuito de formar reservatórios estratégicos deste gás para
sua posterior produção e reinjeção em campos maduros de petróleo, permitindo o
aumento da recuperação de petróleo.
Ao contrário do que acontece nos Estados Unidos, o Brasil não possui
reservas naturais de CO
2
como garantia de abastecimento contínuo de projetos de
recuperação avançada de petróleo - EOR. Como exemplo de EOR no Brasil, na
Bacia do Recôncavo (Bahia), no campo onshore de Buracica, em Janeiro de 2000
ocorreram problemas no fornecimento de CO
2
o que refletiu na redução da produção
de petróleo desse campo (figura 5.1).
35
Figura 5.1. Resultados da recuperação avançada de óleo - EOR, com injeção de CO
2
, no campo de
Buracica, segundo Rocha et al (2006)
O conceito de DCCS surge especificamente com o objetivo de assegurar que
não ocorram estas falhas no fornecimento de CO
2
em projetos de EOR já existentes
e que novos projetos não fiquem dependentes do tempo de construção de plantas
de captura de CO
2
nem da quantidade de CO
2
produzidas pelas fontes emissoras
mais próximas, possibilitando que projetos de injeção de CO
2
em campos de
petróleo sejam mais fácil e rapidamente implantados, sem prejudicar a rentabilidade
e sustentabilidade do campo em produção.
O DCCS prevê duas estratégias diferentes em relação à captação de CO
2
de
fontes estacionárias:
- Estratégia 1 – Fontes emissoras com correntes gasosas com elevada
concentração de CO
2
(>60% mol), como são os casos das indústrias produtoras de
etanol, cal, amônia, etileno e processamento de gás natural;
- Estratégia 2 – Fontes emissoras com correntes gasosas de baixas
concentração de CO
2
, como são os casos das indústrias de produção de cimento,
termelétricas, siderúrgicas, entre outras.
A estratégia 1 poderá ser aplicada primeiramente pois o CO
2
precisa de muito
menos tratamentos para ser injetado em aquíferos salinos e torna o DCCS mais
viável economicamente.
0
50
100
150
200
250
300
jan/91
jan/92
jan/93
jan/94
jan/95
jan/96
jan/97
jan/98
jan/99
jan/00
jan/01
jan/02
jan/03
jan/04
jan/05
Ganho de Óleo (m
3
/d)
0
150,000
300,000
450,000
600,000
750,000
900,000
Ganho Acumulado (m
3
)
Ganho de Produção
Ganho Acumulado
Começo do EOR
Problemas no fornecimento de CO
2
36
A estratégia 2 deve ser implementada em regiões em que as quantidades de
CO
2
necessárias para EOR no futuro não sejam supridas pelas quantidades
acumuladas nos reservatórios estratégicos pela estratégia 1 ou regiões que não
possam implementar a estratégia 1.
O DCCS proporciona quatro importantes benefícios diretos e uma série de
outros indiretos. Entre os diretos destacam-se:
1) Aumento das reservas e da produção de petróleo;
2) Redução, a baixos custos, das emissões de gases para a atmosfera;
3) Incentivo ao desenvolvimento nacional, pela inovação tecnológica (DCCS)
e comercialização de novos recursos (CO
2
); e
4) Incentivo ao desenvolvimento regional, pela retomada de investimentos da
indústria petrolífera, em áreas de declínio de produção.
As figuras apresentadas em seguida explicam o processo de captura e
armazenamento geológico dinâmico de CO
2
- DCCS e são apenas ilustrativas.
A figura 5.2 mostra a primeira fase do DCCS em terra que consiste na captura
do CO
2
de várias fontes emissoras pelas estratégias 1 e 2 e o respectivo
armazenamento em aquífero salino durante um período de tempo, para acúmulo e
constituir assim um reservatório estratégico de CO
2
.
37
Figura 5.2. Primeira fase do DCCS em terra: captação do CO
2
de várias fontes emissoras pelas
estratégias 1 e 2 e constituição do reservatório estratégico de CO
2
A recuperação do CO
2
do reservatório estratégico e distribuição por diferentes
projetos de recuperação avançada de petróleo - EOR em terra e mar é mostrada
pela figura 5.3. Esta mostra também a reutilização do CO
2
entre reservatórios de
petróleo, após a execução de projetos de EOR em sucessivos reservatórios
adjacentes.
38
Figura 5.3. Segunda fase do DCCS em terra: recuperação do CO
2
do reservatório estratégico e
distribuição por diferentes projetos de EOR em terra e mar
A figura 5.4 mostra a primeira fase do DCCS em mar que consiste na
captação do CO
2
de uma planta de processamento de gás natural e o respectivo
armazenamento em aquífero salino durante um período de tempo, para acúmulo e
constituir assim um reservatório estratégico de CO
2
. Esta fase é apresentada em
perfil na figura 5.5, como por exemplo, na futura explotação do campo de Tupi na
Bacia de Santos.
39
Figura 5.4. Primeira fase do DCCS em mar: captação do CO
2
de uma planta de processamento de
gás natural e constituição do reservatório estratégico de CO
2
Figura 5.5. Primeira fase do DCCS em mar vista no perfil, por exemplo, do campo Tupi: captura do
CO
2
de uma planta de processamento de gás natural e formação do reservatório estratégico de CO
2
,
modificado de Santos (2008)
40
As etapas de recuperação do CO
2
do reservatório estratégico, distribuição por
diferentes projetos de recuperação avançada de petróleo – EOR e reutilização do
CO
2
entre reservatórios de petróleo em mar são mostradas pela figura 5.6. A figura
5.7 e 5.8 apresentam o mesmo processo mas em perfil, como por exemplo, na futura
explotação do campo de Tupi na Bacia de Santos, sendo que na primeira o EOR é
feito acima da camada de sal e na segunda o EOR acontece no pré-sal.
Figura 5.6. Segunda fase do DCCS em mar: recuperação do CO
2
do reservatório estratégico,
distribuição por diferentes projetos de EOR e reutilização do CO
2
entre reservatórios de petróleo
41
Figura 5.7. Segunda fase do DCCS em mar vista no perfil, por exemplo, do campo Tupi : recuperação
do CO
2
do reservatório estratégico, distribuição por diferentes projetos de EOR acima da camada de
sal, modificado de Santos (2008)
Figura 5.8. Segunda fase do DCCS em mar vista no perfil, por exemplo, do campo Tupi : recuperação
do CO
2
do reservatório estratégico, distribuição por diferentes projetos de EOR na camada do pré-sal,
modificado de Santos (2008)
42
Esta atividade contribui para o aumento do número de locais de suprimento
de CO
2
, assim, uma fonte estacionária de CO
2
com ou sem planta de captura não
terá necessariamente que produzir as quantidades equivalentes de CO
2
no momento
da injeção num projeto de EOR, esta poderá ter qualquer dimensão desde que o
acúmulo desse CO
2
nos reservatórios estratégicos, no momento de aplicar o projeto
de recuperação avançada de petróleo, seja suficiente, reduzindo assim, a
inviabilidade de um projeto de EOR por falta de CO
2
O DCCS é uma garantia para a segurança na produção de petróleo de uma
companhia pois as reservas são finitas e devem ser exauridas utilizando toda a
tecnologia existente. Desta forma a vida útil dos campos de petróleo será
aumentada, garantindo assim a máxima produção de hidrocarbonetos.
Esta tecnologia permite, também, que a empresa empreendedora reduza as
suas emissões de CO
2
, pelo armazenamento geológico permanente do CO
2
,
podendo esta ser beneficiada economicamente por isso, além de demonstrar uma
política ambiental proativa, podendo atrair novos clientes que procurem a redução
de emissões de CO
2
do ciclo de vida destes hidrocarbonetos.
5.2. Potencial de prospectividade de aplicação de projetos de Captura e
Armazenamento Geológico Dinâmico de CO
2
– DCCS no Brasil
Partindo do fato que o Brasil tem um enorme potencial de armazenamento
de CO
2
em aqüíferos (aproximadamente 2 trilhões de toneladas) e que este é
distribuído por quase todo o país, a avaliação da aplicabilidade do DCCS foi feita a
partir dos potenciais de prospectividade de 4 critérios: i) Quantidade de CO
2
emitida
anualmente, ii) Quantidade de CO
2
emitida de correntes gasosas com elevada
concentração do gás (>60% mol), iii) Quantidade de petróleo recuperável através da
injeção de CO
2
e respectiva quantidade de CO
2
necessária e iv) Quantidade de CO
2
necessária para projetos de EOR em relação ao CO
2
emitido anualmente por
estado.
5.2.1. Fontes estacionárias de CO
2
Nos resultados mostrados na figura 5.9, destaca-se São Paulo como principal
fonte de CO
2
, com emissões de 101025 kt/ano (tabela A.1., em anexo) e assim com
43
potencial de prospectividade 2. Estados com produção de petróleo como Rio de
Janeiro, Espírito Santo, Bahia e Sergipe emitem entre 5001 e 31000 kt/ ano de CO
2
e receberam o potencial de prospectividade 1. Distingue-se também que nos
estados do norte do Brasil as emissões de CO
2
são menores, com valores abaixo de
5000 kt/ano.
Figura 5.9. Mapa de emissões de CO
2
de fontes estacionárias por estado brasileiro
44
5.2.2. Fontes estacionárias com correntes de elevada concentração de
CO
2
Conforme a figura 5.10, neste critério de avaliação São Paulo recebe 2 de
potencial de prospectividade pela emissão de 3844 kt/ ano de CO
2
(tabela A.1., em
anexo) principalmente da indústria produtora de etanol. Dentre os estados com
potencial de prospectividade 1, destacam-se o Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul
que emitem na ordem dos 2000 kt/ ano de CO
2
(tabela A.1., em anexo), todos os
outros emitem entre 100 e 270 kt/ ano, considerando que na Bahia a indústria de
produção de amônia não foi contabilizada por falta de dados. Todos os estados em
branco não possuem indústrias com emissões de correntes gasosas de elevada
concentração de CO
2
(>60% mol).
45
Figura 5.10. Mapa de emissões de CO
2
de fontes estacionárias com correntes gasosas de elevada
concentração de CO
2
(>60% mol) por estado brasileiro
46
5.2.3. Quantidade de petróleo recuperável através da recuperação
avançada de petróleo – EOR e CO
2
necessário
Nesta avaliação o Rio de Janeiro comprovou ser o estado que tem maior
potencial de recuperação de petróleo por EOR com injeção de CO
2
,
aproximadamente 1146 milhões de barris, necessitando de aproximadamente 470
milhões de toneladas de CO
2
, seguido do Espírito Santo e Bahia com cerca de 230 e
135 milhões de barris, respectivamente. A tabela 5.1. mostra as quantidades de
petróleo recuperável por EOR e o CO
2
necessário para o efeito calculados para os
estados brasileiro que possuem reservas de petróleo onshore e offshore.
47
Tabela 5.1. Reservas totais e provadas de petróleo em 2007, petróleo recuperável por EOR e CO
2
necessário para EOR, por estado brasileiro
Unidades de
Federação
Reservas totais
de petróleo em
2007 (milhões de
barris)
Reservas provadas
de petróleo em 2007
(milhões de barris)
Densidade
o
API
Recuperação de
petróleo por EOR
(milhões de barris)
CO
2
necessário para
EOR (milhões de
toneladas)
Amazonas
Terra 156,4 102,7 48,5
21,48 8,811
Ceará Terra 27,5 8,4 12,7
3,82 1,567
Ceará Mar 74,4 57,5 29,5
6,76 2,773
Rio Grande do
Norte Terra 357,4 264,6
>25
37,12 15,226
Rio Grande do
Norte Mar 169,6 98,1
28,60 11,731
Alagoas Terra 19,7 8,7
42,2
4,40 1,805
Alagoas Mar 0,9 0,7
0,04 0,016
Sergipe Terra 338,9 231,8 <25
21,42 8,786
Sergipe Mar 133,4 34,6 >25
39,52 16,211
Bahia Terra 473,1 216,1
>25
102,80 42,167
Bahia Mar 120,3 37,8
33,00 13,536
Espírito Santo
Terra 85,1 54,1
*Várias
6,20 2,543
Espírito Santo
Mar 2390,2 1277,1
222,62 91,316
Rio de Janeiro
Mar 15909,9 10177,9
*Várias
1146,40 470,238
São Paulo Mar 37,7 27,6 57,7
4,04 1,657
Paraná Mar 54,3 2,3 39,5
20,80 8,532
Santa Catarina
Mar 31,8 4,8
*Falta de
dados
5,40 2,215
Subtotal Terra 1458 886,5
197,24 80,905
Subtotal Mar 18922,5 11737,5
1507,18 618,225
Total 20380,5 12623,9
1704,42 699,130
* Por falta de dados da(s) corrente(s) de petróleo que permitisse(m) uma avaliação precisa e
cuidosa das reservas de petróleo, assumiu-se uma perspectiva conservadora de densidade < 25
o
API
Na figura 5.11 é possível visualizar as unidades de federação que têm maior
potencial de recuperação de petróleo por EOR, a quantidade de CO
2
necessária
para o efeito e as respectivas distribuições dos potenciais de prospectividade no
Brasil.
48
Figura 5.11. Mapa brasileiro da quantidade de petróleo recuperável por recuperação avançada de
petróleo - EOR com injeção de CO
2
e CO
2
necessário para o efeito, por estado.
49
5.2.4. Aplicabilidade de projetos de Captura e Armazenamento Geológico
Dinâmico de CO
2
– DCCS no Brasil
Analisando os critérios de avaliação para a prospectividade do DCCS nos
estados brasileiros (tabela 5.2), destacam-se os estados do Rio de Janeiro e Bahia.
Os referidos estados emitem CO
2
, mas têm também um potencial para EOR muito
elevado e por isso necessitam de grandes quantidades de CO
2
, especialmente no
Rio de Janeiro.
São Paulo é um dos estados brasileiros com maior potencial de aplicabilidade
do DCCS, pois, apesar de não ter reservas significativas de petróleo
(desconsiderando as novas descobertas dos reservatórios do intervalo “pré-sal” da
Bacia de Santos) tem o maior potencial de prospectividade nas emissões de CO
2
e
nas emissões de correntes gasosas com elevada concentração de CO
2
. Isto confere
ao estado boas características para o armazenamento estratégico de CO
2
,
permitindo que este possa ser “exportador” de CO
2
para outros estados.
Espírito Santo, Rio Grande do Norte e Sergipe afirmam-se pelas
consideráveis quantidades de petróleo recuperável por EOR e as reduzidas
emissões de CO
2
. Nestes a formação de reservatórios estratégicos de CO
2
é
fundamental para uso em futuros projetos de EOR assim como, também se podem
tornar estados “importadores” de CO
2
.
Acre, Amapá, Rondônia, Roraima, Distrito Federal, Tocantins, Maranhão,
Mato Grosso do Sul, Pará, Paraíba e Piauí não apresentam características de
aplicabilidade de DCCS.
50
Tabela 5.2. Potenciais de prospectividade dos critérios de avaliação e da aplicabilidade do DCCS no
Brasil
Unidades de
Federação
Emissões
de CO
2
(potencial
de
prospect.)
Emissões CO
2
de
correntes gasosas
com elevada
concentração de CO
2
,
>60%mol
(potencial de
prospectividade)
Recuperação de
petróleo por EOR e
CO
2
necessário para
o efeito
(potencial de
prospectividade)
Relação entre
quantidade de CO
2
necessária para
projetos de EOR e
CO
2
emitido de fontes
estacionárias
anualmente (potencial
de prospectividade)
Aplicação
do DCCS
no Brasil
(sumatório
potencial
de
prospect.)
Acre 0 0 0 0
0
(A)
Alagoas 1 0 1 0
2
(B)
Amazonas 1 0 1 2
4
(D)
Amapá 0 0 0 0
0
(A)
Bahia* 1 1 2 2
6
(D)
Ceará 0 0 1 2
3
(C)
Distrito Federal 0 0 0 0
0
(A)
Espírito Santo 1 0 2 2
5
(D)
Goiás 1 1 0 0
2
(B)
Maranhão 0 0 0 0
0
(A)
Minas Gerais 1 0 0 0
1
(B)
Mato Grosso
do Sul
0 0 0 0
0
(A)
Mato Grosso 1 1 0 0
2
(B)
Pará 0 0 0 0
0
(A)
Paraíba 0 0 0 0
0
(A)
Pernanbuco 1 0 0 0
1
(B)
Piauí 0 0 0 0
0
(A)
Paraná 1 1 1 0
3
(C)
Rio de Janeiro 1 1 2 2
6
(D)
Rio Grande do
Norte
0 0 2 2
4
(D)
Rio Grande do
Sul
1 1 0 0
2
(B)
Rondônia 0 0 0 0
0
(A)
Roraima 0 0 0 0
0
(A)
Santa Catarina 1 0 1 0
2
(B)
Sergipe 0 0 2 2
4
(D)
São Paulo 2 2 1 0
5
(D)
Tocantins 0 0 0 0
0
(A)
* Não inclui a massa de CO
2
da planta de amônia que está inserida no mapa de estados brasileiros com emissão de
CO2 de elevada concentração
A - Estados que não apresentam características para aplicação do DCCS
B - Estados que apresentam poucas características para aplicação do DCCS, com restrições
C - Estados que apresentam algumas características para aplicação do DCCS
D - Estados que apresentam características ideais para aplicação do DCCS, destacando-se em relação aos outros
Na figura 5.12 é possível visualizar a distribuição dos potenciais de
prospectividade de aplicação do DCCS no Brasil conforme descrito anteriormente,
seguindo o método em 4.2 e de acordo com a tabela 5.2.
51
Figura 5.12. Mapa dos potenciais de prospectividade de aplicação de DCCS no Brasil
52
5.3. CO
2
recuperável de aqüíferos salinos após armazenamento por um período
de 20 anos e tempo necessário para acumular CO
2
em reservatórios
estratégicos para suprir todos os projetos de EOR
Assumindo que todas as emissões de CO
2
de fontes estacionárias de cada
estado são capturadas, é possível verificar, na tabela 5.3, que mesmo assim no Rio
de Janeiro, Rio Grande do Norte e Sergipe são necessários acumular entre 15 e 20
anos de CO
2
em reservatórios estratégicos para garantir o fornecimento de CO
2
de
todo o EOR, confirmando que estes estados têm grande necessidade do DCCS.
Pelo contrário, São Paulo, Santa Catarina e Paraná necessitam de pouco CO
2
quando comparado com as emissões das fontes estacionárias. Estes demonstram
potencial elevado para constituição de reservatórios estratégicos com intuito de
garantir CO
2
para outros estados.
53
Tabela 5.3. Quantidade de CO
2
disponível para 20 anos de armazenamento estratégico (ver capítulo
4.3) e tempo de acúmulo de CO
2
necessário para garantir todo o abastecimento do EOR, para todo
tipo de fontes estacionárias de CO
2
Unidades de Federação
CO
2
disponível para 20 anos de
armazenamento estratégico em
aquífero salino (kt)
Tempo de acúmulo de CO
2
, em reservatórios
estratégicos, para garantir todo o abastecimento
do EOR, assumindo que todas as emissões são
armazenadas (anos)
Acre 6514,97 -
Alagoas 110428,67 0,3
Amazonas 117939,28 1,5
Amapá 6213,88 -
Bahia* 341388,65 3,3
Ceará 71065,80 1,2
Distrito Federal 43574,63 -
Espírito Santo 264149,66 7,1
Goiás 157878,64 -
Maranhão 26570,40 -
Minas Gerais 561014,95 -
Mato Grosso do Sul 55076,54 -
Mato Grosso 137470,46 -
Pará 73909,67 -
Paraíba 36638,57 -
Pernanbuco 176164,96 -
Piauí 8246,48 -
Paraná 457584,71 0,4
Rio de Janeiro 501016,12 18,8
Rio Grande do Norte
34050,00 15,8
Rio Grande do Sul 288490,24 -
Rondônia 48685,89 -
Roraima 3540,81 -
Santa Catarina 124944,89 0,4
Sergipe 26228,98 19,1
São Paulo 1818465,45 0,02
Tocantins 30,09 -
* Não inclui a massa de CO
2
da planta de amônia que está inserida no mapa de estados brasileiros
com emissão de correntes gasosas de elevada concentração de CO
2
Assumindo que todas as emissões de CO
2
de fontes estacionárias com
correntes gasosas de elevada concentração do gás, de cada estado, são
capturadas, verifica-se, na tabela 5.4, que mesmo assim no Rio de Janeiro, Bahia e
Paraná precisam acumular de 80 a 240 anos de CO
2
em reservatórios estratégicos
para garantir o fornecimento de CO
2
de todo o EOR. Isto significa que, para
implementar o DCCS nestes, através da estratégia 1, descrita em 5.1, é necessário
utilizar CO
2
proveniente de outros estados como São Paulo, Rio Grande do Sul,
Mato Grosso ou Goiás que não possuem reservas de petróleo ou são muito
reduzidas.
54
Tabela 5.4. Quantidade de CO
2
disponível para 20 anos de armazenamento estratégico (ver capítulo
4.3) e tempo de acúmulo de CO
2
necessário para garantir todo o abastecimento do EOR, para
emissões de CO
2
de fontes estacionárias com elevada concentração de CO
2
Unidades de Federação
CO
2
disponível para 20 anos de
armazenamento estratégico em
aquífero salino (kt)
Tempo de acúmulo de CO
2
, em reservatórios
estratégicos, para garantir todo o abastecimento do
EOR, assumindo que todas as emissões são
armazenadas (anos)
Acre - -
Alagoas - -
Amazonas - -
Amapá - -
Bahia* 3530,96 315,51
Ceará - -
Distrito Federal - -
Espírito Santo - -
Goiás 2317,31 -
Maranhão - -
Minas Gerais - -
Mato Grosso do Sul - -
Mato Grosso 4670,17 -
Pará - -
Paraíba - -
Pernanbuco - -
Piauí - -
Paraná 1986,58 85,90
Rio de Janeiro 39328,31 239,13
Rio Grande do Norte - -
Rio Grande do Sul 48138,62 -
Rondônia - -
Roraima - -
Santa Catarina - -
Sergipe - -
São Paulo 69208,30 0,48
Tocantins - -
* Não inclui a massa de CO
2
da planta de amônia que está inserida no mapa de estados brasileiros com emissão
de correntes gasosas de elevada concentração de CO
2
55
6. CONCLUSÕES
Estes resultados permitem concluir que o Brasil tem grande potencial de
aplicação de DCCS, notadamente em 7 estados, os quais apontam ter
características ideais para este tipo de projeto.
Mesmo assumindo que todas as emissões de CO
2
de fontes estacionárias de
cada estado são capturadas, no Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte e Sergipe são
necessários acumular entre 15 e 20 anos de CO
2
em reservatórios estratégicos para
garantir o fornecimento de CO
2
de todo o EOR, isso confirma a grande importância e
o elevado potencial da aplicação do DCCS nestes estados.
Conclui-se que estados como São Paulo têm um enorme potencial para
aplicação do DCCS, que apesar de não possuírem reservas significativas de
petróleo, emitem grandes quantidades de CO
2
. Estes têm um papel muito importante
de “exportador” de CO
2
para estados de fronteira.
Acre, Amapá, Rondônia, Roraima, Distrito Federal, Tocantins, Maranhão,
Mato Grosso do Sul, Pará, Paraíba e Piauí são estados que não apresentam
características para aplicabilidade de DCCS e o potencial de prospectividade é nulo
em todos os critérios de avaliação.
A importância do DCCS no Brasil reflete-se fundamentalmente pela
quantidade recuperável de petróleo por EOR, que é aproximadamente 1700 milhões
de barris de petróleo (13% das reservas provadas do país em 2007), pelas 700
milhões de toneladas de CO
2
necessárias para o efeito, associado às reduzidas
emissões de CO
2
de fontes estacionárias em estados com grande potencial para
implantação de projetos de EOR.
Além disso, o DCCS pode ser estratégico nas descobertas offshore do campo
de Guará e Tupi, na Bacia de Santos, que possuem entre 8 e 12 bilhões de barris de
petróleo (Petrobras, 2008b). Assumindo uma perspectiva conservadora (OOIP = 8
bilhões de barris de petróleo) calculou-se que é possível recuperar por EOR 960
56
milhões de barris de petróleo, injetando 390 milhões de toneladas de CO
2
nestes
campos. Neste caso o DCCS pode ser a única opção viável, seja através da
constituição de reservatórios estratégicos na futura exploração destes, capturando o
CO
2
em excesso no gás natural produzido, ou em terra utilizando as fontes
estacionárias existentes e transportando posteriormente o CO
2
para os campos de
petróleo no mar.
O CO
2
puro que atualmente é produzido pelas indústrias e liberado para
atmosfera, como são os casos do processamento de gás natural, produção de
amônia, etileno e etanol, poderá desde já ser aproveitado em projetos de DCCS.
A implantação desta atividade poderá ser beneficiada por outro tipo de
incentivos que estão diretamente relacionados com os projetos de redução de
emissões de CO
2
para a atmosfera. O armazenamento geológico-dinâmico do CO
2
em um ciclo fechado, ou seja, sem que haja fuga significativa do gás desde o início
do armazenamento até ao final quando é reinjetado para EOR, com fechamento do
venting, poderá garantir que o CO
2
fique aprisionado de forma permanente nos
reservatórios geológicos, podendo a empresa contabilizar a redução das suas
emissões e eventualmente ter direito a um correspondente em créditos de carbono
por tonelada de CO
2
armazenado (esta possibilidade poderá ser aprovada em breve
por protocolos/acordos internacionais). É importante referir que o ganho líquido de
redução de emissões de CO
2
é um balanço entre o CO
2
armazenado
geologicamente de forma permanente e o CO
2
proveniente da queima do petróleo
recuperado por EOR.
Desta forma, questões relacionadas com sanções associadas a futuras metas
de redução de emissões de gases com efeito de estufa serão mais facilmente
solucionadas pelas companhias.
O valor da tonelada do CO
2
, segundo Feron e Hendriks (2005) é de cerca de
US$100, para CO
2
capturado de termelétricas. Este valor é considerado
excessivamente alto se milhares ou milhões de toneladas deste gás forem
necessárias para aplicar no grande número de campos maduros de óleo existentes.
Pelo que foi descrito anteriormente e pela importância que o CO
2
tem para a
recuperação avançada de óleo, o CO
2
poderá adquirir um valor agregado que não
tinha, quando armazenado em aqüíferos salinos, podendo mesmo começar a haver
interesse por parte de indústrias emissoras de CO
2
, sem serem companhias
petrolíferas, em fazer esse armazenamento geológico para posterior
57
comercialização. Com a aplicação do DCCS, o CO
2
ganhará maior importância
como uma commodity, ou seja, é um produto produzido em massa, por diferentes
indústrias, pode ser armazenado em grandes quantidades, por determinado período
de tempo, sem perda significativa de qualidade, passando a ter uma cotação e uma
“negociabilidade” global.
Este trabalho vislumbra o DCCS como uma atividade importante para a
economia de companhias de petróleo, permitindo em qualquer momento, a
recuperação avançada de petróleo, aumentando a segurança energética do país,
uma política ambiental proativa com destaque internacional, contribuindo de forma
eficaz para a mitigação das mudanças climáticas e mostrando que a companhia é
capaz de se destacar tecnologicamente com inovações na produção de energia
cada vez mais limpa e sustentável ambiental e economicamente.
O domínio desta atividade poderá aumentar o volume de negócios da
empresa empreendedora, atraindo clientes interessados no aumento da produção
de hidrocarbonetos associada à redução de emissões de CO
2
no ciclo de vida dos
produtos petrolíferos.
58
7. PROPOSTAS PARA TRABALHOS FUTUROS
Poderiam ser desenvolvidos estudos sobre a viabilidade econômica do DCCS
associados aos custos de investimento para implantação da tecnologia, à captação
de recursos por incentivos internacionais para redução de emissões de CO
2
, à
valorização do CO
2
com o amadurecimento dos campos de petróleo, assim como o
valor do know-how da tecnologia de DCCS para a empresa empreendedora e qual a
influência de tudo isto na sustentabilidade desta.
A influência na sustentabilidade ambiental das companhias associada a
estudos sobre a redução das emissões de CO
2
no ciclo de vida dos combustíveis
fósseis pela implementação do DCCS seria um tópico bastante interessante a ser
desenvolvido.
59
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ADMINISTRAÇÃO DE INFORMAÇÃO DE ENERGIA, System for the Analysis of
Global Energy Markets, Departamento de Energia dos Estados Unidos, 2006
AGÊNCIA INTERNACIONAL DE ENERGIA, Capturing CO
2
, International Energy
Agency Greenhouse Gas R&D Programme, p.2-4, 2007a
AGÊNCIA INTERNACIONAL DE ENERGIA, Storing CO
2
Underground, International
Energy Agency Greenhouse Gas R&D Programme, p.8-10, 2007b
ANADA ET AL Feasibility and economics of by-products CO
2
supply for enhanced
oil recovery, Final Report. US Department of Energy, DE-AT21-78MC08333,
Morgatown, West Virginia, USA, 1982
ANP, Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, p.
60-70, 2008
BACHU, S. Sequestration of CO
2
in geological media: criteria and approach for site
selection in response to climate change. Energy Conversion & Management,
vol. 41, p. 953-970, 2000
BACIOCCHI, R. Carbon Capture, Advanced training on mineral carbonation, Porto
Alegre, Brasil, 2008
BLUNT, M; Fayers, F.J.; Orr, F.M. Carbon dioxide in enhanced oil recovery, Energy
Conversion and Management, vol.34, p. 1197-1204, 1993
BRADSHAW, J. Assessment of CO
2
Storage in Saline Reservoirs, Greenhouse Gas
Storage Solutions: GGSS, 2008
CARBMAP (2009) Projeto Carbmap: Mapa Brasileiro de Captura, Transporte e
Armazenamento Geológico de CO
2
. Sistema de informação geográfica
desenvolvido por Centro de Pesquisa sobre Armazenamento de Carbono –
CEPAC, Porto Alegre, Brasil, Março de 2009
CLIMATE CHANGE BUSINESS JOURNAL, v.1, n.5, 28 pp., 2008
FERON, P.H.M.; Hendriks, C.A. CO
2
Capture process principles and costs. Oil &
Gas Science and Technology, Rev. IFP, v.60, p. 451-459, 2005
60
GOUZALPOUR, F.; Ren, S.R.; Tohidi B. CO
2
EOR and Storage in Oil Reservoirs,
Oil & Gas Science and Technology Rev. IFP, v. 60, n. 3, p. 537-546, 2005
GORAIEB, C. L.; Iyommasa, W.S.; Appi, C.J. Estocagem subterrânea de gás natural,
ed.1, IPT, 2005, p. 1-22
HOLTZ, M.H.; Nance, P.K.; Finley, R.J. Reduction of greenhouse gas emissions
through CO
2
EOR in Texas. Environmental Geosciences, vol.8, p.187-198,
2001
IPCC - Intergovernmental Panel on Climate Change, Carbon Dioxide Capture and
Storage Report, Fourth Assessment Report, p.179 -195, 2007
JESSEN, K; Kovscek, A.R.; Orr, F.M. Increasing CO
2
storage in oil recovery,
Energy Conversion and Management, vol. 46, p. 293-3111, 2005
KETZER, J. M. Redução das emissões de gases causadores do efeito de estufa
através da captura e armazenamento geológico de CO
2
. Carbono:
Desenvolvimento Tecnológico, Aplicação e Mercado Global, 2006, p. 280-292
KETZER, J. M.; Villwock, J. A.; Carporale, G.; Rocha, L. H.; Rockett, G.; Braum, H.;
Giraffa, L. Opportunities for CO
2
capture and geological storage in Brazil: The
CARBMAP Project, In: Sixth Annual Conference on Carbon Capture and
Sequestration: 2007, Pittsburgh, EUA
MUSTAFA, G.S.; Barbosa, A.O.A.; Rocha, P.S.M. Utilização de emissões
industriais gasosas para rejuvenescimento de campos maduros de petróleo,
Engenharia sanitária e ambiental, vol. 8, n.4, p. 209-212, Out.-Dez. 2003
NELMS, R.L.; Burke, R.B. Evaluation of Oil Reservoir Characteristics to Assess
North Dakota Carbon Dioxide Miscible Flooding Potential, 12th Williston Basin
Horizontal Well and Petroleum Conference, p.3, 2004
NOBAKHT, M.; Moghadama, S.; Gub, Y. Mutual interactions between crude oil and
CO
2
under different pressures, Fluid Phase Equilibria 265, 2008.
PEARCE, J.; Holloway, S.; Wacker, H.; Nelis, M.; Rochelle, C.; Bateman, K. Natural
occurrences as analogues for the geological disposal of carbon dioxide.
Energy Conversion & Management, vol.37, p. 1123-1128, 1996
PETROBRAS Petrobras vai reinjetar CO
2
tirado do pré-sal, Abril de 2008a,
Disponível em: www.petrobras.com.br, Acesso em: 10 Dezembro 2008
PETROBRAS Esclarecimentos sobre volume em Guará, Novembro 2008b,
Disponível em: www.petrobras.com.br, Acesso em: 5 Dezembro 2008
61
ROCHA, P.; Ketzer, J. M.; Maia, J. L. P.; Rosa, A.; Dino, R.; Cunha, P.;
Santarosa,C. EOR Experience and CO
2
Geological Storage Perspectives in
Brazil, Seminário Internacional sobre Seqüestro de Carbono e Mudanças
Climáticas, Brasil, 2006
SANTOS, H. A. C. 4ª Edição do Prêmio Petrobras de Tecnologia, In: Palestra de
divulgação da 4ª Edição do Prêmio Petrobras de Tecnologia, Porto Alegre,
Brasil, Maio de 2008
STEVENS, S.H. Natural CO
2
Fields as Analogs for Geological CO
2
Storage, Carbon
Dioxide Capture for Storage in Deep Geologic Formations – Results from the
CO
2
Capture Project, v. 2, p. 687-697, 2005
THE BRGM SERIES “GEOSCIENCE ISSUES” CO
2
capture and geological storage,
Reducing greenhouse gas emissions, p.23, 2005
TORP, T. 10 years of Sleipner CO
2
Storage, StatoilHydro ASA, The World
Commission on Environment and Development, 2007
WILSON M., Monea M. (eds) IEA GHG Weyburn CO
2
monitoring and storage
project summary report 2000-2004, In: 7 Conferência Internacional sobre
tecnologias de controlo de gases de efeito de estufa, Vancouver, Canadá, 5-9
de Setembro de 2004
62
ANEXOS
Tabela A.1. Emissões de CO
2
de fontes estacionárias brasileiras, por estado.
Unidades de Federação Emissões de CO
2
(kt/ano)
Emissões de correntes gasosas com
elevada concentração de CO
2
, >60%mol
(kt/ano)
Acre 361,94 -
Alagoas 6134,93 -
Amazonas 6552,18 -
Amapá 345,22 -
Bahia* 18966,04 196,16
Ceará 3948,10 -
Distrito Federal 2420,81 -
Espírito Santo 14674,98 -
Goiás 8771,04 128,74
Maranhão 1476,13 -
Minas Gerais 31167,50 -
Mato Grosso do Sul 3059,81 -
Mato Grosso 7637,25 259,45
Pará 4106,09 -
Paraíba 2035,48 -
Pernanbuco 9786,94 -
Piauí 458,14 -
Paraná 25421,37 110,37
Rio de Janeiro 27834,23 2184,91
Rio Grande do Norte 1891,67 -
Rio Grande do Sul 16027,24 2431,24
Rondônia 2704,77 -
Roraima 196,71 -
Santa Catarina 6941,38 -
Sergipe 1457,17 -
São Paulo 101025,86 3844,91
Tocantins 1,67 -
* Não inclui a massa de CO
2
da planta de amônia que está inserida no mapa de estados brasileiros com emissão de CO
2
de elevada concentração.
Livros Grátis
( http://www.livrosgratis.com.br )
Milhares de Livros para Download:
Baixar livros de Administração
Baixar livros de Agronomia
Baixar livros de Arquitetura
Baixar livros de Artes
Baixar livros de Astronomia
Baixar livros de Biologia Geral
Baixar livros de Ciência da Computação
Baixar livros de Ciência da Informação
Baixar livros de Ciência Política
Baixar livros de Ciências da Saúde
Baixar livros de Comunicação
Baixar livros do Conselho Nacional de Educação - CNE
Baixar livros de Defesa civil
Baixar livros de Direito
Baixar livros de Direitos humanos
Baixar livros de Economia
Baixar livros de Economia Doméstica
Baixar livros de Educação
Baixar livros de Educação - Trânsito
Baixar livros de Educação Física
Baixar livros de Engenharia Aeroespacial
Baixar livros de Farmácia
Baixar livros de Filosofia
Baixar livros de Física
Baixar livros de Geociências
Baixar livros de Geografia
Baixar livros de História
Baixar livros de Línguas
Baixar livros de Literatura
Baixar livros de Literatura de Cordel
Baixar livros de Literatura Infantil
Baixar livros de Matemática
Baixar livros de Medicina
Baixar livros de Medicina Veterinária
Baixar livros de Meio Ambiente
Baixar livros de Meteorologia
Baixar Monografias e TCC
Baixar livros Multidisciplinar
Baixar livros de Música
Baixar livros de Psicologia
Baixar livros de Química
Baixar livros de Saúde Coletiva
Baixar livros de Serviço Social
Baixar livros de Sociologia
Baixar livros de Teologia
Baixar livros de Trabalho
Baixar livros de Turismo
