Você sabe como um navio é colocado na água?

Você já se perguntou como um navio é colocado na água? Quando eles estão em alto mar, é difícil pensar como é feito esse trabalho. Hoje trouxemos um vídeo muito bacana, para vocês verem como isso é feito.

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Você sabe o que é “Gelo Inflamável”?

Esta pergunta foi feita para chamar a atenção do leitor, pois a primeira vista parece ser uma frase  impossível, afinal quem imaginaria gelo pegando fogo?  Porém essa afirmativa não é impossível, e o segredo está nos chamados hidratos de gás, composto cristalino de gelo, que se torna inflamável, por conter moléculas de metano.  Na verdade, estes hidratos não são novos, e o pessoal da indústria de petróleo conhece bem, pois costumam se formar em oleodutos submarinos e obstruir o fluxo.

Países como o Japão estão pesquisando uma forma segura de utilizar este “gelo inflamável” como fonte de energia, afinal o Japão por ser uma ilha tem uma dificuldade enorme de encontrar uma solução energética eficaz.  Dessa forma, este gelo inflamável é normalmente encontrado em grande quantidade sob o mar, pois sob forte pressão, causada pelo peso da água do mar ou da rocha acima deles, eles se formam, e esta pressão deve ser mantida quando os núcleos de sedimentos são analisados, caso contrário, os hidratos em seu interior se dissociam em água e gás.  Os hidratos de carbono são estáveis apenas a baixas temperaturas ou pressões muito altas.  Às vezes, eles podem aparecer como blocos de gelo no leito marinho.  Contudo, como dissemos antes, os exploradores estão mais interessados nos que se formam nos sedimentos sob alta pressão.  Eles são criados quando o metano – que é produzido por micróbios, calor e pressão atuando sobre matéria orgânica – migra para cima nos sedimentos e se mistura com a água em condições específicas de temperatura e pressão.

Além do Japão, a China, Estados Unidos e Índia estão trabalhando no processo de extrair hidratos de gás, que consideram ser uma alternativa aos combustíveis fósseis. Segundo as estimativas iniciais dos pesquisadores Chineses, o volume potencial de hidratos de gás na região é superior ao equivalente a 100 milhões de toneladas de petróleo. Para se ter ideia do que isso representa, cada metro cúbico do combustível pode gerar a energia equivalente a algo entre  160 e 180 metros cúbicos de gás natural.

Por outro lado, vocês devem se lembrar de que o metano é um dos gases causadores do efeito estufa, certo?  Por esta razão, os cientistas estimam que ainda deve levar algumas décadas de pesquisa para entender o impacto ambiental da produção de hidrato, pois também existe a possibilidade de que formações geológicas submarinas se tornem instáveis quando os hidratos forem removidos.

Mais um desafio para a indústria de energia e para o meio ambiente, a busca por soluções energéticas continua, e o que vai vingar?  Só o futuro dirá.

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Armazenamento Geológico de CO2 (EOR) no Brasil

Brasil: CO2 desafia a Petrobras no pré-sal   

(http://www1.folha.uol.com.br/folha/ambiente/ult10007u674321.shtml)

Visto como um dos principais meios de contenção do aquecimento global, projetos de seqüestro de CO2 ganham corpo nos laboratórios de universidades brasileiras, mas ainda enfrentam ausência de "feedback" do poder público e de investimentos privados.

Existem com o CNPq (Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico) ao menos 39 projetos de pesquisa em andamento em 18 instituições brasileiras, com desenvolvimento de novos mecanismos para o seqüestro de carbono.

Ainda não há, porém, aplicação em larga escala de tecnologia criada nessas universidades. Os mecanismos são testados, com sucesso, nos laboratórios. Mas, para escalas maiores, é preciso muito mais dinheiro.

No momento, os projetos mais promissores vêm da Petrobras, que passou a financiar, há três anos, a Rede Temática de Seqüestro de Carbono e Mudanças Climáticas. Um centro de excelência na área foi criado no Rio Grande do Sul a partir dos recursos da estatal.

Apesar de os investimentos serem uma obrigação contratual decorrente da exploração do petróleo, a estatal é, de longe, que mais financia pesquisas. Diz já ter investido R$ 30 milhões.

A cientista da UFRJ Ofélia Araújo, que desenvolve mecanismos de captura de CO2 por microalgas, diz que o caminho para um maior investimento privado em pesquisas passa por um endurecimento da legislação ambiental, que "incentive" mais financiamento.

Outra tentativa foi feita pela Capes, outro órgão de fomento a pesquisadores, ao lançar, em 2008, um edital baseado em renúncia fiscal por parte de empresas. Mas não teve sucesso. Segundo Ofélia, "pouquíssimas" empresas aderiram.

"O que precisa ser mudado é a mentalidade empresarial no Brasil. Só a Petrobras tem essa mentalidade de pesquisa. Outras querem, mas não muito. Elas precisam entrar com mais vontade, e isso vai decorrer de uma exigência do governo."

Em 2009 a meta voluntária da estatal é evitar a emissão de 2,3 milhões de toneladas de gás carbônico na atmosfera e, para 2013, a intenção é emitir 4,5 milhões de toneladas a menos. Beatriz Nassur Espinosa, gerente-geral de Desempenho Energético de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) da Petrobras, destaca que a captura de carbono é apenas uma das soluções buscadas pela companhia para mitigar as emissões de gases do efeito-estufa. "As principais iniciativas são de eficiência energética, aproveitamento do uso do gás e toda a atuação da empresa na área de combustíveis renováveis contribui para reduções do país como nos programas Proálcool e de Biodiesel. Um terceiro pilar muito importante é a pesquisa e desenvolvimento para gerar tecnologias que no futuro possam mudar os paradigmas de operação e produção no sentido de torná-los mais eficientes em termos de consumo de energia", explica Beatriz. 

  

Figura 4.8 – Captura do bem. 

Marco regulatório

Um outro ponto, que passa pelo governo, é levantado pelo gestor da Rede Temática de Sequestro de Carbono, Marco Ziliotto. A viabilidade do processo de sequestro de carbono, diz, depende da definição de um marco regulatório para o processo de armazenamento.

Sabe-se que aquíferos salinos, no fundo dos oceanos, são um dos meios possíveis de armazenamento. Mas, hoje, ninguém pode enterrar carbono no subsolo porque não há legislação específica para isso.

Uma regulação resolveria problemas que vão desde parâmetros de segurança até os royalties a serem pagos aos territórios afetados. A Austrália já tem legislação a respeito.

"Como é um processo muito caro, ninguém quer ser obrigado a fazer. Se eu for obrigado, eu quero que as regras estejam claras e que eu possa até tirar um benefício disso", afirma Marco Ziliotto, sugerindo a conversão do armazenamento em créditos de carbono.

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Armazenamento Geológico de CO2 (EOR) no Mundo

A injeção de CO2 no subsolo é implementada há dez anos em várias localizações de todo o mundo, particularmente nos setores do gás e do petróleo. Na Europa, o projeto Sleipner, conduzido pela Statoil na Noruega, já armazenou cerca de 10 milhões de toneladas de CO2 sob o Mar do Norte (desde 1996). Outros projetos de grande escala no mundo são o In Salah, gerido pela BP e pela Statoil na Argélia, e o Weyburn, no Canadá.  Os maiores projetos de armazenagem de CO2 em que participam empresas européias são o projeto Sleipner, no Mar do Norte (Statoil), e o projeto de In Salah, na Argélia (Statoil, BP e Sonatrach). Ambos passam pela separação do CO2 do gás natural – processo que já tem de ser efetuado antes de o gás poder ser vendido – e pela armazenagem do CO2 em formações geológicas subterrâneas. O projeto Sleipner foi estimulado pela imposição aplicada pela Noruega ao CO2, bastante mais elevada do que o custo por tonelada de CO2 armazenada na formação geológica de Sleipner. O projeto de In Salah integra-se no sistema interno de comércio de emissões de dióxido de carbono da própria BP.

O projeto de Vattenfall, em Schwartze Pumpe, na Alemanha, e o projeto CAC da Total, na bacia de Lacq, em França, são outros projetos em fase de demonstração. A plataforma tecnológica européia para centrais elétricas alimentadas a combustíveis fósseis com taxa de emissão nula (European Technology Platform on Zero Emission Fossil Fuel Power Plant, ETP-ZEP), uma iniciativa do setor apoiada pela Comissão, identificou cerca de 15 projetos de demonstração à escala real com condições para avançar, logo que se disponha do necessário enquadramento econômico.

Embora as componentes individuais da cadeia da CCS – a captura, o transporte e o armazenamento de CO2 – gozem de uma perfeita compreensão e se encontrem já operacionais, o desafio reside em combinar estes elementos numa tecnologia totalmente integrada e comercialmente viável. É para este fim que estão a ser desenvolvidas várias tecnologias de CCS com vista à sua utilização no setor da energia. O objetivo da Europa é ter em operação 12 fábricas-piloto de CCS com a necessária capacidade até 2015 e tornar a tecnologia comercialmente viável até 2020.

As formações geológicas de armazenamento têm de ser geridas com segurança para evitar a fuga do CO2 injetado, o que pode ser alcançado através da seleção dos locais mais adequados e da implementação de condições rigorosas para a sua operação, manutenção e monitorização. Essas condições estão previstas numa proposta legislativa que pretende encorajar a utilização segura da CCS, apresentada pela Comissão Européia em Janeiro de 2008.

No exterior, empresas como a Shell, Vattenfall, BP, Dong Energy, ArcelorMittal, Gassnova, Gassco, Statoil e Petrobras participam do projeto 'CO2 Pipetrans', que desenvolve tecnologias para o transporte do gás em alta concentração e de alta pressão em gasodutos. Já o 'CO2 Qualstore', está voltado para selecionar os locais de armazenamento geológico do gás, e conta com metodologia para a ajuda na tomada de decisões, critérios de qualificação e o armazenamento seguro. Além das companhias que integram o projeto anterior, fazem parte deste estudo a RWEAG, Halliburton, Schlumberger, Carbon Services, DNV, IEA, exceto a Shell e ArcelorMittal.

Um terceiro estudo chamado de 'Capture Project', busca tecnologias viáveis de captura e seqüestro geológico de carbono, com meta para serem usadas a partir de 2012, oferecendo redução de custos, comparados com os atuais. A Chevron, Shell e Petrobras estão juntas nessa iniciativa, assim como outras companhias.

4.1 O Leste no horizonte

O crescimento atual e futuro da procura de energia a nível mundial, particularmente com base em combustíveis fósseis, obriga a CCS a assumir um papel global. O rápido desenvolvimento de economias emergentes, como a China e a Índia, está a ser acompanhado por fortes aumentos na sua procura de energia e nas suas emissões de CO2. De acordo com as últimas estimativas, a China constrói em média duas centrais de energia de grande dimensão e alimentadas a carvão por semana, cada uma das quais produzindo emissões de CO2 de dimensão equivalente à de dois milhões de automóveis.

A CCS proporciona uma forma de lidar com estas emissões, razão pela qual a UE está a colaborar com a China com vista ao desenvolvimento da CSS e de outras tecnologias limpas. A cooperação no âmbito das Emissões Quase Nulas do Carvão (NZEC - Near Zero Emissions Coal), ou seja, a investigação, desenvolvimento e implementação de tecnologias CCS e de carvão limpo, constitui um elemento central da Parceria UE-China para as Alterações Climáticas, estabelecida em 2005. O principal objetivo visa demonstrar a viabilidade da tecnologia NZEC na China e na UE. No âmbito dessa iniciativa, será construída na China uma unidade de demonstração de emissões quase nulas até 2020, projeto cuja fase inicial se encontra já em curso.

A China também se associou com o Reino Unido, numa iniciativa com o objetivo de abordar o desafio de aumentar a produção de energia a partir de carvão na China e na necessidade de combater o crescimento das emissões de dióxido de carbono (CO2). As emissões de dióxido de carbono provenientes do uso de carvão da China estão aumentando e irão duplicar para mais de 5.000 milhões de toneladas por ano até 2030 [IEA World Energy Outlook 2007].

Assim, o presente estudo realizou um levantamento dos principais projetos de Seqüestro Geológico de CO2 em desenvolvimento no Brasil e no Mundo.

4.2 NORUEGA

Desde 1996, a Noruega separa um milhão de toneladas de CO2 por ano do campo de gás natural Sleipner, reinjetando-o numa formação geológica a mil metros de profundidade abaixo do leito marinho do Mar do Norte. Diversos projetos de pesquisa financiados pela UE monitorizaram o depósito de CO2 perto de Sleipner, verificando que não houve qualquer vazamento.

Figura 4.1– A plataforma de processamento de CO2 Sleipner T (esq) e a plataforma Sleipner A (direita) no Mar do Norte. (Fonte: Statoil)

  

Figura 4.2 – Seção da área de injeção da plataforma Sleipner (Fonte: Statoil)

Atualmente um milhão de toneladas de CO2 é armazenado anualmente na formação geológica Utsira a cerca de 1000 metros abaixo do fundo do mar. Isto é o equivalente às emissões de 300 000 carros.

O reservatório Utsira está sendo monitorado por investigadores noruegueses e estrangeiros. A União Européia contribui para o financiamento.

Na costa Oeste da Noruega, o Governo faz grandes investimentos no centro tecnológico de Mongstad para atingir a meta de um parque completo onde 1,3 milhões de toneladas de CO2 por ano serão capturados de uma termoelétrica.

  

Foto 4.3: Alligator film / BUG / StatoilHydro. (Fonte: Statoil)

4.3 INGLATERRA

Petróleo e gás têm sido extraídos do campo The Miller, no Mar do Norte, entre as costas noroeste européia e a Grã-Bretanha, por mais de duas décadas, mas hoje, com a produção em declínio, a região poderá ser usada para um fim bem diferente: ajudar a atacar as mudanças climáticas[15].

Cientistas de uma das gigantes do Petróleo, a British Petroleum (BP), trabalham com oficiais do Departamento de Indústria e Comércio da Grã-Bretanha em um projeto que irá enterrar milhões de toneladas de dióxido de carbono (CO2) sob o fundo dos oceanos.

A captura e estocagem do CO2 não é um processo recente, mas o projeto Miller pode ser o primeiro britânico. Neste esquema, o dióxido de carbono emitido por estações de energia será liquidificado, bombardeado de volta ao oceano (através de um oleoduto desativado) e estocado em poços vazios.

Cientistas estimam que, em media, apenas um único projeto poderia remover 1 milhão toneladas de CO2 da atmosfera a cada ano – o equivalente a emissões liberadas por 100 mil carros de passeio no mesmo período. "A melhor opção, é claro, é a eficiência energética, porém esta técnica é atrativa já que você pode reduzir de 85% a 95% as emissões de CO2 de um processo específico", disse o analista sênior da Agência Internacional de Energia (IEA), Dolf Gielen, em Paris.

Na semana passada a BP confirmou que projetos de estocagem de carbono são praticados no Mar do Norte, entretanto não revelou em qual plataforma de extração estão sendo feitas as investigações.

Mesmo assim, a companhia não esconde seus interesses na atividade e já opera um plano em plataformas de extração de gás natural na Argélia. No início do ano, o chefe executivo da BP, Lord Browne, foi claro sobre a atratividade do trabalho. "Nossa Companhia estima que as reservas no Mar do Norte podem estocar todo o CO2 produzido em 60 anos pela geração energética da Europa", disse.

Segundo Browne, isso é o que a empresa busca hoje – pegar um poço de petróleo desativado e, com os equipamentos adequados, enchê-lo de dióxido de carbono. A BP é a única das grandes empresas de petróleo que investiga os benefícios desta prática atualmente. Segundo o IEA existem cerca de 150 projetos em andamento em todo o mundo.

A maioria destes planos de pesquisa, entretanto, são ainda relativamente modestos. O diferencial do projeto Miller é que pode ser muito maior e, se bem sucedido, poderá liderar ums série de outros em poços de petróleo e gás da região que secarão nos próximos 20 anos.

Além disso, o secretário de estado para as alterações climáticas, Ed Miliband [16], declarou que as novas centrais a carvão terão de possuir uma capacidade de captura de dióxido de carbono sobre pelo menos 400 MW da sua potência desde o primeiro dia de funcionamento. Este valor é cerca de um quarto da capacidade média deste tipo de centrais. Acrescentou também que as centrais vão ter de provar que os seus sistemas de CCS podem ser adaptados de forma a capturar 100% das suas emissões até 2025.

  

Figura 4.4 - Ed Miliband, o secretário de estado britânico para a energia e alterações climáticas. 

Segundo Miliband, está planeada a construção de pelo menos três centrais integradas com uma mistura de tecnologias CCS de pré e pós-combustão. O governo tenciona igualmente criar uma tarifa comparticipada que incentive a implementação deste gênero de sistemas, o poderá aumentar os preços da eletricidade entre 1% e 2% até 2020.

O Reino Unido deverá receber brevemente 300 milhões em euros de fundos comunitários com vista ao desenvolvimento de sistemas CCS, um valor que o governo quer aumentar através de leilões de emissões para o período pós-2013. As centrais de demonstração vão ser construídas em clusters de forma a permitir partilhar as infraestruturas de transporte e armazenamento offshore previstas para o Mar do Norte.

  

ESTADOS UNIDOS

Nos Estados Unidos, por exemplo, a ExxonMobil e a General Electric estão entre os diversos patrocinadores de um projeto de Energia e Mudanças Climáticas da Universidade de Stanford, que estuda os mecanismos de estocagem e Monitoramento de CO2 sob o solo.

Os E.U.A. tem de longe as mais brilhantes perspectivas para aplicação de  longo prazo comercial. Isto porque:

a) Várias bacias parecem ser geologicamente adequados

b) grandes quantidades de CO2 são acessíveis através do já existente sistema de oleodutos

c) a infra-estrutura de gasodutos de gás natural e mercados de destino são bem desenvolvidos,

d) as empresas de produção americanas tem experiência e confiança em investir em tecnologia e desenvolvimento do campo

e) as empresas de serviços e fabricantes de  equipamentos competem em um mercado de fornecimento eficiente, minimizando custos de desenvolvimento.

Três bacias americanas (San Juan, Uinta, Raton) parecem ter um potencial especial para recuperação. Outras bacias (Appalachian, Warrior, etc) têm menor permeabilidade e não são discutidos aqui, mas essas áreas também podem ser adequados para recuperação forçada.

Projeto de Recuperação avançada de metano em camadas de carvão (Enhanced Coal-Bed Methane Recovery Project) (Canadá)

A empresa canadense EnCana, a maior produtora independente de gás natural da América do Norte, opera o campo petrolífero de Weyburn, no sul de Saskatchewan. Essas operações petrolíferas começaram em 1954. O campo representa 10% do total de petróleo da EnCana, e sua produção está diminuindo. [17]

Em 1997, a EnCana começou a desenvolver um projeto de melhora da recuperação de petróleo com injeção de CO2 para prolongar a vida útil do campo de Weyburn por mais de 25 anos. O DOE e a Comissão Européia estão entre os patrocinadores da pesquisa.

A injeção de CO2 no solo de campos petrolíferos reduz a viscosidade do petróleo, aumenta seu volume e altera a sua molhabilidade, ou adesividade, possibilitando que as empresas aumentem sua produção.

Weyburn combina seqüestro de carbono e melhora da recuperação de petróleo, diz S. Julio Friedmann, que lidera a Iniciativa Armazenamento de Carbono do Laboratório Nacional Lawrence Livermore, do DOE, na Califórnia. "Eles obtêm dióxido de carbono da Usina de Gaseificação das Grandes Planícies em Beulah, Dakota do Norte. A razão do projeto foi meramente econômica".

O campo petrolífero, construído há 50 anos, precisava aumentar a recuperação de petróleo e, para tanto, de suprimento de dióxido de carbono, disse Friedmann. A usina elétrica mais próxima era a Grandes Planícies e, por ser uma usina de gaseificação, nela a captura de CO2 é mais barata do que em usinas à base de fósseis devido à temperatura e à pressão necessárias para a gaseificação. Isso permitiu que a EnCana construísse um gasoduto de 325 quilômetros e transportasse CO2 de Dakota do Norte para o sul do Canadá.

O projeto, programado para aumentar a extração de Weyburn em 120 milhões de barris de petróleo, está avaliando a demonstração em larga escala de melhora da recuperação de petróleo com injeção de CO2 e desenvolvendo novas técnicas de monitoramento e acompanhamento para entender a movimentação do CO2 no reservatório.

 SUÉCIA

A Vattenfall utilizou uma tecnologia chamada Carbon Capture and Storage (CCS), um processo de seqüestro e armazenamento de carbono. Este permite capturar o dióxido de carbono gerado por gases de escape industriais de fábricas ou de centrais elétricas e comprimi-lo sob a forma líquida para que possa ser guardado a grande profundidade em formações geológicas adequadas. [18]

O CCS tem três fases distintas. A primeira é a recolha do CO2 antes que seja libertado para a atmosfera; a segunda consiste no seu transporte através de gasodutos para instalações de transformação e armazenamento; e a terceira na bombeamento do CO2 para um reservatório subterrâneo de onde não possa escapar.

A tecnologia pode vir a transformar centrais elétricas altamente poluentes em atividades neutras em emissões de carbono num futuro próximo, se o processo se mostrar eficaz. No entanto, não existe uma opinião unânime quanto ao CO2 poder ser guardado em longo prazo com segurança. Além disso, existem também tecnologias rivais que consistem no tratamento ou processamento dos combustíveis fósseis antes de serem queimados.

Estão a ser desenvolvidos projetos-piloto semelhantes na Austrália, nos Estados Unidos e no Canadá mas é no espaço da União Européia que os processos de captura de carbono mais têm avançado, em grande parte devido às suas políticas de redução de carbono. A UE possui o maior sistema de créditos de carbono do mundo e um compromisso de reduzir as suas emissões em 20% até 2020.

Companhias como a RWE, a Enel a Shell ou a BP anunciaram já intenção de instalar sistemas de CCS, mas para já a Vattenfall mantém-se à frente. Se as empresas européias conseguirem aperfeiçoar este sistema, o impacto nas políticas de combate às alterações climáticas poderá ser imenso. As centrais a carvão constituem dois quintos do energy mix mundial, percentagem que subirá para quase 50% em 2030. A Índia e a China inauguram uma central deste gênero por semana. Se os efeitos do CO2 nesta e em outras indústrias for reduzido em 80% ou 90% com um custo econômico sustentável, isso poderá limitar de forma considerável a subida da temperatura do planeta.

 Figura 4.5 - Diagrama explicativo do processo de captura e de armazenamento de carbono (CCS). 

AUSTRALIA

As tentativas mundiais para o controle do gás carbônico emitido pelo homem parecem que começam a sair de fato do papel. Ao contrário do que diversas companhias e governos planejam fazer, plantando árvores, impedindo o desflorestamento e reduzindo as emissões dos gases do efeito estufa, cientistas australianos estudam uma maneira de controlar o CO2 já emitido, armazenando parte dele em reservatórios subterrâneos.

 Figura 4.6 - uma das brocas de perfuração, em pleno funcionamento no Estado de Victoria.  

Conhecido como Projeto de Geosequestração, o objetivo é capturar milhares de toneladas de CO2 do Estado de Victoria, no sul do país e armazená-lo no subsolo, a 250 quilômetros de distância da cidade de Melbourne, capital do Estado.

Peter Cook, porta-voz e diretor do Centro de Pesquisas Tecnológicas de Gases do Efeito Estufa, informou que o arenito e sedimentos de barro disponíveis no subsolo daquela área provê as condições ideais para armazenamento de grandes quantidades de CO2. Em entrevista à rede de tv pública da Austrália, Cook disse que existem riscos envolvidos, mas está confiante no projeto, orçado em 25 milhões de dólares.

 Figura 4.7 - Gráfico mostra o processo simplificado de geo-armazenamento.  

"Em termos de tecnologia, este é o mais avançado projeto deste tipo em todo o mundo e permitirá monitorar como o dióxido de carbono se moverá e reagirá entre as rochas", disse Cook.

No entanto, críticos do projeto de geosequestro questionam a segurança e estabilidade do dióxido de carbono armazenado no subsolo, e citam a possibilidade de vazamento ou erupções.

O projeto, ainda em fase de construção na região oeste do Estado de Victoria, prevê o armazenamento de grandes quantidades de gás dois quilômetros abaixo do solo ou do leito submarino. Segundo Cook, existem várias opções de geo-armazenamento do CO2 e todas elas serão estudadas. A mais básica, ilustrada no diagrama acima e já em andamento, consiste em capturar as emissões produzidas em uma usina termo-elétrica e conduzí-las à uma estação de triagem, onde o CO2 será separado do metano e comprimido a altas pressões. Em seguida o CO2 será conduzido por dutos especiais e injetados 2 mil metros abaixo do solo, onde ficará armazenado.

ALEMANHA

Na Alemanha, os primeiros trabalhos visando armazenagem de CO2 tiveram início no fosso de teste em Ketzin, em Berlim. O objetivo do Centro Nacional de Pesquisas em Geociências daquele país é estocar 60 mil toneladas de dióxido de carbono até o final do projeto. A quantidade de gás que os pesquisadores esperam aprisionar no subsolo em dois anos corresponde à que a população da cidade de Potsdam – com aproximadamente 145 mil habitantes – expira no mesmo período. 

DINAMARCA

Em Esbjerg, Dinamarca, foi inaugurada no ano passado a maior instalação de CCS do mundo, financiada pela União Européia, através do projeto CASTOR (CO2 from Capture to Storage). 

FRANÇA

A empresa francesa Alstom firmou recentemente um acordo com a polonesa PGE para instalar até 2011 em Belchatow, Polônia, uma usina com capacidade para capturar 100 mil toneladas de CO2 por ano. Trata-se de uma tecnologia de captura avançada, baseada no uso de aminas, a custos energéticos bem menores do que as técnicas tradicionais de absorção. Outros três projetos-piloto da Alstom estão em curso na Alemanha, Suécia e Estados Unidos. 

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O problema do aquecimento global

O problema do aquecimento global

Dentre os inúmeros desequilíbrios provocados pela má administração dos recursos naturais, destaca-se, pela grandeza e relevância, a mudança do clima.

A mudança global do clima é um dos mais graves problemas ambientais deste século. No século XX, registrou-se um aumento de cerca de 0,6 ºC na temperatura média da Terra, sendo o maior aumento já observado nos últimos 1000 anos. Além disso, no hemisfério Norte, a década de 90 foi a década mais quente, com o ano de 1998 sendo o ano mais quente desses mesmos 1000 anos (IPCC, 2001a).

Também conhecido como efeito estufa, o aquecimento global caracteriza-se pelo aumento da temperatura média da terra em um curto espaço de tempo. Segundo previsões, esse aumento de temperatura irá ocasionar grandes mudanças no clima da Terra, e conseqüentemente os impactos no meio biológico, social, econômico (IPCC, 2001b).

Este fenômeno vem sendo causado pela intensificação do efeito estufa, que, por sua vez, está relacionada ao aumento da concentração, na atmosfera da Terra, de determinados gases, principalmente o dióxido de carbono (CO2), metano (CH4) e óxido nitroso (N2O).

Segundo Souza (2005) o aumento nas emissões de gases de efeito estufa,  desequilibrando o ciclo do carbono, se deu junto com a revolução industrial. A partir do século XVIII, o planeta presenciou um grande aumento populacional e uma nova forma de produzir bens para atender esse aumento de demanda.

No final do século XIX, houve a descoberta do manejo do petróleo, possibilitando uma maior popularização e utilização de seus subprodutos, devido a uma maior qualidade e versatilidade. No século XX o consumo do petróleo cresceu rapidamente. Com a invenção do automóvel, um crescimento populacional acelerado, a universalização da sociedade capitalista, uma enorme industrialização mundial e a descoberta de petróleo em abundância e a um baixo custo de extração fez com que o mesmo se tornasse um bem indispensável para a sociedade. Hoje o petróleo está incrustado na sociedade moderna, sendo considerado um bem essencial para a sobrevivência da humanidade (SOUZA, 2005).

Junto com o aumento do consumo de combustíveis fósseis veio o aumento de emissões de CO2 e o conseqüente aumento de suas concentrações na atmosfera. Os países que iniciaram sua industrialização mais cedo, e que hoje possuem uma intensa atividade industrial, são os que mais contribuíram para o aumento do efeito estufa.

A quantidade de dióxido de carbono está aumentando na atmosfera, o que acarreta em preocupações climáticas. Este aumento tem ligações com a queima de combustíveis fósseis e com a mudança no uso da terra, principalmente o desmatamento. O resultante destas emissões foi o acréscimo de 176 ± 10 Gt1 C nos estoques de carbono atmosférico. As concentrações atmosféricas aumentaram cerca de 28%, de 285 a 367 ppm no período de 1850 a 1999 (SPM-TAR WG1, 2001).

Os efeitos do aumento de temperatura

O aumento da concentração de gases de efeito estufa leva a uma maior absorção de radiação térmica e com isso o aumento da temperatura global. Isso pode trazer uma série de conseqüências positivas e negativas para o planeta e a sociedade. Entretanto há um consenso de que as mudanças negativas serão em maior número, intensidade, escala e abrangência, por isso a importância de tentar se evitar/atenuar as mudanças climáticas (IPCC,2001b).

O efeito estufa

O Efeito Estufa é um fenômeno que ocorre naturalmente, e que apenas vem se intensificando nos últimos tempos. O seu funcionamento resume-se ao fato da radiação solar que incide sobre a Terra trazer uma grande quantidade de energia, tanto na forma de radiação térmica como luminosa. Parte dessa radiação é refletida antes mesmo de entrar na atmosfera. Do restante que entra na atmosfera, parte é novamente refletida na superfície terrestre e nuvens, voltando para o espaço, e parte fica retida na forma de calor. Esse calor é absorvido tanto pela superfície terrestre como por alguns gases da atmosfera.

Desenho esquemático do efeito estufa. 

É exatamente esse calor que permite a existência da vida na Terra, possibilitando o planeta de ter uma temperatura média de 15°C. Caso não existisse o Efeito Estufa na Terra, estima-se que a temperatura média do planeta seria de aproximadamente – 6°C (HOUGHTON, 1997). No longo prazo, espera-se que a Terra deva irradiar energia para o espaço na mesma proporção em que a absorve do sol, assim a temperatura é mantida constante.

Os gases nitrogênio e Oxigênio, juntos representam cerca de 98% da atmosfera terrestre, entretanto eles não absorvem radiação térmica. O vapor d'água, o gás carbônico (CO2) o metano (CH4) e outros gases traços absorvem parte da radiação térmica (radiação infravermelha) que estaria deixando a Terra, após refletir na superfície, possibilitando a existência da temperatura terrestre existente hoje em dia (HOUGHTON, 1997).

Além dos gases citados acima, os principais gases de efeito estufa são: Ozônio (O3), óxido nitroso (N2O), CFCs, HFCs. A importância dos gases de efeito estufa é uma função da concentração na atmosfera e da capacidade de aquecer o planeta. Essa capacidade de aquecer o planeta, por sua vez, é função da capacidade de absorver radiação térmica e tempo de vida do gás na atmosfera. Ambas as características são diferentes para cada um dos gases.

O gás de efeito estufa mais importante e com maior influência na temperatura da terra é o vapor d'água, entretanto suas concentrações não são diretamente ou significativamente afetadas pela atividade humana (HOUGHTON, 1997). Os gases que têm suas concentrações diretamente influenciadas pelas atividades humanas são: CO2, CH4, N2O HFCs, SF6 e PFCs. Desde a revolução industrial, a concentração desses gases na atmosfera vem aumentando significativamente, e desta forma aumentando a quantidade de energia que fica retida na Terra (diminui a quantidade de energia que sai, e a quantidade de energia que entra permanece constante).

O quadro abaixo ilustra o potencial de aquecimento global de efeito estufa dos principais gases responsáveis pelo efeito.

Potencial de aquecimento global de efeito estufa..

Dentre esses gases da tabela 2.1 com um aumento significativo de concentração na atmosfera, o CO2 é o gás que mais contribuiu para esse aquecimento global, sendo responsável por cerca de 60% do aumento do efeito estufa. O metano vem em segundo lugar com 20% e o óxido nitroso com cerca de 6% (Houghton, 1997). Ou seja, compostos carbônicos respondem por cerca de 80% da contribuição para o aumento do aquecimento global, mostrando uma forte relação desse fenômeno com um desequilíbrio no ciclo biogeoquímico do carbono.

O protocolo de Kyoto

O Protocolo de Kyoto e as emissões de carbono estão no centro do atual debate internacional, sendo dos mais importantes temas do Direito Ambiental Internacional. É importante observar que todas as questões envolvidas na discussão dizem respeito ao volume de emissões de cada um dos países signatários e até mesmo dos Estados Unidos, até aqui, que não aceita as obrigações estabelecidas no documento internacional.

Como se sabe, a ordem jurídica internacional tem uma grave fragilidade que é a capacidade de executar as decisões tomadas e acordadas nos tratados e convenções internacionais. Se aquele que se nega a dar cumprimento ao tratado ou à convenção é suficientemente forte militar ou economicamente, a comunidade internacional tem pouca chance de penalizá-lo. Aqui existe um problema moral relevante, pois a norma de direito internacional tende a se transformar em uma ficção para os mais fortes, demonstrando que ainda estamos distantes de uma verdadeira civilização. O obedecimento da lei internacional é uma prova de nossa maturidade ou imaturidade. No particular, muito embora a humanidade tenha avançado, o fato objetivo e concreto é que ainda há muito por ser feito.

O Protocolo de Kyoto estabeleceu metas para os países. A lógica do Protocolo, assim como a lógica subjacente aos tratados e convenções internacionais é que eles são firmados pelos sujeitos de direito internacional que, em tese, ao manifestarem sua vontade perante a sociedade internacional obrigam-se juridicamente perante a comunidade internacional. A realidade deste início de segunda década do século XXI é, contudo, mais complexa e necessitaria de uma reflexão profunda sobre os novos sujeitos de direito internacional. Fora como a Organização das Nações Unidas, Organização Mundial de Propriedade Intelectual e outros já admitem que várias organizações civis participem das reuniões na condição de observadores, citem-se como exemplo os Médicos Sem Fronteira, Greenpeace e outros.

No caso específico das emissões de carbono, podemos verificar que, há cerca de 3 ou 4 décadas, teve início um processo muito forte de transferência de atividades emissoras de carbono para os países do terceiro mundo, com destaque para a China. O processo de transferência da base industrial emissora de carbono para o terceiro mundo foi enormemente facilitado com o enrijecimento das leis de proteção de propriedade intelectual que, sem emissão de uma única molécula de carbono, asseguram a supremacia econômica daqueles que detém a patente.

A criação da Organização Mundial de Comércio (OMC) e o tratado TRIPS (Tratado de direitos de propriedade intelectual relacionados ao comércio) impulsionaram a tendência. Imagine-se que o Brasil, a China e a Índia adotassem metas obrigatórias de redução de emissões e não apenas de redução do futuro aumento de emissões, nada impediria, por exemplo, que as emissões fossem transferidas para o Congo, Bangladesh e o Paraguai, por exemplo. Não só a propriedade das indústrias, de suas patentes, bem como o mercado consumidor permitiriam que a migração ocorresse sem, em tese, qualquer violação do Protocolo, haja vista que os países do não anexo estão dispensados de dar cumprimento a qualquer meta.

Assim, em meu ponto de vista, parece bastante evidente que há uma lacuna legal bastante importante e que merece ser examinada pelos especialistas na matéria. Seria de todo conveniente que, no âmbito da sociedade internacional as organizações industriais fossem reconhecidas como sujeitos de direito internacional e que se estabelecessem metas específicas no setor, independentemente dos países nos quais as indústrias estivessem instaladas. Tento fazer-me claro: determinado setor industrial teria que atingir determinada meta mundial de redução, independentemente do país no qual a atividade estivesse instalada. Utopicamente, seria conveniente que um organismo internacional estabelecesse padrões de eficiência para novas plantas industriais quaisquer que fossem os locais de sua futura instalação. A harmonização, por cima, de padrões de emissões seria uma forma de impedir uma competição industrial baseada em padrões ambientais mais lenientes, como tem sido a prática recente.

Por fim, cogitar-se de uma organização internacional voltada especificamente para dirimir questões ambientais, à semelhança dos painéis da OMC, talvez fosse uma forma superior para o enfretamento de problemas que são cada vez mais reais e relevantes.

  

Certificados de Emissões Reduzidas (Certified Emission Reductions– CERs)

  

No Protocolo de Quioto, o uso mais racional e sustentável dos recursos adquire um valor tangível, materializado na quantificação da redução de emissão de gases que geram efeito estufa.

Essa quantificação das emissões evitadas e/ou resgatadas da atmosfera (como é o caso, por exemplo, de toneladas de CO2 não emitidas) passa a se constituir em mercadoria, uma nova commodity.

De acordo com o Protocolo de Quioto, essas commodities (toneladas de emissão de CO2 evitadas ou resgatadas) deverão dar origem aos CERs - Certificados de Emissões Reduzidas, comercializáveis diretamente entre empresas ou como papéis colocados no mercado.

Para as empresas e os países contingenciados pelas metas de redução de emissões, os mecanismos de flexibilização do Protocolo de Quioto abrem alternativas de escolha para que se consiga a melhor relação custo-benefício dos investimentos necessários à adaptação aos novos padrões (mudanças internas no processo produtivo ou a aquisição no mercado dos CERs, gerados, por exemplo, através de projetos de MDL).

Os projetos de MDL e o mercado dos CERs se originam de uma iniciativa global de melhoria do meio ambiente, traduzida na forma de redução das emissões de gases geradores de efeito estufa e materializada na Conferência Sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento Rio 92. Portanto, a questão da qualidade e da sustentabilidade, no sentido amplo dos termos (social, ambiental, econômico, tecnológico etc.), é mais do que uma peça chave nesse processo: é a matéria-prima básica do trabalho.

  

UE e EUA formalizam adesão ao 'Acordo de Copenhague', compromisso voluntário de redução de emissões de CO2 (fonte: http://www.ecodebate.com.br/2010/01/29/ue-e-eua-formalizam-adesao-ao-acordo-de-copenhague-compromisso-voluntario-de-reducao-de-emissoes-de-co2/)

Comissão Européia reafirma que só ampliará seu compromisso se outros países também assumirem cortes

União Européia (UE) formalizou, perante as Nações Unidas, o compromisso com a redução de emissões de dióxido de carbono (CO2) para 2020 mediante uma carta, na qual também anunciou seu apoio oficial à Declaração de Copenhague.

A Espanha, que exerce a Presidência rotativa da UE, e a Comissão Européia (CE) notificaram de maneira conjunta à ONU a intenção comunitária de reduzir até 2020 as emissões de CO2 em 20%. Também propuseram reduzir até 30%, caso outros "grandes emissores aceitem assumir uma parte justa dos esforços de redução global".

A UE espera que os países industrializados "se comprometam com reduções proporcionais das emissões" e que as nações em desenvolvimento "contribuam de forma adequada de acordo com suas responsabilidades e capacidades".

A carta enviada pela UE envolve também o apoio oficial ao acordo da cúpula de Copenhague em dezembro passado, que entre outras coisas obrigava os países a notificarem seus compromissos com a redução de CO2 antes de 31 de janeiro.

"Estamos trabalhando conjuntamente com nossos parceiros a fim de iniciar os elementos do Acordo de Copenhague o mais breve possível e construir o caminho para conseguir uma Conferência das Partes bem-sucedida no México", assegurou em comunicado a ministra do Meio Ambiente espanhola, Elena Espinosa.

"A UE tem uma responsabilidade histórica, além das capacidades e experiência para integrar a mudança climática em seu modelo de crescimento e desenvolvimento, assim como em sua relação com terceiros", acrescentou.

Em linhas gerais, a carta também reitera o compromisso de continuar trabalhando por um acordo internacional sobre mudança climática que substitua o Protocolo de Kyoto a partir de 1º de janeiro de 2013.

Além disso, reconhece que para respeitar o objetivo dos dois graus as emissões globais deverão ter chegado a seu ponto mais alto como muito tarde em 2020 e ser reduzidas à metade em 2050 em comparação com os níveis de 1990 e continuar essa tendência daí em diante.

Para consegui-lo, e em linha com as recomendações do Painel Intergovernamental de Mudança Climática (IPCC), os países industrializados devem cortar as emissões de CO2 à atmosfera entre 25% e 40% até 2020. As nações em desenvolvimento, por sua vez, devem limitar o crescimento de suas emissões entre 15% e 30%, reconhece a carta.

"A UE está decidida a pôr rapidamente em andamento o acordo de Copenhague", assegurou em comunicado o presidente da CE, José Manuel Durão Barroso.

Os líderes europeus analisarão os resultados da cúpula de Copenhague e os passos a seguir até a do México, em novembro, em reunião informal no dia 11 de fevereiro.

EUA adotam oficialmente acordo climático de Copenhague

REUTERS – Os Estados Unidos notificaram oficialmente a Organização das Nações Unidas (ONU) nesta quinta-feira de que adotaram o Acordo de Copenhague, estabelecendo objetivos não obrigatórios para reduzir as emissões de gases-estufa que foram negociados no mês passado.

Todd Stern, o principal negociador de clima do governo de Barack Obama, também destacou que, como era esperado, o país vai almejar uma redução de 17 por cento nas emissões de dióxido de carbono e outros gases responsáveis pelo aquecimento global até 2020, com 2005 como o ano base.

Um objetivo final de redução de emissões será submetido, disseram os EUA, assim que o Congresso promulgar a legislação interna exigindo as reduções de poluição de carbono. Mas essa legislação tem destino incerto no Senado.

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Recuperação de Petróleo

Diversas companhias de petróleo e centros de pesquisa vêm estudando o dióxido de carbono com o propósito de recuperação avançada de óleo (EOR) desde 1950's. O estudo de EOR tem se tornado uma ferramenta muito importante na exploração do petróleo.  Ultimamente, pesquisas no uso do CO2 para EOR continuam com interesse crescente; contudo, pesquisas com relação ao seqüestro geológico de CO2 para propósitos ecológicos são relativamente recentes.  O CO2 pode realizar multi-contato e primeiro contato de miscibilidade com o óleo e uma razoável pressão de reservatório baixas, enquanto outros gases missíveis só alcançam em pressões muito mais altas.

Iniciaremos aqui neste blog uma sequência de artigos que tratam do desenvolvimento, da aplicação e da difusão desta tecnologia inovadora para o aumento do fator de recuperação dos hidrocarbonetos, sua aplicação nos campos do “Pré-Sal” e visa levantar questões com relação aos benefícios ambientais que tal tecnologia poderá trazer, tecendo algumas considerações à luz de estudos, análises e experiências realizadas anteriormente.

O método empregado para a elaboração destes artigos consistiu em pesquisa bibliográfica; levantamento, triagem e catalogação dos dados sobre a utilização deste sistema de recuperação; levantamento das análises e testes realizados pela Petrobrás e interpretação destas análises realizadas pelo Centro de Pesquisas da PETROBRAS (CENPES).

Em tempos de descoberta dos campos conhecidos como “pré-Sal”, justifica-se a realização desta pesquisa em função da necessidade da otimização de investimentos de exploração destes poços, visando suas aplicações nos trabalhos de exploração da Petrobras, relevante recurso para desenvolvimento da sociedade brasileira, bem como embasar o uso de uma recente tecnologia que tem como seu maior benefício mitigar as ações poluidoras do Gás Carbônico presente abundantemente nestes solos.

Aponta-se como hipótese de estudo, quais as principais questões de engenharia aplicadas a este método, e a grande questão que se pretende esclarecer é colocada pela seguinte pergunta:   Seqüestro geológico de CO2, poderá a Indústria de Óleo e Gás ajudar a salvar o planeta?

A contribuição deste estudo é apresentar esta tecnologia, seu desenvolvimento e aplicabilidade, seu potencial econômico, seus riscos e sua utilização em outros campos.  A relevância deste estudo está na sua aplicabilidade nos futuros campos exploratórios da Petrobrás, e como esta tecnologia está associada com a redução da poluição atmosférica.

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Comentários sobre tubos flexíveis

Estima-se que no ano 2000 mais de 70% da produção nacional de petróleo seja obtida a partir de poços situados em águas profundas, devendo-se utilizar plantas de processo com base em sistemas flutuantes de produção. O sucesso desta concepção se deve principalmente à utilização de dutos flexíveis capazes de acompanhar seus grandes deslocamentos. Outra vantagem da utilização de dutos flexíveis sobre dutos rígidos de aço, é a simplificação das operações de transporte e instalação, pela pré-fabricação destes dutos em comprimentos longos e armazenagem em carretéis. 

A complexidade da estrutura dos dutos flexíveis dificulta estabelecer analiticamente as relações entre os esforços atuantes e as tensões e deformações resultantes, devido, principalmente, às não-linearidades geométricas introduzidas pelas camadas de armaduras helicoidais. Além disso, deve ser considerado o problema de contato e escorregamento entre as camadas da estrutura.

Todos os trabalhos pesquisados na literatura especializada apresentam somente equações analíticas aproximadas referentes ao colapso dos dutos flexíveis sob pressão externa, não oferecendo, entretanto, uma descrição do mecanismo de colapso. Como nos últimos anos os dutos flexíveis vêm sendo muito utilizados no Brasil, em águas profundas, surge então a necessidade de se conhecer melhor o comportamento desta estrutura sob carregamento de pressão externa até o colapso. 

A estrutura do duto flexível, inicialmente proposta pelo Instituto Francês de Petróleo (IFP) em 1960, foi introduzida pela primeira vez no mercado em 1972 e até 1991 foram instalados cerca de 2 300 km destes dutos em todo o mundo. A PETROBRAS é a maior usuária mundial, com cerca de 2 100 km de dutos de aplicação offshore, instalados nos campos produtores nacionais. A estrutura de um duto flexível varia de acordo com o fabricante e a finalidade de sua utilização, mas ela é basicamente composta de camadas de aço enroladas helicoidalmente e de camadas homogêneas de termoplásticos com diferentes geometria e materiais. 

A camada interna de termoplástico assegura que o fluido transportado (óleo bruto, gás e água) não vaze, ao passo que a externa oferece proteção contra corrosão, abrasão e proteção mecânica. As camadas helicoidais de aço provêem a resistência mecânica. Os dutos flexíveis podem ser classificados em não-aderentes (unbonded) e aderentes (bonded). Cada componente da estrutura não-aderente (unbonded), forma uma camada cilíndrica onde os elementos de armação podem escorregar em relação aos componentes de vedação.

Uma estrutura típica de um duto flexível não-aderente, como está apresentada na figura, é composta de:

Carcaça Intertravada: camada que tem como objetivo evitar o colapso da camada interna de polímero no caso de uma queda rápida na pressão interna. Ela é feita pelo intertravamento de uma ou duas fitas de aço com pequeno passo (grande ângulo de enrolamento) e com folgas no intertravamento que lhe conferem alta flexibilidade. Por ser construída sobre um mandril, a carcaça intertravada apresenta boa precisão do tamanho do diâmetro interno e da ovalização inicial. Os aços selecionados para esta estrutura têm boa resistência à corrosão para poder transportar hidrocarbonetos. São, geralmente, utilizados os aços inoxidáveis austeníticos, como o AISI 304/304L e AISI 316/316L.

Camada Interna de Termoplástico. Esta camada, geralmente extrudada sobre a carcaça intertravada, é a camada de vedação que deve resistir à corrosão, abrasão e ataque químico dos fluidos conduzidos. Ela transmite os esforços, como pressão de contato, entre as camadas metálicas adjacentes e o ambiente interno.

Armadura de Pressão. Camada opcional para sustentar cargas devido à pressão interna, além de prover resistência contra pressão externa e efeitos de esmagamento da armação de tração. É feita, geralmente, com um número par de arames de aço (geralmente dois) enrolados helicoidalmente em sentidos opostos e em espiral de pequeno passo. A seção transversal destas camadas pode ter diferentes geometrias. Nos dutos fabricados pela Wellstream (WS) e pela Coflexip (CSO), estas camadas são feitas de um arame em forma de Z, sendo denominada de camada Zeta (CSO) e Flexlok (WS). São utilizados aços de liga de baixo carbono como FM-15 e FM-35.

Camada intermediária de termoplástico. Em risers dinâmicos é aplicada uma camada intermediária de termoplástico para diminuir a fricção entre as camadas resistentes a pressão e a armadura de tração.

Camada de armação de tração dupla. Camada que provê a resistência às cargas axiais e à torção. São feitas com número par de camadas, geralmente duas, com arames de seção retangular enrolados helicoidalmente em sentidos opostos com ângulo de inclinação variando entre 15 e 55 °, o qual determina o balanço axissimétrico do duto.

Dependendo da aplicação do duto, este ângulo pode variar entre 15° e 55°. Para reduzir a fricção e o desgaste, é inserida uma camada de lubrificação ou, mais recentemente, uma camada de termoplástico entre as camadas de tração. Os fios da armadura de tração são fabricados com aço de liga de baixo carbono FM-72. Para instalar dutos flexíveis de grande diâmetro em lâminas d’água maiores que 1 000 m, foram desenvolvidas armaduras de materiais compostos a partir de resinas plásticas reforçadas com fibras sintéticas. Esta inovação permite atender aos requisitos de alta resistência e pouco peso, necessários às operações de instalação.

Camada de termoplástico externa. Protege as camadas de metal contra corrosão e abrasão e une a armação adjacente. Como geralmente é extrudada sobre a armadura de tração externa, ela ajuda a manter os arames das armaduras na posição correta.

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Tipos de Recuperação de Petróleo (EOR)

O petróleo constitui atualmente a principal fonte de energia do planeta.  Isto pode ser causa de problemas futuros, porque este não pode ser renovado e o consumo aumenta com o passar dos anos.  O conhecimento tecnológico atual ainda não dispõe de substitutos à altura do petróleo, apesar de ser conhecido que dentro de um breve tempo este estará esgotado.   Isto gerou uma preocupação no sentido de extrair do subsolo a maior quantidade possível de petróleo.

Ao contrário do que se pode imaginar, o petróleo não se encontra em lagos subterrâneo à espera que alguém fure um poço e o bombeie para a superfície.   Ele está contido no interior de pequenos poros que são os espaços "vazios" da rocha reservatório.   Os reservatórios se encontram desde algumas centenas até alguns milhares de metros de profundidade.   Como resultado de forças capilares entre o petróleo e a rocha, nem todo o petróleo contido no reservatório pode ser trazido para a superfície.   A tecnologia atual recupera apenas em torno de 30% do total de petróleo disponível na rocha reservatório.

Com a finalidade de aumentar a produção de petróleo, pesquisas realizadas em laboratórios e em campos de todo o mundo, resultaram num conjunto de técnicas conhecidas como recuperação suplementar de petróleo.   Dentre esses métodos os mais importantes são:

• Processos térmicos (combustão "in situ", estimulação com vapor e injeção de vapor),
• Processos de deslocamentos miscíveis (tampão miscível, injeção de gás pobre a alta pressão, injeção de gás rico, injeção de gás carbônico),
• Processos químicos (injeção de polímeros, injeção de cáusticos, injeção de surfactantes).

Estatísticas revelam que, nos Estados Unidos, a produção de petróleo por métodos de recuperação suplementar, em 1994, é de 709.094 barris de petróleo por dia.   A produção atual proveniente da aplicação de métodos de recuperação suplementar de petróleo representa um pouco mais de 10% do total recuperado.   Além disso, a recuperação devido à injeção de CO2 aumentou em 11,3% no ano de 1994 com relação ao ano de 1992.   Em 1994, os métodos térmicos participaram com 59,0% de todo o petróleo produzido por recuperação suplementar.   Os métodos miscíveis de recuperação são responsáveis por 40,7% dos quais 56,0% correspondem à injeção de CO2.    Um pouco menos de 0,3% do total de petróleo obtido por recuperação suplementar foi devido aos processos químicos.    Os valores citados estão resumidos na tabela 1.1.

TABELA 1.1 – Produção de petróleo em função da aplicação de métodos de recuperação suplementar nos Estados Unidos.

Método de recuperação	1992	1994
Térmicos	460.691	418.571
Injeção de gases	218.420	288.629
CO2 Miscível	144.973	161.488
CO2 Imiscível	95	0
Químicos	2154	1892
Outros	2	2
Total	760.907	709.094

VALORES EM BARRIS DE PETRÓLEO POR DIA

Os métodos térmicos deverão contribuir mais para o aumento do uso de técnicas de recuperação suplementar, sendo que a injeção de CO2 deverá predominar dentre os métodos miscíveis de recuperação – o alto custo dos hidrocarbonetos limitará seu uso, enquanto o N2 só é aplicável sob condições limitantes de reservatório.   Dentre os processos químicos, o uso de cáusticos e polímeros apresenta baixa relação custo-benefício.   Complicada tecnologia além de custos e riscos elevados são fatores importantes na injeção de surfactantes, entretanto, os potenciais técnicos e econômicos são tais que justificam a continuação das pesquisas.   Espera-se que um maior domínio dessas tecnologias aumente ainda mais o interesse em suas aplicações, garantindo um maior retorno econômico.

A produção de um poço de petróleo é normalmente dividida em três fases: recuperação primária, secundária e terciária.   A recuperação primária é função de mecanismos naturais de empuxo, gás em solução, influxo de água, empuxo gerado por capa de gás, drenagem por gravidade, etc. Tais mecanismos garantem a surgência por certo tempo.  Com a continuação da produção há um declínio da pressão, o que exige a aplicação de algum método de elevação artificial – usualmente bombeio mecânico.   O fluxo de petróleo para dentro do poço diminui até tornar antieconômico o bombeio mecânico.   A extensão da recuperação primária varia bastante, alcançando em média até 20% do petróleo originalmente contido no reservatório.

A recuperação secundária refere-se a técnicas tais como injeção de água ou gás, cujo propósito é, em parte, manter a pressão do reservatório.  Estas técnicas são aplicáveis a reservatórios onde o petróleo é drenado por efeito gravitacional para a parte inferior da formação.   Os fluidos injetados são produzidos juntamente com o petróleo.  A injeção de gás natural, por exemplo, é uma prática comum em instalação desprovidas de gasodutos para seu transporte.  A reinjeção, além de cumprir o objetivo de repressurização do reservatório, serve como meio de estocagem do gás natural para uso posterior.  A técnica tem uso limitado, sendo a injeção de água o método mais corriqueio de recuperação secundária.   Esta última fornece o dobro da quantidade de petróleo que pode ser obtida através da recuperação primária.  Cerca de 40% da produção de petróleo nos Estados Unidos depende desse tipo de recuperação^[1].   De qualquer modo, após aplicada a recuperação secundária, aproximadamente 70% do total de petróleo do reservatório continua alojado nos poros do mesmo.

Os métodos terciários de recuperação são aplicados geralmente após a recuperação secundária, e envolvem injeções de substâncias normalmente ausentes do reservatório.   Os métodos terciários de recuperação são aplicados geralmente após a recuperação secundária, e envolvem injeções de substâncias normalmente ausentes do reservatório.  Os métodos terciários de recuperação são resultados de exaustivos estudos efetuados em campo e em laboratório e têm como objetivo a produção do petróleo retido no reservatório, após esgotadas as chances de recuperações primária e secundária.   A terminologia é inapropriada porque em muitos casos essas técnicas são aplicadas a poços onde houve apenas recuperação primária ou nenhuma recuperação.  Atualmente o termo recuperação suplementar de petróleo tem-se tornado bastante popular.

Estimativas sugerem que os métodos de recuperação suplementar são capazes de produzir uma quantidade adicional de petróleo equivalente a 10% do total presente no reservatório.  Equipamentos caros e especiais são requeridos para aplicação dessas técnicas e muitas substâncias químicas são utilizadas em alguns processos.  A relação custo-benefício justifica ou impede a aplicação de processos de recuperação suplementar.   A figura 1.1 mostra uma fluxograma onde estão resumidos os métodos de recuperação suplementar de petróleo.

Alguns exemplos de métodos de recuperação suplementar são: combustão in situ, cujo aumento de temperatura reduz a viscosidade do petróleo, facilitando seu escoamento para poços de produção; injeção de polímeros, que melhora a varredura volumétrica; injeção de cáusticos e surfactantes, os quais reduzem as tensões interfaciais e facilitam o deslocamento efetivo do petróleo; injeção de gases ricos; injeção de gás pobre a altas pressões; injeção de dióxido de carbono, que sob dadas condições de pressão, temperatura e composição pode tornar-se miscível com o fluido do reservatório, causando, entre outros:

• Inchamento (aumento de volume de uma dada quantidade de petróleo) e redução da viscosidade do petróleo;
• Diminuição da tensão interfacial entre os fluidos deslocante e deslocado, por ser muito solúvel na água;
• Reação ácida com as rochas da formação (aumento de injetividade);
• Vaporização de componentes do petróleo;
• Aumento do empuxo interno gerado por gás em solução.

São estas, sob o ponto de vista da recuperação suplementar de petróleo, as características mais importantes de uma injeção de dióxido de carbono.

É do conhecimento da engenharia de petróleo que forças capilares causam a retenção do petróleo residual deixado para trás da frente de injeção^[6].  Essas forças capilares retentoras são resultantes de tensões limites ou interfaciais entre o petróleo residente e o fluido deslocante.   Portanto, se a interface entre os fluidos presentes no reservatório for removida, as forças capilares desaparecem e recuperação completa da área varrida pode ser obtida.   Deslocamentos miscíveis, tais como os que podem ser efetuados com CO2, se enquadram dentro dos processos de recuperação que preenchem esse requisito.

  

1 – RECUPERAÇÃO CONVENCIONAL

2 – RECUPERAÇÃO SUPLEMENTAR

Figura 1.1 – Métodos de recuperação suplementar de petróleo.

Fonte: disponível em:

Os vários processos de deslocamentos miscíveis podem ser agrupados do seguinte modo: processos nos quais já existe miscibilidade entre os fluidos deslocados e deslocante, e aqueles nos quais o fluido injetado desenvolve de algum modo a miscibilidade com o petróleo presente no reservatório.  Um exemplo do primeiro tipo de processo é a injeção de propano líquido o qual, neste estado, é miscível com o petróleo do reservatório, enquanto que a injeção de gás carbônico faz, normalmente, parte do segundo tipo.

Uma explicação de como se desenvolve a miscibilidade de um sistema petróleo-CO2 é sugerida por Metcalfe e Yarborough, os quais sugerem que o mecanismo através do qual a miscibilidade ocorre está diretamente relacionado com o equilíbrio de fases do sistema.  Quanto as temperaturas e pressões são altas, o mecanismos envolvido é de vaporização.  À medida que a frente de CO2 se desloca no meio poroso, esta torna-se rica em componentes mais pesados.   O enriquecimento do dióxido de carbono por componentes do petróleo torna-o mais denso e mais viscoso, o que diminui ainda mais a possibilidade de existência de caminhos preferenciais através do petróleo, aumentando assim a eficiência do deslocamento.   Com o andamento da extração, as propriedades dos fluidos deslocante e deslocado aproximam-se cada vez mais e, eventualmente, a miscibilidade pode ser atingida.  Isto pode ser entendido de maneira clara através do uso de um diagrama clássico pseudo-ternário, tal como mostrado no anexo A.1.   Se no mesmo nível de pressão as temperaturas ao relativamente baixas, o mecanismos é mais corretamente descrito por condensação (absorção) de CO2 na fase petróleo.  O deslocamento assume então a aparência de uma extração líquido-líquido ou supercrítica.

A injeção de CO2 tem-se mostrado um dos métodos mais promissores de recuperação suplementar de petróleo, não só pelo fato de resultar em 100% de varredura da parte do reservatório contatada, mas, principalmente, por permitir a obtenção de um deslocamento miscível a um baixo custo, quando comparado com outros métodos miscíveis de recuperação suplementar, tais como: injeção de propano líquido ou gás liquefeito de petróleo, injeção de gás rico (gás natural enriquecido com hidrocarbonetos do etano e hexano), e injeção de gás pobre a altas pressões.   Nestes três tipos de injeção, o tampão miscível é deslocado por um líquido (água, por exemplo) ou um gás (gás pobre, preferencialmente).  Além disso, o custo total da operação de injeção de CO2 pode ser reduzido se eficientes instalações de separação da mistura petróleo-CO2 e purificação do fluido deslocante estiverem disponíveis na superfície.  O CO2 tratado é reinjetado na formação.

A utilização de gás carbônico tornou-se alvo de investigações desde os anos cinqüenta, sendo atualmente a técnica que mais atrai a atenção daí ndústria do petróleo.  O processo pode ser encarado como uma extração supercrítica, uma vez que a temperatura crítica do CO2 (87.8  F) se encontra na faixa inferior de temperaturas da maioria dos reservatórios (86 – 248  F).  Desse modo, as altas densidades e o poder de solubilização apresentados por alguns fluidos em condições um pouco acima de seus pontos críticos podem ser obtidos em condições de reservatório.

Recuperação Primária

A recuperação primária é a etapa da produção onde a energia preexistente no reservatório é responsável pela movimentação do óleo para a superfície. Para Passos (2002), no início de sua vida produtiva, viável técnico-economicamente, o reservatório tem energia para abastecer o poço, promovendo a elevação até a superfície e escoando horizontalmente até as facilidades de produção.

Nesse estágio inicial de produção de óleo num reservatório, o óleo é forçado para a superfície devido a forças naturais, como: expansão do óleo, expansão do gás ou ambos; deslocamento pela migração de água naturalmente pressurizada de uma zona de comunicação; e escoamento de uma posição mais alta no reservatório para poços em posições mais baixas. As forças de expulsão naturais presentes em um determinado reservatório dependem das propriedades da rocha e do fluido, da estrutura geológica e da geometria do reservatório, além da taxa de produção de óleo e gás (CORREIA; FRANÇA;THOMÉ, 2006).

Segundo Mustafa, Souza e Rocha (2003), a produção de petróleo nessa fase varia entre 15% e 20% do volume original da jazida.

  

Figura 1.2 – Recuperação primária de petróleo (Água).

  

Figura 1.3 – Recuperação primária de petróleo (Gás).

Recuperação Secundária

Quando é extinta a energia natural do reservatório, que ocorre ao longo da recuperação primária, grande volume de petróleo ainda permanece aprisionada. A partir deste ponto começa a utilização de métodos de recuperação secundária, que consiste na injeção de fluidos, normalmente, água e gás natural.

Segundo Rosa et al (2006) a recuperação secundária de petróleo pode ser classificada como:

- Recuperação secundária convencional – ex: injeção de água e gás natural;

- Recuperação secundária especial ex: injeção de CO2, combustão in situ, injeção de vapor, etc.

O objetivo da injeção desses fluidos (água e gás) é exclusivamente mecânico, com a finalidade de empurrar ou deslocar o óleo para fora dos poros das rochas, sem que haja qualquer interação química ou termodinâmica entre os fluidos ou entre os fluidos e a rocha reservatório. O fluido injetado deve empurrar o óleo para fora dos poros da rocha, ocupando o espaço deixado.

Entretanto, mesmo na parte da rocha invadida pelo fluido deslocante (água ou gás natural, por exemplo), certa quantidade, denominada "óleo residual", permanece no reservatório, em conseqüência de efeitos de capilaridade (THOMAS, 2001).

Com a recuperação secundária convencional se consegue elevar a recuperação para cerca de 30 a 45% do volume original da jazida. O restante fica retido nos poros da rocha reservatório, de onde só vai ser retirado através de métodos de recuperação secundária especiais (MUSTAFA; SOUZA;ROCHA, 2003).

  

Figura 1.4 – Recuperação secundária de petróleo (Água).

  

Figura 1.5 – Recuperação secundária de petróleo (Gas).

Recuperação Secundária Especial (Terciária)

Também denominado de Recuperação Avançada de Óleo ou EOR-Enhanced Oil Recovery (em Inglês), são todos os processos de recuperação que não seja a simples injeção de água ou gás natural para manter a pressão no reservatório e, assim, aumentar a capacidade de produção (CORREIA; FRANÇA; THOMÉ, 2006).

Considerando a natureza geral do processo, classificam-se os métodos avançados em: métodos térmicos, métodos miscíveis e métodos químicos. Esta classificação, entretanto, não é única e alguns métodos poderiam ser incluídos em outras categorias (PASSOS, 2002).

Entretanto, apesar de aumentar o tempo de vida produtiva dos reservatórios, essas técnicas têm como principal limitador o incremento ao preço final do petróleo produzido. Este fato leva muitas reservas a serem abandonadas antes da execução dessa etapa de produção.

  

Figura 1.6 – Recuperação terciária de petróleo (injeção de vapor).

  

Figura 1.7 – Recuperação terciária de petróleo (injeção de microorganismos).

  

Figura 1.8 – Resumo dos processos.

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