Armazenamento Geológico de CO 2

O armazenamento de fluidos na litosfera geralmente ocorre em rochas sedimentares devido a porosidade, permeabilidade, presença de rocha selo e armadilha (ex. aquíferos, gás natural, petróleo) e, a nível mundial, existem muitas bacias sedimentares adequadas para o armazenamento de CO2.

Três são os principais tipos de reservatórios geológicos capazes de armazenar fluidos com segurança e, portanto, indicados para o armazenamento de dióxido de carbono, sendo eles: campos de petróleo, aquíferos salinos profundos e camadas de carvão (Figura 3.8).

As rochas sedimentares são as mais adequadas para armazenamento de fluidos, pois contêm porosidade (capacidade de conter fluido) e permeabilidade (capacidade de transmissão de fluidos).

Figura 3.8. Reservatórios geológicos capazes de armazenar CO2 (CEPAC).

A Tabela 3.2 mostra a capacidade total de armazenamento em bilhões de toneladas, nos diferentes reservatórios geológicos.

Tabela 3.2. Capacidade de armazenamento nos diferentes reservatórios geológicos (IEA, 2005) Opções de armazenamento geológico de CO2 Capacidade total (Gt de CO2)

Campos de óleo/gás depletados 920

Aquíferos Salinos 400 – 10.000

Camadas de Carvão 15

Assumindo um gradiente geotérmico (taxa que a temperatura aumenta com a profundidade na litosfera) de 25°C/km, a partir de 15ºC da superfície e pressão hidrostática (baseado em dados de densidade de Angus et al.,1973, apud IPCC, 2005), a Figura 3.9 mostra um gráfico da variação da densidade do CO2 com o aumento da profundidade (e consequente aumento de temperatura) e o volume relativo ocupado pelo CO2 (representado por cubos). Observa-se o aumento rápido da densidade do CO2 a partir de cerca de 0,8 quilômetros de profundidade, momento no qual este gás atinge o estado supercrítico. Com relação ao volume ocupado pelo gás, nota-se que este decresce drasticamente com o aumento da profundidade, e, em profundidades superiores a 1.500 metros, tanto a densidade quanto o volume passam a ser praticamente constantes (IPCC, 2005).

Figura 3.9. Diagrama profundidade versus densidade do CO2 e volume relativo ocupado pelo CO2

Para armazenar o CO2 geologicamente, ele deve preferencialmente ser comprimido ao estado supercrítico (pressão > 7,38 MPa e temperatura > 31ºC) para posteriormente ser injetado no reservatório geológico. Toma-se como padrão uma profundidade mínima de 800 metros, porém, sabe-se que o gradiente geotérmico pode variar de acordo com cada bacia sedimentar. Em geral, os gradientes geotérmicos na crosta variam entre 15°-30ºC/km, mas em alguns casos podem ocorrer gradientes anômalos entre 5° e 60ºC/km (Ruberti; Szabó; Machado, 2003). As variações deste gradiente dependem das fontes de calor no interior da Terra e seus mecanismos de transferência para a superfície. Assim, dependendo do gradiente geotérmico, em profundidades superiores ou inferiores a 800 metros o CO2 atingirá o estado supercrítico.

Dentro de um reservatório geológico, existem diversos mecanismos físicos e geoquímicos de aprisionamento que impedem a migração do CO2 para a superfície. Um mecanismo de aprisionamento físico essencial é a presença de uma rocha selo, ou seja, uma rocha com baixa permeabilidade localizada acima de um reservatório, atuando como empecilho evitando a migração do fluido para porções superiores da bacia sedimentar. A eficácia do armazenamento geológico depende da associação de mecanismos de aprisionamento físicos e geoquímicos (Bachu e Adams, 2003; IPCC, 2005).

3.2.2.1. Campos de Petróleo

Sendo estes reservatórios bem conhecidos pela indústria do petróleo, a disponibilidade de dados dos mesmos permite estudos precisos do destino do CO2 na rocha reservatório. Estudos de modelagem numérica no Campo Forties, Mar do Norte, permitiram avaliação precisa da migração do CO2 no reservatório e da segurança do armazenamento por milhares de anos (Ketzer et al., 2005).

O armazenamento de CO2 em campos de petróleo pode ser uma atividade economicamente viável em função da infraestrutura pré-existente e pelas vantagens econômicas provenientes da recuperação avançada (terciária) de petróleo (EOR), ou seja, a recuperação de uma fração adicional de óleo do campo. Gozalpour et al.

(2005) e Holtz et al (2001) demonstram através de diversos métodos e tipos de reservatórios, que a injeção de CO2 em reservatórios de petróleo é uma tecnologia capaz de aumentar a recuperação de óleo.

A recuperação de óleo com a injeção de CO2 nos campos pode ser feita pelos métodos miscível e imiscível, dependendo das condições do campo (Martin e Taber, 1992; Heidaryan; Moghadasi; Quijada, 2010). Em geral, altas pressões são necessárias para comprimir o CO2 a uma densidade no qual o mesmo se torna um bom solvente para os hidrocarbonetos mais leves no petróleo bruto; esta pressão é conhecida como "pressão mínima de miscibilidade” (MMP) que é a pressão mínima em que a miscibilidade entre o CO2 e o petróleo bruto pode ocorrer (Martin e Taber, 1992), e geralmente é determinada experimentalmente. Segundo Bachu (2000), o método miscível é indicado para reservatórios com óleos de alta densidade (>25ºAPI) e pressões mais elevadas, pois nestas condições zonas de miscibilidade com o CO2 são criadas, gerando a redução da viscosidade do óleo e assim, facilitando a saída deste do reservatório. O método imiscível é indicado quando as condições do reservatório não atingem a pressão e composição mínimas de miscibilidade (encontra-se sob pressões mais baixas) e o óleo possui baixa densidade (< 20ºAPI) (Bagci, 2007), o que impede a miscibilidade do mesmo com o CO2. Neste caso, a recuperação do óleo residual do campo se dá por processos mecânicos onde o CO2 expulsa o óleo retido nos poros da rocha e parte deste gás fica retido no lugar do óleo retirado (Bressan, 2009). A injeção de CO2 em campos de petróleo permite a recuperação de aproximadamente 40% do óleo residual do reservatório após sua exploração (Blunt et al., 1993).

O projeto no campo de Weyburn no Canadá é um exemplo de armazenamento de CO2 combinado com EOR. O projeto, iniciado em 2000, espera armazenar 23 Mt de CO2 e extender a produção do campo em 25 anos (Preston et al., 2005). O CO2 utilizado para injeção neste campo é comprado de uma planta de gasificação em Beulah (Dakota do Norte, Estados Unidos) e transportado por um carboduto de 320 km até Weyburn (Saskatchewan, Canadá), sendo este armazenado em um reservatório carbonático. Segundo IPCC (2005), a produção diária de óleo em 2005 era de mais de 10.000 barris.

3.2.2.2. Aquíferos Salinos Profundos

Aquíferos salinos consistem em água subterrânea armazenada em reservatórios geológicos, cujo total de sólidos dissolvidos (TSD) a torna imprópria para o consumo humano e cuja dessalinização é economicamente inviável. Para termos de comparação, no âmbito nacional, a resolução nº 357 do CONAMA (Brasil, 2005) define que água para consumo humano deve ter um valor máximo de 500 mg/L de TSD e 1,4 mg/L de Fluoretos, enquanto que águas subterrâneas profundas (> 800 metros para sequestro geológico de CO2), devem possuir mais de 10.000 mg/L de TDS (DOE/NETL, 2008; Ketzer et al., in press)

O projeto norueguês Sleipner, no Mar do Norte, é um exemplo de armazenamento de CO2 em aquíferos salinos, onde o dióxido de carbono produzido em excesso com o gás natural é separado e injetado novamente em um reservatório a 800 metros de profundidade desde outubro de 1996 (IPCC, 2005). O armazenamento de CO2 em aquíferos salinos é uma alternativa que deve ser considerada devido à grande capacidade de armazenamento dos mesmos, apesar de economicamente não ser tão atrativo.

3.2.2.3. Camadas de Carvão

Através de suas fraturas (os cleats) e de sua matriz, que apresenta muitos poros microscópicos, o carvão pode armazenar CO2 pelo fenômeno de adsorção. O carvão pode adsorver muitos gases e pode conter 25 m³ de metano (em pressão de 1 atm e 0ºC) por tonelada de carvão (IPCC, 2005). O CO2 injetado em camadas de carvão com permeabilidade moderada situadas entre 300-1500 metros de profundidade será preferencialmente adsorvido (IEA GHG, 1998), liberando o gás metano que pode ser produzido no chamado ECBM (do inglês Enhanced Coal Bed Methane).

Um projeto piloto de armazenamento de CO2 e recuperação avançada de metano em camadas de carvão (denominado RECOPOL – o primeiro campo de demonstração da Europa) teve suas atividades entre julho de 2004 e março de 2005 na cidade de Krakow, Polônia. Dados mostram que 692 toneladas de CO2 foram

armazenadas nas camadas de carvão durante o projeto (van Bergen, Pagnier e Krzystolik, 2006). No Brasil, um projeto piloto para injeção de CO2 e produção de metano está sendo desenvolvido na cidade de Porto Batista, Rio Grande do Sul, sendo o Polo Petroquímico de Triunfo a fonte de CO2 antrópico e a jazida de carvão de Charqueadas o reservatório para o seu armazenamento (Heemann et al., 2010).

3.2.3. Critérios para Avaliação de Bacias para Armazenamento Geológico