Neste capítulo é reportada a revisão bibliográfica sobre utilização de técnicas de captura e armazenamento de CO2 (CCS43) para a mitigação de emissões de GEE.
Serão avaliados os textos originais de algumas das principais organizações internacionais voltadas ao estudo de técnicas de CCS, entre elas: Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF); CO2 Capture Project (CCP); Cooperative Research Centre for Greenhouse Gas
Technologies (CO2CRC); Global CCS Institute; Intergovernmental Panel on Climate Change
(IPCC); International Energy Agency (IEA); U.S. Department of Energy (DOE); U.S.
Environmental Protection Agency (EPA); World Resources Institute (WRI).
Objetivos específicos da revisão bibliográfica são: (a) o levantamento do estado-da-arte sobre o tema; (b) a identificação de atividades relacionadas ao tema no Brasil e (c) a aplicação da tecnologia de CCS em refinarias de petróleo.
5.1 Mudança Climática – Força motriz para CCS
De acordo com o Quinto Relatório de Avaliação do IPCC (2014), é possível afirmar com pelo menos 95% de certeza que mais da metade da elevação nas temperaturas médias globais desde 1951 até 2010 se deve ao aumento observado nas concentrações antrópicas de GEE. As emissões globais de GEE devido a atividades humanas têm crescido desde a época pré-industrial, com um aumento de 80% entre 1970 e 2010 (de 27 para 49 bilhões de t CO2 eq./ano). As emissões de CO2 provenientes da queima de combustíveis fósseis e processos industriais contribuíram com 78% desse aumento.
Geração de energia elétrica continua a ser a maior fonte de emissões de CO2, emitindo tanto CO2 quanto o restante do setor industrial, enquanto o setor de transportes é a fonte com o crescimento mais rápido das emissões de CO2. Portanto, a consecução do objetivo final da UNFCCC de estabilizar as concentrações de GEE na atmosfera, em níveis que minimizem os impactos no clima global, exigirá medidas para reduzir as emissões, incluindo a implantação adicional de tecnologias novas e existentes (IPCC, 2005).
As opções tecnológicas para reduzir emissões líquidas de CO2 para a atmosfera incluem (IEA, 2001; IPCC, 2005):
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100 Redução do consumo de energia;
Aumento da eficiência de conversão ou utilização de energia;
Mudança para combustíveis com menor teor de carbono como, por exemplo, gás natural em vez de carvão;
Aumento da utilização de fontes renováveis de energia ou energia nuclear;
Sequestro de CO2, pelo aumento da capacidade de absorção biológica em florestas e solos;
CCS.
A extensão do uso de cada uma dessas técnicas dependerá de vários fatores, incluindo metas de redução de emissões, custos, recursos energéticos disponíveis, impactos ambientais e fatores sociais.
Atualmente, medidas para reduzir o consumo de energia e mudança para combustíveis de baixo teor de carbono são economicamente efetivas em muitos lugares e vão proporcionar reduções das emissões. O aumento de sumidouros naturais poderia contribuir significativamente no curto prazo, mas a capacidade dos mesmos é limitada e o armazenamento de carbono em florestas, por exemplo, nem sempre é seguro. Grandes reduções nas emissões poderiam ser alcançadas através da mudança generalizada para as energias renováveis ou a energia nuclear. No entanto, a extensão em que essas opções podem ser usadas será influenciada por fatores que não dependem apenas de desempenho técnico. Captura de CO2 e seu armazenamento subterrâneo podem ser feitos com a tecnologia disponível, mas somente a partir de meados de 2000 isto foi seriamente considerado como um método potencial de redução das emissões. Sua importância deriva do fato que cerca de 80% das necessidades de energia comercial do mundo são abastecidos por combustíveis fósseis. A técnica de CCS permitiria que o mundo continuasse a utilizar combustíveis fósseis, mas com reduções significativas das emissões de CO2 (IEA, 2001).
No cenário 2DS do relatório ETP 2014 (IEA, 2014c) foram avaliadas estratégias para reduzir as emissões de GEE acima de 50% em 2050, relativamente aos níveis de 2011. Nesse cenário, a técnica de CCS terá de contribuir com 14% da redução acumulada de emissões.
101 5.2 Situação atual da tecnologia de CCS
De acordo com DOE (2010a), CCS é um processo de três etapas que inclui captura e compressão do CO2 de termelétricas ou fontes industriais; transporte do CO2 capturado (geralmente em dutos); e armazenamento do CO2 em formações geológicas adequadas, como aquíferos salinos profundos, reservatórios de petróleo e gás e veios de carvão inexploráveis.
Atualmente, todos os três componentes são encontrados em operações industriais, mas, na maioria dos casos, não possuem a finalidade de armazenamento de CO2. A etapa de captura envolve a separação de CO2 de outros produtos gasosos. Para processos com queima de combustível, como os de usinas termelétricas, tecnologias de separação podem ser usadas para captura de CO2 depois da combustão ou para diminuir o teor de carbono do combustível antes da combustão. A etapa de transporte pode ser necessária para levar o CO2 capturado para um local de armazenamento adequado, que pode estar a uma distância razoável da fonte de CO2. Para facilitar o transporte e a armazenagem, o gás CO2 capturado normalmente é comprimido na instalação de captura. Potenciais métodos de armazenamento incluem injeção em formações geológicas subterrâneas, injeção no oceano profundo, ou fixação industrial em carbonatos inorgânicos. Alguns processos industriais também podem utilizar e armazenar pequenas quantidades de CO2 capturado em produtos manufaturados.
A maturidade técnica de componentes específicos do sistema de CCS varia muito. Algumas tecnologias são implantadas extensivamente em mercados maduros, principalmente no setor de petróleo e gás, enquanto outras estão ainda na fase de pesquisa, desenvolvimento e demonstração. Na Tabela 5.1 está mostrada uma visão geral sobre o estágio de maturidade dos componentes da tecnologia CCS há aproximadamente 10 anos (IPCC, 2005).
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Tabela 5.1 – Estágio de maturidade dos componentes de sistemas de CCS
Componente de CCS Tecnologia de CCS Fase de pesqu isa Fase de demo nstração Econo micamente fact ível sob co ndições específicas Mercado m aduro Captura Pós-combustão X Pré-combustão X Oxi-combustão X
Separação industrial (produção de amônia e processamento de gás natural) X
Transporte Gasoduto X
Navio X
Armazenamento geológico
Recuperação avançada de petróleo X Reservatórios de petróleo ou gás natural X
Formações salinas X
Recuperação avançada de metano em leito de carvão X Armazenamento no
oceano
Injeção direta (tipo dissolution) X Injeção direta (tipo lake) X Carbonatação mineral Minerais naturais de silicato X
Materiais de resíduo X
Usos industriais de CO2 X
Fonte: Adaptado de IPCC (2005).
Para viabilizar a tecnologia CCS há uma série de desafios técnicos, regulamentários e econômicos a serem enfrentados. O maior desafio é demonstrar que CCS é seguro, eficaz e pode ser feito em escala industrial a um custo competitivo. Projetos-piloto em grande escala desempenharão um papel importante para mostrar que o processo integrado pode funcionar, desde a captura até o armazenamento. Programas de pesquisa, desenvolvimento e demonstração requerem um investimento substancial, mas, em contrapartida, podem ajudar a reduzir incertezas de projeto e melhorar custo e desempenho da tecnologia. Para complementar os desafios técnicos e econômicos, um quadro regulatório para a implantação de CCS é também necessário para esclarecer questões legais tais como direitos de propriedade e responsabilidades de longo prazo (CCP, 2011).
5.3 Captura de CO2
Remoção de CO2 de correntes gasosas industriais não é um processo novo. Processos de absorção de gás utilizando solventes químicos para separar CO2 de outros gases têm sido utilizados, desde a década de 1930, no setor de gás natural, na produção de alimentos e de CO2 com grau químico, isso a partir de fluxos de gases com teor de CO2 entre 3 a 25%. Nas décadas
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de 1950 e 1960, processos de adsorção de gás foram desenvolvidos para separar CO2 de correntes gasosas associadas à produção de hidrogênio em refinarias, separação de nitrogênio e desidratação. Nas décadas de 1970 e 1980, membranas de separação de gás foram desenvolvidas para aplicações de recuperação terciária de petróleo e processamento de gás natural. Tecnologias de captura existentes são intensivas em energia, e, consequentemente, a sua aplicação é custosa para centrais elétricas alimentadas a carvão e outras fontes industriais (DOE, 2010a).
O custo depende de muitas variáveis, tais como o tipo e tamanho da planta e o tipo de combustível usado. Geralmente, a inclusão da captura de CO2 pode aumentar o custo de investimento de uma termelétrica nova em 50-100% ou até mais (CSLF, 2010).
Embora, em princípio, a corrente gasosa total contendo baixas concentrações de CO2 possa ser transportada e injetada no subterrâneo, os custos de energia e outros custos associados geralmente tornam essa abordagem impraticável. Por isso é necessário produzir um fluxo de CO2 quase puro, para transporte e armazenamento. Aplicações de separação de CO2 já estão em operação em grandes instalações industriais, incluindo estações de tratamento de gás natural e instalações de produção de amônia. Na atualidade, CO2 normalmente é removido para purificar outras correntes de gases industriais. Remoção tem sido utilizada para fins de armazenamento em poucas situações.
Dependendo da aplicação considerada (processo industrial ou termelétrica), há três abordagens principais para capturar o CO2 gerado a partir de um combustível fóssil primário (carvão, gás natural ou petróleo), biomassa ou misturas destes combustíveis, conforme descrito na sequência.
Sistemas de pós-combustão separam CO2 dos gases de combustão produzidos pela queima de combustível primário com ar. Esses sistemas normalmente usam um solvente líquido para capturar a pequena fração de CO2 (normalmente de 3 a 15% em volume) presente em um fluxo de gás de combustão em que o constituinte principal é nitrogênio (do ar). Para uma termelétrica a carvão pulverizado ou uma termelétrica de ciclo combinado a gás natural, sistemas atuais de captura de pós-combustão normalmente empregariam um solvente orgânico como a monoetanolamina (MEA).
Sistemas de pré-combustão processam o combustível primário em um reator, com vapor e ar ou oxigênio, para produzir uma mistura constituída principalmente de monóxido de carbono e hidrogênio (gás de síntese). Hidrogênio adicional, juntamente com CO2, é produzido quando da
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reação de monóxido de carbono com vapor de água em um segundo reator (shift reactor). A mistura resultante de hidrogênio e CO2 pode então ser separada em uma corrente de CO2 e outra de hidrogênio. Se o CO2 é armazenado, o hidrogênio é um combustível livre de carbono que pode ser queimado para gerar calor e/ou eletricidade. Embora as etapas iniciais de conversão de combustível sejam mais elaboradas e dispendiosas do que nos sistemas de pós-combustão, as altas concentrações de CO2 produzidas pelo shift reactor (normalmente de 15 a 60% em volume, e em base seca) e as altas pressões (frequentemente encontradas nessas aplicações) são mais favoráveis para a separação de CO2. Pré-combustão seria a tecnologia usada em usinas termelétricas que empregam a tecnologia de IGCC.
Sistemas de oxi-combustão utilizam oxigênio em vez do ar na queima do combustível primário, e o gás de combustão é composto basicamente de vapor de água e CO2. Isso resulta em um gás de combustão com altas concentrações de CO2 (superior a 80% em volume). O vapor de água é removido por refrigeração e compressão da corrente de gás. Oxi-combustão exige a separação prévia do oxigênio do ar, com uma pureza na faixa de 95 a 99%. Antes do CO2 ser enviado para o armazenamento, tratamento adicional pode ser necessário para remover poluentes do ar e gases incondensáveis (tal como o nitrogênio) dos gases de combustão.
Na Figura 5.1 está mostrado um esquema dos principais processos e sistemas de captura. Informações mais detalhadas estão descritas em IPCC (2005) e White et al. (2003). Todos os sistemas e processos de captura exigem uma etapa que envolve a separação de CO2, H2 ou O2 de um fluxo principal de gás (como ar, gases de combustão, gás de síntese ou gás natural bruto). Essas etapas de separação podem ser realizadas por meio de solventes químicos ou físicos, membranas, adsorventes sólidos ou por separação criogênica. A escolha de uma tecnologia específica de captura é determinada em grande parte pelas condições do processo em que ela deve operar. Sistemas de pós-combustão e pré-combustão para termelétricas poderiam capturar 85–95% do CO2 produzido. Maiores eficiências de captura são possíveis, mas os dispositivos de separação tornam-se consideravelmente maiores, mais intensivos em energia e mais caros. Captura e compressão precisam cerca de 10-40% mais energia do que a planta equivalente sem captura, dependendo do tipo de sistema. Devido às emissões de CO2 associadas, o montante líquido de CO2 capturado é cerca de 80-90%. Sistemas de oxi-combustão são, em princípio, capazes de capturar quase todo o CO2 produzido. No entanto, a necessidade de sistemas
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adicionais de tratamento de gás para remover poluentes, tais como SOx e NOx, reduz o nível de CO2 capturado para um pouco mais de 90%.
Conforme descrito anteriormente, a captura de CO2 já é usada em várias aplicações industriais. As mesmas tecnologias que seriam usadas para captura na pré-combustão são empregadas para a produção em grande escala de hidrogênio (que é usado principalmente na fabricação de amônia e fertilizantes e para operações em refinaria de petróleo). A separação do CO2 do gás natural bruto (que geralmente contém uma quantidade significativa de CO2) também é praticada em larga escala, usando tecnologias similares àquelas usadas para captura na pós- combustão. Embora sistemas comerciais também estejam disponíveis para a separação de oxigênio em grande escala, oxi-combustão para captura de CO2 está atualmente em fase de demonstração (CONCAWE, 2011). Além disso, pesquisa está sendo conduzida para alcançar maiores níveis de integração de sistemas, aumentar a eficiência e reduzir custos para todos os tipos de sistemas de captura.
Figura 5.1 – Esquema dos processos e sistemas de captura de CO2 Fonte: IPCC (2005)
106 5.4 Transporte de CO2
Atualmente, o CO2 é transportado por caminhão, navio ou gasoduto. Entretanto, para o transporte de grandes quantidades de CO2 emitidos por termelétricas, o gasoduto é a única solução prática. Gasodutos de CO2 têm sido usados desde a década de 1970 no transporte de grandes volumes de CO2 até campos de produção para recuperação terciária de petróleo. Por exemplo, a infraestrutura de gasodutos dos EUA tem a capacidade de transportar 50 milhões de t CO2/ano de maneira segura e confiável, através de 5.700 km de dutos (CCP, 2011; DOE, 2010a).
É geralmente mais barato movimentar o CO2 por gasoduto do que transmitir eletricidade. Seria, portanto, mais barato instalar usinas termelétricas perto de onde está a maior demanda de eletricidade e transportar o CO2 até o local de armazenamento. Porém, se o transporte de CO2 for uma grande preocupação, usinas poderiam ser construídas perto dos locais de armazenamento (IEA, 2001).
O transporte de CO2 é um componente vital do processo de CCS. Apesar do transporte de CO2 ser provavelmente menos dispendioso do que a captura de CO2, o desenvolvimento de uma infraestrutura de transporte para acomodar futuros projetos de CCS poderá encontrar desafios em matéria de tecnologia, custo, regulação, política, direitos de passagem e aceitação pública. No entanto, considerando que gasodutos de CO2 existem hoje e dada a semelhança dessa infraestrutura para outras já desenvolvidas, tais como dutos de gás natural, não é esperado que esses desafios sejam obstáculos importantes à implantação (DOE, 2010a).
Há uma grande expectativa de que o gasoduto seja o mais econômico e eficiente método de transporte do CO2 para futuras instalações comerciais de CCS (IPCC, 2005). Embora os custos de capital sejam mais elevados para os gasodutos, uma vez construídos eles reduzem a incerteza associada com logística, custos de combustível e dependência de outras infraestruturas que poderiam aumentar o custo do transporte de CO2. Gasodutos de CO2 exigem a mesma atenção que os dutos de gás natural em termos de projeto, monitoramento de vazamentos e proteção contra pressão excessiva (DOE, 2010a).
Hoje, gasodutos operam como uma tecnologia de mercado madura, sendo o método mais comum para o transporte de CO2. O CO2 gasoso é normalmente comprimido a uma pressão acima de 8 MPa para evitar regimes de fluxo bifásico e aumentar sua densidade, tornando mais fácil e menos dispendioso seu transporte. Em algumas situações, ou locais, transporte de CO2 por
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navio pode ser economicamente mais atraente, especialmente quando o CO2 tem de ser movido por grandes distâncias. Gases liquefeitos de petróleo (principalmente propano e butano) são transportados em larga escala comercial por navios-tanques. O CO2 pode ser transportado por navio da mesma maneira (normalmente a 0,7 MPa de pressão), mas isso acontece, atualmente, em pequena escala por causa da demanda limitada. As propriedades do CO2 liquefeito são semelhantes às do GLP, e a tecnologia poderia ser dimensionada para grandes embarcações de CO2 se uma demanda para tais sistemas vier a se concretizar (IPCC, 2005).
Caminhões-tanques e vagões-tanques também são opções tecnicamente viáveis. Esses sistemas transportam CO2 a temperatura de -20°C e pressão de 2 MPa. Porém, eles são economicamente inviáveis em relação aos gasodutos e navios, exceto em uma escala muito pequena, e é improvável que sejam relevantes para CCS em grande escala (IPCC, 2005).
Em altas concentrações, o CO2 é um asfixiante e tende a se acumular em depressões, porque é mais pesado que o ar. Problemas devido a vazamentos de gasodutos são muito pequenos, mas, para minimizar os riscos, gasodutos de CO2 poderiam ser desviados de grandes centros populacionais. Algum armazenamento intermediário de CO2 será necessário para lidar com variabilidade no abastecimento, transporte e armazenamento, particularmente se o CO2 é transportado por navio. Outros gases potencialmente perigosos, como gás natural, etileno e GLP já são armazenados, com pouquíssimos problemas. As mesmas considerações de segurança teriam de ser aplicadas para armazenamento intermediário de CO2 (IEA, 2001).
5.5 Armazenamento de CO2
Segundo CSLF (2010), o armazenamento de CO2 deve ser seguro, permanente e disponível a um custo razoável, em conformidade com leis e acordos nacionais e internacionais, e ter a aceitação do público. Uma vez capturado, o CO2 pode ser armazenado por:
Certos tipos de formações geológicas; Injeção nas profundezas dos oceanos; Carbonatação mineral;
Usos industriais. 5.5.1 Armazenamento geológico
A maioria do carbono do mundo está contida em formações geológicas: retido em minerais e hidrocarbonetos ou dissolvido na água. Na natureza, CO2 é frequentemente encontrado com
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acumulações de petróleo, tendo sido aprisionado de forma separada ou conjunta com hidrocarbonetos por milhões de anos.
Sujeitas a propriedades específicas, vários tipos de formações geológicas podem ser usadas para armazenar o CO2, conforme ilustrado na Figura 5.2. Entre elas, aquíferos salinos profundos, reservatórios esgotados de petróleo e gás natural e veios inexploráveis de carvão têm a maior capacidade potencial para armazenamento. De acordo com CSLF (2010), a capacidade teórica de armazenamento global de CO2 em formações geológicas é de 10.460 Gt CO2, com as seguintes contribuições relativas: 91% em formações salinas profundas, 8% em reservatórios esgotados de petróleo e gás natural e 1% em veios inexploráveis de carvão.
Figura 5.2 – Opções para armazenamento geológico de CO2 Fonte: Adaptado de CO2CRC (2011)
Durante décadas, as companhias de petróleo têm injetado CO2 em campos de petróleo ativos para melhorar a taxa de produção e o tempo de vida produtivo do campo. Embora essa
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prática tenha sido anteriormente motivada para fins de recuperação avançada de petróleo (EOR44), há uma vantagem adicional pelo fato do CO2 ficar aprisionado no subterrâneo durante o processo. Na verdade, por causa dos benefícios econômicos, é esperado que EOR seja o primeiro método de armazenamento de CO2 a ser amplamente praticado. Em longo prazo, no entanto, a grande capacidade e as vantagens de localização dos aquíferos salinos profundos irão provavelmente torná-los os locais preferidos de armazenamento à medida que aumentar a quantidade de CO2 a ser sequestrada. A experiência tecnológica alcançada através de EOR, sem dúvida, se revelará valiosa na concepção de técnicas eficazes para injeção nos aquíferos salinos profundos (WHITE et al., 2003). CO2 também pode ser injetado em camadas de carvão inexploráveis nas quais é armazenado por adsorção na superfície do carvão, às vezes reforçando a produção de metano no leito de carvão (CSLF 2010).
O fato do CO2 ficar armazenado por milhões de anos em lugares como campos comerciais de gás é importante para compreender o destino do CO2 armazenado no subterrâneo (CSLF, 2010). A comunidade científica acredita que muitos aspectos relacionados com a segurança de armazenamento geológico são relativamente bem compreendidos. Por exemplo, o IPCC (2005) concluiu que "é considerado provável que 99% ou mais do CO2 injetado ficarão retidos por mil anos". No entanto, informação adicional (incluindo dados de campo de projetos em grande escala, com monitoramento abrangente) é necessária para confirmar as previsões sobre o comportamento dos sistemas naturais em resposta ao CO2 introduzido e quantificar as taxas para processos de longo prazo que contribuem para o aprisionamento (DOE, 2010a).
Conhecimentos adquiridos a partir de monitoramento do armazenamento subterrâneo de gás metano e EOR fornecem um modelo para monitorar a integridade do CO2 geologicamente