Comportamento do CO 2 num reservatório geológico

A injecção de CO2 compreende fenómenos de fluxo e transporte a nível poroso que

ocorrem a diferentes escalas de espaço e tempo - i.e. comportamento viscoso que ocorre a nível poroso (pequenas escalas) contrastando com a escala da pluma de CO2

propriamente dita de que pode atingir quilómetros, originando dificuldade na transição entre modelos a pequenas e a grande escalas (upscaling).

A modelação foi efectuada à escala regional, pelo que o comportamento a nível poroso não foi considerado, apenas abordado de forma a justificar o comportamento macroscópico da pluma de CO2.

Segundo Jiang (2011), após a injeção o CO2, ainda que em estado supercrítico, é

usualmente menos denso que a água de formação. Este gradiente de densidade implica a ascensão do CO2 ao longo do reservatório e até atingir a base do selante, onde fica sujeito

a um aprisionamento (trapping) estrutural ou estratigráfico. Este é o processo básico que garante a segurança do armazenamento, apesar de existirem mecanismos de aprisionamento secundário que aumentam a segurança e eficácia do mesmo, diminuindo o risco de fuga, que devem ser considerados na modelação. Contudo, Gershenzon et al. (2017), sugerem que não existem processos de retenção residual de CO2 em reservatórios

homogéneos durante uma taxa de injecção constante.

Os aprisionamentos secundários têm vindo a ser estudados intensamente (i.e. Gershenzon et al. (2017); Al-Khdheedawi et al. (2017); Bachu (2015); Raza et al. (2015)) e traduzem-se em fenómenos de retenção de CO2 por diversos processos (Figura 8):

§ Retenção estrutural, em que o CO2, menos denso, é acumulado sob o selante;

§ Retenção mineral, que não foi tida em conta neste trabalho, em que o CO2 reage

quimicamente de modo a formar um precipitado, cuja cinética, segundo Jiang (2011), é lenta e, por isso, negligenciável aquando da injecção, mas essencial a

ALENTEJO – A formação de hidratos como factor de segurança

Luís M. F. Bernardes

longo prazo (armazenamento e comportamento da pluma imediatamente após do conclusão da injecção);

§ Retenção residual, em que o CO2 permanece nos poros dos sedimentos, mas

com uma saturação de tal forma baixa que o fluxo de CO2 nesses poros é

inexistente. Este processo ocorre quando cessa a injecção do CO2, altura em que

a água reocupa os poros dos sedimentos, assegurando a retenção de uma pequena parte do CO2; e na

§ Retenção por dissolução, em que o CO2 é dissolvido na água existente.

Segundo Gershenzon et al. (2017), cerca de 10% a 30% do CO2 injectado fica retido

pelos demais fenómenos de retenção que não o aprisionamento estrutural/estratigráfico, impedindo que o mesmo chegue ao selante.

Figura 8 – Processo de retenção do CO2 no reservatório e relação com a segurança do armazenamento

(Adaptado de Krevor et al., 2015).

De entre os fenómenos de retenção secundários, a dissolução reveste-se de maior importância durante a fase de injeção. A densidade da água aumenta à medida que o CO2

se vai dissolvendo e a mistura (H2O+CO2) tende a descer por gravidade, favorecendo a sua

permanência no reservatório (IPCC, 2005) - provocando um fenómeno de fingering. A dissolução do CO2 na água origina um fenómeno complementar: assim que o CO2 começa

a ser injectado, devido a fenómenos de miscibilidade, a dissolução do CO2 na água faz com

que a densidade desta (DL) aumente relativamente à água circundante, originando a formação de uma camada instável com uma flutuabilidade (bouyancy) negativa localizada por baixo do CO2. Quando a mesma se torna suficientemente instável, inicia-se uma

movimentação vertical convectiva que se desloca no sentido descendente (Figura 9). Contudo, segundo Peters et al. (2015), assim que a água existente abaixo da camada de CO2 começa a ficar saturada em CO2 (principalmente em reservatórios pouco profundos),

o fenómeno de fingering começa a ter dificuldades em desenvolver-se e até mesmo formar- se, devido à quantidade de CO2 existente no meio.

Cameron and Durlofsky (2012) afirmam, corroborando Jiang (2011), que as retenções estrutural, residual e por dissolução ocorrem a curto/médio prazo e que a retenção estrutural é a menos segura, uma vez que o CO2 em fase livre possui maior mobilidade e,

caso encontre uma falha permeável ou uma ruptura no selante, pode ascender rapidamente até à superfície.

Apesar da retenção residual ser um processo, descrito em várias publicações (King and Paterson, 2012 in Krevor et al., 2015; Juanes et al., 2006; Cameron and Durlofsky, 2012), passível de ser gerado e acelerado de modo a proporcionar um armazenamento eficaz, as simulações efectuadas não foram delineadas nesse sentido. Contudo, uma vez que Krevor

et al. (2015) sugerem que o planeamento direcionado para a localização dos poços de

injecção, do fluxo de injecção e para o local de armazenamento permite atingir uma retenção óptima, o mesmo foi levado a cabo no trabalho aqui apresentado.

Figura 9 – Ilustração dos fenómenos físicos que ocorrem durante a injecção de CO2. Adaptado de

Riaz and Cinar (2014).

O armazenamento de CO2 é um processo físico-químico complexo que contempla

fenómenos de fluxo e transporte dentro da matriz porosa e a presença de reacções químicas (Jiang, 2011). Segundo Teletzke (2013), para que a simulação do armazenamento seja mais rigorosa possível, os processos a modelar devem incluir:

§ Propriedades dos fluídos (entalpia, pressão, densidade);

§ Comportamento das fases físicas (estados líquido e supercrítico);

§ Múltiplos estados físicos relativamente ao escoamento do fluído (coexistência de dois estados físicos no processo de injecção, seja líquido ou supercrítico); § Difusão molecular e dispersão mecânica;

§ Reacções químicas; § Transferência de calor;

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A Figura 10 divide a modelação de CO2 nas habituais componentes de modelação de

fluidos: modelação estática (ou geológica), e que respeita apenas à conceptualização da sequência geológica e dos parâmetros que caracterizam as formações geológicas relevantes; modelação dinâmica, relativa às componentes de fluxo e transporte da água e CO2 no reservatório.

Figura 10 – Componentes da modelação da injecção de CO2: modelação estática e modelação dinâmica

(Adaptado de Jiang, 2011).