Estimativa da capacidade teórica de armazenamento de CO 2

O cálculo de capacidade teórica para armazenamento geológico de CO2 pode ser feito a partir de uma escala de bacia a uma escala de uma armadilha específica ou site para o aprisionamento, como tem sido apresentado em diversos projetos de avaliação de potencial geológico para estocagem de CO2, não havendo ainda uma padronização para essa estimativa (IEA, 2013).

No entanto, pode-se se elencar alguns parâmetros principais que são levados em conta na maioria dos projetos e cálculos para capacidade de armazenamento, sendo eles: o volume da formação reservatório a ser utilizada dentro da área definida; a unidade de armazenamento ou armadilha; a porosidade da formação; a densidade do CO2 nas condições do reservatório; e um fator de eficiência de armazenamento (IEA, 2013).

É importante levar em consideração que diferentes mecanismos de trapeamento ocorrem simultaneamente e ao longo do tempo nos reservatórios, o que implica em um grau de complexidade muito elevado para a estimativa de capacidade de armazenamento de CO2 nos reservatórios, dada a grande diversidade de parâmetros e incertezas existentes. Assim, os cálculos aqui apresentados são de natureza teórica e podem ser considerados como simplificações, a fim de se partir de um valor inicial para o potencial de armazenamento nos reservatórios estudados.

Além disso, deve-se considerar também que a evolução do nível de informação e acurácia na avaliação do potencial de armazenamento, das diferentes escalas de detalhe e da variação do grau de incerteza são fatores que impactam diretamente projetos e seus valores econômicos (Bradshaw et al., 2007; Bachu et al., 2007), conforme Figura 27. O presente estudo, por se tratar de um estudo de caso regional, em escala de bacia, possui ainda um elevado grau de incerteza, o qual seria reduzido conforme aumento da disponibilidade de informações e recursos para análise. Além disso, conforme Bachu et al. (2005), capacidades teóricas representam um limite máximo de estimativa de capacidade, sendo irreais no sentido de sempre haver fatores limitantes diversos, tais

como físicos, técnicos regulatórios e econômicos que impossibilitam o uso integral da capacidade teórica do reservatório.

Figura 27. Variação em tamanho e resolução de diferentes capacidades de armazenamento. A) Pirâmide de recursos técnico-econômicos. B) Escala de dados e avaliações. Fonte: Bachu et al. (2007).

3.6.1. Aquíferos salinos

O cálculo da capacidade de armazenamento em aquíferos salinos trapeados com armadilhas estruturais ou estratigráficas parte do pressuposto que o reservatório está inicialmente saturado em água e será ocupado pelo gás injetado. Assim, conforme Bachu et al. (2007), o volume teórico disponível para armazenamento de CO2 (VCO2t) pode ser calculado a partir do volume geométrico do reservatório (Vtrap), porosidade do reservatório (ϕ) e saturação em água (Swirr), conforme Equação VIII. É importante ressaltar aqui que esse cálculo se revela simplificado, no sentido de considerar uma porosidade constante e desconsiderar outros processos atuantes na interação do CO2 com o aquífero, como solubilidade, trapeamento hidrodinâmico e até mesmo mineralização, considerando um longo prazo de permanência.

Equação VIII.

3.6.2. Camadas de carvão

O cálculo de estimativa de capacidade de armazenamento de CO2 (ACO2) em camadas de carvão depende da densidade do CO2 nas condições do reservatório (ρCO2r), da razão de troca entre CO2 e CH4 (ER) e da quantidade de gás produzível do reservatório (PGIP), conforme Equação IX (Bachu et al., 2007; van Bergen et al., 2001; White et al., 2005). A densidade do CO2 em condições padrão é estimada em 1,87 kg/m3. A quantidade de gás produzível (PGIP) depende do volume e densidade do carvão, teor de cinzas, conteúdo de CH4 (Gc) e fator de recuperação (Equação X).

Equação IX.

ACO2 = ρCO2r x ER x PGIP

Equação X.

PGIP = Vc(1 – Ac – Mc) x ρc x Gc x Cf x Rf

Sendo:

Vc = volume de carvão (área x espessura de ocorrência da camada reservatório) Ac = teor de cinzas (em % da massa total)

Mc = teor de umidade (em % da massa total) Ρc = densidade do carvão (1,4 t/m³)

Gc = conteúdo de gás no reservatório (conteúdo de CH4) Cf = fator de completação do reservatório

Rf = fator de recuperação

O fator de completação (Cf) representa uma estimativa da porcentagem da espessura total da camada de carvão que irá contribuir para o armazenamento/produção de gás, sendo dependente da existência e espessura de camadas intermediárias que separem as camadas de carvão a serem utilizadas. Como no presente estudo foram estudadas camadas de carvão sem ocorrência de camadas intermediárias, esse fator tende a 100%.

O fator de recuperação (Rf) se refere, para caso de CBM, à quantidade de gás que pode ser produzida, variável entre 20 e 60 % (van Bergen et al., 2001). Para aplicação para cálculo de potencial para armazenamento de CO2, esse fator seria equivalente ao fator de armazenamento Rs (Bachu et al., 2007), sobre o qual ainda não há consenso na literatura, dada a falta de vasta aplicação desse método de armazenamento em camadas de carvão. Sendo assim, no presente estudo foi considerado um valor intermediário e mais conservador, de 30 %.

3.6.3. Reservatórios de óleo e gás

Para o cálculo de estimativa de capacidade de armazenamento de CO2 em reservatórios de óleo e gás é desconsiderada a existência de hidrocarbonetos em solução, a fins de simplificação, conforme Bachu et al. (2007). Assim, conforme Bachu et al. (2007), o cálculo simplificado da capacidade teórica (MCO2t) é definido pelo fator de recuperação (Rf), densidade do gás no reservatório (ρCO2), volume original de óleo e gás no reservatório (OOIP/OGIP), e fração de gás injetado (FIG), de acordo com a pressão (P), temperatura (T) e fator de compressibilidade do gás (Z), conforme Equação XI (para reservatórios de gás) e Equação XII (para reservatórios de petróleo). Bf é o fator de volume da formação que traz o volume de óleo de condições padrão para condições in situ; Viw e Vpw são os volumes de água injetada e produzida, respectivamente.

Equação XI.

MCO2t = ρCO2 * Rf * (1 – FIG) * OGIP [(PSZITT)/(PIZSTS)]

Equação XII.

MCO2t = ρCO2 * [(Rt * OOIP)/ Bf – Viw + Vpw]

3.6.4. Folhelhos

Para a estimativa de capacidade de armazenamento de CO2 por adsorção em folhelhos, Tao e Clarens (2013) sugerem cálculo a partir das taxas de produção de metano da unidade, sendo dependente do volume de gás no reservatório (V∞) da taxa de difusão

de gases na rocha (DEco2, DEch2) e dos volumes de adsorção de gases (V∞CO2, V∞CH4), conforme Equação XIII.

Equação XIII.

Sendo:

DEco2, DEch2 = Coeficiente de difusão efetiva de CO2 e CH4 V∞ = Volume de gás

V∞CO2, V∞CH4 = Volume de adsorção de CO2 e CH4

3.6.5. Trapeamento mineral

Como descrito em tópicos anteriores, o trapeamento mineral é muito dependente da composição química da rocha reservatório e da água de formação, bem como das condições de temperatura e pressão, que afetam diretamente a reatividade do CO2. Há ainda uma direta relação com a superfície de contato dos minerais com a água de formação contendo CO2, além da taxa de fluxo do fluido pela superfície (Gunter et al., 2004). Dado o elevado grau de complexidade envolvido nos processos químicos e físicos e o nível de detalhe necessário para estimar a capacidade de armazenamento de CO2 nesse tipo de reservatório, Bachu et al. (2007) indicam que essa estimativa apenas seria possível em escala local, a partir de simulações numéricas e experimentos laboratoriais, sem haver uma equação geral aplicável para esse tipo de reservatório.