IMPACTOS AMBIENTAIS POSITIVOS

As operações que envolvem gases nocivos ao meio ambiente têm sempre o foco em evitar ao máximo que os poluentes fujam ao controle do previsto durante as atividades. Tendo em vista que o CO2 é um gás que não pode ser ventilado ao meio ambiente durante a produção

de petróleo por todo mundo, o sequestro de carbono pela rocha-reservatório se torna forte aliado do engenheiro durante a operação no poço de petróleo, sendo realizado há mais de 40 anos (DAI et al., 2017).

O sequestro de carbono no interior da rocha é um mecanismo de interação entre a rocha e o CO2 injetado. Para maior entendimento, Jia et al. (2019) dividiu o processo de CCS em quatro passos:

1. A injeção de CO2 flui rapidamente através dos poros e fraturas da rocha;

2. O CO2 começa a permear a rocha, baseando-se no gradiente de pressão. Nessa etapa o CO2 pode exercer dois fenômenos diferentes, sendo eles extrair e/ou aprisionar o óleo no interior da rocha. Para o caso da extração, o CO2 provoca o inchamento da rocha, empurrando o óleo para o exterior dela, ao passo que no aprisionamento, o CO2 conduz o óleo para o interior dela;

3. Enquanto o CO2 permeia pelo interior da rocha, o óleo migra, fazendo com que o CO2 fique preso no interior das fraturas, baseado no inchamento da rocha e na baixa viscosidade do gás.

4. Por fim, a pressão do CO2 se equaliza no interior da rocha, sendo o óleo produzido de duas formas. A primeira forma é apenas pelo gradiente de pressão ao longo da rocha-reservatório, ao passo que a segunda o óleo produzido provém do óleo que aprisionou o CO2 no interior da rocha. Este óleo é varrido pelas fraturas e poros em direção ao poço produtor.

O processo descrito acima é ilustrado pela Figura 24.

Segundo Matter & Kelemen (2009), existem quatro mecanismos de CCS, sendo eles:

• Retenção física – CO2 preso pela alta porosidade e baixa permeabilidade no interior da rocha;

• Retenção por saturação residual – CO2 preso no poro de forma isolada;

• Retenção por solubilidade – CO2 dissolvido na água de formação;

• Retenção mineral – CO2 dissolvido forma ácido carbônico que pode reagir com íons formando novos minerais.

Para que os mecanismos sejam realizados de maneira correta, devem ser levadas em consideração as interações que ocorrem entre a rocha-reservatório e o CO2 injetado. Durante o processo da injeção, o ambiente formado entre o fluido injetado e a rocha sofre alteração de um

sistema onde a rocha era predominante, isto é, onde a reatividade era baseada pela mineralogia, para um sistema onde o fluido controla, ou seja, controlado pela acidificação da rocha devido à dissolução do CO2 nos fluidos existentes no interior do reservatório.

Figura 24 - Processo de CCS

Fonte: Adaptado de Jia et al. (2019)

Para maior entendimento acerca do que ocorre no interior do reservatório a partir do momento em que ocorre a injeção de CO2, deve-se levar em consideração que inicialmente este fluido está em estado supercrítico, isto é, em uma temperatura e pressão acima do ponto crítico (exposto ao longo da seção 2). As interações entre o fluido e a rocha-reservatório é dividida em duas fases distintas (GAUS, 2010).

Partindo dessa premissa, a fase inicial é composta pelo momento em que o fluido injetado irá se dissolver e ocorrerão interações entre ele e os materiais que constituem o poço.

Durante essa fase, a maior preocupação consiste na injetividade, que pode ser diretamente afetada pela perda de permeabilidade ao redor do poço ocasionada pelas interações

fluido-rocha, divididas em CO2 – material do poço injetor, CO2 – rocha-reservatório e concentração da salmoura gerada pela dissolução da água no CO2 injetado (GAUS, 2010).

Na segunda fase, estão dispostas as interações à longo prazo entre a rocha onde o fluido vai se alocar e a rocha selante. Grande parte dessas interações são causadas pelo CO2 dissolvido na rocha e pela salmoura, que geram interações geoquímicas com os minerais da rocha-reservatório. A importância dessa fase se dá pelo estudo que é realizado e tem como resultado a previsão da capacidade que o reservatório tem em permanentemente aprisionar o CO2. Cabe ressaltar que esta fase é composta de reações bem lentas, que podem cessar apenas após milhares de anos (GAUS, 2010).

Todas as fases citadas acima baseiam-se em equações químicas. O dióxido de carbono injetado junto à água durante o método WAG, provoca a formação do ácido carbônico como descrito anteriormente na equação 38. Com o aumento da temperatura e devido à grande quantidade de íons presentes na água de formação, o CO2 dissolvido se dissocia em bicarbonato e carbonato e devido às ligações covalentes com os íons livres da água de formação se precipitam em forma de carbonatos minerais (MATTER & KELEMEN, 2009).

As formações geológicas mais propícias para realizar o CCS são aquíferos salinos e reservatórios de óleo ativos ou depletados. Antes da implementação, deve ser analisada a viabilidade quanto à injetividade, contenção do carbono no interior da rocha e segurança à longo prazo para a humanidade e meio ambiente (GAUS, 2010).

Como os métodos de recuperação avançada utilizando-se do CO2 como fluido injetor estão em execução há décadas, faz-se necessária uma base regulatória adequada, tendo em vista que são processos realizados com fluidos nocivos ao meio ambiente em caso de descontrole das operações. Em seu trabalho, Allinson et al. (2017) elabora uma análise regulatória dos principais países que concentram a utilização desses métodos.

O estudo baseou-se na legislação presente sobre a realização de métodos de recuperação avançados, o CCS e o processo de transição entre ambos. Os Estados Unidos da América e a União Europeia se destacam, sendo a União Europeia detentora de legislação regulatória para as três atividades e os EUA para EOR e CCS (regulação para transição em desenvolvimento).

No caso do Brasil, existe regulamentação para aplicação de métodos EOR definida, para o caso do CCS e da transição, os processos são permitidos, porém ainda não possuem marco regulatório definido (ALLINSON et al., 2017).

Os resultados obtidos do estudo citado acima podem ser descritos pelo Quadro 10.

Quadro 10 - Marcos regulatórios disponíveis

Regulação EUA

Canadá

União

Europeia Austrália Brasil Alberta Saskatchewan Columbia

Britânica

EOR

Transição

CCS

Legenda: Regulação em vigor

Regulação em desenvolvimento Políticas em discussão

Sem informações disponíveis

Fonte: Adaptado de Allinson et al. (2017)