Projetos de captura e armazenamento de CO 2 (CCS 48 )

De acordo com White et al. (2003), o seqüestro de carbono consiste na remoção (captura) e armazenamento a longo prazo de CO2 da atmosfera ou de fontes de emissão. As formações

geológicas com maior potencial de armazenar CO2 são reservatórios esgotados de petróleo e gás

natural, veios de carvão profundos e não-exploráveis e aqüíferos salinos profundos.

A captura e separação de CO2 emitido por fontes antropogênicas móveis ou estacionárias é

a primeira etapa do processo de seqüestro. Exemplos de fontes estacionárias incluem termoelétricas, produção de gás natural e refinarias de petróleo.

Com relação ao armazenamento geológico de CO2, White et al. (2003) relatam que durante

décadas as companhias de petróleo injetaram CO2 em poços de óleo ativos para aumentar as taxas

de produção e o tempo de vida útil do poço. Embora essa prática tenha sido motivada pela recuperação intensiva de óleo (EOR49), descrita no Capítulo 3, há um potencial benefício adicional advindo do fato do CO2 ficar aprisionado no subterrâneo durante o processo. De fato,

devido aos benefícios econômicos para compensar o custo, é esperado que a EOR seja a metodologia pioneira de armazenamento de CO2 a ser largamente empregada. No longo prazo,

entretanto, a maior capacidade e vantagens de localização dos aqüíferos salinos profundos os tornarão preferenciais como locais de armazenamento à medida que aumentar a quantidade de CO2 a ser seqüestrada.

Segundo CONCAWE (1999), diferentemente de outros poluentes, não existe nenhuma tecnologia factível para o abatimento de CO2 de gases efluentes de processo. Entretanto, algumas

opções de disposição estão sob consideração científica. Devido aos aspectos técnicos, ecológicos e econômicos ainda não está disponível uma solução viável.

Algumas tecnologias emergentes em estudo são: (1) disposição no fundo de oceanos; (2) disposição em aqüíferos profundos; (3) disposição em reservatórios esgotados de óleo e gás e (4) disposição como sólido em depósitos isolados.

48 _{Do inglês Carbon dioxide capture and storage.} 49 _{Do inglês Enhanced Oil Recovery.}

Os problemas ecológicos incluem a influência no meio biológico das áreas de injeção, o possível vazamento do gás para a atmosfera e atividade sísmica induzida. Qualquer que seja a opção considerada, ela por si só consumirá energia e contribuirá para a emissão de CO2.

CONCAWE (1999) afirma que é difícil fazer uma comparação precisa das quatro tecnologias. Não há duvida que a solidificação (carbonatação) requer mais energia e investimento.

IPCC (2005) observa que ainda há pouca experiência com a combinação de captura, transporte e armazenamento de CO2 num sistema totalmente integrado de CCS. Apesar da técnica

já ser empregada em algumas aplicações industriais, a CCS ainda não foi usada em plantas termelétricas de grande porte que é a aplicação com maior potencial. Estimativas dos custos de disposição de CO2 estão mostradas na Tabela 7.3.

Tabela 7.3 - Custos de disposição de CO2

Tecnologia Custo

(US$/t CO2)

Captura em planta termelétrica (carvão ou gás) 15-75 Captura na produção de hidrogênio ou

processamento de gás 5-55 Transporte (1) 1-8 Armazenamento geológico (2) 0,5-8 Armazenamento em oceanos (3) 5-30 Carbonatação mineral (4) 50-100

Fonte: adaptado de IPCC (2005).

Notas: (1) para trecho de 250 km em duto ou navio; (2) foi considerado somente o custo de injeção; (3) foi incluído transporte de 100-500 km; (4) foi incluído o uso de energia adicional para carbonatação.

Coninck (2006) relata que a COP 11, realizada no final de 2005 em Montreal, foi um momento especial na história da política climática, pois foi a primeira vez que os países que ratificaram o Protocolo de Quioto se encontraram oficialmente. A COP 11 também pode ser vista como o lançamento oficial da CCS no cenário internacional de política climática, pois foi a primeira reunião da UNFCCC em que essa questão foi proeminente na agenda. As respostas dos governos variaram de moderadamente positiva para muito entusiasmada. Porém, apesar da concordância em promover as tecnologias de CCS, ainda não existe um consenso de como essa

questão deveria ser tratada no âmbito do MDL. Nessa mesma ocasião, o IPCC (2005) lançou um relatório especial sobre CCS no qual apontou que as metodologias correntes são insuficientes para tratar as questões relativas ao caráter permanente dos benefícios. Esse assunto continuará em discussão e, com certeza, a inclusão de CCS no âmbito do MDL somente será implementada com o devido reconhecimento dos especialistas.

Apesar da questão de CCS ainda ser polêmica, existe a possibilidade de aplicação em alguns casos em que ocorrem relações sinérgicas. A seguir será relatado um caso típico de uma refinaria localizada próxima de uma região de produção.

Conforme descrito no Capítulo 6, os regeneradores da UCCF de uma refinaria são responsáveis por cerca de 1/3 das emissões de CO2. Com base nesse fato, Pimenta (2006)

descreve que existe um projeto no Centro de Pesquisas da Petrobras para estudar a viabilidade técnica e econômica de geração, na UCCF da Refinaria Landulfo Alves em Mataripe (BA), de uma corrente rica em CO2 para utilização como agente de recuperação terciária de petróleo, em

outras palavras, EOR, em campos maduros da região produtora do Recôncavo Baiano.

O CO2 injetado em poços maduros é capaz de estimular a sua produção, conforme mostrado

na Figura 7.2. A eficiência de recuperação é função da pressão no reservatório e da pureza da corrente de CO2. Portanto, a corrente da UCCF deve ser previamente tratada numa coluna de

absorção com aminas, por exemplo. Existem outras opções de tratamento em estudo.

Estimativas iniciais mostram uma necessidade de 6.500 t/dia de CO2 na região de produção,

o que possibilita uma recuperação de cerca de 5,8 milhões barris por ano de óleo leve para a Refinaria de Mataripe.

Figura 7.2 – Recuperação terciária de petróleo em campos maduros

Fonte: Pimenta (2006).