Reservatórios Geológicos

Os reservatórios incluídos nesta análise compreendem os 17 campos de petróleo da Bacia de Campos alvos deste estudo. As coordenadas geográficas do centro dos campos de petróleo (área) da Bacia de Campos foram obtidos através da utilização da ferramenta Convert shapes to centroids do XTools Pro (extensão do ArcGIS).

Inicialmente, foi utilizado um critério econômico que exclui os reservatórios (campos de petróleo) com capacidade de armazenamento menor que 4 Mt, pois até o momento não foi demonstrado ser viável economicamente o uso de campos pequenos para armazenamento de CO2 (conforme Broek et al., 2009; Ramirez et al.,2009).

4.4.1.1. Custos de Armazenamento de CO2

As despesas com armazenamento podem ser divididas em 4 categorias: custos relacionados à (i) perfuração, (ii) desenvolvimento do “site” (inclui custos de investigação site, custos de preparação do local de perfuração e os custos de estudo de impacto ambiental), (iii) instalações de superfície e (iv) monitoramento. Utilizou-se nesta pesquisa os valores de custo para armazenamento em campos de petróleo offshore-próximos na Holanda, segundo Broek et al. (2010). A Tabela 4.9 mostra os dados de custo para armazenamento de CO2 utilizados nesta pesquisa.

Como esta pesquisa trata de campos de petróleo atualmente em fase de produção (segundo dados da ANP, 2009a), assumiu-se que os poços e plataformas existentes hoje poderão ser reutilizados para armazenamento de CO2 e para EOR, caso seja implantado nos campos, a partir do ano de 2025.

Tabela 4.9. Parâmetros de custos para armazenamento de CO2, excetuando-se captura e transporte

(Broek et al., 2010)

Parâmetro Tipo de reservatório

Campo de petróleo offshore

Custo de desenvolvimento do “site” a (€) 3.060.000

Instalações de superfície b _{– NOVO (€) 61.200.000}

Instalações de superfície– REÚSO c (€) 15.300.000

Custo de perfuração (€/m) 5.314

Custo fixo de poço (€/poço) 8.200.000

Recondicionamento (workover) de poço d (€)

2.000.000

Monitoramento e _{(€) 334.000}

Operação e Manutenção (% do custo do investimento)

5

a _{Inclui custos de investigação site, custos de preparação do local de perfuração e os}

custos de estudo de impacto ambiental

b _{Instalações finais no local de injeção de CO}

2. Reutilização de plataformas pode reduzir

consideravelmente os custos.

c

Reutilização de poços e plataformas.

d _{Custos estimados para converter um poço de produção em um poço de injeção de CO} 2. e _{Inclui investimento em monitoramento na fase pré operacional.}

Para cada reservatório, custos de investimento, operação e manutenção (O&M) foram calculados com base na profundidade, espessura, capacidade de armazenamento de CO2 e injectividade por poço. Os custos de investimento foram calculados conforme a Equação 4.5 (Broek et al., 2010).

IAreúso = (Cd + Cis reúso + Cm) + (P x Crp) (Eq. 4.5) Onde: IAreúso é o custo de investimento total do reservatório com reúso (€); Cd é o custo de desenvolvimento do “site” (€); Cis reúso é o custo de instalações de superfície com reúso de plataformas e poços (€); Cm é o custo de monitoramento (€) – aquisição e colocação de equipamentos de monitoramento permanente; P é o número de poços por reservatório (neste caso, por campo de óleo e gás), o qual depende da capacidade de armazenamento e da injectividade por poço do reservatório – a injectividade/taxa de injeção foi estimada para cada campo

potencial para armazenamento de CO2, com base nos dados de permeabilidade, conforme explicado no subcapítulo 4.1.3.7 desta dissertação; e Crp é o custo de recondicionamento do poço (€), ou seja, para converter um poço de produção em um poço de injeção de CO2. Assumiu-se que os reservatórios serão preenchidos à taxa máxima definida (injectividade por poço e número de poços injetores).

Os custos de operação e manutenção (O&M) de reservatório sempre são baseados em uma porcentagem fixa dos custos de investimento para o desenvolvimento de um reservatório a partir do início, pois no caso de reúso os equipamentos existentes também precisam ser operados e mantidos (Broek et al., 2010). Assim, o custo de investimento do reservatório foi calculado (Equação 4.6, Broek et al., 2010), a fim de que pudéssemos calcular o custo de O&M.

IA = (Cd + Cis novo + Cm) + [P x Cp x (PR + ESP)] + (P x Cfp) (Eq. 4.6) Onde: IA é o custo de investimento total do reservatório; Cd é o custo de desenvolvimento do “site” (€); Cis novo é o custo de instalações de superfície (€); Cm é o custo de monitoramento (€); P é o número de poços necessários por reservatório (que depende da capacidade de armazenamento e da injectividade por poço do reservatório); Cp é o custo de perfuração de um poço (€/metro); PR e ESP correspondem respectivamente à profundidade e a espessura do reservatório (m), as quais são necessárias para cálculo de custos de perfuração; e Cfp é o custo fixo por poço. O custo de investimento para a instalação de um novo local de injeção é muito mais elevado, visto que implica na adição de custos de instalação de novas plataformas e poços, além de custos de perfuração, os quais dependem da profundidade e espessura do reservatório.

Com os valores dos investimentos totais para cada poço, calculou-se as despesas anuais de capital (Equação 4.7) e as despesas anuais com O&M (percentual fixo do custo de investimento total do reservatório) a fim de obtermos o custo de armazenamento de CO2 por tonelada para cada campo de petróleo (Planilha de modelagem – Apêndice C).

Onde IA reúso é o custo de investimento total do reservatório com reúso (€) e FRCap é o fator de recuperação de capital, definido com base na taxa de desconto6 e o tempo de vida do reservatório. A taxa de desconto utilizada foi de 7%, conforme modelagem de custos feita por Broek et al. (2010) e o tempo de vida (período de injeção) de cada reservatório foi definido com base na capacidade de armazenamento (Mt) e a taxa de injeção anual (Mt/ano). Nesta pesquisa o período máximo de injeção foi definido em 25 anos, de acordo com Broek et al. (2010). Caso o campo/reservatório for preenchido antes do 25º ano, o poço será desmontado e nenhum custo de operação e manutenção será considerado depois.