O CO2 pode ser transportado no estado gasoso, líquido, supercrítico ou sólido. Os meios de transporte possíveis são camião-cisterna, comboio-cisterna, navio ou gasoduto, e a escolha por uma destas opções depende, quer das distâncias de transporte, quer das quantidades que são necessárias transportar. A seleção de um sistema de transporte pode também depender de constrangimentos geográficos (da acessibilidade das vias de comunicação e transporte e da existência de gasodutos já instalados) ou de condicionamentos políticos (principalmente quando o transporte é transfronteiras) e económicos e, deve ser avaliada caso a caso. O sistema de transporte escolhido deve também ser flexível, prevendo a possibilidade de variação das quantidades a transportar em função dos caudais de CO2 captados na fonte ou em função das necessidades de utilização industrial.
No contexto da CCUS, é necessário deslocar enormes quantidades de CO2 que, à pressão atmosférica e à temperatura ambiente, correspondem a grandes volumes de CO2 no estado gasoso. Naturalmente, o transporte de grandes quantidades de CO2 no estado gasoso exige instalações e equipamentos de grandes dimensões para as acondicionar.
Habitualmente procede-se à compressão do CO2 até ao estado supercrítico (massa volúmica superior a 700 kg/m3), para transporte em gasodutos, ou então compressão e refrigeração até liquefação (massa volúmica superior a 1000 kg/m3), optando-se pelo transporte em navio ou em cisterna (camiões e comboios). No transporte em cisternas é necessário manter um sistema de refrigeração e de isolamento térmico das mesmas para garantir que o CO2 se encontra apenas no estado líquido, em condições típicas de 1,7×106 Pa e a -30°C (Santos 2012). Atualmente, para grandes distâncias e para volumes inferiores a 1500 m3, torna-se mais flexível e mais económico o transporte de CO2 líquido em navios, a pressões moderadas (cerca de 6 bar) e em condições criogénicas. Embora não seja comum, também se pode fazer o transporte de CO2 no estado sólido em navios mas, os procedimentos de carga e de descarga do material neste estado são mais complexos em termos de regras de segurança.
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Segundo definição do IPCC (Doctor et al. 2005) considera-se razoável a distância média de 300 km para o transporte em gasoduto tendo em conta a compatibilização geográfica entre fontes emissoras e locais de utilização ou de armazenamento de CO2. As tecnologias de projeto, instalação e operação de gasodutos estão perfeitamente estabelecidas e comprovadas pois, encontram-se em funcionamento desde a década de 70 (séc. XX) para o transporte de gás natural. Este último, sendo uma substância combustível, exige maiores restrições nas regras de segurança de transporte que as necessárias para o transporte de CO2. Em face da experiência acumulada com o transporte de gás natural ao longo de mais de cinco décadas, a etapa CCUS relativa ao transporte de CO2 em condutas é um mero problema de engenharia, resolúvel com as tecnologias comercialmente existentes para o petróleo e o gás natural, operando segundo as regras de segurança técnica em vigor para estes combustíveis (IEA Greenhouse Gas R&D Programme (IEAGHG) e Ecofys 2014). Atualmente, a regulamentação para o transporte de CO2 em gasoduto enquadra-se nas regulamentações gerais de transporte de fluidos em gasodutos, concretamente, na norma internacional geral ISO 13623:2009 (ISO/TC 67/SC 2 2009) desenvolvida para a indústria do petróleo e do gás natural e em várias outras normas da Subcomissão Técnica “ISO/TC67/SC2 - Pipeline transportation systems”. Paralelamente, vários países estabeleceram regulamentações nacionais para o transporte em gasodutos (DNV - Det Norske Veritas et al. 2012a), nomeadamente:
• Alemanha: GL 1995 (Germanischer Lloyd) para transporte em navios;
• Canadá: CAN/CSA-Z662-03 (Canadian Standards Association) para gasodutos;
• EUA: ASME B31.4, B31.8 e B31G (American Society of Mechanical Engineers), API 1104 e API 1107 (American Petroleum Institute);
• Federação Russa: SniP2.05.06-85 (Código de construção russo para gasodutos);
• Noruega: DNV-OS-F101 (Det Norske Veritas) norma que regulamenta a conceção, construção e operação de gasodutos marinhos;
• Reino Unido: BS 8010 Pt.3, BS 7910 e BS 4515 e R/H/R6 (British Standards
Institute) para construção e operação de gasodutos e regras de segurança.
As duas empresas de certificação, a alemã Germanischer Lloyd e a norueguesa Det
Norske Veritas, fundiram-se em 2013, na atualmente designada por DNV GL. No que
guião com as “Práticas Recomendáveis para Conceção e Operação de Gasodutos” da DNV (DNV - Det Norske Veritas 2010a). Por razões técnicas, nos gasodutos, o CO2 é transportado no estado supercrítico, o que significa que reúne características típicas de gás e de líquido. As condições supercríticas para o CO2 conjugam, simultaneamente, pressões superiores a 7,4×106 Pa (cerca de 73,8 bar) e temperaturas superiores a 31,1°C. Outra vantagem do transporte no estado supercrítico advém do facto do CO2 ser também injetado no estado supercrítico para armazenamento nas formações geológicas.
Tipicamente os gasodutos são compostos por várias secções de 12 m de comprimento, construídas em aço-carbono revestido. Para controlo do escoamento, a cada 350 m existem sistemas de proteção de fissuras da conduta e, a cada 16 – 32 km de distância, válvulas de corte de caudal. Os gasodutos terrestres são normalmente enterrados a 1 m de profundidade para evitar ações de vandalismo (Leung et al. 2014). Normalmente, os gasodutos estão sujeitos a temperatura ambiente variável: nos gasodutos terrestres, a temperatura oscila frequentemente entre 8°C a 17°C (Commission of the European Communities 2011), e nos gasodutos marinhos, ronda cerca de 5°C, considerando a sua colocação no fundo oceânico (DNV - Det Norske Veritas 2010a). As pressões típicas de operação dos gasodutos situam-se entre 10×106 Pa e 20×106 Pa de forma a garantir a estabilidade do estado supercrítico durante todo o percurso do transporte e prevendo as perdas de carga por atrito. Nas condições típicas de operação dos gasodutos a massa volúmica do CO2 ronda 800 kg/m3 (Santos 2012). No estado supercrítico, a viscosidade do dióxido de carbono é menor do que a viscosidade no estado líquido (embora seja superior à viscosidade no estado gasoso) permitindo reduzir as perdas de carga por atrito. A pressões mais elevadas, o risco de mudanças de fase no interior do gasoduto ou do vaso de transporte é também reduzido, evitando-se assim turbulências de escoamento. Sob o ponto de vista operacional de um gasoduto de longa distância, é muito importante que a corrente a transportar permaneça apenas numa única fase para evitar variações bruscas da velocidade de escoamento, da pressão e ainda de temperatura decorrente das variações de pressão (Drescher et al. 2014). A ocorrência destas variações de pressão e de velocidade exige maior capacidade e controlo de bombagem e traduzem-se em maior desgaste do material das instalações de transporte: condutas, válvulas e
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compressores (Serpa et al. 2011). No entanto, resultados experimentais de instalações CCUS em funcionamentodemonstram que o escoamento em duas fases ou mais pode ocorrer durante o processo normal de funcionamento do gasoduto mas, sobretudo, durante as operações de arranque e de encerramento do gasoduto (Munkejord et al. 2013).
Com vista ao transporte em gasoduto em condições de segurança, para que uma corrente de CO2 possa ser comprimida até ao estado supercrítico, a pureza da corrente tem que ser pelo menos de 95 % (molar) e com um teor de humidade inferior a 50 ppm de H2O (Leung et al. 2014) para evitar a formação de ácido carbónico (H2CO3) que potencia a corrosão. No transporte de CO2 supercrítico, a presença de água no estado líquido potencia a corrosão em condutas de aço inoxidável (Sim et al. 2014). Verifica-se por testes experimentais e por dados reais que a resistência à corrosão fica diminuída com a associação de impurezas sobretudo de óxidos de azoto (NOX), à presença de água (Brown et al. 2014a).
Segundo as orientações europeias relativas à criação de uma rede europeia de infraestruturas de transporte (Mallon 2014) os gasodutos devem ser construídos em aço-carbono e os limites máximos de impurezas na corrente de CO2 transportado, incluindo o teor em água, têm que ser permanentemente monitorizados. Ainda segundo estas orientações indica-se como adequado o transporte em gasoduto terrestre até 350 km e em gasoduto marítimo até 100 km sendo que, para além destas distâncias a recomendação é a opção de transporte em navio.
No Quadro 3 estão indicadas as dimensões e condições de transporte de CO2 em alguns gasodutos atualmente em funcionamento.
Quadro 3. - Condições de transporte em alguns dos gasodutos atualmente existentes a operar com CO2 de origem natural e antropogénica
(Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF) 2011; Duncan et al. 2009; Global CCS Institute 2014a; ICF International 2009; IEA Greenhouse Gas R&D Programme (IEAGHG) e Ecofys 2014; Noothout et al.
2014; Ros et al. 2014; Serpa et al. 2011)
Gasoduto (nome)
Proprietário, data de início de funcionamento Zona geográfica Extensão e diâmetro gasoduto Capacidade Origem do CO2 - destino do CO2 Caudal CO2 (ton /ano) Pressão (bar)
Canyon Reef Carriers
SACROC, Kinder Morgan CO2 Company
1971
Texas, EUA 0,3 - 0,4 m 354 km 4,4×106 140
4 fábricas de processamento de gás natural (Val Verde, Century) –
EOR
Sheep Mountain
BP, Occidental Permian, ExxonMobil Amerada Hess
1983 Colorado - New Mexico - Texas, EUA 656 km 0,6 m 11×106 132
Natural (formação de Sheep Mountain) – CO2 hub
Bati Raman
Turkish Petroleum 1983
Turquia 90 km 1,1×106 170 Natural (formação de Dodan) - EOR
Bravo Pipeline
Occidental Permian, Kinder Morgan CO2 Company
1984
Kansas - Texas, EUA
351 km
0,5 m 7,3×106 165
Natural (formação de Bravo Dome) – CO2 hub
Cortez
Kinder Morgan CO2 Company 1984
Utah - Texas, EUA
808 km
0,76 m 24×106 186
Natural (formação de McElmo Dome) – CO2 hub
Central Basin
Kinder Morgan CO2 Company 1984
Texas, EUA 230 km 0,4 m 4,3×106 170 Natural (Denver City CO2 hub) - McCamey Hub
Anadarko Power River
ExxonMobil, Anadarko 1986 Wyoming - Colorado, EUA 258 km 0,71 m 23,6×106 4,3 Processamento de gás natural (Shute Creek) - EOR
Sleipner Statoil 1996 Sleipner Noruega 160 km 1×106 65 Processamento de petróleo e de gás natural – aquífero salino
Dakota Gasification Weyburn
North Dakota Gasification Co. 2000 North Dakota (EUA) – Weiburn (Canadá) 328 km 0,31 – 0,36 m 5×106 152
Gasificação de lignites: Great Plains Synfuels & Boundary Dam
(termoeletrica)- EOR Snøhvit Statoil 2006 Hammerfest – Snøhvit Noruega 153 km 0,2 m 7×105 100 Processamento de gás natural LNG – aquífero salino OCAP
Shell, Linde Gas Benelux, Volker Wessels 2005 Rotterdam, Holanda 97 km 0,3 – 0,66 m 4×105 21
Produção de H2 (refinaria Shell Pernis) e de bioetanol (Abengoa
Bioenergy) - Produção agrícola em 580 estufas em Westland Choctaw (NEJD) Denbury Onshore, LLC 2009 Mississipi – Louisiana EUA 294 km 0,5 m 7×106 7
Natural (Jackson Dome) & Lost Cabin - EOR
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O Quadro 3 é meramente representativo de alguns dos gasodutos mais antigos e de maior extensão, pois, considerando apenas a zona geográfica da América do Norte (Estados Unidos da América e Canadá) em 2010, existiam 47 gasodutos de alta pressão para transporte de CO2 perfazendo uma extensão total superior a 6600 km (Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF) 2011).
Atualmente, a maioria dos gasodutos de CO2 existentes destina-se ao transporte até unidades de recuperação avançada de petróleo (EOR - Enhanced Oil Recovery).
O primeiro gasoduto instalado foi o de Canyon Reef Carriers, em 1971, no Texas, com o objetivo de incrementar a produção de hidrocarbonetos de campos de petróleo (EOR). Na Bacia Permiana do estado de Texas existe, atualmente, uma rede de gasodutos que perfaz um percurso superior a 3200 km e que serve principalmente para transportar CO2, maioritariamente proveniente de reservatórios naturais para campos de petróleo com vista a operações de EOR. Estima-se que sejam transportados mais de 100 milhões de toneladas de CO2 por ano nos gasodutos dos Estados Unidos da América (Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF) 2011). No entanto, estes valores relativos ao transporte de CO2 são extremamente modestos quando comparados com a extensão de gasodutos de gás natural existentes quer na Europa: cerca de 2×106 km, quer nos EUA: mais de meio milhão de quilómetros (IEA Greenhouse Gas R&D Programme (IEAGHG) e Ecofys 2014).