CCGS (Carbon Capture and Geological Storage): Petrobras testa tecnologias para ‘sequestrar’ CO2

Gás encontrado em grande quantidade junto com o petróleo no pré-sal é um dos desafios da estatal

Sequestrar, transportar, processar e armazenar com segurança o dióxido de carbono, ou gás carbônico (CO2), encontrado junto com petróleo nos campos do pré-sal é um dos grandes desafios da indústria do petróleo. E a Petrobras não é exceção.

A empresa vem adotando tecnologia de reinjeção de gás em campos de petróleo do recôncavo baiano desde 1988, o que na época tinha como objetivo aumentar e otimizar a produção de óleo. Evitar a dispersão de gás na atmosfera era um efeito secundário, até porque a presença de CO2 nos campos da Petrobras no pós-sal – onde está toda a produção de petróleo e gás do país até agora – era muito pequena, quase irrelevante. Reportagem de Cláudia Schüffner, no Valor Econômico.

Mas a partir das preocupações relacionadas ao aquecimento global e seus efeitos sobre o clima, que se tornaram tema de governos, e a presença de grande quantidade de CO2 em alguns campos descobertos no pré-sal, as pesquisas nessa área estão ganhando relevância.

Em Tupi, o primeiro gigante encontrado no pré-sal da bacia de Santos, a proporção é de 12%, mas esse índice não é a mesmo em Guará, onde a presença de CO2 é muito pequena, e nem em Iracema, onde é ínfima. No momento estão em análise o uso de quatro tecnologias diferentes para evitar jogar gás na atmosfera. Uma delas é a separação do gás do petróleo e sua reinjeção no próprio reservatório de onde foi extraído, através de poços perfurados exclusivamente para isso.

O projeto piloto de Tupi, previsto para entrar em operação em dezembro de 2010, prevê cinco poços produtores de petróleo e gás e três poços injetores, sendo dois para reinjeção de gás e CO2 e outro para injeção de água. Também existe a possibilidade de reinjeção do CO2 e do gás em campos cuja produção já se esgotou ou em cavernas de sal. Todas reunidas na sigla CCGS (Carbon Capture and Geological Storage).

“São diversas as tecnologias de captura geológica e armazenagem de carbono. Várias companhias estão investindo nisso. No pré-sal o processo é mais crítico porque estamos em um ambiente offshore distante 300 quilômetros da costa e a uma profundidade de 2.200 metros. E a essa distância e profundidade o espaço e o peso do que vai ser colocado em cima de uma plataforma são questões muito importantes”, explica Alberto Sampaio de Almeida, assistente da área de exploração e produção da Petrobras no pré-sal.

Existem hoje várias tecnologias em desenvolvimento para separar o CO2 e o gás do petróleo, comprimir e transportar esse gás. O CO2 é altamente corrosivo, forma ácidos indesejáveis e precisa ser acomodado em estruturas feitas com material super resistente que não custa barato. O armazenamento é outra questão relevante já que ele não pode “escapar” de onde estiver capturado. Não por acaso, os cálculos de economicidade financeira não são desprezíveis em projetos desse tipo.

Uma quarta possibilidade surgiu a partir da experiência da norueguesa StatoilHydro, que desde 1998 já capturou 8 milhões de toneladas de CO2 que foi reinjetado em um aquífero de sal encontrado abaixo de Sleipner, um campo de gás e condensado da no Mar do Norte, a 220 quilômetros da costa. O gás natural encontrado em Sleipner tem 9% de CO2 e os equipamentos de compressão e reinjeção do gás carbônico aumentaram em US$ 100 milhões o custo do projeto.

O “incentivo” para o projeto de captura pioneiro da estatal norueguesa veio depois que o governo da Noruega criou uma taxa de US$ 50 por tonelada de CO2 lançado na atmosfera nos projetos de produção de petróleo e gás em alto mar para reduzir as emissões.

Em escala menor e sem o mesmo objetivo, a Petrobras foi uma das empresas pioneiras na reinjeção de gás, o que mereceu um elogio feito recentemente pelo ministro de Energia e Mudanças Climáticas do Reino Unido, Edward Samuel Miliband. Desde 1988, a companhia reinjeta gás em alta pressão em campos do recôncavo baiano com o objetivo de otimizar a extração do petróleo e aumentar o rendimento de campos maduros, que já apresentavam declínio da produção.

Mas naquela época a Petrobras comprava CO2 da antiga Companhia Petroquímica do Nordeste (Copene) e reinjetava nos campos de Araçás, Rio Pojuca e Biracica. Neste último a técnica de reinjeção passou a ser de baixas pressões e foi tão bem sucedida que a companhia conseguiu manter a produção parcial no campo por 20 anos.

Agora investe R$ 250 milhões no projeto piloto de Miranga, também na bacia do Recôncavo, onde serão injetados 370 toneladas de CO2 por dia, transferidos da Fafen e da Oxiteno, empresa do Polo Petroquímico de Camaçari.

Ali a Petrobras vai testar uma técnica chamada Recuperação Melhorada de Petróleo (EOR) que será uma escola para os campos do pré-sal, quando a companhia vai começar a reinjetar gás extraído lá mesmo. A reinjeção de CO2 ajuda a aumentar o fator de recuperação dos campos já que, de todo o petróleo incrustado nas rochas, somente 30%, em média, pode ser retirado. Na última década a Petrobras conseguiu aumentar essa média de 27,7% para quase 32%.

Em 2009 a meta voluntária da estatal é evitar a emissão de 2,3 milhões de toneladas de gás carbônico na atmosfera e, para 2013, a intenção é emitir 4,5 milhões de toneladas a menos. Beatriz Nassur Espinosa, gerente-geral de Desempenho Energético de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) da Petrobras, destaca que a captura de carbono é apenas uma das soluções buscadas pela companhia para mitigar as emissões de gases do efeito-estufa.

“As principais iniciativas são de eficiência energética, aproveitamento do uso do gás e toda a atuação da empresa na área de combustíveis renováveis contribui para reduções do país como nos programas Proálcool e de Biodiesel. Um terceiro pilar muito importante é a pesquisa e desenvolvimento para gerar tecnologias que no futuro possam mudar os paradigmas de operação e produção no sentido de torná-los mais eficientes em termos de consumo de energia”, explica Beatriz.

Estatal tem parceria com 13 universidades

No Brasil a estatal tem convênio com 13 universidades brasileiras que participam da Rede Temática de Sequestro de Carbono e Mudanças Climáticas, cujos projetos receberam investimento de US$ 30 milhões. Ela é uma das 50 redes temáticas criadas pela estatal para troca de parceria tecnológica com faculdades e institutos de pesquisa no Brasil.

O Centro de Pesquisas (Cenpes) da estatal também está desenvolvendo dois programas específicos para estudar métodos de captura, transporte e armazenamento geológico de carbono. Um deles é o Programa Tecnológico de Mudanças Climáticas (Proclima), criado em 2007 e que pesquisa para reduzir emissões dos gases definidos pelo Protocolo de Kyoto como responsáveis pelo efeito-estufa em seus processos produtivos. Além do CO2 a lista das Nações Unidas inclui o gás metano (CH4), o óxido nitroso (N2O), os clorofluorcabonetos (CFC), os perfluorcabonetos (PFC), os Hidrofluorcabonetos (HFC) e o Hexafluoreto de enxofre (SF6).

As companhias de petróleo emitem gases do efeito-estufa quando produzem o petróleo e também no processo produtivo das refinarias e termelétricas, sem contar a poluição causada pela própria queima dos combustíveis em automóveis e aviões, por exemplo. O esforço para produzir energias mais limpas levou a Petrobras a desenvolver projetos de energia eólica, solar e fotovoltaica.

Em 2007 a Usina Experimental de Macau, no Rio Grande do Norte, foi certificada como mecanismo de desenvolvimento limpo pelas normas do protocolo de Kyoto. A unidade evita a emissão de 1,3 mil toneladas de CO2 por ano. O segundo certificado foi obtido em novembro pela fábrica de fertilizantes Fafen (BA) que reduzirá 80% das emissões de óxido nitroso (N2O), evitando emissões de 58 mil toneladas de carbono equivalente anuais.

Este ano a empresa criou o Programa Tecnológico de Gerenciamento de CO2 (PRO-CO2) com o objetivo de encontrar soluções econômicas e ambientalmente aceitáveis para o dióxido de carbono. Beatriz Espinosa, gerente-geral de Desempenho Energético de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) da Petrobras, explica que as duas tecnologias são complementares.

“A estratégia de crescimento da Petrobras até 2020 projeta crescimento das suas atividades na exploração e produção, refino e energia. E essa atividade leva a um incremento das emissões por isso as ações de mitigação da mudança climática estão inseridas no plano estratégico da empresa. A Petrobras tem objetivos de reduzir as emissões de gases do efeito-estufa e esse crescimento não vai ser o que a gente chama ‘bussiness as usual’. Vamos incorporar tecnologias para atenuar a curva de crescimento das emissões”, frisa Beatriz.

A Petrobras também participa de três projetos para desenvolvimento de tecnologias de captura de carbono no exterior, junto com outras companhias de petróleo. O CO2 Pipetrans tem o objetivo de desenvolver tecnologias para transporte de CO em alta concentração e alta pressão em gasodutos. Esse projeto inclui a StatoilHydro, BP, Shell, Vattenfall, Dong Energy, ArcelorMittal, Gassnova e Gassco.

No CO2Qualstore as empresas se reuniram para selecionar locais para armazenamento geológico do gás, o que inclui metodologias para ajuda a tomada de decisão, critérios de qualificação e o armazenamento seguro. Além da Petrobras, participam desses estudos a StatoilHydro, BP, Vattenfall, BG, Dong Energy, Gassco, Gassnova, RWEAG, Halliburton, Schlumberger Carbon Services, DNV e IEA.

A estatal também participa das fases 2 e 3 do CO2 Capture Project, que busca tecnologias viáveis de captura e sequestro geológico de carbono que possam estar prontas para serem usadas em 2012 e com custos entre 50% e 60% menores que os atuais. Nesse projeto ela está junto com a BP, StatoilHydro, Chevron, ConocoPhillips, Eni, Suncor e Shell.

A empresa também tem representantes no International Emissions Trading Association (IETA), Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF), Associação Internacional da Indústria de Petróleo para a Conservação Ambiental (Ipieca na sigla em inglês) e o comitê CCS da Sociedade de Engenheiros de Petróleo (SPE), entre outros.

EcoDebate, 03/12/2009

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