Carbon Capture and Geological Storage (CCS) in Brazil as

MONITORAMENTO AMBIENTAL E GERENCIAMENTO DE
RISCOS NA CAPTURA E SEQUESTRO GEOLÓGICO DE
CARBONO
V. P. P. ESTEVES1 e C. R. V. MORGADO2
1
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Programa de Engenharia Ambiental
e-mail: [email protected]
2
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Programa de Engenharia Ambiental
e-mail: [email protected]
RESUMO –. Durante a extração de petróleo e gás é carregado para superfície um
percentual de CO2 que, por não ter valor comercial, atualmente é lançado na atmosfera.
Como a concentração de CO2 nas jazidas do pré-sal é maior que nos poços atualmente
explorados o crescimento das emissões se dará não só pelo crescimento esperado do
volume de produção. Uma das alternativas para impedir que todo esse carbono seja
liberado para a atmosfera é reinjetar o CO2 nos próprios reservatórios ou em outras
formações geológicas próximas. Foram analisadas as etapas de separação, desidratação,
compressão, transporte, injeção, monitoramento e análise de riscos, identificando os
riscos associados a cada uma das etapas.
PALAVRAS-CHAVE: sequestro de carbono; armazenamento geológico; análise de
risco.
1. INTRODUÇÃO
A atmosfera terrestre é composta
aproximadamente de 21% de oxigênio (O2) e
78% de nitrogênio (N2). Os demais gases
presentes na atmosfera somam 1%. Entre
esses gases podemos citar o dióxido de
carbono (CO2), o monóxido de carbono
(CO), o óxido nitroso (N2O), os gases nobres,
o metano (CH4), o ozônio (O3) e o vapor
d’água.
O sol é a principal fonte de energia do
planeta. Quando a radiação solar chega ao
nosso planeta, a atmosfera reflete 25% desta
radiação de volta para o espaço. A radiação
que atravessa a atmosfera parte será
absorvida, aquecendo o solo, os seres vivos,
a própria atmosfera e as águas. A superfície
da Terra, por sua vez, irradia calor de volta
na faixa do infravermelho. Se só houvesse o
nitrogênio e o oxigênio na atmosfera toda
esta radiação se perderia no espaço. No
ISSN 2178-3659
entanto existem certos gases, chamados gases
de efeito estufa (GEE), que ao serem
atingidos por esta radiação infravermelha
vibram nesta faixa de frequência, retendo
assim esta energia e consequentemente o
calor da terra. Sem este “efeito estufa” (EE)
natural destes gases a vida na terra não
existiria ou pelo não teria a atual
exuberância. Estudos mostram que a
temperatura média da superfície da terra seria
de -18º C ao invés da atual média de +15º C.
Este efeito estufa, que possibilitou o
surgimento e ampliação da vida na terra, vem
crescendo por causa do aumento das
emissões antropogênicas destes gases. A
crescente utilização de combustíveis fósseis
desde o inicio da revolução industrial, está
causando um aumento do efeito estufa com
consequente aumento gradual da temperatura
do planeta e mudanças nas condições de
sobrevivência das espécies.
1376
Os quatro principais gases de efeito
estufa (GEE) são, em ordem decrescente de
contribuição para o aumento do EE, o
os
dióxido
de
carbono
(CO2),
clorofluorcarbonos (CFCs), o metano (CH4)
e o óxido nitroso (N2O).
Todas as atividades humanas, desde a
descoberta do fogo, que resultem em
combustão geram CO2 e influem na
concentração atmosférica de CO2.
No
entanto só a partir da revolução industrial e
da ampliação das atividades agro-pastoris é
que esta influencia antropogênica começou a
se tornar relevante. Entre as principais
atividades humanas que contribuem para o
crescimento das emissões de CO2 pode-se
citar:
• Usinas termoelétricas que utilizam a
queima de combustíveis para a geração
de energia elétrica;
• Poços de extração de combustíveis
fósseis;
• Processos industriais que utilizem
qualquer forma de combustão;
• Veículos terrestres, aquáticos ou aéreos
que utilizem motores a combustão e
• Queimadas para “limpeza” de áreas
destinadas a agricultura extensiva ou ao
plantio de pastos para pecuária.
Embora a utilização de combustível
renovável, como o etanol de cana de açúcar,
tenha, teoricamente a vantagem de não
acrescentar na atmosfera carbonos novos,
visto que o carbono do CO2 gerado pela sua
queima foi capturado da própria atmosfera
pelos vegetais dos quais foram produzidos,
temos que analisar o ciclo de vida completo
da produção destes combustíveis. Práticas
como a queima de canaviais para facilitar a
colheita e a utilização de equipamentos
agrícolas e caminhões de transporte movidos
a combustíveis fósseis, sem falar nas
questões sociais, são aspectos que tendem a
diminuir a vantagem comparativa.
ISSN 2178-3659
2. CAPTURA E
ARMAZENAMENTO
GEOLÓGICO DE CARBONO
A
Captura
e
Armazenamento
Geológico de Carbono (CCGS - Carbon
Capture and Geological Storage) é um
processo de mitigação das mudanças
climáticas pelo qual o CO2 gerado por
atividades industriais concentradas, como as
três primeiras listadas na seção anterior, é
capturado e armazenado em formações
geológicas.
Poder-se-ia questionar a importância da
utilização do CCGS uma vez que hoje em dia
os veículos a combustão são os maiores
contribuintes para o aumento do EE. No
entanto os veículos tendem a diminuir esta
contribuição com o desenvolvimento e
progressiva mudança para outros tipos de
motores e combustíveis. Como exemplo
pode-se citar o carro elétrico. Embora a
geração de energia elétrica utilizada para
abastecer um carro elétrico possa vir de uma
usina termoelétrica a carvão, considerada
fonte de energia “suja”, o CO2 emitido de
forma concentrada por esta usina pode ser
sequestrado, enquanto a captura do CO2
emitido de forma distribuída por estes
milhões de veículos a combustão é
economicamente inviável.
O estudo da Agência Internacional de
Energia (IEA, 2008) mostra que a redução
das emissões de GEE só poderá ser alcançada
adotando-se uma série de medidas e
tecnologias. Como visto na Figura 1,
traçando linhas até o ano de 2050, a IEA
(2008) afirma que se continuarmos emitindo
GEE da forma indiscriminada, as emissões
globais podem chegar a 62 GtCO2 ao ano.
Com um grande esforço de redução de
emissões, mesclando o CCGS, o sequestro
por biomassa, as energias renováveis, a
eficiência energética em diversos aspectos, e
a energia nuclear, podemos reduzir as
emissões globais para 14 GtCO2 ao ano.
1377
CCGS de Indústrias de transformação (9%)
CCGS de Geração de Energia (10%)
Energia Nuclear (6%)
Energias Renováveis (21%)
Eficiência na geração de energia e
mudança de combustíveis (7%)
Mudança de combustíveis no usuário
final (11%)
Eficiência na utilização de energia pelo
usuário final (12%)
Eficiência na utilização de combustíveis
pelo usuário final (24%)
aquece uma caldeira que gera vapor que
movimenta as turbinas que estão interligadas
aos geradores de eletricidade, como visto no
esquema da Figura 2. Os gases de exaustão,
que são constituídos de aproximadamente 15%
de CO2, 85% de N2 e menos de 1% de outros
compostos (entre eles SOx e NOx), passam por
um sistema de dessulfurização para retirada de
maior parte dos compostos a base de enxofre e
segue para a unidade de captura onde o CO2 é
separado dos outros constituintes que seguem
o seu caminho até serem lançados na
atmosfera. O gás lançado na atmosfera é
predominantemente nitrogênio (N2).
carvão ar Caldeira O processo de CCGS pode ser dividido
em seis etapas básicas:
•
•
•
•
•
•
Separação;
Desidratação;
Compressão;
Transporte;
Injeção e
Armazenamento e monitoramento.
Turbina engate
mecânico gases de exaustão N2+CO2 +NOx+SOx+... Unidade de Desulfurização
Figura 1 – Cenários para redução das
emissões de CO2 – Fonte: IEA (2008).
O CCGS é uma opção de transição
entre uma matriz energética baseada em
combustíveis fósseis e um futuro no qual a
economia passará a ser dominada por
energias livres de carbono.
vapor Unidade
de Captura de CO2
Gerador Elétrico energia elétrica Lançamento na Atmosfera (N2) Armazenamento de CO2
Figura 2 – Usina termoelétrica a carvão com
captura de carbono.
Existem hoje em dia, já desenvolvidos
ou em desenvolvimento, uma série de métodos
de separação de CO2, entre eles podemos citar:
•
•
•
•
•
Absorção química;
Absorção física;
Filtragem através de membranas;
Destilação criogênica e
Oxicombustão.
2.1 Separação
Esta etapa visa separar o CO2 dos demais
gases de exaustão de um processo industrial de
combustão. Usando como exemplo uma usina
termoelétrica a carvão, a combustão do mesmo
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Absorção química: Este é o processo
mais amplamente utilizado já possuindo uma
série de plantas piloto e espalhadas pelo
mundo. A mais antiga planta comercial de
CCGS em Sleipner, na Noruega, utiliza este
1378
processo e está em operação desde 1996
(Solomon, 2007).
As reações químicas globais associadas
ao CAP são definidas nas equações 1-4:
O processo consiste em se usar um
solvente, normalmente uma amina, que reage
quimicamente com o CO2 formando um
composto. Como visto na Figura 3, esta
reação ocorre em uma torre de absorção, cujo
comprimento e seção reta dependem
basicamente da vazão do gás de exaustão do
processo industrial. O composto assim
formado é transferido para o elemento de
regeneração onde é submetido a uma
elevação de temperatura para liberar o CO2.
O solvente livre do CO2 retorna a torre de
absorção começando assim um novo ciclo.
CO2 (g) Ù CO2 (aq)
gás de exaustão tratado
CO2 a ser armazenado
energia
refrigeração
Torre
de
Absorção
gás de
Torre
de
Regeneração
energia
exaustão
a ser
tratado
calor
Solvente rico em CO2
Solvente pobre em CO2
Figura 3 – Esquema de absorção e
regeneração para captura de CO2.
Como exemplo de processos comerciais
de absorção química tem-se o CAP (Chilled
Ammonia Process – Processo de Amônia
Resfriada) que foi desenvolvido pela Alstom
Power e é utilizado em suas plantas piloto de
captura de carbono desenvolvidas em
parceria com empresas americanas de
geração de energia elétrica. A primeira planta
piloto, de 1,7 Mwatts, foi desenvolvida para
a Usina Termoelétrica Pleasant Prairie da
WE Energies, em Wisconsin. A segunda foi
desenvolvida para uma unidade de 20
Mwatts da Usina Termoelétrica de
Mountaineer da American Electric Power na
Virginia do Oeste.
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(1)
(NH4)2CO3 (aq) + CO2 (aq) + H2O (l) Ù
2(NH4)HCO3 (aq)
(2)
(NH4)HCO3 (aq) Ù (NH4)HCO3 (s) (3)
(NH4)2CO3 (aq) Ù
(NH4)NH2CO2 (aq) + H2O (l)
(4)
As reações no processo são todas
reversíveis e suas direções dependem da
pressão, da temperatura e da concentração no
sistema. As equações são exotérmicas, da
esquerda para direita, e endotérmicas da direita
para esquerda, requerendo a retirada ou adição
de calor.
Absorção Física: O processo de absorção
física é semelhante ao da absorção química
com a diferença que neste caso não há reação
química entre o CO2 e o elemento que irá
absorvê-lo.
Filtragem através de membrana: Neste
processo o CO2 é separado dos demais
elementos de compostos presentes nos gases
de exaustão por intermédio de membranas a
base de polímeros.
Destilação criogênica: Este processo se
baseia na diferença dos pontos de condensação
e vaporização dos gases.
Oxicombustão: Neste processo o
combustível fóssil é queimado usando-se O2 ao
invés de ar. Neste processo o N2 é separado
previamente. Neste processo, portanto, a
presença do óxido nitroso (N2O) é
praticamente eliminada do gás de exaustão,
que tiradas os particulados e demais impurezas
é CO2 em alta concentração.
1379
2.2 Desidratação
Esta etapa só é necessária caso o CO2
separado na etapa anterior esteja com grau de
umidade que possa levar à corrosão os
elementos de transporte.
2.3 Compressão
Para ser transportado o CO2 precisa ser
comprimido na faixa entre 1000 e 3000 psi
(Barrie et al., 2004).
funcionamento desde 2000. Neste projeto o
CO2 capturado em uma planta de gaseificação
de carvão em Beaulah (Dacota do Norte) é
transportado por carboduto até o poço de
produção de óleo em Weyburn (Canadá) onde
é injetado.
A Figura 4 mostra o gráfico que
comprova a elevação da produção de óleo após
o inicio da injeção de CO2 (indicado pela seta
vermelha) em comparação com a tendência de
se continuar com o sistema de injeção de água
(linha pontilhada em azul).
2.4 Transporte
O CO2 é transportado por carbodutos.
Dependendo do tamanho do carboduto pode
haver a necessidade de se utilizar unidades
de compressão no meio do trajeto.
2.5 Injeção
Nesta etapa o CO2 é injetado através de
poços de injeção cuja tecnologia já é
amplamente dominada, pois já é utilizada há
muito tempo pelas empresas de produção de
óleo e gás no processo de EOR (Enhanced
Oil Recovery – Recuperação Avançada de
Óleo). Existem várias opções de locais para a
injeção entre as quais podemos citar:
•
•
•
.
Campos de produção de petróleo
esgotados ou em via de esgotamento;
Aquíferos salinos e
Leitos de carvão.
Injeção em campos de produção de
petróleo esgotados ou em via de esgotamento:
A opção da injeção em campos de produção
de petróleo em vias de esgotamento, além da
função de sequestro do CO2, cumpre o papel
de aumentar a produção, no processo de EOR.
A vantagem de se substituir a água por CO2
no processo de EOR é que o CO2 aumenta a
fluidez do óleo. Como exemplo pode-se citar
o projeto Weyburn localizado na fronteira
entre o Canadá e os Estados Unidos em
ISSN 2178-3659
Figura 4 – Evolução da produção de Óleo no
campo de Weyburn – Fonte: IEA (2008).
Aquíferos salinos: Os aquíferos salinos
estão espalhados por todo o subsolo do
planeta. Como esta água não pode ser utilizada
nem pela agricultura e muito menos para
consumo animal ou humano, esta opção de
armazenar o CO2 em aquíferos salinos parece
ser bem promissora. O primeiro projeto de
CCGS foi desenvolvido pela Statoil (empresa
de energia da Noruega) em seu campo de
produção de gás natural de Sleipner. Segundo
a Statoil o percentual de CO2 no gás natural de
seu campo em Sleipner é de 9% (BGS, 2010).
Este percentual está acima dos padrões
requeridos por seus consumidores. Em 1991 o
governo norueguês introduziu uma taxa de
USD 50 por tonelada de CO2 emitida. Estes
dois aspectos (padrões exigidos por
consumidores mais taxação) incentivaram a
Statoil a desenvolver o projeto para captura
geológica.
1380
Fisicamente o projeto é composto de
duas plataformas. Na primeira é realizada a
extração do gás natural rico em CO2. Este gás
é repassado para a segunda plataforma onde
em uma unidade de absorção química o CO2 é
separado, comprimido e injetado em um
aquífero salino que fica localizado a 1000
metros abaixo do leito do mar. Segundo as
projeções do relatório especial do IPCC (2005)
a capacidade de armazenamento total do
projeto de Sleipner é de 20 milhões de
toneladas de CO2, das quais, segundo a Statoil
até o final de 2008 quase 11 milhões de
toneladas de CO2 já tinham sido armazenadas.
Leito de Carvão: Para a viabilização do
armazenamento de CO2 em leitos de carvão
este processo deve estar associado ao processo
de produção de metano a partir de leitos de
carvão. A injeção de CO2 visa à recuperação
da produção do metano ECBM (Enhanced
Coal Bed Methane Recovery). O processo
vem sendo estudado pelo instituto federal
suíço de tecnologia (ETH, 2010). Estes estudos
visam alcançar a compreensão necessária para
a aplicação da tecnologia em campos de maior
escala
A Figura 5 mostra o esquema de
pesquisa onde a injeção do CO2 capturado é
realizada em 4 formações geológicas distintas
sendo que a segunda da esquerda para a direita
é a relacionada com a ECBM.
2.6 Armazenamento e
monitoramento
Armazenamento e monitoramento são
considerados como uma única etapa, pois o
monitoramento nada mais é que a garantia de
estanqueidade do armazenamento do CO2.
Segundo o relatório especial do Painel
Intergovernamental
sobre
Mudanças
Climáticas (IPCC, 2005) este monitoramento
visa verificar possíveis vazamentos ou outras
formas que possam deteriorar a integridade do
armazenamento ao longo do tempo, garantindo
que não apresenta riscos ao meio ambiente.
Várias tecnologias devem ser utilizadas para
atingir diversos tipos de monitoramento:
•
•
•
•
•
Monitoramento da vazão e pressão
da injeção;
Monitoramento da distribuição do
CO2 no subsolo;
Monitoramento da integridade dos
poços de injeção;
Monitoramento dos efeitos locais
sobre o meio ambiente e
Monitoramento através de uma rede
de sensores colocados em pontos
distantes dos locais de injeção.
Todos os dados provenientes destes
monitoramentos
alimentam
sistemas
computacionais
dotados
de
softwares
“inteligentes” que implementam um sistema de
gestão de riscos que, além de definir
tendências que podem antever situações de
risco e determinar mudanças de operação,
determinam as devidas rotas de mitigação em
caso de possíveis vazamentos ou mau
funcionamento do sistema.
Figura 5 – Estudo da Recuperação Avançada
de produção de metano a partir de leitos de
carvão – Fonte: ETH (2010).
ISSN 2178-3659
3. GERENCIAMENTO DE RISCO
O Risco é o produto da probabilidade
de causas pela severidade das consequências.
1381
Avaliação de risco é uma ferramenta
utilizada para tomada de decisões que auxilia
no gerenciamento de eventos adversos. Para
uma perfeita avaliação todos os potenciais
perigos e suas consequências podem ser
identificados em uma série de riscos, como
exemplificado na Figura 6.
Figura 6 – Série de Risco
Normalmente em empreendimentos
industriais as causas de eventos de grande
magnitude são tratadas com uma gestão da
tecnologia, ou seja, especificação de
equipamentos e materiais, elaboração de
normas e procedimentos, programas de
treinamento, etc. Desta forma a busca pela
diminuição do risco se concentra na
diminuição da probabilidade de ocorrência
das causas que desencadeiam a série que leva
aos
eventos
catastróficos
e
suas
consequências. Estas consequências são
analisadas a partir de dados do entorno do
empreendimento, sua população e recursos
naturais dos quais ela depende. Desta forma
são propostos planos de contingência e
mitigação caso os eventos catastróficos
venham a ocorrer.
Os riscos em projetos CCGS são de
origem híbrida, uma combinação de riscos
tecnológicos e naturais, pois uma parte das
causas de possíveis vazamentos não depende
da operação da tecnologia. O tamanho do
reservatório, mudanças demográficas, o
comportamento sísmico na região, o micro
clima, etc., podem atuar modificando as
características
do
processo
e
consequentemente a sua complexidade.
Desta forma tem-se menos controle sobre as
ISSN 2178-3659
causas que podem levar a um evento
catastrófico, sendo importante monitorar e
identificar anomalias no processo que
possam acionar um plano de alerta de forma
a controlar o processo com antecipação.
A complexidade da análise de risco de
um projeto de CCGS depende de uma série
de aspectos inerentes a cada projeto dos
quais se podem citar:
• Tecnologia de separação;
• Vazão de separação e injeção;
• Distância entre o local onde se dá a
separação e o local de injeção;
• Finalidade da injeção;
• Características do reservatório
utilizado para o armazenamento;
• Tecnologia de monitoramento e
• Substâncias que formam o gás a ser
injetado.
A combinação destes aspectos irá
determinar quais riscos devem ter a sua
análise realizada.
3.1 Riscos nas etapas de separação,
desidratação e compressão
Devido ao seu caráter pontual, os riscos
destas etapas são semelhantes aqueles
envolvidos no processo industrial que será a
fonte de CO2. No caso de Weyburn, a planta de
gaseificação de carvão em Beaulah, no caso de
Sleipner, o seu próprio poço de produção de
gás. No entanto deve-se ressaltar que a adição
de unidades de separação, desidratação e
compressão de CO2 aumenta a complexidade
da planta industrial, aumentando os riscos
cruzados e consequentemente alterando por
completo a análise de risco.
3.2 Riscos nas etapas de transporte
Quase em todos os projetos de CCGS
em funcionamento, o transporte em longas
distâncias, quando necessário, é realizado por
carbodutos. Segundo Koornneef et al. (2010)
1382
existem hoje nos Estados Unidos mais de
6.000 km de carbodutos ligados a projetos de
EOR.
As falhas no sistema de carbodutos
podem ser causadas por furos ou por
rompimento completo do carboduto. Em
ambos os casos a falha pode ser causada por:
•
•
•
•
•
•
Corrosão;
Construção;
Defeitos de material;
Movimentos do solo;
Erros de operação e
Atividades da população no entorno.
As questões climáticas e geológicas do
local onde está ou será implantado um
carboduto, influem diretamente nos efeitos
sofridos pelos materiais empregados na
construção do mesmo. Além disso, estes
aspectos também influenciam diretamente a
escolha da utilização de carbodutos enterrados
ou a céu aberto. No caso de falha em um
carboduto de alta pressão enterrado que cause
um grande vazamento, a pressão irá cair
rapidamente, desprendendo uma grande
quantidade de energia. Esta energia irá fazer
com que o solo acima do carboduto seja
ejetado causando possíveis danos materiais e
de vidas.
Os acidentes relacionados às atividades
da população do entorno em áreas densamente
povoadas representa um risco maior tanto em
probabilidade quanto em severidade. Tal fato
requer um maior investimento em segurança
patrimonial e um monitoramento constante das
expansões urbanas nos locais por onde o
carboduto passa.
Os principais aspectos que influenciam a
vazão de escape de CO2 durante um acidente
são:
•
•
•
•
Diâmetro interno do carboduto;
Tamanho do furo;
Temperatura e pressão de operação e
Distância entre válvulas de bloqueio.
ISSN 2178-3659
A dispersão do CO2 liberado ocorre de
forma diferente à dispersão de gases menos
pesados que o ar. A dispersão se dá em forma
de uma nuvem que se move perto da superfície
e o seu progresso depende fortemente da
topografia e da meteorologia.
A questão mais importante a ser
analisada é o impacto de vazamentos de CO2 à
saúde humana. A concentração e o tempo de
exposição são os dois aspectos a serem
analisados. A concentração de 150.000 ppm
(15% em volume) de CO2 pode levar um ser
humano à perda de consciência em menos de 1
minuto. Uma exposição por 1 hora à
concentrações entre 100.000 ppm e 150.000
ppm pode produzir um grau de mortalidade
entre 20% e 90% (Koornneef et al. 2010).
3.3 Riscos nas etapas de injeção e
armazenamento/monitoramento
Os riscos envolvidos nas duas etapas
finais estão intimamente ligados ao objetivo do
processo de CCGS uma vez que se relacionam
diretamente com a garantia da estanqueidade.
Risco na Injeção: Os riscos relacionados
à injeção são bem conhecidos, pois esta etapa
já é amplamente empregada comercialmente
nos processos de EOR.
Fuga do CO2 injetado para a atmosfera:
Quando injetado o CO2 é menos denso que os
fluidos salinos dos reservatórios e, portanto
pode migrar para outras formações geológicas
no subsolo ou para a superfície. A fuga para a
atmosfera pode além de causar risco à saúde
humana e ao meio ambiente dos arredores do
vazamento, comprometer a efetividade do
processo de controle das emissões de GEE,
que o CCGS visa atender. A fuga de CO2 em
elevada
concentração
pode
afetar
catastroficamente a biota local.
Vazamentos de CO2 para a superfície
podem ocorrer por:
1383
• Fraturas ou falhas geológicas préexistentes;
• Fraturas geológicas causadas por
movimentos sísmicos induzidos ou não
pelo processo de armazenamento;
• Poços de produção ou de injeção
abandonados e
• Mudanças a longo prazo das
propriedades das rochas do reservatório.
Em um projeto de EOR a perfuração de
novos poços de injeção é feita até que não seja
mais economicamente viável. Os poços
abandonados, apesar de selados com cimento
antes de seu abandono, podem fornecer
caminhos possíveis para fuga do CO2. Isto
pode ocorrer devido à degradação dos
materiais de vedação. O contato de CO2 em
salmoura aumenta em cerca de dez vezes o
ataque ao cimento selante quando comparado
com água pura (Barlet-Goue´dard et al., 2009).
O projeto Weyburn possui atualmente mais de
mil poços em toda a extensão lateral do
modelo de migração. Um dos pressupostos
dos estudos realizados em Weyburn leva em
consideração um aumento, em 100 anos, da
permeabilidade do cimento de selagem de um
valor inicial de 0,001 md até 1 md em 100
anos (Zhou et al.,2004).
As mudanças das propriedades de
porosidade e permeabilidade das rochas do
reservatório de armazenagem podem ser
causadas pelo efeito das interações químicas
entre o ácido carbônico e os minerais
formadores da rocha. O ácido carbônico é
gerado diretamente pela reação do CO2 com a
água presente no reservatório. Este efeito é
mais preponderante no armazenamento que
utiliza aquíferos salinos, como o projeto de
CCGS em Sleipner, mas também ocorre, em
menor escala, em reservatórios de poços em
processo de EOR, como no projeto Weyburn.
Movimentação subterrânea do CO2
injetado: Quando a migração se dá dentro do
subsolo um dos aspectos mais importantes a
ISSN 2178-3659
ser analisado na movimentação do CO2
injetado é a capacidade que o mesmo possui
de carrear metais podendo contaminar águas
subterrâneas.
Para uma perfeita avaliação deste risco
deve se levar em conta a composição principal
da formação rochosa do reservatório de
armazenagem. Existem basicamente dois tipos
de formação rochosa:
• Rochas de carbonato (calcita, argonita,
dolomita etc.) e
• Rochas de silicato (quartzo, feldspato
etc.).
A presença de água salgada, que ocorre
quando o armazenamento se dá em aquíferos
salinos, é importante, pois propicia a formação
do ácido carbônico, que reage com os minerais
do reservatório podendo carrear os metais
presentes nos mesmos. Este carreamento pode
levar à contaminação de aquíferos potáveis
próximos.
No caso de rochas de silicato o ácido
carbônico reage lentamente com a rocha e quase
não há mudança na porosidade e
permeabilidade. De forma diversa as rochas de
carbonato reagem mais rapidamente com o CO2
alterando a porosidade e a permeabilidade. Este
efeito, no entanto, sofre um amortecido devido
ao aumento rápido do PH da água salgada
acarretando uma diminuição da ação ácida sobre
a rocha (Wilson et al. 2007).
Outro risco associado à movimentação
subterrânea é a possibilidade de geração de
abalos sísmicos devido à alteração das
características geofísicas do subsolo. Em uma
análise em série de risco o abalo sísmico pode
ser considerado como o evento principal capaz
de desencadear outros eventos catastróficos com
danos materiais, perdas de vidas e alteração de
ecossistemas naturais. Além disso, o abalo
sísmico pode ser considerado um risco
contribuinte capaz de gerar uma fratura
geológica por onde se desenvolva uma fuga de
grande vazão do CO2 armazenado.
1384
4. CONCLUSÃO
A magnitude e a complexidade dos
eventos envolvidos num projeto de CCGS
impedem que o mesmo possa ter um
gerenciamento de risco clássico baseado em
procedimentos administrativos e controles
operacionais. Diferentemente de uma planta
industrial o processo de CCGS está embutido
em um corpo natural que é responsável pela
sua função final. A atuação da população do
entorno e dos abalos sísmicos como causa e
efeito em uma série de risco e as alterações
geofísicas e geoquímicas naturais do
reservatório, exemplificam claramente a
dinâmica impar do gerenciamento de risco de
um projeto de CCGS, impondo ao seu
sistema de gerenciamento de risco uma
inteligência adaptativa capaz de acompanhar
esta dinâmica.
5. NOMENCLATURAS
CAP (Chilled Ammonia Process) – Processo
de Amônia Resfriada.
CCGS (Carbon Capture and Geological
Storage) – Captura e Armazenamento
Geológico de Carbono.
ECBM (Enhanced Coal Bed Methane
recovery). – Recuperação Avançada de
Metano de Jazida de Carvão.
EE – Efeito Estufa
EOR (Enhanced Oil Recovery) – Recuperação
Avançada de Óleo.
GEE – Gases de Efeito Estufa.
6. REFERÊNCIAS
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