Edição 02 Revista Universo do Petróleo e Gás Janeiro a Junho de

Transcrição

ISSN 2176-7947
UNIVERSO DO PETRÓLEO E GÁS
Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN
v. 01 n.2 Jan./Jun – 2010 - Semestral
Diretor Geral
Tadeu Antônio de Oliveira Penina
Coordenadora Acadêmica
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Coordenador Financeiro
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Coordenadores de Curso
Ciências Contábeis / Petróleo e Gás
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Administração de Empresas/ Administração com linha de Pesquisa em Análise de Sistemas
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Pedagogia / Letras
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Direito
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Serviço Social
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Comissão Editorial
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Endereço para correspondência
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29830-000 – Nova Venécia – ES
e-mail: [email protected]
Capa
Maico Roncatto
Universo do Petróleo e Gás / Faculdade Capixaba de Nova Venécia– v.
1. n.2, 2010 – Nova Venécia: UNIVEN, 2010.
Semestral
ISSN 2176-7947
1. Pesquisa científica: Periódicos. I. Faculdade Capixaba de Nova
Venécia.
CDD. 665.05
UNIVERSO DO PETRÓLEO E GÁS
SUMÁRIO
ARTIGOS
Tratamento de Emulsões de água em óleo no Processamento Primário do Petróleo..
05
Alex Xavier dos Santos
Angela Maria Bissoli da Silva
Gabriel Vaccari
Wesley Nogueira da Silva
Etanol: Impactos do Avanço do Plantio de Cana de Açúcar sobre a Produção de
Alimentos no Brasil ............................................................................................................ 24
Anderson Vieira
Cilas Vieira Lagoeiro Gabriel
Edson Lucchi Fabres
Gean Breda Queiros
Importância da Utilização das Brocas Tricônicas e PDC (Polycrystalline Diamont
Compact): UM ESTUDO DE CASO................................................................................. 37
Auliece Bravim
Darlinaldo Bozzetti
Gean Breda Queiros
Vitor Fiorim
Waniton Carrasco
A Contribuição do Espírito Santo na Produção de Gás Natural para a Matriz
Energética do Brasil........................................................................................................... 47
Carlos Henrique Soares de Oliveira
José Olegário Rodrigues
Lucio Carlos Freitas Fernandes
Maria das Graças Santana Fernandes
Washington Luiz Vasconcelos
Matéria-Prima para a Produção de Biodiesel em São Mateus.....................................
73
David Simão Araújo
Layla Aksacki
Rogério Danieletto Teixeira
Solivan Altoé
Thiago Olioze
Completação de Poços: Problemas Associados a Cimentações em Poços com Elevada
Razão entre Afastamento Horizontal e Profundidade Vertical............................................ 93
Eliana Lima Miranda
Felipe Gonçalves de Souza
Fernando de Souza Vieira
Maria Claudia Daré
Rosangela Salvador Biral dos Santos
ISSN 2176-7947
5
TRATAMENTO DE EMULSÕES DE ÁGUA EM ÓLEO NO PROCESSAMENTO
PRIMÁRIO DO PETRÓLEO
Alex Xavier dos Santos1
Angela Maria Bissoli da Silva2
Gabriel Vaccari3
Wesley Nogueira da Silva4
RESUMO
O principal objetivo desse artigo é mostrar a importância do tratamento de emulsões de água
em óleo no processamento primário do petróleo. Para isso, foi realizada uma pesquisa
descritiva, exploratória e bibliográfica, a fim de coletar os dados e apresentar
sistematicamente as informações obtidas, descrevendo: O processo de separação primário
com os problemas que podem ser ocasionados caso as especificações exigidas pelo transporte
não forem atendidas; os agentes emulsificantes; o método de elevação que pode ser utilizados
de forma a diminuir a quantidade de emulsão no processo de produção (BCP); demonstrar os
tratamentos físico/químicos que são utilizadas para a desestabilização dessas emulsões e as
etapas de separação.
PALAVRAS-CHAVES: Emulsificantes; Emulsão; Tratamento.
ABSTRACT
The main goal of this article is to show the importance of treating water emulsions in oil in the
primary processing of oil (petroleum). For this, was performed a descriptive search, exploratory and
Bibliographic, in order to collect data and show systematically the information obtained, describing:
The separation process issues that may be incurred if the required specifications for transport are not
used , the emulsifying agents (products), the method of elevation that can be used to decrease the
amount of emulsion in the production process (BCP); demonstrate the physical treatments/chemicals
that are used to destabilize these emulsions and separation stages.
KEY -WORDS: Emulsifiers; Emulsion; Treatment.
1 INTRODUÇÃO
Na indústria petrolífera a emulsão, que é a mistura entre dois líquidos imiscíveis em que um
deles (a fase dispersa) encontra-se na forma de finos glóbulos no meio do outro líquido (a fase
contínua), formando uma mistura estável, está presente desde a perfuração do poço (fluido de
perfuração) até a distribuição de seus derivados, podendo ser tanto um problema quanto uma
solução. Problema quando encontramos uma grande quantidade de emulsão nos reservatórios
1
Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN.
Bacharel em Administração de Empresas pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN; Especialista
em Didática no Ensino Superior pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN; Especialista em Gestão
Empresarial pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN; Complementação Pedagógica em
Matemática pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN e Professora da Faculdade Capixaba de Nova
Venécia – UNIVEN.
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Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN.
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Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN.
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de petróleo que será explorado, e solução quando um acidente ocorre. Por exemplo, quando
ocorre um derramamento de óleo em águas é formada uma emulsão que será tratada para que
o ambiente agredido pelo óleo seja limpo; o fato da água não se misturar com o óleo
derramado é uma vantagem, pois facilita o trabalho de limpeza. Toda esta vasta ocorrência se
deve à natureza oleosa do petróleo e também a sua composição, estimada em mais de 500
compostos.
Por consequência da existência de vários tipos de petróleo, a tendência de formar emulsões
varia a cada tipo, quanto mais pesado o óleo for, maior a facilidade de formar emulsão
(SCHRAMM, 1992). Isto dificulta em muito o trabalho de projetistas e engenheiros, pois a
previsão de seu comportamento nem sempre é acertada.
Esse artigo apresenta as diferentes emulsões e seus tratamentos, a separação de seus
componentes e a análise da formação de emulsões de petróleo e água e o comportamento da
mistura água/óleo em relação a composição do óleo, a composição da água e a quantidade de
água presente na emulsão, sabendo que na emulsão também existem outros compostos de
forma original ou adicionada propositalmente.
2 DESENVOLVIMENTO
De acordo com Dourado (2009), no reservatório, o óleo normalmente é encontrado
juntamente com água, gás e outros compostos orgânicos. Essas substâncias, incluindo o óleo
estão no reservatório de acordo com suas densidades. Como indicado na figura 1.
Na zona superior do reservatório, geralmente há uma “capa” de gás rico em metano (CH4),
conhecido como gás associado. Esse gás é composto também por outros hidrocarbonetos (no
estado gasoso) e por gases corrosivos como o gás sulfídrico (H2S) e o dióxido de carbono
(CO2).
Na zona intermediária, está o óleo propriamente dito, contendo água emulsionada e também
os mesmos componentes presentes no gás associado. A emulsão de água e óleo se localiza em
maior concentração na interface do óleo com a água dentro do reservatório.
Na zona inferior, é encontrada água livre (não misturada com óleo), com Sais Inorgânicos
dissolvidos e Sedimentos.
Figura 1- Representação da composição de um reservatório
Fonte: Dourado, 2009.
2.1 EXPLOTAÇÃO (PERFURAÇÃO E PRODUÇÃO)
7
Depois de reconhecidas as capacidades de produção de uma rocha reservatório são iniciadas
as etapas de exploração, que se caracterizam em perfurar o poço, e instalar todos os
equipamentos necessários para colocá-lo em produção. Após o início da produção o óleo é
extraído e logo que chega à superfície, tratado. Esse tratamento é denominado processamento
primário do petróleo.
2.2 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO
Segundo Dourado (2009), o processamento primário é caracterizado por um conjunto de
operações que evitam maiores custos de produção, pois acima de determinados níveis, a
presença de gás associado e água salmourada (como é chamada a mistura de água, sais e
sedimentos) no óleo, causariam corrosões aos dutos, tanques de armazenamentos, petroleiros,
e nos terminais da refinaria, além de que toda a água descartada no processamento primário
também seria transportada, aumentando os custos do transporte de tal forma que inviabilizaria
a produção em muitos locais.
O gás associado contém substâncias corrosivas e por ser altamente inflamável deve ser
removido por problemas de segurança (corrosão ou explosão). Água, sais e sedimentos
também devem ser retirados a fim de reduzir os gastos com bombeamento e transporte, bem
como para evitar corrosão ou acumulação de sólidos nas tubulações e equipamentos por onde
o óleo passa. Por isso, antes de ser enviado à refinaria o petróleo passa pelo chamado
Processamento Primário, realizado em equipamentos de superfície nos próprios campos de
produção. Ao final desse processamento, têm-se fluxos separados de óleo e gás, além de água
que depois de ser tratada é descartada ou reinjetada no poço como método de recuperação. O
óleo final conterá teores menores daqueles hidrocarbonetos mais facilmente vaporizáveis,
ficando, então, menos inflamável que o óleo cru. Por isso, o óleo “processado” demonstrado
na figura 2 é também chamado Óleo Estabilizado.
Figura 2- Representação do processamento primário do óleo.
O processamento primário do óleo cru é resumido em um conjunto de processos detalhados a
seguir:
2.2.1
SEPARADORES GRAVITACIONAIS
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O processo de separação gás-óleo-água é realizado em equipamentos conhecidos como
separadores trifásicos, onde essas três substâncias com diferentes densidades são separadas
por ação da gravidade. Esse é um tratamento físico denominado decantação, apresentado
esquematicamente na figura 3.
Figura 3 - Separador Trifásico - óleo, água e gás
2.2.2
DESIDRATAÇÃO DO ÓLEO
A segunda etapa do Processamento Primário é a desidratação do óleo que sai do separador.
O objetivo da desidratação é remover ao máximo essa água emulsionada do óleo, e para isso
podem ser injetadas substâncias químicas chamadas desemulsificantes. Devido à ação dos
desemulsificantes, as gotículas de água se coalescem e agora, em gotas com diâmetros
maiores, boa parte dessa água emulsionada se separa do óleo. A figura 4 a seguir demonstra a
emulsão água/óleo.
Figura 4 - Emulsão água-óleo
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Em resumo, o Processamento Primário permite então, que o óleo atenda as especificações
exigidas pelo refino que são:
a) um mínimo de componentes mais leves (os gases);
b) quantidade de sais abaixo de 270 miligramas por litro (270 mg/l) de óleo;
c) quantidade de água e sedimentos abaixo de 1% (do volume do óleo). Essa quantidade é
conhecida como BSW (Basic Sediments and Water - Água e Sedimentos Básicos).
2.3 EMULSÕES
Emulsão é um sistema líquido heterogêneo consistindo de dois líquidos imiscíveis com um
dos líquidos intimamente dispersos na forma de gotículas no outro líquido. As emulsões se
distinguem pelo fato de existir uma grande dispersão de um líquido dentro de outro, havendo
uma pequena coalescência (união de partículas de um mesmo liquido). A figura 5 apresenta os
principais tipos de emulsão existentes no petróleo.
Figura 5- Tipos de emulsão
Fonte: Souza, 2009.
A estabilidade da emulsão é determinada pelo tipo e pela quantidade de agentes superficiais
que agem como agentes emulsificantes na formação das gotas. Estes agentes emulsificantes
agem nas interfaces das gotículas, impedindo o coalescimento, mantendo assim, uma fase
dispersa em outro líquido.
Uma emulsão é constituída basicamente de duas fases, a fase externa ou fase contínua, a fase
onde estão dispersas as gotas e a porção da emulsão que se constitui em pequenas gotículas
chamadas de fase interna ou fase dispersa ou fase descontinua. (BRADLE, 2009).
A coloração da emulsão no petróleo pode ser bem escura, dependendo do tipo do óleo e da
quantidade de água em emulsão na mistura. A cor mais comum é o preto meio avermelhado,
mas, pode-se encontrar desde cores como verde claro ou amarelo ao cinza ou preto. SILVA,
(2009), afirma que o brilho na superfície é um indicativo da presença de um emulsificante.
2.3.1
EMULSÕES NO ÓLEO CRU
De acordo com Silva (2009), três condições são necessárias para a formação de uma emulsão:
(1) os dois líquidos que formam a emulsão precisam ser imiscíveis, (2) precisam ser
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suficientemente agitados para haver uma dispersão de um líquido em outro e (3) é necessária
à presença de um agente emulsificante na mistura. Óleo e água apresentam estas
características e, se levemente agitados rapidamente se separam.
Quando se fala em emulsão de óleo cru, geralmente se considera uma emulsão do tipo
água/óleo, também chamada de emulsão normal na indústria do petróleo. A emulsão de
óleo/água na indústria do petróleo é chamada de emulsão inversa.
As agitações necessárias para a formação de emulsões podem ser resultantes de uma ou varias
fontes, tais como: bombeamento do petróleo no fundo do poço, escoamento do fluido pela
tubulação e pela cabeça do poço, bombeamento na superfície e pela perda de carga existente
nas singularidades das tubulações.
O óleo cru apresenta tendência a se emulsificar e algumas emulsões são mais difíceis de
serem separadas do que outras. A estabilidade da emulsão varia de acordo com a quantidade e
a natureza do emulsificante. Se no óleo cru não existir agentes emulsificantes, a instabilidade
contribuirá para o coalescimento, facilitando a separação dos líquidos. Caso haja a presença
de um agente emulsificante, haverá uma maior estabilidade das gotículas dificultando a
separação natural das fases.
Mesmo sem o tratamento da emulsão, esta irá se separar naturalmente devido à diferença de
densidade entre os fluidos. Alguns processos de tratamento são utilizados para uma completa
separação, entretanto, haverá ainda uma pequena porcentagem de líquido pesado dispersa no
liquido leve após todo processo, sendo estas gotas restantes separadas naturalmente por
gravidade.
2.3.2
AGENTES EMULSIFICANTES
O agente emulsificante facilita a emulsificação pela diminuição da tensão interfacial e pela
formação de um filme rígido na interface entre a água e o óleo, dificultando a floculação e
coalescência das gotículas. Os agentes emulsificantes podem ser eletrólitos inorgânicos,
tensoativos, macromoléculas ou sólidos finamente divididos (SCHRAMM, 1992).
Os agentes emulsificantes podem estar presentes tanto na água quanto no óleo. Dentre os
presentes na água, destacam-se os sedimentos suspensos e particulados como as argilas. Já no
petróleo, estão presentes os asfaltenos, parafinas, resinas e compostos oxigenados (LEE,
1999).
Os asfaltenos são moléculas de alta massa molecular formadas por poliaromáticos
condensados interconectados por enxofre, éter, cadeias alifáticas e anéis naftênicos. (Sullivan
e Kilpatrick, 2002). Vários desses heteroátomos também estão presentes, como o oxigênio, o
nitrogênio e metais (principalmente níquel e vanádio). São insolúveis em n-alcanos e solúveis
em aromáticos leves. Portanto, a razão alcanos/aromáticos em um petróleo é muito importante
na determinação do tamanho das partículas de asfaltenos.
As parafinas são alcanos de alta massa molecular. Elas não estabilizam emulsões sozinhas,
pois são altamente hidrofóbicas não atuando na interface água-óleo.
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Os produtos da foto-oxidação do petróleo também atuam como agentes emulsificantes. Vários
pesquisadores constataram que petróleos que não formavam emulsões estáveis passaram a
formá-las após a exposição à luz. Isto se deve a formação de compostos tensoativos, tais como
ácidos carboxílicos e aldeídos (LEE, 1999).
Outra classe de compostos estudada, como agente emulsificante, é a de porfirinas metálicas.
No petróleo essas porfirinas possuem quatro núcleos pirrol e um metal, geralmente níquel ou
vanádio. Supõe-se que estes compostos se acomodam na interface água-óleo formando um
filme que impede a coalescência das gotas. A adição de porfirinas de níquel em um petróleo
que não formava emulsões estáveis seguida pela mistura com água do mar resultou na
formação de uma emulsão estável de aparência marrom avermelhada. Outro experimento
interessante foi feito com o petróleo Gulfaks que também não formava emulsões estáveis
mesmo com a adição de porfirinas de níquel. Após a exposição do óleo à luz do sol por dois
dias, o petróleo continuava sem formar emulsões estáveis. Apenas após a exposição ao sol e à
adição de porfirinas de níquel o óleo formou emulsões estáveis. Isto sugere que as porfirinas
sozinhas não estabilizam emulsões, mas necessitam da presença de outros agentes
emulsificantes ou partículas para fazê-lo. Alguns pesquisadores correlacionaram a extensão da
emulsificação de um petróleo em um derramamento com a quantidade de níquel e vanádio de
um petróleo (LEE, 1999).
Gomal estudou o efeito da adição de asfaltenos, carbonatos e argilas na densidade e
viscosidade das emulsões formadas. Com relação à adição de carbonatos, um aumento na
viscosidade foi observado com o aumento no teor de CaCO3. Isto pode ser atribuído à
presença do cátion divalente Ca2+ que possui uma alta capacidade de ligar partículas
coloidais e aumenta o potencial de floculação o que leva a um aumento na viscosidade. No
estudo da adição de argilas, foram comparadas duas estruturas distintas, a caolinita e a
bentonita. Para pequenas quantidades de água (10 e 20 %), a adição de argilas não causou
diferenças entre as densidades das emulsões. No entanto com o aumento da quantidade de
água (30 e 40%), as emulsões que continham mais argilas apresentaram densidades maiores.
Isto foi relacionado com a possível formação de uma estrutura de argila que aprisiona uma
grande quantidade de óleo.
2.3.3 EFEITOS DO SAL NA EMULSÃO
No processo de produção de petróleo, geralmente a água, na forma emulsionada, possui
elevada salinidade, causando vários problemas na produção, tais como a elevada viscosidade
da emulsão (A/O) e corrosão. A composição de sais é variável, sendo os mais comumente
encontrados os de sódio, magnésio e cálcio, sob a forma de cloretos e, em menor intensidade
sulfatos. (OLIVEIRA, 2000).
Vários trabalhos tratam da emulsificação no derramamento de petróleo em água do mar, nos
experimentos foram utilizadas águas do mar sintéticas simplificadas como no caso de Fingas.
(2000), Sun e Shook (1996), que utilizaram apenas cloreto de sódio; Aomari, (1998)
utilizaram cloreto de sódio e cloreto de cálcio e Schorling, utilizou uma salmoura contendo
cloreto de sódio, cloreto de cálcio, cloreto de magnésio e sulfato de cálcio. As emulsões
formadas no mar são do tipo A/O e segundo Fingas. (1993) e Fingas (1995) são estáveis com
conteúdo de 50% a 80% em volume de água, representando uma expansão de volume de 3 a 5
vezes do volume original. A densidade das emulsões formadas pode resultar maior que 1
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g/mL e mais significativamente a viscosidade pode passar de alguns mPa.s (unidade de
viscosidade) a 1000 mPa.s, um aumento típico de mil vezes.
Ghannan (2005) mostrou que uma concentração de 1% de NaCl na água utilizada para fazer a
emulsão aumenta levemente a estabilidade da mesma. Já uma concentração de 5 % de NaCl
melhora muito a estabilidade da emulsão formada. Ele conclui que o aumento da força iônica
pode reduzir a atração eletrostática entre as gotículas de água e que, portanto impedem a
floculação e o coalescimento dessas gotículas.
A estabilização das emulsões depende de outros fatores que não poderiam deixar de serem
tratados, a repulsão eletrostática é um deles.
a) Repulsão eletrostática
A aproximação das gotas (fase dispersa) pode gerar uma repulsão eletrostática mantendo a
emulsão estável quando emulsificantes iônicos estão presentes na interface água/óleo. Este
tipo de mecanismo é mais comumente presente nas emulsões do tipo O/A e não é governante
na estabilização de emulsões A/O devido à baixa constante dielétrica do óleo (HAVRE e
SJÖBLOM, 2003; COUTINHO, 2005).
Os agentes emulsificantes iônicos quando presentes na interface induzem o aparecimento de
cargas elétricas na região. Como é de se esperar, na região próxima à interface acumulam-se
preferencialmente as cargas opostas a da interface. Este conjunto de cargas distribuídas na
interface é conhecido como dupla camada elétrica. Se refinarmos essa estrutura difusa
teremos a camada de Stern, representada na fig. 6. Uma camada simples de cargas opostas de
tamanho finito adjacente à superfície, e a camada difusa que se estende para fora da camada
de Stern.
Figura 6- Camada de Stern, repulsão eletrostática.
b) Estabilização Estérica
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Alguns emulsificantes, como os asfaltenos, agregados de resinas/asfaltenos e partículas
sólidas (orgânicas e inorgânicas) são agentes de superfície ativa e absorvem na interface das
gotas de água. O padrão no qual eles adsorvem é bem definido devido à afinidade das diversas
partes da molécula pelas fases água e óleo. Assim, as extremidades hidrofílicas ficam
alinhadas com a água, enquanto as lipofílicas ficam alinhadas com o óleo formando uma
película orientada e estabilizada (FRANCO, 1988).
A figura 7 mostra o esquema que causa a estabilização estérica, onde as moléculas se
localizam na extremidade das gotículas de água repulcionando as outras gotículas de água
impedindo sua coalescência.
Figura 7- Repulsão por efeito estérico.
Fonte: Kokal, 2002.
2.4 EFEITOS DO TAMANHO DA PARTÍCULA
O tamanho da partícula é uma variável muito importante em reologia de emulsões. O tamanho
da partícula é naturalmente função do tipo e estabilidade do estabilizante usado e também do
tipo e grau de agitação usado.
Ultimamente, têm-se afirmado que uma diminuição no tamanho da partícula aumenta a
viscosidade. Os efeitos do tamanho da partícula estão intimamente ligados à interação entre as
partículas, mas somente quando as mesmas são consideravelmente pequenas, menores que
1μm. Porém, muitas emulsões possuem uma grande quantidade dessas partículas e, quaisquer
efeitos de carga que possam produzir efeitos similares são negligenciados.
2.5 CLASSIFICAÇÃO DAS EMULSÕES
A porcentagem da fase interna não é suficiente para determinar a geometria da emulsão.
Entretanto, pode se fazer uma classificação da emulsão de acordo com a fronteira das fases.
(SILVA)
Entre 0 e 5% de fase interna: trata-se de emulsões de muito baixo conteúdo de fase interna.
Estes aparecem mais em problemas de contaminação de água por hidrocarbonetos e em
aplicações de produtos pesticidas.
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Entre 5 e 30% de fase interna: trata-se de emulsões de baixo conteúdo de fase interna. São
mais importantes que a anterior constituindo uma situação indesejável tal como na água
produzida com o óleo cru.
Entre 30 e 70% de fase interna: trata-se de emulsões de médio conteúdo de fase interna. Suas
propriedades dependem consideravelmente de sua formação e dos métodos empregados para
preparação.
Acima de 70% de fase interna: trata-se de emulsões de alto conteúdo de fase interna. A
proporção de fase interna promove o contato entre gotas auxiliando no coalescimento.
Quando a quantidade de fase interna se aproximar de 90-95% observa-se uma deformação das
gotas. O sistema não se prepara diretamente, somente por segregação gravitacional.
2.6 MÉTODO DE ELEVAÇÃO PREVENTIVO (BCP).
Alguns métodos de elevação artificial foram desenvolvidos com a intenção de minimizar os
problemas com as emulsões, o BCP (Bombeamento por Cavidade Progressiva) é um deles,
que utiliza de meios gravitacionais para a elevação do fluido, ao invés de turbilhões que
ocasionariam o aumento das emulsões no fluido produzido.
A formação de emulsões se dá pela agitação de fluidos com densidades diferentes, se não
houvesse nenhuma agitação ou se toda água pudesse ser retirada do meio do óleo não haveria
nenhuma emulsão.
Na produção do óleo, os turbilhões não podem ser evitados, pois os métodos de elevação
tendem a agitar o fluido para que o mesmo possa ser escoado até a superfície. Ou seja, é quase
impossível evitar as formações de emulsões no petróleo. Para que possamos entender um
pouco mais sobre essas características trataremos a seguir à reologia das emulsões.
2.7 REOLOGIA DAS EMULSÕES
Em linhas gerais, reologia é a ciência que estuda a viscosidade, plasticidade, elasticidade e o
escoamento da matéria, ou seja, um estudo das mudanças na forma e no fluxo de um material,
englobando todas estas variantes. Podemos então concluir que é a ciência responsável pelos
estudos do fluxo e deformações decorrentes deste fluxo, envolvendo a fricção do fluido.
Esta fricção ocorre internamente no material, onde uma camada de fluido possui certa
resistência ao se deslocar sobre outra. Tudo isto envolve uma complexidade de fatores. O
tamanho e geometria de cadeia é um exemplo possível. Enquanto temos os solventes que
possuem uma viscosidade desprezível, temos também as resinas, com uma viscosidade
elevada, graças ao tamanho de sua cadeia polimerizada. Ambos são compostos orgânicos, mas
seus comportamentos são totalmente diferentes. O termo “reologia” foi introduzido por
Eugene Cook Bingham a partir de suas publicações da década de vinte.
A preocupação com o aspecto de fluência da matéria remonta um passado distante e os anais
da história da reologia registram como conceito primordial a observação de ser um material
mais espesso do que outro, e assim mais resistente à fluência do que outro. Nos diversos
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ramos da Reologia, com o aperfeiçoamento dos novos materiais, a quantidade desses ramos
tem crescido nos últimos tempos. Os materiais podem ser classificados quanto ao seu
comportamento reológico da seguinte forma: Quanto à deformação, podem ser classificados
em: Reversíveis ou elásticos e Irreversíveis ou viscosos, em relação aos sistemas ideais.
Os fluidos são classificados em: Newtoniano, Fluido de Bingham, Fluidos pseudoplásticos e
Fluidos dilatantes. Mas em termos vamos considerar como fluidos Newtonianos e não
Newtenianos.
2.7.1 FLUIDOS NEWTONIANOS
O fluido Newtoniano apresenta um comportamento viscoso ideal onde a variação da taxa de
cisalhamento versus tensão de cisalhamento é linear.
Os fluidos mais comuns, como a água, o ar e a gasolina, são newtonianos em condições
normais.
2.7.2 FLUIDOS NÃO NEWTONIANOS
Os fluidos nos quais a tensão de cisalhamento não é diretamente proporcional à taxa de
cisalhamento são não-Newtonianos. A viscosidade nesses fluidos muda quando a taxa de
cisalhamento é variada. Portanto, os parâmetros experimentais de um Viscosímetro rotativo
terão efeito sobre a viscosidade medida de um fluido não-Newtoniano. Essa viscosidade
medida é chamada de “viscosidade aparente” do fluido e é real somente quando parâmetros
experimentais explícitos são definidos.
Para a viscosidade de fluidos não-Newtonianos, vários métodos são atualmente utilizados.
2.7.3 VISCOSIDADE
Em linhas gerais, a viscosidade pode ser definida como sendo a resistência ao escoamento de
um sistema submetido a uma certa tensão mecânica. A viscosidade é uma expressão da
resistência de um fluido ao escoamento, sendo assim, quanto maior a viscosidade, maior a
resistência.
Mais profundamente, viscosidade é a medida do atrito interno de um fluido. Este atrito se
torna aparente quando uma camada do fluido se move em relação à outra camada. A
quantidade de força requerida para causar esse movimento é chamada de “cisalhamento”. O
cisalhamento ocorre quando o fluido é fisicamente movido ou distribuído. Fluidos altamente
viscosos requerem uma força maior para que uma camada se mova em relação à outra do que
materiais menos viscosos.
A viscosidade pode ser dividida em três tipos: Viscosidade Aparente, Viscosidade Cinemática
e Viscosidade Absoluta.
16
• Viscosidade Aparente: É aquela medida em um único ponto e através de cisalhamento
constante. É expressa por unidades de Poise ou centiPoise. Utilizada na leitura de viscosidade
de fluidos pseudoplásticos.
• Viscosidade Cinemática: é aquela medida por um sistema de geometria que utiliza-se da
gravidade para sua obtenção de medida. Medida por copos tem, como método, a contagem,
através de um cronômetro, do tempo gasto para o fluido escorrer pelo orifício inferior destes
copos.
• Viscosidade Absoluta: é aquela que é medida por um sistema de geometria que não sofre
influência da gravidade para a obtenção desta medida.
2.8 TRATAMENTO DA EMULSÃO
O objetivo do tratamento das emulsões é fazer coalecer a maior quantidade de partículas do
mesmo produto que estavam separadas na emulsão, deixando o óleo na especificação desejada
para ser transportado até a refinaria.
O aparecimento de emulsões estáveis de petróleo do tipo “água em óleo” e a natureza do
petróleo são os fatores críticos para o tratamento, pois pode ser necessário:
Adicionar produto químico (desemulsificante) para quebrar a emulsão;
Aquecer o petróleo para aumentar a velocidade de quebra da emulsão e a velocidade de
separação da água do óleo;
Promover tempo de separação para que óleo e água se segreguem em diferentes fases. Este
tempo de separação é oferecido no interior dos vasos separadores: gravitacional, eletrostático
e tanque de lavagem.
2.8.1 DESESTABILIZAÇÃO DO AGENTE EMULSIFICANTE
A desestabilização dos agentes emulsificantes é de fundamental importância para que
possamos através dos diferentes processos observarmos as emulsões formadas. Geralmente,
essa desestabilização é realizada adicionando-se calor ou química na mistura. Após a quebra
das películas, as gotículas começam a coalecer. Agitação moderada ou aplicação de campo
elétrico auxiliam este processo. Certo tempo em repouso as gotas coalescem, a partir da
diferença de densidade entre as fases, os líquidos começam a se separar. Existem diferentes
métodos para a quebra das emulsões, as mais utilizadas são:
2.8.2 TIPOS DE TRATAMENTO DA EMULSÃO
a)
Tanque de lavagem
Em campos de produção terrestres que apresentam alta razão água-óleo e baixíssima razão
gás-líquido, são utilizados separadores gás-líquido no primeiro estágio de separação, tipo vaso
de pressão, e tanques atmosféricos de alta capacidade, mais conhecidos como tanques de
lavagem, como separador de segundo estágio. A Figura 8 mostra esquematicamente um
sistema de separação, utilizando tanque de lavagem como separador de segundo estágio.
17
Figura 8- Sistema de separação com o tanque de lavagem
Óleo na saída do tanque de lavagem se encontra, geralmente, emulsionado com água e apenas
saturado com gás nas condições de operação. Esta mistura é então encaminhada para os
tratadores de óleo, que finalizam a quebra das emulsões.
b) Tratamento termoquímico
O tratamento termoquímico consiste na quebra de emulsão por meio de aquecimento,
geralmente na faixa de 45 a 60 ºC.
Estes equipamentos de separação podem ser apenas vasos de alta capacidade com
aquecimento, produzindo gotas de maior tamanho aumentando assim a taxa de sedimentação
das gotas de água dispersas. Em alguns casos o próprio tanque de lavagem apresenta um
sistema de aquecimento e opera como tratador de óleo.
c)
Tratador eletrostático
O tratador eletrostático vem como mais uma opção para o processamento primário do óleo,
mais utilizados nas plataformas marítimas (produção off-shore), por ser menor e mais
eficiente que os tanques utilizados em terra, e também um processo utilizado para emulsões
mais estáveis.
Seu sistema de funcionamento se baseia na aplicação de um campo elétrico de alta voltagem a
uma emulsão; fazendo com que as gotículas de água dispersas no óleo adquiram uma forma
elíptica alinhadas na direção do campo, com pólos induzidos de sinais contrários, que criam
uma força de atração provocando a coalescência. Este é o princípio dos tratadores
eletrostáticos. Abaixo a figura 9 mostra o esquema das gotículas de água na emulsão durante
o tratamento eletrostático.
18
Figura 9- Gotículas na emulsão do tratamento eletrostático.
d) Tratamento químico
O tratamento químico das emulsões água-óleo através da adição de desemulsificantes
apropriados é amplamente utilizado na desestabilização destes sistemas e consequentemente
na separação das fases óleo e água. Os desemulsificantes apresentam propriedades interfaciais
e se adsorvem na interface água-óleo mudando as suas propriedades físico-químicas e
favorecendo assim a coalescência entre as gotas de água (BECKER, 1997 e KOKAL, 2002).
Entre as propriedades que são procuradas nos desemulsificantes destacam-se as altas
velocidades de adsorção na interface água-óleo, deslocamento dos emulsificantes naturais que
estabilizam as emulsões e a formação de películas finas e frágeis na interface água-óleo
(Brasil, 1987). Este mecanismo descreve a formação de gradientes de tensão na interface
água-óleo devido à aproximação de duas gotas de água. A drenagem da fase contínua entre as
gotas produz a diminuição da concentração de espécies tensoativas localizadas nas interfaces.
Estes espaços são ocupados pelas moléculas de desemulsificantes que possuem altas
velocidades de adsorção e melhores propriedades interfaciais que os emulsificantes naturais.
Desta forma, é aumentada a tensão nas interfaces localizadas entre as duas gotas, criando-se
um gradiente de tensões entre esta região e as demais partes da interface da gota. Assim, é
favorecida a remoção de mais emulsificantes na região entre as gotas seguido da adsorção de
desemulsificantes. A película rígida, inicialmente formada pelos emulsificantes naturais é
substituída por um filme fino e frágil de desemulsificantes de fácil ruptura.
Para cada sistema água-óleo, a eficiência do desemulsificante dependerá da composição da
espécie química e a concentração adicionada, destacando-se a proporção entre as partes
hidrofílica e lipofílica da molécula, além do peso molecular da cadeia polimérica. Os efeitos
composicionais dos emulsificantes presentes num determinado sistema água-óleo podem ser
quantificados através do termo adimensional HLD definido como o desvio
hidrofílicolipofílico (SALAGER, 2000 e RONDÓN-GONZÁLEZ, 2006). Apesar dos
esforços que têm sido feitos na quantificação da eficiência dos desemulsificantes a partir das
19
propriedades composicionais do sistema, a escolha do tipo de desemulsificante e a definição
da concentração ótima são determinadas a partir de testes experimentais de separação (Kokal,
2002). Estes testes consistem na síntese de emulsões que são misturadas a diversos tipos e
concentrações de desemulsificantes. A eficiência da separação é avaliada submetendo as
amostras à centrifugação e/ou aquecimento durante algumas horas (WU, 2003 e TAMBE,
1995).
2.9 ETAPAS DA SEPARAÇÃO
3.9.1 FLOCULAÇÃO
A floculação ocorre quando as gotas tendem a formar um agregado sem perder sua identidade
inicial. As gotas se aproximam e ficam em equilíbrio nesta condição, formando uma cadeia ou
corrente também conhecido como colar de pérolas (FRANCO, 1988 e COUTINHO, 2005).
No caso da aproximação de duas gotas, podemos ter duas situações: na primeira, as camadas
adsorvidas na superfície das gotas não causam interferência entre elas, (fig. 10), e na segunda
situação estas camadas causam interferência uma na outra, ou seja, as camadas se sobrepõem.
(fig. 11). (MCLEAN e KILPATRICK, 1997).
Figura 10- Gotículas aproximadas sem sobreposição das camadas emulsificantes
Fonte: Nieves,1987 e; Mclean e Kilpatrick,1997.
20
Figura 11- Gotículas aproximadas com as camadas emulsificantes sobrepostas.
Fonte: Nieves,1987 e; Mclean e Kilpatrick,1997.
Esse fenômeno é de maior ocorrência no óleo cru, onde os agentes emulsificantes naturais
encontram-se mais abundantes, reforçando as camadas (filmes), das gotículas emulcionadas.
2.9.2 COALESCÊNCIA
A coalescência é o resultado esperado do tratamento das emulsões, é nada mais que a junção
das gotículas de água que estavam estabilizadas na emulsão, depois do tratamento essas
gotículas se coalecem aumentando seu tamanho até se sedimentarem junto a porção de água
livre do sistema.
A coalescência pode ocorrer de modo binário pela agregação das gotas floculadas ou mesmo
nas zonas de empacotamento denso em quaisquer dos casos a coalescência acontece em duas
etapas: na primeira ocorre o estreitamento e drenagem do filme interfacial e na segunda etapa
a ruptura do filme e junção das gotas (Nieves,1987). Como apresentado na figura 11 a seguir.
Figura 11- Crescimento das gotas de água.
21
Nieves (1987) enfatiza a diferença entre o tempo de coalescência binária e o de coalescência
interfacial, onde para a coalescência binária define como sendo o tempo para duas gotas em
aproximação coalescerem, enquanto que para a coalescência interfacial define como sendo o
tempo necessário para uma gota coalescer com a sua fase homogênea. Na separação
gravitacional, as gotas estão sob influência da força da gravidade e ambos os tempos de
coalescência (binário e interfacial) dependem do tamanho da gota e das propriedades físicas
do sistema líquido-líquido. Do ponto de vista do tempo de coalescência interfacial, outro fator
que tem forte influência no processo é a altura da zona de empacotamento denso que
pressiona o filme na interface de coalescência.
Segundo Nieves (1987), na zona de empacotamento denso as gotas perdem a sua geometria
esférica e formam uma estrutura poliédrica, onde elas apresentam-se bem próximas umas das
outras, separadas apenas pelo filme da fase contínua, a estabilidade desta emulsão na zona do
empacotamento depende da drenagem deste filme. O filme é drenado continuamente de forma
bastante lenta até atingir uma espessura mínima onde ocorre a ruptura do mesmo. A contínua
drenagem do filme requer um alto módulo de elasticidade dilatacional para as duas interfaces,
o que é influenciado pelas moléculas de emulsificantes presentes. A presença dos
emulsificantes dificulta a drenagem do filme. Por outro lado, se o módulo de elasticidade
dilatacional for extremamente baixo, a drenagem será alcançada, resultando na ruptura do
filme e a consequente coalescência das gotas.
2.9.3 SEDIMENTAÇÃO
A sedimentação ocorre após a coalescência à força, que é regida pela lei de Stokes, quando
um corpo cai em queda livre, a força de arrasto sobre o corpo vai aumentando à medida que
sua velocidade cresce. Isso significa que se a altura da queda for suficientemente grande, a
força de arrasto poderá igualar a força peso e, a partir deste ponto a velocidade do corpo
torna-se constante ou terminal (MASSAMBANI, 2006).
Arnold e Smith (1992) tecem alguns comentários a respeito da utilização da equação de
Stokes:
Quanto maior o tamanho da gota maior será a velocidade terminal, ou seja, quanto maior a
gota de água na emulsão maior será a velocidade de sedimentação e menor será o tempo para
a gota atingir o fundo do separador.
Quanto maior a diferença de densidade entre a água e o óleo maior será a velocidade terminal,
de modo que petróleos mais leves (densidade baixa) são mais facilmente separáveis. Para uma
carga de petróleo com 10 ºAPI emulsionado em água doce, a velocidade terminal poderá ser
praticamente zero tendo em vista a pequena diferença de densidade.
A temperatura tem papel importante na sedimentação tendo em vista que afeta
consideravelmente a viscosidade do óleo. Assim, altas temperaturas tendem a aumentar a
velocidade terminal.
A velocidade de sedimentação é bastante afetada pelo tamanho da gota, pela diferença de
densidade entre as fases e pela viscosidade da fase contínua. Com relação à densidade e
viscosidade, estes parâmetros são facilmente manipulados com variações de temperatura,
misturas com petróleos mais leves e diluições com solventes. Por outro lado, o aumento do
22
tamanho de gotas por coalescência é favorecido através da utilização de agentes químicos e
também com o emprego de campo elétrico.
Depois de sedimentado as gotículas se rompem formando uma porção de água livre que é
descartada pelo processo depois de ser tratada atendendo as especificações exigidas pelos
órgãos ambientais. Essa água ou é simplesmente descartada, ou reinjetada nos poços como
método de recuperação secundaria.
Já o óleo depois de atender as especificações, já comentadas por esse trabalho, é transportado
até as refinarias que fazem o processo de fracionamento, retirando dele diversos produtos
como: óleos lubrificantes, combustíveis, solventes, asfaltos, e diversos outros produtos que
fazem parte do cotidiano, e são indispensáveis, mas que devem ser usados com
responsabilidade para não agredir o meio ambiente.
3
CONCLUSÃO
O tratamento das emulsões no processamento primário do petróleo é indispensável no
tratamento de hidrocarbonetos. Caso o óleo não fosse tratado ao sair do reservatório, os custos
de transporte, armazenamento e refino, seriam bem maiores que os praticados atualmente,
pois certamente as manutenções em linhas, e equipamentos seriam em períodos menores, e a
vida útil desses equipamentos reduzida drasticamente. O tratamento evita todo esse
transtorno, e reduz o custo de produção, retirando as parcelas de água, sedimentos, e gases
indesejáveis como o H2S, evitando problemas ocasionados pelos mesmos.
Acredita-se que esse setor na indústria de petróleo e gás tende a evoluir tecnologicamente no
decorrer dos anos, devido sua importância, e com poços cada vez mais maduros, com isso se
tem uma produção de óleo cru com BSW bem elevado, consequentemente uma maior
quantidade de emulsões formadas, dificultando mais o processamento primário do petróleo e
aumentando os custos de produção. Por isso novas pesquisas devem ser elaboradas, sempre
buscando melhorias, como métodos que possam adiantar o processo de coalescência das
gotículas, métodos de elevação que proporcionem menor agitação e possam produzir o óleo
sem favorecer a formação de emulsões.
Para os patamares atuais, os métodos utilizados atendem muito bem, porém como toda
indústria pensa em crescimento, a preocupação com mecanismos que busquem o
desenvolvimento do setor na indústria petrolífera deve ser maior, a ponto de estar aberto a
novas ideias e buscar estudos e pesquisas a fim de desenvolver projetos capazes de melhorar
os procedimentos utilizados atualmente.
As mudanças são necessárias e vêm para auxiliar, diminuindo custos e aumentando a
eficiência de produção, trazendo desenvolvimento ao setor em que atua, e também a toda
sociedade.
4 REFERÊNCIAS
1. A.C. de Miranda. Agente de Flotação, para Quebra de Emusão Óleo/Água Visando
Tratamento de Águas Produzidas pela Indústria do Petróleo. Universidade Federal do Rio
Grande do Norte – UFRN. Acesso em: out. 2009.
23
2. CUNHA E. P., Roberto. Modelagem Matemática da Separação de Emulsões de
Petróleo. Universidade Tiradentes – UNIT. Aracaju, SE – BRASIL, Out. 2007.
3. DOURADO, Robson. Gestão e Engenharia de Petróleo e Gás. IBEC – Instituto
Brasileiro de Engenharia de Custos. Acesso em: out. 2009.
4. GLÓRIA, M. S. Lucas; OLIVEIRA, C. G. Roberto. Caracterização em Tempo Real de
Emulsões visando o Dimensionamento de Equipamentos e a Definição das Condições de
Processamento Primário. Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Bicombustíveis – IBP.
Acesso em: out. 2009.
5. Havre & Sjöblom, Coutinho, Franco, Becker & Kokal, Brasil, Salager, Rondón González,
Wu & Tambe, Mclean & Kilpatrick, Massambani, (Apud. SILVA).
6. IIDA, Patrícia Hiromi. Estudo do Efeito da Água em Emulsões de Petróleo.
Universidade Federal do Paraná – UFPR. Acesso em: out. 2009.
7. JÚNIOR, Gilvan. Processamento Primário do Petróleo: Noções de Processo de Refino.
Tecnologia em Petróleo e Gás – UNIT. Acesso em: out. 2009.
8. Schramm, Lee, Sullivan & Kilpatrick, Fingas, Gomal, Bobra, Sun & Shook Aomari,
Schorling & Fingas, Fingas e Ghannan, (Apud. CUNHA 2007).
9. SILVA, Mauricio Gonçalves. Comportamento Reológico De Emulsões de Água em
Óleo na Indústria Petrolífera. Universidade Federal de Itajubá – UFI. Acesso em: out. 2009.
10.
SILVA, Robson. Estudo da Aplicação do Pei Hidrofobicamente Modificado Como
Agente de Estabilização de Emulsões do Tipo Óleo em Água. UFSC – Universidade
Federal de Santa Catarina. Florianópolis, SC – BRASIL, Nov. 2008.
11. SOUZA, Marcos Aurélio. Programa de Recursos Humanos da Agência Nacional de
Petróleo e Gás Para o Setor de Petróleo e Gás PRH–ANP/MME/MCT. Rio de
Janeiro.Acesso em: out. 2009.
24
ETANOL: IMPACTOS DO AVANÇO DO PLANTIO DE CANA DE AÇÚCAR SOBRE A
PRODUÇÃO DE ALIMENTOS NO BRASIL
Anderson Vieira5
Cilas Vieira Lagoeiro Gabriel6
Edson Lucchi Fabres7
Gean Breda Queiros8
RESUMO
Este artigo teve por objetivo levantar dados e informações necessárias que mostraram se o
avanço da cultura da cana de açúcar para o etanol impacta ou não na produção de alimentos
no Brasil. O caminho seguido foi a análise de dados que forneceu a resposta ao
questionamento proposto. A partir de dados bibliográficos, foi realizada uma análise de
comparação entre as matrizes energéticas brasileiras e mundiais. Em segundo, um breve
conceito sobre o que é o etanol e as perspectivas de crescimento do consumo, e por fim, a
conclusão aponta a necessidade de novas pesquisas para o aprimoramento do tema.
PALAVRAS-CHAVE: Energia; Etanol; Alimentos.
ABSTRACT
This article aims to collect data and information necessary to show the progress of the sugar
cane sugar cane for ethanol or not impacts on food production in Brazil. The route followed
was the analysis of data that provide the answer to the question proposed. From the
bibliographic data, an analysis was perfomed to compare the energy matrix in Brazil and
worldwide. Second, a brief concept about what comes to ethanol and the prospects for
consumption growth, and finally, the conclusion indicates the need for further research to
improve the theme.
KEY-WORDS: Energy; Ethanol; Food.
1 INTRODUÇÃO
A demanda por fontes de energia remonta a tempos em que o homem passou a utilizar o fogo
em seu cotidiano, para cozinhar alimentos ou como arma nas guerras. Desde então, não parou
mais de fazer uso dos variados tipos de materiais que armazenam energia, sejam esses de
origem vegetal como a biomassa ou de origem fóssil como o petróleo.
Atualmente, os sistemas utilizados para a obtenção da energia requerida pelos processos
industriais recebem inovações tecnológicas a todo instante. Entretanto, a matéria que contém
a energia acumulada denominada hidrocarbonetos é a mesma de milhares de anos atrás.
5
Tecnólogo em Produção do Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN.
7
8
Mestrando em Administração pela FUCAPE Business School e Professor da Faculdade Capixaba de Nova
6
25
Porém, esse uso indiscriminado de hidrocarbonetos está gerando grandes consequências
ambientais.
A partir desse ponto, o homem está à procura de novas fontes de energia que não agridam
tanto o seu meio ambiente. Diante desse cenário, o etanol vem se destacando, aumentando
cada vez mais seu consumo e sua produtividade. Mas essa grande alavancagem, poderá gerar
impactos em outra área como a produção de alimentos e é isso que este ensaio apresenta: se a
produção de cana de açúcar para a produção de etanol impacta ou não na produção de
alimentos.
2
REFERENCIAL
2.1 MATRIZES ENERGÉTICAS BRASILEIRAS
Matriz energética é uma representação quantitativa da oferta de energia, ou seja, da
quantidade de recursos energéticos oferecidos por um país ou por uma região. Uma
informação importante, obtida a partir da análise de uma matriz energética, é a quantidade de
recursos naturais que está sendo utilizada. [...] Dispor desta informação nos permite avaliar se
a utilização desses recursos está sendo feita de forma racional (CENTRAIS ELÉTRICAS
BRASILEIRAS S.A – ELETROBRÁS, 2009).
O Ministério de Minas e Energia (MME) promove diversos estudos e análises com o objetivo
de subsidiar a formulação de políticas energéticas, bem como orientar a definição do
planejamento setorial. Tais estudos e análises são regularmente documentados por meio de
relatórios e notas técnicas, alguns de grande relevância para a compreensão do setor
energético nacional.
Um dos estudos mais importantes é o Balanço Energético Nacional (BEN) que, anualmente,
documenta extensa pesquisa sobre o consumo, a produção e a comercialização dos diferentes
energéticos em âmbito nacional. O BEN é uma publicação básica para qualquer estudo do
planejamento do setor energético brasileiro (MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIAS,
2008).
2.1.1 ENERGIA NÃO-RENOVÁVEL
Segundo a Agência Municipal de Energia de Almada (2010), energia não-renovável:
São aquelas que se encontram na natureza em quantidades limitadas. E se extinguem
com a sua utilização. Uma vez esgotadas, as reservas não podem ser regeneradas.
Consideram-se fontes de energia não renováveis os combustíveis fósseis (carvão,
petróleo bruto e gás natural) e o urânio, que é a matéria-prima necessária para obter
a energia resultante dos processos de fissão ou fusão nuclear.
Para o Ministério de Minas e Energias (2008):
O gás natural é o energético que vem apresentando as maiores taxas de crescimento
na matriz energética, tendo quase triplicado a sua participação nos últimos anos. Em
2008, com significativo desempenho, a participação passou a 10,2%. O reflexo
destes aumentos recai, principalmente, sobre os derivados de petróleo, pela
26
substituição de óleo combustível e gás liquefeito de petróleo (GLP) na indústria, e
de gasolina de transporte, além de outras substituições em menor escala. No caso
específico de 2008, o aumento foi em razão do uso na geração elétrica, com
crescimento de 81%.
Grande desenvolvimento na área de derivados de petróleo se dá por parte da construção de
novos gasodutos para abastecer grandes centros metropolitanos que necessitam cada vez mais
de energia para sustentar principalmente as indústrias, conjuntos habitacionais e prédios
residenciais.
De acordo com ANP (Agência Nacional de Petróleo):
Foram adicionados mais de 700 km de novos gasodutos ao sistema existente, sendo
de destacar o gasoduto Cabiúnas-Vitória (303 km), o gasoduto Campinas-Rio de
Janeiro: trecho Taubaté-Japeri (255 km) e o gasoduto Catu-Carmópolis: trecho CatuItaporanga (196 km). Ao final de 2008, a rede de gasodutos de transporte de gás
natural chegou a 7.198 mil km.
2.1.2 ENERGIA RENOVÁVEL
Segundo a Agência Municipal de Energia de Almada (2010), diz-se uma fonte de energia é
renovável quando não é possível estabelecer um fim temporal para a sua utilização. É o caso
do calor emitido pelo sol, da existência do vento, das marés ou dos cursos de água. As
energias renováveis são virtualmente inesgotáveis, mas limitadas em termos da quantidade de
energia que é possível extrair em cada momento.
Foram concluídos levantamentos preliminares que permitiram compor uma ideia concisa da
Oferta Interna de Energia (OIE) e de outras estruturas energéticas. Tais levantamentos
indicam que a demanda total de energia no Brasil, em 2008, atingiu 251,5 milhões de tep
(toneladas equivalentes de petróleo).
Dois fatores contribuíram para a formação do crescimento da demanda por energia: os
resultados negativos alcançados pelos setores exportadores, especialmente os intensivos em
energia (metalurgia, química e açúcar) e, o bom desempenho da demanda interna de bens e
serviços (IBGE – INSTITUTO BRASILEIRO DE GEOGRAFIA E ESTATÍSTICA).
2.2 ETANOL
Sardella (2000, p. 286) define etanol “como um líquido incolor, de cheiro característico e
agradável, e é miscível com a água. Ele é empregado em bebidas alcoólicas, como solvente,
na preparação de muitas substâncias (ácido acético, éter, tintas, iodofórmio, perfumes), como
combustíveis nos motores de explosão (substitui a gasolina), etc.”.
O etanol vem sendo considerado um gerador em potencial de biocombustíveis (apesar de
outras matérias-primas originarem outros tipos de biocombustíveis), ele se tornou o principal
produto extraído da cana de açúcar que inicialmente era utilizada apenas para fabricação de
açúcar, mas logo descobriram o seu potencial energético e o Brasil passou a utilizar ainda
mais o etanol como combustível veicular no começo da década de 70 depois da crise do
petróleo. E a partir da década de 90 foi criada uma Lei para a adição de um percentual de
etanol à gasolina.
27
Segundo o Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (2008):
O álcool etílico, ou etanol, é usado no Brasil, em larga escala, como combustível,
por meio de dois programas distintos: como álcool hidratado, comercializado via
bombas específicas nos postos de abastecimento, em veículos movidos
exclusivamente a álcool e em veículos Flex Fuel, ou como álcool anidro em mistura
obrigatória à gasolina. A Lei n. 8.723, de 28 de outubro de 1993, dispõe que o Poder
Executivo fixará o percentual da mistura de álcool anidro na gasolina no intervalo de
20% a 25%.
2.2.1
CONTEXTO HISTÓRICO
A grave crise do petróleo nas décadas de 70 e 80, quando o preço do barril do petróleo subiu
de US$ 2,91 para US$ 12,45, aliada a má fase no mercado internacional de açúcar,
impulsionou o governo brasileiro a implantar um programa que prometia solucionar esses
problemas: o Proálcool. Afinal, era-se muito dependente da gasolina, e as indústrias de açúcar
passavam por maus momentos.
Esse programa (o Proálcool, de 1975) constituiu o maior programa público do mundo de
produção de combustível a partir da biomassa. Na sua primeira fase (1975/1979), o programa
repetiu uma prática já utilizada no país, desde 1931, a de misturar o álcool anidrido à gasolina,
visando a dois objetivos: criar um novo mercado para reduzir a capacidade ociosa das usinas e
reduzir a dependência do petróleo. Nessa primeira fase, de produção de álcool anidro, o
programa incentivou a instalação de destilarias anexas às usinas existentes. Na segunda fase
do Programa (1979/1985), priorizou-se a instalação de destilarias autônomas, destinadas à
produção exclusiva do álcool (anidro e hidratado), este último destinado ao abastecimento dos
antigos automóveis movidos exclusivamente a álcool (ALVES, 2008, p. 93).
O programa fez com que o governo investisse bastante em diversas áreas como, tecnologia,
política industrial, planejamento energético, agricultura. Ele incentivava a indústria
automobilística na fabricação de carros a álcool, reduzindo imposto e financiando estudos
tecnológicos. Esse programa ofereceu vários benefícios econômicos e ambientais, houve uma
grande demanda de pessoas para trabalharem nos campos de cana, gerando assim grande
número de empregos.
Parecia que tudo correria bem, afinal o álcool estava trazendo benefícios a todos. O governo
estava gerando empregos, resolvendo a questão da dependência da gasolina. A indústria de
cana de açúcar começava emergir, até que, o preço do barril de petróleo voltou a cair,
abaixando assim o preço da gasolina, o açúcar voltou a ser lucrativo fazendo com que a
indústria voltasse sua produção.
[...] o descrédito do programa, foi resultado da ocorrência de duas crises simultâneas de
abastecimento de álcool para o mercado interno (1989 e 1990). Por sua vez, o
desabastecimento resultou da destinação da cana à produção de mais açúcar do que álcool.
Essa decisão decorreu da subida dos preços internacionais do açúcar no mercado externo, o
que tornou mais lucrativo, às usinas, utilizarem a cana para a fabricação de açúcar, do que
utilizá-la para a produção de álcool, que vivia um período de baixa lucratividade. Devido ao
controle de preços motivado pela necessidade de conter a inflação interna (ALVES, 2008, p.
94).
28
Com os preços do petróleo praticamente estabilizados e em baixa no mercado, houve-se uma
redução no preço da gasolina e os carros voltaram a utilizá-lo com mais intensidade
novamente, pois não era viável carros movidos a álcool devido a sua alta de preço no
mercado.
[...] a década de 90 apresentou o petróleo a preços relativamente baixos, o que comprimia os
preços da gasolina e era mais um fator a desestimular os automóveis movidos a álcool,
porque, de um lado, o diferencial de preços da gasolina ficou abaixo, em alguns períodos da
década, dos 30%, que estimulam a utilização do álcool; de outro, os novos modelos de
automóveis não foram desenvolvidos para o álcool, portanto a conversão deles para o
combustível brasileiro, além de ser custosa, provocava uma perda de rendimento, tanto do
motor, quanto no consumo de combustível (ALVES, 2008, p. 95).
Com o passar dos anos, devido à grande preocupação mundial com o meio ambiente, surgiu a
necessidade de substituir os combustíveis fósseis por renováveis, e o que mais se encaixava
em determinados parâmetros foi o álcool, por isso atualmente o Brasil passa por um bom
momento nesse quesito, afinal é um dos maiores produtores de álcool do mundo, obtém a
melhor tecnologia de produção, e tem área e clima excelentes para o plantio da cana de
açúcar, fazendo com que o país seja o foco mundial para o desenvolvimento da área
canavieira.
2.2.2
PERSPECTIVAS PARA O ETANOL
Como na época das crises do petróleo, o mundo está empenhado em encontrar uma solução
duradoura para seu problema energético. A preocupação ambiental se somou à redução dos
estoques e a alta dos preços dos combustíveis fósseis para valorizar as fontes renováveis e
menos poluentes de energia.
O surgimento, em todo o mundo, de novos tipos de veículos e tecnologias de motores, tem
provocado mudanças importantes na tradicional postura da indústria automobilística e de
outros agentes atuantes no mercado.
Segundo Alves (2008, p. 96) ocorreu na última década:
Crescimento da demanda interna de álcool hidratado, devido ao sucesso dos
novos modelos de automóvel, chamados de “Flex Fuel”, movidos tanto a álcool,
quanto gasolina;
Excelentes perspectivas do comércio internacional, para o álcool, principalmente
o álcool anidro, decorrentes dos efeitos do Protocolo de Kyoto, que impõe a redução
das emanações de CO2, um dos principais causadores do chamado efeito-estufa;
Elevação dos preços internacionais do petróleo, que ultrapassou a expressiva
marca de US$ 130,00 o barril (maio de 2008) e continua em tendência de alta.
Com esses grandes fatos que ocorreram na última década associados a um bom desempenho
da produção de etanol, a demanda nacional e internacional tendem a aumentar a grandes
escalas.
O Brasil tem trabalhado não só no sentido de aumentar sua produção de álcool etílico para
fins carburantes, a partir da cana de açúcar, como também de transferir sua experiência e
tecnologia para que outros países tropicais, que dispõem de terras, mão de obra e radiação
29
solar intensa, possam ser produtores e exportadores de álcool, ampliando e diversificando sua
oferta no mercado mundial. A intenção é tornar o álcool uma commodity internacional
(MINISTÉRIO DO DESENVOLVIMENTO, INDÚSTRIA E COMÉRCIO EXTERIOR,
2008).
De acordo com Meneghetti (2007):
[...] o setor terá que atender até 2010 uma demanda adicional de 10 bilhões de litros
de álcool, além de 7 milhões de toneladas de açúcar. A produção desta safra,
iniciada em abril, deve ser de 17 bilhões de litros de álcool e 26 milhões de
toneladas de açúcar. Para incrementar a produção, será preciso levar mais 180
milhões de toneladas de cana para a moagem, com uma expansão dos canaviais em
2,5 milhões de hectares até 2010. Esses investimentos deverão criar 360 mil novos
empregos diretos e 900 mil indiretos.
E Carvalho (2007) afirma:
A demanda potencial de etanol combustível no nível mundial será crescente e
continuada. É necessário salientar que somente a China e a Índia possuem juntas um
terço da população mundial (2,3 bilhões de habitantes) e devem continuar a ter altas
taxas de crescimento econômico, o que implicará supostamente em aumento da
demanda de etanol e de óleos vegetais combustíveis para dar conta das
recomendações da mistura etanol com gasolina e dos óleos vegetais para utilização
pura ou em mistura com o diesel. E se considerarmos, ainda, os países
industrializados como aqueles da Comunidade Europeia, o Japão, a Coreia e a
Rússia tudo leva a crer que a corrida pelo etanol e pelos óleos vegetais significará
mais de um processo conjuntural. Representará uma mudança estrutural no perfil da
oferta de matéria prima mundial para o etanol e os óleos vegetais combustíveis, em
especial no Brasil.
Essa alta demanda no mercado internacional por etanol começa a transformar a matriz
energética mundial devido a alguns fatores relevantes.
Três fatores têm sido determinantes para a tendência de alteração discreta da matriz energética
mundial: a) a elevação discreta, mas crescente, dos custos da extração, do refino e da
distribuição do petróleo; b) a inviabilidade objetiva das grandes empresas multinacionais do
petróleo controlarem como desejavam as fontes de petróleo no oriente médio e, recentemente,
na Venezuela; c) as questões ambientais, entre elas a redução da emissão de gases de efeito
estufa (GEE) que contribuem para o aquecimento global (CARVALHO, 2007).
A partir dos próximos anos o Brasil entrará com altos investimentos no setor sucroalcooleiro
para ser o maior produtor de etanol do mundo a abastecer todo o mercado nacional e
internacional, e para que isso tenha resultados satisfatórios serão investidos principalmente
em novas destilarias em todo o território brasileiro.
De acordo com Meneghetti (2007), cerca de 40 novas usinas estão em projeto ou em fase de
implantação, com um total de investimentos calculado em 3 bilhões de dólares. A maior parte
delas se concentra no oeste do estado de São Paulo, ocupando espaço aberto pelo
deslocamento da pecuária.
Está-se, portanto, em presença de uma disputa mundial pela dominação das fontes de energia
a partir da biomassa, em especial pelos territórios com recursos naturais mais adequados para
a produção da matéria prima necessária (CARVALHO, 2007).
30
3 METODOLOGIA
Para esse ensaio, foi utilizada a pesquisa descritiva que de acordo com Ferrão (2003, p. 80),
“promove estudo, análise, registro e interpretação dos fatos do mundo físico, sem a
interferência do pesquisador.”
Utilizou-se a técnica de pesquisa bibliográfica, como principal fonte de coleta de dados em
livros, artigos de revistas e busca com o auxílio da Internet. Segundo Ferrão (2003, p. 102),
“pesquisa bibliográfica é baseada na consulta de todas as fontes secundárias relativas ao tema
que foi escolhido para realização do trabalho.”
3.1 IMPACTOS DA PRODUÇÃO DO ETANOL SOBRE A PRODUÇÃO DE ALIMENTOS
Segundo Pinto (2008, p. 07):
Entre os principais desafios com que se defronta a humanidade – além da busca da
paz, da redução das desigualdades e da superação da miséria – situam-se sem dúvida
a produção de alimentos e de energia. Essa produção, por sua vez, está diretamente
relacionada às questões do clima e da água.
Diante disso, tem-se a pergunta, Combustíveis ou alimentos? Na busca por fontes alternativas
e renováveis de energia, a discussão ganha força mundial.
3.1.1
IMPACTOS DA PRODUÇÃO DE ETANOL NO MUNDO
Em todo o mundo está havendo uma grande preocupação com o aumento excessivo no preço
dos alimentos. A consequência disso é que eles estão sendo utilizados para a produção de
energia, principalmente na produção de etanol para motores a combustão.
O etanol produzido no EUA e na Europa são originados basicamente de produtos alimentares,
assim, os preços dos alimentos estão subindo em ritmo preocupante na Europa, China, Índia e
nos Estados Unidos. Neste ano, a inflação dos alimentos deve ficar em 4% nos EUA. Será a
maior inflação de alimentos em 17 anos. [...] O boom de etanol aumentou muito a demanda
por milho, que chegou ao preço recorde de US$ 4,10 por bushel (medida utilizada pela Bolsa
de Chigago e que equivale a 27,21 quilos), antes US$ 2,40 a um ano. E, apesar de as pessoas
comerem pouco milho diretamente, ele é parte essencial de vários alimentos. É principal
componente da ração de porcos, bovinos, frangos, o que leva a aumento de custos de criação
desses animais e afeta derivados como ovos, manteiga e leite (MELLO, 2007).
Ao mesmo tempo em que a população mundial aumenta, aumenta-se também o consumo de
bens e serviços, principalmente de energia e alimentação que são básicos para sobrevivência
da vida na terra.
Para ampliar o consumo seria necessário multiplicar extraordinariamente a produção de
matérias-prima básicas. Com isso, os preços se elevariam a patamares insustentáveis e as
fontes hoje existentes para sua obtenção se esgotariam em pouco tempo. Entretanto, atender a
demanda por alimentos e energia é uma exigência a qual não se pode fugir, sob pena de se
colocar em risco a própria paz. A demanda permanecerá em ascensão nas próximas décadas,
31
uma vez que a população continua crescendo; a expectativa de vida eleva-se; o processo de
urbanização intensifica-se; e renda, apesar de todas as distorções, cresce. A procura maior é
uma das causas do aumento dos preços dos alimentos no mercado mundial. Outros fatores que
se conjugaram também incidem sobre o preço: problemas climáticos em algumas regiões,
consequente queda de produção; especulação com estoque, aumento do preço do petróleo,
impactando o custo de fertilizante e dos transportes; uso do milho para a produção de etanol
nos USA; e subsídios e proteção dos mercados nos países ricos, inibindo produção nos países
subdesenvolvidos (PINTO, 2008, p. 07).
Com o consumo de biocombustíveis, o etanol está alto em todo o mundo, principalmente nos
EUA e União Europeia (UE) que estão intensificando suas frotas veiculares a utilizarem
energias que agridem menos o meio ambiente, aumentando a demanda pelo consumo desse
novo combustível. Mas o grande problema vem a ser utilizar produtos essenciais para a
alimentação como matéria-prima, criando um grande problema: o aumento no preço dos
alimentos. Nesse grande cenário mundial entra em destaque o Brasil com clima e terras
suficientes para abastecer a demanda mundial por etanol.
3.1.2
ETANOL NO BRASIL
O país hoje é detentor de grandes extensões de terras com áreas de pastagem ainda
inexploradas, que podem ser utilizadas tanto para a produção de alimentos como para a
produção de matéria-prima básica para produtos bioenergéticos como o etanol, que vai ser a
grande potência energética do futuro por ser renovável e por agredir menos o meio ambiente.
Ele já está sendo utilizado e testado em várias partes do mundo. O Brasil é um caso particular,
pois é um dos poucos que utiliza a cana de açúcar para produzir etanol, tendo essa grande
vantagem sobre outros países que usam alimentos para produzir esse combustível, ainda não
sofrerá com oscilações sobre preços de produtos alimentares e assim a produção de etanol não
vai gerar grandes impactos no país.
De acordo com Souza (2007), [...] o Brasil é o país que tem as melhores possibilidades no
mundo para expandir a produção de agroenergia sem comprometer a segurança alimentar.
Primeiro, porque é um dos poucos países que possuem lei de segurança alimentar, com
programas voltados ao combate da fome.
Para o Brasil não haverá grandes problemas para cultivar cana de açúcar, porque além do
grande número de terras para o plantio disponível e nenhum problema para a produção de
alimentos, há um grande fator que favorece ainda mais a produção, o clima favorável.
O Brasil é o maior produtor de etanol de cana de açúcar do mundo e ocupa posição de
liderança na tecnologia de sua produção. Essa liderança e competitividade devem-se ao longo
trabalho de muitos anos feito por pesquisadores em instituições de ensino e pesquisa e em
empresas privadas, que resultou em valiosa bagagem de conhecimento e de tecnologia sobre a
cana, seus derivados e sobre o processo de fabricação do etanol (ROMERO, 2009).
A cada ano que passa o país está intensificando ainda mais sua produção de etanol, para se
tornar uma potência mundial em produção e se tornar ainda menos dependente de petróleo e
futuramente abastecer a toda a demanda mundial.
32
Mas o grande problema que o Brasil pode sofrer no futuro é a invasão dos principais biomas
como a área da Amazônia e do Pantanal, entre outras que podem sofrer com o setor
agropecuário. Para que isso não aconteça o governo está criando o Plano de Zoneamento que
vem a ser um pacote de leis de prevenção dessas áreas de grande importância para o meio
ambiente.
Segundo Cavalcante (2009):
O plano de zoneamento é uma lei que irá reter e direcionar o crescimento do plantio
da cana de açúcar; ela proíbe a construção de novas usinas e a expansão do plantio
em qualquer área da Amazônia, do Pantanal, da Bacia do Alto Paraguai ou em
vegetação nativa de outros biomas. O projeto ainda será encaminhado ao Congresso
Nacional.
3.1.3 BRASIL: PRODUÇÃO DE ETANOL X PRODUÇÃO DE ALIMENTOS
O etanol está cada vez mais forte no mercado internacional, com grandes projeções para ser
utilizado em grande escala em todo o mundo e o Brasil será o principal produtor mundial,
para que isso aconteça definitivamente ele terá que aumentar sua produção para atender à
demanda mundial. Para suprir essa, o país necessitará de grandes extensões de terra para o
cultivo da cana-de-açúcar, e mesmo sendo produzidas em grandes escalas ainda haverá terra o
suficiente para atender também a demanda para a produção de alimentos em grandes
problemas futuros.
Em longo prazo alguns países podem até enfrentar problemas. Mas o Brasil não corre este
risco, pois tem terras disponíveis e clima favorável para expandir o plantio da cana sem
prejudicar a produção de alimentos. Esta rápida expansão de área é um fenômeno
momentâneo. Não vai muito longe em termos geográficos, mesmo porque a cana precisa de
logística. [...] Especialistas avaliam que o crescimento não vai prejudicar a produção de
alimentos no País. Ao contrário, justificam, pode até elevar a produção de grãos,
especialmente soja e milho, culturas usadas no sistema de rotação nas épocas de renovação
dos canaviais (SOUZA, 2007).
A expansão da produção de etanol de cana não pressiona os preços dos alimentos, uma vez
que o Brasil tem de fato grandes áreas a serem exploradas aumentando a produção tanto de
alimentos como a de cana de açúcar, ambas as partes serão beneficiadas.
A cana de açúcar ocupa hoje 6,1 milhões de hectares no Brasil, conforme levantamento da
Companhia Nacional de Abastecimento (Conab) da safra 2006/2007. São Paulo continua
sendo o maior produtor, com mais da metade desta área. Dados do Instituto de Economia
Agrícola (IEA) mostram que a área de cana (para indústria) no Estado cresceu 30% nos
últimos cinco anos, de 2,5 milhões de hectares em 2001 para 3,4 milhões de hectares em
2006. Os pastos, principal fornecedor de área para este avanço, ocupa em torno de oito
milhões de hectares, quase três vezes mais. Na região oeste de São Paulo, para onde mais
avançam os canaviais, a cana representa cerca de 15% da área agricultável. Em 2010, quando
30 novas usinas devem começar a funcionar, a cana ocupará 29% (SOUZA, 2007).
Fazendo uma breve comparação com o que acontece em São Paulo, maior produtor de cana
de açúcar nacional, observa-se que tendo grandes escalas de produção ainda há terra o
suficiente para aumentar em mais três vezes a área cultivada somente nesse estado, restando
33
mais de quatro milhões de hectares de produção para o resto do país que possui cerca de 366
milhões/hectares de área agricultável.
E mesmo que o Brasil tenha que abastecer seu mercado e ainda atender toda a demanda norteamericana de etanol, por exemplo, a cultura ocuparia apenas 8% da área agricultável
(incluindo pecuária) do País. [...] Isso significa cobrir com cana mais de 29 milhões de
hectares, dos 366 milhões/hectares de área agricultável. O Mapa (Ministério da Agricultura)
considera que o País tem ainda 90 milhões de hectares de fronteira agrícola (terras
desmatadas, mas ainda sem uso). Desta área, em cerca de 20 milhões/ha seria possível cultivar
cana (SOUZA, 2007).
Souza (2007) destaca que o Brasil tinha 340 milhões de hectares aráveis e a cana representava
apenas 1,8% destas terras. São Paulo é o grande exemplo. Usa cerca de 3 milhões de hectares
para produzir cana. Mesmo que esta área triplique, está longe de pressionar áreas de alimento.
A agricultura brasileira ocupa 62,9 milhões de hectares e pode se expandir por uma área de
330,8 milhões de hectares de terras já desmatadas (e não utilizadas) e de pastagens. Sem ter
de avançar pela Amazônia, sem que seja preciso desmatar. [...] No caso dos EUA, os cultivos
ocupam 110,7 milhões de hectares, enquanto as terras disponíveis (pastagens) para a produção
somam 158,4 milhões de hectares. A relação entre as duas variáveis, na China é de 160,2
milhões de hectares cultivados para zero hectare de terras ainda disponíveis para a agricultura
(JANK, 2007).
Gaspar (2008) complementa, informando:
Imagine que a gente incorpore para plantio de cana algo em torno de 25 milhões de
hectares dos 50 milhões em processo de degradação e intensifique a concentração da
produção de gado. Adicione o resultado para a sociedade do plantio nessas mesmas
áreas de milho, soja, amendoim e feijão, uma vez que a cana é cultivada em rotação
com essas culturas. Além dos ganhos objetivos é mais uma prova de que a produção
de biocombustíveis no Brasil não compete com alimentos, pelo contrário, incentiva
essas culturas.
A maior preocupação agora do setor sucroalcooleiro é com o melhoramento genético das
espécies de cana de açúcar para a produção de etanol, pois ainda há poucas pesquisas sobre a
qualidade da planta, assim como seu rendimento nas usinas de álcool.
[...] a cana teve poucos investimentos em melhoramento, se comparada ao milho, por
exemplo, ainda há muito que crescer. Teremos variedades mais produtivas. Poderemos
crescer em volume sem precisar expandir área. [...] produziremos álcool com o bagaço da
cana. Já existem tecnologias neste sentido sendo testadas, com resultados animadores
(SOUZA, 2007).
O Brasil está no caminho certo e com as novas tendências internacionais por energias limpas e
renováveis. O país entrará em destaque nesse quesito por possuir tecnologia de ponta tanto
para a produção de biodiesel como a produção de etanol que são os principais pilares dos
biocombustíveis que já são famosos em todo o mundo.
O Brasil tem uma chance única de surfar à frente dos demais países na onda global da
bioenergia, buscando consolidar o álcool e o biodiesel como commodities globais, produzidas
de forma ambiental e socialmente correta, numa estratégia sólida que exige ações nas áreas de
34
infraestrutura, tecnologia, tributação, cogeração, política comercial e investimento. Trata-se
de um enorme desafio, que só será possível com intensa coordenação dentro do governo e
entre este e o setor privado (JANK, 2007).
4 CONCLUSÃO
Diante da grande demanda de energia e a preocupação com a emissão de gases de efeito
estufa, é fato que o etanol se tornou o responsável por suprir essas necessidades. Ele tem
grandes perspectivas de crescimento e avanços, levando consequentemente, ampliação do
plantio da cana de açúcar. Nesse contexto, o Brasil é apontado como o país que irá suprir essa
necessidade, através dessa matéria-prima, uma vez que no mundo dispõe das melhores
condições climáticas e territoriais.
Desta forma, conclui-se que no Brasil o avanço da cultura da cana de açúcar para a produção
de etanol, tende a não impactar na produção de alimentos, pois o país oferece grandes
quantidades de terras aráveis e terras que estão ociosas, além de que houve poucos estudos
para o avanço horizontal da cultura, ou seja, um aumento de produtividade sem aumento de
terras plantadas. Outro quesito importante para não impactação é o Plano de Zoneamento que
impede o crescimento da cana em zonas de biomas e em terras já consolidadas para o plantio
de alimentos.
Através das pesquisas bibliográficas, pode-se perceber quão grande a importância de se ter
feito uma análise sobre impactos do avanço do cultivo da cana de açúcar na produção de
alimentos, porém devido ao fato do tema ser extenso, recomenda-se que novas pesquisas
sejam feitas sobre impactos do avanço do etanol nos aspectos sociais, econômicos e
ambientais.
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para o setor Sucroalcooleiro. 1 ed. São Paulo: Edufscar, 2008.
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à Expansão da Oferta do Etanol no Brasil. Julho de 2007. Disponível em:
http://www.landaction.org/spip/spip.php?article190 Acesso em: jan. 2010.
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35
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07&conteudo=0207 Acesso em: ago. 2009.
7. FERRÃO, Romário Gava. Metodologia científica para iniciantes em pesquisa. Linhares,
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8. GASPAR, Antônio. Sai em Julho resultado do zoneamento da cana. Maio de 2008.
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9. IBGE – INSTITUTO BRASILEIRO DE GEOGRAFIA E ESTATÍSTICA. Pesquisa
Industrial Anual. Disponível em:
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13. MENEGHETTI, Simoni P. Proálcool: Programa Brasileiro de Álcool. Fevereiro de
2007. Disponível em: <http://www.biodieselbr.com/proalcool/pro-alcool.htm> Acesso em:
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16. PINTO, Luís Fernando Guedes et al. Certificação Socioambiental para a Agricultura:
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17. ROMERO, Thiago. Etanol global: Brasil será referência em estudo para uso mundial do
etanol. Julho de 2009. Disponível em:
36
<http://www.inovacaotecnologica.com.br/noticias/noticia.php?artigo=etanol=global-brasilreferencia-estudo-uso-mundial-etanol> Acesso em: ago. 2009.
18. SARDELLA, Antônio. Química. 4 ed, São Paulo: Ática, 2000.
19. SOUZA, Niza. Alimentos convivem com a cana. Maio de 2007. Disponível em:
0&mesN=5&anoN=2007&paginaN=1#1390> Acesso em: mar. 2009.
37
IMPORTÂNCIA DA UTILIZAÇÃO DAS BROCAS TRICÔNICAS E PDC
(Polycrystalline Diamont Compact)
UM ESTUDO DE CASO
Auliece Bravim9
Darlinaldo Bozzetti10
Gean Breda Queiros11
Vitor Fiorim12
Waniton Carrasco13
RESUMO
As brocas são ferramentas que têm a função de promover a ruptura e desagregação das rochas
ou formações rochosas. O estudo das brocas, considerando o seu desempenho e
economicidade, é um dos fatores importantes na perfuração de poços de petróleo. Para se
obter o melhor desempenho das brocas, é fundamental que alguns parâmetros sejam
analisados criteriosamente, quando na escolha da broca mais adequada ao projeto como (tipo
de rocha, diâmetro da broca, peso sobre broca e rotação) e a exigência do comprador. A
escolha correta da ferramenta a ser utilizada, habilita o operador a produzir um trabalho
racional, que lhe permita, no final, auferir lucro, dentro das condições do equipamento
disponível.
PALAVRAS-CHAVES: Brocas Tricônicas; PDC; Planejamento.
ABSTRACT
The drills are tools that are meant to promote the disruption and breakdown of rocks or rock
formation. The study of drills, considering its performance and economy is an important
factor in drilling oil wells. To obtain the best performance of the drills, it’s essential that some
parameters are analyzed carefully when choosing the most appropriate drill for the projects as
(type of rock drill diameter, weight on drill and spin) and the requirement of the buyer. The
correct choice of tool to be used enables the operator to produce a rational work, allowing it to
ultimately earn a profit, within the conditions of the equipment available.
KEY-WORDS: Drill Collars; PDC; Planning.
1 INTRODUÇÃO
9 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN.
11 Mestrando em Administração pela FUCAPE Business School e Professor da Faculdade Capixaba de Nova
38
O registro da participação do petróleo na vida do homem remonta à antiguidade. Naquela
época, porém, ele era obtido apenas em exsudações naturais. O início e a sustentação do
processo de busca datam de 1859, quando foi iniciada a exploração comercial nos Estados
Unidos logo após a descoberta de um poço de vinte um metros de profundidade, que produzia
apenas dois metros cúbico de óleo, perfurado com um sistema de percussão movido a vapor,
tecnologia essa vinda baseada na perfuração de poços artesianos.
Segundo Machado, (2005, p. 4,6):
O método de percussão começou a ser substituído no início do século XX, com o
desenvolvimento do processo rotativo de perfuração, com aumento da qualidade do
aço, os novos projetos de broca, as novas técnicas de perfuração, e outras inovações
técnicas possibilitaram a perfuração de poços com diversas características, chegando
aos dias atuais em exemplos de perfurações superiores a 3000 metros de
profundidade.
As pesquisas Geológicas e Geofísicas são a primeira fase na busca do petróleo. Com os
resultados obtidos destas pesquisas, determinam-se as regiões mais promissoras e a segunda
fase tem início. A segunda fase na busca do petróleo consiste basicamente na perfuração de
um poço mediante o uso de uma sonda de perfuração.
A sonda é costumeiramente composta por uma torre, que serve como base de apoio e
sustentação, e pela coluna de perfuração que se apóia na torre. A coluna é formada por vários
tubos conectados entre si. Na extremidade inferior da coluna encontra-se a broca, que abre
caminho nas camadas subterrâneas seja por ação de trituramento, acunhamento seguido de
arrancamento, ou raspagem da formação.
Na extremidade superior estão conectados os equipamentos que têm a função de transmitir
torque à coluna e de imprimir peso sobre a broca. É nesta extremidade também que há a
injeção do fluido de perfuração, de fundamental importância na atividade de perfuração, pois
dele dependem a limpeza das brocas, lubrificação e resfriamento da mesma; a retirada dos
cascalhos do fundo do poço, a manutenção de uma pressão hidrostática ideal da formação.
Com o arraste dos cascalhos provenientes do movimento do fluido de perfuração é possível
ser estudado as características da formação que está sendo perfurada.
Com o reconhecimento da formação é possível selecionar uma broca adequada para realizar
os trabalhos, trazendo economia de custos e eficiência da perfuração, com a boa seleção de
brocas que irão proporcionar qualidade no serviço.
2 DESENVOLVIMENTO
2.1 O PETRÓLEO NO MUNDO
Não se sabe quando despertou a atenção do homem, mas o fato é que o Petróleo, assim como
o asfalto e o betume, eram conhecidos desde os primórdios da civilização.
Segundo Cardoso (2006, p.9.10):
O relato da existência e utilização do petróleo pelos povos egípcios devido aos
afloramentos naturais, foram utilizados para fazer a permeabilazação da arca de Noé,
39
isto esta escrito na bíblia em (gênesis – cap.6.v.14), e para embalsamento de mortos.
Foram também utilizados pelos povos incas na construção de estradas, e para
assentamento de tijolos pelos povos Suméricos, e por outros povos como Gregos,
Romanos entre outros.
Em 1850, na Escócia, James Young descobriu que o petróleo podia ser extraído do
carvão e do xisto betuminoso, e criou o processo de refinação, e teve como marco da
civilização moderna só veio no século XIX.
Lutando contra adversidades técnicas e econômicas, James Young consegue, após meses de
perfuração, encontrar Petróleo, em 27 de agosto de 1859 na cidade de TIttusville, Pensilvânia.
O poço revelou-se produtor e a data passou a ser considerada a do nascimento da indústria
moderna do petróleo. A produção do óleo cru nos Estados Unidos, de dois mil barris neste
mesmo ano, acumulou para aproximadamente três milhões em 1863, e para dez milhões de
barris em 1974.
Com esse grande volume de óleo produzido passou a fazer o processo de tratamento, que lhe
dava uma margem de lucro e começaram ao longo da evolução substituir os produtos a partir
de carvão e de óleo de baleia que eram bastante usados para iluminação da época.
Segundo Cardoso (2006, p.10):
A necessidade para produzir cada vez mais levou o rápido desenvolvimento de
novas técnicas de produção, o método de perfuração por percussão foi substituído
pelo processo de rotação movido a vapor, inventado pelo texano Anthony Lucas em
1900, que conseguiu atingir um poço de 354 metros de profundidade.
Com tanta “implementação” em novas tecnologias permitiu a evolução da perfuração a atingir
poços acima de 10.000 metros de profundidades, dando como mérito (EUA) Estado Unidos
(EUA) como maior produtor da época, mas após 1945 outros países começaram aumentar
suas produções.
Esse domínio da produção deve-se ao empresário John Rochefeller, que de modo muito firme
conduziu a expansão da atividade tanto no aperfeiçoamento em produto, investimento,
tecnologia, na construção de novas refinarias e abrindo novos mercados.
Segundo Thomas (2004, p.3):
O desenvolvimento do petróleo começou no Brasil em 1858 pelo Marques de Olinda
que assinou o decreto nº. 2.266, permitindo a José Barros Pimentel, o direito de
extrair óleo bruto para fabricação de querosene, próximo a margens do rio Marau na
Bahia. Um ano depois com a vinda do inglês Samul Allport, para a construção da
estrada de ferro leste brasileiro observou-se o afloramento de óleo na superfície em
Lobato no subúrbio de salvador.
No Brasil com muita perspectiva começam as pesquisas relacionadas diretamente ao petróleo
em Alagoas no ano de 1891, em função da descoberta de sedimentos argilosos betuminosos
no litoral. Mas o primeiro poço só é perfurado em 1897, com objetivo de extrair petróleo, por
Eugênio Ferreira Camargo, no estado de São Paulo. O poço alcançou a profundidade de 488
metros e produziu 0,5 metros cúbicos de óleo (500 litros).
Apesar dos grandes fracassos na perfuração de poços, essa época foi fundamental para o
desenvolvimento das atividades relacionadas ao petróleo, como a criação do departamento do
40
nacional de petróleo e o serviço geológico do Brasil, que impulsionou grandes descobertas do
petróleo Brasileiro.
Segundo Thomas (2004, p.3), no final do ano de 1939, já era constatado 80 poços perfurados
e o primeiro realmente comercial foi no ano de 1941, em candeias, na Bahia.
No ano de 1953, no governo de Getulio Vargas, foi instituído o monopólio estatal do petróleo,
através da criação da Petrobras, que foi decisiva para o desenvolvimento de pesquisas do
petróleo no Brasil.
Com a criação da Petrobras ocorreu à descoberta de vários poços de petróleo em estados
como Amazonas, Pará, Maranhão, Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia,
Espírito Santo, Rio de Janeiro, Paraná, São Paulo e Santa Catarina.
A Petrobras se firma como líder em perfuração e produção no Brasil, dominando as décadas
de 70, 80, 90 e 2008, com grandes recordes alcançadas pela sua perseverança e graças aos
contínuos avanços tecnológicos de perfuração e produção na plataforma continental.
Segundo Barros (1995):
Em 1860 Étienne Lenoir, constrói o primeiro motor de combustão interna, ou seja,
que queima combustível dentro de um cilindro, o mesmo princípio utilizado nos
motores até hoje. Entre 1860 e 1870, diversas experiências isoladas em toda a
Europa, deram enorme contribuição para o aparecimento de algo muito semelhante
ao automóvel que conhecemos atualmente. Dentre estas experiências está à
construção de um pequeno carro movido por um motor quatro tempos, construído
por Siegfried Markus, em Viena, em 1874.
Os motores a vapor, que queimavam o combustível fora dos cilindros, abriram caminho para
os motores de combustão interna, que queimavam no interior dos cilindros uma mistura de ar
e gás de iluminação. O ciclo de quatro tempos foi utilizado com êxito pela primeira vez em
1876, num motor construído pelo engenheiro alemão Conde Nikolaus Oto. Ao surgir a
gasolina como combustível, substituindo o gás, o motor passou a ter uma alimentação pela
gasolina.
Haviam diversas experiências bem sucedidas para o aprimoramento do automóvel, faltava
apenas reunir tudo isso em um único veículo. Gottlieb Daimler e Karl Benz, cada um ao seu
modo, foram os primeiros a utilizar o novo combustível.
Com o aumento do consumo desses automóveis teve a necessidade do consumo do derivado
do petróleo para movê-lo.
Assim, ao longo do tempo, o Petróleo foi se impondo como fonte de energia eficaz. Hoje,
além de grande utilização dos seus derivados, com o advento da petroquímica, centenas de
novos produtos foram surgindo, muitos deles diariamente utilizados, como os plásticos,
borrachas sintéticas, tintas, corantes, adesivos, solventes, detergentes, explosivos, produtos
farmacêuticos, cosméticos, etc. Com isso, o Petróleo além de produzir combustível e energia,
passou a ser imprescindível na utilidade e comodidades da vida de hoje.
2.2 EXPLORAÇÃO E PERFURAÇÃO
41
O ponto de partida na busca do Petróleo é a exploração ou prospecção, que realiza os estudos
preliminares para a localização de uma jazida.
A moderna exploração do Petróleo utiliza um grande conjunto de métodos de investigação na
procura das áreas onde essas condições básicas possam existir. Os diversos estágios da
pesquisa petrolífera orientam-se pelos fundamentos de duas ciências: a Geologia, que estuda a
origem, constituição e os diversos fenômenos que atuam por bilhões de anos na modificação
da Terra, e a Geofísica, que estuda os fenômenos puramente físicos do planeta.
Assim, a geologia de superfície analisa as características das rochas na superfície através de
relatório feito pelos perfis que pode ajudar a prever seu comportamento a grandes
profundidades.
Os métodos geofísicos, por sua vez, tentam, através de sofisticados instrumentos, fazer uma
espécie de "radiografia" do subsolo, que traz valiosos dados e permite selecionar uma área
que reúna condições favoráveis à existência de um campo petrolífero.
Um dos métodos mais utilizados é o da Sísmica. Compreende verdadeiros terremotos
artificiais, provocados, quase sempre, por meio de explosivos, produzindo ondas que se
chocam contra a crosta terrestre e voltam à superfície, sendo captadas por instrumentos que
registram determinadas informações de interesse do Geofísico.
Especialistas analisam o grande volume de informações geradas pelas etapas iniciais da
pesquisa e a partir daí obtêm um razoável conhecimento sobre a espessura, constituição,
profundidade e comportamento das camadas de rochas existentes numa bacia sedimentar, o
que permite a escolha dos melhores locais para a perfuração. Porém tudo isso pode, no
máximo, sugerir que certa área terá ou não a possibilidade de conter Petróleo, mas jamais
garantir a sua presença. Esta somente será confirmada pela perfuração dos poços pioneiros
que realmente confirmará a existência do óleo bruto.
Esse trabalho é feito através de uma Torre que sustenta a coluna de perfuração (sonda de
perfuração), formada por vários tubos. Na ponta do primeiro tubo encontra-se a broca, que,
triturando a rocha, abre o caminho das camadas subterrâneas. Comprovada a existência de
Petróleo, outros poços são perfurados para se avaliar a extensão da jazida. Essa avaliação é
que vai determinar se é comercialmente viável, ou não, produzir o Petróleo descoberto
A perfuração em terra é feita através da sonda de perfuração, constituída de uma estrutura
metálica de mais de 40 metros de altura (a torre) e de equipamentos especiais. A torre sustenta
um tubo vertical, a coluna de perfuração, em cuja extremidade é colocada uma broca.
Através de movimentos de rotação que é feita por um motor elétrico ou a diesel, onde o peso é
transmitido pela coluna de perfuração à broca, as rochas são perfuradas.
Um dos primeiros métodos de perfuração foi por percussão, onde uma haste de madeira ou
metálica recebia movimentos de descida e subida que provocava impacto na formação
geológica, esse método é usado em movimentos a cabo que opera a poucos golpes por
minuto, que permite a limpeza dos detritos no fundo do poço. É utilizado em poços de até 400
metros e diâmetros de quatro a seis polegadas.
42
Com o passar dos anos as necessidades de redução de tempo e custos fizeram com que
evoluísse a técnica da perfuração convencional para a perfuração rotativa. Esse processo é
feito com a injeção de lama de perfuração que auxilia na limpeza, resfriamento da broca e a
retirada dos cascalhos até a superfície dando maior estabilidade e rapidez a broca de
perfuração. Sobre esta broca o peso de tubos e comandos e movimento de rotação, compõem
o processo de perfuração.
Segundo Thomas (2004 p.76.80):
As brocas podem ser sem partes móveis e broca com partes móveis e de rolamentos
podem ser definidas como tricônicas; são equipadas com três tipos básicos de
rolamentos: com roletes e esferas não selados, esses tipos é com mancais de ficção
tipo journal.
Broca sem partes móveis são brocas que não possuem rolamentos. São de corpo rígido e
podem ser do tipo draga ou rabo de peixe (fish tail) de diamante natural e diamante artificiais
(PDC-Polycrystalline Diamont Compact).
Brocas de diamantes naturais perfuram pelo método de esmerilhamento. Método esse que foi
utilizado no inicio da atividade de perfuração de poços de petróleo. Hoje são muito utilizadas
principalmente em amostra, onde há uma coroa de formação, preservando a parte interna para
retirar tarugos de testemunho para estudo geológico.
Segundo Thomas (2004, p.76.80):
As brocas PDC foram lançadas no final da década de 1970, utilizando diamante
sintético. Sua estrutura de corte é formada por partilhas ou compacto montado sobre
a base cilíndrica instalado no corpo da broca, seu mecanismo de perfuração é por
cisalhamento promove um efeito de cunha.
Elas perfuram formações moles com altas taxas de penetração, possui uma maior
vida útil. Não suporta formações muito duras devidas o calor gerado pela
perfuração, porque destrói as ligações entre os diamantes e o cobalto. Depois foram
desenvolvidos os compactos TSP (Thermally Stable Poycrystalline) que resistem
maior calor.
Brocas com rolamentos não selados não possuem lubrificação própria, são lubrificados pelo
fluído de lubrificação. Pois esse tipo de broca apresenta menor custo, e sua resistência ao
desgaste também é menor.
Brocas com rolamentos selados possuem um sistema de lubrificação interna, que não permite
o contato com o fluido de perfuração com os rolamentos, dando maior durabilidade a vida útil
da broca.
Brocas com rolamentos tipo journal possuem uma estrutura geométrica para evitar o
travamento dos mancais. Os roletes são substituídos por mancais de fricção, são revestidos
com metais nobres, possuem também dispositivo interno de lubrificação. Tem maior custo,
mas são mais eficazes e apresentam menor índice de falha.
As brocas mais utilizadas pela empresa são as PDC, devido à vida útil e custo.
Segundo Corrêa (2003, p.39),
43
As brocas de perfuração são classificadas de acordo com sua dureza para perfurar
diversos tipos formações: mole, media dura. Elas são equipamentos que possuem
um dos maiores valores financeiros, por isso é necessário um estudo muito
cuidadoso para sua utilização, para que possa ter menor uso possível e com maior
rendimento. Além desse item importante deve-se calcular a melhor hidráulica para
os jatos da broca para se ter um melhor impacto sobre rocha e arraste de cascalho,
mas varia-se do diâmetro desses jatos, para que tenha os melhores resultados
possíveis.
Para se ter um bom desempenho das brocas deve-se usar fluido, que auxiliará na limpeza,
lubrificação, resfriamento e na limpeza do fundo do poço evitando o travamento da broca ou
até mesmo a quebra.
Além das brocas temos também as fontes de energia que alimentam toda a sonda, que é
fundamental para mover todos os equipamentos de perfuração e entre outros.
Algumas das fontes são utilizações de turbinas a gás que gera energia para sonda.
Outras fontes são as energias elétricas e mecânicas que utiliza a força gerada por motores a
diesel e transforma energia elétrica para acionamentos de todos os sistemas da sonda.
2.3 APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DOS DADOS / ESTUDO DE CASO
O objetivo desse estudo foi buscar informações sobre a utilização e desempenho das brocas
tricônicas e PDC e em que tipo de formação rochosa poderão ser usadas com durabilidade e
eficiência, a fim de se obter melhores resultados, como diminuição de tempo gasto na
operação e redução de custo de perfuração.
As empresas apresentam seu padrão de desenvolvimento das brocas, depois de fazer uma
análise do cliente e o mais eficiente processo indicado para cada tipo de solo.
Para o início da atividade de perfuração é contratado empresas terceirizadas ou designado
funcionários específicos dentro da própria empresa interessada onde será realizado e analisado
o projeto, para saber se ele será viável economicamente, e só assim se terá o inicio da
operacionalização.
É feita uma análise do projeto, onde cada um recebe atenção total e multifuncional. Isto é
possível, pois a equipe é composta de maquinários, engenheiro de investigação e engenheiro
de aplicações e suporte de inteligência onde são identificados os problemas, limitações,
expectativa do cliente e a tecnologia apropriada, apresentando assim a melhor solução para
cada tipo de formação.
2.4 CARACTERIZAÇÃO DA EMPRESA OBJETO DE ESTUDO
Os poços analisados nesse trabalho foram perfurados dentro do estado do Espírito Santo pela
Petrobras. Estado que tem economia voltada para o setor petrolífero e com perspectivas para o
aumento da produção, contribuindo assim para o futuro econômico do Estado.
44
A Petrobras é uma empresa voltada para a tecnologia de exploração e produção de petróleo, e
vem investindo na atividade de perfuração no estado Espírito Santo. É a empresa de maior
referência da área, no exterior e no Brasil.
No início de 2008, a Petrobras foi reconhecida através de pesquisa da Management &
Excellence (M&E) a petroleira mais sustentável do mundo.
Em primeiro lugar no ranking, com a pontuação de 92,25%, a Companhia é considerada
referência mundial em ética e sustentabilidade, considerando 387 indicadores internacionais,
entre eles queda em emissão de poluentes e em vazamentos de óleo, menor consumo de
energia e sistema transparente de atendimento a fornecedores. Com a renovação, a companhia
se consolida como uma das oito empresas brasileiras mais sustentáveis.
Encerrou o ano de 2008 com uma produção de 2,4 milhões de barris de óleo equivalente,
marca alcançada por poucas empresas no mundo. Conta com 109 plataformas de produção,
sendo 78 fixas e 34 flutuantes e 15 refinarias com capacidade instalada de 2,2 milhões de
barris por dia. Tem ainda 5.998 postos de combustíveis espalhados pelo território nacional, e
mais 990 no exterior. Esta presente em 27 países de quatro continentes, como Estados
Unidos, México, Angola, Nigéria, Tanzânia, Líbia, Moçambique, Senegal, Índia, Irã,
Paquistão, Turquia, Portugal, Bolívia, Colômbia, Cuba, Equador, Peru, Venezuela, Uruguai,
Paraguai, Argentina, China e Japão, além de contar com o apoio de escritórios em Houston,
Nova Iorque, Londres, Tóquio, Cingapura, China e Chile.
A explicação para o sucesso da Petrobras está na eficiência de suas unidades espalhadas por
todo o Brasil: nas refinarias, áreas de exploração e de produção, dutos, terminais, gerências
regionais e na sua grande frota petroleira.
2.5 ANÁLISE DOS DADOS
Devido a questões de segurança não foi fornecido pela empresa nomes e localização dos
poços perfurados.
Para o estudo desse caso foi observado o desempenho de duas brocas distintas no processo de
perfuração, de duas formações de mesma característica.
Os poços foram nomeados para melhor identificação como A e B, sendo que o poço A,
utilizou na perfuração a broca do tipo tricônica, o poço B utilizou na perfuração a broca de
PDC.
O poço A perfurou 247,6 metros e foi utilizada a broca triconica do tipo XLC1, diâmetro 12
¼”. A operação foi realizada com 20 horas de trabalho, onde o tempo de broca no fundo (tbf)
foi de 13h30min h/h. Apresentou peso sobre a broca (psb) entre 5/15 klb. A taxa de
perfuração (tp) 18,62 m/h e vazão de 250/320 gal/min de fluxo da lama. Trabalhou com
rotação por minuto (rpm) entre 60/90 gal/min, onde utilizou motor de fundo. A pressão foi
entre 200/300 psi (media pressão). Utilizou jatos com diâmetro 1X16/32 e 3X1432.
45
Broca Tricônica IADC 117M
É uma broca de dente de aço para formações moles, e resistentes a formações muitos moles,
com rolamentos journal (mancais de fricção revestidos com metais mais nobres com
dispositivo interno de lubrificação muito mais eficiente), com proteção no calibre (cortador),
e indicada para uso de motor de fundo.
No poço B também se perfurou 247,6 metros e adotou-se a broca de PDC (broca de
diamante policristalino compacto) tipo M90BDFHQSV. A operação durou 24 horas sendo
que a broca ficou 20 horas no fundo (tbf). Apresentou taxa de penetração (tp) de12: 38 m/h,
não foi utilizou jatos e a vazão gal/min de fluxo de lama foi entre 60/300. A media pressão
(psi) foi entre 0/450, e rotação por minuto (rpm) entre 40/110. O peso sobre a broca (psb)
foi entre 5/10 klb.
Broca PDC IADC M223.
Broca com o corpo matriz indicada para tipo de formação suave, possui estrutura de corte
PDC 19m/m e com perfil da broca médio.
3 CONCLUSÃO E RECOMENDAÇÕES
Com os dados fornecidos dos poços perfurados, e levando em consideração que foram
perfurados na mesma localidade e com a mesma formação, usando broca tricônica no poço
A e PDC no poço B, pode-se ter informações precisas para fazer uma análise da escolha da
broca a ser utilizada, para se obter rendimento na perfuração na formação geológica arenosa.
Na formação arenosa, a broca tricônica apresentou melhor rendimento, lembrando que foi
utilizado no início da operação maior RPM e PSI.
A taxa de perfuração foi maior devido a algumas das suas características, como o diâmetro
dos insertos, maior injeção de fluidos de perfuração pelos jatos, maior vazão do fluxo de
lama e refrigeração, o que ocasionou uma maior limpeza da broca que possibilitou maior
retorno de cascalho do fundo até superfície, diminuindo o h/h e a permanência da mesma no
fundo do poço, resultando em uma maior eficiência na perfuração do poço A, comparado ao
poço B.
Quando comparamos o desgaste das brocas utilizadas no poço A e B, concluímos que a
broca de PDC teve um menor desgaste.
Analisando o desempenho geral concluímos que a broca tricônica teve uma maior vantagem
em relação ao tempo comparada à broca PDC.
Os resultados deste estudo constituem uma boa base de diagnóstico da utilização de brocas
na perfuração de petróleo. Com isso esperamos ter contribuído para o esclarecimento de
dúvidas e hipóteses que se tem levantado em torno dessa tecnologia.
Fica aqui como sugestão, uma nova pesquisa para acompanhar a evolução do uso das brocas
e sua melhor utilização, visto que, apesar de todos os problemas listados neste trabalho,
46
também se pode perceber que elas ainda tem muito a oferecer, proporcionando assim um
melhor aproveitamento em relação a custo benefício.
4 REFERÊNCIAS
1. CEPETRO - Centro de Estudos de Petróleo / UNICAMP. Disponível em: http://
www.cepetro.unicamp.br. Acesso em 14 de setembro 2008.
2. CARDOSO, Luis Claudio. Petróleo do poço ao posto. Rio de Janeiro, 2005. Editora
Qualitymark.
3. Ciclos de Brocas. Disponivel em http://www.ciclobrocas.com.br/. Acesso em 02 mai.
2009.
4. CORRÊA, Oton Luis Silva. Noções sobre exploração, perfuração, produção e
microbiologia. Editora Interciência. Rio de Janeiro, 2003.
5. Histórico da Petrobras. Disponível em http://www2. Petrobras.com.br. Acesso em 02
de ma. 2009.
6. MACHADO, J. L. F. Arqueologia Geológica: As escavações e perfurações no subsolo
através dos tempos. Inédito, 2005.
7. THOMAS, José Eduardo . Fundamentos de Engenharia de petróleo. Editora
interciência. Rio de janeiro. Petrobras, 2004.
47
A CONTRIBUIÇÃO DO ESPÍRITO SANTO NA PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL
PARA A MATRIZ ENERGÉTICA DO BRASIL
Carlos Henrique Soares de Oliveira14
Lucio Carlos Freitas Fernandes15
Maria das Graças Santana Fernandes16
Washington Luiz Vasconcelos17
RESUMO
A demanda por fontes de energia remonta a tempos em que o homem passou a utilizar o fogo
em seu cotidiano, para a cocção de alimentos ou como arma nas guerras. Desde então não
parou mais de fazer uso dos variados tipos de materiais que armazenam energia, sejam esses,
de origem vegetal tais como a biomassa ou de origem fóssil, como o petróleo. Atualmente, os
sistemas utilizados para a obtenção da energia requerida pelos processos industriais recebem
Inovações Tecnológicas a todo instante, entretanto a matéria que contém a energia acumulada
denominada hidrocarbonetos, é a mesma de milhares de anos atrás. Junto com esse avanço
ocorre um fato que prossegue, paralelamente, o aumento do consumo de energia em todo o
mundo, principalmente energia de origem fóssil (petróleo). Este trabalho aborda o que
representa em números para o Brasil, o volume de gás natural produzido no Estado do
Espírito Santo. O gás natural é uma fonte de energia que contribui substancialmente para a
redução das emissões de gases do efeito estufa, gases esses que em excesso provocam o
aquecimento global, que é um fenômeno que vem sendo discutido a nível mundial. Sendo
assim, sabendo que o gás natural contribui para a redução do aquecimento global, pode-se ter
indicadores de redução desses gases de efeito estufa, se puder ser quantificado, o gás
produzido e consumido no Brasil e no mundo. Eis então a importância deste trabalho de
pesquisa.
PALAVRAS-CHAVES: Matriz Energética; Gás Natural; Produção.
ABSTRACT
The demand for energy sources goes back to times when the man started to use fire in their
daily lives, to make food or as a weapon in wars. Since then never stopped making use
various types of materials that store energy, those vegetal origins such as biomass or fossil
fuels such as oil. Currently, the systems used to obtain the energy required by industrial
processes receive Technological Innovations at every moment, however the field containing
the stored energy called hydrocarbons, is the same for thousands of years ago. Along with this
progress is a fact that goes alongside that is the increase of energy consumption and around
the world, especially energy from fossil fuels (oil), but what really that consumption is and
what it represents in numbers for the economy. This work shows exactly what is in numbers
to Brazil, the volume of natural gas produced in the State of Espírito Santo. Natural gas is an
14 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN.
16 Graduada em Administração pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN; Pós-Graduada em
Didática no Ensino Superior pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN e professora da Faculdade
Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN.
48
energy source that contributes substantially to reducing emissions of greenhouse gases, these
gases which in excess cause global warming, which is a phenomenon that has been discussed
worldwide. So, knowing that natural gas contributes to the reduction of global warming, can
have indicators to reduce these greenhouse gases, it can be quantified, the gas produced and
consumed in Brazil and worldwide. Here then is the importance of this research work.
KEY- WORDS: Energy Matrix; Natural Gas; Production.
1. INTRODUÇÃO
Este trabalho de pesquisa tem por objetivo levantar as informações necessárias para que se
possa quantificar o volume de gás natural produzido no Estado do Espírito Santo e o que esse
volume representa para a Contribuição na Matriz Energética Brasileira.
O caminho a ser seguido, é identificar as fontes de dados que após serem tratados nos darão a
resposta para o questionamento feito, que é: Qual a Contribuição do Estado do Espírito Santo
na produção de Gás Natural na Matriz Energética Brasileira?
Primeiramente, será definido qual é a estrutura organizacional do Estado do Espírito Santo,
em segundo, como pode ser utilizado o gás natural como critério quantitativo para informar o
tamanho da participação do Espírito Santo na Matriz Energética Brasileira.
O crescente excesso de poluição e gastos nas indústrias faz com que as empresas repensem
numa maior utilização do Gás Natural.
A busca de respostas cada vez mais precisas para os problemas das indústrias de petróleo, fez
crescer as pesquisas em torno das metodologias de custeio e da maximização da utilização do
Gás Natural.
Por isso a necessidade de investigação mais apurada dos relatórios relacionados aos volumes
de Gás Natural produzidos e consumidos, para que se possa ter dados confiáveis, ou a
pesquisa não atinge seu objetivo.
A energia tem sido ao longo da história da humanidade a base de desenvolvimento das
civilizações. Desde a Revolução Industrial, são cada vez maiores as necessidades energéticas
para a produção de alimentos, bens de consumo, bens de serviços e de produção, lazer e
finalmente para promover o desenvolvimento econômico, social e cultural. Com isso é
evidente destacar a importância do gás natural como fonte de energia no Brasil e dentro do
Estado do Espírito Santo.
O presente artigo se delimitou ao estudo da importância da contribuição do gás natural
produzido, no período de 2000 a 2008, no Estado do Espírito Santo para a Matriz Energética
Brasileira, considerando a demanda crescente de uma energia alternativa, principalmente no
setor modal rodoviário quanto industrial, entende-se a importância deste estudo, onde se
busca responder a seguinte pergunta: Qual a contribuição do gás natural produzido no
Estado do Espírito Santo na Matriz Energética do Brasil?
O trabalho tem como objetivo geral verificar a importância do gás natural, do seu uso
estratégico como fonte de energia para o desenvolvimento do Estado do Espírito Santo na
49
Contribuição da Matriz Energética Brasileira e como objetivos específicos: levantar
bibliografia sobre o tema e analisar a contribuição do gás natural produzido no Estado do
Espírito Santo.
Para tanto, tornou-se necessário levantar como hipótese, que segundo Encarnação Júnior
(2002), o mercado de gás natural dentro do Estado do Espírito Santo será um dos maiores do
Brasil e vai desempenhar um importante papel no desenvolvimento e equacionamento do
mesmo setor.
O Estado conta com a produção própria de gás natural, com boas perspectivas de ser
aumentada e passará a ser ligado ao gasoduto das regiões Sudeste/Sul/Centro-Oeste, o que
permitirá recebimento de gás da Bacia de Campos e eventualmente da Bolívia.
O planejamento estratégico pode ajudar na melhoria contínua no transporte modal rodoviário
e para todas as indústrias do Estado do Espírito Santo, pois, a queima do gás natural
possibilita uma combustão com elevados rendimentos térmicos.
O gás natural se apresenta como solução para o déficit de energia elétrica para o Estado do
Espírito Santo.
2 METODOLOGIA
O trabalho de pesquisa se classificou quanto aos objetivos e técnicas em pesquisa
exploratória, descritiva e pesquisa bibliográfica. Para Ferrão (2003, p. 80) “pesquisa
exploratória é o primeiro passo do trabalho científico. Geralmente é a bibliografia, pois
avalia-se a possibilidade de desenvolver uma pesquisa sobre determinado assunto”. E quanto
a pesquisa descritiva de acordo com Gil (2002, p. 42) “tem como objetivo principal a
descrição das características de determinada população ou fenômeno ou, então, o
estabelecimento de relações entre variáveis”. A pesquisa bibliográfica segundo Marconi e
Lakatos (2001, p. 46), “[...] trata-se de levantamento de toda a bibliografia já publicada em
forma de livros, revistas, publicações avulsas e imprensa escrita”.
A pesquisa deste trabalho, quanto a abordagem, classificou-se em qualitativa, que segundo
Malhotra (2005, p. 113), proporciona melhor visão e compreensão do problema, e ainda por
ser apropriada ao enfrentar uma situação de incerteza, como quando os resultados conclusivos
diferem das expectativas.
Neste trabalho foi utilizado como instrumentos de coleta de dados, documentos e bibliografia
que mostram de forma mais ampla a produção do gás natural na matriz energética. Segundo
Gil (1996, p. 50), a principal pesquisa bibliográfica reside no fato de permitir ao investigador
a cobertura de uma gama de fenômenos muito mais ampla do que aquela que poderia
pesquisar diretamente.
O estudo foi estruturado em cinco partes compreendendo a introdução, delimitação e
formulação do problema, os objetivos geral e específico, a hipótese e a metodologia utilizada,
como também a fundamentação teórica; abordando ainda a apresentação e análise dos dados e
conclusão e por último, abordam-se as referências utilizadas no desenvolvimento deste artigo.
50
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Para melhor compreensão sobre o tema abordado, torna-se necessário conhecer algumas
definições chaves sobre o assunto.
3.1 A UNIÃO
Segundo Moraes (2006, p. 254), a União é uma entidade federativa autônoma em relação ao
Estado-Membro e Municípios, constituindo pessoas Jurídicas Direito Público Interno,
cabendo-lhe exercer as atribuições da soberania do Estado brasileiro. A Constituição Federal
enumera os bens da União (CF, art. 20).
As terras devolutas indispensáveis à diferença das fronteiras, das fortificações e contribuições
militares das vias Federais de comunicação e a preservação ambiental definido em lei; os
lagos, rios e quaisquer corrente de água em terreno no domínio, ou que banhe mais um
Estado, sirvam de limites com outros países, ou se estendem a territórios estrangeiros ou dele
provem, bem como terrenos marginais e as praias fluviais, as ilhas fluviais e lacustre nas
zonas limítrofes com outros países, as praias marítimas, as ilhas oceânicas e as costeiras,
excluídas, dessas as quais componham a sede de municípios, exceto aquelas áreas afetadas, ao
serviço público e a unidade ambiental federal, e as referidas no art. 26,II, da Constituição
Federal (as áreas nas ilhas oceânicas e costeira, que tiverem no domínio do Estado), os
recurso naturais da plataforma continental e da zona econômica exclusiva, no mar territorial e
os terrenos de marinha e seus (aprecascivos); os potenciais de energia hidráulica; os recursos
minerais, inclusive do subsolo, as cavidades naturais subterrâneas e os arqueológicos e préhistórico; as terras tradicionalmente ocupada pelos índios.
De acordo com o texto, conclui-se que a Constituição Federal relaciona os bens da união e
entre esses bens, encontram-se os recursos minerais, inclusive do subsolo, dos quais fazem
parte o petróleo e o gás natural.
A Constituição Federal de 1988 também diz que é assegurada, nos termos da lei, ao Distrito
Federal e aos municípios, bem como a órgão da administração direta da União a participação
do resultado da exploração de petróleo e gás natural para recursos de geração de energia
elétrica.
3.2 PETRÓLEO
Segundo Thomas (2001, p. 4), o petróleo é constituído, basicamente por uma mistura de
compostos químicos e orgânicos “hidrocarbonetos”. Quando a mistura contém uma maior
porcentagem de moléculas pequenas seu estado físico é gasoso, e quando a mistura contém
moléculas maiores, seu estado físico é líquido na CNTP (Condições Normais de Temperatura
e Pressão).
O petróleo contém centenas de compostos químicos e separá-los em componentes puros ou
mistura de composição conhecida é praticamente impossível. O petróleo é normalmente
separado em frações de acordo com a faixa de ebulição dos compostos.
TABELA 1 – FRAÇÕES TÍPICAS DO PETRÓLEO
51
Fração
Gás residual
Gás Liquefeito
Petróleo - GLP
Temperatura de
Ebulição (ºC)
de Até 40
Composição
Aproximada
C, - C2
C3, - C4
Gasolina
40 – 175
C5 - C10
Querosene
175 – 235
C11 – C12
Gasóleo Leve
Gasóleo Pesado
235 – 305
305 – 400
C13 – C17
C18 - C38
Lubrificantes
Resíduo
400 - 510
Acima de 510
C26 - C38
C38 +
Usos
Gás Combustível
Gás
Combustível
engarrafado, uso domésticos e
industrial
Combustível de Automóveis,
solventes
Iluminação, Combustível de
Aviões a Jato
Diesel, Fornos
Combustível. Matéria-Prima
para Lubrificantes
Óleos Lubrificantes
Asfalto,
Piche,
Impermeabilizantes.
Conforme pode ser observado na tabela 1, para diferentes faixas de temperatura, vários
subprodutos podem ser retirados do petróleo.
3.2.1 O PETRÓLEO NO MUNDO
Segundo Thomas (2001, p. 1), o registro da participação do petróleo na vida do homem
remonta a tempos bíblicos. Na antiga Babilônia, os tijolos eram assentados com asfalto e o
betume era largamente utilizado pelos fenícios na calafetação de embarcações. Os egípcios o
usaram na pavimentação de estradas, para embalsamar os mortos e na construção de
pirâmides, enquanto gregos e romanos dele lançaram mão para fins bélicos. No novo mundo,
o petróleo era conhecido pelos índios pré-colombianos, que o utilizavam para decorar e
impermeabilizar seus potes de cerâmica. Os incas, os maias e outras civilizações antigas
também estavam familiarizados com o petróleo, dele se aproveitando para diversos fins.
O petróleo já era utilizado pelos povos antigos de várias formas como pode ser lido em uma
passagem bíblica, Gênesis 6.14, quando Noé recebeu instruções sobre a construção da famosa
Arca: “Faze para ti uma arca de madeira de Gófer; farás compartimentos na arca, e a
betumarás por dentro e por fora com betume”, conforma acima escrito, a utilização do
petróleo nos remete a tempos antes de Cristo.
Segundo Thomas (2001, p. 1), o início da sustentação do processo de busca com a crescente
afirmação de produto na sociedade moderna data de 1859, quando foi iniciada a exploração
comercial nos Estados Unidos, logo após a célebre descoberta do Cel. Drake em Tittusville,
Pensilvânia com um poço de apenas 21 metros de profundidade perfurado com um sistema
movido a vapor, que produziu 2m³/dia de óleo.
Com o passar dos anos foi desenvolvida grande variedade de estruturas tanto marítimas e
terrestres, que na década de 60 registra a mudança de petróleo no mundo. O excesso de
produção, aliado aos baixos preços praticados pelo mercado estimula o consumo desenfreado.
O deslocamento de polaridade que já se fazia prever nas décadas anteriores começa a se
afirmar. Os anos 60 revelaram grande sucesso na exploração de petróleo no Oriente Médio e
52
na União Soviética, o primeiro com expressivas reservas de óleo e o segundo com expressivas
reservas de gás.
Os anos 70 foram marcados por brutais elevações nos preços do petróleo, tornando
econômicas grandes descobertas no Mar do Norte e no México. Outras grandes descobertas
acorreram em territórios do Terceiro Mundo e dos países comunistas.
Nos anos 80 e 90, os avanços tecnológicos reduzem os custos de exploração e produção,
criando um novo ciclo econômico para a indústria petrolífera. Em 1996 as reservas mundiais
aprovadas eram 60% maiores que em 1980 e os custos médios de prospecção e produção
caíram 60% neste mesmo período.
No século XXI o petróleo foi imposto como fonte de energia, que hoje com o advento da
petroquímica, além de grande utilização dos seus derivados, centenas de novos compostos são
produzidas.
O mundo se encontra em um período de grandes transformações, muitas das quais
alimentadas por incertezas sobre quais impactos uso do petróleo poderá ter sobre a
humanidade, além disso, é impossível prever quais serão as atitudes políticas e tecnológicas a
serem adotadas pelo homem para solucioná-los. Somente a partir dessas soluções é que pode
começar a imaginar, qual será a base energética necessária para alimentar o futuro do planeta.
3.2.2 O PETRÓLEO NO BRASIL
Segundo Thomas (2001, p. 03), a história do petróleo no Brasil começa em 1858 quando o
Marquês de Olinda assinou o decreto nº 2.266 concedendo a José Barros Pimentel o direito de
extrair mineral betuminoso para fabricação de querosene, em terrenos situados às margens do
Rio Maral, na então província da Bahia. No ano seguinte, o inglês Samuel Allport, durante a
construção da Estrada de Ferro Leste Brasileiro, observa o gotejamento de óleo em Lobato,no
subúrbio de Salvador.
Em 1930 depois de vários poços perfurados sem sucesso em alguns estados brasileiros, o
engenheiro agrônomo Manoel Inácio Bastos tomou conhecimento que os moradores de
Lobato, na Bahia, usavam uma lama preta, oleosa para iluminar suas ruas e casas.
Durante a década de 30, a questão da nacionalidade dos recursos do subsolo entrou em pauta
nas discussões indicando uma tendência que viria a ser adotada. Em 1938, toda a atividade
petrolífera passou a ser obrigatoriamente realizada por brasileiros. Ainda neste ano, em 29 de
abril de 1938, foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), para avaliar os pedidos de
pesquisa e lavra de jazidas de petróleo.
O decreto que instituiu o CNP também declarou de utilidade pública o abastecimento nacional
de petróleo e regulou as atividades de importação, exportação, transporte, distribuição e
comércio de petróleo e derivados e o funcionamento da indústria do refino. Mesmo ainda não
localizadas, as jazidas passaram a ser consideradas como patrimônio da União. A criação da
CNP marca o início de uma nova fase da história do petróleo no Brasil.
A descoberta de petróleo em Lobato, na Bahia, em 1939, realizado pelos pioneiros Oscar
Cordeiro e Manoel Inácio Bastos do recém-criado Conselho Nacional do Petróleo (CNP). A
53
perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, foi iniciada em 29 de julho do ano anterior.
Somente no dia 21 de janeiro de 1939 o petróleo veio à tona. Mesmo sendo considerada subcomercial, a descoberta incentivou novas pesquisas do CNP na região do Recôncavo Baiano.
Em 1941, um dos poços perfurados deu origem ao campo de Candeias, o primeiro a produzir
petróleo no Brasil. As descobertas prosseguiram na Bahia, enquanto o CNP estendia seus
trabalhos a outros estados. A indústria do petróleo dava seus primeiros passos.
Após as descobertas na Bahia as perfurações prosseguiam em pequena escala, até que, em 03
de outubro de 1953, depois de uma campanha popular no governo Vagas, foi instituído o
monopólio estatal do petróleo com a criação da Petrobras, que deu partida decisiva nas
pesquisas do petróleo brasileiro.
Um marco na história da Petrobras foi a decisão de explorar petróleo no mar. Em 1968, a
companhia iniciou as atividades de prospecção offshore. No ano seguinte, era descoberta o
campo de Guaricema, em Sergipe. Entretanto, foi em Campos, no litoral fluminense, que a
Petrobras encontrou a bacia que se tornou a maior produtora de petróleo do País. O campo
inicial foi de Garoupa, em 1974, seguido pelos campos gigantes de Marlim, Albacora,
Barracuda e Roncador. Dos poços iniciais às verdadeiras ilhas de aços que procuravam
petróleo no fundo do mar, a Petrobras desenvolveu tecnologia de exploração em águas
profundas e ultraprofundas. O Brasil está entre os poucos países que dominam todo o ciclo de
perfuração submarina em campos situados a mais de dois mil metros de profundidade.
A flexibilização do monopólio foi outro fato importante da história recente do petróleo no
Brasil. No dia 6 de agosto de 1997, o presidente da Republica Fernando Henrique Cardoso
sancionou a Lei 9478 que permitiu a presença de outras empresas para competir com a
Petrobras em todos os ramos da atividade petrolífera.
O ano de 2003 é considerado o marco na história da Petrobras. Além do expressivo volume de
petróleo descoberto, foram identificadas novas províncias de óleo de excelente qualidade, gás
natural e condensado, permitindo que as reservas e a produção da Companhia começassem a
mudar para um perfil de maior valor no mercado mundial de petróleo.
A produção doméstica de petróleo atingiu a marca de 1,54 milhão de barris por dia em 2003,
representando cerca de 91% da demanda do país. A meta de produção nacional estabelecida
no Plano Estratégico da Petrobras é de 2,3 milhões de barris dia em 2010.
O ano de 2006 marca autossuficiência sustentável do Brasil na produção de petróleo. Com o
início das operações da FPSO (Floating Storange Offoading) P-50 no campo gigante de
Albacora Leste, no norte da bacia de Campos (RJ), a Petrobras alcança a marca de dois
milhões de barris por dia. É o suficiente para cobrir o consumo do mercado interno de 1,8
milhões de barris diários.
Segundo Oliveira (2008), Repórter da Agência Brasil, a Petrobras anunciou a descoberta de
uma nova reserva de petróleo na área do pré-sal, na Bacia de Santos.
A estatal é a operadora do consórcio que atua na área da nova descoberta, com 65% de
participação, o BG Group com 25% e Galp energia com 10%.
54
O petróleo leve é de alto valor comercial e atualmente o País é obrigado a importá-lo para que
seja misturado ao petróleo pesado da Bacia de Campos, no Norte Fluminense, a maior
província petrolífera do País e que responde por mais de 80% da produção nacional.
Segundo nota da Petrobras, o bloco BM-S-11 é composto por duas áreas exploratórias, na
maior delas foi perfurado o poço pioneiro informalmente chamado de Tupi, que resultou na
descoberta anunciada em 11 de julho de 2006 com reservas estimadas entre 5 a 9 bilhões de
barris de petróleo.
A descoberta foi comprovada através de amostragem de petróleo leve por teste a cabo, em
reservatórios localizados na profundidade de cerca de 5.600m, e comunicado à Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
3.2.3 O PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO
Segundo Encarnação Júnior (2002), o início das pesquisas petrolíferas no Estado do Espírito
Santo se deu em 1957. A primeira descoberta ocorreu em 1969. O curioso é notar que nessa
época os trabalhos que se iniciavam na Bacia de Campos se subordinavam ao Distrito de
Exploração e Produção da Petrobras, sediado em Vitória. Com o sucesso nas atividades dessa
Bacia, em água fluminense, as superintendências se desmembraram. A da Bacia de Campos
se localizou em Macaé (RJ) e a da Bacia do Espírito Santo em São Mateus (ES), que também
supervisionava as poucas atividades da Bacia de Campos, em águas capixabas. Como se sabe,
a porção norte da Bacia de Campos se situa em águas capixabas, indo até o chamado arco
geológico de Vitória.
O início da produção se deu em São Mateus, em 1973. A infraestrutura de transporte de
oleoduto e gasoduto começou a operar em 1981. A Unidade de Processamento de Gás
Natural, por sua vez iniciou suas atividades em 1983. O primeiro fornecimento de gás foi em
1982, para a Aracruz Celulose. A primeira descoberta de gás na Foz do Rio Doce, precursora
dos atuais campos de Peroá e Cangoá, deu-se em 1988. Em dezembro de 1993, o Estado deu a
concessão para distribuição de gás canalizado com exclusividade à BR-Distribuidora. Em
agosto de 1996 e maio de 1997, novas descobertas foram feitas na Foz do Rio Doce.
3.3 GÁS NATURAL
Segundo Cardoso (2004 p. 100), gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves que em
temperatura ambiente e pressão atmosférica, permanece no estado gasoso, é encontrado no
subsolo, em rochas porosas podendo estar ou não associado ao petróleo.
3.3.1 ORIGEM DO GÁS NATURAL
Segundo Cardoso (2006 p. 116), durante milhares de anos, o querogênio seco foi alcançando
grandes profundidades na crosta terrestre ao mesmo tempo em que sofria um processo gradual
de cozimento, transformando-se em linhito, carvão negro, antraito, xisto carbonífero e
metano, originando as reservas de carvão do planeta.
55
A transformação da matéria orgânica animal ou querogênio gorduroso não sofreu o processo
de cozimento e deu origem ao petróleo.
Nos últimos estágios de degradação do querogênio gorduroso o petróleo se apresenta como
condensado volátil associado a hidrocarbonetos gasosos com predominância do metano
(CH4). Por esta razão é muito comum encontrar reservas de petróleo e gás natural associado.
Assim, o gás natural como encontrado na natureza é uma mistura variada de hidrocarbonetos
gasosos cujo componente predominante é o metano.
3.3.2 COMPOSIÇÃO DO GÁS NATURAL
Segundo Santos (2002), o gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos gasosos com
predominância de molécula de metano (CH4). Na prática, o gás também apresenta em sua
constituição moléculas mais pesadas como etano, propano e butano entre outras.
Segundo Fontenelle e Amendola (2003 p. 423), a composição de gás natural é frações ou
percentagens mássicas, volumétricas ou molares dos principais componentes, componentes
associados, traços e outros componentes determinados pela análise de gás natural.
Para gases ideais a fração volumétrica equivale à fração molar.
O propano e os hidrocarbonetos mais pesados apresentam um poder calorífico, na base
volumétrica superior ao metano.
O enxofre total é o somatório dos compostos de enxofre presente no gás natural.
Alguns compostos de enxofre na presença de água ocasionam a corrosão de aços e liga de
alumínio. O gás sulfídrico (H2S), é o componente mais crítico no que se refere a corrosão.
O gás natural tem também compostos Inertes que são dióxido de carbono (CO2) e nitrogênio
(N2). Há uma presença de baixa concentração de oxigênio (O).
Partículas sólidas causam problemas de contaminação, obstrução e erosão dos sistemas de
alimentação de combustível e orifícios injetores de queimadores industriais.
Partículas líquidas causam alterações bruscas na temperatura da chama e na carga da turbina a
gás, retorno de chama nas chamas pré-misturadas e podem nuclear a condensação de frações
mais pesadas do Gás Natural.
3.3.3 O TRANSPORTE E ARMAZENAMENTO DO GÁS NATURAL
Segundo Cardoso (2006, p. 135), o gás natural pode ser transportado no estado gasoso,
através de gasoduto ou em cilindros de alta pressão como GNC (gás natural comprimido).
O transporte e armazenamento na forma liquefeita é atrativo, permitindo movimentações a
longas distâncias, e formações de estoque próximo a áreas de consumo.
56
As variáveis pressão e temperatura estarão sempre envolvidas quando se tratar do transporte e
armazenamento. Para se liquefazer o gás natural, e deste modo reduzir seu volume em até 600
vezes, é necessário resfriá-lo até -160ºC, para então armazená-lo em tanques criogênicos. A
liquefação pelo aumento de pressão não é viável, por demandar altas pressões, custos
elevados e condições inseguras.
Os navios metaneiros são próprios para o transporte de GNL (gás natural liquefeito), possuem
grandes capacidades (até 135.000 m³), tornando viável o deslocamento de grandes volumes
até os centros consumidores.
Por estar a uma temperatura baixíssima, para ser utilizado é necessário que seja vaporizado
em equipamentos apropriados.
Em terra o gás natural é estocado em vasos de pressão (esferas ou cilindros), onde são
mantidos a uma pressão de 200 atm.
O transporte por gasoduto é mais empregado na distribuição aos consumidores finais, com a
vantagem de poder se adotar um modo ininterrupto.
As tubulações são em aço ou em polietileno de alta densidade, apropriadas para atender às
pressões de operação e demais esforços solicitados durante o fluxo de gás. Recebem
tratamento especial de segurança ao longo de sua extensão, visando operações eficazes e
seguras durante sua vida útil.
3.3.4 ESPECIFICAÇÃO DO GÁS NATURAL
A PORTARIA ANP Nº 104, DE 08 DE JULHO DE 2002, estabelece a especificação do gás
natural, de origem nacional ou importado, a ser comercializado em todo território nacional.
O Diretor-Geral, da Agência Nacional do Petróleo – ANP no uso de suas atribuições legais,
considerando as disposições da Lei n.º 9.478, de 06 de agosto de 1997 e a Resolução de
Diretoria nº 455, 03 de julho de 2002, torna público o seguinte ato:
Art. 1º Fica estabelecida, através da presente Portaria, a especificação do gás natural, de
origem nacional, ou importado, a ser comercializado em todo território nacional, consoante as
disposições, contidas no Regulamento Técnico ANP nº 3/2002, parte integrante desta portaria.
Art. 2º Os importadores, processadores, carregadores, transportadores e distribuidores de gás
natural que operam no País deverão observar o disposto no Regulamento Técnico em anexo
nas sua etapas de comercialização e de transporte.
Parágrafo único. A comercialização e o transporte do gás natural não especificado no
Regulamento Técnico ficam autorizados, desde que respeitadas as condições de entrega por
duto dedicado do referido produto, o acordo entre todas as partes envolvidas e os limites de
emissão de produtos de combustão estabelecidos pelo órgão ambiental com jurisdição na área.
Art. 5º O carregador fica obrigado a realizar as análises do gás natural nos pontos de recepção,
no intervalo máximo de 24 horas, a partir do primeiro fornecimento e encaminhar o resultado
ao transportador através de Certificado de Qualidade, o qual deverá conter a análise de todas
57
as características, os limites da especificação e os métodos empregados, comprovando que o
produto atende à especificação constante do Regulamento Técnico anexo:
§ 1º o Certificado de Qualidade deverá apresentar o nome do responsável técnico, com
indicação de seu número de inscrição no órgão de classe competente.
§ 2º O carregador que deixar de efetuar a análise do gás natural deverá preencher o
Certificado de Qualidade com os dados enviados pelo produtor/importador de quem adquiriu
o produto, tornando-se responsável pela sua qualidade.
§ 3º O carregador deverá enviar à ANP até o 15º (décimo quinto) dia do mês subsequente
àquela a que se referem os dados enviados, um sumário estatístico dos Certificados de
Qualidade, emitidos através do endereço eletrônico [email protected], no formato de
planilha eletrônica, deverá conter:
I – codificação ANP do carregador;
II – mês e ano de referência dos dados certificados;
III – volume total comercializado no mês;
IV – codificação ANP do posto de recepção onde foi realizada a análise
V – quadro de resultados em conformidade com o modelo abaixo:
Art. 6º O transportador fica obrigado a realizar a análise do produto e a emitir o Boletim de
Conformidade;
Art. 7º Para efeito de identificação de carregador, transportador, ponto de recepção e
instalação de análise, em atendimento ao disposto nos artigos 5º e 6º, deverão ser utilizados os
códigos que permanecerão atualizados na página da ANP no endereço eletrônico
www.anp.gob.br.
Art. 8º A ANP poderá, a qualquer tempo, inspecionar os instrumentos utilizados para a
elaboração do Certificado de Qualidade e do Boletim de Conformidade do gás natural
especificado nesta Portaria.
Art. 9º Os Certificados de qualidade emitidos pelo carregador e os Boletins de Conformidade
emitidos pelo transportador deverão ser mantidos e disponibilizados à ANP sempre que
solicitados por um período mínimo de 2 (dois) meses a contar da data de emissão.
Art. 10 O gás natural deverá ser odorizado no transporte de acordo com as exigências
previstas durante o processo de licenciamento ambiental conduzido pelo órgão ambiental com
jurisdição na área
Art. 11º O gás natural deverá ser odorizado na distribuição de forma que seja detectável ao
olfato humano seu vazamento quando sua concentração na atmosfera atingir 20% do limite
inferior de inflamabilidade.
Parágrafo único: a dispensa de odorização do gás natural em dutos de distribuição dedicados
cujo destino não recomende a utilização de odorante e passe somente por área não urbanizada
deve ser solicitada ao órgão estadual com jurisdição na área para sua análise e autorização.
58
Art. 12 Ficam concedidos os prazos abaixo mencionados para que os agentes mencionados no
artigo 2º atendam aos limites da especificação constante do Regulamento Técnico em anexo,
período no qual poderão ainda atender às especificações constantes das Portarias ANP n.º 41 e
42, de 15 de abril de 1998:
.Art. 13 Fica concedido o prazo de 90 dias a partir da publicação da presente Portaria, para
que carregadores apresentem o primeiro sumário estatístico dos Certificados de Qualidade
conforme art. 5º.
Art. 14 Fica concedido o prazo de 180 dias para que transportadores apresentem o primeiro
sumário estatístico dos Boletins de Conformidade conforme art. 6º.
Art. 15 O não atendimento ao disposto nesta Portaria sujeita a infrator às penalidades prevista
na Lei nº 9.847 de 26 se outubro de 1999 e demais disposições aplicáveis.
Art. 16 Esta Portaria entre em vigor na data de sua publicação.
Art. 17 Revogam-se a Portaria ANP nº 128, de 28 de agosto de 2001, e demais disposições
em contrário observado os termos do art. 12 desta Portaria.
3.4 PARTICIPAÇÃO DO GÁS NATURAL NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA
Segundo Cardoso (2006, p.132), a matriz energética é o conjunto de meios utilizados para se
obter energia. No Brasil, a matriz energética é predominantemente hidroelétrica, e o gás
natural responde por apenas 3% na participação dessa matriz.
O gás natural, apesar de ser uma fonte não renovável, é um importante aliado no incremento
na matriz energética para o Brasil, pela abundância relativa na natureza e pelas vantagens que
apresenta, principalmente em razão ao impacto ambiental em comparação com as fontes
fósseis. A utilização do gás natural em equipamentos adequados tende a ser menos poluentes.
A combustão de gases combustíveis adequadamente processados e em queimamento corretos
é praticamente isenta de poluentes como óxido de enxofre, partículas sólidas e outros
produtos tóxicos.
A indústria brasileira de gás natural vem crescendo ano a ano e hoje já existe no País mais de
1,2 milhões de consumidores que utilizam essa fonte de energia. Somente em 2003 e 2006, o
crescimento acumulado do número de consumidores foi de 20%.
Conforme Cardoso, a estratégia governamental para aumentar a participação do gás natural na
matriz energética brasileira, implica em investimento tanto na aplicação da produção nacional
de gás natural na bacia de Santos (São Paulo) e Cacimbas (Espírito Santo), como
infraestrutura de transporte e distribuição capaz de disponibilizar o gás natural para consumo.
3.5 CONSUMO DO GÁS NATURAL
59
Segundo Cardoso (2006, p. 140), o gás natural é muito versátil quanto a sua utilização. O
insumo pode ser utilizado em quatro vertentes distintas que englobam os campos de aplicação
do gás natural.
O gás natural para a matriz energética vem crescendo muito na área industrial, pois vem
substituindo outras fontes de energia, além de ter uma queima mais limpa e com custo menor
em relação aos outros combustíveis. A área de termelétrica é outro setor que vem se
desenvolvendo a cada ano, com o gás natural nas termelétricas, a produção melhorou muito,
pois o gás veicular proporciona uma queima limpa para o meio ambiente.
3.5.1 GÁS DOMICILIAR
Segundo Cardoso (2006, p.140), no uso em residência, o gás natural é chamado de gás
domiciliar. É um mercado em franca expansão especialmente nos grandes centros urbanos do
mundo. As companhias distribuidoras estaduais tem plano de grande ampliação de suas redes,
o aumento do consumo de gás domiciliar demanda investimento e adaptações nas residências.
3.5.2 INDUSTRIAL
Segundo Cardoso (2006, p.141), utilizado como combustível, o gás natural proporciona uma
combustão limpa, isenta de agentes poluidores, ideais para processos que exigem a queima em
contato com o produto final. Como por exemplo, a indústria de cerâmica e a fabricação de
vidro e cimento. O gás natural também pode ser utilizado como redutor siderúrgico na
fabricação de aço, de forma variada como a matéria-prima, na indústria petroquímica,
principalmente para a produção de metanol e na indústria de fertilizantes para a produção de
amônia e ureia.
3.5.3 TERMELÉTRICA
Segundo Cardoso (2006, p. 141), a utilização de turbinas de gás para a geração de
eletricidade, combinada com a recuperação do calor para a produção de calor é conhecida
como cogeração. Esse processo vem sendo utilizado por indústrias no mundo inteiro, devido a
economia e segurança operacional.
3.5.4 GÁS VEICULAR
Segundo Cardoso (2006, p.142), no uso automotivo, o gás natural recebe o nome de gás
veicular ou GNV, oferecendo vantagens de custo por quilômetros rodados. Como é seco, o
gás natural não provoca resíduo de carbono nas partes internas do motor, aumentando a vida
útil deste e o intervalo de troca de óleo, além de, reduzir significativamente o custo de
manutenção. Muitas pesquisas têm sido feitas para aprimorar o armazenamento do gás natural
veicular.
A utilização de materiais absorventes possibilita a redução de pressão de armazenamento do
gás natural no recipiente, o que possibilita a utilização de outras geometrias que não
60
suportariam as pressões mais elevadas, normalmente realizadas para armazenamento de gás
natural.
3.6 O MERCADO DE GÁS NATURAL NA MATRIZ ENERGÉTICA DO ESPÍRITO
SANTO
Segundo Embrapa (CNPC), entende-se por mercado uma área de influência onde os
interessados em manter relações comerciais, efetuam troca entre si. Do ponto de vista
conceitual o termo mercado representa os diferentes processos por meios dos quais se
transfere a propriedade dos bens (produtos e serviços). Normalmente, entendido como um
local específico onde compradores e vendedores se encontram, como nas centrais gerais de
abastecimentos, o mercado também pode ser visto como uma região.
O Espírito Santo vem a cada ano consolidando sua posição no mercado de gás natural.
Segundo notícia veiculada pelo jornal A Gazeta no dia 28 de outubro de 2008, o presidente da
Petrobras Distribuidora, salientou o aumento da demanda por gás natural causado pelas cinco
novas térmicas que serão construídas no Espírito Santo até 2013 – duas em Linhares e outras
três em Cariacica, João Neiva e Nova Venécia. Podemos dizer que o mercado está em
ascensão e que é promissor para hidrocarbonetos, principalmente gás natural.
O Estado do Espírito Santo é o 3º em extensão territorial da Região Sudeste e é o segundo
maior na produção de petróleo e gás natural do País só perdendo para a Bacia de Campos
(RJ). O mercado de gás natural no Estado do Espírito Santo será um dos maiores do Brasil e
vai desempenhar um importante papel no desenvolvimento e equacionamento do mesmo setor
no País.
4 APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DOS DADOS
Apresentam-se, neste capítulo os dados obtidos na pesquisa bibliográfica, artigos e Internet,
de forma detalhada, com o intuito de uma melhor compreensão do que se quer informar, para
que assim consiga atingir o objetivo e mostrar a importância da Contribuição do Estado do
Espírito Santo na produção do Gás Natural para a Matriz Energética Brasileira.
4.1 APRESENTAÇÃO E CARACTERIZAÇÃO DO ESTADO DO ESPÍRITO SANTO
O Espírito Santo é uma das 27 (vinte e sete) Unidades Federativas do Brasil, está localizado
na Região Sudeste e tem como limites o Oceano Atlântico a leste, a Bahia ao norte, Minas
Gerais a oeste e noroeste e o Estado do Rio de Janeiro ao sul, ocupando uma área de
46.077,519 Km². Sua Capital é o Município de Vitória.
Sua economia é baseada principalmente nas atividades portuárias, de exportação e importação,
na indústria de rochas ornamentais, mármores e granitos (maior do mundo), na celulose
(maior do país), extraída de eucalipto, na exploração de petróleo e gás natural (segundo maior
do país), além da diversificada agricultura, principalmente a colheita de café.
61
Os recursos naturais ficaram sem ser explorados até a década de 50, pois o Estado serviu de
barreira natural, para evitar possíveis invasões estrangeiras que almejassem chegar ao ouro do
Estado de Minas Gerais.
Atualmente, a economia do Estado do Espírito Santo se encontra em uma fase de grande
crescimento, principalmente pelo fato da ampliação da agricultura e do turismo, e das grandes
descobertas de imensas jazidas de petróleo e gás natural.
A população do Estado do Espírito Santo é de 3.315.669 habitantes, segundo a contagem
populacional de 2007, realizada pelo IBGE.
Um fato marcante é a grande variação do IDH (Índice de Desenvolvimento Humano), de uma
região para outra, como na Capital Vitória (3º melhor IDH entre as Capitais do país) e as
regiões serranas e sul com alto IDH, em contraste com a região norte que conta com um terço
da população estadual, entretanto possui IDH muito menor.
4.2 APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DOS DADOS
A partir deste ponto, passa-se a abordar o assunto em tela através de gráficos que permitirão
ter uma visão bastante clara dos níveis de produção e consumo Mundiais, Nacional e no
Estado do Espírito Santo.
4.2.1 RESERVAS PROVADAS DE GÁS NATURAL (2008)
Gás Natural - Reservas Provadas - Mundo
Irã
Catar
Arábia
Saudita
Emirados
Árabes
EUA
Brasil
bbl
Rússia
50000
45000
40000
35000
volume (bilhões 30000
25000
de m³)
20000
15000
10000
5000
0
1º
2º
3º
4º
5º
6º
39º
Fonte: CIA WORLD FACTBOOK
Gráfico 1 – Gás Natural – Reservas Provadas – Mundo
Fonte: Cia WORLD FACTBOOK
62
QUADRO 1 – RESERVAS PROVADAS – MUNDO
Ranking
Países
1º
Rússia
2º
Irã
3º
Catar
4º
Arábia Saudita
5º
Emirados Árabes
6º
EUA
39º
Brasil
bilhões m³
47.570
26.370
25.780
6.568
5.823
5.551
312,7
Fonte: Cia World Factbook 2008
Conforme a pesquisa, a Rússia ocupa a 1ª colocação no ranking mundial de reservas
provadas, seguida pelo Irã em 2º colocado que praticamente empata com o Catar, em 4º lugar
a Arábia Saudita, em quinto os Emirados Árabes, em 6º os EUA e em 39º o Brasil. Com as
possíveis reservas de jazidas descobertas recentemente em seu território, o Brasil avançará
várias posições no ranking mundial, em reservas provadas de gás natural.
Obs. Reservas provadas são blocos que após terem sido submetidos ao processo exploratório
de estudos sísmicos, foram constatados pela análise dos resultados que há hidrocarbonetos no
subsolo daquela região.
4.2.2 PRODUÇÃO MUNDIAL DE GÁS NATURAL (2008)
QUADRO 2 - GÁS NATURAL – PRODUÇÃO – MUNDO
Ranking
Países
1º
Rússia
2º
EUA
3º
Canadá
4º
Irã
5º
Argélia
6º
Reino Unido
41º
Brasil
Bilhões m³
656.200
490.800
178.200
101.000
84.400
84.160
9.370
Gás Natural - Produção - Mundo
700000
600000
500000
Volume (bilhões 400000
m³)
300000
200000
bbl
Argélia
3º
4º
5º
Brasil
Irã
2º
Reino
Unido
Canadá
1º
EUA
0
Rússia
100000
6º
41º
Gráfico 2 - Gás natural produção mundial (2008)
63
Na produção mundial de gás natural, a Rússia é o país que mais produz, seguido pelos EUA,
Canadá, Irã, Argélia e Reino Unido. O Brasil ocupa a 41ª colocação no ranking.
4.2.3 CONSUMO MUNDIAL DE GÁS NATURAL
QUADRO 3 -GÁS NATURAL – CONSUMO MUNDIAL
Ranking
Países
1º
Rússia
2º
EUA
3º
Irã
4º
Alemanha
5º
Canadá
6º
Reino Unido
33º
Brasil
Bilhões m³
610.000
604.000
98.190
96.840
92.760
91.160
17.850
Gás Natural - Consumo- Mundo
700000
600000
1º Rússia
500000
2º EUA
400000
Volume
(bilhões m³)
300000
3º Irã
200000
4º Alemanha
100000
5º Canadá
6º Reino Unido
0
1
41º Brasil
Gráfico 3 - GÁS NATURAL CONSUMO MUNDIAL (2008)
Fonte: Cia World Factbook, 2008.
No consumo, a Rússia ainda ocupa a 1º lugar no ranking, EUA vem em 2º, seguido pelo Irã
em 3º, Alemanha em 4º, Canadá em 5º e o Reino Unido em 6º. O Brasil ocupa a 33ª posição,
isto significa que consumiu mais do que produziu. O Brasil está investindo em novas
tecnologias de produção de gás aliadas a ampliação à malha de gasodutos, com o objetivo de
melhorar a sua relação de produção x consumo.
4.2.4 IMPORTAÇÕES DE GÁS NATURAL
64
QUADRO 4 - GÁS NATURAL – IMPORTAÇÕES MUNDIAIS
Ranking
Países
Volume (bilhões m³)
1º
EUA
117.900
2º
Alemanha
86.990
3º
Japão
77.600
4º
Itália
70.450
5º
Ucrânia
57.090
6º
França
47.020
24º
Brasil
8.478
Fonte: CIA WORLD FACTBOOK 2008
GÁS NATURAL - IMPORTAÇÕES MUNDIAIS
120.000
100.000
1º EUA
80.000
2º Alemanha
3º Japão
Volume
60.000
(Bilhões m³)
4º Itália
40.000
5º Ucrânia
20.000
6º França
33º Brasil
0
FONTE: CIA WORLD FACTBOOK
Gráfico 4 - GÁS NATURAL IMPORTAÇÕES MUNDIAIS (2008)
Fonte: CIA WORLD FACTBOOK, 2008
Os EUA mesmo tendo uma boa produção de gás natural, é o país que mais importa gás no
mundo, seguido da Alemanha, Japão, Itália, Ucrânia e França. O Brasil ocupa a 24ª posição
no ranking e o maior exportador de gás natural para o Brasil é a Bolívia.
4.3.5 CONSUMO BRASILEIRO
QUADRO 5 - CONSUMO BRASILEIRO ENTRE 2004 E 2008
Ano
Volume (bilhões m³)
2004
9.590
2005
9.590
2006
21.740
2007
17.280
2008
17.850
65
Consumo de Gás Natural Brasileiro
25000
20000
15000
Volume (milhões m³)
10000
5000
0
2004
2005
2006
2007
2008
Gráfico 5- CONSUMO DE GÁS NATURAL BRASILEIRO (2004-2008)
Pode-se observar na figura 5, que em 2004 e 2005 o consumo de gás natural no Brasil não
teve alteração no nível de consumo de um ano para o outro.
No ano de 2006 o nível de consumo teve um aumento substancial, mais que o dobro do
consumo dos dois anos anteriores, principalmente por incentivo do governo em aumentar o
consumo de gás natural veicular (GNV), contudo no próximo ano, verifica-se que esses níveis
caem devido ao fato de que os proprietários de táxis, principal alvo do governo, não tiveram o
suprimento de gás natural garantido, por esse motivo ficaram desestimulados a utilizar
veículos a gás natural.
Em 2008, o governo Lula vem investindo junto com a Petrobras em melhorias na produção de
gás natural, onde o mercado desse combustível vem crescendo nos setores Industrial,
Termelétricas, GNV e Residencial (Doméstico).
4.2.6 GÁS BOLIVIANO NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA
Mesmo investindo em processo de produção de gás natural, o Brasil não consegue suprir a
demanda atual, com isso precisa importar gás natural da Bolívia para reduzir o déficit de
produção. 60% do gás consumido no Brasil vem da Bolívia e supre os seguintes setores:
Industrial, Veicular, Termelétrica e Residencial (Doméstico).
66
Importação de Gás Natural da Bolívia em
comparação com a produção pela Petrobras
70%
1; 60%
60%
50%
1; 40%
40%
Boliviano
Brasileiro
30%
20%
10%
0%
1
Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética)
Gráfico 6 - IMPORTAÇÃO DE GÁS NATURAL DA BOLÍVIA
Principais Consumidores do Gás
Natural da Bolívia
25000
20000
Industrial
15000
Milhões
(m³)
GNV
10000
Termelétricas
5000
0
1
Fonte: EPE (Empresa de
Pesquisa Energética)
Gráfico 7 PRINCIPAIS CONSUMIDORES DO GÁS BOLIVIANO (2008)
Residencial
(Doméstico)
67
Como se pode observar na figura 7, o setor Industrial é o que mais consome o gás natural
importado da Bolívia, sendo seguido pelo setor de Termelétricas, GNV e Residencial.
QUADRO 6 - SETORES QUE MAIS CONSOMEM GÁS NATURAL BOLIVIANO
Setores
Milhões (m³)
Industrial
24300
GNV
5200
Termelétricas
11900
Residencial
2900
4.3.7 PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NO ESTADO DO ESPÍRITO SANTO
QUADRO 7 - PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL
Ano
Mil (m³)
2000
312.181
2001
388.948
2002
421.496
2003
509.380
2004
509.828
2005
519.063
2006
909.688
2007
965.365
2008
2.802.138
Fonte: ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis)
Produção de Gás Natural no ES
3000000
2000000
Mil m³
1000000
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fonte: ANP
Gráfico 8 - Produção de Gás Natural no ES
Fonte: ANP
Conforme gráfico 8, o Estado do Espírito Santo vem se desenvolvendo na produção de Gás
Natural nos últimos anos. Podemos ver com muita clareza uma linha ascendente nos sete anos
entre 2000 e 2007 e em 2008 um pico de crescimento na produção, um total de 190,27% em
relação a 2007 com a descoberta de novos campos.
Com os novos campos de produção, o Estado do Espírito Santo vem crescendo o percentual
de contribuição de gás natural para a Matriz Energética Brasileira, com isso futuramente o
Estado do espírito Santo, tende a se tornar o maior produtor de Gás Natural do Brasil.
68
4.2.8 CONSUMO DE GÁS NATURAL NO ESTADO DO ESPÍRITO SANTO
QUADRO 8 - CONSUMO PRÓPRIO DE GÁS NATURAL NO ESPÍRITO SANTO
Ano
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Mil m³
19.770
22.092
22.998
34.694
35.593
47.440
103.284
172.375
176.286
Fonte: ANP ( Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis)
Consumo de Gás Natural no ES
200000
Mil m³ 100000
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fonte: ANP
Gráfico 9 – Consumo de gás natural no Espírito Santo
Fonte: ANP ( Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis)
Segundo Gasbrasil (2008), consumo próprio é o consumo de Gás Natural nos processos de
produção, coleta, transferência, estocagem e processamento do insumo. Não pode ser
considerado consumo próprio o abastecimento de unidades comerciais.
De acordo com a figura 9 no Estado do Espírito Santo, vem crescendo o percentual de
consumo próprio de Gás Natural, que aponta um aumento na sua contribuição na Matriz
Energética Brasileira.
4.2.9 PARTICIPAÇÃO DO ESTADO DO ESPÍRITO SANTO NA PRODUÇÃO NACIONAL
QUADRO 9 - PERCENTUAL DE PRODUÇÃO DO ESPÍRITO SANTO FRENTE À
PRODUÇÃO NACIONAL
Ano
Percentual (%)
2000
2,39
2001
2,78
2002
2,72
69
2003
2004
2005
2006
2007
2008
3,23
3,01
2,93
5,14
5,32
12,98
Fonte: Auditoria Própria
Conforme o quadro 9, a participação do Estado do Espírito Santo na Matriz Energética
Brasileira, na produção de Gás Natural vem crescendo de forma consolidada nos últimos
anos. Pode-se observar que no primeiro triênio 2000/2001/2002, o índice percentual de
participação médio foi de 2,63%, no segundo triênio 2003/2004/2005, a participação foi de
3,06% e no terceiro triênio 2006/2007/2008 foi de 7,81%, representando um aumento de
274% em relação à média dos dois primeiros triênios.
O crescimento percentual de Gás Natural no Estado do Espírito Santo vem desempenhando
uma participação de grande importância para a Matriz Energética Brasileira, devido às
recentes descobertas aliadas aos investimentos na logística do Gás Natural, UPGN (Unidade
de Processamento de Gás Natural) e Gasodutos.
4.2.10 PERCENTUAL DE CONSUMO PRÓPRIO NO ES
QUADRO 10 - CONSUMO PRÓPRIO NO ES
Ano
Percentual (%)
2000
1,14
2001
1,27
2002
1,23
2003
1,71
2004
1,61
2005
1,92
2006
3,68
2007
5,99
2008
6,10
Fonte: Autoria Própria
O crescente aumento de Gás Natural para consumo próprio, conforme consta na tabela 10 está
relacionado principalmente por incentivos governamentais em aumentar a produção com o
objetivo de reduzir a dependência do gás importado principalmente da Bolívia.
4.3.11 GÁS NATURAL DISPONÍVEL NO ESTADO DO ESPÍRITO SANTO
QUADRO 11 - GÁS NATURAL DISPONÍVEL
Ano
Mil m³
2000
266.621
2001
339.441
2002
367.449
2003
413.082
2004
432.119
Percentual (%)
4.14
5.13
4.52
4.68
4.47
70
2005
2006
2007
2008
421.951
447.095
471.538
2.411.263
4.32
4.53
4.796
19.11
Fonte: ANP(Agência Nacional De Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis)
Gás Natural Disponivel no ES
14000000
12000000
10000000
Mil m³
8000000
Sequência3
Sequência2
6000000
Sequência1
4000000
2000000
0
1
3
5
7
9
Fonte: ANP(Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis )
Gráfico 10 – Gás Natural disponível no Espírito Santo
Fonte: ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis)
O aumento da disponibilidade de gás se deve, principalmente, pelo aumento da produção
aliado à deficiência na distribuição para consumo, o que provoca um estrangulamento no
escoamento da produção para o mercado consumidor.
Segundo a ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), Gás
reinjetado é: gás não comercializado, que é retornado ao reservatório de origem, com o
objetivo de forçar a saída do petróleo da rocha-reservatório, deslocando-o para um poço
produtor. Este método é conhecido como “recuperação secundária”, e é empregado quando a
pressão do reservatório torna-se insuficiente para expulsar naturalmente o petróleo.
Além de ser utilizado para gerar energia nos diversos setores, o gás natural pode também ser
reinjetado, seja para promover sistemas de elevação artificial, conhecidos por Gáslift, ou para
aproveitar reservatórios naturais tais como cavernas para armazenamento, para posterior
utilização do mesmo, método muito utilizado na Rússia.
QUADRO 12 - GÁS NATURAL REINJETADO
Ano
Mil m³
2000
27211
2001
22355
2002
25484
2003
61604
2004
42117
Porcentagem (%)
1,15
0,85
1,19
3,79
2,87
71
2005
2006
2007
2008
49672
266813
194881
212633
2,01
14,41
10,01
9,72
Fonte: Autoria Própria
O quadro 12 mostra o volume e índice percentuais de gás reinjetado a cada ano. Conforme
mencionado anteriormente, este nível está diretamente relacionado com a recuperação
secundária de poços produtores.
5 CONCLUSÃO E RECOMENDAÇÕES
Com a realização deste artigo, podem-se tirar algumas conclusões, as quais são expostas
abaixo, mediante as respostas aos objetivos propostos.
O Gás Natural, objeto de estudo aqui apresentado é um hidrocarboneto que tem o seu lugar
garantido na Matriz Energética não só mundial, mas também no Brasil.
Durante algum tempo o Gás Natural foi desprezado, tratado como um contaminante do
petróleo, contudo, chegou o momento em que a aplicação do mesmo se faz necessário
conforme retrata no capítulo 3, item 3.2.8, no quadro 8, sobre o consumo do Gás Natural no
Espírito Santo, mostrando números bastante tímidos no ano de 2000 até 2005, entretanto, o
consumo vai crescendo substancialmente a partir de 2006 até 2008, onde termina a pesquisa,
mostrando uma perspectiva promissora para o Estado do Espírito Santo.
O primeiro objetivo específico deste trabalho, no qual a proposta é levantar bibliografia sobre
o tema, foi respondido no capítulo 2, onde foi abordado sobre todos os pontos relevantes
sobre o assunto.
Em seguida o segundo objetivo específico que busca analisar a contribuição do gás natural
produzido no Estado do Espírito Santo, foi respondido no capítulo 2, itens 2.2.4 e 2.6 e no
decorrer do capítulo 3.
Portanto, pelas informações advindas da pesquisa que foram utilizadas, por todo o referencial
proposto, análise e descrição dos dados, foi possível finalizar o trabalho, confirmando a
hipótese.
Fundamentado nos dados coletados e apreciados, pode-se concluir e recomendar projetos na
área de produção haja vista que o suprimento de energia está garantido.
6 REFERÊNCIAS
1. AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEOANP. Portaria nº 104, de 08 de julho de 2002.
Estabelece a especificação do gás natural, de origem nacional ou importado, a ser
comercializado em todo o território nacional. Disponível em:
<http://www.scgas.com.br/uploads/editores/20090529152339.pdf>. Acesso em: 10 out. 2008.
2. ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Disponível em:
72
<http://www.anp.gov.br/>. Acesso em: 10 out. 2008.
3. BUENO, Francisco da Silva. Sistema de informações para tomada de decisões. 1. ed.
São Paulo: Fename, 1979.
4. CARDOSO, Luiz Cláudio. Logística do petróleo transporte e armazenamento. 1. Ed.
Rio de Janeiro: Interciência, 2004.
5. ______. Petróleo do poço ao posto. Editora Qualitymark, 2005.
6. CERVO, Amaro Luiz; BERVIAN, Pedro Aleino. Metodologia científica. 5. ed. São
Paulo: Prentice, 2002.
7. BRASIL. Constituição da Republica Federativa do Brasil. 6. ed. São Paulo: Rideel,
2008
8. CIA WORLD FACTBOOK 01.01.2008
9. EPE (Empresa de Pesquisa Energética) 2008
10. ENCARNAÇÃO JÚNIOR, Gensérico. Potencial Energético do Espírito Santo, 2002.
Disponível em : http//ecen.com/content/eee2/espsantp.htm> acesso em 06 out., 2008.
11. FERRÃO, Romário Gava. Metodologia científica para iniciantes. 1. ed. Linhares: Folha
de Viçosa, 2003.
12. FONTENELLI, Mirian. Amendola, Cynthia. O licenciamento ambiental do petróleo e
gás. 1. ed. Rio de Janeiro: Lúmen, 2003.
13. http://www.gasbrasil.com.br/noticia/arquivos/Apre Pontos da lei do Gás.ppt#1, acesso em
06.10.2008
14. GIL, Antonio Carlos. Como elaborar projeto de pesquisa. 3. ed. São Paulo: Atlas, 1996.
15. LAKATOS, Eva Maria, MARCONI, Maria de Andrade. Metodologia do trabalho
científico. 6. ed. São Paulo: Atlas, 2001.
16. MORAES, Alexandre. Direito Constitucional. 20, ed. São Paulo: Atlas, 2006.
17. OLIVEIRA, Nielmar. Repórter da Agência Brasil 2008
18. PORTO, Rafael. ES eleva Petrobrás a 3ª maior concessionária de gás do Brasil. Redação
Gazeta Rádios e Internet.
<http://gazetaonline.globo.com/index.php?id=/local/minuto_a_minuto/local/materia.php&cd_
matia=28098> acesso em: 04 de jan. de 2009
19. THOMAS, José Eduardo. Fundamentos da Engenharia do Petróleo. 2. ed. Rio de
Janeiro: Interciência, 2001.
73
MATÉRIA-PRIMA PARA A PRODUÇÃO DE BIODIESEL EM SÃO MATEUS
David Simão Araújo18
Layla Aksacki19
Rogério Danieletto Teixeira20
Solivan Altoé21
Thiago Olioze22
RESUMO
O presente trabalho tem por objetivo estudar a possibilidade da utilização de algumas
matérias-primas para a produção de biodiesel no município de São Mateus-ES, bem como um
estudo da reação de transesterificação e a determinação do álcool sobre qual melhor resultado
produziria no processo. Para isso, é realizada uma pesquisa exploratória para análise dos
resultados. Na obtenção dos dados, utiliza-se como técnica para coleta de informações, a
pesquisa bibliográfica. A pesquisa traz como resultado que o pinhão manso é a fonte de
matéria-prima mais viável tecnicamente e que o processo de transesterificação se dá pela rota
etílica.
PALAVRAS-CHAVES: Pinhão manso; Transesterificação; Etanol.
ABSTRACT
The present work aims to study the possibility of using some raw materials for biodiesel
production in the municipality of São Mateus-ES, and a study of the transesterification
reaction and the determination of alcohol that would produce better results in the process. For
this, an exploratory research is conducted to analyze the results. To obtaining information is
used as technical collect of data a bibliographic search. The research gives the result that
jatropha is the source of raw material more technically feasible and that the transesterification
process is given by the alcoholic route.
KEY-WORDS: Jatropha; Transesterification; Ethanol.
1 INTRODUÇÃO
O Brasil é um país privilegiado quando o assunto é biodiesel. A sua grande aptidão para a
agricultura, dada por sua grande extensão territorial, diversidade climática, etc., lhe dá uma
enorme potencialidade para o desenvolvimento da produção do biodiesel (BRITO, 2008).
18
20
Graduado em Química pela Universidade Federal do Espírito Santo; Graduado em Tecnologia Agronômica
pela Faculdade de Administração Rural de Colatina;Especialista em Administração Rural pela Unversidade
Federal de Viçosa e Professor da Faculdade Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN.
21
Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN.
22
Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venéca-UNIVEN.
19
74
Vendo-se nessa posição, o governo brasileiro vem atuando bastante na implantação de sua
política energética em agroenergia. Entretanto, conforme o Sebrae (2007), de todos os
empreendimentos brasileiros para a produção de biodiesel (construídos, em construção,
usinas-piloto e planejados), não há nenhum no estado do Espírito Santo. Apoiando-se nesta
realidade, este trabalho traz um estudo para determinar qual seria a base de produção
(matéria-prima e método de produção) utilizada por uma usina de biodiesel que fosse
instalada no município de São Mateus, localizado na região norte do estado do Espírito Santo.
Atualmente o biodiesel é produzido pelo método de transesterificação de algum óleo vegetal
ou gordura animal, bem como de óleo e gordura residual, utilizando no processo um álcool e
um catalisador. Partindo para o desafio deste trabalho, o problema que surge é: “Qual é a
cultura com potencial para ser fonte de matéria-prima para a indústria de biodiesel no
município de São Mateus?”. Para isso, foi realizado um estudo processo de produção do
biodiesel pelo método de transesterificação; determinou-se o tipo de álcool com maior
viabilidade técnica para ser usado na reação; e por fim, a oleaginosa com potencial para
atender a indústria de biodiesel no município.
2 METODOLOGIA
2.1 CLASSIFICAÇÃO DA PESQUISA
A pesquisa classifica-se como exploratória, pois Gil (2002) coloca que essas pesquisas visam
a proporcionar maior familiaridade entre o pesquisador e o objeto pesquisado. Ele coloca
ainda que o objetivo dessas pesquisas é aprimorar as idéias do pesquisador de modo a suscitar
nele opiniões sobre o assunto estudado.
2.2 TÉCNICAS PARA COLETA DE DADOS
A técnica utilizada nessa pesquisa foi a pesquisa bibliográfica. Para justificar essa
classificação, usam-se os termos de Gil (2002) que diz que as pesquisas bibliográficas são
desenvolvidas com base em material já publicado. Este autor ainda cita estes materiais como
livros, artigos científicos, publicações periódicas, obras de divulgação, etc.
3 REFERENCIAL TEÓRICO
3.1 DEFINIÇÕES DE BIODIESEL
De acordo com Pighinelli (2007) a Lei nº 11.097, de 13 de setembro de 2005, que introduziu
o biodiesel na matriz energética brasileira define biodiesel como: biocombustível renovável
derivado de biomassa como óleo ou gordura animal e vegetal para uso em motores a
combustão interna com ignição por compressão, ou para geração de outro tipo de energia que
possa substituir parcial ou totalmente os combustíveis de origem fóssil. Quimicamente, a
Sociedade Americana para Testes e Materiais (American Society for Testing and Materials ASTM) (apud PIGHNELLI, 2007, p. 4) define biodiesel como: “ésteres alquílicos de ácidos
carboxílicos de cadeia longa, provenientes de fontes renováveis como óleos vegetais ou
gorduras animais derivadas de lipídio agrícola renovável, como óleos vegetais ou gordura
animal.”
75
3.2 HISTÓRICO DO BIODIESEL
O motor de ignição por compressão interna foi criado por Rudolf Diesel em Augsburg,
Alemanha, e por isso recebeu o nome de motor diesel. Inicialmente, Diesel projetou sua
invenção para funcionar com óleo mineral (petróleo). No entanto, durante uma exposição na
Feira Mundial em Paris, em 1900, a companhia francesa Otto apresentou o funcionamento de
um pequeno motor diesel com óleo de amendoim (vale ressaltar que esse óleo de amendoim
era simplesmente óleo vegetal, e não, biodiesel), e isso representou o início do
desenvolvimento dos combustíveis à base de óleos vegetais (KNOTHE et al, 2006).
Ainda conforme Knothe et al (2006), a utilização do óleo vegetal no motor diesel aconteceu
porque o governo francês, com a intenção de estimular o desenvolvimento das suas colônias
no continente africano, pediu que fosse testado com óleo de amendoim, já que essa planta
podia ser facilmente cultivada naquela região. Assim, a França poderia ser autossuficiente em
energia. A segunda intenção do governo era eliminar os custos relativos às importações de
carvão e combustíveis líquidos. Daí em diante, vários países europeus (os que tinham colônias
na África, principalmente) começaram a prover subsídios às suas colônias para a produção de
óleos vegetais com o intuito de torná-las autossuficientes em geração de energia. Até mesmo
na Segunda Guerra Mundial os óleos vegetais tiveram sua participação, sendo usado como
combustível de emergência. A China, por exemplo, usava óleo de tungue para produzir
gasolina e querosene pelo processo de craqueamento. Os Estados unidos durante a segunda
Guerra, também desenvolveram projetos para usar misturas binárias de óleo vegetal e diesel
de petróleo, já que temiam a falta desse último combustível em meio à guerra.
Conforme está escrito no manual de Biodiesel por Knothe et al (2006), a razão da apropriação
dos óleos vegetais e gorduras animais como combustível diesel está relacionada a duas
propriedades: número de cetano e calor de combustão. O número de cetano determina o
tempo de retardamento da ignição, ou seja, o tempo compreendido entre a injeção do
combustível nos cilindros e a ignição. Dessa forma, em motores a diesel, terá maior qualidade
o combustível que levar menos tempo para se ignitar. Isso é medido pelo número de cetano.
Quanto maior for o número de cetano, menor será o tempo de ignição. No caso dos óleos
vegetais e gorduras animais, o número de cetano é bem parecido com o do petrodiesel. Isso se
dá pela presença de compostos de cadeia longa, linear e não ramificada denominados de
triacilgliceróis (ou triglicerídeos) que, quimicamente, são muito parecidos com aquelas
encontradas no petrodiesel de boa qualidade. A outra propriedade que é responsável pela boa
empregabilidade dos óleos vegetais em motores diesel é o calor de combustão. Esse calor é a
energia liberada durante a queima do combustível, e novamente os triglicerídeos conferem aos
óleos e gorduras capacidade energética muito similar ao do diesel de petróleo. A resposta é,
novamente, pelo fato dos triglicerídeos terem cadeias longas, já que o calor de combustão
aumenta com o comprimento da cadeia.
O que foi mencionado sobre óleo vegetal até agora, subtende-se como óleo e gordura bruta,
ou seja, não transesterificada. O que se sabe quando se usa óleo vegetal bruto como
combustível, é que vários problemas técnicos surgem atrapalhando o funcionamento do
motor. De imediato pode-se dizer que a viscosidade cinemática do óleo vegetal é superior a
do petrodiesel. Um óleo muito viscoso acarreta uma má atomização do combustível na
câmara de combustão do motor. Isso ocasionará formação de depósitos de carvão nas partes
internas do motor, como, por exemplo, nos bicos injetores. Outro problema, segundo estudos
76
feitos no início do século passado, era o baixo valor energético (para a maioria dos óleos) em
comparação com o diesel convencional, embora também tenha sido mostrado o contrário.
Outros estudos nessa época determinaram que quanto maior a acidez do óleo menor era sua
qualidade, e depararam-se então com mais um problema que era a acidez, passando a ter a
necessidade de neutralizar o óleo, o que gerou mais custos (KNOTHE et al, 2006). Não
bastassem esses gargalos técnicos, a disponibilidade e o baixo custo do petróleo devido às
grandes descobertas nessa época fizeram dele a fonte energética dominante, fornecendo o
principal combustível para o motor diesel – o óleo diesel. Com isso, as pesquisas relacionadas
aos combustíveis à base de óleos vegetais foram esquecidas, sendo intensificadas somente em
situações de emergência como as Grandes Guerras Mundiais e as crises da década de 1970,
quando o fornecimento de petróleo foi interrompido (RANESES et al., apud PIGHINELLI,
2007, p. 5).
Existe uma patente belga concedida em 31 de agosto de 1937 ao pesquisador Chavanne que
relata o uso de ésteres etílicos de óleo de palma, além de outras plantas, como combustível.
Esse é o primeiro relato que se tem sobre a transesterificação de óleo vegetal para a produção
de combustível. Já em 1942, outro relatório descreveu o que deve ter sido o primeiro teste
com veículo movido a ésteres de óleo de vegetal, que no caso foi o óleo de palma. Um ônibus,
em 1938, usou esse combustível para fazer uma linha entre Bruxelas e Louvaina, ambas na
Bélgica. Porém, a primeira vez que se usou o termo biodiesel na literatura técnica aconteceu
em 1988 em um trabalho publicado na China (KNOTHE et al, 2006).
Na segunda metade do século passado, aconteceram grandes crises na oferta de petróleo
devido à política de cartel implementada pelos países e exportadores filiados à OPEP
(SCHILLING, 2009). Também, na década 90 é apresentado ao mundo o primeiro relatório do
IPCC (Painel Internacional de Mudanças Climáticas) que foi a primeira iniciativa científica
para mostrar à sociedade mundial sobre as consequências da interação do homem com a
natureza, de acordo com Ribas (2009). É a partir desse estudo, que é revelado o potencial
poluidor dos derivados de petróleo
As crises das décadas de 70 e 80, a preocupação ambiental e o caráter não-renovável do
petróleo representaram um verdadeiro marco na história energética do Planeta, pois o homem
passou a valorizar as energias, posicionando-as em destaque, com relação aos bens de sua
convivência. No mundo todo, muitos esforços foram dedicados à superação da crise, sempre
visando à conservação de energia e ao desenvolvimento de fontes alternativas (PARENTE,
2003).
É nesse cenário propício, que surge, novamente, como uma das alternativas para diminuir a
dependência energética pelo petróleo, a utilização de óleo vegetal como combustível diesel.
Pesquisas foram feitas permitindo a descoberta de processos químicos que melhorasse o
desempenho dos óleos vegetais como combustível, diminuindo a viscosidade, de modo a
permitir o uso deles em motores diesel sem trazer problemas operacionais. De todos, a
transesterificação é a mais usada atualmente
3.3 BIODIESEL NO BRASIL
77
O Brasil tem uma geografia privilegiada com grandes vantagens agronômicas. Situa-se em
uma região tropical, com altas taxas de luminosidade e temperaturas médias anuais.
Associada à disponibilidade hídrica e regularidade de chuvas, é um país com grande potencial
para produção de biodiesel.
O Brasil é o país que possui a maior fronteira de expansão agrícola do mundo. Sua área livre
agricultável é de cerca de 383 milhões de hectares, sendo 91 milhões disponível para
expansão (referentes às novas fronteiras), além de 60 milhões de hectares ocupadas com
pastagens que podem ser convertidas em exploração agrícola a curto prazo (SOUTO, 2006).
O Programa do governo para desenvolvimento do biodiesel visa somente à utilização de terras
inadequadas para o plantio de gêneros alimentícios. Além disso, por ser um país extenso e
abranger diferentes regiões climáticas, possui diversas opções de oleaginosas para produção
de biodiesel, tais como a palma e o babaçu no norte; a soja, o girassol e o amendoim nas
regiões sul, sudeste e centro-oeste, e a mamona, que além de ser a melhor opção do semiárido nordestino, apresenta-se também como alternativa às demais regiões do país (BRITO,
2008).
3.4 MATÉRIAS-PRIMAS PARA A PRODUÇÃO DE BIODIESEL
Segundo Raneses et al. (apud PIGHINELLI, 2007, p. 5) o uso de óleo vegetal como
combustível é possível graças ao seu alto valor calorífico liberado durante sua combustão.
Esse bom desempenho energético é devido às moléculas de lipídios que o constitui. Como
exemplo, Pighinelli cita o valor calorífico bruto do óleo de canola que vale 36,9 MJ/L. Se
compararmos esse valor com o do diesel que vale 38,3 MJ/L, perceberemos que o conteúdo
energético dos óleos orgânicos é muito próximo ao do diesel.
Entretanto, o uso desse óleo in natura traz algumas restrições. Segundo Holanda (2004), é
inviável o uso do óleo vegetal como combustível em motores convencionais devido a alta
viscosidade e baixa volatilidade. Esses dois fatores dificultam a atomização durante a injeção
do óleo na câmara de combustão. A má injeção provoca queima incompleta e isso causará a
formação de coque e grafite nos bicos injetores e nos cilindros. Nessas condições o motor terá
baixo desempenho, menor vida útil, baixa eficiência energética, além de emitir maiores
quantidades de materiais particulados. Para contornar esses problemas, passou-se a processálo, de forma a possibilitar o seu uso puro ou adicionado ao diesel sem a necessidade de fazer
alterações no motor.
O combustível denominado biodiesel tem como matéria-prima básica óleos e gorduras
extraídos de fontes vegetais, animais e residuais. Além disso, é usado na produção de
biodiesel um álcool de cadeia curta principalmente o metanol e o etanol.
3.4.1 ÓLEOS E GORDURAS
Segundo Usberco e Salvador (1995) óleos e gorduras são substâncias elaboradas por
organismos vivos a partir de ácido graxo e glicerol, e são considerados como o grupo de
substâncias mais importante dos lipídios. São constituídos principalmente por ácidos graxos
livres, ésteres de ácidos graxos (triglicerídeos) e fosfatídeos (ou fosfolipídios). (MORETTO et
78
al, apud POUSA, 2007, p. 22). Possuem grande solubilidade em solventes orgânicos e são
insolúveis em água. (FAVARETTO; MERCADANTE, 2001)
A diferença de óleo para gordura está na presença ou não de insaturações (duplas ligações
entre carbonos) na parte ácida. Portanto, será considerado óleo, a substância que apresentar
em sua composição química moléculas de lipídios com predominância de radicais
insaturados. À temperatura ambiente essa substância é líquida.
De modo contrário, será gordura quando uma substância for composta por lipídios com
predominância de radicais saturados (somente ligações simples entre carbonos). À
temperatura ambiente, é sólida (USBERCO; SALVADOR, 1995).
3.4.1.1 ÁCIDOS GRAXOS
Para Usberco e Salvador (1995, p. 374) “ácidos graxos são ácidos carboxílicos com 12 ou
mais carbonos, de cadeia alifática normal, podendo ser saturados ou insaturados.” Ainda
conforme Usberco e Salvador (1995), os ácidos graxos quando em solução aquosa ionizam-se
originando íons H+ ou H3O+; portanto são considerados ácidos de acordo com a definição de
Arrhenius. O hidrogênio ionizável é aquele que pertence ao grupo hidroxila (-OH). Portanto,
são os ácidos graxos os responsáveis pela acidez dos óleos orgânicos, um inconveniente na
produção de biodiesel. A figura 1 mostra um exemplo de ácido carboxílico.
Ainda conforme Moretto et al. (apud Pousa, 2007, p. 20) os ácidos graxos podem ser
encontrados na natureza na forma não associada, sendo chamados de ácidos graxos livres, ou
associados com outros grupos funcionais formando outra classe de compostos químicos,
como os ésteres.
3.4.1.2 ÉSTERES
Ésteres são compostos orgânicos obtidos a partir do ácido carboxílico no qual ocorre a
substituição do hidrogênio do grupo hidroxila (-OH) por um radical orgânico. Normalmente
um éster é formado pela reação de ácido carboxílico e álcool, formando éster e água. Essa
reação é chamada de esterificação (USBERCO; SALVADOR, 1995).
79
Os ésteres são classificados em três grupos: essência de frutas, lipídeos e ceras (USBERCO;
SALVADOR, 1995). Neste trabalho, iremos citar apenas os lipídios, porque eles constituem
matéria-prima para a produção de biodiesel.
Para Usberco e Salvador (1995) lipídeos são ésteres elaborados por organismos vivos a partir
de ácidos graxos e propanotriol (usualmente, glicerina ou glicerol) por meio da reação de
esterificação. A estrutura do lipídeo apresenta três grupos característicos da função éster,
conforme a figura 2, sendo por isso classificado como triéster.
Quando derivados de glicerol, os triésteres são denominados triglicerídeos. Para a formação
de uma molécula de triglicerídeo, é necessária uma molécula de glicerol e três de ácido graxo.
A depender da quantidade de radicais de ácidos graxos, uma molécula de lipídio pode ser
classificada em monoglicerídeo – apenas um radical de ácido graxo está ligado ao glicerol -;
diglicerídeo – com dois radicais de ácido graxo; e triglicerídeo – este com três ácidos graxos
ligando-se a cada carbono da glicerina. Para as moléculas de di/triglicerídeos, os ácidos
graxos podem ser iguais ou diferentes.
Para Bobbio e Bobbio (apud PIGHINELLI, 2007, p. 12) lipídio refere-se a um grupo de
substâncias insolúveis em água e solúveis em solventes orgânicos. Estão divididos em três
grandes grupos: lipídios simples, que são os ésteres de ácidos graxos e álcoois; lipídios
combinados ou mistos, que são os lipídios simples conjugados com moléculas não lipídicas; e
lipídios derivados, que são os produtos da hidrólise lipídica. Em óleos e gorduras são
encontrados, principalmente, acilgliceróis, ésteres de glicerol e ácidos graxos.
3.4.2 FONTES DE ÓLEOS E GORDURAS
Conforme Holanda (2004) óleo e gordura são encontrados tanto nas plantas quanto nos
animais. Também podem ser extraídos de outras fontes como a indústria alimentícia, das
residências e do esgoto. Esses são chamados de óleos e gorduras residuais, porque são
produtos gerados de outro processo, no caso, frituras ou cocção. Ainda segundo esse autor, as
fontes vegetais para extração de óleos podem ser classificadas em temporárias e permanentes.
As temporárias produzem em determinadas épocas do ano, enquanto as permanentes o ano
todo.
Dentre as culturas temporárias, Holanda destaca a soja, o amendoim, o girassol, a mamona e a
canola. A soja é uma leguminosa que tem mais proteína do que óleo. Entretanto, em países
80
como o Brasil, que a usa na indústria alimentícia, já possui uma logística bem desenvolvida
para essa cultura. Isso facilita a adequação desse insumo à indústria de biodiesel; O amendoim
é outra oleaginosa que tem grandes condições para suprir uma parte do mercado de matériaprima do biodiesel por ser uma cultura mecanizada. Além disso, possui um farelo de grande
qualidade para uso como ração animal; O girassol possui boa capacidade oleaginosa, porém é
uma cultura com dimensões de produção bem inferior que as da soja. Como é um produto
com finalidade alimentícia, fica um empecilho em sua comercialização para o biodiesel; Uma
cultura que está com grande destaque entre os especialistas do assunto é a mamona. Ela pode
vir como solução para o desenvolvimento do nordeste, pois é uma planta que resiste bem às
condições lá encontradas. Em perspectiva mundial, a cultura de canola é líder em oferta de
óleo à indústria de biodiesel. Ela é a principal matéria-prima na Europa. Possibilita o manejo
mecanizado, possui boa produtividade e tem um farelo muito bom para o uso animal.
Entre as culturas permanentes citadas por Holanda, estão o babaçu e o dendê. A cultura do
dendê pode ser uma importante fonte de óleo vegetal, pois apresenta a produtividade de mais
de 5.000 kg de óleo por hectare por ano – uma das maiores entre as oleaginosas estudadas
para o biodiesel. O óleo extraído do coco do dendê pode ser obtido da polpa e das amêndoas.
O óleo da polpa, denominado de óleo de dendê, é comercializado internacionalmente com a
designação “palm oil”. O óleo obtido das amêndoas é denominado de óleo de palmiste. Outra
cultura permanente de destaque é a do babaçu. O coco de babaçu possui, em média, 7% de
amêndoas, com 62% de óleo. Assim, o babaçu não pode ser considerado uma espécie
oleaginosa, pois possui somente 4% de óleo. No entanto, a existência de 17 milhões de
hectares de floresta onde predomina a palmeira de babaçu, e a possibilidade de
aproveitamento integral do coco torna possível seu aproveitamento energético (HOLANDA,
2004).
Entre as gorduras animais, destacam-se o sebo bovino, os óleos de peixes, o óleo de mocotó, a
banha de porco, entre outros.
Os óleos e gorduras residuais resultantes de processamento doméstico, comercial e industrial
também podem ser utilizados como matéria-prima. Os óleos de frituras representam grande
potencial de oferta. Um levantamento primário da oferta de óleos residuais de frituras,
suscetíveis de serem coletados, revela um potencial de oferta no País superior a 30 mil
toneladas por ano. Algumas possíveis fontes dos óleos e gorduras residuais são: lanchonetes e
cozinhas industriais, indústrias onde ocorre a fritura de produtos alimentícios, os esgotos
municipais onde a nata sobrenadante é rica em matéria graxa, águas residuais de processos de
indústrias alimentícias (HOLANDA, 2004).
3.4.3 O PINHÃO-MANSO
3.4.3.1 CARACTERÍSTICAS BOTÂNICAS DO PINHÃO-MANSO
O pinhão-manso (Jatropha curcas L.) pertence à família das Euforbiáceas. É um arbusto
grande, de crescimento rápido, cuja altura normal é dois a três metros, mas pode alcançar até
cinco metros em condições especiais. O diâmetro do tronco é de aproximadamente 20 cm;
possui raízes curtas e pouco ramificadas, caule liso, de lenho mole; o fruto é capsular ovóide
com diâmetro de 1,5 a 3,0 cm. É trilocular com uma semente em cada cavidade, formado por
um pericarpo ou casca dura e lenhosa, indeiscente, inicialmente verde, passando a amarelo,
81
castanho e por fim preto, quando atinge o estádio de maturação. Contém de 53 a 62% de
sementes e de 38 a 47% de casca, pesando cada uma de 1,53 a 2,85 g. A semente é
relativamente grande; quando secas medem de 1,5 a 2 cm de comprimento e 1,0 a 1,3 cm de
largura; tegumento rijo, quebradiço, de fratura resinosa. Debaixo do invólucro da semente
existe uma película branca cobrindo a amêndoa; albúmen abundante, branco e oleaginoso. A
semente de pinhão pesa de 0,551 a 0,797 g, e pode ter, dependendo da variedade e dos tratos
culturais, etc, de 33,7% a 45% de casca e de 55% a 66% de amêndoa. Nessas sementes,
segundo a literatura, são encontrados ainda, 7,2% de água, 37,5% de óleo e 55,3% de açúcar,
amido, albuminóides e materiais minerais, sendo 4,8% de cinzas e 4,2% de nitrogênio. Cada
semente contém 27,90 a 37,33% de óleo e na amêndoa se encontra de 5,5 a 7% de umidade e
52,54 a 61,72% de óleo ( ARRUDA et al., 2004).
3.4.3.2 PINHÃO-MANSO COMO ALTERNATIVA PARA O BIODIESEL
O pinhão-manso é uma planta rústica que suporta temperaturas altas, solo seco e de baixa
fertilidade. Pode ser cultivado em consórcio com outras culturas de importância econômica
como o amendoim, algodão entre outras. É uma planta oleaginosa viável para a obtenção do
biodiesel, pois produz, no mínimo, duas toneladas de óleo por hectare/ano, levando de três a
quatro anos para atingir a idade produtiva, que pode se estender por 50 anos. Além de perene
e de fácil cultivo, apresenta boa conservação da semente colhida, possibilitando a extração do
óleo ainda de qualidade mesmo que o beneficiamento aconteça bem depois da colheita. Esta é
uma cultura que pode se desenvolver nas pequenas propriedades, com a mão de obra familiar
disponível, sendo uma fonte de renda para as propriedades rurais da agricultura familiar.
Além disso, como é uma cultura perene, pode ser utilizado na conservação do solo, pois o
cobre com uma camada de matéria seca, reduzindo, dessa forma, a erosão e a perda de água
por evaporação, evitando enxurradas e enriquecendo o solo com matéria orgânica decomposta
(ARRUDA et al., 2004).
Ensaios feitos para comparar o óleo extraído do pinhão-manso e o diesel de petróleo deram
resultados favoráveis ao pinhão. Num motor diesel, para gerar a mesma potência, o consumo
de óleo de pinhão foi 20% maior, além disso, o ruído foi mais suave e a emissão de fumaça,
semelhante. Considerou-se também possível o uso desse óleo não apenas como combustível,
mas também na indústria de tintas e de vernizes. Análises posteriores mostraram que o óleo
de pinhão-manso tem 83,9% do poder calorífico do óleo diesel. Desta forma, se o óleo de
pinhão-manso for usado como substituto do diesel, o consumo será 16,1% maior. A tabela 1
mostra a comparação entre o biodiesel de pinhão e o diesel.
82
Além disso, a torta que resta é um fertilizante rico em nitrogênio, potássio, fósforo e matéria
orgânica. Desintoxicada, a torta pode também ser transformada em ração, como tem sido feito
com a torta de mamona. E as cascas dos pinhões podem ser usadas como carvão vegetal e
matéria-prima na fabricação de papel. Além das vantagens apresentadas, que certamente
colocam o pinhão-manso entre as oleaginosas mais promissoras, as variações de acidez nas
sementes são pouco expressivas, mesmo nos períodos longos de armazenamento (ARRUDA
et al., 2004).
As figuras 3 e 4 mostram a planta e a semente, respectivamente, do pinhão:
83
Conforme a Associação Brasileira de Plantadores e Produtores de Pinhão-Manso, este fruto
quando comparado com outras oleaginosas como o dendê, a mamona e a soja, fica em
vantagem devido a sua produtividade e a simplicidade para plantá-lo e colhê-lo. A tabela 2
mostra essa comparação.
3.4.3.3 CARACTERIZAÇÃO DO BIODIESEL DE PINHÃO-MANSO
Araújo, Moura e Chaves (s.d) fizeram um estudo para caracterizar os biodieseis a partir de
óleo de pinhão-manso nas rotas metílica e etílica. Utilizaram dois processos de degomagem
do óleo, um com água pura e outro com ácido fosfórico adicionado (H3PO4). Na comparação
84
de rendimento também foi utilizado óleo bruto sem degomagem. No final, todos os biodieseis
passaram por processo de determinação das características físico-químicas para serem
aferidas com as especificações exigidas pela ANP. O resultado desse estudo foi a conclusão
de que o biodiesel preparado a partir de óleo de pinhão-manso degomado com ácido fosfórico
obteve maiores rendimento e taxas de conversão. Concluíram ainda que a rota metílica foi
mais eficiente. A seguir, têm-se as tabelas construída por Araújo, Moura e Chaves resultantes
de seus estudos.
Para as tabelas anterior e a seguinte, consideram-se:
BMDA: biodiesel metílico degomado com água;
BEDA: biodiesel etílico degomado com água;
BMDE: biodiesel metílico degomado especial (com ácido fosfórico);
BEDE: biodiesel etílico degomado especial (com ácido fosfórico).
85
3.5 PROCESSO DE PRODUÇÃO DE BIODIESEL
Visto que o principal problema técnico para o uso de óleos vegetais como combustível é a sua
viscosidade, têm-se investigados ultimamente quatro métodos para permitir o seu uso em
motores diesel sem causar problemas operacionais. Esses métodos são os seguintes: diluição
de óleo vegetal com petrodiesel, transesterificação, pirólise e microemulsificação. Vale
ressaltar que é considerado biodiesel somente o óleo vegetal ou animal passado por processo
de transesterificação (KNOTHE et al, 2006).
3.5.1 ESTUDO DA REAÇÃO DE TRANSESTERIFICAÇÃO
A transesterificação, também chamada de alcóolise, é a reação que se dá entre uma molécula
de triglicerídeo e três de álcool, normalmente o metanol ou etanol. Um catalisador é utilizado
para aumentar a velocidade da reação e seu rendimento (MA; HANNA, apud PIGHINELLI,
2007, p. 6). O resultado dessa reação é a formação de três moléculas de monoéster alquílico
de ácido graxo e uma de glicerina ( ou glicerol). A Figura 5 mostra essa reação:
Segundo Knothe et al. (2006), a transesterificação para a produção de biodiesel é uma reação
reversível, embora não ocorra a reação reversa porque o glicerol formado não é solúvel no
biodiesel (monoésteres alquílicos), separando-se em duas fases. Essa reação ocorre em três
etapas consecutivas. Primeiramente, ocorre a quebra do triglicerídeo em diglicerídeo,
liberando, então, o primeiro monoéster. Isso ocorre porque a hidroxila (-OH) de uma molécula
de álcool faz ligação com algum carbono do glicerol ligado (a porção glicerol dos
triglicerídeos) obrigando o desprendimento do ácido graxo que ali estava ligado. Agora, a
molécula de acilglicerídeo está formada com dois radicais de ácido graxo, então, um
diglicerídeo. O ácido graxo desprendido reage com o grupo alquila do álcool (H3C- para o
metanol, ou CH3-CH2- para o etanol) formando um éster. A segunda fase ocorre quando o
diglicerídeo remanescente reage com a segunda molécula de álcool. O processo de reação é o
mesmo do primeiro, mas agora tem a formação de monoglicerídeo e outro éster. Por fim o
monoglicerídeo reage com a última molécula de álcool. A partir do momento que o último
ácido graxo se desprende da molécula de monoglicerídeo dando lugar à última hidroxila, tem-
86
se a formação de glicerina ao mesmo tempo em que se forma o último éster. Em resumo, a
reação de transesterificação ocorre como mostra a figura 6:
Segundo Macedo e Macedo (2004) os álcoois que podem ser utilizados são o metanol, etanol,
propanol, butanol e álcool amílico. Desses, o metanol e o etanol são utilizados com mais
frequência, principalmente pelo custo e pelas suas propriedades físico-químicas - tanto o
metanol quanto o etanol possuem cadeia carbônica pequena, o que lhes conferem maior
rapidez na reação com os triglicerídeos, além de facilitar a dissolução do catalisador.
Há vários processos de transesterificação que vem sendo pesquisadas para a produção de
biodiesel. Essas pesquisas visam obter melhores métodos de fabricação que aumente a
eficiência do processo, solucione problemas, melhore a qualidade do combustível, e o mais
importante: reduza os custos do processo. No momento, os processos de transesterificação
que vem sendo estudados e empregados na indústria são: transesterificação via catálise ácida,
transesterificação via catálise básica, transesterificação via catálise enzimática e
transesterificação utilizando fluido supercríticos. Destes, o processo largamente utlizado
atualmente é a transesterificação por catálise básica (MACEDO; MACEDO, 2004).
Conforme Macedo e Macedo (2004) as bases comumentes empregadas como catalisadores
são hidróxido de sódio, hidróxido de potássio, carbonatos e alcóxidos como metóxido de
sódio e butóxido de sódio. Conforme Moretto et al. (apud POUSA, 2007, p. 16), quando se
produz biodiesel pelo processo de transesterificação com catálise básica, o catalisador, um
hidróxido de sódio, por exemplo, pode reagir com os ácidos graxos livres originando um sal
orgânico denominado sabão. Isso acontece porque o catalisador se desloca espontaneamente
na reação para reagir com os ácidos graxos livres (AGL) em vez de catalisar a reação. Além
de produzir sabão, a reação de transesterificação perde eficiência, diminuindo o processo de
transformação dos triglicerídeos em monoésteres. Portanto, nesse tipo de transesterificação, os
glicerídeos e o álcool devem ser anidridos, pois a presença de água favorece a reação de
hidrólise dos ésteres que irá formar AGL.
Segundo Ribas et al (2009) a transesterificação química empregando catálise alcalina feita em
tempo curto de reação apresenta algumas desvantagens: é requerido tratamento da água
alcalina residual; é necessária a remoção do catalisador; tem altos gastos energéticos; a
recuperação do glicerol é difícil e demorada.
87
3.5.2 OTIMIZANDO O PROCESSO DE TRANSESTERIFICAÇÃO
Segundo estudos de Vicente et al., Antolín et al., Encinar et al. (apud PIGHINELLI, 2007, p.
8) entre outros, embora a reação de transesterificação seja uma reação química simples, são
muitas as variáveis que afetam seu rendimento: razão molar entre triglicerídeo e álcool,
concentração e tipo de catalisador, temperatura de reação, pureza dos reagentes e o tipo de
álcool. Todas essas variáveis citadas acima influenciam no rendimento da reação de
transesterificação porque elas respondem aos efeitos de outra variáveis tais como:
concentração dos reagentes, temperatura e presença de catalisadores, que, segundo Mortimer
e Machado (2006), são as variáveis fundamentais que influenciam na velocidade de qualquer
reação química. Além das variáveis, pode-se notar um alto grau de discrepância dos
resultados mostrados na literatura, pois para cada tipo de óleo e processo de produção há suas
condições ótimas. Portanto, antes de se pensar em produzir biodiesel, deve-se fazer um
planejamento experimental que indique a condição ótima para o processo em desejado.
3.5.3 PROCESSOS POSTERIORES À TRANSESTERIFICAÇÃO
Uma reação de transesterificação nunca se dá por inteiramente completa. Sempre
remanescerão no produto final triglicerídeos, diglicerídeos e álcoois não reagidos (KNOTHE,
et al, 2006). De acordo com Karaosmanoglu (apud HOLANDA, 2004, p. 37), a pureza do
biodiesel deve ser alta e de acordo com as especificações, para que o refino dos produtos
formados (biodiesel e glicerina) não se torne difícil tecnicamente. Isso pode elevar
substancialmente os custos de produção, deixando o biodiesel inviável frente ao diesel de
petróleo. De acordo com a especificação da ANP, o teor de ácidos graxos livres, álcool,
glicerina e água devem ser mínimos de modo que a pureza do biodiesel seja maior que 96,5%
(ANP, 2008). A mistura típica do produto de uma reação de transesterificação contém
monoglicerídeos, diglicerídeos, glicerol, álcool e catalisador, em várias concentrações.
Portanto logo após o término da reação é feita a separação das fases biodiesel e glicerina.
Na separação, o principal objetivo é remover os ésteres dessa mistura a baixo custo e
assegurar um produto de alta pureza. A glicerina pura é vista como um produto secundário da
reação, e a sua comercialização é vista como uma estratégia para tornar o balanço de custo
total da produção de biodiesel mais positiva (HOLANDA, 2004).
Conforme Parente (2003), a fase mais pesada é da glicerina que também contém álcool,
catalisadores, água e outras impurezas. Geralmente a remoção do glicerol da mistura acontece
com rapidez devido à imiscibilidade dele com os ésteres e pode ser separado por decantação
ou centrifugação. Entretanto essa facilidade pode ser prejudicada quando um excesso de
álcool é empregado na reação. A água e o álcool são removidos da glicerina por evaporação e
posterior condensação dos vapores. Para desidratar o álcool é feito uma destilação. As demais
impurezas ficam automaticamente separadas. A fase mais leve – a do biodiesel - também
contém impurezas como diglicerídeos, catalisadores, sabões e álcool, além de pequenas
quantidades de glicerina dispersas como gotículas suspensas ou como uma pequena fração
dissolvida no biodiesel pela ação de cossolvência do álcool. Para a remoção dessas impurezas
utiliza-se a técnica de lavagem aquosa. Entretanto, para se diminuir a quantidade de água
necessária e evitar a formação de emulsões, são feitas a neutralização do catalisador e a
remoção do álcool. O biodiesel passa então por um processo de neutralização com ácido para
neutralizar qualquer catalisador presente na mistura (quando se usa catálise básica). A
acidificação também é útil para quebrar os sabões formados no decorrer da reação.
88
A separação do álcool do biodiesel antes da lavagem aquosa acontece por meio de separação a
vácuo ou um evaporador de filme líquido descendente. Agora, enfim, é feita a lavagem
aquosa que removerá os sais formados durante a reação dos sabões com ácido, bem como
quaisquer resíduos remanescentes do produto final. A água de lavagem possui melhor
eficiência ser for usada água quente. Sua remoção do biodiesel é feito por processo de
evaporação a vácuo. Todo álcool recuperado tanto da glicerina quanto do biodiesel deve ser
passado por um processo de desidratação. Isso porque álcoois possuem tendência de absorver
água. Esta água é removida do álcool via destilação. Para o metanol a remoção da água é
simples. Já para o etanol, o processo fica complicado devido ao fenômeno de azeotropia.
Neste caso, uma peneira molecular deverá ser utilizada para remover a água. Depois de
desidratado, os álcoois podem retornar ao processo (KNOTHE et al., 2006).
3.5.4 PURIFICAÇÃO DA GLICERINA
A fase glicerínica separada por decantação ou centrifugação contém apenas 50% de glicerol.
Junto à glicerina está presente álcool, catalisador e sabão. Conforme Holanda (2004) a
glicerina bruta contendo essas impurezas possui baixo valor de mercado, e se for purificada,
terá um valor de mercado muito mais favorável. A purificação da glicerina se inicia com
adição de ácido para quebrar as moléculas de sabão em AGL e sais. Os AGLs por não serem
solúveis na glicerina flutuam à superfície facilitando a remoção. Os sais precipitam da
solução, que também fica fácil a remoção. Por fim, o álcool é extraído comumente por
evaporação a vácuo. Essa glicerina purificada possui aproximadamente 85% de pureza. Daqui
ela é encaminhada para uma refinaria, onde se consegue obter quase 100% de pureza.
3.6 RESULTADOS E DISCUSSÕES
Segundo o Sebrae e Souto (2006), até o presente momento o Estado do Espírito Santo não
possui nenhuma usina de produção de biodiesel. Um dos motivos desse atraso é o fato do
programa do governo estadual para desenvolvimento dessa indústria ser recente. Isso leva a
crer que os estudos das potencialidades do Estado estão em andamento. Entretanto, já há
estudos prontos para o assunto. Um desses estudos, realizado pelos pesquisadores do Incaper,
concluiu que a cultura do pinhão-manso é apta a se desenvolver no Estado, abrindo assim uma
possibilidade para o desenvolvimento da cultura dessa planta como fonte de matéria-prima
para atender a indústria do biodiesel no Estado do Espírito Santo (ROCHA, et al., 2007). O
Espírito Santo tem também vocação para outras culturas oleaginosas como a mamona e o
girassol. No entanto o pinhão-manso apresenta uma série de vantagens sobre as demais
oleaginosas, confirmando, então, o interesse do governo estadual em desenvolver essa cultura
no estado (ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE PLANTADORES E PRODUTORES DE
PINHÃO MANSO, 2009).
A colheita do pinhão-manso é perene, se estendendo por até seis meses, enquanto que o
girassol e a mamona são colhidos uma vez por ano. O pinhão-manso produz em um hectare
8000 Kg de sementes. Considerando que o percentual de óleo extraído das sementes é de
38%, cada hectare renderá uma produção de 3.040 litros de óleo. Multiplicando esse valor por
50 anos, que é o tempo médio de produção de uma lavoura de pinhão-manso, a produção total
será de 152.000 litros de óleo em apenas um hectare. Já o girassol que produz 1.500
kg/hectares de sementes, terá uma produção anual de 630 litros de óleo, já que seu grão possui
42% dessa substância. A lavoura de girassol só produz uma vez, necessitando de replantio a
89
cada ano, o que encarece sua produção quando comparado ao pinhão que produz por 50 anos
com a mesma lavoura. Analisando a mamona, sua produção é de 1.700 Kg/hectares de
sementes, garantindo uma produção de 833 litros de óleo. O percentual de óleo de suas
sementes é de 49%, bem acima dos 38% do pinhão-manso.
Entretanto sua produtividade de 1.700 kg/hectare não contribui para o montante ser superior
ao do pinhão (ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE PLANTADORES E PRODUTORES DE
PINHÃO MANSO, 2009). A tabela 7 mostra a comparação entre o pinhão-manso, a mamona
e o girassol.
O óleo de pinhão-manso tem ótima qualidade para a produção de biodiesel. Algumas dessas
qualidades foram citadas por Arruda et al., (2004). A energia liberada na queima desse
biodiesel, em MJ/Kg, varia de 39,6 a 41,8, enquanto que o diesel libera de 42,6 a 45,0. Ou
seja, o rendimento energético entre o biodiesel de pinhão-manso e o diesel de petróleo é
praticamente o mesmo. Além disso, o biodiesel de pinhão-manso possui índice de cetano e
ponto de fulgor maiores que do diesel (51,0 e 110°C-240°C, respectivamente).
Analisando o álcool que será usado na reação de transesterificação, no Brasil o etanol é quem
tem maior potencial para atender a indústria de biodiesel. A vantagem dele para o metanol,
que no restante do mundo é o mais utilizado, é a grande indústria desse álcool que está
instalada no Brasil. Isso se deve ao fato de ter havido um programa denominado Proálcool
que desde 1975 vem garantindo o desenvolvimento dessa indústria por aqui. Tanto que o
Brasil hoje é o maior produtor e exportador de etanol do mundo, além de ter o meio de
produção mais eficiente para essa atividade, conseguindo o menor custo de produção entre
todos os países que produz esse álcool (MINISTÉRIO DA AGRICULTURA, PECUÁRIA E
ABASTECI MENTO, 2005).
A grande vantagem brasileira para a ampliação da produção de etanol está na disponibilidade
de terras para a agricultura. De acordo com Souto (2006) o país possui cerca de 91 milhões de
hectares de terras livres para a agricultura que não são usados para a preservação ambiental,
nem para a produção de alimentos. Ou seja, o Brasil possui quantidade de terras suficientes
90
para investir em culturas estratégicas sem avançar sobre áreas preservadas e tampouco
prejudicar a oferta de alimentos.
No Espírito Santo não é diferente. O estado é forte produtor de etanol, com destaque para a
região norte que conta com condições favoráveis. O governo do estado vem atualmente
implementando um plano de desenvolvimento da agricultura capixaba e para o etanol, várias
ações estratégicas estão sendo tomadas de modo a fortalecer ainda mais essa indústria.
Algumas dessas estratégias são:
- Adequar linhas de crédito, com prazos e juros compatíveis, e agilizar as liberações de
recursos, tanto para financiamento da produção como para a expansão industrial e a
modernização da atividade;
- Estabelecer parcerias público-privadas para o desenvolvimento de pesquisas e suporte
tecnológico à expansão da produção, inclusive capacitação e treinamento de mão de obra
especializada;
- Melhorar a infraestrutura portuária para permitir a exportação de etanol com maior
eficiência, entre outras (SECRETARIA DE ESTADO DA AGRICULTURA,
ABASTECIMENTO, AQUICULTURA E PESCA, 2008).
4 CONCLUSÃO
Conclui-se que o pinhão-manso é a oleaginosa com maior potencial para atender a indústria
de biodiesel no município de São Mateus, pois a planta suporta bem o clima seco, o solo
quente e os períodos de estiagem que variam de 4 a 6,5 meses da região onde se encontra o
município. Dentre as plantas oleaginosas que se desenvolvem no Estado do Espírito Santo
como o pinhão-manso, a mamona e o girassol, o pinhão-manso é o que apresenta maior
produtividade, em torno de 152.000 litros de óleo por hectare. Das três oleaginosas, o pinhãomanso é a que possui a maior produtividade por hectare com produção média de 8000 Kg.
Mas o principal fator responsável pela grande produtividade do pinhão-manso frente às outras
oleaginosas é o seu grande ciclo de vida em torno de 50 anos, ou seja, uma única lavoura
dessa cultura produzirá por 50 anos sem a necessidade de replantio, o que elimina os custos de
renovação da cultura, garantindo um grande retorno desse investimento. Portanto, o pinhãomanso mesmo possuindo menor percentual de óleo que seus concorrentes, consegue ser mais
produtivo que a mamona e o girassol devido ao seu grande ciclo de vida e alta produtividade
por hectare. Além disso, O óleo de pinhão-manso tem ótima qualidade para a produção de
biodiesel.
Em relação ao álcool utilizado no processo de transesterificação, o etanol é que tem
vantagens. A razão é óbvia: é o único álcool produzido comercialmente no Brasil.
O Espírito Santo que já tem uma indústria de etanol bem desenvolvida conta com um
programa que visa melhorar ainda mais a logística e as oportunidades desse mercado. A
região norte é a região mais apta para o plantio da cana de açúcar, portanto é a região que
desenvolve essa cultura. Desse modo, São Mateus, que se localiza nessa região, terá para a
sua indústria de biodiesel uma oferta barata de etanol, o que ajudará a baratear os custos de
produção.
91
Sugere-se que seja feito um estudo da viabilidade econômica da produção de pinhão-manso
no município de São Mateus, estudo dos impactos ambientais e sociais que poderão ser
causados pelo desenvolvimento da indústria de biodiesel nesse município. Outra dica
interessante é que se fizesse um estudo para levantar as oportunidades do mercado de
biodiesel dessa região, além da potencialidade do mercado local.
5 REFERÊNCIAS
1 ANP. Resolução nº 7, de 19 de março de 2008. Disponível em:
<http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/resolucoes_anp/2008/mar%C3%A7o/ranp%2072
0-%202008.xml?f=templates$fn=document-frame.htm$3.0$q=$x=$nc=8430>. Acesso em:
25 set. 2009.
2 ARAÚJO, Francisca Diana da Silva.; MOURA, Carla Verônica Rodarte de.; CHAVES,
Mariana Helena. Caracterização do Óleo e Biodiesel de Pinhão-Manso (Jatropha Curcas
L.), Teresina, s.d., artigo acadêmico-Universidade Federal do Piauí, Teresina, s.d. Disponível
em:< http://www.biodiesel.gov.br/docs/congresso2007/producao/13.pdf>. Acesso em: 2 nov.
2009.
3 ARRUDA, Francineuma Ponciano de.; BELTRÃO, Napoleão Esberard de Macêdo.;
ANDRADE, Aberício Pereira de.; PEREIRA, Walter Esfrain.; SOARES, Severino. Revista
brasileira de oleaginosa e fibrosas, Campina Grande, v.8, n.1, jan./abr. 2004. Disponível
m:< http://www.plantibiodiesel.com.br/MANUAIS%20DO%20CD/37%2020CULTURA%20DO%20PINHAO%20MANSO%20ALTERNATIVA%20%20NO%20SE
MI-ARIDO.pdf>. Acesso em: 08 set. 2009.
4 ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE PLANTADORES E PRODUTORES DE PINHÃO
MANSO. Disponível em:< http://www.plantibiodiesel.com.br/>. Acesso em: 15 set. 2009.
5 BRITO, Yariadner Costa. Esterificação e transesterificação em presença de complexos
de titânio e zircônio. Maceó, 2008, dissertação de mestrado – Universidade Federal de
Alagoas, Maceó, 2008. Disponível em:< http// bdtd.bce.unb.br,>. Acesso em: 14 mai 2009.
6 FAVARETTO, Arnaldo.; MERCADANTE, Clarinda. Biologia. Rio de janeiro: Moderna,
2001.
7 GIL, Antonio Carlos. Como elaborar projetos de pesquisa. 4. ed. São Paulo: Atlas, 2002.
8 HOLANDA, Ariosto. Biodiesel e inclusão social. Brasília, s.ed., 2004. Disponível em:<
http://www.camara.gov.br>. Acesso em 14 mai. 2009.
9 KNOTHE, Gerhard et al. Manual de biodiesel. São Paulo: Blücher, 2006.
10 MACEDO, Gabriela Alves.; MACEDO, Juliana Alves. Produção de biodiesel por
transesterificação de óleo vegetais. Revista biotecnologia ciência e desenvolvimento.
Campinas, n. 32, p. 38-46, jan./jun. 2004.
92
11 MINISTÉRIO DA AGRICULTURA, PECUÁRIA E ABASTECI MENTO. Plano
Nacional de Agroenergia 2006-2011. Brasília: 2. ed., 2005. Disponível
em:<http://www.biodiesel.gov.br>. Acesso em: 25 set. 2009.
12 MORTIMER, Eduardo Fleury.; MACHADO, Andréa Horta. Química. São
Paulo:Scipione, 2008.
13 PARENTE, Expedito José de Sá. Biodiesel: uma aventura tecnológica em um país
engraçado. Fortaleza: Universidade Federal do Ceará, 2003.
14 PIGHINELLI, Anna Letícia Montenegro Turtelli. Extração mecânica de óleos de
amendoim e de girassol para produção de biodiesel via catálise básica, Campinas, 2007,
dissertação de mestrado – Universidade Estadual de Campinas, 2007. Disponível em:< http//
libdigi.unicamp.br. Acesso em: 23 mai. 2009.
15 POUSA, Gabriella Pacheco de Abreu Grande. Avaliação de desempenho de óxidos
metálicos em reações de esterificações de ácidos graxos obtidos a partir do óleo de soja
para produção de biodiesel, Brasília, 2007, dissertação de mestrado – Universidade de
Brasília, Brasília, 2007. Disponível em:< http//bdtd.bce.unb.br. Acesso em: 14 jun. 2009.
16 RIBAS, Camila et al. Biodiesel: Aspectos gerais e produção enzimática, Florianópolis,
2009, dissertação de mestrado – Universidade Federal de Santa Catarina, 2009. Disponível
em:
<http://www.enq.ufsc.br/labs/probio/disc_eng_bioq/trabalhos_grad/trabalhos_grad_2009_1/bi
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17 ROCHA, Márcio Adonis Miranda et al. Estudo setorial: Biodiesel. Vitória, 2007.
Disponível em:<http://www.incaper.es.gov.br>. Acesso em: 15 ago. 2009.
18 SCHILLING, Voltaire. As crises do petróleo. 2009. Disponível em: <
http://educaterra.terra.com.br/voltaire/mundo/petroleo3.htm>. Acesso em: 22 ago. 2009.
19 SEBRAE. Cartilha do biodiesel. Brasília, 2007. Disponível em:
<http://www.biodiesel.gov.br/docs/cartilha_sebrae.pdf>. Acesso em: 14 mar. 2009.
20 SECRETARIA DE ESTADO DA AGRICULTURA, ABASTECIMENTO,
AQUICULTURA E PESCA. Plano estratégico de desenvolvimento da agricultura
capixaba: Novo Pedeag 2007-2025. Vitória, 2008. Disponível
em:<http://www.incaper.es.gov.br>. Acesso em: 15 ago. 2009.
21 SOUTO, João José de Nora. Programa Nacional de Produção e Uso de Biodiesel. In:
CONGRESSO DA REDE BRASILEIRA DE TECNOLOGIA DE BIODIESEL, 2., 2006,
Brasília. Disponível em:<
http://www.biodiesel.gov.br/rede_arquivos/rede_publicacoes.htm#II>. Acesso em: 28 ago.
2009.
22 USBERCO, João; SALVADOR, Edgard. Química: química orgânica. São Paulo: Saraiva,
1995.
93
COMPLETAÇÃO DE POÇOS: PROBLEMAS ASSOCIADOS A CIMENTAÇÕES EM
POÇOS COM ELEVADA RAZÃO ENTRE AFASTAMENTO HORIZONTAL E
PROFUNDIDADE VERTICAL
Eliana Lima Miranda23
Felipe Gonçalves de Souza24
Fernando de Souza Vieira25
Maria Claudia Daré26
Rosangela Salvador Biral dos Santos27
RESUMO
O desenvolvimento do presente estudo tem como objetivo mostrar a importância da
completação e cimentação nos poços de petróleo, focando as principais dificuldades
encontradas durante a etapa da cimentação e propondo soluções e medidas a serem adotadas
para a solução dos problemas relacionados a este estudo. Para tanto, foi realizada uma
pesquisa bibliográfica e análise de artigos para melhor e maior definição dos temas abordados
no estudo. Também foi analisado o artigo apresentado na Rio Oil & Gás Expo and
Conference 2006, entitulado “Cimentações em poços com elevada razão entre afastamento
horizontal e profundidade vertical”. No qual foi possível identificar os problemas
relacionados a estes tipos de poços e como contorná-los.
PALAVRAS-CHAVES: Petróleo; Prevenção; Soluções de Problemas.
ABSTRACT
The development of this study aims to show the importance of completion and cementing in
oil wells, focusing on the main difficulties encountered during the stage of cementation and
proposing solutions and measures to be adopted for the solution of problems related to this
study. To this end, we performed a literature search and analysis articles for the better and
larger definition of the issues addressed in the study. We also looked at the paper presented at
Rio Oil & Gas Expo and Conference 2006, entitled "Cementations in wells with high ratio of
horizontal distance and vertical depth." In which it was possible to identify the problems
related to these types of wells and how to circumvent them.
KEY-WORDS: Petroleum; Prevention; Troubleshooting.
1 INTRODUÇÃO
27 Bacharel em Administração pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN e professora da Faculdade
Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN.
94
A operação de perfuração de poços é a segunda fase na busca do petróleo e se dá em locais
previamente determinados por pesquisas geológicas e geofísicas. Ela consiste basicamente na
manobra de uma sonda de perfuração por um técnico altamente especializado, o sondador.
Através desta sonda podem-se alcançar grandes profundidades, inclusive em campos de
lâmina d’água profunda. Junto com a perfuração está a Completação, que é a fase posterior à
perfuração de um poço, onde é necessário deixá-lo em condições de operar de forma segura e
econômica, durante toda a sua vida produtiva. A este conjunto de operações destinadas a
equipar o poço para produzir óleo ou gás (ou ainda injetar fluidos nos reservatórios)
denomina-se Completação.
Considerando que cada reservatório apresenta desafios específicos, é recomendável que uma
avaliação completa e objetiva de opções de equipamentos seja realizada, incluindo análises de
custos, riscos e flexibilidade do sistema, para maximizar as chances de seleção do conceito de
desenvolvimento mais adequado às características do reservatório.
O tipo de completação selecionado, resultará em um processo de otimização que poderá
envolver diversas variáveis, tais como: número de poços e posicionamento dos mesmos,
comprimento e diâmetro dos dutos de produção, meios de instalação, perfil de produção
desejado, necessidade de utilização de meios de elevação artificial, etc.
Com as novas descobertas de reservatórios, a indústria de petróleo se propõe a novos desafios
na busca de técnicas de perfuração. Como conseqüência todas as outras atividades associadas
à perfuração/completação entram nesse rol de avanços tecnológicos.
Diante disso o objetivo deste artigo é mostrar a importância da completação e cimentação nos
poços de petróleo, focando as principais dificuldades encontradas durante a etapa de
cimentação, buscando responder a seguinte questão: Quais os problemas mais freqüentes
associados à cimentação em poços com elevada razão entre afastamento horizontal e
profundidade vertical?
Para atender ao objetivo e problema proposto foi desenvolvida uma pesquisa bibliográfica e
documental, em livros, artigos, revistas, material de internet, entre outros. Como estudo de
área foi analisado um artigo publicado na Rio Oil & Gás Expo and Conference 2006 a
respeito de estudos feitos no campo de Serra, Rio Grande do Norte, onde é realizada a
cimentação em poços com elevada razão entre afastamento horizontal e profundidade vertical.
O estudo realizado demonstrou as possíveis soluções e precauções adotadas para solucionar
os problemas encontrados nestes tipos de poços.
2 REFERENCIAL TEÓRICO
2.1 COMPLETAÇÃO
Segundo Thomas (2001), “completação é a fase posterior à perfuração e tem por objetivo
equipar o poço para produzir óleo e/ou gás, ou ainda injetar fluidos de forma segura durante
toda a sua vida produtiva”.
Segundo Ferreira (2009), “para que haja uma boa completação é necessário observar os
seguintes aspectos: segurança, técnico/operacional e econômico”.
95
Ferreira (2009), diz que no aspecto de segurança, um poço necessita pelo menos de duas
barreiras de segurança simultâneas durante a vida (perfuração, completação e produção). As
duas barreiras de segurança devem ser independentes, isto é, a falha de qualquer componente
pertencente a uma barreira não pode comprometer a outra, salvaguardando o poço contra o
descontrole. A obrigatoriedade, por norma da Petrobrás, de duas barreiras para o controle do
poço, faz com que, a qualquer falha observada em um componente de uma barreira, se
intervenha no poço para o seu reparo ou substituição. Reservatórios atravessados pelo poço e
isolamento entre eles, é considerado na definição das barreiras necessárias para segurança do
poço.
Ferreira (2009) define o aspecto técnico e operacional como a forma de tornar a completação
a mais permanente possível, visando à ampliação da vazão de produção ou injeção, sem que o
reservatório seja danificado e que se tenha uma completação com o mínimo de intervenções
possíveis e mais econômicas.
De maneira geral a completação tem reflexos em toda a vida produtiva do poço e envolve
altos custos. Faz-se necessário então um planejamento criterioso, onde são citados os fatores
de maior importância, conforme Ferreira (2009), que são:
Investimento necessário;
Localização do poço (mar ou terra);
Fluidos produzidos (gás seco, óleo, óleo e água, etc);
Número de zonas produtoras atravessadas pelo poço;
Controle ou exclusão da produção de areia;
Possibilidade de restauração futura do poço;
Tipo de elevação dos fluidos (natural ou artificial);
Necessidade de recuperação secundária.
Após a completação inicial do poço, se faz necessário uma série de operações, denominadas
de manutenção da produção, visando corrigir problemas nos poços, fazendo voltar à vazão ao
nível normal ou operacional.
Conforme Ferreira (2009) a garantia da vida produtiva futura do poço e drenagem adequada
do reservatório, as operações de completação, além do aspecto econômico, devem ser
executadas atendendo alguns requisitos básicos, dentre os quais se destacam os seguintes:
Durante e após a perfuração da zona produtora é imperativo obter o máximo de
informações relativas às características da formação, tipos de fluidos, profundidade e
espessura das zonas de interesse atravessadas;
Para que haja uma comunicação reservatório-poço desobstruída com o melhor
aproveitamento de energia do reservatório na vida útil do poço, as zonas produtoras devem ter
alterado o menos possível sua permeabilidade, ou seja, o dano a formação deve ser
minimizado com a menor invasão de filtrado dos fluidos de perfuração ou completação ou do
filtrado da pasta de cimento;
Manter o diâmetro do poço o mais uniforme possível, principalmente em frente as zonas
produtoras;
Abrir ao fluxo a maior área possível e economicamente viável, das paredes do poço
(revestimento), sem, contudo causar danos ao poço, levando-se em conta os contatos gás/óleo
e óleo/água no reservatório e tendência de avanço destes contatos;
96
Manter isoladas entre si as várias zonas produtoras atravessadas pelo poço;
Ser o mais permanente possível, dependendo das facilidades para intervenções futuras no
poço;
Prover condições para execução racional e econômica de quaisquer trabalhos de
manutenção, restauração ou recompletação futuros;
Permitir o desenvolvimento normal das operações de produção ou injeção de fluidos no
poço minimizando as perdas causadas pelo próprio poço ou equipamento de cabeça de poço
ou internos (diâmetro de revestimento ou de coluna, ou de quaisquer acessórios da coluna –
nipples, mandris, etc);
Poço produtor de gás somente está amortecido se estiver “bebendo”.
2.1.1 TIPOS DE COMPLETAÇÃO
A complementação de poços podem ocorrer de três maneiras diferentes, sendo elas:
2.1.1.1 QUANTO AO POSICIONAMENTO DA CABEÇA DE PRODUÇÃO
Quanto ao posicionamento a completação pode ser feita com dois tipos, sendo eles:
a) Árvore de Natal Convencional que são definidas quando o equipamento de superfície
constituído por um conjunto de válvulas tipo gaveta com acionamento hidráulico, pneumático
e manual), com a finalidade de permitir, de forma controlada, o fluxo de óleo do
poço.(THOMAS, 2001).
b) A Árvore de Natal Molhada que segundo Thomas (2001, p. 160) é um equipamento
instalado no fundo do mar, constituído basicamente por um conjunto de válvulas tipo gaveta,
um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle interligado a um painel localizado na
plataforma de produção.
2.1.1.2 QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO
Quanto ao revestimento de produção, a completação pode ser dividida em:
a) A Poço Aberto
Matta (2007) discute que completação a poço aberto é aquela em que todas as fases
perfuradas que antecedem a zona produtora são revestidas e cimentadas, ficando esta última
totalmente aberta durante a produção.
b) Com Liner Rasgado ou Canhoneado
Para Matta (2007), completação com liner rasgado (figura 2) é introduzido no poço e
posicionado em frente a zona produtora um liner previamente rasgado, ou então o mesmo é
cimentado e canhoneado posteriormente. A completação com liner rasgado é o mais utilizado
atualmente, embora tenha um custo maior, tem a vantagem de permitir a seletividade na
produção ou injeção dos fluidos.
97
c) Com Revestimento Canhoneado.
De acordo com Matta (2007), para que ocorra o revestimento canhoneado, é descido o
revestimento até o final do poço e canhoneado fazendo com que o fluido ali presente chegue
até o interior do revestimento. O canhoneado é realizado por cargas explosivas que irão
perfurar o revestimento e a cimentação com diâmetros e profundidades diferentes em cada
tipo de reservatório.
2.1.1.3 QUANTO AO NÚMERO DE ZONAS
Quanto a este aspecto a completação pode ser simples ou múltipla, sendo definidas por
Thomas (2001) da seguinte forma:
A completação simples permite produzir de modo controlado e independente apenas uma
zona de interesse, onde é descida apenas uma tubulação pelo anular do poço até a zona
produtora, já a completação múltipla, permite produção simultânea de duas ou mais zonas
produtoras, através da descida de duas ou mais colunas de produção. As completações
múltiplas são mais econômicas porque permitem diminuir o número de poços necessários
para produzir um determinado campo. Por outro lado, esse tipo de completação é mais
complexo e mais vulnerável a problemas operacionais, além de dificultar, ou limitar, a
aplicação dos métodos de elevação artificial.
2.1.2 ETAPAS DA COMPLETAÇÃO
Segundo Thomas (2001), as etapas da Completação de um poço envolvem um conjunto de
operações subseqüentes à perfuração, as quais compreende:
a) Instalação dos Equipamentos de Superfície: Basicamente são instalados a cabeça de
produção e o BOP, para permitir acesso ao interior do poço com toda a segurança necessária
para execução das demais fases.
b) Condicionamento do Poço: Nessa etapa deixa-se o interior do revestimento de produção
gabaritado e em condição de receber os equipamentos necessários de produção, também é
feita a substituição de fluido que se encontra no interior do poço por um fluido de
Completação. Para o condicionamento é descida uma coluna com broca e raspador, de modo
a deixar o interior do revestimento de produção gabaritado e em condições de receber os
equipamentos necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento e tampões
mecânicos, por ventura existentes no interior do poço, bem como restos de cimentação.
c) Fluido de Completação: São fluidos utilizados em todas as operações de Completação, com
a finalidade de garantir o controle do poço. Geralmente são soluções salinas e deve apresentar
algumas características, tais como:
Composição compatível com o reservatório e com os fluidos nele contidos, visando evitar
danos à formação e redução da produtividade do poço;
Controlar as pressões de subsuperfície;
Proteger os equipamentos contra a corrosão.
98
d) Avaliação da Qualidade de Cimentação: Após o condicionamento do revestimento de
produção, é necessário avaliar a qualidade da Cimentação, que tem a função de promover a
vedação hidráulica entre os intervalos permeáveis, ou até mesmo dentro de um intervalo,
impedindo a migração por trás do revestimento, bem como propiciar suporte mecânico ao
revestimento (BORCHARDT, 2002).
2.1.2.1 CANHONEIO
Thomas (2001) diz que para que se obtenha acesso a formação e permitir que os fluídos
cheguem ao interior do poço, é necessário perfurar o revestimento com cargas explosivas, que
são projetadas especialmente para essa finalidade. Essas cargas são jatos de alta energia que
atravessam o revestimento, o cimento e podem atingir até um metro dentro da formação, a
esse processo dá-se o nome de canhoneio.
Ainda com o pensamento de Thomas (2001), para se obter bons resultados com o canhoneio é
necessário que se observem alguns aspectos relevantes:
Pressão diferencial e fluido de completação;
Geometria do canhão;
Resistência à compressão;
Anisotropia, espessura do reservatório e intervalo de canhoneio;
Dano da formação;
Análise do canhoneio.
2.1.2.2 INSTALAÇÃO DA COLUNA DE PRODUÇÃO
De acordo com Garcia (1997), a coluna de produção consiste basicamente em tubos
metálicos, onde posteriormente serão instalados os demais equipamentos. Ela é descida pelo
interior do revestimento de produção e possui as seguintes finalidades:
Conduzir os fluídos até a superfície, protegendo o revestimento contra fluidos agressivos;
Permitir a instalação dos equipamentos para a elevação artificial;
Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço, e futuras intervenções.
2.1.2.3 COLOCAÇÃO DO POÇO EM PRODUÇÃO
Após a instalação da coluna de produção deve-se colocar o poço em produção. Caso o poço
tenha condições de produzir sem elevação artificial é necessário fazer a indução da surgência
através de flexitubo, válvulas de gás lift, substituição do fluido por outro mais leve ou
pistoneio.
Por flexitubo – injeta gás no interior da coluna através de um tubo flexível.
Pela válvula de gás lift – o gás é injetado inicialmente no espaço anular e posteriormente
passa para o interior da coluna através de válvulas especiais, de forma controlada.
Por pistoneio – consiste na retirada gradativa do fluido do poço, através de um pistão
descido a cabo.
99
Todos esses mecanismos visam reduzir a coluna hidrostática sobre a formação, permitindo
que os fluidos cheguem até a superfície. Nos dois primeiros através da gaseificação da coluna
(GARCIA, 1997).
3.2 CIMENTAÇÃO
3.2.1 CONCEITO
De acordo com Costa (2004), a cimentação é considerada um dos principais trabalhos
realizados durante as fases de perfuração e completação. Sendo essa bem realizada, não
afetará na produção do poço. Isto porque a cimentação consiste no preenchimento do espaço
anular entre a coluna de produção e as paredes da formação. Esse preenchimento faz com que
a coluna de produção fique interligada com a parede da formação sem espaços entre estas, a
não ser que venha ocorrer alguma falha na cimentação. O material dessa cimentação, que tem
a função de dar estabilidade ao poço, evitar danos ambientais e prejuízos econômicos, é
chamado pasta de cimentação.
3.2.2 TIPOS DE CIMENTAÇÃO
Existem dois tipos de cimentação, sendo a principal aquela definida por primária.
a) Cimentação Primária
Segundo Vicente (1995), a cimentação primária é aquela utilizada para preencher o espaço
entre o revestimento e a parede do poço após a perfuração de cada fase, utilizando uma pasta
de cimento não contaminada com água ou óleo.
b) Cimentação Secundária
De acordo com Vicente (1995), dá-se o nome de cimentação secundária aquela realizada para
abandonar zonas esgotadas e, também, aos procedimentos emergenciais que visam corrigir
falhas ocorridas na cimentação primária a fim permitir a continuidade das operações, assim
como garantir o isolamento eliminando a entrada de água e passagem de gás ou reparar
vazamentos na coluna de revestimento. Este processo pode ser classificado em:
Tampões de Cimento – Consistem no bombeamento para o poço de determinado volume
de pasta, com o objetivo de tamponar um trecho do poço. São usados nos casos de perda de
circulação, abandono definitivo ou temporário do poço, como base para desvios, compressão
de cimento, etc.
Recimentação – É a técnica a ser utilizada quando os perfis sônicos indicam revestimento
livre onde o isolamento hidráulico está sendo exigido. Nos casos onde o perfil não indique
revestimento livre, possivelmente haverá dificuldade de circulação da pasta em longos
trechos. A ausência de cimento em determinados trechos pode ser decorrência de
entupimentos do anular, por carreamento de detritos durante a cimentação primária, gerando
incremento da pressão de circulação e o fraturamento de alguma formação, ou também pode
ser decorrência de sobredeslocamento da pasta.
100
Compressão de Cimento ou Squeeze – Consiste na injeção forçada de pequeno volume
de cimento sob pressão, visando corrigir localmente a cimentação primária, sanar vazamentos
no revestimento ou impedir a produção de zonas que passaram a produzir quantidade
excessiva de água ou gás. Exceto em vazamentos, o revestimento é canhoneado antes da
compressão propriamente dita.
2.2.3 OBJETIVO DAS OPERAÇÕES COM CIMENTO
Segundo Vicente (1995), os objetivos das operações com cimento se dividem em:
a) Correção da Cimentação Primária (CCR)
Cimentações primárias deficientes podem causar intervenções onerosas. A decisão quanto à
necessidade ou não da correção de cimentação primária é uma tarefa de grande importância.
A correção implica em elevados custos, principalmente no caso de poços marítimos, onde o
custo diário de uma sonda é bastante alto.
O prosseguimento das operações, sem o devido isolamento hidráulico entre as formações
permeáveis, segundo Vicente (1995), pode resultar em:
Produção de fluidos indesejáveis devido a proximidade dos contatos óleo/água ou gás/óleo;
Testes de avaliação das formações incorretos;
Prejuízo no controle dos reservatórios (produção, injeção, recuperação secundária);
Operações de estimulação mal sucedidas, com possibilidade inclusive de perda do poço.
Outra possível falha da cimentação primária, que precisa ser corrigida, se refere a falta de
isolamento do topo do liner. Tais falhas são decorrentes das condições adversas encontradas
para a sua cimentação, como anular pequeno e difícil centralização do liner.
Cuidados adicionais devem ser tomados na interpretação da qualidade da cimentação nos
topos de liner, onde a leitura elevada da amplitude do CBL pode ser decorrente justamente da
boa qualidade da cimentação e da presença do revestimento por detrás do liner.
b) Tamponamento de Canhoneados
De acordo com Dias et. al. (2000), a finalidade básica de uma compressão de cimento para o
tamponamento de canhoneados é impedir o fluxo de fluidos através destes canhoneados, entre
a formação e o interior do revestimento ou vice-versa. Os problemas mais comuns que geram
intervenções para tamponamento de canhoneados são aqueles relacionados com a excessiva
produção de água ou gás.
Uma razão água-óleo (RAO) elevada, segundo Dias et. al. (2000), apresenta várias
desvantagens como perda de energia do reservatório, dispêndio de energia em elevação
artificial e custos com tratamento e descarte, além de riscos de degradação ao meio ambiente.
Uma elevada produção de água pode ser conseqüência da elevação do contato óleo/água
devido ao mecanismo de produção (influxo de água), ou injeção de água. Isto pode ser
agravado pela ocorrência de cones ou fingerings, falhas na cimentação primária, furo no
revestimento ou uma operação de estimulação atingindo a zona de água.
101
Uma razão gás-óleo alta pode ter como causa o próprio gás dissolvido no óleo, o gás de uma
capa ou aquele proveniente de outra zona ou reservatório adjacente. Esse último caso pode ser
produto de uma falha de cimentação primária, furo no revestimento ou de uma estimulação
mal concretizada.
A produção excessiva de gás, devido a formação de cone, pode ser contornada
temporariamente completando-se o poço apenas na parte inferior. Um cone de gás é mais
facilmente controlado pela redução da vazão do que o de água. Isto se deve a maior diferença
de densidade entre o óleo e o gás. O fechamento do poço, temporariamente, é também uma
técnica recomendada para a retração do cone de gás ou água.
c) Reparo de Vazamentos no Revestimento
Segundo Dias et. al. (2000), quando o aumento da RAO (Razão Água/Óleo) ou RGO (Razão
Gás/Óleo) não é observado através dos canhoneados abertos para produção, deve-se suspeitar
de dano no revestimento. Perfis de produção, ou pistoneio seletivo, são usados para localizar
ponto de dano no revestimento. Vazamentos no revestimento podem ocorrer devido à
corrosão, colapso da formação, fissuras, desgaste ou falhas nas conexões dos tubos, sendo
necessário identificar a natureza do problema, sua localização e extensão.
Basicamente, em se tratando de pontos localizados ou pequenos intervalos de revestimento
danificados, a técnica utilizada é semelhante à empregada em tamponamentos de pequeno
número de canhoneados. No caso de trechos longos, o tratamento é similar ao de canhoneados
extensos.
d) Combate à Perda de Circulação em Zonas sem Interesse
Pastas de cimento podem ser usadas para estancar perdas apenas quando não há preocupação
com o dano de formação, isto é, em zonas que vão ser isoladas definitivamente (DIAS et. al.,
2000).
3 APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DO ARTIGO - CIMENTAÇÕES EM POÇOS COM
ELEVADA RAZÃO ENTRE AFASTAMENTO HORIZONTAL E PROFUNDIDADE
VERTICAL
A presente análise teve como fundamento o artigo publicado na Rio Oil & Gás and
Conference 2006, baseado em estudos feitos no campo de Serra, no Rio Grande do Norte,
onde os poços apresentam alta relação entre o afastamento horizontal e profundidade vertical.
O campo de Serra é um campo off-shore operado em terra devido a lâmina d’água ser rasa (2
a 3 metros), o que impossibilita a perfuração com plataformas auto-elevatórias, assim como,
impede a navegação de embarcações de apoio. Diante da quantidade de problemas e desafios
encontrados na perfuração e completação desse tipo de poço observou-se a necessidade de
realizar esses estudos. Entre os problemas encontrados é possível citar: remoção e transporte
de sólidos, centralização do revestimento, remoção efetiva do reboco formado pelo fluido de
perfuração, eficiência e compatibilidade de colchões lavadores e espaçadores, assim como a
estabilidade das pastas de cimento e conseqüentemente a distribuição do cimento ao redor do
anular poço-revestimento de forma a obter um bom selo hidráulico no trecho horizontal.
102
Os autores Pedrosa et. al. (2006), dizem no texto que os problemas encontrados em
cimentações de poços com alta inclinação, especialmente os de longo alcance são similares
aos encontrados nos poços verticais, porém são agravados sensivelmente devido à atuação das
forças gravitacionais presentes, que são peculiares à geometria destes poços. Para se obter
sucesso em operações com cimento neste tipo de poço um dos fatores preponderantes começa
nas propriedades do fluido de perfuração utilizado, este fluido deverá ser eficiente na remoção
dos sólidos formados durante a perfuração, minimizando o leito de cascalho formado na parte
inferior do trecho horizontal o que ajudará a manter o poço com uma boa geometria e, por
outro lado, apresentando uma baixa reologia durante o condicionamento, que possibilite ser
bem removido sem desestabilizar o poço.
A qualidade da cimentação também é afetada pela dificuldade de centralizar o revestimento, o
que provoca a redução de espaço entre o anular inferior entre o revestimento e o poço,
formando assim, um lugar propício para a deposição de sólidos e, conseqüentemente, possível
falhas no isolamento da cimentação.
A dificuldade ou impossibilidade de movimentar o revestimento durante a cimentação
também é uma das principais causas de falhas nestas operações, pois esta movimentação é
fundamental para a limpeza do reboco formado pelo fluido de perfuração.
Além dos fatores citados acima, também é necessário que se faça um bom projeto de colchões
lavadores e espaçadores que deverão ser eficientes na limpeza, como também compatíveis
com a lama e a pasta de cimento, evitando que se forme uma emulsão viscosa na interface
entre estes fluidos.
Em relação ao projeto das pastas de cimento, vários aspectos devem ser considerados, porém
o que deverá ser avaliado com mais precisão nestes poços é a estabilidade da pasta, pois caso
ocorra sedimentação, a cimentação ficará comprometida, ocasionando falha no isolamento.
Soluções e precauções adotadas: Com o objetivo de obter sucesso nas operações de
cimentações do campo de Serra-RN, alguns cuidados e procedimentos foram adotados para
tentar se aproximar da condição ideal de isolamento, dentre as medidas adotadas Pedrosa et.
al. (2006) cita as medidas abaixo como as de maior relevância nos campos de Serra-RN.
Condicionamento do fluido de perfuração: O condicionamento adequado do fluido de
perfuração antes da cimentação é um dos fatores críticos para garantir a qualidade da
cimentação. As propriedades reológicas do fluido, como viscosidade plástica, limite de
escoamento e força gel devem ser reduzidas aos menores valores possíveis, sem comprometer
a estabilidade do poço. Nesta etapa o poço deverá estar limpo e com um teor de sólidos baixo
e dentro dos limites aceitáveis. Durante a descida do revestimento são realizadas circulações
intermediárias associadas com a rotação do revestimento par minimizar possíveis depósitos
formados por fluido gelificado.
Centralização do revestimento: centralizar o revestimento no poço é um dos principais
problemas enfrentados em poços horizontais, pois, devido ao seu peso próprio, o revestimento
tende a encostar-se à parte inferior do poço, diminuindo a velocidade do fluido de perfuração
nestes pontos, e consequentemente ocasionando o acúmulo de sólidos nesta região. Para tentar
minimizar os problemas com centralização foram utilizados combinações de tipos de
centralizadores sendo que nas zonas de interesse foram utilizados centralizadores SpiraGlider
e dentro do revestimento anterior foram utilizados centralizadores de baixo drag e torque
103
(roletes). Esses últimos com a finalidade de reduzir o drag durante a descida do revestimento
e o torque caso possa girá-lo. É importante frisar o uso de tubos curtos para melhorar a
centralização em frente às zonas de interesse.
Movimento do revestimento: Este ponto pode ser considerado como uma das medidas
mais importantes para o sucesso destas cimentações, pois a movimentação do revestimento
(rotação) é sempre considerada uma operação crítica em poços de alta inclinação, porém,
utilizar este recurso ajuda tanto na remoção do reboco formado pelo fluido de perfuração,
como também auxilia na remoção de sólidos durante a combinação da circulação do fluido e
rotação do revestimento. Nas cimentações deste campo em especial, o deslocamento da pasta
de cimento foi realizado com o revestimento girando com a utilização de ferramenta tipo
Casing running.
Projeto de colchões lavadores e espaçadores: No projeto dos colchões é considerada a
compatibilidade com os demais fluidos, e também são realizados testes de eficiência de
acordo com o “Procelab”. Estes testes consistem na análise da eficiência dos colchões na
remoção de um filme formado pelo fluido de perfuração. Para estas operações são utilizados
colchões lavadores e espaçadores densificados bombeados em estágios alternados utilizando a
diferença de densidades entre os fluidos para melhorar a limpeza, sempre levando em
consideração o tempo de contato dos colchões com a formação.
Projeto das pastas de cimento: O projeto adequado das pastas de cimento é essencial para
o sucesso da cimentação, em poços horizontais todas as propriedades das pastas devem ser
rigorosamente observadas levando sempre em consideração as pastas de melhor qualidade.
Deve-se observar na pasta estabilidade e nível zero de água livre. A estabilidade é a
propriedade de maior importância no projeto destas pastas para evitar a sedimentação. Sempre
levamos em consideração o limite de escoamento que deverá ser superior a 20 lb/100 ft. O
monitoramento destas propriedades é realizado através de testes de água livre a 45º e testes de
estabilidade através da análise da diferença de densidade entre as porções de um cilindro
vertical onde a pasta é curada. As demais propriedades padrões, tais como, tempo de
espessamento, resistência compressiva e controle de filtrado também são observados com
atenção. Basicamente são utilizadas duas pastas na cimentação do revestimento de produção,
a primeira tem como principal característica a utilização de um aditivo pozolânico que confere
uma excelente resistência compressiva para esta densidade. A pasta principal é caracterizada
pela utilização de um aditivo bloqueador de gás base látex que confere a pasta um eficaz
controle de filtrado.
Simulações computacionais e monitoração em tempo real: Com o desenvolvimento dos
softwares, vem se tornando cada vez mais imprescindível a realização de simulações
computacionais para se tentar antever as possíveis dificuldades que possam existir nas
operações de cimentação. Os simuladores são utilizados na fase inicial do projeto de operação
e também com os dados reais encontrados na locação. Os resultados destas simulações
prevêem as temperaturas de circulação no fundo do poço, analisam o espaçamento entre os
centralizadores para alcançar um determinado standoff, estimam as pressões de superfície,
regimes de fluxo, densidades equivalentes de circulação ao longo do poço como todos os
demais parâmetros relevantes à operação. Durante estas simulações os softwares foram
calibrados através de dados reais obtidos pelos sensores descidos no poço, entre eles,
podemos destacar o PWD que mede o ECD real no poço. Outro ponto importante é o fato
destes simuladores trabalharem recebendo dados em tempo real durante a cimentação,
agilizando o processo decisório, pois durante a operação recebemos os dados de ECD e
104
podemos aperfeiçoar as vazões durante o bombeio.
Equipamentos e acessórios: Após todos os passos e cuidados tomados na fase de projeto
e planejamento da operação, é necessário que a execução da cimentação seja realizada
conforme foi projetada, ou seja, que os colchões e pastas de cimento sejam misturados no
campo de forma a reproduzir os parâmetros alcançados no laboratório. De forma a assegurar a
qualidade dos fluidos bombeados ao poço, foi optado pela utilização de batch-mixers para o
preparo das pastas e colchões, garantindo assim uma perfeita homogeneização e controle da
densidade dos fluidos. Outro ponto importante sempre observado nestas operações é a
utilização de plugs de fundo e topo para ajudar na limpeza dentro do revestimento e também
minimizar os efeitos de contaminação entre fluido de perfuração, colchões, pastas de cimento
e fluido de deslocamento.
Segundo Pedrosa et. al. (2006), após os estudos realizados foi possível chegar às seguintes
conclusões:
Cimentações em poços horizontais e de alta inclinação apresentam alguns fatores
complicadores que necessitam uma atenção especial durante as fases de projeto e execução
para se obter sucesso no resultado final do trabalho.
Em poços com trechos horizontais de longa extensão é necessário otimizar ao máximo os
parâmetros reológicos do fluido de perfuração através de um bom condicionamento, assim
como os parâmetros das pastas de cimento, pois as perdas de carga tem maior influência do
que a pressão hidrostática no aumento do ECD.
O desempenho dos colchões lavadores e espaçadores são fundamentais para ajudar na
limpeza do reboco formado pelo fluido de perfuração, sendo necessária a realização de testes
de laboratório para avaliar a eficiência destes fluidos.
As pastas de cimento devem apresentar excelente estabilidade e zero água livre, para
minimizar os efeitos de sedimentação, que são agravados em poços horizontais.
Os simuladores e a monitoração em tempo real são ferramentas de suma importância para
o projeto prévio da operação, análises de campo e análises pós-operacionais.
4 CONCLUSÃO
A atividade de petróleo seja ela de exploração, prospecção, produção, refino entre outras,
requer altos investimentos. Para que todo esse investimento não seja perdido, faz-se
necessário um estudo minucioso de todas as etapas envolvidas na atividade de petróleo. Uma
das atividades mais importantes é exatamente a completação dos poços de petróleo, onde se
deve atentar para a cimentação feita.
O trabalho apresentado teve como objetivo a importância de uma boa completação de poços,
buscando a eficácia na cimentação em poços com elevada razão entre o afastamento
horizontal e profundidade vertical, descobrindo assim meios adequados para a realização da
mesma.
105
A realização dessas atividades vem nos mostrar que, para se obter sucesso em um poço, é
preciso realizar de forma eficiente todas as operações a ele destinadas. Cada fase precisa ser
realizada com precisão, pois irá influenciar em toda sua vida produtiva. Com esta base é
possível verificar que a atividade de completação envolve altos custos, sendo necessário,
observar alguns aspectos e fazer um planejamento criterioso como: investimento necessário,
localização do poço (mar ou terra), tipo de poço (pioneiro, extensão, desenvolvimento),
finalidade (produção, injeção, monitoramento de reservatório), fluidos produzidos (gás seco,
óleo, óleo e água, etc), volumes e vazões de produção esperados, número de zonas produtoras
atravessadas pelo poço, possível mecanismo de produção do reservatório, dentre outros.
Cabe ressaltar que para se obter sucesso na cimentação são considerados diversos fatores que
influenciam desde a escolha da pasta, a qualidade da mesma e sua respectiva resistência.
Com base em nossas pesquisas bibliográficas e estudo de caso, foi possível constatar que os
problemas encontrados em campos com elevada razão entre afastamento horizontal e
profundidade vertical, são similares aos encontrados em poços verticais, porém com
diferentes agravantes. Os problemas encontrados na região de Serra/RN foram os seguintes:
dificuldade na remoção e transporte de sólidos, centralização do revestimento, remoção
efetiva do reboco formado pelo fluido de perfuração, eficiência e compatibilidade de colchões
lavadores e espaçadores, assim como a estabilidade das pastas de cimento e
conseqüentemente a distribuição do cimento ao redor do anular poço-revestimento de forma a
obter um bom selo hidráulico no trecho horizontal. Porém, tanto os problemas quanto as
possíveis soluções dependerão das características de cada campo.
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Edição 02 Revista Universo do Petróleo e Gás Janeiro a Junho de

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