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Petrobras enterra carbono tirado de poço do pré-sal

Está previsto para começar em agosto, no poço Lula (ex-Tupi), na bacia de Santos, uma experiência pioneira no mundo, a captura e armazenamento de carbono (CCS, na sigla em inglês) em águas profundas.

Trata-se de uma maneira de absorver grandes quantidades de gás carbônico (CO2) contidas no petróleo do pré-sal para impedir que esse gás poluente alcance a atmosfera e contribua para o aquecimento global.

Experiências semelhantes são realizadas em vários países e, no Brasil, a Petrobras já guarda há bastante tempo CO2 no subsolo do Recôncavo Baiano.

"Mas não se tem no mundo projeto de injeção de CO2 offshore a 300 quilômetros da costa e a uma profundidade de 2.200 metros", diz Alberto Sampaio de Almeida, assistente da área de exploração e produção da Petrobras no pré-sal.

Almeida conta que a tecnologia para extração de gás em projetos de CCS em terra evoluíram com rapidez depois que a preocupação com o aumento de gases do efeito estufa na atmosfera tornou-se um problema mundial.

A termelétrica de Boundary, na província canadense de Saskatchewan, por exemplo, revende os gases capturados para serem usados na extração de restos de petróleo em poços maduros e na indústria química. No mar, a companhia petrolífera Statoil retira CO2 do gás natural extraído da costa da Noruega para reinjetá-lo em um aquífero de sal sob o reservatório.

Condições adversas

Projeto semelhante será adotado pela Petrobras, mas em condições bem mais adversas de profundidade e pressão. Em primeiro lugar, a empresa constatou que o teor de carbono do petróleo do pré-sal da Bacia de Santos é bem maior do que o registrado em outros locais. Em Campos, por exemplo, para cada metro cúbico de óleo extraído, há liberação de 150 m³ de CO2; enquanto em Santos, a proporção pode ser de 230 a 250 m³ para cada metro cúbico de óleo, uma proporção que chega a ser 20% maior.

"Tivemos que encontrar uma forma de produzir nesse campo com essa premissa, ou seja, para impedir que todo esse gás chegue à atmosfera", explica Sampaio.

Entre outras coisas, a Petrobras teve que construir a planta de captura e separação de CO2 na plataforma de Mexilhão em vez de encaminhar o material altamente corrosivo até a costa para ser separado, com ocorre em outros países. Para isso, foi necessário dimensionar a instalação de modo a suportar o espaço e o peso extra, o que evidentemente aumentou os custos de exploração. Outro desafio foi o método de extração do carbono por meio de membranas que funcionam como filtros, até chegar à concentração necessária para ocupar menos de 1% do espaço que o gás ocuparia em estado normal, para depois ser armazenado.

Novos testes

Atualmente, a Petrobras concluiu as instalações para transporte e processamento de gás natural e CO2 em Mexilhão, e de lá o gás misturado é levado por dutos até Caraguatatuba (SP). Mas ainda falta completar o transporte do CO2 novamente para o reservatório marinho, onde ele é usado para "empurrar" o petróleo para a superfície. O desafio para a construção dessas tubulações está na possível formação de compostos corrosivos que poderiam danificar o material, o que exigiu a utilização de metais mais resistentes do que normalmente são usados em poços.

A Petrobras deve testar três poços injetores - o primeiro para receber gás com CO2, o segundo apenas água e o terceiro água misturada com CO2, que, segundo Almeida, provavelmente será a melhor opção.

"O carbono com água funciona quase como um solvente em rochas carbonadas, tendo um efeito benéfico que aumenta o fator de recuperação do óleo", diz Almeida, referindo-se à relação entre o óleo existente no reservatório e o que é possível extrair comercialmente. O que significa que, além de diminuir os danos provocados pela emissão de CO2 na atmosfera, a adoção do CCS pode tornar mais eficiente a extração.

O problema, tanto para a Petrobras como as empresas que extraem petróleo em outros locais em que variações dessa tecnologia está sendo usada, ainda é o custo. A empresa se recusa a divulgar o investimento já feito no processo, por se tratar de uma tecnologia experimental, mas relatório do governo da Noruega que investe no desenvolvimento do CCS há mais de dez anos, estima que pode representar um acréscimo de 20% a 30% no custo da exploração do petróleo.

Estudo realizado pelo governo americano chegou a uma conclusão semelhante e defende a criação de uma taxa sobre as emissões de CO2 para financiar o desenvolvimento da tecnologia.

Fonte: http://www.agsolve.com.br

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