Especialistas reunidos durante dois dias em evento organizado pelo IEE e RCGI discutiram viabilidade econômica, regulamentação e tecnologias de CCS.

Diversas tecnologias para armazenamento de carbono foram apresentadas durante o workshop sobre Tecnologias de Captura, Estocagem e Utilização de CO2 em Diferentes Formações, que aconteceu nos dias 16 e 17 de novembro no Instituto de Energia e Ambiente da USP (IEE/USP). Organizado pelo IEE e pelo Fapesp Shell Research Centre for Gas Innovation (RCGI), o evento contou com palestrantes do IEE, da Escola Politécnica da USP, da Unicamp, do Instituto de Física da USP e da Universidade Fernando Pessoa (UFP), em Portugal. No primeiro dia, falaram dez palestrantes. O segundo foi ocupado por um minicurso dado pela professora da UFP, Cristina Rodrigues.

O evento começou com uma rápida apresentação dos 15 novos projetos de abatimento de CO2 do RCGI, pelo professor Kazuo Nishimoto, que focou o projeto 34, sobre a construção de cavernas de sal – ao qual de alguma maneira todos os outros se relacionam – e por Felipe Rugegre, que deu uma visão geral dos projetos 30 a 45.

Em seguida, o professor Edmilson Moutinho falou sobre Políticas e perspectivas econômicas de Carbon Capture, Storage and Utilization (CCUS). Ele enfatizou que, a despeito do grande número de publicações surgidas sobre o tema nos últimos anos, ainda persistem dúvidas quanto à categorização e identificação de tecnologias, aplicações, avaliação do potencial de captura, avaliação dos custos, entre outros temas centrais. Segundo ele, os riscos são muito importantes para a tomada de decisão. “Os investidores podem favorecer uma opção com custos mais elevados, se sentirem que ela implica em menos riscos.”

Moutinho elencou diversos motivos para o apoio a iniciativas de CCS no Brasil, entre eles enormes pressões a curto e médio prazo, provenientes do pré-sal. “Evitar a queima é uma necessidade estratégica para um pré-sal sustentável. Quanto às reinjeções, é bom lembrar que reinjeções de hoje se tornarão produção crescente de CO2 amanhã.” Entre as dificuldades, ele menciona que o governo brasileiro ainda levará muito tempo para se comprometer com a CCS, e que ainda vai demorar anos para convencer o tesouro a patrocinar projetos demonstrativos. “Na verdade, estamos presos no debate histórico que opõe um petróleo e um gás mais limpos ao uso de mais energias renováveis, e esse debate remonta à década de 1990.”

O professor Gabriel Costa Lima, da Unicamp, chamou a atenção para a discrepância entre os custos mínimos e máximos para captura, estocagem e recompressão do CO2. “Captura e armazenamento são atividades distintas com custos distintos. Lá atrás, em 2004, a CCS ainda representava um risco de significativos 30% para o investidor. As diferenças entre os valores mínimos e máximos de cada etapa do processo eram enormes, um motivo a mais para a insegurança de quem queria se lançar à empreitada. Hoje, isso deve ter mudado um pouco. Mas o que não muda nem mudará é o seguinte: a decisão final é sempre econômica. Se for economicamente viável fazer CCS, então vai funcionar. Se não for, não vai”, resumiu.

Folhelho e cavernas de sal – As perspectivas para armazenamento de carbono em reservatórios de petróleo não convencionais “onshore” e em bacias sedimentares “offshore” estiveram entre os temas abordados no evento. O assunto é objeto do projeto nº 36 do RCGI, que deve estudar essas possibilidades no Sudeste do Brasil. “O objetivo é avaliar a viabilidade geológica de implementar tecnologias para armazenamento de carbono nesses reservatórios e desenvolver um modelo multiescala para armazenamento de CO2 nos folhelhos da Bacia do Paraná, combinado com a estimulação simultânea para produção de gás não convencional”, resumiu o professor Colombo Tassinari, coordenador do projeto e pesquisador do IEE. “Mas tudo será feito por modelagem, pois, legalmente, não podemos testar in loco, em um reservatório real.”

Outra possibilidade de armazenamento são as cavernas de sal em águas profundas. O engenheiro Pedro Maia da Costa, em sua apresentação, lembrou que diversos líquidos e substâncias são injetados em depósitos geológicos no mundo todo. “A tecnologia para cavernas de sal já foi desenvolvida e aplicada para armazenamento subterrâneo de petróleo, gás natural e ar comprimido. O maior estoque de óleo e gás dos EUA está em uma caverna de sal, de altura maior que a torre Eiffel. Também já há manuais de boas práticas para a construção e o monitoramento dessas cavernas.”

Segundo ele, no caso do CO2, no que se refere à estabilidade da caverna, a grande questão seria o aumento de pressão após o abandono da caverna. “Isso porque, com o tempo, a caverna salina vai deformando e reduzindo de volume. Uma caverna cheia de CO2 em estado supercrítico irá se fechando, reduzindo o seu volume, até que a pressão no interior equalize o stress externo no leito de sal.”

Maia afirmou, ainda, que não é qualquer rocha que pode ser usada para armazenamento e que a construção é lenta e custosa. “Mas, levando-se em conta a realidade do pré-sal, a construção de cavernas seria viável. Há, no litoral do Espírito Santo, um local perfeito para estocagem de carbono em cavernas de sal.”

Carvão – Já a geóloga Cristina Rodrigues, professora da Universidade Fernando Pessoa convidada para o evento, falou sobre a estocagem de CO2 em camadas de carvão. Segundo ela, a injeção de CO2 pode melhorar a produção de metano a partir do carvão. Ela começou diferenciando reservatórios convencionais (aquíferos salinos profundos e reservatórios de óleo e gás exauridos) de não convencionais (camadas de carvão e reservas de shale gas) e afirmou que a performance de circulação e armazenamento varia entre eles. Isso porque a performance do reservatório depende de dois componentes: o estático e o dinâmico.

“Em reservatórios convencionais os fluidos estão dispersos homogeneamente nas estruturas dos poros, dependendo de suas concentrações. E esses fluidos circulam em uma direção específica, que depende da pressão gradiente e de sua viscosidade”, explicou. “Já nos reservatórios não convencionais, os fluidos estão heterogeneamente dispersos nas estruturas dos poros. As moléculas dos fluidos se agarram às paredes dos poros devido a uma alta afinidade com a estrutura orgânica do reservatório. Nestes casos, o fluxo do fluido depende da pressão gradiente dos diferentes componentes presentes em sua mistura e de suas interações com a estrutura orgânica do reservatório, bem como dos efeitos da propriedade orgânica de encolhimento e inchaço dos poros.”

Cristina demonstrou como a injeção de CO2 no carvão pode ser usada também para recuperar metano de uma camada de carvão. “Isso é feito em três etapas: primeiro captura-se CO2 de uma fonte de gás, depois ele é comprimido e então injetado no carvão para recuperação de metano, ou armazenamento.” Em uma das palestras anteriores, sobre o uso de CO2 para melhorar a recuperação de petróleo em poços petrolíferos, o físico James de Almeida aventou possibilidade semelhante. “O CO2 é o melhor candidato a reinjeção em poços de petróleo para ajudar a recuperar esse óleo que está preso. Seria o caso de saber se poderia ficar lá, estocado.”

Para Cristina, o carvão é a forma mais eficiente de manter o CO2 guardado por tempo geológico significativo. “A melhor solução em termos de segurança é o carvão. A ligação entre o CO2 e a estrutura orgânica é excelente. É o processo de adsorção que faz com que o CO2 fique colado à estrutura do carvão, fisicamante preso a ele, desde que se mantenha pressão sufuciente.”