Por Paulo Cesar Ribeiro Lima | Via Editora Brasil Energia

No pré-sal, ao contrário de outras províncias petrolíferas, felizmente o CO₂ está disponível, comenta o consultor da Câmara dos Deputados Paulo Cesar Ribeiro Lima.

O dióxido de carbono – CO2 tem sido apresentado como contaminante e como um grande problema na província petrolífera do pré-sal. No entanto, o CO2 não deve ser visto como um contaminante; ele deve ser visto como “solução”. Na verdade, a injeção de CO2 é o principal mecanismo de recuperação terciária do mundo. Normalmente, o CO2 é injetado em campos de petróleo já desenvolvidos e que tiveram a injeção de água como método de recuperação secundária.

Atualmente, a maior parte do CO2 utilizado na recuperação avançada de petróleo é proveniente de domos naturais de CO2. O CO2 também pode ser capturado de plantas de geração de energia e de unidades industriais, como por exemplo, unidades de produção de fertilizantes, de etanol, de cimento, de aço etc. Essa captura, pelas tecnologias convencionais, exigem caros e complexos sistemas, grandes consumidores de energia. Uma vez capturado, o CO2 tem que quer comprimido e transportado para os campos de petróleo, o que também envolve grandes custos.

A injeção de água, na recuperação secundária, deixa de 50% a 70% do petróleo no reservatório, já que a maior parte do petróleo é “bypassada“ pela água. Na recuperação terciária, o CO2 é o principal fluido utilizado. Ele “reage” com o petróleo e modifica suas características. A injeção de CO2 chega a remover 15% do petróleo in place original.

As reservas de petróleo da província do pré-sal representam as maiores descobertas na indústria do petróleo das últimas décadas. Nessa província, os percentuais de CO2 no gás produzido são elevados, conforme mostrado a seguir:

−    Lula:  10% – 20%;

−    Sapinhoá: 15% – 20%;

−    Búzios: 22% – 25%;

−    Libra: 45%; e

−    Júpiter: 79%.

Também muito altas são as Razões Gás-Óleo – RGO nas acumulações do pré-sal. No caso de Libra, a RGO é superior a 400 Nm3/m3; no campo de Lula a RGO é superior a 200 Nm3/m3. Isso implica uma grande produção de gás nos campos do pré-sal. São muito altos, ainda, os Fatores Volume de Formação do Óleo – Bo, que chegam a ultrapassar 1,5 stb/Rb. Dessa forma, são necessárias altas vazões de água de injeção nos reservatórios.

No pré-sal, tem sido utilizada a técnica de injeção alternada de água e gás – WAG (Water Alternating Gas). No entanto, além do CO2, está sendo injetado o gás natural junto com o CO2. No mês de novembro de 2015, os poços da Bacia de Santos produziram 33,4 milhões de normais MMNm3/dia. Desse total produzido, 2,4 MMNm3/dia foram consumidos e 19,8 MMNm3/dia foram reinjetados. Foram transportados para terra apenas 10,3 MMNm3/dia.  Assim, um importante energético, que poderia substituir com vantagens o óleo combustível, o óleo diesel e a gasolina, não está sendo disponibilizado para a sociedade brasileira. Ao contrário do gás natural, os combustíveis líquidos podem ser facilmente exportados ou podem deixar de ser importados.

No caso de Libra, a situação é ainda pior. Segundo o Gerente-Geral da Unidade de Operações de Exploração e Produção da Bacia de Santos, a Petrobras ainda carece de uma solução para monetizar as grandes reservas de gás natural de Libra, conforme a matériaSeparar ou reinjetar, eis a questão, da Brasil Energia Petróleo de novembro de 2015 .  Ele disse: “Vamos reinjetar até desenvolvermos uma solução”. Essa reinjeção vai envolver altíssimas vazões de gás e altíssimas pressões, da ordem de 550 bar. São altíssimos os custos de capital e os custos operacionais da reinjeção total, principalmente pelo alto consumo de energia.

Na província do pré-sal, a “solução” para o “problema” já está disponível: grande capacidade das bombas de injeção de água, linhas de injeção com revestimento interno de aço inoxidável, poços de injeção adequados a ambientes corrosivos e alta capacidade de compressão do gás produzido. Como as bombas e os compressores já estão disponíveis, basta, então, misturar o gás produzido com a água de injeção, de modo a dissolver o CO2 na água a ser injetada. Os gases não dissolvidos devem apenas ser desidratados antes do transporte para terra. Essa é a solução proposta, conforme pedido de patente protocolado, em novembro de 2015, no Instituto Nacional de Propriedade Industrial – INPI. Esse pedido está disponível para comercialização.

Na técnica WAG em uso no pré-sal, antes de o CO2 presente no gás de injeção entrar em contato com o petróleo no reservatório, ele acaba sendo dissolvido na água dentro do reservatório. A frente de água forma, de fato, uma barreira para esse contato. A dissolução do CO2 na água, dentro do reservatório, faz com que os gases injetados não dissolvidos tenham que ser contidos, de modo a evitar a sua irrupção nos poços produtores. Uma alternativa mais eficiente é a injeção de água com CO2 dissolvido, conforme proposto.

A injeção de água com CO2 dissolvido apresenta uma série de vantagens. É como se ocorressem simultaneamente as recuperações secundária e terciária do petróleo. Além disso, essa injeção permite o contato imediato do CO2 com o petróleo no reservatório, o que não ocorre na técnica WAG em uso no pré-sal. O petróleo no reservatório, ao entrar em contato com a água com CO2 dissolvido, adsorve facilmente grande parte do CO2, pois a solubilidade do CO2 no petróleo é maior que na água. Sendo o CO2 dissolvido no petróleo, ocorre uma diminuição da viscosidade e o inchamento do óleo, além de haver uma redução da tensão interfacial. Dessa forma, maior será o fator de recuperação dos gigantescos campos do pré-sal.

Mostra-se, a seguir, a aplicação da patente proposta ao campo de Búzios. São admitidas as seguintes características para esse campo:

−    teor de CO2: 24% em volume no gás produzido;

−    RGO: 200 Nm3/m3;

−    Fator Volume de Formação – Bo: 1,5 stb/Rb.

Assim sendo, para cada metro cúbico de petróleo produzido serão produzidos 200 Nm3 de gás, sendo 48 metros cúbicos de CO2, e deve ser injetado 1,5 metro cúbico de água. A uma pressão de 150 bar e a uma temperatura de 25^oC, esse volume de água é capaz de dissolver 48,5 metros cúbicos de CO2. Dessa forma, se a água de injeção for misturada com os gases produzidos em Búzios, todo o CO2 poderá ser dissolvido na água a ser injetada. Os gases não dissolvidos na água de injeção podem simplesmente passar por um processo de desidratação, antes de serem transportados para unidades de tratamento de gás natural em terra.

Em suma, a presença do CO2 no pré-sal pode ser tratada praticamente sem custos adicionais e com aumento do fator de recuperação das gigantescas reservas dessa província. No pré-sal, ao contrário de outras províncias petrolíferas, felizmente o CO2 está disponível. O CO2 não é problema; é solução!

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Funcionário da Petrobras por 17 anos, Paulo Cesar Ribeiro Lima é consultor legislativo da Câmara dos Deputados desde 2002.