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

Eliene Maria Gava Ferrão

Coordenador Financeiro

Fernando Bom Costalonga

Coordenadores de Curso

Ciências Contábeis / Petróleo e Gás

Alcione Cabaline Gotardo

Administração de Empresas/ Administração com linha de Pesquisa em Análise de Sistemas

Jaqueline Guimarães

Pedagogia / Letras

Seliane Pezzim Livio

Direito

Fernanda Mauri

Serviço Social

Jacqueline Kelly Cunha

Bibliotecária

Alexandra Barbosa Oliveira

Presidente da Comissão Editorial

Eliene Maria Gava Ferrão

Comissão Editorial

Eliene Maria Gava Ferrão

Kessya Pinitente Fabiano Costalonga

Viviane Dias de Carvalho Pontes

Endereço para correspondência

Biblioteca Pe. Carlos Furbetta

Rua Jacobina, 165 – Bairro São Francisco

29830-000 – Nova Venécia – ES

e-mail: alexandrao@univen.edu.br

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

A R T I G O S

Tratamento de Emulsões de água em óleo no Processamento Primário do Petróleo.. Alex Xavier dos Santos

Angela Maria Bissoli da Silva

Gabriel Vaccari

Wesley Nogueira da Silva

05

Etanol: Impactos do Avanço do Plantio de Cana de Açúcar sobre a Produção de

Alimentos no Brasil ............................................................................................................ Anderson Vieira

Cilas Vieira Lagoeiro Gabriel

Edson Lucchi Fabres

Gean Breda Queiros

24

Importância da Utilização das Brocas Tricônicas e PDC (Polycrystalline Diamont

Compact): UM ESTUDO DE CASO................................................................................. Auliece Bravim

Darlinaldo Bozzetti

Gean Breda Queiros

Vitor Fiorim

Waniton Carrasco

37

A Contribuição do Espírito Santo na Produção de Gás Natural para a Matriz

Energética do Brasil........................................................................................................... Carlos Henrique Soares de Oliveira

José Olegário Rodrigues

Lucio Carlos Freitas Fernandes

Maria das Graças Santana Fernandes

Washington Luiz Vasconcelos

47

Matéria-Prima para a Produção de Biodiesel em São Mateus..................................... David Simão Araújo

Layla Aksacki

Rogério Danieletto Teixeira

Solivan Altoé

Thiago Olioze

73

Completação de Poços: Problemas Associados a Cimentações em Poços com Elevada

Razão entre Afastamento Horizontal e Profundidade Vertical............................................ Eliana Lima Miranda

Felipe Gonçalves de Souza

Fernando de Souza Vieira

Maria Claudia Daré

Rosangela Salvador Biral dos Santos

93

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.

2 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. 3 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN.

4 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN.

6

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

8

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

Fonte: Dourado, 2009.

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

9

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

10

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.

11

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

12

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

13

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.

14

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

15

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.

Fonte: Dourado, 2009.

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.

6 Tecnólogo em Produção do Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN.

7 Tecnólogo em Produção do Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN.

8 Mestrando em Administração pela FUCAPE Business School e Professor da Faculdade Capixaba de Nova

Venécia – UNIVEN.

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 Catu-

Itaporanga (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 norte-

americana 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.

5 REFERÊNCIAS

1. ALVES, Francisco et al. Certificação Socioambiental para a Agricultura: Desafios

para o setor Sucroalcooleiro. 1 ed. São Paulo: Edufscar, 2008.

2. AGÊNCIA MUNIPAL DE ENERGIA DE ALMADA. Energias não renováveis.

Disponível em:

<http://www.ageneal.pt/content01.asp?BTreeID=00/01&treeID=00/01&newsID=7>. Acesso

em: jan. 2010.

3. AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. Disponível em:

<http://www.anp.gov.br/gas/gas_projmalha.asp> Acesso em: jun. 2009.

4. CARVALHO, Horácio Martins de. Impactos Econômicos, Sociais e Ambientais Devido

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.

5. CAVALCANTE, Talita. Zoneamento da cana-de-açúcar protege biomas brasileiros.

Setembro de 2009. Disponível em: <http://www.hojenoticias.com.br/brasil/zoneamento-da-

cana-de-acucar-protege-biomas-brasileiros/>. Acesso em: mai. 2009.

35

6. CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S. A. A matriz brasileira. Disponível em:

<http://www.eletrobras.gov.br/pesquisa_infanto_juvenil/energia.asp?menu=02&submenu=02

07&conteudo=0207 Acesso em: ago. 2009.

7. FERRÃO, Romário Gava. Metodologia científica para iniciantes em pesquisa. Linhares,

ES: Unilinhares/Incaper, 2003.

8. GASPAR, Antônio. Sai em Julho resultado do zoneamento da cana. Maio de 2008.

Disponível em: <http://invertia.terra.com.br/sustentabilidade/interna/0,OI2872222-

EI10426,00.html> Acesso em: mai. 2009.

9. IBGE – INSTITUTO BRASILEIRO DE GEOGRAFIA E ESTATÍSTICA. Pesquisa

Industrial Anual. Disponível em:

<www.ibge.gov.br/home/estatistica/economia/industria/pia/empresas/2007/comentarios2007.

pdf> Acesso em: jun. 2009.

10. JANK, Marcos S. Perspectivas globais: etanol mercados emergentes. Maio de 2007.

Disponível em:

<http://www.iconebrasil.org.br/pt/default.asp?actA=6&arealID=14&secaoID=34&artigoID=1

388&mesN=5&anoN=2007&paginaN=1#1388>. Acesso em: jul. 2009.

11. ______. O Brasil no debate alimentos VS energia. Maio de 2007. Disponível em:

<http://www.iconebrasil.org.br/pt/default.asp?actA=7&arealID=7&secaoID=23&artigoID=13

68&mesN=5&anoN=2007&paginaN=1#1368> .Acesso em: mai. 2009.

12. MELO Patrícia Campos. A era do alimento barato pode estar no fim. Julho de 2007.

Disponível em:

<http://www.iconebrail.org.br/pt/default.asp?actA=7&arealID=5&secaoID=7&artigoID=143

9&mesN=7&anoN=2007&paginaN=1440>. Acesso em: mai. 2009.

13. MENEGHETTI, Simoni P. Proálcool: Programa Brasileiro de Álcool. Fevereiro de

2007. Disponível em: <http://www.biodieselbr.com/proalcool/pro-alcool.htm> Acesso em:

jun. 2009.

14. MINISTÉRIO DO DESENVOLVIMENTO, INDÚSTRIA E COMÉRCIO EXTERIOR.

Álcool combustível. Disponível em: <http://www.

desenvolvimento.gov.br/sitio/interna/interna.php?area=2&menu=999>. Acesso em: ago.

2009.

15. MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA. Resenha Energética Brasileira. Disponível

em: <http://www.mme.gov.br/mme/galerias/arquivos/publicacoes/BEN/3_-

Resenha_Energetica_2008/Resenha_energetica_-_2008-V4_-_25-05-09.pdf>.Acesso em>

mai. 2009.

16. PINTO, Luís Fernando Guedes et al. Certificação Socioambiental para a Agricultura:

Desafios para o setor Sucroalcooleiro. São Paulo: Edufscar, 2008.

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-brasil-

referencia-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:

<http://www.iconebrasil.org.br/pt/default.asp?actA=7&arealID=5&secaoID=7&artigoID=139

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. 10 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

Venécia – UNIVEN. 12 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN. 13 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia-UNIVEN.

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.

15 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.

17 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela 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 pré-

histórico; 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 Temperatura de

Ebulição (ºC)

Composição

Aproximada

Usos

Gás residual

Gás Liquefeito de

Petróleo - GLP

-

Até 40

C, - C2

C3, - C4

Gás Combustível

Gás Combustível

engarrafado, uso domésticos e

industrial

Gasolina 40 – 175 C5 - C10 Combustível de Automóveis,

solventes

Querosene 175 – 235 C11 – C12 Iluminação, Combustível de

Aviões a Jato

Gasóleo Leve 235 – 305 C13 – C17 Diesel, Fornos

Gasóleo Pesado 305 – 400 C18 - C38 Combustível. Matéria-Prima

para Lubrificantes

Lubrificantes 400 - 510 C26 - C38 Óleos Lubrificantes

Resíduo Acima de 510 C38 + 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 sub-

comercial, 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 carregadorgn@anp.gov.br, 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)

Gráfico 1 – Gás Natural – Reservas Provadas – Mundo

Fonte: Cia WORLD FACTBOOK

05000

100001500020000250003000035000400004500050000

volume (bilhões

de m³)

Rússia Irã

Cata

r

Ará

bia

Saudita

Em

irados

Ára

bes

EU

A

Bra

sil

1º 2º 3º 4º 5º 6º 39º

Fonte: CIA WORLD FACTBOOK

Gás Natural - Reservas Provadas - Mundo

bbl

62

QUADRO 1 – RESERVAS PROVADAS – MUNDO

Ranking Países bilhões m³

1º Rússia 47.570

2º Irã 26.370

3º Catar 25.780

4º Arábia Saudita 6.568

5º Emirados Árabes 5.823

6º EUA 5.551

39º Brasil 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 Bilhões m³

1º Rússia 656.200

2º EUA 490.800

3º Canadá 178.200

4º Irã 101.000

5º Argélia 84.400

6º Reino Unido 84.160

41º Brasil 9.370 Fonte: Cia World Factbook 2008

Gráfico 2 - Gás natural produção mundial (2008)

Fonte: CIA WORLD FACTBOOK

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Volume (bilhões

m³)

Rús

sia

EU

A

Can

adá Irã

Arg

élia

Rei

no

Uni

do

Bra

sil

1º 2º 3º 4º 5º 6º 41º

Fonte: CIA WORLD FACTBOOK

Gás Natural - Produção - Mundo

bbl

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 Bilhões m³

1º Rússia 610.000

2º EUA 604.000

3º Irã 98.190

4º Alemanha 96.840

5º Canadá 92.760

6º Reino Unido 91.160

33º Brasil 17.850 Fonte: Cia World Factbook 2008

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

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Volume (bilhões m³)

1

Fonte: CIA WORLD FACTBOOK

Gás Natural - Consumo- Mundo

1º Rússia

2º EUA

3º Irã

4º Alemanha

5º Canadá

6º Reino Unido

41º Brasil

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

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 Fonte: Cia World Factbook 2008

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

Volume (Bilhões m³)

FONTE: CIA WORLD FACTBOOK

GÁS NATURAL - IMPORTAÇÕES MUNDIAIS

1º EUA

2º Alemanha

3º Japão

4º Itália

5º Ucrânia

6º França

33º Brasil

65

Gráfico 5- CONSUMO DE GÁS NATURAL BRASILEIRO (2004-2008)

Fonte: Cia World Factbook 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).

0

5000

10000

15000

20000

25000

2004 2005 2006 2007 2008

Volume (milhões m³)

Fonte: CIA WORLD FACTBOOK

Consumo de Gás Natural Brasileiro

66

Gráfico 6 - IMPORTAÇÃO DE GÁS NATURAL DA BOLÍVIA

Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética)

Gráfico 7 PRINCIPAIS CONSUMIDORES DO GÁS BOLIVIANO (2008)

Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética)

0

5000

10000

15000

20000

25000

Milhões (m³)

1

Fonte: EPE (Empresa de

Pesquisa Energética)

Principais Consumidores do Gás

Natural da Bolívia

Industrial

GNV

Termelétricas

Residencial

(Doméstico)

Importação de Gás Natural da Bolívia em

comparação com a produção pela Petrobras

1; 60%

1; 40%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

1

Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética)

Boliviano

Brasileiro

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 Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética)

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)

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.

0

1000000

2000000

3000000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Mil m³

Fonte: ANP

Produção de Gás Natural no ES

68

4.2.8 CONSUMO DE GÁS NATURAL NO ESTADO DO ESPÍRITO SANTO

QUADRO 8 - CONSUMO PRÓPRIO DE GÁS NATURAL NO ESPÍRITO SANTO

Ano Mil m³

2000 19.770

2001 22.092

2002 22.998

2003 34.694

2004 35.593

2005 47.440

2006 103.284

2007 172.375

2008 176.286 Fonte: ANP ( Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis)

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

0

100000

200000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Mil m³

Fonte: ANP

Consumo de Gás Natural no ES

69

2003 3,23

2004 3,01

2005 2,93

2006 5,14

2007 5,32

2008 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 Percentual (%)

2000 266.621 4.14

2001 339.441 5.13

2002 367.449 4.52

2003 413.082 4.68

2004 432.119 4.47

70

2005 421.951 4.32

2006 447.095 4.53

2007 471.538 4.796

2008 2.411.263 19.11 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 Porcentagem (%)

2000 27211 1,15

2001 22355 0,85

2002 25484 1,19

2003 61604 3,79

2004 42117 2,87

Gás Natural Disponivel no ES

0

2000000

4000000

6000000

8000000

10000000

12000000

14000000

1 3 5 7 9

Fonte: ANP(Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis )

Mil m³ Sequência3

Sequência2

Sequência1

71

2005 49672 2,01

2006 266813 14,41

2007 194881 10,01

2008 212633 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

Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN. 19

Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN. 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.

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 semi-

árido 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 processá-

lo, 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 matéria-

prima 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 pinhão-

manso 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 pinhão-

manso 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%20-

20CULTURA%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

odiesel/biodiesel.pdf>. Acesso em: 13 set. 2009.

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

23 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN. 24 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN. 25 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN. 26 Tecnólogo em Produção de Petróleo e Gás Natural pela Faculdade Capixaba de Nova Venécia – UNIVEN. 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.

5 REFERENCIAS

1. _____. Completação de poços. Disponível

em:<http://www.mundodopetroleo.wordpress.com>. Acesso em: 28 jul. 2009.

2. ______. Completação de Poços: EEW-412 Parte 2. S. I.. S. ed. abr. 2009.

3. ______; GARCIA, José E. L.. Fundamentos de Completação. Apostila

SEREC/CENNOR. S. ed., jan. 1991.

4. BORCHARDT, Márcia. Algoritmos evolucionários na solução do problema da

programação de sonda de produção. Disponível em: <http://www.lenep.uenf.br>. Acesso

em: 12 jun. 2009.

5. CAMPOS, Gilson. Procelab – Procedimentos e métodos de laboratório destinados à

cimentação de poços de Petróleo. Disponível em: <http://www.enahpe.com.br>. Acesso em:

22 ago. 2009.

6. COSTA, Julio Cesar do Couto. Cimentação de Poços de Petróleo. S. I.. S. ed. dez. 2004.

7. DIAS, Vanessa Bandeira. Completação de poços. Disponível em:

<http://www.ebah.com.br>. Acesso em: 01 ago. 2009.

8. FERRÃO, Romário Gava. Metodologia científica para iniciantes em pesquisa. Linhares,

ES: Unilinhares/Incaper, 2003.

106

9. FERREIRA, Marcus Vinicius Duarte. Completação de Poços: EEW-412 Parte 1. S. I.. S.

ed. mar. 2009.

10. GARCIA, José Eduardo de Lima. A Completação de Poços no Mar. Apostila

SEREC/CENNOR. Salvador: [s.n.], 1997.

11. GERSIVAL. Cimentação de poços de petróleo. Disponível em:

<http://www.mundodopetroleo.wordpress.com>. Acesso em: 28 jul. 2009.

12. KERLINGER, F. N. Metodologia da pesquisa em Ciências Sociais. São Paulo:

Pedagógica e Universitária, 1979.

13. LIMA, Klédson Tomaso Pereira de. Utilização de Métodos Sísmicos, Perfilagem e

Testemunhos de Poços para Caracterização dos Turbiditos da Formação Urucutuca na

Bacia de Almada (BA). Macaé: S. ed., fev. 2006.

14. MANSANO, Renato Brandão. Engenharia de perfuração e completação em poços de

petróleo. Disponível em: <http://www.petroleo.ufsc.br/palestras/2004_08_05.pdf>. Acesso

em: 23 ago. 2009.

15. MARCONI, M. de A. e LAKATOS, E. M. Técnicas de Pesquisa. 6 ed. São Paulo: Atlas,

2006.

16. MATTA, Patrícia dos Santos. Aplicação de algoritmos genéticos para a otimização da

produção em poços de petróleo canhoneados. Disponível em: <http://www.coc.ufrj.br >.

Acesso em: 11 jun. 2009.

17. PEDROSA, Hélio et al. Cimentações em poços com elevada razão entre afastamento

horizontal e profundidade vertical. Disponível em: <http://biblioteca.iapg.org.ar/iapg>.

Acesso em: 09 ago. 2009.

18. Pós Graduação em Petróleo e Gás - Parte V Cimentação. Disponível em:

<http://www.onacsolutions.com>. Acesso em: 10 ago. 2009.

19. ROMERO, Oldrich Joel. Cimentação de poços de petróleo. São Mateus: S. ed., jul

2009.

20. SANTOS, Anderson Rapello. Projeto de completação de poços. Disponível em:

<http://www.ebah.com.br>. Acesso 01 set. 2009.

21. SOARES, José Joaquim. Metodologia do trabalho científico. Disponível em:

<http://www.jjsoares.com>. Acesso em: 03 jul 2009.

22. THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2. ed. Rio de

Janeiro: Interciência, 2001.

23. VICENTE, Ronaldo et al. Operações com cimento na completação. 2. ed. S.I. S. ed.,

1995.