O consultor geológico sênior de Calgary, Menhwei Zhao, conduziu um estudo do Boletim AAPG sobre o uso de CCS na Recuperação Aprimorada de Petróleo (EOR). Ele analisou mais de 22 anos de dados de produção do reservatório de petróleo Weyburn Midale, em Saskatchewan, que desde 2000 vem recebendo injeções de dióxido de carbono, tornando-se assim o projeto EOR mais antigo do mundo. Zhao concluiu que o reservatório teria parado de produzir petróleo até 2016 sem a injeção de CO2, mas que “a recuperação melhorada de petróleo poderia prolongar a vida útil do reservatório para mais 39 ou mesmo mais 84 anos”. Embora Zhao reconheça que se concentrou num projeto específico no Canadá, ele diz que espera ver “resultados semelhantes” para projetos de CCS de grande escala em todo o mundo.

As afirmações de Zhao podem não ser exageradas: o projeto EOR de CO2 da Unidade Denver do Wasson Field resultou num aumento de quase sete vezes na produção de petróleo bruto após a injeção de CO2.

Estas conclusões surgem numa altura em que os governos do Canadá e de Alberta estão angariando mais de 15,3 bilhões de dólares em créditos fiscais aos maiores produtores de areias betuminosas do país para projectos de CAC. O Canadá não está sozinho. O governo do Reino Unido promete 20 bilhões de libras em subsídios CCS, enquanto os produtores de petróleo e gás dos EUA podem obter um crédito fiscal de 85 dólares por cada tonelada de dióxido de carbono que enterram em formações geológicas subterrâneas (o crédito é reduzido para 60 dólares por tonelada se o CO2 for utilizado para EOR).

No ano passado, a gigante de E&P Exxon Mobil adquiriu o desenvolvedor de soluções CCS, Denbury Inc. em uma transação com todas as ações avaliada em US$ 4,9 bilhões. Denbury recicla CO2 através de suas operações EOR e o utiliza para produzir Blue Oil ecologicamente correto e com carbono negativo. Agora uma das subsidiárias da Exxon, Denbury possui a maior rede de gasodutos de CO2 nos EUA, com 1.300 milhas, incluindo quase 925 milhas de gasodutos de CO2 em Louisiana, Texas e Mississippi, bem como 10 locais de sequestro em terra. No ano passado, a Exxon Mobil assinou um contrato de longo prazo com a empresa de gás industrial Linde Plc. que envolve a retirada de dióxido de carbono associado ao projeto de hidrogênio limpo planejado pela Linde em Beaumont, Texas. A Exxon transportará e armazenará permanentemente até 2,2 milhões de toneladas métricas/ano de dióxido de carbono provenientes da fábrica da Linde todos os anos.

Enquanto isso, a Schlumberger Ltd, empresa de serviços de campos petrolíferos da Exxon, formou recentemente a unidade SLB New Energy que investe em cinco segmentos de nicho, incluindo CCS. De acordo com Gavin Rennick, presidente da SLB New Energy, cada um desses segmentos tem um mercado mínimo de US$ 10 bilhões por ano.

Descobriu-se que três categorias principais de EOR são comercialmente bem-sucedidas: injeção de gás, injeção química e recuperação térmica. A injeção de gás é a tecnologia EOR mais comum nos Estados Unidos, respondendo por quase 60% da produção de EOR no país. A injeção utiliza gases como CO2, gás natural ou nitrogênio que se expandem em um reservatório para empurrar petróleo adicional para um poço de produção, enquanto outros gases se dissolvem no petróleo e ajudam a diminuir sua viscosidade e melhorar sua taxa de fluxo. A injeção de CO2 tem sido usada com sucesso em toda a Bacia Permiana do oeste do Texas e leste do Novo México, bem como em Kansas, Mississippi, Wyoming, Oklahoma, Colorado, Utah, Montana, Alasca e Pensilvânia.

O Ministério de Energia dos EUA está atualmente investigando novas técnicas que possam melhorar significativamente o desempenho econômico e expandir a aplicabilidade da injeção de CO2 a um grupo mais amplo de reservatórios. O ministério estima que a próxima geração de CO2-EOR tem potencial para produzir mais de 60 bilhões de barris de petróleo que, de outra forma, ficariam presos nas rochas.