Óleo e Gás

Como descarbonizar a indústria upstream

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À medida que a transição energética se acelera, as empresas upstream estão sob pressão para descarbonizar, e isso tende a se intensificar. Governos, investidores, mercados financeiros, sociedade e outras partes interessadas estão pressionando por mudanças. As empresas precisam definir sua estratégia e agir para preparar seus negócios para o futuro e manter sua licença social para operar.

Existem vantagens estratégicas na produção de hidrocarbonetos menos intensivos em carbono. O mercado está mudando à medida que alguns consumidores procuram um produto final mais limpo. Começamos a ver isso com ‘Green LNG’, mas isso provavelmente se expandirá para cobrir outras áreas da indústria de petróleo e gás.

A direção da viagem está definida. Os pioneiros com moléculas ‘mais limpas’ estarão potencialmente em uma posição mais vantajosa e serão recompensados ​​pelo mercado.
As operações preparadas para o futuro não envolvem apenas obter uma vantagem estratégica. Os governos desempenharão um papel fundamental ao buscarem seus próprios objetivos e metas ambientais, por meio de regulamentações e preços de carbono mais rígidos, por exemplo.

O impacto potencial pode ser significativo. A análise da Wood Mackenzie sugere que para os principais emissores a montante – principais NOCs e Majors – um imposto global sobre o carbono de US $ 110 / tonelada, em torno do preço do carbono estimado pela Wood Mackenzie, é necessário para limitar o aquecimento global médio a dois graus acima dos níveis pré-industriais, coloca até um terço do valor upstream da empresa em risco, com a maioria dessas carteiras na faixa de 10% a 20%.
A magnitude do valor em risco varia com base na localização, probabilidade de impostos sobre o carbono e intensidade do portfólio.

Operações ‘mais verdes’ não oferecem apenas ganhos ambientais, mas muitas das etapas agregam valor. A melhoria do impacto ambiental pode resultar em maior eficiência das instalações de produção, redução do vazamento e captura – e monetização – do gás de queima.

Muitas empresas já tomaram conhecimento, anunciando compromissos ousados. Mais de 30 dos maiores participantes a montante, incluindo Majors, NOCs e IOCs estabeleceram metas de redução de carbono, zero líquido e / ou escopo 3. Agora, desinvestir de ativos ‘mais sujos’ é uma forma de ajudar a cumprir essas metas. Mas para muitos ativos, especialmente aqueles em produção, isso simplesmente transfere o problema para o futuro. O que as operadoras podem fazer para reduzir as emissões operacionais se quiserem manter seu portfólio de ativos?

Intensidade de carbono por região e fonte: Média 2021-2025

De onde vêm as emissões de upstream?

As emissões ocorrem em toda a cadeia de valor de hidrocarbonetos – desde a cabeça do poço até o uso final. Algumas empresas upstream estão dando um passo ousado para lidar com o escopo 3 (uso final), mas o foco aqui está nos escopos 1 e 2 nas instalações upstream. Essas são as emissões operacionais que os produtores a montante podem controlar. Observe que as emissões de transporte estão excluídas da análise da Wood Mackenzie, mas as empresas de petróleo e gás podem incluí-las nos números relatados de escopo 1 e 2 se forem proprietários dos dutos e / forem navios-tanque.

A Wood Mackenzie dividiu as fontes em sete categorias principais – produção, processamento, perfuração, liquefação, queima, ventilação e perdas de metano.
Cerca de 70% das emissões são produzidas para operações de energia – produção, processamento, liquefação e perfuração. A intensidade é influenciada por vários fatores.

  • A profundidade do poço, os comprimentos laterais e a complexidade são fatores que influenciam os requisitos de energia de perfuração.
  • O mecanismo de recuperação de óleo / gás impacta a produção. A intensidade aumenta ao usar levantamento artificial, técnicas de recuperação secundária ou terciária
  • A qualidade / características do hidrocarboneto determinam o tipo de processamento necessário. Petróleo pesado, areias betuminosas, gás ácido / azedo e GNL são mais intensivos do que seus equivalentes.
  • Crucialmente, o tipo de combustível usado para gerar a energia determinará o nível de emissões associadas, em todos os casos.

Queima e fugitivos (perdas de metano) são o segundo maior contribuinte, com 26% das emissões de carbono. A queima essencial é difícil de evitar, mas, em alguns países, a queima em grande escala é uma função de sua dependência dos petrodólares da produção de petróleo. O gás associado é um subproduto que requer descarte – a queima se adapta a essa necessidade onde não há mercado para o gás. Em outros, as restrições da infraestrutura de transporte podem limitar o escoamento do produto. Novamente, o descarte pode ser o último recurso.

O metano é a molécula mais poderosa – é 28 vezes mais potente do que sua contraparte de carbono, de acordo com o 5º Relatório de Avaliação do IPCC. A liberação ocorre a partir do envelhecimento ou do kit “vazando” – válvulas, compressores, dutos, etc., por meio de combustão incompleta na chaminé do flare e / ou como parte de um fluxo de gás ventilado.

Os 4% finais são ventilados. Trata-se da liberação direta de emissões de carbono na atmosfera. Isso pode ser devido à separação, vaporização ou outras operações de rotina. Isso inclui aqueles que foram retirados da corrente de hidrocarbonetos durante o processamento para melhorar a qualidade do hidrocarboneto ou para atender a requisitos específicos.

Cada ativo é diferente, portanto, não é surpresa que haja variações regionais no que diz respeito à intensidade da produção de óleo / gás. A Oceania é fortemente influenciada por projetos australianos de GNL, projetos de alto CO2 na Ásia aumentam a ventilação e o envelhecimento da infraestrutura no Cáspio impacta as emissões de metano.

 

Quem são os maiores emissores?

A intensidade permite uma comparação de igual para igual, mas não surpreende que sejam principalmente os grandes produtores que mais contribuem em termos de emissões absolutas. Os EUA, Rússia, Arábia Saudita, Canadá e Iraque produzem metade das emissões globais de upstream.
O Canadá é a pequena exceção neste grupo. Sim, sua produção é relativamente alta, mas a principal consideração aqui é a contribuição das areias petrolíferas, onde a extração e o processamento são processos que consomem muita energia.

Quais são algumas das soluções para a indústria upstream?

Soluções para reduzir a faixa de emissões de carbono dos Escopos 1 e 2 em custo e complexidade. Existem as soluções de eficiência operacional de menor escala e as melhores práticas, conforme discutido na introdução. Mas o maior ganho será com a geração de energia.

Energia de baixo carbono

A maioria dos ativos é movida a combustíveis fósseis – usando uma parte dos hidrocarbonetos produzidos. A eletrificação permite que os operadores mudem para energia de baixo carbono, seja diretamente de fontes renováveis ​​ou conectando-se à rede onde a mistura da rede é mais limpa do que o fornecimento de combustível alternativo.
A Noruega está em uma posição invejável, com seu mix de energia sendo predominantemente hidrelétrico (90% +) – uma fonte de energia renovável sem quaisquer problemas de intermitência correspondentes. Isso, combinado com as taxas de carbono mais altas para E&P em todo o mundo, ajudou a avançar os esforços de descarbonização. Em 2023, mais da metade da produção da Noruega será total ou parcialmente eletrificada. Wood Mackenzie estima que, assim que o projeto de eletrificação de Utsira High for colocado em operação no próximo ano, a intensidade de carbono do campo offshore de Edvard Grieg será de menos de 2 tCO2e / kboe. Isso se compara a uma média global de 24 tCO2e / kboe para projetos offshore.

Junto com emissões mais baixas, a eletrificação pode oferecer manutenção reduzida, menor necessidade de combustível, maior tempo de atividade e, por fim, liberar mais moléculas para venda. Mas os desafios permanecem:

  • Dependendo da fonte de energia renovável, os problemas de intermitência podem exigir geração de backup e, se forem conectados à rede, o mix de energia determinará a escala de redução das emissões.
  • Os projetos greenfield podem ser projetados com a eletrificação em mente. Retrofit de projetos onstream é possível, mas geralmente mais desafiador. Nem todas as instalações podem ser eletrificadas. Daqueles que podem, alguns podem ser capazes de lidar apenas com a eletrificação parcial.
  • As restrições de espaço e peso podem limitar as opções offshore. Os motores elétricos podem ocupar mais espaço e pesar do que os mecanismos de acionamento existentes.
  • A maturidade do campo pode excluir muitos projetos. O dispêndio de capital necessário torna a eletrificação da maioria dos ativos de última geração não econômica.
  • Em algumas jurisdições, a regulamentação necessária ainda não está em vigor para apoiar a eletrificação upstream.

Redução de flare
Projetos de captura de gás oferecem uma opção para flarers em grande escala para limitar as emissões. Esses projetos podem oferecer benefícios econômicos, bem como ambientais. No entanto, existem barreiras à entrada:

  • Uma consideração importante é se existe um mercado para o gás, que pode ser vendido no mercado interno ou para exportação;
  • A economia do projeto precisa se acumular. A escala do recurso, o desembolso de capital necessário e os termos fiscais determinarão a viabilidade;
  • Um impedimento para a coleta de gás de queima, mesmo quando existem mercados locais, é o número e o tamanho das fontes de queima;
  • A localização das fontes pontuais determina o quão fácil é capturar o gás. Várias fontes pontuais emissoras de pequena escala com uma grande faixa de dispersão são mais desafiadoras do que uma única fonte pontual de grande escala;
  • A infraestrutura intermediária precisa estar instalada para transportar o gás;

O projeto de captura da Basrah Gas Company no sul do Iraque é um excelente exemplo de um desenvolvimento que está ajudando a reduzir o volume de gás queimado. No pico, mais de 1 bcfd será capturado de três campos de petróleo supergigantes do Iraque – Rumaila, West Qurna One e Zubair. Gás associado que de outra forma é queimado porque o país / governo é altamente dependente de suas receitas de petróleo.

Onde os projetos são viáveis, a captura de gás pode fornecer um fluxo de receita adicional para as empresas envolvidas, potencialmente maior receita por meio de impostos para os governos e ajudar a satisfazer a demanda de energia não atendida.

Captura e armazenamento de carbono

Onde o dióxido de carbono deve ser removido como córregos para cumprir os requisitos de infraestrutura, existem alternativas limitadas para a ventilação.

A captura e o armazenamento de carbono se tornaram a vanguarda, com várias operadoras nas Américas, Europa, Oriente Médio e Ásia revisando soluções. Embora não seja muito difundido, existem projetos online. O projeto Sleipner offshore da Noruega tem sequestrado carbono por mais de duas décadas. Mas foi apenas nos últimos anos que o interesse pela CAC disparou. No entanto, o CCS ainda está engatinhando, com muitos desafios a serem superados.

  • Existe uma falta de legislação e regulamentação relevantes. A maioria dos países carece de uma estrutura de legislação legal e fiscal que cubra o sequestro, o licenciamento e a responsabilidade final pelo risco de vazamento.
  • A economia do projeto precisa se acumular se o CCS quiser atrair capital / investimento privado. Na maioria das jurisdições, as estruturas comerciais (e fiscais) ainda não foram finalizadas.
  • Além disso, a incerteza em torno dos custos é um fator importante. Os custos precisarão ser reduzidos se o CCS quiser aumentar a capacidade. Até o momento, todos os primeiros usuários receberam alguma forma de financiamento governamental.

Qual é o próximo?

Até o momento, o ritmo de descarbonização tem variado de região para região. Um dos principais diferenciais é o nível de apoio governamental. Aqueles com iniciativas apoiadas pelo governo estão alcançando mais do que as regiões que têm uma estratégia exclusivamente liderada por corporações. À medida que mais governos definem metas ambientais e climáticas, esperamos mais um impulso para os esforços de descarbonização upstream. As coisas podem acontecer com relativa rapidez e as empresas não querem ficar para trás.

No entanto, as nações que dependem das receitas dos hidrocarbonetos podem demorar para reagir. A análise da Wood Mackenzie indica que o risco de mudança na política é maior para os produtores que operam nas economias desenvolvidas. Veremos uma divergência entre as economias desenvolvidas e aquelas que dependem dos petrodólares? Todos os grandes produtores estão a bordo ou haverá um ‘abismo de carbono’ entre a OCDE e as nações petro-dependentes?

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