Organizada por la Comisión de Energía del Departamento Técnico del CAI, en conjunto con la Comisión de Producción y Desarrollo del IAPG, se llevó a cabo el 5 de julio esta Webinar con las presentaciones de Ing. Hernán Milberg, de Techint Ingeniería y Construcciones – Energy Transition Manager, que se refirió a las Alternativas de Captura de CO2; y la Geóloga, Josefina d´Hiriart,  de Tecpetrol S.A. – Carbon Storage Geologist, que explicó sobre el Almacenamiento Geológico de CO2. Este webinar contó con la moderación de la Ing. Astrid Hardtke,  Gerente General en Tecnología ARMK S.A, Docente en la carrera de ingeniería de petróleo de la UBA y en posgrado en el IGPUBA,  integrante, además, de la Comisión de Producción y Desarrollo de Reservas del IAPG; y la Lic. En Ciencias Geológicas Gabriela González, Consultora Independiente con experiencia laboral en YPF, Tecpetrol, Pan American Energy, Petrobras y Shell.

El primero en exponer fue el Ingeniero Milberg, quien señaló que “estamos trabajando en varios proyectos en la Argentina y en otros países del mundo, vinculados a la captura de CO2. Nosotros tenemos varias empresas que se dedican a esto que son Tenaris, Techint Construcciones y Tecpetrol que se dedican a estos temas y tenemos varias iniciativas, en sus distintas plantas, para descarboniozar. En la transición energética nosotros estamos tratando de disminuir las emisiones de CO2 en lo que es principalmente la generación de energía, también en la producción de combustibles fósiles y en lo vinculado a la biomasa. La captura de CO2, según el momento, pueden ser 5/7 millones de toneladas que habría que bajar de la emisión, por lo que para bajar 5 millones de toneladas habría que instalar plantas de captura. Para tener una idea, una Power Plant emite 3 millones de toneladas por año, lo que nos advierte que el campo que hay por delante es enorme”, señaló.

“La captura de CO2 tiene la ventaja de aplicarse a cualquier industria. Una vez que se generan gases se pueden tratar secuestrando esos gases y una vez esos gases se conviertan en fluido hay que ver que hacer. Se puede reutilizarlo o depositarlo en alguna formación. Las propias industrias que generan ese carbono no alcanzan para poder tratar ese gas que se está emitiendo”, dijo.

Luego explicó la diferentes formas de capturas que se utilizan en la actualidad: “Hay varias formas de capturar ese CO2 post combustión, una de ellas es la llamada Close Capture Solucion (CCS), que consiste en remover el CO2 del Flue Gas mediante métodos de absorción, adsorción, membranas o criogénico. Lo bueno de esto es que se puede realizar en plantas ya existentes y lo que se hace es buscar el flue gas y se captura, antes de que salga a la atmósfera, en una planta adyacente. El proceso más utilizado y aprobado en este sentido es el de la captura por Absorción con Aminas. Y existe, desde la pandemia, un proceso que se ha acelerado mucho que es el de adsorción de membranas y criogénicos. Hay otro método que es el de la captura en el aire conocido como Diect Air Capture (DAC) que consiste en remover el CO2 del aire mediante métodos de absorción química o filtración, sin embargo es el más costoso: alrededor de 800 dólares la tonelada de CO2 removida, teniendo en cuenta que el aire contiene 0,04 % de CO2. Luego tenemos la pre combustión, conocida como Hidrógeno azul, que consiste en utilizar la técnica de generación de gas de síntesis (una mezcla de H2, Co y CO2), a partir de carbón o gas natural para producir hidrógeno y alimentar las TG.Y finalmente la Oxy Combustión, que consiste en alimentar la combustión con una corriente de O2 y de esta manera se reduce el caudal de Flue Gas a procesar, a la vez que se incrementa la composición de CO2. La separación de este es un proceso de deshidratación sencillo, pero no es posible instalarlo en plantas ya existentes”, y agregó: “Según datos del Carbon Capture Institute (CCI), cuanto mayor es la concentración del CO2 más económico es absorberlo o quitarlo”.

Luego fue el turno de la Geóloga, Josefina d´Hiriart:  “Que hacemos con ese CO2 que captura Hernán?  Estamos capturando mil veces menos de lo que se emite, es decir 40 millones de toneladas. Para almacenar en el subsuelo, lo que buscamos es un complejo de Storage, que es una roca que tiene que tener volumen poral, que es la medida del vacío de esa roca. Ese espacio que queda, entre esos puntos de arena, es el volúmen de porosidad. De nada me sirve si esto no existe, porque también define la interactividad. Lo Segundo que tengo que tener es una roca sello, que es una roca impermeable que me garantiza el confinamiento. Este complejo de storage no puede ni tiene que estar a cualquier profundidad, que es el punto más seguro para almacenarlo. Y oscila en un volumen de 530 metros cúbicos en condiciones normales, pero cuando lo empiezo a comprimir, se deja de comportar como un gas y comienza a pasar a un estado supercíritico o híbrido, gaseoso y liquido. Como el C02 en esa profundidad se dejó de comportar de forma normal, por debajo de la gran capacidad que esto tiene, es que contuvieron gases y en los 1000 metros de profundidad”, explicó.

“Hay dos tipos de storage. Una de las opciones es usar un yacimiento depletados, donde ya se conoce todo lo que nos puede ofrecer. La desventaja, es que admite las millones de toneladas. Y acá entra el concepto de acuifero salino, que es muy abundante y tiene grandes extensiones de volumen y pueden acumular giga toneladas. Si bien al hacer una estimación sabemos que tiene gran depletado, pero el camino que hay que hacer aquí, es desde cero. Y la tercera gran opción está en el Storage Incidental, cuyo objetivo es la recuperación terciarioa de petróleo. Actúa como un pistón para seguir recuperando petróleo. Hoy por hoy ésta es la unica tecnología de CCEdge”.

“Hoy en el mundo hay reconocidos casi 13 mil giga toneladas de recursos. El cuello de botella no está en el almacenaje, esta en deresquear estos recursos. El 98% esta identificado en acuíferos salinos, y de esos, solo el 4% es descubierto”, aclaró.

“Para poder permisar, tu proyecto require una caracterización super exhaustiva, tenés que demostrar que el C02 vá a quedar en 30 años, donde vos decís que va a quedar. Los primeros dos permisos, llevaron 7 años cada uno para ser autorizados. Todo lo que tengo que hacer antes de inyectar CO2, lleva siete años. Y después, hay toda una parte de post inyección vinculada a la responsabilidad sobre ese CO2 que yo almacené. Hoy el esquema debe ser para 50 años. Tengo que monitorear como está eso, donde está, si se esta esparciendo para algún lado o no. Es una exigencia de compliance. Hoy hay en el mundo 30 proyectos activos y se proyectan 107 más. Y empiezan a aparecer los incentivos. Hoy el mundo en desarrollo no tiene como prioridad el descarbonizarse”, finalizó.