La captura, el almacenamiento y la utilización del dióxido de carbono (CCUS) es un campo de oportunidades poco desarrollado hasta el momento por la industria del petróleo y gas en la Argentina y la región. No obstante, varias compañías tienen presente que es un campo a explorar si se quiere reducir las emisiones, y que requiere de investigación, innovación, inversión y apoyo público. Para poner esa agenda en el centro de los debates del sector, se llevó a cabo en el primer día de la AOG 2023 un workshop sobre “Gerenciamiento de Carbono”, organizado e impulsado por la Secretaría de Energía de la Nación y el IAPG y con la participación de especialistas locales y extranjeros.

En la apertura de la jornada, el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, y la secretaría de Energía, Flavia Royón coincidieron en la importancia de impulsar proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) como parte de las iniciativas para reducir las emisiones. “Hay muchos proyectos de captura y utilización de dioxido de carbono, también de almacenaje y otros tipos, que se están llevando a cabo con éxito”, sostuvo López Anadón.

Por su parte, Royón puntualizó en las fortalezas y oportunidades de la Argentina en este campo. “La descarbonización es un compromiso y Argentina y su industria hidrocarburífera tiene un conocimiento ya adquirido del trabajo en el subsuelo de las diferentes cuencas que pueden aportar en este camino”, señaló. Agregó que el hidrógeno es una oportunidad para descarbonizar industrias como la del acero y que el hidrógeno azul (con captura de carbono) está contemplado en el proyecto de Ley de Hidrógeno.

La experiencia internacional

Distintos especialistas pusieron el foco en las experiencias internacionales y las tendencias en proyectos de captura y almacenamiento. La necesidad de un marco regulatorio y de incentivos económicos para impulsar los proyectos fue un tema de común acuerdo.

El gerente de Transición Energética de Techint E&C, Hernán Milberg, indicó las tres claves que hacen económicamente posibles proyectos de este tipo: modularización, economía de escala e incentivos estatales. “Los proyectos que se tratan de desarrollar son grandes porque a baja escala el costo aumenta significativamente y no son rentables”, explicó. Milberg agregó que la utilización del carbono capturado es una de las mayores limitantes para el desarrollo de proyectos debido a la falta de una mayor demanda de CO2 para usos industriales, por lo que crece el interés en crear hubs para su almacenamiento.

El almacenamiento geológico es la principal opción, aunque tiene sus complejidades. La geóloga experta en Reservorios y Transición Energética de Tecpetrol, Josefina d’Hiriart, explicó que para inyectar CO2 en un complejo geológico se debe cumplir dos requisitos: una roca reservorio y por encima una roca sello impermeable. No obstante, la geóloga señaló que la capacidad teórica de almacenamiento geológico que existe en el mundo “no es un cuello de botella para hacer esto, sino que el cuello de botella viene más por el lado de la regulación y los incentivos económicos”.

En Latinoamérica los escasos casos de captura y almacenamiento que existen están vinculados con la recuperación mejorada de petróleo (EOR). Para Teresa Pique, doctora en ingeniería e investigadora y tecnóloga de Y-TEC, son proyectos que “tienen sentido en economías como las nuestras que no tienen tanto financiamiento para inversiones en CCUS”. Pique señaló que el desarrollo de productos en base a CO2 como los combustibles sintéticos o el metanol puede impulsar la demanda, pero se necesitan incentivos económicos para el desarrollo del sector. Por ejemplo, observó que el transporte de CO2 en Argentina “es únicamente por camión, lo que no es competitivo”.

Por otro lado, el experto de Reservorios de Baker Hughes para Medio Oriente, Carlos Mascagnini, y el director de Geociencias de Total Austral, Mauricio Bueno, dedicaron su tiempo a contar las experiencias con investigaciones para la captura de CO2 en acuíferos salinos. Por vía virtual, Mascagnini ponderó los resultados positivos alcanzados en 3 acuíferos en el Estudio de Factibilidad de Almacenamiento en Acuífero Salino en Abu Dhabi. A su turno, Bueno explicó la metodología que TotalEnergies emplea para el almacenamiento y exploración de CO2 en acuíferos salinos.

Iniciativas en Argentina

Durante el workshop también hubo lugar para las iniciativas vinculadas con la materia que se están llevando adelante en el país. El doctor en Ciencias Naturales e investigador de CONICET por Y-TEC, Augusto Varela, contó los avances en la empresa tecnológica de YPF en la investigación y el desarrollo de un carbonato en base a CO2 para la estimulación de fracturas hidráulicas en pozos no convencionales. El producto, denominado Y-CALCITE, surge de mezclar aguas duras cargadas en carbonato con CO2 para crear un fluido de inyección que sea capaz de funcionar como agente de sostén en las fracturas hidráulicas.

“Hoy solo logramos apuntalar el 40% de toda la fractura que estimulamos.  De esta manera, como es el propio fluido de inyección el que cristaliza adentro de la fractura, llegamos a todos lados, es decir, estimulamos toda el área apuntalada. Por otro lado, estamos haciendo una utilización y una fijación de CO2 en subsuelos y estamos utilizando agua de producción o de floba, es decir, aguas duras para hacer la estimulación”, profundizó Varela sobre el desarrollo, que sería una alternativa a la utilización de arena.

Por otro lado, el gerente de Energía de Capsa-Capex, Ricardo Ariel Pérez, destacó la experiencia acumulada a través del proyecto Hychico en el uso de reservorios para almacenamiento subterráneos de hidrógeno y la producción de metano “verde”, a partir de hidrógeno de origen eólico y gas natural. “La planta de hidrógeno, los parques eólicos y donde estamos haciendo el almacenamiento subterráneo de hidrógeno, todo está arriba de un yacimiento de petróleo y de gas. Consideramos entonces que la sinergia es el punto clave para ir haciendo que estas nuevas tecnologías sean factibles de ejecutar”, dijo Pérez.

“Como país, tenemos un enorme potencial para lo que es producción ya sea de hidrógeno verde, que es un mercado que se avizora en el corto plazo, como de metano verde, que puede ser un producto que empiece también a desarrollarse. Y específicamente dentro de lo que es almacenamiento subterráneo hemos probado que el almacenamiento de estos dos productos en reservorios depletados de gas es técnicamente palpable y tiene un gran potencial”, concluyó el hombre de Capsa-Capex.

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, Nicolás Deza