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Ingeniería de petróleo y gas

Cavernas para guardar gases

Una nueva tecnología permitirá el almacenamiento bajo aguas ultraprofundas del dióxido de carbono y el metano asociados al petróleo extraído en los campos de la capa oceánica presal

Plataforma de explotación de petróleo de Petrobras en la región del presal

Petrobras

Un sistema de almacenamiento y separación por gravedad del dióxido de carbono (CO2) y el metano (CH4) –ambos, componentes del gas asociado que se extrae junto con el petróleo en los pozos offshore– en cavernas de sal ubicadas en alta mar, cuenta con potencial para morigerar el impacto ambiental de la explotación de los campos del presal y aportarle réditos económicos a la industria petrolera. Este método, que aún se encuentra en fase conceptual, fue diseñado por el Centro de Investigaciones para la Innovación en Gas (RCGI, por sus siglas en inglés), con sede en la Escuela Politécnica de la Universidad de São Paulo (Poli-USP) y financiado por la FAPESP y la multinacional angloholandesa Shell. Hacia el final de 2019, el trabajo fue reconocido como uno de los ganadores del Premio a la Innovación Tecnológica de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). El equipo a cargo del proyecto espera poder probar el concepto en la práctica, con la perspectiva de construir una caverna experimental en el Campo Petrolero de Libra, situado en la cuenca de Santos.

El CO2, el principal gas causante del efecto invernadero, se considera como un desecho en las plataformas petroleras. Con este proyecto de almacenamiento adecuado, lo que se pretende es evitar que escape a la atmósfera. En tanto, el CH4, es un gas con un valor mayor porque es la base constitutiva del gas natural, y representa más del 90% de su composición. El gas natural es una fuente de energía para las centrales térmicas, que generan electricidad. También se lo emplea como combustible para vehículos y como insumo industrial.

“Sabemos que el anhídrido carbónico, más pesado, ocupará naturalmente el fondo de la cueva, mientras que el metano, más ligero, se alojará en la parte superior, por lo que su rescate será más fácil y barato”, reseña Julio Meneghini, docente de la Poli-USP y director científico del RCGI, uno de los Centros de Investigación en Ingeniería (CPE) patrocinados por la FAPESP. “La caverna experimental nos ayudará a determinar el tiempo necesario para que los dos gases, ambos en estado supercrítico, se separen”, explica.

Los gases inyectados en esa cueva serán presurizados para igualar la gran presión de la profundidad de la capa de sal, a unos 3.000 metros (m) bajo el nivel del mar, donde se construirá la caverna. La presión en ese entorno supera los 400 bares, es decir, es al menos 400 veces más alta que la presión atmosférica. La temperatura es de 40 grados Celsius. “En esas condiciones, el gas pasa al estado que se denomina como fluido supercrítico, en el cual no hay una distinción entre líquido y gaseoso”, explica el ingeniero naval Gustavo Assi, coordinador del proyecto en el RCGI y docente del Departamento de Ingeniería Naval y Oceánica de la Poli-USP. “Un fluido supercrítico tiene la densidad de un líquido, lo que asegura una gran compactación y viscosidad del gas y permite una alta fluidez”. La densidad del fluido supercrítico es 540 veces mayor que la del dióxido de carbono a la presión atmosférica nominal.

El RCGI también está construyendo un laboratorio para la caracterización fisicoquímica del gas natural y del petróleo en condiciones sub y supercríticas en el Departamento de Ingeniería Química de la Poli-USP. La unidad dispondrá de un equipo para medir las propiedades físicas de los fluidos en estado supercrítico. Se preveía que el laboratorio empezara a funcionar en 2020, pero el cronograma se está revisando para adaptarlo a las limitaciones impuestas por las medidas de contención del nuevo coronavirus.

El inicio de la construcción de una cueva experimental, según los investigadores del RCGI, solo aguarda la decisión de los operadores que producen petróleo y gas en la región del presal brasileño y necesitan almacenar y separar el CO2 y el metano, y ya hay negociaciones al respecto. La tecnología de construcción de cavernas de sal es algo que la industria petrolera domina desde hace décadas. Se las excava por lixiviación, mediante el bombeo de agua a través de un conducto perforado en las rocas salinas. El agua bombeada disuelve la sal y la salmuera resultante se extrae por otra tubería. La estructura presenta estabilidad geomecánica. La presión de la roca salina externa se estabiliza por la presión interna de la nueva salmuera formada con el agua que fue bombeada. A continuación se insufla el gas que se pretende almacenar, lo que conduce a una nueva expulsión de salmuera (vea la infografía).

Sin embargo, hasta ahora, las cuevas salinas, de un tamaño reducido y usadas principalmente para mantener permanentemente el CO2 comprimido en estado gaseoso, están construidas en áreas subterráneas en tierra o bajo aguas oceánicas poco profundas, donde la presión es baja. Inusuales en Brasil, son más comunes en las áreas petroleras del golfo de México y en Europa.

En el sistema ideado por el RCGI, las cavernas se construirían en la capa de sal presente bajo aguas ultraprofundas –una región submarina cuya profundidad es de al menos 1.500 metros– cerca de los campos de explotación del presal. En esos lugares, se pueden construir grandes estructuras a alta presión, algo impracticable en aguas poco profundas, donde el espesor de la capa es más delgado y la presión no es lo suficientemente alta como para hacer posible la separación de los gases.

En una estructura de 470 m de altura y 150 m de diámetro, tal como propuso el RCGI, se pueden almacenar 8 millones de metros cúbicos (m3) de fluido supercrítico, el equivalente al volumen de gas asociado extraído de las profundidades por una plataforma petrolera a lo largo de una década.

La separación por gravedad del CO2 y el CH4 en las cuevas de sal, dice Julio Meneghini, redundará en ganancias económicas para las compañías petroleras. Actualmente, cuando el gas asociado no se reinyecta en los mismos pozos de petróleo de los que fue extraído, se lo procesa en las plataformas. Para ello se utiliza un sistema de membranas para separar el dióxido de carbono del metano y de otros gases comercializables tales como el etano (C2H6) y el propano (C3H8), presentes en esa mezcla en baja proporción. En ese caso, el metano y los otros gases son enviados para procesarlos en tierra y solo se reintroduce en el pozo el CO2.

No obstante, la separación por membranas demanda un gran consumo de energía y ocupa una parte importante del área de procesamiento de un buque plataforma del tipo Floating Production Storage and Offloading (FPSO), que son los que se utilizan en la explotación del presal brasileño. “La separación en las cuevas permitirá liberar espacio en las plataformas para expandir el procesamiento del petróleo. A partir de esto, podemos incluso considerar la construcción de plataformas más pequeñas y más económicas en el futuro”, especula Meneghini.

El flujo de la producción
La separación y el almacenamiento de metano en cavernas, dice el director científico del RCGI, también permitiría que el gas sea recuperado por las compañías petroleras solo cuando su explotación comercial sea ventajosa. Las empresas podrán controlar el suministro en función de la demanda de gas natural. En Brasil, el almacenamiento también les permitirá a las empresas acopiar el gas producido hasta que el país disponga de una infraestructura adecuada para el flujo de la producción offshore. Hoy en día, eso no ocurre.

Actualmente existen dos vías de salida para la producción de gas natural offshore. Uno exige la construcción de plataformas flotantes para la licuefacción del gas natural en alta mar y su posterior transporte en buques metaneros hasta la costa. Brasil no cuenta con una plataforma de licuefacción en el mar. La otra metodología que se emplea implica la construcción de gasoductos que conectan los campos de producción en alta mar con una central de procesamiento de gas natural en la costa. Solo existen en el país dos de esos gasoductos que operan interconectados y transportan gas natural desde las cuencas de Santos y Campos, ubicadas en la región postsal, hasta Caraguatatuba (São Paulo) y Cabiúnas (Río de Janeiro), con capacidades de flujo de 10 millones de m3 por día (Mm3/d) y 16 Mm3/d, respectivamente. Se llaman Ruta 1 y Ruta 2. Las plataformas que explotan el petróleo postsal están ubicadas a unos 50 a 80 km de la costa.

Se está construyendo un tercer gasoducto, el Ruta 3, que conectará la cuenca de Santos con Itaboraí (Río de Janeiro), y atenderá al Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj), con una capacidad de flujo de 18 Mm3/día. Su inauguración estaba prevista en 2020, pero se ha pospuesto y todavía no se ha anunciado una nueva fecha. De acuerdo con la ANP, la producción de gas natural offshore en Brasil, en marzo de 2020, fue de 106,8 Mm3/d, y de ese total, 80,6 Mm3/d proviene de los campos del presal. Para 2030, la agencia estima una producción de 150 Mm3/d tan solo en las áreas del presal.

Del total de la producción actual de gas natural del presal, casi la mitad del volumen, el 48%, se reinyecta en los pozos de petróleo. Alrededor del 40% se destina al mercado y un 10% se utiliza para generar la energía que abastece a las plataformas. El 2% o 3% restante se quema en flares, las antorchas ubicadas en la cúspide de las plataformas, impactando en la atmósfera, dado que esa combustión no tiene otra utilidad que consumir el gas.

Oferta y demanda
El secretario ejecutivo de gas natural del Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP), Luiz Costamilan, dice que la expansión de la oferta de ese insumos energético depende del aumento de la demanda. En este sentido, una de las expectativas está dada por el Programa del Nuevo Mercado de Gas, coordinado por el Ministerio de Minas y Energía. Ese programa prevé un aumento de la competencia en el mercado mediante la reducción de la participación monopólica de Petrobras en el sistema de procesamiento y transporte de gas natural, además del fin del monopolio en la distribución, ejercido por las concesionarias de los estados.

El ejecutivo sostiene que la expansión de la demanda no eliminará la reintroducción de gas en los pozos de petróleo. Eso es necesario, ya que el gas reinyectado se utiliza para mantener la presión del yacimiento y aumentar la capacidad de extracción de petróleo. “En un funcionamiento adecuado, con la reinyección de gas o mediante el bombeo de agua, es posible extraer el 50% del petróleo disponible en un pozo. Sin la reinyección, entre el 70% y el 80% del petróleo permanecería inaccesible”, informa Costamilan.

Según los datos de la ANP, la reintroducción de gas en los depósitos está aumentando y tiende a seguir expandiéndose en los próximos años, por falta de una infraestructura adecuada para el flujo offshore y de distribución a los mercados de consumo. Para Meneghini, a pesar de la importancia de la reinyección para aumentar la producción de petróleo, el exceso de gas reintroducido, tal como ocurre hoy en día en algunas plataformas, puede reducir la productividad a mediano y largo plazo. Con la extracción de petróleo y la reinyección continua de gas, con el tiempo aumenta el porcentaje de gas asociado que se extrae junto con el petróleo del yacimiento. Este porcentaje puede exceder la capacidad de la plataforma de procesamiento de la mezcla, provocando que, eventualmente, se interrumpa la producción. “Lo ideal es reinyectar el gas de una manera calculada según su capacidad de generar más petróleo, y no por necesidad, tal como suele ocurrir hoy en día. El almacenamiento en cuevas les permitiría a las compañías petroleras alcanzar ese equilibrio”, afirma.

Proyecto
Brasil Research Center for Gas Innovation (nº 14/50279-4); Modalidad Centros de Investigación en Ingeniería; Investigador responsable Julio Romano Meneghini (USP); Inversión R$ 23.718.372,37

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