{"id":368287,"date":"2020-12-15T19:04:59","date_gmt":"2020-12-15T22:04:59","guid":{"rendered":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/?p=368287"},"modified":"2020-12-16T13:00:54","modified_gmt":"2020-12-16T16:00:54","slug":"cavernas-para-guardar-gases","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/cavernas-para-guardar-gases\/","title":{"rendered":"Cavernas para guardar gases"},"content":{"rendered":"

Un sistema de almacenamiento y separaci\u00f3n por gravedad del di\u00f3xido de carbono (CO2<\/sub>) y el metano (CH4<\/sub>) \u2013ambos, componentes del gas asociado que se extrae junto con el petr\u00f3leo en los pozos offshore<\/em>\u2013 en cavernas de sal ubicadas en alta mar, cuenta con potencial para morigerar el impacto ambiental de la explotaci\u00f3n de los campos del presal y aportarle r\u00e9ditos econ\u00f3micos a la industria petrolera. Este m\u00e9todo, que a\u00fan se encuentra en fase conceptual, fue dise\u00f1ado por el Centro de Investigaciones para la Innovaci\u00f3n en Gas (RCGI, por sus siglas en ingl\u00e9s), con sede en la Escuela Polit\u00e9cnica de la Universidad de S\u00e3o 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 Innovaci\u00f3n Tecnol\u00f3gica de la Agencia Nacional del Petr\u00f3leo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). El equipo a cargo del proyecto espera poder probar el concepto en la pr\u00e1ctica, con la perspectiva de construir una caverna experimental en el Campo Petrolero de Libra, situado en la cuenca de Santos.<\/p>\n

El CO2<\/sub>, 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 atm\u00f3sfera. En tanto, el CH4<\/sub>, es un gas con un valor mayor porque es la base constitutiva del gas natural, y representa m\u00e1s del 90% de su composici\u00f3n. El gas natural es una fuente de energ\u00eda para las centrales t\u00e9rmicas, que generan electricidad. Tambi\u00e9n se lo emplea como combustible para veh\u00edculos y como insumo industrial.<\/p>\n

\u201cSabemos que el anh\u00eddrido carb\u00f3nico, m\u00e1s pesado, ocupar\u00e1 naturalmente el fondo de la cueva, mientras que el metano, m\u00e1s ligero, se alojar\u00e1 en la parte superior, por lo que su rescate ser\u00e1 m\u00e1s f\u00e1cil y barato\u201d, rese\u00f1a Julio Meneghini, docente de la Poli-USP y director cient\u00edfico del RCGI, uno de los Centros de Investigaci\u00f3n en Ingenier\u00eda (CPE) patrocinados por la FAPESP. \u201cLa caverna experimental nos ayudar\u00e1 a determinar el tiempo necesario para que los dos gases, ambos en estado supercr\u00edtico, se separen\u201d, explica.<\/p>\n

Los gases inyectados en esa cueva ser\u00e1n presurizados para igualar la gran presi\u00f3n de la profundidad de la capa de sal, a unos 3.000 metros (m) bajo el nivel del mar, donde se construir\u00e1 la caverna. La presi\u00f3n en ese entorno supera los 400 bares, es decir, es al menos 400 veces m\u00e1s alta que la presi\u00f3n atmosf\u00e9rica. La temperatura es de 40 grados Celsius. \u201cEn esas condiciones, el gas pasa al estado que se denomina como fluido supercr\u00edtico, en el cual no hay una distinci\u00f3n entre l\u00edquido y gaseoso\u201d, explica el ingeniero naval Gustavo Assi, coordinador del proyecto en el RCGI y docente del Departamento de Ingenier\u00eda Naval y Oce\u00e1nica de la Poli-USP. \u201cUn fluido supercr\u00edtico tiene la densidad de un l\u00edquido, lo que asegura una gran compactaci\u00f3n y viscosidad del gas y permite una alta fluidez\u201d. La densidad del fluido supercr\u00edtico es 540 veces mayor que la del di\u00f3xido de carbono a la presi\u00f3n atmosf\u00e9rica nominal.<\/p>\n

El RCGI tambi\u00e9n est\u00e1 construyendo un laboratorio para la caracterizaci\u00f3n fisicoqu\u00edmica del gas natural y del petr\u00f3leo en condiciones sub y supercr\u00edticas en el Departamento de Ingenier\u00eda Qu\u00edmica de la Poli-USP. La unidad dispondr\u00e1 de un equipo para medir las propiedades f\u00edsicas de los fluidos en estado supercr\u00edtico. Se preve\u00eda que el laboratorio empezara a funcionar en 2020, pero el cronograma se est\u00e1 revisando para adaptarlo a las limitaciones impuestas por las medidas de contenci\u00f3n del nuevo coronavirus.<\/p>\n

El inicio de la construcci\u00f3n de una cueva experimental, seg\u00fan los investigadores del RCGI, solo aguarda la decisi\u00f3n de los operadores que producen petr\u00f3leo y gas en la regi\u00f3n del presal brasile\u00f1o y necesitan almacenar y separar el CO2<\/sub> y el metano, y ya hay negociaciones al respecto. La tecnolog\u00eda de construcci\u00f3n de cavernas de sal es algo que la industria petrolera domina desde hace d\u00e9cadas. Se las excava por lixiviaci\u00f3n, mediante el bombeo de agua a trav\u00e9s de un conducto perforado en las rocas salinas. El agua bombeada disuelve la sal y la salmuera resultante se extrae por otra tuber\u00eda. La estructura presenta estabilidad geomec\u00e1nica. La presi\u00f3n de la roca salina externa se estabiliza por la presi\u00f3n interna de la nueva salmuera formada con el agua que fue bombeada. A continuaci\u00f3n se insufla el gas que se pretende almacenar, lo que conduce a una nueva expulsi\u00f3n de salmuera (vea la infograf\u00eda<\/em>).<\/p>\n

\"\"<\/a><\/p>\n

Sin embargo, hasta ahora, las cuevas salinas, de un tama\u00f1o reducido y usadas principalmente para mantener permanentemente el CO2<\/sub> comprimido en estado gaseoso, est\u00e1n construidas en \u00e1reas subterr\u00e1neas en tierra o bajo aguas oce\u00e1nicas poco profundas, donde la presi\u00f3n es baja. Inusuales en Brasil, son m\u00e1s comunes en las \u00e1reas petroleras del golfo de M\u00e9xico y en Europa.<\/p>\n

En el sistema ideado por el RCGI, las cavernas se construir\u00edan en la capa de sal presente bajo aguas ultraprofundas \u2013una regi\u00f3n submarina cuya profundidad es de al menos 1.500 metros\u2013 cerca de los campos de explotaci\u00f3n del presal. En esos lugares, se pueden construir grandes estructuras a alta presi\u00f3n, algo impracticable en aguas poco profundas, donde el espesor de la capa es m\u00e1s delgado y la presi\u00f3n no es lo suficientemente alta como para hacer posible la separaci\u00f3n de los gases.<\/p>\n

En una estructura de 470 m de altura y 150 m de di\u00e1metro, tal como propuso el RCGI, se pueden almacenar 8 millones de metros c\u00fabicos (m3<\/sup>) de fluido supercr\u00edtico, el equivalente al volumen de gas asociado extra\u00eddo de las profundidades por una plataforma petrolera a lo largo de una d\u00e9cada.<\/p>\n

La separaci\u00f3n por gravedad del CO2<\/sub> y el CH4<\/sub> en las cuevas de sal, dice Julio Meneghini, redundar\u00e1 en ganancias econ\u00f3micas para las compa\u00f1\u00edas petroleras. Actualmente, cuando el gas asociado no se reinyecta en los mismos pozos de petr\u00f3leo de los que fue extra\u00eddo, se lo procesa en las plataformas. Para ello se utiliza un sistema de membranas para separar el di\u00f3xido de carbono del metano y de otros gases comercializables tales como el etano (C2<\/sub>H6<\/sub>) y el propano (C3<\/sub>H8<\/sub>), presentes en esa mezcla en baja proporci\u00f3n. En ese caso, el metano y los otros gases son enviados para procesarlos en tierra y solo se reintroduce en el pozo el CO2<\/sub>.<\/p>\n

No obstante, la separaci\u00f3n por membranas demanda un gran consumo de energ\u00eda y ocupa una parte importante del \u00e1rea de procesamiento de un buque plataforma del tipo Floating Production Storage and Offloading (FPSO), que son los que se utilizan en la explotaci\u00f3n del presal brasile\u00f1o. \u201cLa separaci\u00f3n en las cuevas permitir\u00e1 liberar espacio en las plataformas para expandir el procesamiento del petr\u00f3leo. A partir de esto, podemos incluso considerar la construcci\u00f3n de plataformas m\u00e1s peque\u00f1as y m\u00e1s econ\u00f3micas en el futuro\u201d, especula Meneghini.<\/p>\n

El flujo de la producci\u00f3n<\/strong>
\nLa separaci\u00f3n y el almacenamiento de metano en cavernas, dice el director cient\u00edfico del RCGI, tambi\u00e9n permitir\u00eda que el gas sea recuperado por las compa\u00f1\u00edas petroleras solo cuando su explotaci\u00f3n comercial sea ventajosa. Las empresas podr\u00e1n controlar el suministro en funci\u00f3n de la demanda de gas natural. En Brasil, el almacenamiento tambi\u00e9n les permitir\u00e1 a las empresas acopiar el gas producido hasta que el pa\u00eds disponga de una infraestructura adecuada para el flujo de la producci\u00f3n offshore<\/em>. Hoy en d\u00eda, eso no ocurre.<\/p>\n

Actualmente existen dos v\u00edas de salida para la producci\u00f3n de gas natural offshore<\/em>. Uno exige la construcci\u00f3n de plataformas flotantes para la licuefacci\u00f3n del gas natural en alta mar y su posterior transporte en buques metaneros hasta la costa. Brasil no cuenta con una plataforma de licuefacci\u00f3n en el mar. La otra metodolog\u00eda que se emplea implica la construcci\u00f3n de gasoductos que conectan los campos de producci\u00f3n en alta mar con una central de procesamiento de gas natural en la costa. Solo existen en el pa\u00eds dos de esos gasoductos que operan interconectados y transportan gas natural desde las cuencas de Santos y Campos, ubicadas en la regi\u00f3n postsal, hasta Caraguatatuba (S\u00e3o Paulo) y Cabi\u00fanas (R\u00edo de Janeiro), con capacidades de flujo de 10 millones de m3<\/sup> por d\u00eda (Mm3<\/sup>\/d) y 16 Mm3<\/sup>\/d, respectivamente. Se llaman Ruta 1 y Ruta 2. Las plataformas que explotan el petr\u00f3leo postsal est\u00e1n ubicadas a unos 50 a 80 km de la costa.<\/p>\n

Se est\u00e1 construyendo un tercer gasoducto, el Ruta 3, que conectar\u00e1 la cuenca de Santos con Itabora\u00ed (R\u00edo de Janeiro), y atender\u00e1 al Complejo Petroqu\u00edmico de R\u00edo de Janeiro (Comperj), con una capacidad de flujo de 18 Mm3<\/sup>\/d\u00eda. Su inauguraci\u00f3n estaba prevista en 2020, pero se ha pospuesto y todav\u00eda no se ha anunciado una nueva fecha. De acuerdo con la ANP, la producci\u00f3n de gas natural offshore<\/em> en Brasil, en marzo de 2020, fue de 106,8 Mm3<\/sup>\/d, y de ese total, 80,6 Mm3<\/sup>\/d proviene de los campos del presal. Para 2030, la agencia estima una producci\u00f3n de 150 Mm3<\/sup>\/d tan solo en las \u00e1reas del presal.<\/p>\n

Del total de la producci\u00f3n actual de gas natural del presal, casi la mitad del volumen, el 48%, se reinyecta en los pozos de petr\u00f3leo. Alrededor del 40% se destina al mercado y un 10% se utiliza para generar la energ\u00eda que abastece a las plataformas. El 2% o 3% restante se quema en flares<\/em>, las antorchas ubicadas en la c\u00faspide de las plataformas, impactando en la atm\u00f3sfera, dado que esa combusti\u00f3n no tiene otra utilidad que consumir el gas.<\/p>\n

Oferta y demanda<\/strong>
\nEl secretario ejecutivo de gas natural del Instituto Brasile\u00f1o de Petr\u00f3leo, Gas y Biocombustibles (IBP), Luiz Costamilan, dice que la expansi\u00f3n de la oferta de ese insumos energ\u00e9tico depende del aumento de la demanda. En este sentido, una de las expectativas est\u00e1 dada por el Programa del Nuevo Mercado de Gas, coordinado por el Ministerio de Minas y Energ\u00eda. Ese programa prev\u00e9 un aumento de la competencia en el mercado mediante la reducci\u00f3n de la participaci\u00f3n monop\u00f3lica de Petrobras en el sistema de procesamiento y transporte de gas natural, adem\u00e1s del fin del monopolio en la distribuci\u00f3n, ejercido por las concesionarias de los estados.<\/p>\n

El ejecutivo sostiene que la expansi\u00f3n de la demanda no eliminar\u00e1 la reintroducci\u00f3n de gas en los pozos de petr\u00f3leo. Eso es necesario, ya que el gas reinyectado se utiliza para mantener la presi\u00f3n del yacimiento y aumentar la capacidad de extracci\u00f3n de petr\u00f3leo. \u201cEn un funcionamiento adecuado, con la reinyecci\u00f3n de gas o mediante el bombeo de agua, es posible extraer el 50% del petr\u00f3leo disponible en un pozo. Sin la reinyecci\u00f3n, entre el 70% y el 80% del petr\u00f3leo permanecer\u00eda inaccesible\u201d, informa Costamilan.<\/p>\n

Seg\u00fan los datos de la ANP, la reintroducci\u00f3n de gas en los dep\u00f3sitos est\u00e1 aumentando y tiende a seguir expandi\u00e9ndose en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, por falta de una infraestructura adecuada para el flujo offshore<\/em> y de distribuci\u00f3n a los mercados de consumo. Para Meneghini, a pesar de la importancia de la reinyecci\u00f3n para aumentar la producci\u00f3n de petr\u00f3leo, el exceso de gas reintroducido, tal como ocurre hoy en d\u00eda en algunas plataformas, puede reducir la productividad a mediano y largo plazo. Con la extracci\u00f3n de petr\u00f3leo y la reinyecci\u00f3n continua de gas, con el tiempo aumenta el porcentaje de gas asociado que se extrae junto con el petr\u00f3leo del yacimiento. Este porcentaje puede exceder la capacidad de la plataforma de procesamiento de la mezcla, provocando que, eventualmente, se interrumpa la producci\u00f3n. \u201cLo ideal es reinyectar el gas de una manera calculada seg\u00fan su capacidad de generar m\u00e1s petr\u00f3leo, y no por necesidad, tal como suele ocurrir hoy en d\u00eda. El almacenamiento en cuevas les permitir\u00eda a las compa\u00f1\u00edas petroleras alcanzar ese equilibrio\u201d, afirma.<\/p>\n

Proyecto<\/strong>
\nBrasil Research Center for Gas Innovation (n\u00ba 14\/50279-4<\/a>); Modalidad<\/strong> Centros de Investigaci\u00f3n en Ingenier\u00eda; Investigador responsable <\/strong>Julio Romano Meneghini (USP); Inversi\u00f3n<\/strong> R$ 23.718.372,37<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Una nueva tecnolog\u00eda permitir\u00e1 el almacenamiento bajo aguas ultraprofundas del di\u00f3xido de carbono y el metano asociados al petr\u00f3leo extra\u00eddo en los campos de la capa oce\u00e1nica presal","protected":false},"author":538,"featured_media":368421,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"_exactmetrics_skip_tracking":false,"_exactmetrics_sitenote_active":false,"_exactmetrics_sitenote_note":"","_exactmetrics_sitenote_category":0,"footnotes":""},"categories":[181],"tags":[297],"coauthors":[1346],"class_list":["post-368287","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-ciencia-es","tag-ingenieria","position_at_home-sumario"],"acf":[],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/368287","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/users\/538"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=368287"}],"version-history":[{"count":5,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/368287\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":368981,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/368287\/revisions\/368981"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media\/368421"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=368287"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=368287"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=368287"},{"taxonomy":"author","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/coauthors?post=368287"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}