Los sistemas de captura, uso y almacenamiento de CO 2 son una alternativa para que el país mitigue los efectos del cambio climático
Petrobras realiza captura de carbono en las operaciones de su barco plataforma P-75, anclado en la cuenca de SantosPetrobras
Domingos Zaparolli
En los esfuerzos por contener el calentamiento global, un conjunto de tecnologías prometedoras han ganado importancia. Se trata de sistemas diseñados para capturar, utilizar y almacenar carbono, que tienen como objetivo reducir la concentración de dióxido de carbono (CO₂) en la atmósfera y, así, mitigar los efectos del cambio climático. Dichos sistemas son capaces de separar y evitar la liberación del dióxido de carbono generado durante la exploración, producción y uso de combustibles fósiles y biocombustibles, o incluso capturarlo directamente de la atmósfera, para luego almacenarlo durante largos períodos en depósitos geológicos subterráneos o reutilizarlo. directamente o indirectamente en otros productos.
Cuatro proyectos de este tipo, conocidos por las siglas CCUS (Captura, Utilización y Almacenamiento de Carbono), se preparan para entrar en operación a escala piloto en el país en los próximos meses y deberían ser los primeros en operar en instalaciones terrestres en el territorio nacional. Petrobras, que ya realiza operaciones CCUS en 23 plataformas marinas de petróleo y gas, comenzó a implementar un sistema de captura y almacenamiento en su unidad de procesamiento de gas natural de Cabiúnas, en Macaé, Río de Janeiro.
Petrobras realiza captura de carbono en las operaciones de su barco plataforma P-75, anclado en la cuenca de SantosPetrobras
Otra petrolera, Repsol Sinopec Brasil, una empresa conjunta entre la española Repsol y la china Sinopec, está desarrollando dos proyectos que tienen como objetivo reducir el stock de carbono presente en la atmósfera mediante sistemas de captura de carbono directamente del aire. La iniciativa se realiza en colaboración con la Pontificia Universidad Católica de Rio Grande do Sul (PUC-RS) y el centro de enseñanza, investigación y desarrollo tecnológico Senai Cimatec, en Bahía.
En São Paulo, el Centro de Investigación para la Innovación en Gases de Efecto Invernadero (RCGI), fruto de una alianza entre la petrolera Shell y la FAPESP, prevé instalar el próximo año una planta piloto CCUS en el Instituto de Química de la Universidad de São Paulo (IQ -USP) para la generación de metanol verde, un combustible renovable cuya producción no libera contaminantes al aire. Para lograrlo, la unidad utilizará el CO₂ capturado en el proceso de producción de etanol.
“La captura de carbono juega un papel fundamental en la transición energética”, dice el ingeniero y físico Julio Romano Meneghini, director científico del RCGI. “El mundo necesita urgentemente dejar de depender del petróleo, el gas natural y el carbón. Mientras exista esta dependencia, es necesario capturar y almacenar el CO₂ resultante del proceso de utilización de combustibles fósiles”.
Alexandre Affonso/Revista Pesquisa FAPESP
Los sistemas basados en la captura y almacenamiento de carbono son aún pocos en el mundo. La Agencia Internacional de Energía (AIE) enumera 47 instalaciones CCUS en funcionamiento en 2022 con capacidad para eliminar 45 millones de toneladas de dióxido de carbono (Mt CO₂) de la atmósfera al año, un volumen aún muy limitado en comparación con las emisiones de 37,4 mil millones de toneladas de CO₂. al año sólo en el sector energético. Teniendo en cuenta sólo los proyectos ya anunciados, que suman casi un centenar, la AIE estima que la capacidad de captura y eliminación alcanzará los 1.000 millones de toneladas en 2030, más que las emisiones anuales de la aviación civil, calculadas por la agencia en 800 Mt ( ver Pesquisa FAPESP nº 337 ) .
Para 2050, la estimación global de la agencia es de 6 mil millones de toneladas de CO₂. Este volumen representa casi tres veces el total de las emisiones brasileñas en 2022, que alcanzaron 2,18 mil millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO₂e), según el Sistema de Estimación de Emisiones y Remociones de Gases de Efecto Invernadero (SEEG), principal plataforma de monitoreo de gases de efecto invernadero (GEI) emisiones en América Latina. El dióxido de carbono equivalente es una medida internacional que establece la equivalencia entre todos los GEI (metano, óxido nitroso, entre otros) y el dióxido de carbono.
Petrobras se destacó en esa actividad, que puede traer ganancias a su proceso productivo. En 2023, la petrolera capturó 17 Mt de CO₂, el 27% del total secuestrado en todo el mundo. El carbono se elimina del gas natural asociado con el petróleo extraído de los pozos del presal. Se separa de otros gases presentes, como metano, etanol y propileno, mediante membranas, una de las técnicas en uso ( ver infografía a continuación ), y se reinyecta nuevamente en los pozos. Además de evitar las emisiones de CO₂, este proceso, denominado recuperación avanzada de petróleo, aumenta la productividad de la extracción de petróleo.
Alexandre Affonso/Revista Pesquisa FAPESP
“La reinyección es una solución para cumplir con el compromiso de la empresa de no liberar a la atmósfera dióxido de carbono presente en el gas natural y, así, producir petróleo con bajas emisiones de carbono en los campos del presal”, dice Mauricio Tolmasquim, director de transición energética y sustentabilidad de la compañía petrolera.
Petrobras separa y almacena más del 97% de todo el CO₂ procedente del gas natural asociado al petróleo extraído de pozos del presal. Desde 2008, cuando se inició el procedimiento, la compañía ha reinyectado más de 53 Mt de CO₂ y prevé ampliar la operación a siete plataformas petrolíferas más. El objetivo es llegar a 80 Mt reinyectadas para 2025.
En 2023, la empresa anunció un proyecto piloto CCUS en la unidad de procesamiento de gas natural de Cabiúnas, en Macaé, donde ya está en funcionamiento un sistema de eliminación de CO₂ mediante otra tecnología, la absorción química. Petrobras utiliza este sistema para adaptar para la venta el gas natural del presal, que tiene un alto contenido de CO₂.
Hoy, el dióxido de carbono secuestrado en Cabiúnas se libera a la atmósfera. Con el proyecto piloto, el gas será comprimido, transportado a través de un ducto por unos 60 kilómetros (km) hasta el acuífero salino de Santo Tomé, en Quissamã (RJ), donde será inyectado y almacenado. Se espera que esta operación entre en funcionamiento en 2027 y, al tratarse de un proyecto piloto, tendrá una duración limitada a dos o tres años, con una inyección anual de 100 mil toneladas de CO₂.
“El proyecto piloto confirmará la capacidad de almacenamiento de Santo Tomé, que tiene el potencial de ser uno de los principales reservorios de CO₂ en la región Sudeste. También nos permitirá desarrollar y probar técnicas de seguimiento del almacenamiento para garantizar que el gas no se escape”, detalla Tolmasquim.
El éxito de esta iniciativa, afirma el ejecutivo, será decisivo para que Petrobras continúe con un proyecto de instalación del primer polo comercial CCUS del país. De confirmarse, la estructura consistirá en ductos para el transporte de CO₂ que conectarán el yacimiento salino de Quissamã con otras instalaciones de procesamiento de petróleo y gas de Petrobras en el estado de Río de Janeiro, como la refinería ubicada en Duque de Caxias.
Sector sucroenergético e hidrógeno
Además de la industria del petróleo y del gas, evalúa Meneghini, de la USP, el sector sucroenergético y los fabricantes de hidrógeno tienen buenas condiciones técnicas para instalar sistemas de captura y eliminación de CO₂. Hoy en día, el 80% del hidrógeno producido en el mundo utiliza gas natural como insumo. Se llama hidrógeno gris ( lea en Pesquisa FAPESP nº 333 ) , cuya fabricación libera contaminantes al aire. Cada kilogramo (kg) de hidrógeno gris producido emite 10 kg de CO₂. “Capturar y almacenar parte del CO₂ resultante del proceso permite reducir las emisiones a menos de 4 kg de CO₂ por kilogramo de hidrógeno generado. Esto es lo que se clasifica como hidrógeno azul”, detalla Meneghini.En el sector sucroenergético, el mayor potencial reside en el proceso de fermentación de la caña de azúcar o del maíz para producir etanol, que resulta de la emisión de CO₂ con un alto grado de pureza a la atmósfera. Esto significa que más del 90% del gas liberado durante el proceso de fermentación de la caña de azúcar y el maíz está compuesto por dióxido de carbono. De esta forma es más fácil separarlo de otros gases y comprimirlo.
En Estados Unidos, la práctica es común entre los productores de etanol de maíz, y en Brasil, FS, fabricante de etanol de maíz, ya anunció su intención de construir una planta piloto de captura y almacenamiento de CO₂ en su planta de Lucas do Rio Verde, en Mato. Grosso.
Una investigación realizada por la ingeniera mecánica Sara Alexandra Restrepo Valencia, durante su doctorado en la Universidad Estadual de Campinas (Unicamp), evaluó la viabilidad técnica y económica de los procesos de captura y almacenamiento en instalaciones de bioenergía. El trabajo ganó el Premio Tesis Capes 2023 en la categoría interdisciplinaria. Según Valencia, una planta que procesa 4 Mt de caña de azúcar al año emite 0,5 Mt de CO₂ durante el proceso de fermentación. Si el establecimiento utiliza residuos para generar bioelectricidad, se emite 1 Mt adicional de CO₂ al año.
El costo promedio de capturar el carbono de alta pureza generado durante la fermentación y almacenarlo a una distancia de hasta 100 kilómetros de la planta, según el investigador, es de 30 dólares por tonelada de CO₂. El CO₂ emitido en la generación de bioelectricidad mediante el método convencional de turbinas de vapor es impuro y requiere el uso de tecnologías para separar el CO₂ de otros gases, antes de su compresión, transporte y almacenamiento; la separación es necesaria para que se produzca la reacción química de solidificación. El dióxido de carbono en los recovecos de las rocas porosas se produce correctamente, reduciendo el riesgo de escape del gas almacenado bajo tierra. Esto hace que el coste medio del proceso se duplique. “Las operaciones de captura y almacenamiento tienen un alto valor y los propietarios de las plantas no se sienten animados a asumir este coste”, afirma Valencia.
Para el ingeniero mecánico Arnaldo César Walter, asesor doctoral de Valencia, la venta de créditos de carbono podría ser un estímulo importante para la implementación de sistemas de captura y disposición de carbono en Brasil. Sin embargo, el país aún no cuenta con un mercado regulado de créditos de carbono ( ver recuadro ). Para las plantas de biocombustibles, una fuente de ingresos es el programa federal RenovaBio, establecido en 2017, que genera un crédito de descarbonización (CBIO) por cada tonelada de CO₂ evitada. El valor de mercado de la CBIO rondaba los 100 reales a finales de marzo. Para Meneghini, la viabilidad económica de los sistemas de captura y disposición de carbono también dependerá del apoyo gubernamental y la regulación de la actividad.
El potencial para utilizar CO₂ como materia prima para otros productos comercializables es todavía pequeño. Los posibles usos incluyen la producción de fertilizantes a base de urea y productos químicos como ácidos orgánicos y metanol. Los investigadores del RCGI desarrollaron y patentaron un proceso para generar metanol verde que entrará en operación experimental en 2025.
Según el ingeniero químico Pedro Miguel Vidinha, del IQ-USP, que participa del proyecto, el proceso podría utilizar el CO₂ capturado en la fabricación de etanol para producir metanol. Las moléculas de CO₂ se mezclan con hidrógeno verde, obtenido a partir de fuentes de energía renovables, en un reactor químico. La reacción utiliza como insumo un catalizador patentado por el grupo capaz de convertir CO₂ en metanol. La investigación sobre el catalizador generó un artículo en el Journal of CO₂ Utilization en septiembre de 2020.
La planta piloto se instalará en el IQ-USP y tendrá capacidad para producir 1 tonelada de metanol por semana. El estudio de la viabilidad económica del proceso se realizará a lo largo de este año. “El potencial es muy grande, ya que el metanol verde se considera una alternativa para la descarbonización de la industria naviera”, afirma Vidinha. La naviera danesa Maersk ya ha encargado 18 barcos propulsados por metanol a varios astilleros extranjeros. El primero de ellos entró en funcionamiento en febrero. La compañía estima que reducirá las emisiones de carbono en más de un 80% con los nuevos buques.
Alexandre Affonso/Revista Pesquisa FAPESP
Comprender la tecnología de captura y almacenamiento
El carbono se almacena en embalses a más de 800 metros de profundidad.
Ya existen varias tecnologías maduras y comerciales que pueden aplicarse para eliminar el dióxido de carbono (CO 2 ) de la atmósfera o de corrientes gaseosas, como las asociadas al petróleo. Los cuatro más comunes son la absorción química, la separación por membranas, la adsorción y la destilación criogénica.
Independientemente de la técnica, tras ser separado de otros gases, el CO 2 es sometido a temperaturas superiores a los 32 grados centígrados (°C) y a una presión de 7,38 megapascales (MPa), alcanzando el llamado estado supercrítico. En esta condición, se produce un aumento en la densidad del gas, llevándolo a un estado cercano al líquido. Como resultado, su volumen se reduce, lo que facilita el transporte por tuberías, camiones o barcos hasta el lugar de almacenamiento.
En ese momento, se inyectará en depósitos subterráneos y se espera que permanezca allí durante cientos de años o indefinidamente. Los posibles lugares de almacenamiento incluyen campos de petróleo y gas agotados, acuíferos salinos, formaciones de rocas volcánicas, como basalto, y formaciones de rocas sedimentarias, como arenisca, piedra caliza y sal gema, que tienen porosidad y permeabilidad para la absorción de fluidos.
“El depósito donde se depositará el CO 2 debe tener al menos 800 metros de profundidad. Allí, el gas será sometido a condiciones de presión y temperatura capaces de mantener su estado supercrítico, dificultando su escape y regreso a la atmósfera”, explica el geólogo Colombo Celso Gaeta Tassinari, investigador del Instituto de Energía y Medio Ambiente de la Universidad de São Paulo (USP) y el Centro de Investigación en Innovación en Gases de Efecto Invernadero (RCGI).
Sellado con cemento
Después de llenar el yacimiento, los pozos abiertos para la inyección de gas se sellan, normalmente con cemento. Si hay un escape, el CO 2 vuelve a su estado gaseoso y se pierde todo el proceso.
El potencial de áreas de almacenamiento de carbono en Brasil es muy grande, tanto en reservorios terrestres como oceánicos. Sólo la cuenca sedimentaria del Paraná, que abarca una región que se extiende desde Mato Grosso hasta Rio Grande do Sul, podría albergar todo el CO 2 generado en las regiones Sur y Sudeste. Las cuencas sedimentarias de São Francisco, Parnaíba y Amazonas también se consideran prometedoras. Las cuencas sedimentarias son una estructura geológica formada por varias capas de rocas sedimentarias y volcánicas.
La definición de un lugar para instalar un embalse se realiza mediante estudios geológicos y geofísicos que pueden tardar cuatro años o más. Un embalse en una superficie de 10 kilómetros cuadrados (km 2 ) es capaz de almacenar algunos miles de millones de toneladas de CO 2 , informa Tassinari.
Con apoyo de la FAPESP, Tassinari está realizando un estudio sobre las características geoquímicas e hidromecánicas de los reservorios geológicos de CO 2 en el país. El almacenamiento del carbono capturado, evalúa el investigador, es una acción necesaria. Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), la expectativa es que sólo el 8% del CO 2 capturado en 2070 se destine a uso industrial. “El 92% restante tendrá que ir al almacenamiento geológico”, afirma Tassinari.
El informe anterior fue publicado con el título “ Menos carbono en la atmósfera ” en la edición impresa nº 340, de junio de 2024.
Proyectos
1. Centro de Investigación para la Innovación en Gases de Efecto Invernadero (RCGI) ( n ° 20/15230-5 ), Centros de Investigación en Ingeniería Tipo (CPE); El investigador responsable Julio Romano Meneghini (USP); Inversión R$ 19.516.850,65.
2. Estudio de las características geoquímicas e hidromecánicas de yacimientos geológicos de CO₂ basado en el seguimiento geofísico de los procesos de interacción de fluidos ricos en CO₂ con rocas – EHMPRES ( nº 22/02416-9 ); Tipo de asistencia a la investigación : regular; el investigador responsable Colombo Celso Gaeta Tassinari (USP); Inversión R$ 164.754,94.
Artículo científico
MALUF, NEC et al . «Material intermetálico de carburo de zinc y níquel derivado de una estructura zeolítica-imidazolato como catalizador selectivo para la reducción de CO 2 a CO a alta presión» . Revista europea de química inorgánica. 29 de agosto. 2021.
Tesis doctoral
VALENCIA, RAE Evaluación de la viabilidad técnico-económica de sistemas Beccs en la generación de electricidad a partir de biomasa residual de caña de azúcar. Universidad Estadual de Campinas (Unicamp), 2022.
FAPESP