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Comité organizador: Sánchez, Martín Rabal, Norma Liliana Pique, Teresa María Pasquini, Adrián Nicolás Grasetti, Carlos Gabriel Gallo, Gonzalo Celleri, Humberto

Comité técnico: Tunik, Maisa Masiero, Diana Manoni, Ricardo Dos Santos, Marina Cornaglia, Laura Castesana, Paula Borio, Daniel

1ra Conferencia Argentina de Captura, Utilización y Almacenamiento de CO2 : libro de resúmenes. - 1a ed - Berisso : Y-TEC Editor, 2023. Libro digital, PDF Archivo Digital: descarga y online ISBN 978-631-90416-1-3 1. Geología. 2. Tecnologías. 3. Innovaciones. I. Título. CDD 551.01

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PRESENTACIÓN La conferencia tuvo por objetivo generar un espacio de encuentro para compartir los avances científicos y tecnológicos relacionados con la Captura, Transporte, Uso y Almacenamiento de CO2 (CCUS) en nuestro país, como así también consolidar una comunidad técnica que motive el relacionamiento entre investigadores, institutos y empresas, esperando obtener un mapa de capacidades de la temática en Argentina. El encuentro permitió generar oportunidades de vinculación para desarrollar nuevo conocimiento colectivo enfocado en la transición energética. FECHA Y LUGAR: 5 y 6 de octubre de 2023, YPF TECNOLOGÍA S.A., Berisso, Buenos Aires, Argentina

KEYNOTES: Dra. Fabiana Gennari: Ingeniera Química (UNComahue) y Doctora en Ingeniería (UNLP). Investigadora principal del CONICET y CNEA, dirige el Depto. Fisicoquímica de Materiales de la Gerencia de Investigación Aplicada y es Profesora del Instituto Balseiro (UNCuyo). Recibió el premio Nacional L’Oréal-UNESCO “Por las Mujeres en la Ciencia” en 2016 y el Premio Konex diploma al mérito de la Ciencia y Tecnología 2023, en Energía y Sostenibilidad. Referente nacional en las tecnologías del hidrógeno y la transición energética.

Dra. Aurora Pérez Gramatges: Profesora Asociada del Departamento de Química de la Pontificia Universidad Católica de Rio de Janeiro (PUC-Rio) y coordinadora del Laboratorio de Físico-Química de Surfactantes (LASURF), del Núcleo Regional de Competencia en Petróleo (NRCP) de la PUC-Rio. Actúa en el área de físico-química, con énfasis en sistemas coloidales y fenómenos de interfaces. Las investigaciones fundamentales están relacionadas al desarrollo y caracterización de sistemas multifásicos con surfactantes, polímeros y nanopartículas, con aplicaciones en los procesos de recuperación mejorada de petróleo. Coordina diferentes proyectos de I+D con la industria petrolera (Shell, Petrobras, Equinor). Tiene un Doctorado en Química de la Universidad de Dalhousie (1999) y una Licenciatura en Radioquímica del Instituto Superior de Ciencias y Tecnología Nucleares (1993).

Dr. Luis F. Quintero Asesor en Jefe, Gerencia de Producción- Halliburton. Luis tiene una Licenciatura en Ingeniería Electrónica de Universidad Simón Bolívar - Venezuela, y Ph.D. en Ingeniería del Petróleo de la Universidad Estatal de Luisiana, EE.UU. Su carrera abarca más de 35 años en perfilaje eléctrico de pozo, ingeniería de reservorios, evaluación de activos, planificación financiera y gerencia de producción en más de 40 países. Ha estado involucrado en el screening de proyectos CCUS en Australia, Japón, Grecia, Mar del Norte, Italia, Colombia, Malasia y en proyectos CO2-EOR en Indonesia, Malasia, Colombia. Luis también ha liderado proyectos de producción en EE.UU., América Latina, África, Ex Unión Soviética, Asia y Medio Oriente. Ha sido Editor Técnico de SPE Reservoir Evaluation y ganador del Concurso Internacional de Estudiantes de Doctorado de la SPE. El Dr. Quintero es ex presidente de la SPWLA, miembro del Oil and Gas Reserves Committee y autor del “Petrophysics Chapter of the Application Guidelines for the Petroleum Resources Management System, PRMS”. Luis fue distinguished lecturer tanto para SPWLA como para SPE.

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Jueves 5 de octubre CAPTURA Y REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO2 ........................................................................... 7 Plenaria: Captura y almacenamiento de CO2 empleando compuestos sintéticos y naturales ............. 7 Desarrollo de silicatos de litio para la captura de CO2 empleando cáscaras de arroz como fuente de silicio ..................................................................................................................................................... 9 Síntesis de materiales para la captura de CO2 a temperatura media (300-400 °C) ............................10 Desarrollo de Materiales Nanoporosos para la Captura, Uso y Almacenamiento de CO2 mediante Adsorción y Catálisis ...........................................................................................................................11 Absorción reactiva de dióxido de carbono empleando absorbentes sólidos. Modelado y simulación ............................................................................................................................................................12 Estrategias de modelado, simulación y optimización bajo el enfoque de diseño inherentemente sustentable, aplicadas a tecnologías de captura de CO2. ...................................................................13 Y-ALGӔ: Captura Biológica de CO2 .....................................................................................................14 Estudio y modificación de la configuración genética y metabólica de actinobacterias a partir de gases residuales ricos en CO2 .......................................................................................................................15 Desarrollo de una biorrefinería microalgal tendiente al secuestro de CO2, depuración de aguas residuales y producción de biomasa con valor agregado ...................................................................16 Simulación de una central térmica de ciclo combinado con captura de CO2 empleando un absorbente sólido...................................................................................................................................................17 Estudio de la Captura de CO2 en los procesos de endulzamiento de Gas Natural .............................18 Proyecto de reducción de venteo de CO2 en el yacimiento Cerro Fortunoso. Malargüe, Mendoza..19 Experiencia en eventos de terminación de reservorios profundos del grupo Chubut con alto contenido de dióxido de carbono, Cuenca del Golfo San Jorge .........................................................20 TRANSPORTE, USO Y VALORIZACIÓN ........................................................................................ 21 Plenaria: Espumas de CO2 como tecnología para el control de la movilidad del gas en procesos de recuperación de petróleo y secuestro de carbono .............................................................................21 Reducción de emisiones mediante CCUS: estudio de ciclo de vida de petróleo con baja huella de CO2 mediante EOR y su contraste con alternativas vehiculares ................................................................22 Simulación del progreso del frente de saturación CO2 en proyectos de CCUS ..................................23 Desafíos en tubulares para el transporte y almacenamiento subterráneo de CO2 supercrítico ........24 Captura y utilización de CO2 en la síntesis de compuestos de alto valor agregado ...........................25 Introducción a la Red Nacional de Investigación para la Valorización de CO2....................................26 Viernes 6 de Octubre Utilización y almacenamiento de CO2 en reservorios No-Convencionales mediante una nueva Tecnología geomimética de estimulación hidráulica: Y-Calcite..........................................................27 Captura de carbono y utilización (CCU): Análisis de factibilidad de la producción de Soda Ash a partir de la captura de Dióxido de Carbono (CO2) con un enfoque sostenible ............................................28 Captura y uso del CO2 en la industria del litio ....................................................................................29 Obtención de metano a partir de la hidrogenación catalítica de CO2 empleando catalizadores de Niquel soportados en estructuras mesoporosas obtenidas de residuos agroindustriales .................30

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Síntesis de material adsorbente de CO2, en base a hidrotalcitas con distintas relaciones de Mg/Al, para el reformado de etanol ...............................................................................................................31 ALMACENAMIENTO ................................................................................................................. 32 Plenaria: Our trip to the storage and beyond .....................................................................................32 Atlas AR-CO2: Evaluación del potencial de almacenamiento geológico de CO2 en Argentina ...........33 Estudio de prefactibilidad de inyección de CO2 para CCS y recuperación mejorada (CCuS) en un campo ubicado en el sector sudoeste de la Cuenca Neuquina ......................................................................34 Potencial en el subsuelo de la provincia de Buenos Aires para la inyección de CO2: estudio preliminar en la Cuenca del Claromecó................................................................................................................35 Presencia de dawsonita en la Cuenca del Golfo San Jorge: relevancia en el almacenamiento de CO2 ............................................................................................................................................................36 Flujo de trabajo para la búsqueda, desarrollo y operación de un Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural .........................................................................................................................................37 Evaluación del impacto de la variabilidad geológica en la estimación de capacidad y riesgo de almacenamiento geológico de CO2 durante las fases de selección y caracterización de sitios..........38 Modelado de la reactivación de fallas durante la inyección en un proyecto de captura y almacenamiento de CO2 utilizando una simulación numérica acoplada composicional/ geomecánica ............................................................................................................................................................39 Efecto de la inyección de scCO2 en una discontinuidad de una roca tipo sello ..................................40 Modelado de la inyección de CO2 y urea para la mineralización de CO2 por carbonatación .............41 Criterios para el diseño de pozos inyectores de CO2 y abandono de pozos existente en un proyecto de CCUS...............................................................................................................................................42

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Jueves 5 de octubre

CAPTURA Y REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO 2 Plenaria: Captura y almacenamiento de CO2 empleando compuestos sintéticos y naturales Gennari, Fabiana Cristina Departamento Fisicoquímica de Materiales, Gerencia de Investigación Aplicada, Centro Atómico Bariloche (CAB-CNEA), R8402AGP, S.C. de Bariloche, Río Negro, Argentina Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) Instituto Balseiro-Universidad Nacional de Cuyo (IB-UNCuyo), R8402AGP, S.C. de Bariloche, Río Negro, Argentina gennari@cab.cnea.gov.ar La captura, la utilización y el almacenamiento de CO2 (CCUS) es un enfoque tecnológico para reducir las emisiones antropogénicas de CO2 mediante su captura de grandes fuentes de emisión, como las centrales térmicas, la industria siderúrgica, cementera y química, la explotación y procesamiento del gas natural. El CO2 capturado es transportado y finalmente puede ser almacenado en diferentes formaciones geológicas o transformado para la producción de materiales, plásticos, combustibles sintéticos o utilizado para la recuperación mejorada de petróleo (EOR), entre algunas opciones. Dependiendo de la fuente de CO2 (si el proceso es la pos-combustión, pre-combustión o la separación del CO2 del gas natural) y de las características de las emisiones que lo contienen (concentración de CO2, temperatura, presencia de contaminantes, etc.), se debe diseñar/seleccionar el método de captura a emplear. El propósito final es contar con una tecnología de captura de CO2 que presente mínima penalización de energía y óptima eficiencia de captura. En este trabajo se presentan algunos de los resultados obtenidos con dos estrategias para captura/almacenamiento de CO2: 1) el empleo de sólidos absorbentes reactivos como el ortosilicato de litio (Li4SiO4), circonato de sodio (Na2ZrO3) y triborato de litio (Li3BO3) para la captura de CO2 poscombustión (plantas de potencia), y 2) el uso de silicatos naturales que contienen Mg (por ejemplo (Mg,Fe)2SiO4), para formar carbonatos insolubles y almacenar en forma segura y permanente el CO2. En el primer caso, si bien los sólidos absorbentes Li4SiO4, Na2ZrO3 y Li3BO3 son atractivos por tener buenas capacidades de captura de CO2 (20-45 % p/p CO2), alta selectividad al CO2 y posibilidad de ser regenerados en condiciones moderadas, para su aplicación a mayor escala deben ser mejorados para lograr buenas cinéticas de captura/ regeneración de CO2 y alta estabilidad cíclica. Para ello se sintetizaron estos materiales a partir de materias primas disponibles en Argentina y/o mediante el reciclado de residuos; se emplearon aditivos específicos y/o estrategias de preparación para modificar la microestructura, la estructura y las características difusionales de los iones; se estudió la velocidad y la capacidad de captura variando la temperatura y la concentración de CO 2 para establecer el comportamiento del adsorbente luego de ciclos sucesivos de captura/regeneración. El propósito es contar un conjunto de adsorbentes de CO2 mejorados, con buenas propiedades en rangos bien establecidos de temperatura y presión de CO2. En el segundo caso, como parte del proyecto CO2MPRISE (RISE Action), se exploró la habilidad del silicato Fe0.2Mg1.8SiO4 de capturar CO2 en presencia y ausencia de agua. La activación mecanoquímica fue empleada como una forma de simular condiciones de alta presión. Se observó que la presencia de agua modifica la superficie y la microestructura del silicato, favoreciendo la rápida carbonatación a cortos tiempos de activación. Dependiendo del tiempo de reacción y la presión de CO2, la cantidad

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de CO2 secuestrado como MgCO3 alcanza valores de 4.8% y 6.8% p/p (1.0 atm de CO2 luego de 120 y 180 minutos de reacción). Largos tiempos de reacción promueven la ocurrencia de reacciones secundarias que llevan a la formación de CH4. Los resultados muestran que la carbonatación húmeda de minerales con Mg promovidos por acción mecánica es una técnica con potencial para la mineralización de carbono a mayor escala.

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Desarrollo de silicatos de litio para la captura de CO2 empleando cáscaras de arroz como fuente de silicio Luis Salazar (1), Laura Cornaglia (1), Betina Faroldi (1) (1) Instituto de Investigaciones en Catálisis y Petroquímica (INCAPE), CONICET, Universidad Nacional del Litoral, Facultad de Ingeniería Química, Santa Fe, Argentina bfaroldi@fiq.unl.edu.ar

Las cáscaras de arroz constituyen una de las formas de biomasa proveniente de la agricultura que puede proveer alta eficiencia térmica y que además es una fuente abundante de lignocelulosa. Por otra, del quemado controlado se produce una alta proporción de cenizas, constituidas principalmente por sílice (~20%). Recuperar esta sílice y reusarla como un bio-recurso es importante desde el punto de vista medioambiental. Debido al pequeño tamaño de partícula obtenido, la sílice podría tener variadas aplicaciones industriales como películas para filtros, aislante y en compuestos de rellenos. Además, puede emplearse en la síntesis de materiales más complejos como silicio de grado solar, soportes micro y mesoporosos, carbones mesoporosos, carburo de silicio, vidrios, cerámicos y pigmentos. En este trabajo se presentan los resultados alcanzados al sintetizar silicatos de litio a partir de sílice obtenida del quemado controlado de cáscaras de arroz. Mediante un método simple de lavado con agua se obtuvo sílice con un porcentaje de pureza del 92% y una alta área superficial de 249 m2/g. Se prepararon sólidos con diferentes cargas de Li obteniendo los materiales con relación molar Li/Si = 3 y 4 mediante impregnaciones a humedad incipiente sucesivas; además se preparó un material con la relación molar Li/Si 4,1 por el método de impregnación húmeda. La relación molar Li/Si y el método de síntesis afectaron la proporción de fases de silicatos de litio de las muestras y la capacidad de captura, siendo mejor la muestra preparada por impregnación húmeda con relación molar de 4,1 que alcanzó el 60% de la capacidad máxima (o teórica) de captura a 500 °C. Se realizaron capturas isotérmicas a 500, 550 y 590 °C, donde las muestras Li/Si = 4,1 y Li/Si = 3 alcanzaron su capacidad teórica de captura a 590°C. Estos materiales presentan una alta capacidad teórica de captura entre 0,297 y 0,213 mgCO2 MgMat-1, respectivamente. La muestra Li/Si = 4,1 se seleccionó para evaluar el efecto del tiempo de captura y la adición de K como dopante con diferentes contenidos K de 2,1, 4,1 y 8,2%p/p, revelando una relación proporcional entre el tiempo y la capacidad de captura del material. Al realizar el dopaje con K se modificaron las proporciones de las fases de silicato de litio y se formó una nueva fase (KLi3SiO4). A partir de los resultados obtenidos con los experimentos isotérmicos de captura de CO 2 se observó que el dopaje con potasio afecta la cinética de captura debido a la formación de carbonatos eutécticos que favorecen la difusión del gas a través del material sólido. El mejor valor de captura se obtuvo para la muestra con un 4.1% p/p de K, aumentando en 2,7 veces la velocidad inicial de captura respecto a la muestra sin dopar. Mediante espectroscopía Raman y DRIFT operando se siguió la transformación de las fases Li4SiO4, Li2SiO3 y Li2CO3 durante dos ciclos de captura, realizados a 500 y 590 °C. Los materiales sintetizados tienes excelentes capacidades de regenerabilidad, ya que son estables durante sucesivos ciclos de captura/desorción para todas las muestras analizadas.

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Síntesis de materiales para la captura de CO2 a temperatura media (300400 °C) Carlos Imbachi (1), Laura Cornaglia (1), John Múnera (1). (1) Instituto de investigaciones en catálisis y petroquímica (INCAPE)-UNL-FIQ jmunera@fiq.unl.edu.ar

Actualmente las grandes reservas de gas natural en nuestro país llevan a desarrollar tecnologías que permitan el empleo del metano, sin contribuir al aumento en la huella de carbón. En este sentido, uno de los procesos que se emplea para transformar el metano en H2 para su uso como combustible o materia prima para la industria, es el reformado con vapor de agua acoplado en línea con la reacción del gas de agua (RGA). Teniendo en cuenta, que esta última reacción se lleva a cabo en un rango de temperatura entre 250-400 oC, una alternativa para disminuir las emisiones de CO2 que se generan en el proceso, es mediante el empleo de materiales de captura de este gas a temperatura media. Por lo tanto, se propone el desarrollo de materiales que presenten excelentes propiedades de captura en el rango de temperatura mencionado previamente. En este sentido, el MgO es un sorbente promisorio para operar en estas condiciones, dado que su mecanismo de captura está asociado a reacciones de carbonatación (MgCO3). Sin embargo, se ha reportado que dicho material carece de estabilidad térmica y además no ha sido probado en atmosferas similar a la de un reactor del gas de agua. Con el objetivo de mejorar el desempeño del MgO, se encontró que es posible modificar la basicidad, así como las propiedades texturales del material a través de la hidratación del mismo y su posterior deshidratación. La morfología del material antes y después del tratamiento paso de estar compuesto de nanobastones a aglomerados de partículas similares a pétalos de rosa. A su vez, mediante sortometría de N2, se pudo determinar que la superficie específica del material incremento de 17 m2/g iniciales a 110 m2/g después del tratamiento. Además, se evidenció la generación de mesoporos tanto internos como secundarios en las partículas del MgO modificado. Por otro lado, buscando mejorar las propiedades de captura de CO2, el material fue impregnado con 18% en peso de una mezcla de NaNO3 y NaNO2 (relación molar 0,07:0,04 respecto al MgO). Los resultados de captura de CO2 durante 2 h a 325°C, mostraron un incremento del 28 % en la capacidad de captura con respecto al material sin impregnar. Con estos resultados, es posible evidenciar las ventajas que presenta el tratamiento de hidratación-deshidratación de MgO, previo al dopaje con sales alcalinas, tanto en la modificación de sus propiedades y en su aplicación como material de captura de CO2. En resumen, los resultados muestran que el tratamiento propuesto permite, no solo modificar las propiedades fisicoquímicas del material, sino también mejorar la capacidad de captura del sorbente basado en MgO. Cabe resaltar que el tratamiento de hidratación-deshidratación es sencillo y con un costo económico reducido, por lo cual, se evidencia el potencial y la importancia de seguir explorando este tipo de materiales.

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Desarrollo de Materiales Nanoporosos para la Captura, Uso y Almacenamiento de CO2 mediante Adsorción y Catálisis C. Toncón (1), K. Montiel (1), D. Villarroel (1), D. Barrera (1), J. Villarroel (1), K. Sapag (1). (1) Laboratorio de Sólidos Porosos (LabSoP). Universidad Nacional de San Luis, Instituto de Física Aplicada – CONICET, San Luis, Argentina. sapag@unsl.edu.ar

Diferentes materiales nanoporosos han sido sintetizados, caracterizados y evaluados en la adsorción de CO2 a diferentes condiciones de presión y temperatura. Los materiales obtenidos presentan poros en el rango de los microporos (< 2 nm) y los mesoporos (2 – 50 nm), con diferente naturaleza química, así como también difieren en su superficie química. i) Carbones jerárquicos, con alto grado de ordenamiento, superficies específicas de hasta 2200 m2/g, microporos alrededor de 1 nm y mesoporos cercanos a los 5 nm; estos materiales alcanzaron una capacidad de adsorción (c.a) de 7 mmol/g a 25 °C y 10 bar. ii) Carbones activados (química y térmicamente) a partir de residuos agrícolas tales como cascarilla de café, bagazo de agave, carozos de durazno, con distintos tamaños de poro y cuyos valores de adsorción van desde 1,5 mmol/g hasta 9,6 mmol/g. iii) Metal organic frameworks (MOFs) con y sin modificaciones superficiales con altas superficies específicas desde 500 hasta 1630 m2/g y c.a. entre 4,5 y 15,3 mmol/g. iv) Materiales híbridos de sílice y MOF, en los que la obtención de híbridos a partir de estos materiales ha permitido un aumento en la estabilidad del material (mayor resistencia a la humedad), alcanzando c.a. entre 5,3 y 12,8 mmol/g. v) Carbones a partir de MOFs; este MOF ha sido obtenido a partir de residuos de tereftalato de polietileno, PET, con altas superficies específicas alrededor de 2300 m2/g y c.a. entre 7,9 y 13,1 mmol/g. Todos los materiales han sido caracterizados textural, morfológica, estructural y químicamente, donde se ha estudiado la influencia de cada parámetro resaltando el papel del tamaño y geometría de poro y la superficie química relacionada con la interacción adsorbato-adsorbente. Algunos de los materiales mencionados se han utilizado como soportes de catalizadores en la hidrogenación de CO2 para la obtención de metanol e hidrocarburos. Entre estos, se encuentran materiales híbridos del tipo Cu-sílice/MOF (sintetizados en el LabSoP), en conjunto con el grupo de Tecnologías y Aplicaciones Medioambientales (TAMA) del Institute for Advanced Materials and Mathematics (INAMAT2) de la Universidad Pública de Navarra. Como se mencionó, el interés de trabajar con materiales híbridos basados en MOFs está relacionado a que éstos se obtienen utilizando el ácido tereftálico obtenido a partir de los residuos de botellas de PET, dando de esta forma un gran valor agregado a este tipo de residuos. Además, también se han utilizado soportes mesoporosos ordenados y no ordenados de sílice impregnados con níquel, cobre, hierro y bimetálicos. Entre los catalizadores evaluados a 20 bar y entre 200-300 °C con una relación CO2:H2 = 1:8, se obtuvo conversiones de CO2 entre 3 a 25% de conversión con una producción de 20% metanol.

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Absorción reactiva de dióxido de carbono empleando absorbentes sólidos. Modelado y simulación María Laura Rodríguez (1,3), María José Orozco (1,2), Alan Shortrede (3), Daniel Borio (4). (1) Instituto de Investigación en Tecnología Química (INTEQUI-UNSL/CONICET), San Luis, Argentina (2) Universidad Nacional de Cuyo (Instituto Balseiro), Centro Atómico Bariloche (CNEA), Río Negro, Argentina (3) Facultad de Ingeniería y Ciencias Agropecuarias, Universidad Nacional de San Luis (FICA-UNSL), San Luis, Argentina (4) Planta Piloto de Ingeniería Química (PLAPIQUI-UNS/CONICET), Bahía Blanca, Argentina marialaurarodriguez.ing@gmail.com Los sistemas de captura de CO2 en procesos de post-combustión se basan principalmente en absorción/desorción química. La tecnología basada en aminas, que se considera la más cercana al mercado, evidencia problemas que limitan su aplicación a gran escala, como la elevada energía de regeneración, alto costo, degradación, corrosividad y reacción con otros compuestos de los gases de combustión (O2, SO2, NOx, etc). Particularmente, ortosilicato de litio (Li4SiO4) se considera un material prometedor debido a su buena capacidad de captura de CO2 y menor temperatura de regeneración, además de su elevada estabilidad cíclica y térmica. Cuando Li4SiO4 se expone a una corriente de CO2 a temperatura adecuada, el material absorbente captura CO2 a través de la siguiente reacción gas-sólido, exotérmica y reversible: Li4SiO4 (s) + CO2 (g)  Li2SiO3 (s) + Li2CO3 (s). En la presente contribución se analiza el proceso de absorción reactiva de CO2 mediante Li4SiO4 instalado en una columna de lecho fijo. Para simular el comportamiento de la columna se emplea un modelo unidimensional, isotérmico, en estado no estacionario, acoplado en la partícula esférica de absorbente con un modelo del núcleo decreciente que representa la reacción gas-sólido en condiciones de control difusional. Para resolver el conjunto de ecuaciones diferenciales parciales resultantes de los balances de masa en la columna, se realiza la discretización de la coordenada axial mediante diferencias finitas. Las ecuaciones diferenciales ordinarias resultantes, junto con la ecuación diferencial que describe la posición del núcleo, se integran en el tiempo mediante un algoritmo tipo Gear. Las simulaciones se llevan a cabo para las siguientes condiciones de alimentación: yCO2,0= 0.1399, yO2,0= 0.0235, yN2,0= 0.7438, yAr,0= 0.0089 y yH2O,0= 0.084; T= 525-575 °C; G0=0.75 kg/m2 s; P= 1-10 atm, y parámetros geométricos: diámetro de columna, Dc= 1m; longitud de columna, Lc= 1.4 m y radio de partícula, Rp= 0.0035 m. El núcleo del reactivo sólido va decreciendo a medida que pasa el tiempo a lo largo de toda la columna hasta llegar a condiciones en donde el CO2 ya no puede ser retenido en la forma de carbonato de litio (condición de saturación). En este punto de operación, la columna requiere entrar en etapa de regeneración y el efluente gaseoso contaminado se debe derivar a una columna de absorción ya regenerada que opere en paralelo. Se analiza el efecto de algunas variables operativas de interés (temperatura y presión) sobre la velocidad de desplazamiento del frente de reacción y la capacidad de la columna para retener el CO2 alimentado. Los resultados indican que el aumento de la presión (entre 1 y 10 atm) lleva al aumento de la densidad del gas y en consecuencia a menores velocidades superficiales del gas, dado que se asume un caudal másico alimentado constante. Esto afecta la velocidad de propagación del frente de reacción, por lo que el tiempo de operación de la columna (sin que se produzcan emisiones de CO2 por arriba del valor de equilibrio) se prolonga a mayores presiones y se alcanzan concentraciones de salida de CO2 tanto más bajas cuanto mayor sea la presión, debido al efecto favorable de la presión sobre el equilibrio químico. Las mayores presiones de operación de la etapa de absorción pueden a su vez resultar beneficiosas para el proceso de regeneración del sólido (desorción), considerando para ello la despresurización del lecho. La temperatura de operación deberá seleccionarse en un valor intermedio, a partir de la consideración simultánea de los aspectos cinéticos y de equilibrio termodinámico.

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Estrategias de modelado, simulación y optimización bajo el enfoque de diseño inherentemente sustentable, aplicadas a tecnologías de captura de CO2. Ana Marisa Arias (1,2), Nicolás José Scenna (1,2), Patricia Liliana Mores (1,2) (1) CAIMI Centro de Aplicaciones Informáticas y Modelado en Ingeniería, Universidad Tecnológica Nacional, Facultad Regional Rosario, Rosario, Argentina. (2) CONICET Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas, CABA, Argentina aarias@frro.utn.edu.ar, nscenna@yahoo.com.ar, pmores@frro.utn.edu.ar En la actualidad, la investigación en tecnologías de separación de gases, como la absorción química, adsorción por cambio de temperatura o presión, criogenación y separación por membranas, entre otras, es un área activa en la comunidad científica. Con el propósito de minimizar el impacto de las emisiones de CO2 mediante su uso y/o almacenamiento, se busca aplicar estas tecnologías, energéticamente intensivas en una o más de sus etapas, en diversos procesos. Las herramientas de modelado, simulación y optimización son valiosas tanto para la investigación básica como para el desarrollo de tecnologías. Permiten comprender el comportamiento de los sistemas y desarrollar procesos optimizados considerando múltiples criterios, como eficiencia, costos, impacto medioambiental, riesgo, etc. Hoy en día, los diseños deben ser inherentemente seguros y sostenibles, incorporando desde el inicio del proceso de diseño la consideración del riesgo y el impacto ambiental. Por lo tanto, el enfoque del modelado d67ebe adaptarse a estos nuevos requisitos. Este trabajo describe las necesidades que deben ser satisfechas por los modelos matemáticos específicos de diversos procesos y operaciones unitarias, como la separación con membranas o la absorción química con aminas. El objetivo principal es simular y optimizar las condiciones de diseño y operación para analizar configuraciones novedosas e interacciones entre variables de manera económica antes de llevar el estudio a escala piloto, comercial o industrial. Dentro de este contexto, se enfatiza la importancia de considerar aspectos de seguridad intrínseca, análisis del ciclo de vida, y/o riesgo ambiental en las metodologías de síntesis de procesos, dando como resultado modelos de programación matemática complejos y difíciles de resolver. En la bibliografía se destaca la relevancia de un diseño inherentemente seguro y la falta de una metodología adecuada para implementarlo. Los métodos propuestos generalmente se basan en la especificación de escenarios de riesgos y una metodología aproximada para su evaluación, permitiendo así tomar decisiones sobre el diseño final. Es fundamental contemplar tanto la etapa de identificación de peligros como la de evaluación del riesgo si se busca obtener resultados realistas y prácticos. Es importante como mínimo contemplar el problema específico del diseño óptimo del layout, el cual en los últimos años ha sido tratado a partir de diversas metodologías. En cuanto a la modelación matemática en general, existen en la actualidad algoritmos reportados para encarar una distribución de planta según estos nuevos paradigmas orientados a la sostenibilidad de los procesos. Dentro de este contexto, resulta claro que el diseño conceptual y las herramientas de ingeniería de sistemas de procesos (PSE) basadas en el desarrollo de modelos permiten conjugar aspectos inherentes al diseño y operación, minimizando el impacto ambiental y mejorando la sostenibilidad del diseño final, asistiendo al proceso de toma de decisiones. Se describen aquí diversas metodologías o enfoques de resolución de la problemática planteada, tendiendo a la estandarización de los módulos ya logrados o implementados por el grupo de trabajo, a los efectos de su implementación en diferentes contextos de aplicación industrial, contemplando un enfoque de diseño inherentemente seguro o basado en riesgo.

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Y-ALGӔ: Captura Biológica de CO2 Cortez, Iris (1), Leunda, José Roberto (1), Medina, Maria Sara (1), Oneto, Maria Elena (1), Pasten, Tatiana Alexia (1), Pereira, Pablo (1), Quelas, Juan Ignacio (1), Curatti, Leonardo (2), Do Nascimento, Mauro (2), Perez Cenci, Macarena (2). (1) Y-TEC SA (2) INBIOTEC-CONICET sara.medina@ypftecnologia.com

El incremento de emisiones de gases de efecto invernadero a nivel mundial es una problemática ambiental en alarmante crecimiento. Si bien muchos países se encuentran comprometidos con políticas y acciones concretas para reducir sus emisiones mediante el uso y desarrollo de diferentes tecnologías, América Latina y el Caribe es una de las regiones más vulnerables frente a las consecuencias del cambio climático pero que menos proyectos ha generado (Informe: Hoja de Ruta para la acción climática en América Latina y el Caribe 2021-25 – Banco Mundial). En este sentido, Argentina adoptó una postura desafiante durante la 26° Conferencia de las Partes (COP26) donde se comprometió a una reducción de emisiones del 25,7% con respecto a las emisiones proyectadas para un escenario futuro no intervencionista para el año 2030. Asimismo, también presentó una estrategia de desarrollo de bajas emisiones a largo plazo con el objetivo de alcanzar un desarrollo neutral en carbono en 2050 mediante la elaboración de un Plan Nacional de Adaptación y Mitigación (MAyDS 2022). En este contexto, Y-TEC junto a INBIOTEC-CONICET (Instituto de Investigaciones en Biodiversidad y Biotecnología de Mar del Plata) desarrollaron un dispositivo denominado Y-ALGӔ, orientado a contribuir con la descarbonización en entornos urbanos. El componente activo de YALGÆ son microalgas, organismos microscópicos que llevan a cabo el proceso de fotosíntesis, mediante el cual aprovechan la energía provista por la luz del sol (o luz artificial) para convertir CO2 (un gas de efecto invernadero y uno de los responsables del cambio climático) en biomasa algal y O2. Cada dispositivo Y-ALGӔ es un fotobiorreactor (PBR) compuesto por dos compartimentos en donde se produce el crecimiento de las microalgas utilizando aire del ambiente inyectado en cada pecera a través de un microburbujeo. Se inicia el proceso mediante la adición de microalgas y sales minerales disueltas en agua. Estas algas se reproducen y crecen a expensas del CO2 atmosférico, llegando a multiplicar por 100 su biomasa en 10 a 20 días, dependiendo de las condiciones ambientales (radiación, temperatura, etc). Ello permite igualar la captación anual de CO2 equivalente de aproximadamente 20 árboles forestales jóvenes en un espacio urbano reducido o en zonas donde ya no se dispone de tierras fértiles de cultivo. Una vez finalizado el ciclo, las algas recuperadas (biomasa) pueden ser utilizadas de manera casi inmediata como material de construcción de pequeños objetos, tales como macetas, o como fertilizantes potenciados para plantas ornamentales en el mismo espacio urbano. Esto garantiza un ciclo productivo sustentable. El dispositivo Y-ALGӔ no sólo es un proyecto colaborativo que aporta una solución tecnológica a una problemática ambiental en crecimiento, sino que también pretende generar un refuerzo positivo de aspectos relacionados con la divulgación, concientización y responsabilidad civil y empresarial en términos de protección del ambiente en entornos urbanos. Su diseño, escalado, operación del proceso y la optimización de la performance de la especie de microalga autóctona seleccionada, llevaron alrededor de 10 años de investigación y desarrollo.

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Estudio y modificación de la configuración genética y metabólica de actinobacterias a partir de gases residuales ricos en CO2 M. E. Nashmias (1), J. P. Zubimendi (1), A. L. Gallegos (2), G. Torres Tejerizo (3), R. A. Silva (2), H. M. Alvarez (2), J. I. Quelas (1). (1) YPF Tecnología (Y-TEC), Misión Agro. Berisso, Buenos Aires, Argentina. (2) Instituto de Biociencias de la Patagonia (INBIOP), UNPSJB-CONICET, Comodoro Rivadavia, Chubut, Argentina. (3) Instituto de Biotecnología y Biología Molecular (IBBM-CONICET), La Plata, Buenos Aires, Argentina. maria.nashmias@ypftecnologia.com El dióxido de carbono (CO2) representa el mayor componente de las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas a gases residuales (GR) y en consecuencia, contribuir a su captura en las emisiones de gases de la industria es uno de los grandes desafíos actuales. Entre los procesos con potencial de aplicabilidad, eficiencia y sustentabilidad, se encuentra el uso de microorganismos con la capacidad natural de captar CO2 y otros gases del ambiente, para la producción de biomasa y también bioproductos de interés. Este estudio seleccionó una actinobacteria que llamamos Rhodococcus aetherivorans L13, con potencial de utilizar solo GR (↑%CO2) como fuente de carbono para la generación de biomasa y producción de triacilglicéridos (TAG). El genoma de dicho aislamiento fue secuenciado mediante tecnologías Illumina y Nanopore. Este genoma, compuesto por 6,5 Mpb y aproximadamente 6.328 genes, se distribuye en un cromosoma circular de 6,03 Mpb, cinco plásmidos circulares y un plásmido lineal. Luego, analizamos el transcriptoma global por RNAseq, comparando condiciones oligotróficas (GR) versus heterotróficas (glucosa). Este estudio reveló la desregulación en la expresión de 2.179 genes. Posteriormente, reconstruimos las vías metabólicas para visualizar el metabolismo oligotrófico y elegir genes nativos regulados positivamente en esta condición, con el objetivo de generar una mayor asimilación de CO2 al sobreexpresarlos en el mismo contexto celular. La selección implicó genes involucrados en: i) la oxidorreducción, para aumentar/regenerar las reservas de NADH/NADPH (genes que codifican una prolina deshidrogenasa hipotética y una L-glutamato semialdehído deshidrogenasa), ii) la carboxilación de intermediarios, para aumentar la asimilación/fijación de CO2 (genes que codifican una ribulosa-3-fosfato epimerasa, una transcetolasa, una aldehído deshidrogenasa (aldA), y su regulador transcripcional (aldR), un regulador hipotético del metabolismo oligotrófico y un transportador tipo MFS). Estos genes se clonaron en un vector inducible por thiostrepton (pTip). En múltiples esfuerzos, no se observaron transformantes de R. aetherivorans L13, por lo que se propuso transformar una especie filogenéticamente cercana denominada R. erythropolis ATCC15960, capaz de fijar/asimilar CO2 en condiciones oligotróficas y con eficiencia de transformación con pTip reportada. Así, se obtuvieron cepas transformadas con el vector vacío (referencia) y el vector con cada uno de los genes seleccionados. La expresión génica se midió mediante PCR cuantitativa (RT-qPCR), evaluando la variación entre las condiciones con y sin inducción, en cultivos líquidos con CO2 como única fuente de carbono. Los resultados mostraron un comportamiento diferencial en la sobreexpresión de cuatro genes: ribulosa3-fosfato epimerasa, aldA, aldR y el transportador tipo MFS. En un ensayo preliminar, se determinó más biomasa celular (peso seco) relativo a la cepa de referencia, en las cepas sobreexpresantes de la aldA y su regulador transcripcional aldR (genes implicados en las primeras reacciones de fijación de CO2). Asimismo, mediante análisis digital de imágenes obtenidas por microscopia electrónica de barrido, se observó que estas cepas son morfológicamente más grandes respecto a la cepa de referencia. Dichas cepas serán consideradas para realizar futuros estudios de acumulación de TAG a partir de CO2.

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Desarrollo de una biorrefinería microalgal tendiente al secuestro de CO2, depuración de aguas residuales y producción de biomasa con valor agregado Martín, L. A. (1,2), Damiani M.C. (1,2), Popovich C.A. (1,2,3) (1) Centro de Recursos Naturales Renovables de la Zona Semiárida (CERZOS) CONICET-UNS, Bahía Blanca, Argentina (2) Departamento de Biología, Bioquímica y Farmacia. Universidad Nacional del Sur (UNS), Bahía Blanca, Argentina (3) Centro de Emprendedorismo y Desarrollo Territorial Sostenible (CEDETS) CIC UPSO, Bahía Blanca, Argentina lucas.martin@uns.edu.ar

La emisión de gases de efecto invernadero (GEI), en particular, de dióxido de carbono (CO2), es una de las principales causas del calentamiento global. En el marco de la lucha mundial contra el cambio climático, Argentina se comprometió a no superar la emisión anual de 349 MtCO2e para el año 2030. En particular, Bahía Blanca ha sido considerada una de las ciudades argentinas que mayor cantidad de GEI per cápita lanza a la atmósfera, relacionados directamente con actividad industrial. Entre los métodos de descarbonización, el cultivo de microalgas se presenta como una tecnología sustentable e innovadora a nivel mundial. Las microalgas pueden absorber el CO2 y utilizarlo para producir biomasa con potenciales aplicaciones industriales. Además, el oxígeno que producen durante su crecimiento es un agente primordial para la salubridad ambiental. Por otro lado, estos microorganismos pueden crecer en aguas residuales. Tienen la capacidad de absorber altos niveles de amonio, fosfato, nitrato, entre otros, lo que las convierte en agentes de biorremediación. En la actualidad ha surgido el concepto de “biorrefinerías de aguas residuales (BAR)” para referirse a un nuevo paradigma de valorización de los efluentes residuales, emisiones gaseosas y reutilización de las aguas. En el mundo, distintas industrias responsables de la emisión de CO2 han utilizado la estrategia de acoplamiento de sistemas de cultivo de microalgas en sus instalaciones, para mitigar y reducir la emisión de este gas a la atmósfera. Algunos ejemplos son, la planta piloto de Seambiotic (Israel), asociada a una central eléctrica, que cultiva diferentes especies de microalgas permitiendo, además de la biofijación de CO2, la producción de biomasa para bioetanol, biodiesel y ω-3. En España, AlgaEnergy dispone de una planta piloto que captura el CO2 directamente de la chimenea emisora de una planta de energía de ciclo combinado. Bajo este contexto, desde el LEBBA (CERZOS-CONICETUNS) hemos comenzado a trabajar en varios proyectos de investigación, tendientes a la optimización de biorrefinerías microalgales, con el fin de evaluar la capacidad de estos bioprocesos de depurar aguas residuales de la zona y biofijar gases industriales y/o de combustión. También analizamos el potencial uso industrial de la biomasa obtenida. En el presente trabajo, se presentan los primeros resultados referidos a la capacidad de una cepa nativa, aislada del estuario de Bahía Blanca, de biofijar gases de combustión y CO2. También se discute el marco de trabajo logrado en colaboración con la empresa Transportadora de Gas del Sur (TGS). Los datos experimentales obtenidos hasta el momento son alentadores y si bien se encuentran bajo un acuerdo de confidencialidad, alientan las pruebas de factibilidad técnica en instalaciones de la empresa. Dichos conocimientos sientan las bases para el desarrollo de una tecnología de remediación del aire y el agua innovadora en nuestro país, en sinergia con la producción de biomasa microalgal con valor agregado

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Simulación de una central térmica de ciclo combinado con captura de CO2 empleando un absorbente sólido Pablo Santiago Belzunce (1,2); Juan Pablo Panelo (2); Javier Francesconi (3); María Laura Rodríguez (1,2) (1) Instituto de Investigación en Tecnología Química (INTEQUI-UNSL/CONICET), San Luis, Argentina. (2) Facultad de Ingeniería y Ciencias Agropecuarias, Universidad Nacional de San Luis (FICA-UNSL), San Luis, Argentina. (3) Centro de Investigación y Desarrollo en Tecnología de Alimentos (CIDTA), UTN-FRRo, Argentina. marialaurarodriguez.ing@gmail.com

Las centrales térmicas suministran el 63% de la energía eléctrica de Argentina y emiten alrededor de 186 MtCO2e/año. En particular, aquellas operadas a gas natural se proyecta que seguirán siendo empleadas en el mediano y largo plazo, considerando que en Argentina el gas natural es un combustible abundante, disponible y asequible, además de que garantiza una oferta de energía flexible y estable. Las tecnologías de captura de CO2 post-combustión resultan una vía prometedora para el tratamiento de los gases de escape debido a su relativa facilidad de integración a las centrales térmicas existentes. La tecnología basada en absorción reactiva con aminas se considera la más próxima al mercado, sin embargo, presenta limitaciones para aplicaciones a gran escala debido a problemas como la elevada energía de regeneración (con una penalización de la eficiencia de la planta entre el 9,9% y el 14,0%), el alto costo, la degradación, la toxicidad, la corrosividad y la reacción con otros compuestos de los gases de combustión. El ortosilicato de litio (Li4SiO4) se considera un material de interés para esta aplicación debido a su elevada capacidad de captura de CO2, elevada estabilidad cíclica y térmica y temperaturas de regeneración inferiores a las de otros absorbentes sólidos. Cuando Li4SiO4 se expone a una corriente de CO2 a la temperatura y la presión adecuadas, captura CO2 y forma carbonato de litio y metasilicato de litio mediante una reacción química exotérmica reversible. En la presente contribución se realiza un análisis de integración energética de una planta de captura de CO2 mediante Li4SiO4, utilizando curvas compuestas, para luego de su implementación evaluar la eficiencia global del sistema. Se adoptan las condiciones de operación propias de un gas de escape emitido desde una central térmica de ciclo combinado de triple presión a gas natural de 420 MWe de potencia. El proceso de absorción/desorción reactiva de CO2 en Li4SiO4 se considera mediante dos etapas continuas. Las mismas representan la operación cíclica y en paralelo de varias columnas que operan en estado no-estacionario. Para alcanzar una operación cuasi- isotérmica de las columnas en la etapa de absorción, se considera que una porción del gas de escape ingresa a menor temperatura en puntos de alimentación intermedios (lechos en serie) para lograr el atemperamiento del gas de proceso. El calor requerido en la desorción de CO2 es provisto mediante calentamiento directo por gases de oxi-combustión de gas natural (CH4 + O2) generados en una cámara de combustión. Una unidad de separación de aire convencional (ASU) proporciona oxígeno puro. El CO2 obtenido se presuriza para su transporte y posterior utilización o almacenamiento. Como resultado del estudio de integración energética mediante el análisis pinch, se implementa una estrategia de integración que permite ahorrar hasta 255 MWth, lo que se traduce en una reducción significativa de las necesidades de refrigeración y calefacción. Los resultados muestran que se captura aproximadamente el 83.9% del CO2 emitido en la central térmica, con una eficiencia neta eléctrica del 46%, frente al 56% que presenta la central térmica sin captura de CO2.

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Estudio de la Captura de CO2 en los procesos de endulzamiento de Gas Natural Ale Ruiz, Liliana (1,2), Gutierrez, Juan (1,2,3), Torres, Fabiana (1,2,3), Bertuzzi, Alejandra (1,2,3), Erdmann, Eleonora (1,2,3) (1) Consejo de Investigación de La Universidad Nacional de Salta, Salta, Argentina. (2) Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de Salta, Salta, Argentina. (3) Instituto de Investigaciones para La Industria Química (INIQUI, CONICET-UNSa), Salta, Argentina. laleruiz@ing.unsa.edu.ar

Una nueva tendencia de abordar la captura de CO2 es a través de las diferentes tecnologías para el tratamiento de gas natural, especialmente el proceso de endulzamiento. Existen distintos procesos para el endulzamiento del gas natural, absorción empleando solventes, adsorción, membranas, criogénico, entre otros. De los cuáles se pueden estudiar las ventajas y desventajas de cada uno de ellos. En este trabajo se analizan los procesos de: absorción con diferentes solventes (MEA, DEA, MDEA), membrana polimérica (acetato de celulosa), criogénico, y sistemas híbridos como membrana- amina y criogénico –aminas. Para cada uno de ellos se estudiarán los parámetros económicos, energético y de emisiones de carbono los que los que luego son comparados en función de la mejor performance de lograr el doble objetivo buscado, la especificación del transporte de gas natural y el de la pureza de la corriente de CO2. A su vez se evalúa procesos hibrido de manera de utilizar las ventajas de cada uno de ellos minimizando las desventajas. Por otra parte, se determinó el costo por tonelada de CO2 capturada para cada sistema, asociada a la pureza de la corriente de CO2 lo cual dará la factibilidad de su aplicación industrial.

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Proyecto de reducción de venteo de CO2 en el yacimiento Cerro Fortunoso. Malargüe, Mendoza Mariano Alexis González (1), Franco Martin Ramón De Rosa (1). (1) YPF SA mariano.gonzalez@ypf.com, franco.derosa@ypf.com

El yacimiento Cerro Fortunoso se ubica al Sur de la provincia de Mendoza, a unos 85 km al SSE de la ciudad de Malargüe, y a unos 30 km al Este del Río Grande y se extiende sobre una estructura anticlinal de rumbo SSO-NNE. El proyecto se enmarca en la política de disminución de emisiones a la atmósfera con el objeto de contribuir al cumplimento de los objetivos de diferentes acuerdos internacionales sobre cambio climático. Contempla la intervención de pozos mediante la tecnología de Casing Patch (sello con parches expandibles) para aislar zonas actualmente en producción de gas con alto contenido de CO2 y captar la corriente de gas resultante para utilización como fuente de energía, lo que permitirá mejorar el estándar ambiental, logrando una reducción en el volumen venteado de CO2. Ya ejecutadas las reparaciones de los pozos seleccionados para implementar la tecnología y el cierre de pozos en los cuales no era viable aplicarla, los resultados obtenidos muestran una disminución del venteo total de gas en el yacimiento del orden del 80%

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Experiencia en eventos de terminación de reservorios profundos del grupo Chubut con alto contenido de dióxido de carbono, Cuenca del Golfo San Jorge José Luis Tarditi (1), Fernando Rivas (1), Germán Guerra (1), Gastón Iovine (1), Daniel Maza (1) Gonzalez, María Cecilia, (1). (1) YPF S.A jose.l.tarditi@ypf.com

A lo largo de la exploración y producción de la Cuenca del Golfo San Jorge se ha estudiado el origen y posibles causas de la existencia de dióxido de carbono (CO2) en distintos niveles reservorios asociado a hidrocarburos líquidos como gaseosos. En este aporte se muestran la experiencia de caracterización de dos reservorios del grupo Chubut con alto contenido de CO2 en el flanco oriental de la cuenca y su potencial uso como para la generación de energía eléctrica. El primer caso es en el área de reserva Manantiales Behr, donde se perforó el pozo YPF.CH.PCN.xp656 que contacto niveles tobáceos con alto contenido de CO2 (70 %) siendo el resto gas combustible en la formación Pozo D-129. La porosidad de las tobas a partir de los perfiles rondaba el 20% a 2869 mbbp, con un espesor útil continuo de 30 metros. Los caudales diarios de gas a partir de ensayos isocronales rondaron los 500.000 m3, el dióxido de carbono se manifestó en el control geológico durante la perforación. Mientras que los perfiles presentaban cruce de densidad-neutrón. La combinación de las relaciones moleculares e isotópicas del CO2 y de los gases nobles muestran que el CO2 es de origen inorgánico y para este caso la fuente es mantélica asociados a zonas de fallas profundas. El segundo caso es en el yacimiento El Cordón, donde se perforó el pozo YPF.SC.EC.xp-1557 y donde se ensayaron valores de CO2 entre un 20-60% en la Formación Mina del Carmen a una profundidad de 1800 mbbp. En este caso no se observó CO2 en el control geológico durante la perforación y tampoco se observaron cruces de densidad-neutrón en los niveles evaluados. El pozo fue puesto en producción arrojando caudales iniciales de 45 m3 de petróleo y 40.000 m3 día de gas con valores de CO2 que fueron bajando de 60% a casi 20 %. A partir del análisis de las envolventes de fase para ambos ejemplos, se determinó que en condiciones atmosféricas como de fondo el fluido estará en estado gaseoso. Sin embargo, a condiciones de separador para el pozo EC.xp-1557 (87 kg/cm2 y 26°C) y (26 kg/cm2 y -23°C) para el pozo PCN.xp-656 el fluido tendrá una pequeña proporción de líquido menor al 10% del volumen total como quedó demostrado en el ensayo de terminación. Está diferencia entre ambos casos podría ser explicada por la relación CO2, CH4. En último caso, este pozo aporta a la producción diaria del área de reserva Pico Truncado-El Cordón, donde 2/3 de la producción diaria del yacimiento posee hasta un 50% de CO2 el cuál es utilizado en las usinas para la generación de 20MW/día de energía eléctrica que permite el autoabastecimiento de todo el campo.

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TRANSPORTE, USO Y VALORIZACIÓN Plenaria: Espumas de CO2 como tecnología para el control de la movilidad del gas en procesos de recuperación de petróleo y secuestro de carbono Aurora Pérez Gramatges Departamento de Química, PUC-Rio aurora@puc-rio.br

La utilización de espumas de CO2 como tecnología innovadora para el control de la movilidad del gas en procesos de recuperación de petróleo y secuestro de carbono ha demostrado ser una estrategia prometedora. El empleo de espumas permite mejorar significativamente la eficiencia de barrido en los procesos de recuperación mejorada de petróleo (EOR), lo que conlleva a un incremento en su eficiencia global. Simultáneamente, se ha observado que la generación in situ de espuma en los yacimientos incrementa el potencial de secuestro y almacenamiento de CO2 (CCS). Las espumas, fluidos complejos generados en medios porosos, se obtienen mediante la inyección alternada de una fase acuosa con surfactantes disueltos en salmuera y una fase gaseosa con CO2. Un factor crucial para el éxito de la tecnología de espuma en campo es la elección adecuada de surfactantes capaces de mitigar los mecanismos de drenaje y desproporción que afectan a las espumas de CO2 en condiciones de alta salinidad, presión y temperatura. Esta presentación abordará los retos inmersos en la formación y estabilización de espumas de CO2 en salmuera, junto con su comportamiento en medios porosos. Se discutirá particularmente la aplicación de surfactantes zwitteriónicos, nanopartículas y sus combinaciones para la obtención de espumas de CO2 altamente estables, especialmente para reservorios de carbonato. Las espumas obtenidas con estas formulaciones facilitan la captura y retención de significativas cantidades de CO2 (hasta un 80% del volumen de fase acuosa), lo cual tiene un impacto directo en la eficiencia de barrido en el caso de EOR, y en la capacidad de almacenamiento de CO2 en el contexto de las tecnologías CCS.

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Reducción de emisiones mediante CCUS: estudio de ciclo de vida de petróleo con baja huella de CO2 mediante EOR y su contraste con alternativas vehiculares Gonzalo Gallo (1) (1) Y-TEC/ CONICET gonzalo.a.gallo@ypftecnologia.com

Existe un creciente interés por la captura y utilización de CO2 (CCUS) como técnica de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. La recuperación terciaria de petróleo (CO2 EOR) emerge como una solución técnica y económicamente competitiva de CCUS. Además de contar con un potencial de almacenamiento en el orden de millones de toneladas por año, solventa parcialmente los costos de captura del dióxido de carbono. Sin embargo, su relación con la producción de petróleo genera escepticismo. En este trabajo, se busca abordar la temática mediante un análisis de ciclo de vida desde la captura hasta la combustión del combustible en vehículos. El análisis considera la matriz energética Argentina, captura de carbono en una central de ciclo combinado de gas natural (NGCC), y una comparación de distintos escenarios de movilidad que incluye vehículos eléctricos. El barril de petróleo producido con CCUS representa una reducción de emisiones del 30-70% dependiendo principalmente de las consideraciones de remplazo de productos y de la eficiencia de utilización del CO2. Estos valores de mitigación son competitivos con los biocombustibles y autos eléctricos alimentados con energías renovables. Si se considera el factor de emisiones de la matriz energética Argentina actual, el petróleo con CCUS representa una huella de carbono menor que las alternativas eléctricas. Por último, el costo de mitigación de CO2 mediante CCUS es significativamente más económico que las alternativas de movilidad bajas en carbono que existen actualmente.

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Simulación del progreso del frente de saturación CO2 en proyectos de CCUS Luis Quintero (1), Daniela Van Wyk (1) (1) Halliburton DanielaAndrea.vanwyk@halliburton.com

Uno de los aspectos más críticos pero menos entendido de los proyectos de captura, uso y almacenamiento de CO2, CCUS, es la validación de la saturación del gas inyectado en los horizontes objetivos. La respuesta a la interrogante ¿Dónde está el CO2? es compleja porque involucra desde simulaciones tridimensionales dentro del espacio poroso de la roca, como Permedia™; mediciones indirectas en los pozos de procesos pseudo-dinámicos como la transmisión de calor o sonido, con el empleo de las fibras ópticas (DTS, DAS); medidas directas en superficie suprayacentes a las arenas reservorios, como los tiltmeters o los ecos satelitales (InSar™); y finalmente con la medición directa de la presencia de moléculas de CO2 en las paredes de los pozos monitores o inyectores, con el uso de la herramienta de neutrón pulsado de múltiples detectores (RMT-3D™, IntelliSat™). De esta lista no exclusiva de tecnologías a ser empleadas, los extremos macro y micro son de particular importancia. El macro consiste en la visualización en tiempo de la migración del plume de CO2 a través de un modelo geológico con dimensiones en kilómetros, y que puede incorporar perfiles eléctricos de pozos, data sísmica, geoestadística, superficies GOCAD, etc. Este modelaje emplea ecuaciones de estado específicas de CO2, tomando en cuenta litologías, fallas, espesores de capa, presión y temperatura, condiciones PVT del CO2 y otros fluidos presentes en la roca, acoplado a un simulador de “Black Oil” adaptado a CO2 (CO2-BOS).

La tecnología a nivel micro por excelencia se basa en física nuclear, específicamente en la interacción de una nube de neutrones de alta energía con los átomos de la materia circundante en un radio sumamente pequeño del yacimiento (10-25 cms). Las mediciones representan lo que ocurre a nivel del poro de la roca, y representan la data directa de mayor certeza y representatividad (“hard data”) de la presencia del CO2. Tres de esas medidas, Sigma, Índice de Hidrógeno y la relación CarbonoOxígeno han sido empleadas con frecuencia en escenarios de Recuperación Mejorada de Crudo por CO2 (CO2-EOR), con la única pero fundamental diferencia de que en CCUS la presión en la roca receptora ni disminuye ni permanece igual, sino que aumenta. La robustez del modelaje macro de Permedia ™ se valida con la certeza de la medición micro y permite hacer pronósticos de inyectividad, avance del plume, y finalmente gerencia de inyección y almacenamiento. Nuestro trabajo ilustra esta validación empleando el MCNP® de Los Alamos, en el caso de un proyecto CCUS donde el yacimiento objetivo es una arena de gas, despresurizada, con saturación de agua irreversible, y saturación residual de petróleo. En estas condiciones lo único que habrá de variar son las concentraciones relativas del gas natural y del CO2, a medida que aumenta la presión y a diferentes temperaturas. Se muestran los casos de las tres medidas (S, HI, C/O) y su sensibilidad a la porosidad de la roca y a la salinidad del agua.

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Desafíos en tubulares para el transporte y almacenamiento subterráneo de CO2 supercrítico Martin Valdez (1), Claudio Morales (1), Jazmin Poliseno (1), Paolo Novelli (1), Nestor Santi (1), Emanuel Paravicini (1), Philppe Darcis (1) (1) Tenaris Testing and Technical Solutions mavaldez@tenaris.com

La disposición final del CO2 para ayudar en los esfuerzos de descarbonización (por ejemplo, para la producción de hidrógeno azul) plantea algunos desafíos para los productos tubulares. Este es el caso no solo de las tuberías utilizadas para el transporte desde los centros de recolección de CO2 supercrítico hasta el punto de inyección subterráneo, sino también de los tubos y conexiones que formarán parte del pozo subterráneo. En este trabajo presentaremos la visión de Tenaris sobre los principales desafíos que enfrentarán los tubulares, desde la corrosión hasta la fragilización y la tenacidad a baja temperatura. También discutiremos los esfuerzos preliminares para probar materiales tubulares y sus conexiones para dicha aplicación.

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Captura y utilización de CO2 en la síntesis de compuestos de alto valor agregado Gabriela Gastelu (1), Joaquín Arata Badano (1), Cynthia Rivela Fretes (1), Georgina Ontivero (1), Lucrecia Lagucik (1), Tatiana Mendez Migliore (1) y Jorge G. Uranga (1). (1) INFIQC-CONICET, Facultad de Ciencias Químicas-Universidad Nacional de Córdoba jorge.uranga@unc.edu.ar En un mundo que experimenta una crisis climática debido a las emisiones descontroladas de gases de efecto invernadero (GEI), la industria química se ve obligada a implementar innovaciones que aborden este apremiante desafío ya que el aporte de esta actividad en cuanto a emisiones es relevante. En este sentido, la síntesis orgánica moderna debe priorizar la reducción de su impacto ambiental. Esto implica el uso de reactivos y solventes de baja toxicidad, como así también la utilización de materias primas renovables, con el fin de desarrollar metodologías más sostenibles. En este contexto, las estrategias de Captura y Utilización de dióxido de carbono (CCU, por sus siglas en inglés) han emergido como una alternativa de creciente interés para abordar este problema global y promover nuevos desarrollos tecnológicos. Adicionalmente, la utilización de CO2 como reactivo químico renovable, seguro, económico y no contaminante resulta de gran interés en síntesis sustentable. Por otra parte, las estrategias CCU podrían contribuir a mitigar el calentamiento global mediante su integración en nuevas tecnologías CCUS. Resumen En este trabajo se describirán los desarrollos tecnológicos finalizados en nuestro grupo de investigación, los estudios en curso y las perspectivas futuras de nuestra línea de trabajo. Desarrollo El grupo de investigación liderado por el Dr. Uranga, en la Universidad Nacional de Córdoba, está compuesto por una investigadora, un becario posdoctoral y una estudiante de doctorado. Además, contamos con la participación de tres estudiantes de grado en nuestro equipo. Desde el año 2018 se trabaja en la implementación de una línea de investigación que enfocada en el desarrollo de nuevas estrategias CCU aplicadas a la síntesis de compuestos de alto valor agregado. Durante este periodo, hemos logrado numerosos avances y desarrollos significativos en este campo. Entre ellos, se logró desarrollar una estrategia de utilización de CO2 para la síntesis de carbonatos cíclicos, empleando nanoreactores en un procedimiento con gran potencial industrial [1]. Por otra parte, mediante la utilización de borohidruro de sodio (NaBH4) como agente reductor, se logró desarrollar nuevas metodologías para la obtención de combustibles como el metanol [2]. y otros compuestos orgánicos, tales como formamidas [2] y ésteres formiato [3] de gran relevancia industrial. Estos procesos pueden ser realizados mediante reacciones autocatalíticas que mejoran notablemente la eficiencia de los procesos, minimizando los residuos generados [4]. En la actualidad, nuestra línea de trabajo se centra en el perfeccionamiento de reacciones CCU a través de la transición migración al uso de solventes renovables y no contaminantes. Específicamente, se estudia el uso de mezclas eutécticas de solventes naturales (NaDES, por su sigla en inglés), como una alternativa más sostenible en síntesis orgánica. Los desarrollos en curso demuestran que estos solventes pueden funcionar como medios de reacción y catalizadores al mismo tiempo, en la síntesis de compuestos de alto valor agregado, como formamidinas y bencimidazoles. Adicionalmente, estos solventes renovables han demostrado una gran eficiencia en la captura de CO2 a niveles cercanos a los máximos conocidos para mezclas líquidas. Finalmente, la integración de la eficiente captura de CO2 y procesos productivos es nuestra proyección a futuro. [1]-[4] Publicaciones disponibles en nuestra web https://syc.investigacion.unc.edu.ar/

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Introducción a la Red Nacional de Investigación para la Valorización de CO2 Sebastián E. Collins (1), Laura Briand (2), Fabiola Agüero (3) (1) Grupo de Procesos Catalíticos y Reacciones en Superficies del Instituto de Desarrollo Tecnológico para la Industria Química (INTEC)-CONICET-UNL (2) Grupo de Hidrógeno Verde y Biocatálisis del Centro de Investigación y Desarrollo en Ciencias Aplicadas Dr. Jorge J. Ronco (CINDECA) - CONICET-UNLP-CICpBA (3) Grupo de Catálisis e Ingeniería de Procesos del Instituto de Investigaciones en Tecnología Química (INTEQUI)-CONICET-UNSL scollins@santafe-conicet.gov.ar

En este trabajo se presentan los lineamientos generales y las actividades desarrolladas hasta el momento por los grupos pertenecientes a la primera “Red Nacional de Investigación para la Valorización de CO2”. Esta iniciativa, involucra a más de 35 científicos, técnicos y becarios doctorales y posdoctorales, además de múltiples colaboradores de centros de excelencia de otros países, en la búsqueda de soluciones tecnológicas para el aprovechamiento y valorización de CO2 capturado. En líneas generales se trabaja en la utilización de hidrógeno verde, generado a partir de conversión biológica y química para la hidrogenación de CO2 a combustibles (e-fuels). La Red trabaja en el desarrollo (mediante el diseño racional) de nuevas formulaciones de materiales catalíticos, reactores y sistemas integrados, evaluando su desempeño técnico y económico para asegurar la viabilidad del proceso.

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Viernes 6 de octubre

Utilización y almacenamiento de CO2 en reservorios No-Convencionales mediante una nueva Tecnología geomimética de estimulación hidráulica: Y-Calcite Messina, M. Mercedes (1), Ruiz, Remigio (1), Varela, Augusto N. (1), Robledo, Darío G. (1), Acosta, Juan M. (1). (1) YPF Tecnología S.A. maria.m.messina@ypftecnologia.com

En este trabajo se presenta una nueva tecnología para la estimulación hidráulica de reservorios no convencionales a través de la fijación de CO2 en el subsuelo mediante mineralización de carbonatos. En la actualidad, los yacimientos no convencionales de petróleo y gas se desarrollan mediante la tecnología de fracturación hidráulica (fracking), utilizando arena como partículas de sostén para mejorar la conductividad de las fracturas hidráulicas. Numerosos yacimientos no convencionales del mundo presentan fracturas naturales rellenas de CaCO3 diagenético (principalmente calcita y aragonita) con una textura de agregados minerales prismáticos, que confiere una alta conductividad de fractura, así como resistencia mecánica. La geomimética es una técnica basada en la imitación de procesos geológicos naturales. En este trabajo se utilizó este enfoque para la generación in situ de una red cristalina de carbonato de calcio durante la fracturación hidráulica de yacimientos tipo shale con la utilización de un fluido de fractura compuesto de una mezcla de CO2 líquido y aguas de producción y flowback (aguas duras) cargadas en iones de calcio y magnesio. Esta tecnología puede aportar una solución geológica a un problema geológico, tomando la naturaleza como fuente de inspiración y reduciendo la huella de carbono en la producción de los reservorios no convencionales.

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Captura de carbono y utilización (CCU): Análisis de factibilidad de la producción de Soda Ash a partir de la captura de Dióxido de Carbono (CO2) con un enfoque sostenible Aníbal Fernando Riverós (1); Miguel Pujol, (1) Profesional independiente (2) UTN - Facultad Regional Delta anibal.riveros@gmail.com

Mediante la tecnología Carbon Capture and Storage (CCS) de captura de Dióxido de Carbono (CO2), este gas es capturado usualmente en pozos de explotación de hidrocarburos y almacenado bajo formaciones geológicas, obteniéndose un gran beneficio en términos de disminución de emisiones de GEI a la atmósfera. En adición, resulta interesante explorar la captura y utilización del CO2 (CCU), mediante su transformación en sales de uso industrial. En particular en la Argentina, la Soda Ash (Na2CO3, Carbonato de Sodio) se ha transformado en un producto clave para la producción de Li (Litio). Disponer así de una fuente continua y confiable de CO2 puede ser una gran oportunidad ambiental y económica para la Argentina y la región en general, capturando industrialmente dicho gas y a través del Proceso Solvay Modificado (PSM) transformarlo en Soda Ash, Cloruro de Amonio (NH 4Cl, fertilizante) y otros subproductos. En el proceso, se puede incursionar además en el conocimiento particular de las tecnologías de obtención de hidrógeno y amoníaco verde y del tratamiento de las aguas salobres no aptas para consumo humano, constituyendo una ventaja tecnológica a futuro para Argentina a nivel científico y tecnológico desde el punto de vista del desarrollo sustentable. El proceso PSM se divide en varias etapas: 1. Detección y obtención del CO2 de una fuente continua y confiable (industria petrolera, pesada, etc.) 2. Separación, acondicionamiento y compresión del CO₂ obtenido 3. Envío del CO2 a un reservorio y/o plantas de licuefacción cerca de las fuentes de generación, para luego transportarlo a la planta de transformación 4. Tratamiento de agua de mar y/o aguas salobres de pozo para aportar Agua (H2O) y Cloruro de sodio (NaCl, requiere cloruro de sodio adicional externo) 5. Obtención de Amoníaco (NH3) por electrólisis, en base al agua tratada del proceso y la separación de Nitrógeno (N2) del aire atmosférico. 6. Mezclado del NH3 con el NaCl y H2O (Mezcla Amoniacal). 7. Etapa PSM (clave del proceso): La Mezcla Amoniacal reacciona con el dióxido de carbono en una o varias unidades carbonatadoras. El CO2, reacciona con el NH3 disuelto para formar primero Bicarbonato de Amonio (NH4HCO3) y luego Bicarbonato de Sodio (NaHCO3) y Cloruro de Amonio (NH4Cl), con el NaCl en solución 8. Filtración del NaHCO3 9. Cristalización y separación del NH4Cl 10. Descomposición del NaHCO3 en Na2CO3 (Soda Ash) y recuperación (reciclo) de parte del CO2 de entrada. En este análisis de factibilidad se concluye que procesando 1000 Tn CO2 / mes se obtienen 2315 Tn Soda Ash / mes, 2336 Tn NH4Cl / año y 1072 Tn O2 /año. Con unos costos de producción de unos 942 KUSD / mes, ingreso por ventas de 3138 KUSD / mes y una inversión de capital entre 66 y 91 MUSD (Millones de USD), el período de recuperación de la inversión oscila entre los 3 y 5 años, para una vida útil de la planta de 30 años, constituyendo esta tecnología una interesante oportunidad de I+D+I para la República Argentina.

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Captura y uso del CO2 en la industria del litio Liliana Ale Ruiz (1,2), Juan Gutierrez (1,2,3), Fabiana Torres (1,2,3), Eleonora Erdmann (1,2,3). (1) Consejo de Investigación de La Universidad Nacional de Salta, Salta, Argentina. (2) Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de Salta, Salta, Argentina. (3) Instituto de Investigaciones para La Industria Química (INIQUI, CONICET-UNSa), Salta, Argentina. laleruiz@ing.unsa.edu.ar

La captación y el almacenamiento de dióxido de carbono (CO2) (CAC o CCS en inglés) constituyen un proceso consistente en la separación del CO2 procedente de los gases emitidos por la industria y fuentes relacionadas con la energía, su transporte a un lugar de almacenamiento y su aislamiento de la atmósfera a largo plazo. Por el contrario, la captación y uso del dióxido de carbono (CAU o CCU en inglés) implica su utilización en lugar de su almacenamiento. Las tecnologías de captura de CO2 en post-combustión se basan en separar el CO2 de la corriente de gases a la salida del proceso de combustión convencional del combustible, empleando aire como comburente. Estas tecnologías se ubican aguas abajo del proceso y funcionan mediante la instalación de un equipo de depuración de gases para un componente en concreto, en este caso, el CO2. La concentración de CO2 en los gases de salida de un proceso de combustión con aire se encuentra en el rango del 12-14%. Los principales inconvenientes para la aplicación de esta tecnología radican en el elevado caudal de gases a tratar y la baja concentración de CO2 de dicha corriente. Un proceso integral para producir carbonato de litio grado batería, a partir del litio disuelto en una salmuera requiere de una etapa de concentración en piletas de evaporación, desde aproximadamente 600 mg/L, hasta concentraciones entre los 5.000 a 10.000 mg/L de litio, durante la concentración ocurre la precipitación de sales, tales como cloruro de sodio, cloruro de potasio, sulfato de calcio, etc. Luego es necesario reducir el contenido de calcio y magnesio, lo que se logra por precipitación química, empleando hidróxido de calcio (Ca(OH)2), carbonato de sodio (Na2CO3) o sulfato de sodio (Na2SO4), la remoción boro, se logra por extracción por solventes y/o un intercambio iónico. Finalmente, la salmuera purificada reacciona con una solución acuosa de carbonato de sodio (Na2CO3), a una temperatura entre 80 – 100 °C, para precipitar carbonato de litio. Después de filtrar y lavar la torta de carbonato de litio, este es redisuelto en agua fría saturada en CO2, este ácido carbónico reacciona con el carbonato de litio para formar bicarbonato de litio soluble. Se filtran las impurezas y la solución es calentada para descomponer térmicamente el bicarbonato de litio nuevamente a carbonato de litio, dejando las impurezas en solución y generando CO2 el cual puede recircularse al proceso. La pulpa de carbonato de litio es luego filtrada, lavada y secada produciendo así un carbonato de litio purificado grado batería. El uso del CO2 en esta etapa es extensiva para otros tipos de procesos como el de extracción directa DEL. El objetivo de este trabajo es analizar la posibilidad de capturar CO2 de los gases de combustión proveniente de las calderas de las empresas productoras de carbonato de litio y utilizarlo en su purificación, es decir hacer la captación y uso del dióxido de carbono (CAU o CCU). De esta manera se minimiza la emisión de CO2 y se reduce el costo de adquisición de CO2 para purificar el carbonato de litio. Para ello se realizarán simulaciones en Aspen Plus desde la producción de los gases de combustión, la captura de CO2 por distintos métodos y finalmente la purificación del carbonato de litio.

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Obtención de metano a partir de la hidrogenación catalítica de CO 2 empleando catalizadores de Niquel soportados en estructuras mesoporosas obtenidas de residuos agroindustriales María Aneley Paviotti (1), Luis Salazar (1), Betina Faroldi (1), Laura Cornaglia (1) (1) INCAPE, UNL-CONICET lmcornag@fiq.unl.edu.ar

La hidrogenación catalítica de CO2 a metano es un proceso muy atractivo para la utilización del dióxido de carbono ya que puede combinar al CO2 con H2 verde para producir CH4 y agua. Además, el metano presenta como ventajas su compatibilidad con la infraestructura de gas natural y su empleo como materia prima en otros procesos. La metanación de dióxido de carbono sobre catalizadores de Ni ha sido ampliamente investigada debido a su favorable relación costo-eficiencia en comparación con los catalizadores de metales nobles. Además de la fase activa, la elección del soporte y del método de síntesis afectan directamente a las propiedades fisicoquímicas y catalíticas de los materiales. Por tanto, la correcta selección del soporte es necesaria para conseguir mejores resultados. Los materiales mesoporosos tienen la principal ventaja de ampliar la superficie expuesta del componente activo, estabilizando las nanopartículas sobre una elevada superficie específica. La espuma de sílice mesoestructurada (MCF) se ha considerado entre los materiales prometedores para mejorar la dispersión de las partículas metálicas, así como las interacciones Ni-soporte. En el grupo de trabajo se desarrolló una nueva ruta para la obtención de soportes mesoestructurados MCM-41 y tipo espumas (MCF) derivados de las cenizas de la cáscara de arroz mediante irradiación de microondas durante el tratamiento hidrotermal reduciendo el tiempo de preparación a 5 h. Estos materiales de bajo costo son muy prometedores como soportes para catalizadores empleados para la reacción de hidrogenación del CO2. Se utilizó bromuro de cetiltrimetilamonio (CTABr) como agente estructurante, y se estudió el efecto de diferentes agentes espumantes sobre las propiedades del material obtenido. Se seleccionaron los materiales MCM-41 y MCF (empleando ciclohexano como agente espumante), para la síntesis de catalizadores basados en Ni aplicando las técnicas: one-pot e impregnación a humedad incipiente. La carga de Ni varió entre 5 y 8,8 % en peso dependiendo del método de síntesis empleado. Los sólidos obtenidos para ambos métodos presentaron diferencias notables en la interacción metal-soporte, que fueron observadas por TEM, DRX, TPR y XPS. Los catalizadores se evaluaron en la reacción de metanación de CO2 entre 250 y 500 °C a presión atmosférica. Las muestras preparadas por impregnación mostraron un mejor rendimiento catalítico que las preparadas por el método one-pot. Para el caso del Ni -MCF sintetizado por one-pot se obtuvo una distribución homogénea de las nanopartículas de Ni en la estructura tridimensional abierta del MCF que favorece la accesibilidad de los reactivos hacia los sitios activos. Sin embargo, el sólido preparado por impregnación sobre MCF resultó el catalizador más prometedor para la reacción de metanación de CO2 logrando la mayor tasa de producción de CH4 a 350 °C. Esto se asignó a la presencia de especies de Ni2+ con alta interacción con el soporte, una excelente dispersión de las nanopartículas de Ni y estabilidad de la estructura mesoporosa del material después de ser usado en reacción.

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Síntesis de material adsorbente de CO2, en base a hidrotalcitas con distintas relaciones de Mg/Al, para el reformado de etanol Park Michelle (1), Avendaño Roger (1), Keim Giselle (1), Fals Jayson (1), Bocanegra Sonia (2), Amadeo Norma (1), Dieuzeide María Laura (1) (1) ITHES (UBA-CONICET). Dpto. de Ing. Química Facultad de Ingeniería UBA, CABA Argentina. (2) Instituto en Catálisis y Petroquímica “Ing. José Miguel Parera” (INCAPE) CONICET. Santa Fe (CCTSant Fe) Argentina. ldieuzeide@fi.uba.ar

En el presente trabajo se compara el desempeño en la captura de CO2, en condiciones secas y en condiciones de reformado de etanol, de diferentes materiales adsorbentes sintetizados en base a hidrotalcitas con distintas relaciones de Mg/Al. De acuerdo con resultados previos, para obtener el material activo para la captura de CO2, las hidrotalcitas con distintas relaciones de Mg/Al son calcinadas a 400ºC y luego promovidas con una carga de 15%p/p de K. Se ha comparado que, para las muestras sin promover con K, la capacidad de captura de CO2 aumenta con la relación Mg/Al; mientras que para las muestras promovidas con K la muestra con relación Mg/Al=4 es la que presenta el mayor tiempo de pre-breakthrough y la que tiene la mayor capacidad de captura de CO2. Finalmente se han empleado las muestras en el reformado de etanol con captura simultanea de CO2, donde fue posible alcanzar purezas de hidrógeno en base seca mayores al 90% a bajos tiempos de operación; obteniendo los mejores resultados nuevamente para el material adsorbente en base a una hidrotalcita con relación Mg/Al=4. La mayor capacidad de captura de CO2 de esta muestra podría atribuirse a su mayor área superficial.

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ALMACENAMIENTO Plenaria: CCUS: Nuestro Viaje al Sitio de Almacenaje… y un poco más Dr. Luis Quintero, Asesor en Jefe, Gerencia de Producción – Halliburton. Houston, Texas, EEUU luis.quintero@halliburton.com La Captura, Utilización y Almacenamiento de CO2 es un megaproceso que involucra muy diversos microprocesos, muchos de los cuales son novedosos. Esta novedad conlleva riesgos que se van acentuando dramáticamente mientras más nos acercamos al punto final del viaje de las moléculas de dióxido de carbono: el espacio poroso de la roca reservorio. Al poro de la roca solo se le puede llegar mediante la perforación y completación de un pozo inyector. Pero tanto el poro como el pozo son invisibles. Y esta incapacidad de observar el trayecto hacia el último destino que nos obliga a hacer extremadamente rigurosos en los modelos de comportamiento de los sistemas dinámicos que vamos creando. Podemos enfocar entonces nuestra atención tanto en el fenómeno mecánico, donde las fuerzas inerciales de la masa de fluido crean presión en los tubulares, empacaduras, cemento, y el esqueleto de la roca-yacimiento; como en el proceso químico donde la interacción molecular de un fluido no inerte reacciona con todos los elementos antes expuestos, con la desventaja de que el tiempo de contacto es infinito. Comoquiera que ambos fenómenos son interdependientes y la consecuencia de una falla en el almacenaje puede conducir a situaciones catastróficas, es imperativo experimentar físicamente y luego digitalmente la posible corrosión, erosión, quiebre o, fatiga de los diferentes componentes del sitio de almacenaje, y modelar su comportamiento desde la escala nano hasta la giga, con paquetes de software especializados. El caso específico de Argentina nos permite hacer una analogía con la industria del tomate. Si bien es cierto que existen muchos productores de esta fruta a nivel mundial, igual que existen muchos países productores de CO2, el impacto a nivel mundial tanto del cultivo del tomate, o de las emisiones de CO2, por parte de Argentina, es insignificante y muy por debajo del 1%. Por lo tanto, es recomendable hacer énfasis en el estudio, modelaje, experimentación y validación de los procesos de CCUS antes de arriesgarse en la implementación prematura. Esta charla ilustra casos específicos de algunas de las áreas que aún ameritan considerable investigación en nuestro viaje al sitio de almacenamiento del CO2.

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Atlas AR-CO2: Evaluación del potencial de almacenamiento geológico de CO2 en Argentina C.G. Grasetti (1), T.M. Piqué (2), G. A. Gallo (2), G.S. Vila (2), M. Noya (1), R. Manoni (3), I. Brisson (3), D. De Leo (3), F. Dzelalija (3), N. Fortunatti (4), F. Lebinson (4), M. Bahía (4), S. Grill (4), N. Canale (5), M. Zalazar (2,5), C. Cabana (5), M. Tunik (5). (1) YPF Tecnología S.A. (Y-TEC), Berisso, Argentina (2) CONICET, YPF Tecnología S.A., Berisso, Argentina (3) YPF S.A, Ciudad de Buenos Aires, Argentina (4) Universidad Nacional del Sur, Bahía Blanca, Argentina (5) Universidad Nacional de Rio Negro, Viedma, Argentina carlos.g.grasetti@ypftecnologia.com

Con el fin de aportar al conocimiento necesario para llevar adelante una transición energética eficiente, se ha avanzado con estudios destinados a evaluar el potencial del subsuelo argentino para realizar proyectos de almacenamiento geológico de CO2. La iniciativa aquí presentada tiene como objetivo alcanzar, en base a técnicas simples, un relevamiento abarcativo del subsuelo en gran parte de nuestro territorio, enfocándose, primariamente, en las cuencas sedimentarias con mayor valor estratégico, para luego avanzar con otras regiones de interés. En ese sentido, se presentan en este trabajo los resultados de dos etapas evaluación. La primera, incluyó el análisis de tres cuencas: Neuquina y Golfo San Jorge, con la intención de establecer una metodología para acuíferos salinos que pueda ser replicada en otras cuencas, y Claromecó, para obtener una aproximación al análisis de CCS en carbones naturales. Las cuencas Neuquina y Golfo San Jorge son las productoras más importantes de hidrocarburos del país y ofrecen la ventaja de estar ampliamente estudiadas y desarrolladas. En estas cuencas, consideramos varias unidades estratigráficas en la ubicación de campos de petróleo y gas, como sitios con condiciones favorables, a priori, para el almacenamiento de CO2, pero conceptualizadas como acuíferos salinos. Se seleccionó un conjunto de parámetros de los potenciales almacenes, sistemas de contención y factores de superficie, que fueron luego evaluados a partir de una metodología de análisis multicriterio, logrando una valoración general de cada unidad geológica y distintas conclusiones en base a la información analizada. De la cuenca de Claromecó, se evaluaron características generales de los carbones de dos unidades del subsuelo, a partir de las cuales se llegó a valores de capacidad de almacenamiento (Mt CO2). En la segunda etapa del estudio, se seleccionaron tres cuencas productoras de hidrocarburos: las dos ya mencionadas y la cuenca Cuyana, para las cuales se evaluó su capacidad de almacenamiento (Mt CO2) como reservorios depletados de hidrocarburos, a partir del reemplazo de producción por CO 2 almacenable en estado supercrítico. Se establecieron premisas de evaluación y se alcanzó un valor para cada yacimiento evaluado.

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Estudio de prefactibilidad de inyección de CO2 para CCS y recuperación mejorada (CCuS) en un campo ubicado en el sector sudoeste de la Cuenca Neuquina Alberto Cesar Ortiz (1), Mariana Patamia (1), Cecilia Rodriguez (1), Carlos Ferlaza (1), Gabriela Vila (1), Yanina Basile (1), Walter Eusebio Arias (1). (1) NZC Solutions alberto.ortiz@nzcsolutions.com, yanina.basile@nzcsolutions.com, walter.arias@nzcsolutions.com, mariana.patamia@nzcsolutions.com, cecilia.rodriguez@nzcsolutions.com

Presentamos aquí los resultados de un estudio de prefactibilidad de inyección de CO2 para Captura y Almacenamiento de Carbono (CCS) y Recuperación Mejorada de Petróleo (CCuS) en un campo con producción de petróleo ubicado en el sector sudoeste de la Cuenca Neuquina, al sur de la localidad de Cutral Co. El yacimiento se encuentra a unos 80 km de Zapala y una refinería ubicada a 30 km de Cutral Co, ambas con buenas posibilidades de suministrar CO2. El reservorio en este campo presentó un comprobado entrampamiento de hidrocarburo y actualmente se lleva a cabo recuperación secundaria mediante inyección continua de agua. La estructura de la trampa es un anticlinal suave cuyo sello está constituido por capas de lutitas y carbonatos de la Formación Vaca Muerta. La profundidad del reservorio resultó óptima para el atrapamiento de CO2, ya que oscila entre los 930 y los 1000 metros de profundidad MD. La formación productora de hidrocarburos se conoce como Quebrada del Sapo y está compuesta por conglomerados y areniscas depositados durante el período Jurásico en un ambiente fluvial continental. Esta formación es diacrónica con la formación Tordillo. El objetivo de este estudio de prefactibilidad es cuantificar la capacidad de almacenamiento total de CO2 mediante interpretación petrofísica a partir de perfiles de pozo, datos de corona y mapeo regional. Además, se evaluó el impacto de la inyección de CO2 en la recuperación terciaria de petróleo, teniendo en cuenta el esquema de inyección de agua en el campo como así como también el posible efecto de CO2 en la composición mineral de la roca reservorio. Se evalúan las ventajas y riesgos del proyecto, incluyendo la viabilidad económica, las posibles implicaciones ambientales y los requisitos regulatorios. Se ponderaron cuidadosamente los beneficios potenciales del almacenamiento de CO2 y la recuperación mejorada de petróleo, como la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y el aumento de la producción de hidrocarburos, junto con los desafíos y las incertidumbres de la implementación del proyecto. A través del análisis integral de los datos, modelado de reservorios y evaluación de riesgos, este estudio proporcionó conocimientos valiosos para los tomadores de decisiones y las partes interesadas, en relación con los aspectos técnicos, económicos y ambientales de la implementación de la inyección de CO2 para CCS y CCuS en el campo estudiado. Los hallazgos y recomendaciones serán de mucha utilidad en la toma de decisiones informada, asegurando la utilización óptima de los recursos y el avance de prácticas energéticas sostenibles

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Potencial en el subsuelo de la provincia de Buenos Aires para la inyección de CO2: estudio preliminar en la Cuenca del Claromecó Ailén Molina (1), Giselle Choque (1), Natalia Fortunatti (1), Ana Laura Rainoldi (1) (1) Dpto. de Geología, Universidad Nacional del Sur (UNS), Bahía Blanca/ CGAMA - Centro de Geología Aplicada y Medio Ambiente (CIC)/ CONICET ailenmolina.1996@gmail.com

En los últimos años la captura y almacenamiento de CO2 (CAC) se ha impuesto como una alternativa imprescindible para una transición hacia un futuro medioambientalmente sostenible. La reducción de las emisiones atmosféricas de CO2 generadas por la actividad humana constituye un nuevo paradigma que impulsa la frontera del conocimiento. Uno de los recursos más interesantes para almacenar CO2 lo constituyen ambientes geológicos con sistemas petroleros activos. En nuestro país, la evaluación del potencial de almacenamiento de CO2 se encuentra en etapas iniciales en las cuencas productivas Neuquina y Golfo San Jorge y en la cuenca frontera de Claromecó. La Cuenca de Claromecó es una cuenca de antepaís carbonífero-pérmica situada en el centro-este de la provincia de Buenos Aires, comprendida entre las Sierras Australes al suroeste y el sistema de Tandilia hacia el este-noreste. Posee una extensión total de 65000 km2, abarcando unos 40000 km2 en el sector continental cuyo relleno sedimentario se correlaciona con la secuencia aflorante en las Sierras Australes. Su interés radica en la presencia de niveles de carbón en subsuelo, litología de interés para este tipo de actividades a causa de su particular comportamiento para alojar fluidos. En el presente trabajo se intenta avanzar en el conocimiento del potencial de almacenamiento de CO2 vinculado al registro estratigráfico de la Cuenca de Claromecó, dirigido a la presencia a nivel regional de rocas reservorio y sello, sobre la base de datos directos (descripción de testigos corona) e indirectos (geofísicos) de perforaciones. El sector de estudio comprende las localidades de Laprida, General Lamadrid y Coronel Pringles, abarcando una superficie de 2282 km2. La unidad geológica corresponde a la Formación Tunas (Pérmico temprano), constituida por areniscas finas a medias que alternan con fangolitas grises, fangolitas carbonosas y arcillitas verdes con aportes tobáceos intercaladas con niveles de carbón. Para la evaluación de la roca reservorio, se identificaron dos secciones con capas de carbón: una sección inferior entre los 900 - 600 mbbp (metros bajo boca de pozo), con espesores acumulados de hasta 16 metros, y una sección superior entre los 600 - 170 mbbp, con espesores acumulados menores al metro. En función de su espesor y profundidad, se eligió a la sección inferior como sector de interés. Se realizó para la misma un mapa isopáquico, en el cual se destaca la presencia en subsuelo de espesores de las capas de carbón con buena continuidad, observándose la disminución de su espesor hacia el norte. En cuanto al sello se identificaron fangolitas masivas, dispuestas en contacto directo por encima de las capas de carbón, suprayacidas por areniscas compactas con bajas permeabilidades (<0,1mD) y ausencia de fracturas. Ambas presentan buena distribución areal y espesores homogéneos. Se postula un sello multicapa, constituyendo las fangolitas una primera barrera impermeable litológica y las areniscas un sello superior. El avance en el conocimiento de potenciales sectores de almacenamiento de CO2 es de vital importancia, a fin de mejorar el conocimiento del subsuelo bonaerense y servir de base en etapas más avanzadas de estudio.

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Presencia de dawsonita en la Cuenca del Golfo San Jorge: relevancia en el almacenamiento de CO2 Tunik, M.; Olazábal, S., Paredes, J.M; Allard, J.O., y Foix, N. (1) Universidad Nacional de Río Negro (UNRN) mtunik@unrn.edu.ar

Desde la década de 1950, se conocen proyectos de almacenamiento de CO2 en subsuelo. Sin embargo, especialmente desde el informe del año 2005 del IPCC, se comienza a difundir la posibilidad de capturar y almacenar el CO2 como una forma de mitigar el cambio climático. El almacenamiento efectivo de CO2 depende de numerosos factores, y el conocimiento y la tecnología son claves en su desarrollo. El almacenamiento de CO2 en unidades geológicas específicas podría permitir que casi el 99 % de CO2 inyectado sea retenido por 1.000 años. Este CO2 se puede inyectar en estado supercrítico en capas de yacimientos maduros ubicados entre 800 y 1.000 m de profundidad. El CO2 puede permanecer atrapado en el subsuelo por varios mecanismos: quedar retenido dentro de los poros, adsorbido dentro de la materia orgánica en bancos de carbón o pelitas orgánicas, o bien reaccionar con los minerales de las rocas que lo contienen y generar minerales con carbonato por precipitación. Diferentes estudios han mostrado que las areniscas pueden ser una excelente litología para almacenar CO2, siendo las areniscas con alto porcentaje de feldespatos las que pueden capturar más CO2. En reservorios de areniscas en Hungría, se ha alcanzado a fijar 180 kg/m3 en forma de dawsonita , mientras que estudios hechos en el Golfo de México indican que las areniscas feldespáticas pueden capturar entre 90 y 99,50 kg/m3 y que este CO2 se fija en forma de dawsonita. De esta manera, la fijación de CO2 resulta más efectiva si las rocas donde se inyecta el CO2 tienen altos porcentajes de feldespato y especialmente si poseen dawsonita debido la alta estabilidad que la misma presenta en forma natural. La dawsonita (NaAlCO3(OH)2) se forma en ambientes hidrotermales de baja temperatura o bien en forma diagenética por la descomposición de alúminosilicatos en presencia de soluciones ricas en carbonato y bicarbonato. La dawsonita generalmente se presenta en forma de rosetas incoloras a blanquecinas o en forma de hoja o agujas; ópticamente es un mineral transparente, no pleocroico y con alta birrefringencia . Es un mineral raro que está documentado en pocos lugares del mundo. De hecho, en Sudamérica, está descrito únicamente en Argentina, particularmente en la cuenca del Golfo San Jorge, donde fue identificado en rocas de la Formación Castillo en el año 2006. A partir de esta referencia, se analizaron las condiciones de formación y luego se la reconoció en otras unidades del Grupo Chubut, como ser en la Formación Pozo D-129 y en la Formación Bajo Barreal para la zona de la Sierra Silva y Cerro Ballena, respectivamente Hasta el presente la identificación de dawsonita se ha efectuado únicamente en afloramiento, pero su presencia constituye un excelente punto de partida para la búsqueda en subsuelo y, en el caso de identificarla, una excelente alternativa para almacenar CO2 en la cuenca del Golfo San Jorge representando una oportunidad para Argentina y un paso significativo hacia la mitigación global del cambio climático a través de técnicas avanzadas de almacenamiento de CO2.

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Flujo de trabajo para la búsqueda, desarrollo y operación de un Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural Mercedes Perissé (1), Soledad Riveiro Rivas (1), Estefanía Pedró (1) (1) YPF S.A. mercedes.perisse@ypf.com

El consumo de gas en Argentina es estacional, con excedentes de producción en verano y demanda incremental en invierno. Esta estacionalidad puede ser en parte remediada por los Almacenamientos Subterráneos de Gas Natural (ASGN), que permiten acumular dichos excedentes de verano en subsuelo y en invierno extraerlos para adicionarlos a la demanda. El único ASGN existente en Latinoamérica es Diadema – YPF y se encuentra operativo desde 2001. Se ubica en la Cuenca Golfo San Jorge (Argentina) y tiene la capacidad de inyectar y extraer anualmente 150 Mm3 de gas en especificación de la Fm. Salamanca (Banco Verde). El objetivo de esta contribución es presentar un flujo de trabajo general para la búsqueda de sitios potenciales, posterior desarrollo y operación de un ASGN, de manera que pueda ser utilizado de análogo para la búsqueda y desarrollo de proyectos de CCUS. Para ello se utiliza la experiencia adquirida en Diadema y la evaluación de nuevos sitios potenciales para su conversión a ASGN en Argentina. Dicho flujo de trabajo pone en foco los requisitos técnicos desde el punto de vista del subsuelo, instalaciones de superficie, permisología y monitoreo durante la operación del ASGN. Para la caracterización de los sitios potenciales es necesario evaluar la eficiencia de almacenaje (calidad del reservorio, sello y trampa), la información técnica disponible (modelos de subsuelo), la existencia de instalaciones de superficie con capacidad ociosa, la cantidad de pozos a acondicionar o perforar y la distancia a gasoductos troncales. De los sitios potenciales se selecciona el mejor candidato y se realiza un análisis de riesgos, identificando incertidumbres y acciones de mitigación asociadas, como planes de adquisición de datos. A partir de la información recabada se realiza una evaluación integral a través de la construcción de modelos de subsuelo: estático, geomecánico y dinámico. Esto permitirá simular y predecir el comportamiento de las rocas y los fluidos en el reservorio durante los ciclos de inyección y extracción, y así establecer el diseño y planes de operación más apropiados para el ASGN. Una vez definido el plan de acción se procede a la determinación de la línea base para establecer las condiciones previas al funcionamiento del almacenamiento, junto con la solicitud de permisos ambientales y la construcción de pozos y facilities. Para asegurar la eficiencia de la operación del ASGN es necesario realizar un seguimiento constante de las presiones de los pozos que monitorean el reservorio y formaciones supra e infrayacentes para tener un buen control de la burbuja de gas. Los datos de la operación diaria y el monitoreo continuo contribuyen a la actualización de los modelos de subsuelo, otorgando mayor confiabilidad para ser utilizados como herramienta predictiva permitiendo simular distintos escenarios de operación teniendo en cuenta las variaciones de la demanda. A partir de la experiencia adquirida en la búsqueda, desarrollo y operación de ASGN, el flujo de trabajo presentado podría servir de punto de partida para proyectos de CCUS, poniendo foco en el monitoreo siendo este un factor clave para garantizar la eficiencia y seguridad de la operación.

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Evaluación del impacto de la variabilidad geológica en la estimación de capacidad y riesgo de almacenamiento geológico de CO2 durante las fases de selección y caracterización de sitios Laura Chiaramonte (1) (1) Electric Power Research Institute (EPRI), USA. LChiaramonte@epri.com

La captura y el almacenamiento de carbono (CCS, por sus siglas en inglés) es una tecnología fundamental que permitirá seguir proporcionando energía asequible y confiable, al costo más bajo y al mismo tiempo limitar las emisiones de carbono a la atmósfera, especialmente en los sectores difíciles de descarbonizar del sistema energético. Además, lograr el objetivo de cero emisiones netas de CO2 a la atmósfera (o sea evitar que el CO2 llegue a la atmosfera) podría no ser suficiente, por lo que las tecnologías de emisiones negativas (capturar CO2 que ya se encuentre en la atmosfera) se están investigando activamente. Independientemente de si el CO2 se captura de fuentes concentradas, como centrales eléctricas, o de fuentes diluidas, como directamente de la atmósfera (Direct Air Capture o DAC), el almacenamiento geológico a gran escala de CO2 en el subsuelo va a ser necesario. La estimación de la capacidad de almacenamiento de CO2 es una de las fases críticas en la evaluación de los sitios de almacenamiento de CO2 individuales. Además, para comprender el potencial de CCS para reducir las emisiones de CO2 a escala regional o global, es necesario considerar las capacidades de almacenamiento realistas de cada región y el costo asociado. Existen diferentes métodos para estimar la capacidad, pero los resultados pueden ser drásticamente diferentes. Tradicionalmente, las evaluaciones de la capacidad de almacenamiento se realizaban con métodos estáticos, que normalmente implicaban cálculos analíticos del espacio poroso disponible para el almacenamiento, teniendo en cuenta solo algunos parámetros, como la porosidad y la compresibilidad de la roca y los fluidos. Sin embargo, no se consideraban otros factores variables como la tensión in situ y la permeabilidad. Estos cálculos de almacenamiento estático tienden a sobrestimar el volumen de almacenamiento y podrían subestimar en gran medida el costo del almacenamiento. Las estimaciones de capacidad dinámica, por otro lado, se realizan con simulaciones numéricas de yacimientos, que incluyen características estáticas del yacimiento como tamaño, espesor, porosidad, etc. Pero también incluyen efectos de permeabilidad y consideraciones geomecánicas, entre otros factores, que afectan la inyectividad, como ser tasas de inyección, número de pozos de inyección y cantidad total de CO2 que podría almacenarse permanentemente. En el Programa de Captura y Almacenamiento de Carbono de EPRI estamos desarrollando herramientas de modelado y metodologías para investigar factores críticos relacionados con el almacenamiento geológico de CO2, con foco en temas claves como: 1) Efecto de la variabilidad geológica en la capacidad de almacenamiento y el impacto que tienen estas variaciones en el costo total de la tecnología. 2) Metodologías para evaluar el riesgo de escape de CO2 y la posible reactivación de fallas preexistentes, con el riesgo asociado de sismicidad inducida. En este trabajo presentaremos algunos ejemplos de la aplicación de estas metodologías que incluyen el análisis de estimaciones dinámicas de costos combinando simulaciones físicas de flujo de fluidos (TOUGH2) con un modelo de costos integral (Fossil Energy: National Energy Technology Laboratory (FE/NETL) CO2 Onshore Saline Storage Cost Model) para identificar las variaciones de costos asociadas con parámetros geológicos claves y el análisis probabilístico del riesgo de reactivación de fallas y potencial de sismicidad inducida durante la selección y caracterización de posibles sitios candidatos para un proyecto de almacenamiento de CO2.

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Modelado de la reactivación de fallas durante la inyección en un proyecto de captura y almacenamiento de CO2 utilizando una simulación numérica acoplada composicional/ geomecánica Argenis Alvarez (1), Diana Mercado (1), Victor Salazar (1) (1) CMG argenis.alvarez@cmgl.ca

Almacenamiento de Carbono (CCS) en una formación geológica se está implementando en diferentes países del mundo como una alternativa para reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera. Para evaluar la factibilidad de implementación del proyecto CCS, es necesario asegurar el confinamiento del CO2 inyectado considerando el principal mecanismo de captura (p. ej., captura estructural, gas residual o mineralización, etc.) y parámetros operativos como la tasa/presión de inyección y la integridad de la roca sello. Como es inminente el aumento de presión durante la inyección de CO2 es entonces de suma relevancia considerar la integridad de la roca sello, así como la posible reactivación de fallas con la finalidad de mitigar las posibles fugas de CO2 a la superficie o a las formaciones suprayacentes, tal y como es el caso de los acuíferos de agua dulce. En este sentido resulta importante la implementación de un enfoque completo que incluya acoplamiento geomecánico para así poder representar la distribución de tensiones y la deformación en las formaciones. Por otro lado, es de suma importancia poder representar los fenómenos composicionales y geoquímicos para también poder estimar el flujo de fluido, la solubilidad del gas en la fase acuosa y los cambios en el equilibrio. Como parte del modelo CCS, también es necesario optimizar los parámetros operativos para inyectar el volumen máximo de CO2 considerando las incertidumbres de las propiedades de la roca de cubierta. En este trabajo, presentamos una metodología integrada para mitigar el riesgo de falla de sello y reactivación de fallas en un proyecto CCS, utilizando simulación numérica acoplada composicional/geomecánica. En esta metodología mostramos los principales efectos físico/químicos que deben ser considerados en el modelo de yacimiento durante el modelado CCS, así como el efecto de los cambios en la distribución de esfuerzos sobre la integridad de la roca y fallas. Finalmente, se realizará un estudio de optimización considerando las restricciones del pozo operativo y la ubicación del pozo buscando un aumento del volumen de CO2 inyectado evitando la falla de roca sello y reactivación de fallas.

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Efecto de la inyección de scCO2 en una discontinuidad de una roca tipo sello Teresa M Pique (1), Gabriel Grasetti (1), Karina Irvicelli (1), Camilo Casagrande (2), Mauro Pierrard (1), Eduardo Besnati. (1) Y-TEC SA (2) Y-TEC/CONICET teresa.m.pique@ypftecnologia.com

En este trabajo se presentan los resultados de un ensayo realizado a escala de laboratorio en el que se inyectó CO2 en solución acuosa en una pelita calcárea con una discontinuidad preexistente a presiones y temperatura que representan las condiciones de subsuelo. El ensayo pretende simular cómo afecta a una roca que actuaría como sello en un proyecto de almacenamiento subterráneo de CO2, si esta tuviera una discontinuidad preexistente que alojaría CO2 en estado supercrítico. Estas variaciones se consideran de gran interés para modelar la interacción del CO2 en estado supercrítico con la roca cuando es inyectado en el subsuelo. Las condiciones del ensayo fueron seteadas para que el CO2 se encuentre en contacto con la discontinuidad en estado supercrítico y se mantuvieron durante siete días. La microestructura de la discontinuidad fue analizada antes y después del ensayo para registrar variaciones que pudieran suceder por reacciones entre el CO2 y la roca. Mediante difracción por rayos X (XRD) se evaluó la composición mineralógica de la roca en la superficie de la discontinuidad. Pudo observase una importante variación en el contenido de calcita a causa del contacto de la roca con el CO2 en solución acuosa. Esto se pudo visualizar mediante microscopía electrónica de barrido (SEM) que permitió ver como los primeros milímetros de la muestra se encuentran alterados por el contacto con el CO 2. Finalmente se estudió la morfología de la discontinuidad mediante el análisis de imágenes de la muestra obtenidas por microtomografía (mCT). Se observa que esta alteración modifica la rugosidad de la discontinuidad, aunque no lo suficiente para afectar la resistencia al deslizamiento que se obtiene mediante modelos empíricos que utilizan la rugosidad como parámetro de entrada.

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Modelado de la inyección de CO2 y urea para la mineralización de CO2 por carbonatación Ariel G. Meyra (1), H. Sánchez (1), R. Irastorza (1), M. Messina (1), R. Ruiz (1), A. Varela (1) y M. Carlevaro (1). (1) IFLYSIB, UNLP-CONICET agmeyra@gmail.com

En este trabajo se presentan la modelización, y correspondiente implementación computacional, de un método interesante para capturar CO2. La precipitación de carbonatos de calcio es estimulada por de la hidrólisis térmica de la urea. El CO2 supercrítico es inyectado y se disuelve y reaccionando con los minerales, particularmente el calcio, para formar minerales estables (aragonita y calcita). El sistema estudiado consiste inicialmente de una solución acuosa que contiene urea y varias especies iónicas, en contacto con una fase de CO2 en estado supercrítico (temperatura y presión por encima de sus valores críticos). Bajo ciertas condiciones de concentraciones, temperatura y pH, se produce la precipitación de carbonato de calcio. Este estudio abarca casos donde la temperatura es una función arbitraria del tiempo, y se da especial atención a casos donde alcanza valores que propician significativamente la hidrólisis térmica de la urea. Este proceso induce modificaciones en el pH que, a su vez, influyen en la precipitación de carbonatos. Realizamos una implementación computacional del modelo elaborado, con la cual se pueden obtener curvas que representan las cantidades de sustancias o concentraciones de las diferentes especies en función del tiempo. Estas son afectadas tanto por las concentraciones iniciales como por la dependencia temporal de la temperatura, ambas establecidas previamente, así como por un conjunto de parámetros que se pueden refinar mediante datos experimentales. Los resultados preliminares, obtenidos con parámetros aproximados, muestran una concordancia cualitativa con datos experimentales disponibles. Este modelo numérico facilita entonces la predicción de tendencias en el comportamiento del sistema al modificar variables termodinámicas, mejorando así nuestro entendimiento del mismo.

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Criterios para el diseño de pozos inyectores de CO2 y abandono de pozos existente en un proyecto de CCUS Hernan Oberlander (1) (1) Profesional Independiente. oberlahd@gmail.com

El presente trabajo intenta transmitir una experiencia visto desde el área Construcción de Pozos, en un proyecto para la reconversión de un yacimiento de gas depletados a un reservorio para el almacenamiento de CO2 (CCUS). Entre otros aspectos, el proyecto consistía en la perforación de pozos inyectores de CO2 y el abandono todos pozos existentes. El CO2 es un fluido altamente dañino para los materiales que se usan habitualmente en la industria (por lo corrosivo para los metales y degradación en el cemento), por otro lado, el comportamiento del CO2 se diferencia del hidrocarburo, por ejemplo, a lo largo de la columna de inyección del pozo, el fluido puede pasar del estado gaseoso a líquido, y en una condición de descontrol la temperatura del fluido puede alcanzar – 50⁰ C. El uso de herramientas de gestión como el Bow Tie, son de mucho valor para el análisis de riesgos. El análisis de los “Mecanismos de Fuga”, como los descriptos en la ISO 16530, deben ser contemplados Las normas internacionales tales como la NORSOK D-010:2021, ISO 16530, no contemplan (completamente) las consideraciones y requerimiento para este tipo de pozos. Si bien en el diseño de pozo cabe considerar que “todo” el ciclo de vida del pozo (ISO 16530), este concepto, toma una relevancia superlativa, para garantizar la integridad tanto de los pozos abandonados e inyectores. Se puede resumir que la diciplina de Construcción de Pozos, tiene solo dos objetivos; 1. Seguridad: diseñar los pozos con materiales, criterios y sistemas de monitoreo adecuados. 2. Ambiental: abandonar los pozos de modo de minimizar los riesgos de fugas de CO2. La inyección de CO2 conlleva a requerimientos; en la planificación y uso materiales que no son usados en la industria del Petróleo y Gas tanto por los requerimientos necesarios, como los establecidos en las normas internacionales más estrictas y regulaciones gubernamentales. •

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Diseño del pozo: es muy similar a los pozos convencionales en la industria, no así los materiales seleccionados para el casing y tubing y en diseño de cementación (en cuanto al tipo de cemento y diseño de los intervalos a aislar, ya que se debe considerar los “Mecanismos de Fuga”. A modo de ejemplo: el casing debe ser con aleaciones como el Cr25 y el cemento de aislación, se usa Non-Porlant Cement. Cabe mencionar que la mayoría de los softwares usados en el diseño del pozo, por ejemplo, para la fase de producción, los modelos no consideran el comportamiento del CO2. Aunque ya existen en el mercado algunos que contemplan este escenario. Abandono de los Pozos Existentes: se puede afirmar que este especto puede ser el más desafiante y crítico en un tipo de proyectos de estas características, por las siguientes razones Estado Mecánico de los pozos e información (existente y posible de tomar): En términos generales se podría decir que los con pozos no fueron diseñados para que el reservorio sea destinado al almacenaje de CO2. Sumado a esto, la información existente puede no ser la adecuada (debido a cambios durante la etapa operativa) y lo que puede ser más crítico la imposibilidad de tomar información que permita una adecuada evaluación del pozo (imposibilidad de acceder a zonas abandonadas), planificación y ejecución. Lo dicho arriba, se hace aún más crítico si el yacimiento cuenta con pozos ya abandonados. Los cuales, si

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bien pueden cumplir con las buenas prácticas y regulaciones gubernamentales, en los mismos no se consideraron cementos y barreras requeridas para mitigar los Mecanismos de Fuga. Barreras: en un proyecto de inyección de CO2, toma relevancia el concepto de “mecanismos de Fuga”, lo cual conlleva a diseños de abandono de pozo con exigencias mayores a las dictadas en las Normas internaciones, las cuales recomiendan el uso de dos barreras independientes. Cada pozo es un caso de estudio, no es recomendable estandarizar. Materiales de Aislación: así como en la construcción de pozos el cemento usado debe ser del tipo del Non-Porlant Cement y la cobertura de los tapones, en línea con los riesgos de fuga. Estado del Arte: en la actualidad, en lo que hace a los proyectos de CCUS, visto desde el Área de Construcción de Pozos, se puede decir que, si bien hay muchos proyectos en operación y planificación, aún se encuentra en un estado de desarrollo, no hay proyectos con los suficientes años de operación de inyección como para tomar como ejemplos, buenas prácticas y lecciones aprendidas.

Las empresas operadoras aprenden unas de otras, adoptando criterios conservadores a los fines de minimizar riesgos, y por otro lado las empresas proveedoras de materiales y servicio van desarrollando e innovando nuevas tecnologías, aunque muchas en estado de prueba.

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