El dióxido de carbono se convierte en un aliado de las petroleras

Por Rebecca Smith, The Wall Street Journal

El dióxido de carbono no es solamente un gas de efecto invernadero que el gobierno de Estados Unidos quiere restringir. También es altamente preciado por la industria energética, que lo inyecta en viejos campos de petróleo para incrementar su producción.

Plantas que funcionan a carbón eliminan dióxido de carbono a la atmósfera, mientras que las plataformas de perforación usualmente obtienen su CO2 de cavernas subterráneas o plantas industriales.

Sin embargo, la compañía de electricidad NRG Energy Inc. intenta generar un cambio. Con un nuevo socio japonés, acaba de anunciar que planea capturar parte del dióxido de carbono que produce una de sus plantas a carbón en las afueras de Houston y luego transportar el gas a un yacimiento petrolífero a unos 130 kilómetros de distancia a través de un ducto.

A cambio, NRG y su socio JX Nippon Oil & Gas Exploration Corp. recibirán una parte del crudo extra que el dióxido de carbono ayudará a producir.

Los socios y el Departamento de Energía de EE.UU., que están aportando US$167 millones a Petra Nova, como se llama este proyecto de captación de carbono, de US$1.000 millones, esperan que el proceso sirva como base para otros dirigidos a reducir la contaminación de plantas a carbón al tiempo que impulsen la producción petrolera del país.

David Crane, presidente ejecutivo de NRG, señala que su empresa es dueña de dos plantas a carbón que podrían participar en proyectos similares. "Es caro", afirma, "pero esperamos hacer otros proyectos en nuestras plantas y en las de otros".

Sin embargo, la experiencia de empresas como NRG a la hora de capturar carbono ha sido dolorosa. Southern Co. está poniendo los toques finales a una planta eléctrica en Mississippi que convertirá carbón en gas combustible y eliminará los contaminantes en el dióxido de carbono. Sin embargo, se espera que el proyecto cueste US$5.500 millones, lo que lo convertiría en la planta de carbón más cara que se haya construido en EE.UU.

El proceso de extraer carbono de gases transportados por ductos luego de que el carbón es quemado tampoco ha sido sencillo. El proceso es complejo y el dióxido de carbono capturado no ha alcanzado un precio lo suficientemente alto como para justificar el esfuerzo. Es más fácil construir una planta eléctrica a gas que transformar una planta de carbón existente.

Lo que hará funcionar el proyecto NRG, dicen sus partidarios, es que el costo será recuperado con la venta de crudo extra, no por vender dióxido de carbono.

Se espera que Petra Nova esté listo a fines de 2016. Extraerá dióxido de carbono de 40% de los gases de ducto generados por la más nueva unidad de carbón de la planta W.A. Parish de NRG, en Thompsons, Texas, y luego transportará por ductos el CO2 a lo largo de 132 kilómetros al campo petrolífero de West Ranch, en Texas. Se espera que la inyección de dióxido de carbono resulte en una producción de petróleo de 15.000 barriles diarios frente a los 500 barriles actuales. Los socios obtendrán la mitad de la producción extra.

La Agencia de Protección Ambiental de EE.UU. ha propuesto nuevas restricciones a la eliminación de CO2 de plantas eléctricas a carbón, que obligaría el cierre de algunas. Los expertos señalan que la captación de carbono para usar en campos petrolíferos podría reducir la contaminación lo suficiente para mantener algunas plantas en operación por más tiempo y ayudar al país a alcanzar una mayor independencia energética.

En lo que la industria llama "recuperación de petróleo mejorada", las empresas inyectan dióxido de carbono en reservorios de crudo subterráneos, donde el gas ayuda a empujar crudo residual de los pozos hasta la superficie. Los ingenieros en petróleo han utilizado el proceso en campos de Texas para estimular la producción desde 1972.

Existen alrededor de 100 de esos proyectos en EE.UU. a los que se les adjudica la extracción de 282.000 barriles diarios de crudo extra. Las autoridades federales creen que la tecnología elevará la producción en 360.000 barriles diarios para 2020 y 580.000 para 2030, según un estudio publicado en abril por el Laboratorio Nacional de Tecnología Energética del Departamento de Energía.

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