Tubería de CO2: un eslabón fundamental del CCUS, pero ¿estamos preparados para un funcionamiento seguro?

¿Regresar al futuro?

El origen de las tecnologías de captura de carbono se remonta a la década de 1920, cuando surgieron principalmente de la necesidad de separar el CO₂ del gas natural. En la década de 1970, esta tecnología había avanzado hasta el punto de capturar y utilizar el CO₂ para la recuperación mejorada de petróleo (EOR). En 1977 surgió la idea de capturar CO₂ de forma intencionada para combatir el cambio climático, pero no fue hasta 2005 cuando los gobiernos reconocieron formalmente la necesidad de implementar la captura y almacenamiento de carbono (CCS) a escala industrial. Hace más tiempo del que me gustaría admitir, recuerdo las audaces declaraciones de algunos lideres mundiales destacados: «Todas las centrales eléctricas de carbón existentes deben adaptarse con CCS, y todas las futuras centrales eléctricas de carbón deben construirse con CCS». Entre 2005 y 2015, los proyectos de CCS florecieron y se intensificó la investigación sobre el transporte seguro de CO₂ por Tubería. Sin embargo, todos sabemos lo que ocurrió entonces, y la CCS se convirtió en una historia de promesas incumplidas.

Hoy en día, la CCUS se ha convertido en una de las soluciones prácticas para reducir las emisiones industriales de gases de efecto invernadero en sectores difíciles de mitigar. Los avances científicos y políticos en todo el mundo han acelerado el desarrollo de centros regionales con una geología subterránea adecuada para el almacenamiento, reavivando el interés por la CCUS y el papel fundamental de las tuberías de CO_₂ para transportar el carbono capturado a largas distancias. Sin embargo, los antiguos retos siguen vigentes y han aparecido otros «nuevos» en el horizonte. A medida que la industria energética se enfrenta a un mayor escrutinio público, el impulso hacia «cero incidentes» y las prácticas de gestión de la integridad segura son aún más críticos para su sostenibilidad. La respuesta y el debate públicos en curso contra los planes de expansión de la red de tuberías de CO₂ en Estados Unidos tras un incidente ocurrido en Misisipi en febrero de 2020 lo ponen de relieve.

Desafíos: un largo camino hacia la seguridad

Actualmente, la red de tuberías de CO_₂ tiene una longitud total de más de 7000 kilómetros, y la gran mayoría de ellas se encuentran en los Estados Unidos. Estas tuberías tienen diámetros que van desde pequeños (4"-8") hasta grandes (24"-30") y llevan en funcionamiento entre 30 y 50 años, y muchas de ellas han sido sometidas a inspecciones internas periódicas. Según las estadísticas de EE. UU., la experiencia operativa es, en general, positiva, con muy pocos incidentes. Teniendo esto en cuenta, es lógico cuestionarse la agitación y la incertidumbre que rodean el funcionamiento seguro de las densas tuberías de CO₂ en el futuro. Un aspecto clave de los gasoductos de CO₂ existentes en EE. UU. es que transportan CO₂ capturado de la producción de gas natural, amoníaco y etanol. Sin embargo, a medida que pasamos a capturar CO₂ de fuentes industriales que contienen una mayor variedad de impurezas, surgen «nuevos» retos. El objetivo principal de la próxima generación de proyectos de tuberías de CO₂ será el transporte de CO₂ artificial, que contendrá una gama más amplia de impurezas (por ejemplo, SO_X, NO_X, H₂S, O₂, H₂, CO). Esto puede tener importantes implicaciones para la corrosión interna de las tuberías, el agrietamiento y la fractura dúctil, así como para la forma de gestionarlos de forma segura durante las fases de diseño y funcionamiento.

Corrosión y precipitación ácida: El control de la corrosión interna en las tuberías que transportan CO₂ antropogénico es un tema destacado. Un aspecto clave es la posibilidad de que se formen y precipiten ácidos fuertes, como el sulfúrico y el nítrico, debido a la presencia de SO_X y NO_X. Se han realizado numerosas investigaciones para establecer especificaciones seguras y prácticas (límites de composición) que aborden esta cuestión. Sin embargo, siguen existiendo lagunas y los resultados se ven limitados por las dificultades experimentales, los artefactos y las condiciones de ensayo. En el caso de las aplicaciones de CO₂, la motivación para mejorar la detección, la precisión del dimensionamiento, la capacidad de caracterizar los perfiles de corrosión y los métodos de evaluación de la integridad menos conservadores se vuelve aún más importante debido a la naturaleza compleja de los perfiles de corrosión («pits-in-pits») y la naturaleza agresiva de los procesos de corrosión. En este contexto, las soluciones de inspección alternativas, como la fusión de datos MFL, podrían desempeñar un papel valioso en la mejora de la fiabilidad y la racionalidad de los planes de gestión de la integridad.

Hidrógeno y agrietamiento: El H₂ puede estar presente como contaminante en el CO₂ capturado, por ejemplo, en los procesos de reformado con vapor de metano (hidrógeno azul). Cada vez hay más pruebas que sugieren que el H₂, incluso en niveles tan bajos como <1 % en volumen, puede influir en la aparición de fragilización por hidrógeno (HE) y agrietamiento por fatiga asistido por hidrógeno (HAFC) durante el transporte de CO₂. Hasta ahora, no parece haber un umbral mínimo por debajo del cual no se produzca el problema. Se están llevando a cabo investigaciones, y es importante reconocer que la rigurosa diligencia que ha emprendido la industria para abordar los retos de integridad en el transporte de hidrógeno gaseoso y mezclas de hidrógeno será igualmente esencial para las tuberías de CO₂. Estamos trabajando con el PRCI – Emerging Fuels Institute (EFI) en esta cuestión para las tuberías de CO₂.

Control de fracturas: Las fracturas dúctiles continuas son un tema crítico en el diseño y la evaluación de la integridad de las tuberías de transmisión. Las metodologías tradicionales de control de fracturas, incluido el método Battelle Two Curve Method (BTCM) desarrollado para tuberías de gas natural, no son directamente aplicables a las tuberías de CO₂ en fase densa. Estas metodologías suelen ser poco conservadoras debido a la larga meseta asociada a las altas presiones de saturación como resultado del cambio de fase durante la descompresión. Aunque se han introducido varios factores de corrección para ampliar el uso del BTCM al CO₂ en fase densa, las correlaciones empíricas resultantes siguen estando limitadas por el escaso número de datos de pruebas a escala real. Las metodologías presentadas en DNV-RP-F104 e ISO 27913 tienen como objetivo predecir si una fractura dúctil en una tubería de CO₂ se detendrá o continuará propagándose. Al igual que el BTCM, estos enfoques son empíricos y están limitados por las escasas bases de datos experimentales utilizadas para su calibración. Su aplicación se ve aún más restringida a una gama reducida de configuraciones de tuberías, concretamente tuberías de gran diámetro (16"-36"), paredes gruesas (10-26 mm) y grados de alta resistencia (X60 a X65) y tuberías soldadas por arco sumergido (SAW). Esta limitación reduce su idoneidad tanto para la construcción de nuevas tuberías como para proyectos de conversión, en los que el diámetro de la tubería, el espesor de la pared o el grado del material se encuentran fuera del rango de validez establecido. Las investigaciones en curso tienen como objetivo ampliar el rango de validez mediante pruebas adicionales a escala real y el desarrollo de alternativas más fiables que reduzcan la dependencia de costosos programas experimentales. Un enfoque prometedor consiste en simulaciones de interacción fluido-estructura (FSI) que combinan la dinámica de fluidos computacional (CFD) y el análisis de elementos finitos (FEA) con modelos avanzados de daño dúctil y fractura, lo que proporciona un marco más basado en la física para predecir el comportamiento de las fracturas en funcionamiento en tuberías de CO₂ en fase densa.

Una piedra angular fundamental para abordar estos retos es definir una especificación de calidad que limite las impurezas en las corrientes de CO_₂. En general, existe un interés generalizado en la industria por diseñar una especificación «única para todos». Sin embargo, es importante reconocer que estas especificaciones se derivan generalmente de pruebas experimentales, lo que conlleva una serie de retos. Estas pruebas también se han limitado a mezclas específicas (y algo simples), así como a condiciones ambientales específicas de presión, temperatura y flujo. Los usuarios deben comprender los antecedentes y los límites de las pruebas para determinar si las especificaciones derivadas de terceros pueden aplicarse de forma segura al caso concreto, en función de las mezclas de CO₂ (contaminantes) y las condiciones operativas pertinentes. Lo contrario también es cierto: una especificación «milagrosa» puede implicar un conservadurismo innecesario, que puede no ser práctico para todos, dependiendo de la economía del proyecto, la tecnología de captura, los límites del proceso (tratamiento) y las regulaciones locales. Por ejemplo, el enfoque (límites de contaminantes) adoptado para gestionar la corrosión interna debe ser diferente (y menos oneroso) en las corrientes de CO₂ procedentes de la precombustión o la SMR que en las procedentes de la postcombustión o los procesos industriales, en los que pueden estar presentes SO_X y NO_X.

El impulso está creciendo, pero sigue habiendo incertidumbre en torno a los límites de composición. A esto se suma el hecho de que, hasta la fecha, todavía no existe ninguna tubería operativa que transporte CO₂ artificial procedente de centrales eléctricas de combustibles fósiles, reformado con vapor de metano, combustibles residuales u otro proceso industrial complejo. Entonces, ¿cómo podemos avanzar mientras gestionamos los riesgos residuales? Una parte clave de la ecuación radica en el uso de la inspección en línea (ILI) para demostrar que los límites de composición implementados son seguros y garantizar la integridad operativa durante el ciclo de vida de la tubería.

De la industria petrolera y gasística a la experiencia CCUS: ¿qué tan sólido es el puente?

La industria del CCUS se ha basado en gran medida en la experiencia en Ingeniería del sector del petróleo y el gas. Si bien esto es natural y beneficioso, también introduce ciertas complejidades. Los enfoques de diseño de proyectos arraigados en la industria del petróleo y el gas ofrecen una base, pero deben replantearse para responder a la naturaleza holística e interconectada de los retos a los que nos enfrentamos para lograr la excelencia operativa, la rentabilidad y una seguridad inquebrantable. Las normas (por ejemplo, ISO 15156/MR 0175 para el craqueo ácido) y las herramientas tradicionales (por ejemplo, BTCM y modelos de corrosión) no son directamente aplicables, ya que nos enfrentamos a nuevos entornos. No olvidemos que el transporte de CO₂ tiene sus propias peculiaridades, que deben reflejarse con diligencia y reflexión.