Confinamiento geológico de gases efecto invernadero
Se prueban diferentes opciones a nivel mundial. Petróleos Mexicanos cuenta con experiencia en el campo Artesa, en el sureste del país.
JonÁs GarcÍa Carmona*
El ciclo del carbono juega un papel importante en nuestro planeta para cualquier forma de vida y, en particular, para la raza humana. Por esto, debemos estar atentos a los efectos de las decisiones tomadas, antes de que sea demasiado tarde para poder revertir una situación que afecta el equilibrio natural del planeta tierra.
El Protocolo de Kioto plantea el “fomento de medidas políticas que limiten las emisiones de gases efecto invernadero”. Para evitar que las temperaturas alcancen niveles peligrosos hay que reducir estas emisiones de manera sustancial. La Unión Europea se ha comprometido a reducir en un 20% los niveles de 1990 de sus emisiones de gases de efecto invernadero de aquí a 2020, y está intentando conseguir un acuerdo internacional con el que se añadiría otro recorte adicional del 30%.
Es imprescindible llevar a cabo una buena labor de información con objeto de que la tecnología de confinamiento geológico de esos gases cuente con aceptación social. En este sentido es preciso demostrar a la sociedad en general la seguridad e integridad de esas instalaciones y demandar de los gobiernos un marco legislativo adecuado que regule estas actividades.
Es una buena idea el reciclar el CO2 capturado convirtiéndolo en diferentes productos con valor comercial como lo son: fertilizantes, materiales para la construcción, biocarburantes, pigmentos para pinturas, etc. Sin embargo, el reciclaje no ayudara a combatir el efecto invernadero ya que representa una proporción marginal. Los mecanismos de almacenamiento geológico se clasifican según la forma en que el CO2 queda atrapado. Puede ser físico o químico. El CO2 se inyecta en el fluido en unas condiciones de presión y temperatura tales que se encuentre en estado supercrítico debido a que en condiciones normales (0°C y 1 bar) 1 tonelada de CO2 viene a ocupar 509 m3.
En el estado supercrítico, que se alcanza a partir de los 31.1°C y 73.8 bar el CO2 puede ocupar aproximadamente 1.39 m3 (35°C y 100 bar), es decir que en el subsuelo se tiene unas necesidades de espacio mucho menores de las que existen en superficie. El estado supercrítico es interesante porque, aunque la densidad es como la de un líquido, la viscosidad es como la de un gas, lo que favorece mucho la inyección. Así, la permeabilidad de una formación a CO2 en estado supercrítico es mucho mayor que el agua. De esta forma, con una porosidad ideal del 30%, que es lo que se obtendría en una arenisca de la granulometría adecuada y desplazando un 80% del agua contenida en los poros 1 tonelada de CO2 en estado supercrítico (700 a 1000 m de profundidad, según el gradiente geotérmico) ocuparía 6 m3 de roca almacén.
Emisiones globales de dióxido de carbono año 2005. Fuente: IEA Energy Statistics
En muchos países se han identificado reservorios naturales de CO2, mismos que pueden servir como modelos análogos para estudiar su comportamiento a largo plazo. Actualmente, existen varios proyectos tecnológicos de captura y almacenamiento en desarrollo. Dentro de las diferentes opciones destacan las siguientes:
? Almacenamiento en reservorios de aceite y gas.
? Almacenamiento en acuíferos salinos.
? Almacenamiento en mantos de carbón no económicamente extraíbles.
? Almacenamiento en formaciones de basalto.
Sistema de separación e inyección de CO2, proyecto Sitio Grande.
Fuente: Experiencia de Petróleos Mexicanos en reinyección de CO2
(1) Almacenamiento en reservorios de aceite y gas
El almacenamiento de CO2 en reservorios de aceite y gas, tanto agotados como en declinación, es meramente una adaptación del proceso que ha venido utilizando la industria del petróleo llamado comúnmente “recuperación mejorada de hidrocarburos”, técnica implementada desde los años 50?s.
El CO2 es usado para obtener una recuperación mejorada de hidrocarburos, haciendo posible que se mantenga la presión del reservorio además de que al disolverse con el aceite mejora su viscosidad y facilita su migración a través de la tubería de producción, entre el 30 y 60% de reservorio original puede ahora ser recuperado. Derivado del proceso, parte del CO2 migra hacia la superficie mezclado con aceite, agua y gas. Se separa el CO2 de las otras sustancias y se re-inyecta al reservorio de manera cíclica, evitando así emitirlo a la atmosfera. Si el suministro de CO2 depende de alguna industria o se adquiere, evitaríamos problemas relacionados a suministro y fluctuaciones en el precio.
Existen algunas ventajas en utilizar los reservorios:
? No se necesita exploración ya que la región es conocida.
? Se confirma el confinamiento del fluido.
? Instalaciones pueden reutilizarse para transporte e inyección.
? Efectuar recuperación mejorada.
? Permisos otorgados y maniobras en espera.
La mayor desventaja en comparación con los acuíferos salinos es su posición geográfica. Los reservorios de gas y aceite son más locales y las grandes estructuras, en su mayoría costa afuera, están muy distantes de los puntos de generación de CO2. A pesar de esto, la capacidad de almacenamiento va más allá del trillón de toneladas, valor equivalente a más de 30 años de las emisiones del planeta.
Experiencia de Pemex: campo Artesa. En noviembre del 2000, se implementó la inyección de CO2 en el reservorio Artesa, siendo éste el primer proceso de recuperación mejorada en México. Usando como base la infraestructura del proyecto Artesa y después de acondicionar las instalaciones necesarias, el 27 de enero del 2005 se inicia oficialmente la inyección de 24 mmpcd de CO2 en el proyecto Sitio Grande.
El proyecto Artesa tiene un valor presente de inversión (VPI) de 155 Mm$ y con una tasa interna de retorno (TIR) de 149%. Se mejoró el factor de recuperación en 0.4% y se logró controlar el avance de la entrada de agua a los pozos. Además, se tiene como meta el incrementar la producción y lograr una recuperación de la reserva de 22 mmb.
En el reservorio Sitio Grande se lleva inyectado un volumen de 14.5 Mmmpcd de CO2. La producción acumulada atribuible al proceso de inyección es de 1.37 Mmb.
(2) Almacenamiento en acuíferos salinos.
Los acuíferos son comúnmente asociados con cuencas sedimentarias. Consisten en rocas porosas y permeables saturadas de agua. Su distribución geográfica es enorme y comúnmente cerca de la fuente de CO2. Por estas razones, los acuíferos encabezan la lista de opciones geológicas bajo consideración. La capacidad de almacenamiento, según algunas estimaciones, es 10 veces mayor que las de reservorios de aceite y gas. Representa alrededor de 10 trillones toneladas de CO2, suficiente para almacenar las emisiones del planeta por cientos de años. El costo de almacenamiento subterráneo está estimado entre 2 a 3 euros por tonelada. Sin embargo, costa afuera el costo aumenta a alrededor de 25 euros por tonelada.
Hay proyectos de almacenamiento como el de Snøhvit, en Noruega, que purifica el gas metano reduciendo los niveles de CO2 en el mismo a un 2.5 %, operación que se lleva a cabo costa afuera explotado por Statoil, Gaz de France y Total. Se extrae el CO2 del metano mediante absorción por aminas y se inyecta directamente en un acuífero salino a 1000 metros debajo del fondo marino, en la formación Utsira. Cada año un millón de toneladas de CO2 son almacenadas, en lugar de ser liberadas a la atmosfera. Mismo caso el de Sleipner, un reservorio de gas localizado a 200 km costa afuera en el centro del Mar del Norte y explotado por Statoil.
Se debe tener en cuenta que los acuíferos salinos generalmente tienen más baja porosidad y permeabilidad que las formaciones que contienen aceite y gas. No se cuenta con información precisa de las características petrofísicas y dimensiones de los acuíferos como en el caso de yacimientos de aceite y gas. La posible reacción con minerales de la roca pueden originar precipitaciones con la consecuente disminución de la porosidad y permeabilidad. Se están realizando investigaciones a este respecto dentro del proyecto CO2SINK.
El proyecto de investigación europeo llamado SACS inyectó CO2 por 3 años en un acuífero marino en el área Sleipner de 2003 a 2006. Se está estudiando el comportamiento a largo plazo del CO2 almacenado en dicho acuífero, como en algunas otras partes del mundo, mediante estaciones de trabajo para interpretación sísmica, utilizando nuevos mecanismos, aplicaciones y técnicas.
(3) Almacenamiento en mantos de carbón no económicamente extraíbles.
Existen mantos de carbón no explotable, ya sea por su profundidad o por su ocurrencia en capas delgadas. Hay que tener en cuenta que la viabilidad de un proyecto de almacenamiento geológico de CO2 en capas de carbón siempre está asociado a la explotación del metano de estas capas.
Proyectos comerciales como los desarrollados en las cuencas de Black Warrior (Alabama), Powder River y San Juan (New México), donde se produce metano de capas de carbón con almacenamiento de CO2 desde hace más de 20 años, avalan el interés de esta opción.
Producción de gas e inyección CO2 como resultado de la refinación del gas natural del reservorio Sleipner, Mar del Norte.
En la selección de depósitos para el almacenamiento de CO2 en capas de carbón, las variables geológicas son muy importantes. De entre las más importantes se puede considerar la estratigrafía, la geología estructural, la capacidad de absorción del carbón, la continuidad de capas, la permeabilidad, y la integridad de los sellos del almacén. Las propias características del almacén, tales como geometría, el contenido en gas de las capas, el rango del carbón y su contenido en cenizas, el régimen hidrodinámico y la presión, son otros factores de gran importancia que afectan a la capacidad de recuperación de metano y de almacenamiento de CO2 en una cuenca carbonífera.
El CO2 inyectado en mantos de carbón puede escaparse sólo si no es absorbido en el carbón, y el escape puede ser (a) durante el proceso de inyección, cuando se utilizan altas presiones en carbones de baja permeabilidad, (b) a través de fallas, (c) a través de sondeos, y (d) a través de las minas o subsidencias inducidas por las labores mineras
Proyecto europeo Recopol, primera experiencia de almacenamiento de CO2 en mantos de carbón
Almacenar CO2 en mantos de carbón no explotables tiene varias ventajas:
? El CO2 tiene tendencia a ser absorbido por el carbón;
? Entre dos y tres moléculas de carbón se absorben en la libe-ración de una molécula de metano;
? CO2 desplaza metano;
? Existe una recuperación mejorada de gas natural atrapado en dichas estructuras;
? Los mantos de carbón tienen buena distribución geográfica, lo cual ayudaría a reducir los costos de transporte;
? Es económicamente viable gracias a las ventas del metano.
(4) Almacenamiento en formaciones de basalto.
La roca basáltica, que cubre la mayor parte de los fondos oceánicos, es lava endurecida que proviene de fisuras en esos fondos o de erupciones volcánicas. Los reservorios basálticos son inmensos, accesibles y muy herméticos. Una de sus principales ventajas es el proceso químico que ocurre entre la roca basáltica y el CO2, que convierte a ese gas en un mineral sólido.
El Programa de Exploración Oceánica Integrada, promovido por el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty de la Universidad de Columbia, ha demostrado que la roca se caracteriza por porosidad y canales que podrían dar espacio a la inyección del gas a presión. En el informe, los científicos añaden que ya han determinado áreas específicas aisladas de terremotos, resquicios hidrotermales y otros factores que podrían alterar el sistema. Plantean como un área piloto de investigación la Placa de Juan de Fuca ubicada a pocos cientos de kilómetros de la isla de Vancouver, el estado de Oregón y Washington, donde la profundidad oceánica es igual o mayor a los 2,700 m y el espesor de los sedimentos mayor a 200m, todo lo anterior en un área de 78,000 km2. En las profundidades estudiadas el CO2 que no llega a la roca es más pesado que el agua y por lo tanto no puede ascender a la superficie.
Núcleo de basalto oceánico cortado a más de 370 m por debajo del fondo oceánico, imagen de microresistividad donde se observa porosidad por fracturamiento y cavidades llenas de agua debido a la interconectividad entre las mismas. Sin embargo,es necesaria una prueba piloto de inyección para demostrar la permeabilidad del basamento.
Se estima que el área contiene 7,800 km3 de basalto altamente per-meable. Multiplicando ese valor por un promedio de 10% de porosidad resulta 780 km3 de volumen poroso disponible para almacenar el CO2. Una vez completada la reacción acida de neutralización con el basalto, el reservorio pudiera contener 250 Gt de carbón, cifra que equivale a más de 130 años de las emisiones totales de los Estados Unidos de Norteamérica. Sin embargo, es necesario establecer con estudios científicos más extensos un seguro almacenamiento de CO2, además de retos tecnológicos en la construcción de la línea de descarga, transporte, mantenimiento submarino y sistemas de monitoreo post-inyección. El paso mas critico que debe desarro-llarse es el entendimiento científico de los procesos que pudieran ocurrir en el reservorio después de la inyección.
Ventajas y desventajas de los diferentes tipos de almacenamiento
CONCLUSIÓN
La mayor preocupación que se tiene es la de garantizar la seguridad y la eficiencia del almacenamiento duradero de CO2. Para ello, se establecen planes continuos de monitoreo donde ya se han concluido los proyectos piloto. Las reacciones químicas que ocurren en el interior del reservorio varían dependiendo la composición de los materiales. Como ya vimos, el CO2 tiende a mantenerse o combinarse con los elementos internos de la estructura, efecto que “asegura” la estancia a largo plazo de las sustancias.
Una gran tarea que se está llevando a cabo es desarrollar tecnología para el transporte del CO2 a grandes distancias con menores costos y poco mantenimiento, con el fin de lograr una industria limpia. Reducir los costos implicados en el almacenamiento de CO2 es de vital importancia para la viabilidad económica de un proyecto de esta índole. La utilización de estructuras y ductos existentes en reservorios de aceite y gas dependen de una buena planeación estratégica que debe darse antes de proponer cualquier proyecto ya sea marino o terrestre.
Fuentes:
Dr. Heber Cinco Ley, Almacenamiento de CO2 en formaciones geológicas.
Lamont-Doherty Earth Observatory and the Earth Institute at Columbia University, Carbon dioxide sequestration in deep-sea basalt.
David Goldberg, Taro Takahashi y Angela Slagel, CO2 capture and geological storage
BRGM series, Geoscience Issues.
Polish Geological Institute, www.pgi.gov.pl.
IEA Energy Statistics.
Experiencia de PEMEX en reinyección de CO2..
Almacenamiento de CO2 en capas de carbón en la cuenca carbonífera central asturiana.
Reservoir modeling for the design of the Recopol CO2 sequestration project, Poland.
Mt, millones de toneladas; Gt (gigaton), un billón de toneladas; Gtc, gigatoneladas de carbón equivalente; CO2, dióxido de carbono; Mmb, millones de barriles de petróleo; Mmpcd, millones de pies cúbicos diarios; Mmmpcd, miles de millones de pies cúbicos diarios.
? Ingeniero en Geociencias. Ha trabajado en el Departamento de Generación de Prospectos y Caracterización Inicial del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap para Pemex. Actualmente realiza el Master en Ecoeficiencia, Ahorro y Alternativas Energéticas para el Centro de Investigación de Recursos y Consumos Energéticos (CIRCE), en Zaragoza, España (jonas_carmona@hotmail.com ).
