La gestión de las emisiones de gases de efecto invernadero se ha convertido en un problema importante para los gobiernos y las industrias cuyas emisiones regulan. Las preocupaciones sobre el calentamiento global están impulsando decisiones políticas que pronto podrían provocar cambios importantes en la forma en que se manejan los gases de efecto invernadero en los Estados Unidos. El dióxido de carbono (CO2), un producto de la combustión de combustibles fósiles, es uno de los mayores contribuyentes a los gases de efecto invernadero.
Una tecnología con el potencial de mitigar la cantidad de CO2 liberada a la atmósfera como emisiones de combustibles fósiles se conoce como Captura y Almacenamiento de Dióxido de Carbono (CCS). Esto implica la captura de2 de CO en fuentes puntuales, como las centrales eléctricas de carbón, e inyectarlo directamente en formaciones geológicas subterráneas profundas. Se han sugerido campos petrolíferos, campos de gas, formaciones salinas, vetas de carbón no explotables y formaciones de basalto llenas de solución salina como posibles sitios de almacenamiento (Figura 1).
Dos factores geológicos importantes que pueden actuar como mecanismos de atrapamiento para evitar la fuga de2 de CO inyectado a la superficie incluyen:
- Profundidad del enterramiento y presencia de rocas de casquete de baja permeabilidad o sellos estratigráficos;
- Reacciones geoquímicas del2 de CO con rocas hospederas y la formación de minerales estables (Gunter y otros, 2004).
Figura 1: Opciones para almacenar2 de CO en formaciones geológicas subterráneas profundas (según Cook, 1999)
Recuperación mejorada de petróleo y gas
La inyección de2 de CO en formaciones geológicas profundas ha estado en curso durante más de 40 años. Se llevó a cabo por primera vez en Texas a principios de la década 1970como parte de proyectos de recuperación mejorada de petróleo (EOR), y ha estado en curso allí y en muchos otros lugares del mundo desde entonces. En los EE.UU., aproximadamente 30 a 50 millones de toneladas métricas de2 de CO se inyectan anualmente en los campos petroleros que están disminuyendo en la producción de petróleo (Benson et al., 2005). El2 de CO utilizado en los proyectos de EOR se recoge, en parte, de fuentes antropogénicas, pero se deriva principalmente de fuentes geológicas naturales de CO2. Se transporta a los campos productores de petróleo a través de una gran red de oleoductos.
El primer proyecto de CAC a gran escala fue iniciado en 1996 por la empresa noruega Statoil para eliminar el exceso de2 de CO del gas natural producido en depósitos en el Mar del Norte. En Sleipner, la compañía extrae2 de CO del gas natural y lo almacena en un acuífero salino profundo.
En 2000, una planta de gas natural sintético alimentada con carbón en Beulah, Dakota del Norte, se convirtió en la primera planta de combustible sintético del mundo para capturar y almacenar dióxido de carbono producido a partir de la conversión de carbón. Dakota Gasification Company captura alrededor de 3 millones de toneladas de2 de CO anualmente en la planta de combustibles sintéticos de Great Plains, y las transfiere a través de un oleoducto de 205millas al campo petrolífero Weyburn-Midale ubicado en el sureste de Saskatchewan, Canadá. Allí, el2 de CO se utiliza para mejorar la recuperación de petróleo y se almacena permanentemente en el depósito de petróleo agotado. http://ptrc.ca/projects/weyburn-midale.
Evaluación de reservorios geológicos para el almacenamiento de2 CO
En 2007 se autorizó al Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS, por sus siglas en inglés) a realizar una evaluación nacional de los posibles recursos de almacenamiento geológico para el2 de CO en cooperación con la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos y el Departamento de Energía de los Estados Unidos en virtud de la Ley de Independencia y Seguridad Energética (110de Derecho Público –140). El USGS utiliza los siguientes criterios para considerar las formaciones geológicas como posibles unidades de almacenamiento:
- Una profundidad mínima de 3,000 pies (914 m) por debajo de la superficie del suelo; El2 de CO a esta profundidad suele estar sujeto a temperaturas y presiones que mantienen el2 de CO en un estado supercrítico. El secuestro profundo también ayuda a asegurar que haya un espesor adecuado de roca (capas de confinamiento) por encima de las posibles zonas de inyección para actuar como un sello geológico;
- Límite de salinidad propuesto de al menos 10,000 partes por millón (ppm) para el total de sólidos disueltos (TDS) de las aguas de formación;
- Formaciones geológicas con el potencial de almacenar un mínimo de 1 millones de toneladas métricas (o más) de2de CO.
Mineralización de2 CO
Una alternativa al almacenamiento de CO2 como fluido en los reservorios sedimentarios es un método geoquímico, CO2 mineralización, que ocurre a través de reacciones de carbonatación. En este proceso, el2 de CO reacciona con rocas y minerales para formar rocas carbonatadas sólidas y estables. La mineralización de2 CO contiene menos problemas de fugas de2de CO a largo plazo en comparación con los métodos de almacenamiento salino y, por lo tanto, potencialmente menores costos de monitoreo a largo plazo. Los tipos de roca adecuados para la mineralización de2 CO a gran escala son rocas con alto contenido de magnesio (Mg), calcio (Ca) o hierro (Fe). Las rocas deseables que son abundantes en los Estados Unidos incluyen las rocas ultramáficas, dunita, peridotita, serpentinita y el basalto de roca máfica (Blondes y otros, 2019).
Obra actual:
Virginia Energy está colaborando con Virginia Tech y llevando a cabo un estudio de mineralización de carbono y extracción de metales (CMME). Este proyecto es financiado por el Programa de Innovaciones Mineras para la Recuperación de Recursos de Emisiones Negativas (MINER). El equipo del proyecto tiene como objetivo desarrollar una tecnología CMME innovadora que permita la recuperación de elementos relevantes para la energía durante los procesos de mineralización directa e indirecta de carbono. La tecnología CMME se probará en rocas máficas y ultramáficas de baja ley y mineral de alanita, que podrían suministrar enormes recursos de níquel, cobalto y elementos de tierras raras. Los geólogos de Virginia Energy coordinarán la recolección de muestras de formaciones de rocas máficas y ultramáficas para proporcionar materias primas para las pruebas de CMME (Figura 2). Nuestro esfuerzo de muestreo se centrará en 1) las unidades geológicas máficas-ultramáficas de edad Proterozoica, incluyendo el metabasalto dentro de la Formación Catoctin, la esteatita en el Cinturón de Esteatita de Albemarle-Nelson, y otras unidades ultramáficas (komatiita) identificadas a partir de mapas geológicos y literatura publicada; y 2) las rocas máficas diabasas del Jurásico. Sobre la base de los resultados de la prueba CMME, Virginia Energy realizará una evaluación preliminar de los recursos de elementos relevantes para la energía en rocas máficas y ultramáficas en el área de estudio.
Figura 2: Mapa que muestra los recursos potenciales de mineralización de carbono y extracción de metales en Virginia
Proyectos anteriores de CCS:
En 2010de11, Virginia Energy, en cooperación con el USGS, realizó una evaluación preliminar de las formaciones geológicas profundas en Virginia que podrían servir como formaciones de almacenamiento permanente para el2 de CO (Figura 3). Este trabajo fue apoyado por una subvención del Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) como parte de la Evaluación Geológica Nacional de Secuestro de Dióxido de Carbono. Se identificaron las formaciones de almacenamiento y las posibles rocas de casquete confinantes y se cartografió su estructura, profundidad y espesor. Se recopilaron datos físicos pertinentes al almacenamientode2 de CO, como la porosidad, la salinidad de la formación y la permeabilidad, donde la información estaba disponible. Se construyó una serie completa de mapas digitales y bases de datos. En la Figura 4se muestra un ejemplo del tipo de mapa producido para este estudio. Esta investigación ha demostrado que Virginia tiene los recursos de almacenamiento disponibles para almacenar permanentemente2 de CO en depósitos geológicos profundos, particularmente en los campos de gas del suroeste de Virginia. El trabajo futuro debería incluir más cartografía geológica y modelado de intervalos estratigráficos adicionales, así como el refinamiento de los mapas y modelos desarrollados durante esta fase del proyecto.
Una copia en PDF del informe de archivo abierto está disponible a pedido.
Figura 3: Áreas de investigación (anotadas por cuadros) basadas en ubicaciones de pozos completados a profundidades mayores de 3,000 pies
Figura 3: Mapa de espesor de la arenisca de Berea a profundidades superiores a 3000 pies en el suroeste de Virginia. El espesor de la arenisca aumenta considerablemente en los campos de gas de Nora y Break-Haysi en los condados de Dickenson y Buchanan
En 2011, financiado por la Junta de Energía de los Estados del Sur (SSEB), Virginia Energy y Virginia Tech llevaron a cabo una investigación preliminar sobre el potencial de secuestro de carbono dentro del Piamonte y la llanura costera de Virginia (Roth y otros, 2012; Figura 5). Esta investigación evaluó la factibilidad del almacenamiento de2 de CO en acuíferos salinos profundos de las cuencas sedimentarias de la era Mesozoica y la Planicie Costera Atlántica. Según la investigación regional, las múltiples cuencas mesozoicas enterradas y expuestas y el acuífero de la Formación Potomac en la costa de Virginia son adecuados para el almacenamiento a gran escala de2de CO. Estos reservorios potenciales están ubicados muy cerca de las fuentes de emisión de CO2 para desarrollar la infraestructura de captura y almacenamiento. Las capacidades estimadas de almacenamiento de CO2 para las unidades de almacenamiento potenciales oscilan entre 0.05 a 14 MMtoneladas de CO2.
Figura 5: Mapa que muestra las cuencas mesozoicas inferidas (verde claro) y las cuencas expuestas (verde oscuro) del proyecto. Los círculos rojos representan las fuentes significativas de2 de CO en la costa este, los cuadrados azules muestran los lugares de inyección propuestos, y los diamantes azul oscuro representan pozos de petróleo y gas perforados a profundidades de 2,400pies y más profundas en las cuencas mesozoicas de Virginia (Modificado de Roth y otros, 2012)
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En 2015-17, Virginia Energy trabajó en cooperación con Virginia Tech en el marco de un proyecto financiado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE). En este proyecto, se inyectó un total de 13263 tonelada (12032 Mt) de2 de CO en tres pozos de metano en capas de carbón en el condado de Buchanan, Virginia. El objetivo principal de la investigación fue probar la inyectividad del2 de CO en vetas de carbón no explotables y el potencial para una recuperación mejorada de metano en capas de carbón (ECBM). Los resultados demostraron éxito en la caracterización del comportamiento del yacimiento de carbón en respuesta a la inyección de CO2, proporcionando así datos para comprender mejor el efecto del hinchamiento de la matriz durante la inyectividad y el ECBM.
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En 2015-19, Virginia Energy llevó a cabo un proyecto financiado por el DOE sobre la Evaluación de Recursos de Almacenamiento en Alta Mar del Sureste en asociación con la Junta de Energía de los Estados del Sur (SSEB). Este proyecto tuvo como objetivo evaluar los recursos prospectivos de almacenamiento geológico para2 de CO en las aguas estatales y federales de tres áreas de planificación: el Atlántico Medio, el Atlántico Sur y el este del Golfo de México. Los resultados de esta investigación sugirieron que alrededor de 16 Gt de CO2 podrían almacenarse en las unidades de arenisca del Cretácico frente a la costa de Virginia, debajo de la plataforma continental.
Una copia en PDF de la publicación del proyecto está disponible en AQUÍ.
Referencias seleccionadas:
Blondes, M.S., Merrill, M.D., Anderson, S.T., y DeVera, C.A., 2019, Viabilidad de la mineralización de dióxido de carbono en los Estados Unidos: Informe de investigaciones científicas del Servicio Geológico de EE. UU. 2018-5079, 29 p., https://pubs.er.usgs.gov/publication/sir20185079.
Cook, P.J., 1999, Sostenibilidad y recursos no renovables: Geociencias ambientales, 6(4), 185–190.
Gunter W.D., Bachu S., y Benson S., 2004, El papel del atrapamiento hidrogeológico y geoquímico en cuencas sedimentarias para el almacenamiento geológico seguro de dióxido de carbono, en: Baines S.J., y Worden R.H., (Eds.), Almacenamiento geológico de dióxido de carbono: Sociedad Geológica de Londres, Publicación especial 233, pp 129–145.
Karmis, Michael, Ripepi, Nino, Gilliland, Ellen, Louk, Andrew, Tang, Xu, Keles, Cigdem, Schlosser, Charles, Diminick, Ed, McClure, Michael, Hill, Gerald y Hill, Brian. Reservorio no convencional (carbón/esquisto orgánico) de la cuenca central de los Apalaches Prueba de inyección de2 de CO a pequeña escala. Estados Unidos: N. p., 2018. Telaraña. doi:10.2172/1439921
Metz, B., Davidson, O., de Coninck, H., Loos, M., y Meyer, L. (Eds.), 2005, Informe especial del IPCC sobre la captura y el almacenamiento de dióxido de carbono: Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), Cambridge University Press, Reino Unido, 431p.
Nemeth, Ken, Sams-Gray, Kimberly, Berry, Patricia, Ripepi, Nino, Pashin, Jack, Knapp, James, Hills, Denise y Riestenberg, David. Evaluación de Recursos de Almacenamiento Marino del Sudeste (SOSRA) (Informe Técnico Final). Estados Unidos: N. p., 2019. Telaraña. doi:10.2172/1606208.
Roth, Ben, Hernon, Katie, Lassetter, William y Nino Ripepi. "Evaluación del potencial de secuestro geológico de carbono a gran escala en el piedemonte y la llanura costera de Virginia". Ponencia presentada en la Conferencia de Tecnología de Gestión del Carbono, Orlando, Florida, EE.UU., febrero de 2012. doi: https://onepetro.org/CMTCONF/proceedings-abstract/12CMTC/All-12CMTC/CMTC-151252-MS/600
