Roberto Martínez: CAPTURA, VALORIZACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE CO2. Almacenamiento geológico

Almacenamiento geológico

Roberto Martínez Orío. Grupo de Almacenamiento de CO2

Madrid, 4 de Mayo de 2011

EVITANDO EL CALENTAMIENTO GLOBAL: CAPTURA, VALORIZACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE CO2

2Almacenamiento geológico. EOI, Mayo de 2011

10º Congreso Nacional del Medio Ambiente

Tipologías de almacenamientos geológicos

1. Reservorios de petróleo y gas agotados2. Uso del CO2 de para la recuperación de petróleo3. Acuíferos salinos profundos4. Capas de carbón profundas no explotables5. Uso del CO2 para la recuperación de metano6. Otras opciones de almacenamiento de CO2

Petróleo y gasInyección de CO2CO2 almacenado



Peculiaridades del caso español

EBRO-PIRINEO

IBÉRICA

BÉTICAS,GRANADA,GUADIX/BAZA, MURCIA/ALMERÍA

GUADALQUIVIR-GOLFO DE CÁDIZ

MADRID-DEPRESIÓN INTERMEDIA

CANTÁBRICA

DUERO, ALMAZÁN

• Escasez de yacimientos de hidrocarburos y de información exploratoria de detalle

• 1 sondeo profundo / 1.000 Km2

• Extensas cuencas sedimentarias con presencia de acuíferos salinos profundos

• Necesidad de desarrollo de abundante actividad exploratoria

• Potencial comparativamente reducido en cuencas de carbón

• Lejanía geográfica de los grandes depósitos de hidrocarburos



El Proyecto GeoCapacity (Assessing European Capacity for Geologicalstorage of CO2)

Proyecto europeo financiado por el VI Programa Marco

Duración: 3 años (2006 – 2009)

Capacidad europea estimada: 117 Gt de CO2

Capacidad española estimada: 23 Gt de CO2

Determinación de la Capacidad Europea de Almacenamiento Geológico de CO2

Determinación de la Capacidad Europea de Almacenamiento Geológico de CO2

OBJETIVOOBJETIVO::



El Proyecto GeoCapacity (Assessing European Capacity for Geologicalstorage of CO2)

Structure Area (m2) Thickness

CO2 density (kg/m3)

VOLUME(m3)

Storage efficiency

factor

Total estimated CO2

storage capacity (Mt)

Guadalquivir_1 1,10E+08 25 726 4,08E+08 40 159,33

Guadalquivir_2 1,10E+08 100 726 2,80E+09 40 956,00

Guadalquivir_3 8,16E+07 100 828 1,25E+11 40 216,16

Guadalquivir_4 8,80E+07 30 828 8,89E+08 40 236,09

Guadalquivir_5 9,33E+07 75 700 6,58E+08 40 156,81

Guadalquivir_6 3,85E+08 60 666 7,92E+08 2 46,10

Guadalquivir_7 1,57E+10 40 744 1,51E+11 2 2240,31

Gibraltar 6,35E+09 120 676 5,34E+10 2 721,44



Plan de selección de formaciones y estructuras con potencial de almacenamiento de CO2

CD PE

IT

BT

• Partición del territorio en 4 zonas de cuenca + cadena

• Recopilación y modernización de formatos de información geológica, geofísica y de sondeos

• Determinación de las formaciones objetivo (pares almacén/sello)




• Definición de los horizontes de referencia a escala regional

• Hipótesis de funcionamiento hidrogeológico de las cuencas

• Análisis petrofísicode sondeos profundos




Identificación y modelización de estructuras a escala local


123----n


• Establecimiento de criterios de valoración de las estructuras identificadas en términos técnicos, ambientales y sociales

• Jerarquización y priorización de las estructuras

• Continuación de los trabajos para desarrollar metodologías económicas de exploración


Comportamiento del CO2 en el almacén

Una vez se ha inyectado el CO2 en el almacén:

– Tiende a ascender y quedarse atrapado en una capa impermeable (structural trapping)

– Queda adherido en pequeños poros (residual trapping)

– Se disuelve lentamente en agua (dissolution trapping)

– Reacciona con otros solutos y – se mineraliza (mineral trapping)

CAP ROCK

Escala de poro


Cantidad de CO2 almacenado

0.0E+00

5.0E+06

1.0E+07

1.5E+07

2.0E+07

2.5E+07

1 10 100 1000 10000

Time (years)

Tonn

es o

f CO

2 tra

pped

MineralSupercriticalDissolved

Los mecanismos de entrampamiento tienen distintas escalas de tiempo


RIESGOS Y MECANISMOS DE ESCAPE

¿Es seguro el almacenamiento de CO2 en el subsuelo?RIESGOS MUNDIALES (contribuyen al cambio climático): Riesgos de fugas de menos de 1 % para 100 añosRIESGOS LOCALES (riesgos para los seres humanos, ecosistemas y aguas subterráneas): Fallos en pozos de inyección o fugas ascendentes en pozos abandonados (técnicas para la contención de erupciones de pozos), o fugas a través de fallas o fracturas que han sido detectadas (caracterización del diseño, diseño minucioso del emplazamiento, métodos para la pronta detección de fugas).

Posibles rutas de fugas y técnicas de saneamiento para el CO2 inyectado en formaciones salinas. La técnica de saneamiento dependería de las posibles rutas de fugas identificadas en un depósito (por gentileza del CO2CRC)..(“Carbon Dioxide Capture and Storage, special report 2005”, IPCC)


Riesgos principales

• Sobrepresión del almacén. Colapso de roca• Fugas en las capas superiores o a la atmósfera a través del sello, pozo o fallas

BRGM


Impacto de una fuga de CO2

En la vegetación: – Depende de la concentración y de la extensión.

Sobre animales y humanos: – Sólo en grandes concentraciones es letal

Se produce sólo si las fugas son en espacios cerrados (bodegas) o depresiones del terreno

CO2>90%

CO2>40%

CO2<2%Escape natural de gas en Latera

(Italia)

El impacto del CO2 en la vegetación se restringe a una área

determinada

CO2GeoNet


¿Por qué monitorizar?

1. Los emplazamientos deben poder demostrarque la actividad de almacenamiento está de acuerdo a los estándares y lo seguirá estandoen el largo plazo.

2. Los operadores deben conocer lo que ocurreen el subsuelo para que el almacenamiento sea eficiente


Fases y tiempos de una inyección a escala industrial


Métodos y objetivos del monitoreo

CO2GeoNet


Monitoreo de superficie

Gun SeismicsGPR ERT

EMS EM31 Gravity

Soil gas

Gas flux

Remote sensingCO2GeoNet


Monitoreo de almacenes

Es complicado obtener una imagen de lo que sucede a 1 Km de profundidad

– Medidas en pozo (presión, pH, composición química...): Información puntual

– Líneas sísmicas: pueden aportar imágenes 2D y 3D de lo que sucede en el subsuelo


Sleipner: Imágenes sísmicas

Statoil


MONITORIZACIÓN Y VERIFICACIÓN

Diseño y proceso de la inyección Monitorización y Verificación a lo largo de los dos pozos de observación

Almacenamiento de CO2 en un acuífero salino en Ketzin


Simulación de una inyección

BRGM


Retos

• Modelización: Se necesita más fiabilidad en los modelos predictivos de qué evento ocurrirá en el reservorio y en qué momento lo hará

• Monitorización: Determinar la estrategia más efectiva técnica y económicamente (coste vs conocimiento adquirido)

• Simulación: Verificar la aplicación de los modelos predictivos en almacenes reales


Proyecto Sleipner

En 1991 Noruega introduce un impuesto sobre el

CO2 para reducir las emisiones de sus campos de

hidrocarburos.

StatoilHydro separa CO2 del gas natural, empleando

tecnología de aminas

El CO2 inyectado en acuíferos salinos (Fm. Utsira),

de 800 m a 1000 m bajo el fondo marino

~1Mt CO2 anuales desde 1996

> 13 Mton inyectadas hasta el momento

La estimación de CO2 inyectado a lo largo de todo el

proyectos es de: 20 Mt

Source: SEED

Source: Ringrose, 2009


El acuífero es una arena no consolidada con finas capas horizontales de arcillaque difunden el CO2 lateralmente.Las areniscas tienen porosidades de enter 35-40 % y permeabilidad >1 DEl sello es una capa potente, extensa y homogénea de arcilla

Proyecto Sleipner


Source: Torp 2010

Proyecto Sleipner


Primer proyecto de almacenamiento a gran escala de

CO2 en un campo de gas natural

1 Mt CO2 se almacenan anualmente en la arenisca

Krechba desde Abril de 2004

El CO2 es inyectado en las partes del campo inundadas

por agua (1,5 km de profundidad)

El sello es una capa muy potente de arcillas y limos

5 pozos de producción y 3 de inyección

Se estima que la inyección toal de CO2 a lo largo del

proyecto será de: 17 Mt


Proyecto In‐Salah


Proyecto In‐Salah

Source: Ilding and Ringrose, 2009


El programa de monitorización incluye:Monitoreo en boca de pozo, sísmica en dominio de tiempos, datos de satélite, microsísmica, Inclinómetros, pozos de análisis de aguas, medidas de gases en superficie y suelos, datos de pozo (testigos, diagrafías).

Lo más interesante es el uso de datos de satélite para estudiar la deformación de la superficie porinyección del CO2. Levantamientosde 5 mm se registraron entre 2003 y 2007.

Lo más interesante es el uso de datos de satélite para estudiar la deformación de la superficie porinyección del CO2. Levantamientosde 5 mm se registraron entre 2003 y 2007.


Proyecto In‐Salah


El proyecto CO2SINK pretende probar la inyección y monitorización de CO2 en un acuífero salino en tierra firme, localizadoen Ketzin, junto a Berlín.

Incluye algunas infraestructuras parademostraciones a pequeña escala de procesos de captura.

La inyección comenzó en Junio de 2008 y hasta Mayo de 2010 se han inyectadounas 35.000 toneladas de CO2.

Source: CO2Sink flyer

Proyecto CO2Sink en Ketzin (Alemania)


Almacén:Areniscas a 700 m de profundidad en estructura anticlinal;Sello:Capas de yeso y arcilla;

Incluye un pozo de inyección y dos de observación

Source: CO2Sink flyer



En 23 meses se han inyectado 35.000 toneladas;La presión en el pozo y la de inyección están en los rangosesperadosLa primera monitorización consiste en medidas sísmicas y de resistividad

Source: Wurdemann, 2010



Proyecto de Total en Lacq (Francia) integrando los tres procesos de la CAC: Captura, transporte y almacenamiento de CO2.

Unidad de Oxicombustión a escala industrial:

30MWth

Transporte de CO2 mediante tubería de 27 Km

Inyección de CO2 durante 2 años

Se almacenarán 120 kt CO2 en un depósito de

gas agotado a 4500 m de profundidad

Las operaciones se iniciaron en Enero de 2010

Source: Alstom

Proyecto industrial de Lacq‐Pau


Source: Total

Proyecto industrial de Lacq‐Pau

Gracias por su atención

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