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Título : Viabilidad técnica y ambiental para el almacenamiento geológico de CO2 en México
Autor : Dra. Meraz Cabrera, Rosa Laura
Dr. Román Moguel, Guillermo Julio
M.en I. Dávila Serrano, Moisés
Palabras clave : Viabilidad técnica
almacenamiento geológico de CO2
México
Viabilidad ambiental
Fecha de publicación : 14-jun-2010
Resumen : In Mexico 76% of the electricity is produced from burning fossil fuels. As a result more than CO2 100 Mtons are emitted to the atmosphere each year. Although the use of green power technologies is being considered, the national economy and the technological strategies still account for the continuous use of fossil fuels, at least by two more decades. Therefore, other less-carbon alternatives must be undertaken in the short and middle terms. The International Energy Agency (IEA) and other international and state institutions stand for a reduction in the CO2 emissions tendency during the next 40 years. One of the strategic solutions is Carbon Capture Sequestration (CCS) that depict 19% of the total formula. CCS in power industry alone plays 10% of whole solution. CCS is defined as the capture and storing of CO2 that otherwise would be standing at the atmosphere. Storing gases in the subsurface began in the 90s decade all over the world. Nowadays, there are more than a hundred operating CCS projects, most of them at demonstrative or pilot level and a few number storing at industrial rates (1 Mtons/year). However, there is no power generation facility using CCS up to now. Most CCS projects are linked to oil industry. The thesis work presented here comes up an analysis of mexican territory to assess its theoretically capacity to store geologically CO2 coming from power industry. A conceptual evaluation of the environmental impact that CCS process brings is also approached. CCS process starts with capture stage. The costs of the capture technologies depend upon the form of how gases separation is carried out. Choosing the right form of capturing depends on CO2 concentration, pressure and volume. This thesis work does not describe this part of the process and assumes that conventional technology is used –post Combustion. Post Combustion separates CO2 from the fume steam once the combustion has been accomplished. This form of separation consumes an important amount of electricity, but it is which has proved the highest reliability at industrial scale and commercial availability. Next stage in CCS process is transport, and in practice terms is the carriage of CO2 from the separation and capture point to the place where is going to be injected. Therefore, distance is the most important aspect to be considered for the profitability in this stage of a project. Geologic CO2 storing is the final stage of a CCS project. This part of the process is the most important approach of the work herein presented. There are four kinds of geologic media for storing CO2: 1.- Empty space that is left after oil extraction is accomplished (EOR). 2.- Empty porous space generated when methane is replaced by CO2 injection at unmineable coal beds. 3.- Fractured rock masses, typically basalts. 4.- Deep saline aquifers. Nowadays only options 1 and 4 are considered at industrial and commercial scales. The first one is the most used all over the world. The reason is that this geologic media is associated to oil industry permitting recovery of attractive amounts of oil or gas that allow reasonable CO2 storing costs (0.5 to 8 USD/CO2 ton).The deep saline aquifers media is the less frequently applied option, however, this geologic media permit bigger gas storing amounts and it is thought as the solution for the future when CCS is a common CO2 mitigation form. For the time being deep saline aquifers do not offer economic support as EOR does because there are not byproducts of any process. Up to now there are no power plants with CCS processes included, but there are some to begin operations in the short term. Reason is the increase of costs production which could augment from 7 up to 13 cUSAD/kWh. The best projects are those associated to EOR schemes in order to make them profitable. Reservoir sites to be considered for geological storing CO2 must guarantee storage capability, injectivity, safety and stability. Therefore the searching about kind of rocks, geothermic regimes, tectonics and hydrodynamics should be carried out. This topic is one of the main objectives of the work here presented, focusing on mexican territory. Long term behavior of CO2 once stored is not well known yet. The time of mineralization gas takes is too long to be measured in human scale times. It is calculated based on modeling and laboratory testing and controlled observations. Fortunately, there are two other phenomena that are much better known. First the structural and stratigraphic trap which plays an important role immediately after gas is injected. The proof of its presence in the subsurface is the base of geologic searching for this kind of reservoirs. Second is residual retention in the filling liquid media present at the deposit. This form of retention is not very well known but it is measured easily and is generally accepted and agreed that supports important mechanism of trapping. The Knowledge of these two mechanisms is due to oil industry. The thesis work presented contains also an assessment of amounts of CO2 possible to store at geologic media (deep saline aquifer media) at least in country and basin scales which, according to accepted methodology could decrease considerably when further stages of the methodology are carried out. Last three stages of the methodology are: region, local and site but they are not included in this investigation. On the contrary, a methodology to assess environmental impact of a CCS project associated to a power plant in Mexico is included at conceptual level. A theoretical coal fired power plant is supposed near Gulf of Mexico (retrofit of a unit of 350 MW). A post combustion capture-separation system is supposed for this evaluation. The methodology used was Life Cycle Assessment (LCA) although databases for this purpose are not available in Mexico. As a matter of fact, this was a big limitation for the evaluation and its use for further goals. However the reference 350 MW theoretically retrofitted showed an important decrement of efficiency (from 35.7% to near 25%) because of the energy needed for the capture unit mainly. Conceptual LCA showed a decrease of 75% CO2 emissions using a CCS system. Eutrophication and ozone layer depletion also had improvements. Other impact categories had little decrease such as abiotic depletion, acidification, oxidation, human toxicity and ecotoxicity of water and terrestrial environs. This is due to the upper consumption of coal and the use of certain chemical substances capture-separation plant requires. In conclusion, there are geologic bases to consider that mexican territory offers suitable zones for CO2 storage. Five out of eleven basins or provinces were assessed and located 90 sectors for underground CO2 storage. All of these sectors yield a storage capacity around 80 billion tons of CO2. Taking into account that local and site detailed evaluations are still to be done (the last 3 stages) the obtained capacity would be reduced to 20 billion tons. Certainly, this volume of storage could hold permanently 100% of mexican power industry for more than two centuries.
Descripción : El 76% de la energía eléctrica que se produce en México proviene de combustibles fósiles. Esto ocasiona que se emitan al ambiente más de 100 millones de toneladas anuales de CO2. A pesar de que se planea incrementar cada vez más los componentes tecnológicos para generar energía eléctrica que prescinda de estos combustibles, la realidad del país obliga a pensar que la energía proveniente de recursos renovables seguirá siendo marginal durante cuando menos dos décadas más. En este contexto resulta pertinente analizar alternativas para disminuir las emisiones de CO2 a corto y mediano plazos. La Agencia Internacional de Energía, entre otras instancias, plantea una serie de estrategias que deberán tomarse en cuenta durante los próximos 40 años para abatir la tendencia del crecimiento de las emisiones de CO2, las cuales amenazan con duplicarse en el mismo periodo. De las medidas propuestas el uso de la tecnología de captura y almacenamiento geológico (CCS) de CO2 representa un 19% de la solución; en particular el uso de CCS en la generación de energía eléctrica aporta un 10% del total de las medidas de mitigación. La tecnología de almacenar gases en el subsuelo es bien conocida a nivel mundial. Sin embargo no fue sino hasta la década de los noventa que comenzó a usarse como medida de secuestro de carbono. En la actualidad hay proyectos de este tipo en todo el mundo, la mayoría de ellos a nivel demostrativo y algunos cuantos operando con cantidades significativas de CO2 (más de 1 Mt/año). Asimismo, no hay ninguna central eléctrica que emplee este método de mitigación a la fecha; la mayoría de los casos que existen están asociados a la industria de los hidrocarburos. El secuestro de carbono se define como la captura y almacenamiento seguro de CO2 que de otra forma sería emitido a la atmósfera o permanecería en ella. El trabajo que se presenta aborda un análisis del territorio mexicano para evaluar teóricamente su capacidad para admitir geológicamente CO2 proveniente de la industria eléctrica. También se lleva a cabo una evaluación conceptual del impacto ambiental que este proceso acarrea. El proceso de secuestro de carbono comienza con la fase de captura. Existe un amplio rango de costos en estas tecnologías pero dependen principalmente de la forma en que la separación y la captura se dispongan. La elección de tecnología para separación recae en la concentración, presión y volumen que el CO2 disponible posee. Este trabajo no ahonda sobre estos métodos y supone que se utilizaría la tecnología más convencional –denominada separación y captura postcombustión– la cual se caracteriza por separar el CO2 de los gases de combustión una vez que ésta se ha llevado a cabo. Si bien es cierto que esta tecnología consume una cantidad importante de la electricidad que genera la central eléctrica, es la que ha probado mayor confiabilidad a escala industrial además de encontrarse disponible comercialmente. El siguiente paso es el transporte, que en términos prácticos conduce el CO2 desde el sitio donde se produce y separa de otros gases de combustión hasta el sitio donde se inyecta. Es evidente que en esta fase la distancia entre un punto y otro puede ser determinante para la rentabilidad del proyecto. Finalmente la fase de almacenamiento geológico es la que permite disponer definitivamente del bióxido de carbono y la que ocupa preponderantemente a este trabajo. En términos teóricos hay cuatro medios geológicos para el almacenamiento de gas: 1. En espacios vacíos que quedan después de la extracción de hidrocarburos. 2. En los poros que se generan al desplazar metano por CO2 existente en mantos de carbón. 3. En medios rocosos cristalinos muy fracturados, típicamente rocas basálticas. 4. En acuíferos que por su contenido salino no son atractivos para explotación. En cuanto a la cantidad de CO2 que es posible almacenar, en la práctica solamente son relevantes los métodos 1 y 4. El primer método es, por una gran diferencia, el más usado en el mundo, dado que generalmente está asociado a recuperación secundaria de remanentes de hidrocarburos que en la mayoría de los casos hacen rentable el proceso con costos de almacenamiento entre 0.5 y 8 USD por tonelada de gas depositado. El caso de los acuíferos salinos, por su parte, se estudia intensamente ya que ofrece mayores capacidades de almacenamiento aunque no presenta la ventaja de obtener subproductos con valor económico como el primer caso. En la actualidad no existe ninguna planta de generación de energía eléctrica que cuente con un sistema de secuestro geológico, pero hay más de una decena por comenzar en el futuro inmediato. La razón principal es el costo que implica: se estima que una planta que usa carbón como combustible, con costos normalizados de producción de 7 US¢/kWh, puede aumentar éstos después de la captura y almacenamiento geológico de CO2 a 13 US¢/kWh. En primera instancia, entonces, parece atractivo asociar el almacenamiento geológico de plantas eléctricas a esquemas de recuperación mejorada de hidrocarburos para hacerlo rentable o al menos accesible en costo. Los sitios con potencial de almacenamiento geológico de carbono deben garantizar capacidad suficiente de almacenamiento, inyectividad, características seguras de confinamiento y estabilidad y no estar comprometidos con otros usos. Por ello deben investigarse su actividad tectónica, tipo de sedimentos, regímenes geotérmicos e hidrodinámicos. Una característica toral en los sitios que se seleccionen es que estén a una profundidad mínima de 800 m para garantizar suficiente densidad de CO2; después de esa profundidad el gas adquiere características de fluido supercrítico y facilita su permanencia en el reservorio al disminuirse sensiblemente su flotabilidad. El trabajo que aquí se presenta tiene como motivación principal hacer una investigación de este tipo. El comportamiento del CO2 almacenado todavía es en parte desconocido. El tiempo que le toma al gas mineralizarse en medios rocosos es demasiado largo para ser observado en la escala de la vida humana. Hasta ahora su desempeño futuro se predice por medio de diversos tipos de modelación. Sin embargo, existen mecanismos probados de retención de bióxido de carbono a profundidad. El primero de ellos es el físico, estructural o estratigráfico, que tiene lugar al depositarse en un medio permeable sobreyacido por una capa suficientemente impermeable que impida su ascenso –este mecanismo de trampa hace posible la existencia de campos petroleros suficientemente conocidos y explotados por el hombre. Un segundo mecanismo es la retención residual de gas en fluidos que lo albergan. Este almacenamiento demora un poco más que el estratigráfico pero se lleva a cabo en escalas de tiempo que se pueden medir en términos de la vida del hombre, además de que ha sido suficiente probado en la industria petrolera. Pese a que los medios de retención geológica –disolución y mineralización– toman demasiado tiempo (miles de años), se tiene confianza en que pueden asegurar el bióxido de carbono de forma definitiva dada la afinidad del carbono con los sustratos inferiores del subsuelo. Después de todo el origen del carbono se debe a la desgasificación del manto del planeta, aunque el aporte del CO2 liberado de esta forma es ahora mucho menor que el antropogénico (300 Mt contra 30 Gt al año). En este trabajo se expone también una metodología en boga para estimar capacidades de almacenamiento, la cual hace distinción por tipo de reservorio empleado, ya sea capas de carbón, yacimientos exhaustos de hidrocarburos o acuíferos salinos profundos. Se explican también las cinco escalas de estudio que existen: desde la más regional (nivel país) hasta la de mayor grado de detalle y costo (nivel sitio). El caso de México, conforme a la información disponible, se llevó hasta el segundo nivel (cuenca) y se enfocó exclusivamente al método de acuífero salino profundo. Para ilustrar el estado de desarrollo de la tecnología de captura y almacenamiento de carbono en el mundo se dedica un capítulo a describir las tres instalaciones más importantes en cuanto a la cantidad de gas que almacenan. Se trata de los proyectos de Sleipner en el mar del Norte, Weyburn en Canadá e In Salah en Argelia. Se destacan las condiciones geológicas bajo las cuales se lleva a cabo el almacenamiento –resaltando que los tres proyectos se desarrollan en acuíferos salinos profundos en rocas sedimentarias, sobre todo granulares–, tal como es el enfoque de este trabajo para el caso de México. Además de conocer las posibilidades geológicas que tiene el territorio mexicano para almacenar CO2 se propone una metodología para evaluar teóricamente el impacto ambiental que tendría un proyecto de esta naturaleza, el segundo objetivo de este trabajo. La metodología empleada es el análisis de ciclo de vida (LCA); para llevarlo a cabo se propone tomar como referencia una central térmica que consuma carbón como combustible. El modelo se basa en la anexión a la central de referencia de un sistema de captura postcombustión y dos variantes de almacenamiento geológico: aprovechamiento secundario de hidrocarburos y acuífero salino profundo. Aunque este escenario podría haberse recreado en cualquiera de las más de 80 centrales que emplean combustibles fósiles en el país, se eligió la CT Tuxpan (Veracruz) dado que de hecho esta planta se contempla para un proyecto demostrativo con el mismo enfoque que este trabajo. El capítulo destinado a evaluar el posible impacto de una instalación de secuestro de carbono es producto de la adaptación de otros estudios similares en países desarrollados. Este trabajo es, hasta donde se sabe, el primero de su tipo que se realiza en países en vías de desarrollo. Por la misma razón, la información analizada se debe en gran parte a la recopilación de otras fuentes y países dada la inexistencia de bases de datos con información útil con respecto a México. Un análisis de ciclo de vida considera básicamente todos los insumos necesarios para la construcción de un bien o la prestación de un servicio. Toma en cuenta el impacto de la fabricación y uso, la disposición final del bien o servicio y los subproductos y demandas energéticas a que den lugar. Para este trabajo se trataron de integrar todos los insumos y procesos que demandaría la reconversión de la CT Tuxpan si en ella se situara una instalación de captura de CO2; para tal fin se supuso, entre otras variables, que una de sus unidades de 350 MW de capacidad quema carbón de características caloríficas iguales al que se emplea en las carboeléctricas de Coahuila. Se asumió además que la planta conserva su carácter subcrítico (eficiencia energética de 35.7%), el cual disminuye más de 10% después de la captura, separación y transporte (estas instalaciones demandan energía eléctrica no necesariamente de la propia planta, sino de la red), lo que a la postre afecta negativamente su balance energético. El resultado teórico del impacto de un proyecto de almacenamiento de CO2 como el que se propone indica que la categoría de impacto de calentamiento global (emisiones de CO2) se reduce drásticamente –hasta un 75%. Las categorías de impacto eutroficación y agotamiento de la capa de ozono también se ven beneficiadas, mientras que otras declinan en alguna medida –mínima en algunos casos– como agotamiento abiótico, acidificación, toxicidad humana, ecotoxicidad en medios acuosos y terrestres y oxidación fotoquímica. De los dos escenarios propuestos el sistema de captura en yacimientos exhaustos de hidrocarburos resulta, desde el punto de vista ambiental, ligeramente más ventajoso que el de acuífero salino profundo, dado que la infraestructura de exploración y explotación de hidrocarburos asociados puede ser aprovechada mientras que el escenario en acuífero salino parte de cero en cuanto a infraestructura de inyección. En el estudio se presenta un análisis de sensibilidad cuyos resultados, sin llegar a ser lineales, muestran una acentuación de impactos; tal es el caso de incrementar la distancia de transporte y el consumo de energía en los procesos de la captura, separación, transporte e inyección. Por su parte, un aumento de la eficiencia energética de la central resulta en una disminución de impactos. Sobre este último aspecto destaca la conclusión de que si se construyeran o reconvirtieran cuatro centrales térmicas de régimen subcrítico por otras tantas de régimen crítico, el beneficio en términos de disminución de potencial de calentamiento global sería equiparable a la construcción de una instalación de captura y almacenamiento geológico como la que este trabajo considera. La parte medular del trabajo concluye que, teóricamente, existen bases para considerar que el territorio mexicano ofrece suficientes zonas con características geológicas favorables para el almacenamiento geológico de CO2. Tomando en cuenta la metodología propuesta por el Foro de Liderazgo para el Secuestro de Carbono, se estima que aun quedando vastas zonas del territorio nacional por analizar, existen por lo menos 90 sectores que podrían alojar más de 80 Gt de CO2. Hay que tomar en cuenta, sin embargo, que este estudio consideró únicamente dos de cinco escalas de evaluación y cinco de las once cuencas o provincias posibles dentro de la porción territorial considerada como zonas de inclusión, que en general corresponden a terrenos cubiertos por rocas sedimentarias de los estados del noreste, este y sureste del país. Este volumen, teóricamente, sería equiparable a poder almacenar la totalidad de emisiones de CO2 de la industria eléctrica de México por más de dos siglos.
URI : http://www.repositoriodigital.ipn.mx/handle/123456789/8339
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