El CO2 es el GEI más importante y México es un gran generador de éste. Su captura y separación para ser aprovechado en yacimientos petroleros a través del método de inyección, resultaría útil para una mayor producción de crudo
México, al igual que muchos otros países, se ha comprometido a la reducción y mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Actualmente el dióxido de carbono (CO2) es el más importante de este tipo de gases, debido a su larga vida en la atmosfera —entre cinco y 200 años—, su radiación solar o forzamiento radioactivo —1.3-1.5 vatios por metro cuadrado (W/m2])—y su gran volumen de emisión.
A nivel mundial en 2012, el 1.37 por ciento de las emisiones de CO2 por quema de combustibles fósiles lo generó México, colocándolo en el lugar 13 de los países con mayores volúmenes de emisión de este gas.
Las características geográficas de la nación y las condiciones tan desfavorables de algunos sectores de la población, sitúa a la República Mexicana en un papel altamente vulnerable respecto a los efectos del cambio climático. Debido a ello, México ha tenido que enfrentar grandes retos de manera no condicionada y, para cumplir con las indicaciones y prioridades de la Ley General de Cambio Climático, se comprometió voluntariamente a disminuir en 25 por ciento la emisión de gases y compuestos de efecto invernadero, de éstos 70 por ciento corresponden al CO21.
Derivado de los esfuerzos internacionales para reducir la concentración de los GEI en la atmósfera, se han propuesto varios métodos para el almacenamiento permanente de CO2, de los cuales los más aceptados son los de tipo geológico. Algunas alternativas para dicho almacenamiento son los yacimientos salinos profundos, capas de carbón (no explotables), basaltos y yacimientos de aceite o gas hidrocarburo. Estos últimos han demostrado ser un buen almacenamiento geológico porque han albergado fluido por millones de años.
Al inyectar el CO2, éste desplazará los fluidos contenidos en el espacio poroso obteniendo una recuperación adicional de hidrocarburos y en consecuencia un retorno monetario derivado del costo de la captura y del almacenamiento del mismo.
Fuentes de dióxido de carbono
De acuerdo con datos del Banco Mundial, en México se emitieron 3.99 toneladas métricas per cápita de CO2 en 2013, equivalente a 490 millones de toneladas al año, de las cuales aproximadamente el 58 por ciento provienen de fuentes estacionarias2, las cuales son el principal objetivo para la captura de este gas.
Debido a la fase en la que se encuentra el desarrollo de estos proyectos en México, se busca que la fuente de CO2 se encuentre a corta distancia para disminuir los costos de transporte. Dependiendo de los procesos industriales que se lleven a cabo en dichas fuentes estacionarias se tendrán diferentes concentraciones de este gas y contaminantes, por lo cual se requiere de un proceso de captura y separación del CO2.
En Estados Unidos la empresa petrolera ExxonMobil captura y vende alrededor de cuatro millones de toneladas métricas de CO2 por año, proveniente éste de los establecimientos que tiene para el procesamiento de gas3. De manera análoga en México, se espera que en asociación con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se alcancen volúmenes importantes de CO2 capturado, procedente de sus instalaciones de generación eléctrica, así como de algunas compañías particulares interesadas en invertir en tecnología para comercializar el CO2 que emiten.
Un estudio llevado a cabo por la empresa Internacional de Recursos Avanzados (ARI por sus siglas en inglés) concluyó que la Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR- Enhanced Oil Recovery) con CO2, podría proporcionar un gran mercado y valor agregado por la venta de emisiones de este GEI en nuevas centrales eléctricas de carbón de alrededor de siete mil 500 millones de toneladas métricas de 2017 a 2030.
Las ventas por emisiones capturadas de CO2, ayudarían a sufragar algunos de los costos de instalación y operación de la tecnología de Captura y Almacenamiento de Carbono (CCS-Carbon Capture and Storage), y a su vez respaldar la pronta entrada en el mercado de hasta 49 instalaciones de un giga-watt (GW) de tecnología de CCS en el sector de energía por carbón en Estados Unidos, según el estudio de Advanced Resources International (ARI)3.
Captura de dióxido de carbono
Existen tres tecnologías principales de captura4:
Post-combustión.- Consiste en la remoción del CO2 después de la quema de combustibles fósiles y es un sistema ideal para que se aplique en centrales termoeléctricas. Esta tecnología es el primer paso para la captura de CO2 a gran escala, siendo económicamente viable en casos específicos.
Normalmente estos sistemas utilizan un solvente líquido para captar la pequeña fracción presente de CO2 (entre un tres y 15 por ciento del volumen) en los gases de combustión, cuyo componente principal es el nitrógeno. En una central eléctrica moderna de pulverización de carbón o de ciclo combinado de gas natural; los sistemas de captación utilizan generalmente un solvente orgánico como la monoetanolamina (MEA). A este proceso se le conoce como lavado y después la solución química resultante se calienta, con lo que la presión se reduce, liberando así el CO2 concentrado.
Pre-combustión.- Estriba en retirar el CO2 de los combustibles antes de la quema. Esta tecnología se aplica en la fabricación de fertilizantes y en la producción de hidrógeno (H2). A pesar de que el proceso inicial de retirar el carbono, antes de la combustión es más caro y complejo, las concentraciones más altas de CO2 y la presión elevada facilitan la separación.
En el caso del gas natural, que esencialmente contiene metano (CH4), el carbono también se extrae antes de la combustión, quedando el hidrógeno, que al quemarse sólo produce agua, lo que hace reaccionar al combustible nuevamente con oxígeno o vapor de agua para producir monóxido de carbono (CO) e hidrógeno. Posteriormente, el CO reacciona con más vapor para producir CO2 y más hidrógeno. Por último, el CO2 se separa y entonces el hidrógeno se usa como un combustible que emite sólo agua y nitrógeno.
Oxígeno-gas.- Éstos sistemas utilizan oxígeno en vez de aire (el aire se compone de nitrógeno principalmente, 78 por ciento) para la combustión del combustible primario, con el objetivo de producir un gas de combustión, conformado sobre todo por agua y CO2. Esto da origen a un gas de combustión con alta concentración de CO2 (superior al 80 por ciento del volumen) porque en este proceso no existe nitrógeno. Posteriormente, el vapor de agua se retira por ralentización y aumento de la presión.
En este proceso, para obtener un gas con una pureza del 95 al 99 por ciento, se requiere de una disgregación previa del oxígeno del aire. El desafío consiste en separar el oxígeno del resto del aire y la estrategia es semejante a la que se usa para apartar al CO2. El aire puede enfriarse para que el oxígeno se licue. Las membranas por donde pasan el oxígeno y nitrógeno a diferentes tasas, pueden provocar la separación. También hay materiales que absorben el nitrógeno, disgregándolo del oxígeno. La aplicación de estos sistemas en calderas, actualmente está en fase de demostración y su aplicación en sistemas de turbinas, en fase de investigación.
Mecanismos de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)
El proceso de inyección de CO2 se realiza en condiciones súper críticas —con una presión mayor a ocho megapascales (MPa) y una temperatura mayor a 31.5 grados centígrados (°C)— bajo las referidas condiciones, el gas se comporta como un líquido y se espera que dentro del yacimiento se conserve en ese estado para su posterior almacenamiento.
El desplazamiento del aceite por gas se puede clasificar como miscible o mezclable, inmiscible, o bien como un proceso miscible multi-contacto, dependiendo de las propiedades del gas inyectado, así como de los fluidos y condiciones del yacimiento. El gas inyectado puede utilizarse para el mantenimiento de la presión o la estabilización del drenaje gravitacional.
Desplazamiento mezclable o miscible.- Con condiciones de miscibilidad, el gas y los hidrocarburos forman una sola fase. Una de las principales ventajas del desplazamiento miscible, es la reducción del efecto de la presión capilar que retiene el aceite. La miscibilidad también promueve el flujo del aceite, provoca hinchamiento y reduce la viscosidad del fluido incrementando su movilidad5.
Desplazamiento inmiscible.- Ocurre bajo presiones inferiores a la Presión Mínima de Miscibilidad del aceite (MMP por sus siglas en inglés), en la que el intercambio de componentes en las zonas de mezcla del gas inyectado y el fluido del yacimiento es menor.
Potencial de la Recuperación Mejorada de Petróleo
Actualmente, entre el 40 y el 70 por ciento de la producción de petróleo en México proviene de campos maduros, aquellos que han alcanzado el pico máximo de producción y comienzan la etapa de declinación, o en los cuales el margen de unidad rentable no es suficientemente competitivo con otros proyectos de inversión6. Dichos campos dan pie a que se implementen proyectos de Recuperación Mejorada de Petróleo o hidrocarburos, lo que puede favorecer la recuperación de los campos, prolongar su vida útil y agregar valor al plan de explotación, además de proporcionar un puente para la reducción de futuras emisiones.
El potencial esperado para la inyección vertical de CO2 en un proceso de estabilización gravitacional, se prevé de entre 15 y 40 por ciento, mayor que el desplazamiento por agua. En un proceso de inyección horizontal miscible, donde normalmente se alternan agua y gas (WAG-petróleo pesado), se espera un factor de EOR de entre cinco y 15 por ciento afectado por la carga gravitacional, interdigitación viscosa y la incapacidad de controlar los perfiles de inyección.
Métodos de inyección de dióxido de carbono
Inyección continua.- El CO2 se inyecta de manera continua hasta que la relación gas producido- aceite sea tan alta que no resulte económicamente viable continuar con el proyecto.
Inyección de CO2 alternada con agua (GAW- gas alternative water).- Es un método utilizado para prevenir la formación de canalizaciones del CO2 a través de la fase aceite, además de aumentar la eficiencia del desplazamiento macroscópica.
Pequeños baches de CO2 (algún porcentaje del volumen poroso) son inyectados en alternancia con baches de agua. Tres parámetros controlan este procedimiento: el tamaño del bache, la relación del volumen de CO2 inyectado sobre el volumen de agua inyectada y el número de baches.
El propósito de la inyección de agua es reducir la permeabilidad relativa al CO2 y como consecuencia reducir su movilidad. Otra ventaja del proceso WAG es que cubre el requerimiento de CO2 en todo momento.
Inyección cíclica o huff and puff.- Se trata de un procedimiento de estimulación que generalmente se aplica a aceites pesados. Sin embargo, se desarrolla cada vez más en yacimientos de aceite ligero y mediano. Algunos volúmenes de gas se inyectan en un pozo que enseguida se cierra. Durante esta fase, el propósito es tratar de disolver el máximo volumen de CO2 en el aceite, para posteriormente producirlo por expansión a partir del dióxido de carbono disuelto.
El método de huff and puff con CO2 presenta beneficios que se reflejan con el incremento de la producción de aceite, pues tiene la ventaja de basarse solamente en las propiedades de los fluidos, las cuales son generalmente conocidas o bien pueden obtenerse mediante correlaciones.
El proceso de huff and puff se compone de las siguientes etapas: El periodo de inyección de gas (que puede llevar días o incluso semanas). El periodo de cierre del pozo (proceso que dura unos cuantos días) y la etapa de producción (ésta puede durar semanas o incluso meses).
Inyección vertical de CO2 o de estabilización gravitacional [Gravity Stabilished Gas Injection (GSGI)].- La inyección en este caso se realiza en el alto estructural del yacimiento, en el cual puede encontrarse el casquete de gas, mismo que debido a su gran capacidad de expansión puede realizar un barrido casi uniforme a la zona de aceite residual, empujando el aceite y agua de esta zona a los pozos productores7.
Capacidad de almacenamiento de CO2
La capacidad de almacenamiento de un yacimiento incluye el dióxido de carbono remanente al término del proceso de Recuperación Mejorada de Petróleo o hidrocarburos y el CO2 extra que pueda inyectarse al finalizar el proyecto de EOR.
La experiencia de Estados Unidos indica que aproximadamente el 40 por ciento del CO2 inyectado, originalmente es producido y puede ser reinyectado. Esto sugiere una eficiencia del 60 por ciento si la separación y la reinyección no se consideran después de la producción.
Shaw, et al. (2002) presentó un método para calcular la capacidad de almacenamiento de masa de CO2 (MCO2 ) en el yacimiento durante operaciones de EOR, el cual va en función del factor de recuperación, el volumen de aceite original en el yacimiento (OOIP – original oil in place) y la compresibilidad del aceite8.
- Densidad del CO2 a condiciones de yacimiento
- Factor de recuperación al BT
- Volumen original de aceite
- Compresibilidad del aceite
- El ECL technology (UK) propuso algunos métodos volumétricos para calcular el CO2 neto retenido en el yacimiento conforme diferentes operaciones de EOR (ECL Report 5, 2001).
Para inyección de CO2 alternada con agua:
WAGIOR efficiency = factor de recuperación incremental objetivo para una operación WAG
WAGscore efficiency = factor entre 0 y 1 (1 para un proyecto WAG eficiente y completamente implementado)
WAGCO2 factor alpha =varía entre 1 y 2 y está relacionado con la eficiencia neta de utilización de CO2 para volúmenes a condiciones de yacimientos, indica que se puede almacenar más gas en el yacimiento que el requerido para la operación WAG.
Para inyección vertical de gas (GSGI):
GSGICO2 factor = factor de recuperación incremental objetivo para una operación GSGI.
GSGIscoreCO2 factor = permite al usuario reducir el volumen de CO2 comparado con el volumen objetivo (vale 1 para un proyecto completamente implementado).
El factor 0.7 representa la fracción de OOIP que queda en la formación, al final de la inundación del gas y una pequeña cantidad de agua móvil también queda en la región barrida por el gas.
El volumen total de CO2 consumido por el EOR en Estados Unidos hasta 2017, ha sido de aproximadamente 11 billones de pies cúbicos (560 millones de toneladas métricas). Eso palidece en comparación con el total de emisiones de CO2, que tan sólo de fuentes industriales es de alrededor de 100 billones de pies cúbicos (cinco mil 90 millones de toneladas métricas) por año. Sin embargo, eso no significa que la demanda potencial de CO2 para EOR sea insignificante, sino que podría ser un catalizador habilitador de esfuerzos de almacenamiento de carbono a gran escala.
En un estudio de la Universidad Tecnológica de Montana se descubrió que la inyección de dióxido de carbono en los campos petroleros de Elm Coulee y Cedar Creek podría derivar en la recuperación de 666 millones de barriles de petróleo ‘incremental’ y el almacenamiento de 2.1 billones de pies cúbicos (109 millones de toneladas métricas) de CO2. Todo el dióxido de carbono requerido para la inyección podría suministrarse mediante una planta cercana de carbón y equivaldría a siete años de las emisiones de CO2 de la planta. Además, la instalación de una tubería y un equipo de captura de CO2 podría proporcionar la infraestructura básica para el posterior almacenamiento de este gas en otros campos petrolíferos, en formaciones salinas y vetas de carbón no minables3.
Lo anterior demuestra que el almacenamiento geológico en campos petroleros es viable e incluso puede ser rentable. Actualmente se están llevando a cabo las estimaciones de capacidad de almacenamiento en campos petroleros terrestres mexicanos, así como una prueba piloto de EOR en un campo maduro completamente caracterizado. Esto con la finalidad de alcanzar los objetivos propuestos por el gobierno para el periodo de 2020-2030 de reducción de emisiones GEI.
Selección del yacimiento
Teóricamente cualquier tipo de yacimiento petrolero (carbonato o arenisca), podría ser adecuado siempre que se pueda alcanzar la presión mínima de miscibilidad, que haya un volumen considerable de aceite residual y que la capacidad del CO2 de contactar el petróleo no sea obstaculizado por la complejidad geológica. En general si un yacimiento ha sido sometido a inyección de agua resultando exitoso, también lo será con inyección de CO2.
Algunas simulaciones para yacimientos petroleros carbonatados han estimado que al realizar un proceso de inyección de agua podría alcanzar una recuperación de entre el 30 y el 45 por ciento del volumen original de aceite, con una saturación de aceite residual relativamente alta. Un proyecto exitoso de EOR con CO2 podría agregar entre un cinco y un 15 por ciento del volumen original de aceite a la recuperación final.
Los criterios de selección utilizados para identificar los yacimientos favorables son: la gravedad del petróleo; la profundidad, presión y temperatura del yacimiento y la viscosidad del aceite. Varios analistas han desarrollado rangos para estos criterios de selección (tabla 1), que los operadores pueden usar para mejorar la evaluación técnica y económica del yacimiento. Actualmente los yacimientos con un alto grado de heterogeneidad representan un reto, pues resulta muy complicado predecir el comportamiento que tendrá el CO2 dentro de éstos3.
Conclusiones
Los proyectos de inyección de CO2 en yacimientos petroleros, representan el mejor escenario para el almacenamiento geológico de este GEI, pues además de que tienen la capacidad de almacenar grandes volúmenes de CO2 de forma permanente, ayudan a la reactivación de campos maduros, agregando valor a sus planes de explotación.
La implementación de esta tecnología a gran escala impulsaría la producción de hidrocarburos, incrementando volúmenes de reservas y resultando una herramienta para la industria petrolera cuyos objetivos de producción son muy ambiciosos.
México podría logar sus compromisos asumidos internacionalmente, en cuanto a la reducción de emisiones de GEI, si la implementación de las tecnologías de captura de CO2 para las principales industrias fuera obligatoria o rentable y se estableciera un mercado de emisiones. Para ello es necesario contar con una regulación en la materia que establezca las responsabilidades de los diferentes actores.
Muy buen articulo