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48 Oilfield Review

Captación y almacenamiento de CO2: Una solución al alcance de la mano

Kamel BennaceurGatwick, Inglaterra

Neeraj GuptaBattelle Memorial InstituteColumbus, Ohio, EUA

Shinichi SakuraiBureau of Economic GeologyAustin, Texas

Steve WhittakerSaskatchewan Industry and ResourcesRegina, Saskatchewan

Mike MoneaPetroleum Technology Research CenterRegina, Saskatchewan, Canadá

T.S. RamakrishnanRidgefield, Connecticut, EUA

Trygve RandenStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Véronique Barlet-Gouédart, Clamart, Francia;Austin Boyd, Ridgefield, Connecticut, EUA; Pietro Di Zanno,Air Liquide, París, Francia; Martin Isaacs, Ali Mazen, KarenSullivan Glaser, Erik Nelson y Alexander Zazovsky, SugarLand, Texas, EUA; Philippe Lacour-Gayet, Nueva York, NuevaYork, EUA; Susan Hovorka, Bureau of Economic Geology,

ción de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), MDT(Probador Modular de la Dinámica de la Formación), NGS(Espectrometría de Rayos Gamma Naturales), PlatformExpress, RST (herramienta de Control de Saturación del Yaci-miento) y USI (herramienta de generación de ImágenesUltrasónicas) son marcas de Schlumberger.

Austin, Texas; Geoff Maitland, Cambridge, Inglaterra; LarsSonneland, Stavanger, Noruega; y Tore Torp, Statoil, Trondheim, Noruega.AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducciónde Arreglo), CMR (herramienta de Resonancia MagnéticaCombinable), DSI (herramienta de generación de ImágenesSónica Dipolar), ECLIPSE 300, FMI (herramienta de genera-

La quema de combustibles fósiles produce la emisión de dióxido de carbono a la atmósfera. Muchos científicos creen que esto

contribuye, al menos en parte, a la actual tendencia ascendente de la temperatura de la superficie terrestre. La captación y

almacenamiento de dióxido de carbono en el subsuelo es quizás una de las soluciones a corto plazo más prometedoras en lo

que respecta a la estabilización y reducción de la concentración de dióxido de carbono atmosférico. Aunque potencialmente

costosa, la tecnología hoy está disponible y ha sido ampliamente utilizada en la industria del petróleo y del gas.

1. Cannell M, Filas J, Harries J, Jenkins G, Parry M, Rutter P,Sonneland L y Walker J: “El calentamiento global y laindustria de exploración y producción,” Oilfield Review13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 44–59.

2. “Climate Change 2001: Working Group I: The ScientificBasis, Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC),”http://www.grida.no/climate/ipcc_tar/wg1/067.htm#231 (Seaccedió el 29 de septiembre de 2004).

3. “EIA, System for the Analysis of Global Energy Markets(2004),” http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/figure_17.html(Se accedió el 8 de septiembre de 2004).

Invierno de 2004/2005 49

Los habitantes de la Tierra tenemos un pro-blema. La superficie de nuestro planeta se estárecalentando a un ritmo que preocupa a numero-sos científicos y climatólogos. Las consecuenciaspredichas por diversos modelos demandan accio-nes inmediatas. Si bien los datos demuestranclaramente que el hemisferio norte de la Tierrase está recalentando y existen fuertes evidenciasque señalan la presencia de efectos antropogéni-cos—influencia de los seres humanos sobre lanaturaleza—las consecuencias pronosticadas noson muy conocidas ni enfrentadas debido a quelas complejidades e incertidumbres asociadascon el modelado son enormes. No obstante, exis-ten evidencias creíbles de que la actualtendencia al calentamiento se debe en parte alaumento de la concentración de dióxido de car-bono [CO2] en la atmósfera, como resultado de lacombustión de combustibles fósiles y de otrosprocesos. Dadas las inversiones y la dependenciacon respecto a los combustibles fósiles de bajocosto, no es seguro que logremos liberarnos deesta situación potencialmente calamitosa, enparticular si consideramos la colosal carga finan-ciera asociada con la reestructuración necesariapara reducir en forma sustancial la utilización decombustibles fósiles.

El calentamiento global y su potencialimpacto han sido intensamente analizados anivel gubernamental, académico e industrial, yextensivamente cubiertos por diversas publica-ciones científicas y técnicas.1 Entre quienesniegan el problema y quienes hiperbolizan lasconsecuencias del calentamiento global y lasacciones requeridas, existe un enfoque racional

basado en la innovación y la tecnología. Unasemilla implantada en este valioso terrenointermedio es el proceso de captación y almace-namiento seguro de CO2—también conocidocomo captación de CO2—que de lo contrariosería emitido a la atmósfera. Este artículo ana-liza el procedimiento de almacenamiento delCO2 y su rol potencial en la reducción de las emi-siones de CO2. Además se presentan ejemplos decampo sobre proyectos de CO2 que exploran laaplicación de las actuales tecnologías de campospetroleros y se examinan ciertos desafíos indus-triales que deberán superarse.

El CO2 y el climaDesde fines del siglo XIX la temperatura de lasuperficie de la Tierra ha aumentado en 0.6°C[1.1°F], lo que de acuerdo con el Panel Intergu-bernamental sobre el Cambio Climático (IPCC,por sus siglas en inglés), representa el índice decalentamiento más grande de los últimos 1,000años, según valores obtenidos de datos denúcleos de hielo y de cortes anulares de las cor-tezas de los árboles. El calentamiento del sigloXX se produjo en gran parte en dos períodos: unprimer período comprendido entre 1910 y 1945, yun segundo período que va desde 1976 hasta elmomento actual (arriba).2

Si bien la temperatura de la superficie terres-tre ha fluctuado a lo largo del tiempo geológico, elexamen de los núcleos de hielo indica que elcalentamiento más reciente se está produciendojunto con un incremento de los gases de efectoinvernadero (GHGs, por sus siglas en inglés), queincluyen CO2, metano [CH4] y óxido nitroso [N2O].

Las concentraciones atmosféricas de estos GHGsaumentaron drásticamente durante el siglo XX.

Si bien el CO2 tiene un potencial de calenta-miento global relativamente pequeño comparadocon otros GHGs, el volumen absoluto de CO2 emi-tido a la atmósfera como subproducto de laquema de combustibles fósiles lo convierte en elmayor contribuidor. Globalmente, más de 21,000millones de toneladas métricas [23,000 millonesde toneladas cortas] de CO2 ó 5,700 millones detoneladas métricas [6,300 millones de toneladascortas] de carbono fueron emitidas a la atmósferaen el año 2001, como resultado de la quema depetróleo, carbón y madera. Algunas estimacionesubican las emisiones totales de CO2 provenientesdel petróleo, el gas y el carbón en más de 35,000millones de toneladas métricas [38,600 millonesde toneladas cortas] para el año 2025.3

La futura respuesta climática a mayores con-centraciones de GHG ha sido modeladamediante sofisticados métodos de simulación. Enlos modelos del clima global, algunos factoresproducen el calentamiento de la Tierra; forzadopositivo, mientras que otros generan su enfria-miento; forzado negativo. Es preciso tener encuenta cada uno de estos factores. Por ejemplo,

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Datos de termómetros

Global

> Enfriamiento y calentamiento modernos. Los datos de cortes anulares en las cortezas de los árboles, corales, núcleos de hielo y registros históricos (azul)de los últimos 1,000 años muestran fluctuaciones en las temperaturas del hemisferio norte (izquierda). No obstante, los datos de termómetros obtenidos re-cientemente (rojo) exhiben una pronunciada tendencia al calentamiento (rojo). El registro reciente correspondiente al período 1861–2000 indica una desviaciónanual de la temperatura de las superficies terrestre, aérea y marina combinadas, con respecto a la temperatura promedio del período 1961–1990 (derecha).El calentamiento se produjo en dos períodos, el primero entre 1910 y 1945, y el segundo desde 1976 hasta el momento actual. Las barras de error indican lacertidumbre de las mediciones de temperatura correspondientes a cada año.

50 Oilfield Review

el aumento de los niveles de concentraciones deGHG y del ozono troposférico constituyen fuerzaspositivas, mientras que el aumento de los aeroso-les troposféricos y estratosféricos y la nubosidadproducen fuerzas negativas. Algunos de estosfactores son bien conocidos; por ejemplo, el delas concentraciones de CO2 (arriba). Sinembargo, no se comprenden bien los mecanis-mos de forzado. La nubosidad sigue siendo unaimportante fuente de incertidumbre en el mode-lado del clima debido a la gran variedad deprocesos complejos e interactivos que contribu-yen a la formación de nubes.4

En la última década, el modelado del clima hamejorado significativamente, con la ayuda delpoder computacional en constante desarrollo y elincremento de los recursos dedicados al fenó-meno del calentamiento global. El mejoramientodel modelado es extremadamente importante por-que permite a los científicos predecir la escala, lasecuencia cronológica y las consecuencias delcalentamiento global con mayor certeza. Despuésde todo, las consecuencias, junto con la tecnologíay la economía, guiarán en última instancia las

decisiones gubernamentales y comerciales encuanto a la mejor manera de encarar el problema.

En forma similar a la predicción del compor-tamiento de yacimientos, el modelado del climase basa en ajustes de la historia y en modelos. Elmodelo incluye tanto efectos naturales comoefectos antropogénicos para dar como resultadoun equivalente razonable. Numerosos escenariosbasados en las futuras emisiones de CO2 y otrosfactores producen una amplia gama de resulta-dos. Se prevé que la concentración de CO2

aumentará del nivel actual de 374 partes pormillón (ppm) a entre 550 y 1,000 ppm para elaño 2100, lo que se traducirá en un aumento dela temperatura de 2 a 4.5°C [3.6 a 8.1°F].5 Sinembargo, el escenario correspondiente al “nego-cio como es habitual,” asume que el usocreciente de combustibles fósiles a nivel mun-dial continúa como en el pasado. La proyecciónde este escenario al año 2100 puede ser irreal,dado el avance constante de la tecnología, lareducción del abastecimiento y el costo cre-ciente del petróleo, el uso cada vez más intensodel gas natural de combustión más limpia y de

las fuentes de energía renovable; por ejemplo, laenergía solar y la energía eólica.6 Por estemotivo, las proyecciones del IPCC comprendenuna variedad de escenarios.

Las predicciones del cambio climático para elmodelado deben traducirse en eventos climáti-cos reales producidos en la Tierra y deben serdescriptas en términos de costos humanos. Laspredicciones basadas en conjeturas incluyen unaumento del nivel del mar que provocará inunda-ciones en las zonas costeras bajas, impactandolas áreas densamente pobladas y los hábitatsnaturales. Se prevé además que los eventos cli-máticos, incluyendo las inundaciones y lassequías, cambiarán radicalmente las zonascubiertas de vegetación. También se anticipaque aumentarán los ritmos de derretimiento delos hielos glaciares y árticos, con la amenaza demodificar los patrones de circulación de los océ-anos y reducir la cantidad de especies marinasde agua fría, tales como el bacalao y el abadejo.Los estudios prevén además un aumento de lasenfermedades de los seres humanos y de los ani-males como resultado de la alteración de lospatrones climáticos.

Existen ciertas evidencias de que muchos deestos síntomas de calentamiento global ya seestán manifestando, lo que hace más urgente laestimación tanto de los costos humanos como delos costos financieros. No obstante, muchos deestos estudios no toman en cuenta las respues-tas del hombre con fines de adaptación a loscambios climáticos, y ciertos científicos sostie-nen que el costo económico de la adaptaciónsería inferior al costo de adoptar acciones drás-ticas para estabilizar el clima.7 El debate acercade cuán probables y severas serán las conse-cuencias sigue sin resolverse.

El contenido de CO2 atmosférico de la Tierraaumenta como resultado de las emisiones tantonaturales como artificiales. Este CO2 permaneceen la atmósfera durante varias décadas y es eli-minado lentamente por los sumideros naturalesque almacenan el CO2 por tiempo indefinido.Los océanos conservan vastas cantidades de CO2

y la vegetación y los suelos también producen unmecanismo de sumidero común. Sin embargo,muchos científicos se han dado cuenta de quelos seres humanos son quienes deben trabajarpara reducir los efectos antropogénicos, particu-larmente aquellos derivados de la quema decombustibles fósiles.

El carbón es la fuente de energía de combus-tibles fósiles más abundante del mundo. Noobstante, también produce un gran volumen—aproximadamente 40%—de emisiones de CO2

provenientes de los combustibles fósiles. Esto laconvierte en una de las principales preocupacio-

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HalocarbonosN2OCH4

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Solar

Aprovechamientode tierras(albedo)

Aerosoltroposférico

(1er tipo)

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IntermedioBajo

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Muybajo

Muybajo

Muybajo

Muybajo

Muybajo

Muybajo

Nivel de la comprensión científica

Nubes inducidaspor la aviación

Aerosoles

> Factores de forzado en relación con el calentamiento global. El efecto sobre el calentamiento globalcausado por cambios producidos en la concentración de ciertos tipos de gases, tales como el CO2, esbien comprendido pero el conocimiento de los efectos de la actividad solar y los del aprovechamientode las tierras, que afectan la reflectividad o albedo, es pobre. En esta gráfica se expone el promedioanual global de forzado radioactivo debido a diversos agentes, para el período comprendido entre 1750y fines de la década de 1990. La altura de la barra rectangular denota un valor central o correspondien-te a la mejor estimación. La línea vertical en torno a la barra rectangular con delimitadores “x” indicauna estimación del rango de incertidumbre. Una línea vertical sin barra rectangular y con delimitadores“o” denota un forzado para el cual no se puede proveer una estimación central debido al alto grado deincertidumbre asociada. El rango de incertidumbre especificado en esta gráfica corresponde a una es-timación óptima y no se basa en estadísticas. Un índice que indica el “nivel de la comprensión científi-ca” representa el juicio subjetivo sobre la confiabilidad de la estimación del forzado e implica factorestales como las hipótesis necesarias para evaluar el forzado, el grado de conocimiento de los mecanis-mos físico-químicos que determinan el forzado y las incertidumbres asociadas con la estimacióncuantitativa del forzado.


energéticos más económicos y abundantes, redu-ciendo al mismo tiempo las emisiones de CO2 enforma sustancial.

Captación y almacenamiento de emisiones de CO2

Ahora se dispone de la tecnología para separar yalmacenar CO2, pero será necesaria una impor-tante inversión en infraestructura y considerablesmedidas para reducir su costo. La separación ycompresión del CO2 proveniente de las corrientesde emisión siguen siendo la parte más costosa delproceso y pueden tener lugar antes o después dela combustión. Actualmente, el proceso más utili-zado se basa en la absorción química para captarel CO2 del gas de chimenea mediante el empleode solvente de monoetanolamina (MEA). El gasde chimenea se hace burbujear a través del sol-vente en una columna de absorción empacada,donde éste último absorbe preferentemente elCO2. El solvente es calentado al atravesar unaunidad de destilación, separándose del CO2. Seproduce así un gas concentrado que es 99% CO2.8

Se trata de un proceso de costo elevado, por loque se están investigando otros métodos paraseparar el CO2 del solvente, incluyendo el empleode membranas microporosas. El Proyecto de Cap-tación de CO2 (CCP, por sus siglas en inglés), unemprendimiento industrial conjunto, es el resul-tado de la colaboración de ocho empresasproductoras de energía enfocadas en el desarrollode tecnologías que habrán de reducir el costo dela separación y captación del carbono.9

Se pueden utilizar nuevas membranas quecontienen fibras poliméricas huecas en conjun-ción con sistemas de aminas. Por ejemplo, AirLiquide, una compañía especializada en el trata-miento y distribución de gases industriales, hadesarrollado una tecnología de membranas quesepara el CO2 de las corrientes de gas producido(arriba, a la derecha). El gas de alimentacióningresa desde la carcasa exterior a una presiónmayor que la de las secciones internas y, debidoa la presión diferencial y la penetración selectivaa través de la membrana de fibra polimérica, losgases se separan.

Además existen métodos para eliminar el CO2

de los combustibles antes de la combustión. Porotra parte, la separación del nitrógeno del airemediante la utilización de unidades de separa-

ción de aire antes de la combustión reduce laemisión de óxidos de nitrógeno y óxidos de azufre.Las tecnologías de conversión de combustiblesavanzadas producen combustible de hidrógeno[H2] a partir de combustibles fósiles y captan elCO2 para mitigar las emisiones. Por ejemplo, en lagasificación del carbón se emplean solventes paraproducir monóxido de carbono [CO] y H2. Lareacción del CO con el agua produce CO2 y másH2. El CO2 puede ser procesado, transportado yalmacenado, mientras que el H2 alimenta las tur-binas de gas para la generación de electricidad ypuede ser utilizado en las celdas de combustiblesde hidrógeno para los vehículos de transporte.

nes de los científicos especialistas en clima ymedio ambiente porque, en muchas regiones, elcarbón representa una fuente de energía de bajocosto y a largo plazo al mismo tiempo, que sequema fundamentalmente para la generación deelectricidad en las usinas eléctricas. Se estándesarrollando alternativas innovadoras parareducir las emisiones de CO2 y su impacto sobreel medio ambiente y el clima, a fin de permitirque se continúe con la quema de este impor-tante combustible (véase “Producción demetano de capas de carbón; retención del car-bono,” página 64).

Las medidas de remediación a largo plazoimplican una reducción drástica, o la elimina-ción, de las emisiones de CO2 generadas por elhombre a partir de la quema de combustiblesfósiles (arriba). En el corto plazo, ésta no es unasolución realista porque el costo de recurrir afuentes de energía alternativas sería enorme y,en sí, contribuiría a un significativo consumo deenergía. Además, no existe ningún sustituto adecuado del petróleo, el gas y el carbón actual-mente disponible para energizar las economíasdel mundo. Las opciones a corto plazo implicanla reducción de las emisiones de CO2 mediante lautilización de menos energía, a través de unamejor eficiencia y del empleo de fuentes de ener-gía con emisiones bajas o nulas. Muchoscientíficos consideran que parte de la solución acorto plazo—en las próximas décadas—consisteen captar y almacenar el CO2 proveniente de losprocesos que crean las corrientes más grandes omás concentradas de CO2. El desarrollo de estossumideros de CO2 creados por el hombre permiti-ría que el mundo siga utilizando sus recursos

4. “Climate Change 2001: Working Group I: The ScientificBasis, Intergovernmental Panel on Climate Change(IPCC),” http://www.grida.no/climate/ipcc_tar/wg1/271.htm(Se accedió el 29 de septiembre de 2004).

5. La concentración de CO2 no es uniforme en toda la Tierra.En el hemisferio norte, las concentraciones son mayoresque en el hemisferio sur.

6. Lomborg B: The Skeptical Environmentalist: Measuringthe Real State of the World. Cambridge, Inglaterra: Cam-bridge University Press (2001): 258–324.

Otros4%Agricultura

2%Doméstico10%

Transporte23% Industria

22%

Generación deelectricidad

39%

Emisiones globales de CO2 por sector

Fibrascerradas

Fibras abiertas

Gas residual

59.8 bares

CH4, C2H6, C3H8

Gas deimpregnación

3 bares

CO2, H2S, H2O

Gas dealimentación

60 bares

CH4, C2H6, C3H8,CO2’ H2S, H2O

> Porcentajes de emisiones de CO2 producidaspor diversos sectores económicos.

> Filtros avanzados. La tecnología de membranassepara el CO2 de las corrientes de gas producido,manteniendo el gas de alimentación en la carcasaexterior a una presión mayor que la de las sec-ciones internas. La presión diferencial y la pene-tración selectiva a través de la membrana de fibrapolimérica permiten la separación del metano[CH4] y el CO2. Air Liquide desarrolló esta tecno-logía como una alternativa con respecto a losprocesos de tratamiento con aminas para la cap-tación de CO2, de índole compacta, de bajo costoy amigable con el medio ambiente.

7. Lomborg, referencia 6.De Vries B, Bollen J, Bouwman L, den Elzen M, JanssenM y Kreileman E: “Greenhouse Gas Emissions in anEquity-, Environment and Service-Oriented World: AnIMAGE-Based Scenario for the Next Century,” Technological Forecasting & Social Change 63,no. 2–3 (Febrero a marzo de 2000): 137–174.

8. Herzog H y Golomb D: “Carbon Capture and Storage fromFossil Fuel Use,” http://sequestration. mit.edu/pdf/enclyclopedia_of_energy_article.pdf (Se accedió el 8 de septiembre de 2004).

9. Para más detalles sobre el Proyecto de Captación deCO2, consulte: http://www.co2captureproject.org/index.htm(Se accedió el 11 de octubre de 2004).

Esta tecnología constituye el núcleo de pro-yectos tales como el FutureGen de EUA, unprograma piloto de mil millones de dólares esta-dounidenses (US$), y el proyecto HyPOGENeuropeo para la creación de una usina eléctricaalimentada a carbón con cero nivel de emisiones,que capte el CO2 y produzca H2 para ser utilizadoen las celdas de combustibles.10 La infraestruc-tura de separación demanda una gran inversiónde capital y las tecnologías utilizadas deben ade-cuarse tanto a la fuente como al volumen que seestá procesando.

Existen diversas maneras de almacenar CO2

(izquierda). Algunas implican el mejoramientode los sumideros naturales en los ecosistemasterrestres y en los océanos, tales como la refo-restación de terrenos y la fertilización de losocéanos con hierro. Uno de los métodos propues-tos disuelve el CO2 en agua de mar y luegoinyecta la mezcla en el océano, a profundidadesque oscilan entre 1,500 y 3,000 m [4,920 y 9,840pies]. Otro método coloca directamente CO2

líquido en las profundidades de los océanos,explotando el contraste de densidad entre elCO2 líquido y el agua salada. A pesar de que elocéano representa el potencial de almacena-miento total más grande, probablemente unos40,000,000 millones de toneladas métricas[44,000,000 millones de toneladas cortas] decarbono, el posible impacto ambiental sobre lavida marina en las proximidades del punto deinyección constituye una desventaja importante.Es poco probable que el almacenamiento en elocéano se convierta en el modo preferido, dadoque no se ha abordado adecuadamente el temadel impacto ambiental. Si bien el almacena-miento de las emisiones antropogénicas de CO2

requerirá probablemente la combinación dediversas opciones de almacenamiento, la indus-tria del petróleo y del gas ha estado pocoinvolucrada en el desarrollo de técnicas de alma-cenamiento en los océanos. Muchos científicosconsideran el almacenamiento geológico como laalternativa que plantea mínimo riesgo.

Dada su vasta experiencia en manejo de yaci-mientos y su amplio rango de tecnologías, laindustria del petróleo y del gas está lista paradesempeñar un rol fundamental en lo que res-pecta al almacenamiento de CO2 en formacionesgeológicas, tales como yacimientos agotados,acuíferos salinos profundos y capas de carbón.Además, se han puesto en marcha numerososproyectos conjuntos para evaluar el potencialdel almacenamiento en el subsuelo.

El almacenamiento geológico de CO2 será máseficaz si tiene lugar en condiciones supercríticas.El dióxido de carbono posee una temperatura crí-

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Capa

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Aguasprofundas

Yacimientossalinos

Yacimientosde petróleoagotados

Yacimientosde gas

agotados

Yacimientosen capasde carbón

Opciones de almacenamiento

Año 2000

Emisiones decarbono globales

anualesMáximoMínimo

6,200 millones detoneladas métricas

Temperatura, °F

Puntocrítico

Punto triple

Líquido

SólidoVapor

Punto de ebullición normal

HidratoCO2 líquidoH2O líquido

H2O líquidoVapor de CO2

Hidrato

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0.007

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Temperatura, °C-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40

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CO2 puroCondiciones de hidrato de CO2

Condiciones de congelamiento del agua

> Opciones de almacenamiento de CO2. El almacenamiento en los océanos representa el mayorpotencial para el almacenamiento de carbono, pero se considera que conlleva un mayor nivel deriesgo ambiental. Las cuatro restantes son opciones de almacenamiento geológico en relación con las cuales se estima que la mayor capacidad corresponde a los yacimientos salinos. Las emisiones de carbono globales anuales registradas en el año 2000 alcanzaron 6,200 millones de toneladasmétricas [6,800 millones de toneladas cortas].

> Diagrama de fases del CO2. El diagrama describe la relación entre la tem-peratura y la presión en la fase del CO2 resultante. El almacenamiento de CO2en el subsuelo se logra en condiciones supercríticas. Para garantizarlo, espreciso comprender el comportamiento de fase del CO2 y las condiciones deyacimiento, ya que es probable que las condiciones de temperatura y presióndel yacimiento se modifiquen a lo largo de la vida útil de un proyecto de al-macenamiento de CO2.


tica baja de 31°C [88°F] y una presión críticamoderada de 73.8 bares [1,070.4 lpc] (páginaanterior, abajo). En líneas generales, esto signi-fica que se requieren profundidades dealmacenamiento de 600 m [1,970 pies] o mayores.

En el año 2002, se emitieron a la atmósferamás de 24,000 millones de toneladas métricas[26,000 millones de toneladas cortas] de CO2,como resultado de la quema de combustibles.11

La capacidad de almacenamiento geológico seestima en cientos a miles de gigatoneladas decarbono, equivalentes a cientos de años de alma-cenamiento al ritmo de emisión actual. Elalmacenamiento de CO2 en el subsuelo requierediversas tecnologías y tipos de conocimientos

técnicos especiales para caracterizar la zona dealmacenamiento y los estratos adyacentes, per-forar y emplazar los pozos con precisión, diseñary construir instalaciones de superficie, monito-rear los pozos y los campos petroleros yoptimizar los sistemas (arriba).

El proyecto Sleipner Si bien el CO2 ha sido utilizado en la recupera-ción mejorada de petróleo (EOR, por sus siglasen inglés) durante varias décadas, su captación yalmacenamiento (CCS, por sus siglas en inglés)fueron logrados por primera vez en 1996 porStatoil y sus socios en el Campo Sleipner del Mardel Norte, situado 250 km [150 millas] al oeste

de Stavanger, Noruega.12 El campo produce gasnatural con un contenido de aproximadamente9% de CO2 pero, para cumplir con las especifica-ciones requeridas, la concentración de CO2 tuvoque reducirse a un 2.5%. Statoil debe pagar 300NOK—actualmente unos US$ 45—por toneladamétrica de CO2 emitido a la atmósfera en con-cepto de impuesto al carbono marino enNoruega. Dado que se requiere que Statoil separeel CO2, y la compañía incurre en grandes eroga-ciones para liberar el CO2, el CCS resultóeconómicamente viable.13 A fin de abordar eltema del CO2 en forma eficaz, Statoil lo capta y losepara utilizando solvente MEA y luego lo inyectaen la Formación Utsira utilizando un solo pozo de

Planta de inyección

Almacenamientosubterráneo de H2

Gas

Planta de compresión

Inyecciónde CO2

Metano encapas decarbón

Metano encapas decarbónmejorado

Planta de captacióny separación de CO2

Horticulturamejorada

Productosminerales

Aluminio

Usinaeléctrica

Conversión degas a líquidos

Usina eléctrica

Productos de carbonato

Almacenamiento

de CO2 en acuíferos

salinos profundos

Recuperación

mejorada de

petróleo

Inyecciónde CO2

Carbón

Almacenamiento dehidrocarburos o hidrógeno

ProductosCO2

Combustibles fósiles

> Conocimientos técnicos especiales en relación con el procesamiento y el almacenamiento de CO2. Los vastos conocimientos técnicos del sector de ser-vicios de petróleo y gas abarcan gran parte del mapa del proceso de captación de CO2, especialmente el almacenamiento seguro de CO2 en el subsuelo.Los procesos relevantes se indican en negrita.

10. “FutureGen—Tomorrow’s Pollution-Free Power Plant,”http://www.fossil.energy.gov/programs/powersystems/futuregen/index.html (Se accedió el 29 de septiembre de2004).“FutureGen—A Sequestration and Hydrogen ResearchInitiative,” http://www.energy.gov/engine/doe/files/import/FutureGenFactSheet.pdf (Se accedió el 29 de septiembre de 2004).“European Hydrogen and Fuel Cell Technology Platform,Steering Panel: Deployment Strategy, 16 de junio de2004,” http://www.hfpeurope.org/docs/

HFP-DS-005_V1-2004_Presentations_16JUN2004.pdf(Se accedió el 5 de octubre de 2004).

11. http://library.iea.org/dbtw-wpd/Textbase/nppdf/free/2004/keyworld2004.pdf (Se accedió el 5 de octubre de 2004).

12. “Best Practice Manual from SACS – Saline Aquifer CO2Storage Project,” http://www.co2store.org/TEK/FOT/SVG03178.nsf/Attachments/SACSBestPractiseManual.pdf/$FILE/SACSBestPractiseManual.pdf (Se accedió el 28 dejulio de 2004).Torp TA y Gale J: “Demonstrating Storage of CO2 inGeological Reservoirs: The Sleipner and SACS Project,”

artículo B1-1, presentado en la 6a Conferencia de Tecnologías de Control de Gases de Efecto Invernadero(GHGT6), Kyoto, Japón, 1 al 4 de octubre de 2002.Baklid A, Korbøl R y Owren G: “Sleipner Vest CO2Disposal, CO2 Injection into a Shallow Underground Aquifer,” artículo de la SPE 36600, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 6 al 9 de octubre de 1996.

13. Herzog HJ: “What Future for Carbon Capture andSequestration?” http://sequestration.mit.edu/pdf/EST_web_article.pdf (Se accedió el 28 de julio de 2004).

inyección de gran desviación (arriba). El pro-yecto Sleipner ha inyectado 1 millón detoneladas métricas [1.1 millón de toneladas cor-tas] de CO2 por año desde septiembre de 1996 auna presión de flujo de fondo de pozo supercrí-tica de aproximadamente 10.5 MPa [1,523 lpc],que es inferior a la presión de fracturamiento dela Formación Utsira.

54 Oilfield Review

Ula

Ekofisk

Sleipner

Heimdal

Frigg

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Statfjord

Stavanger

NORUEGA

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SleipnerOeste

SleipnerEste

m0 1,000

pies0 3,280

Sleipner T Sleipner A

CO2

Pozos de producción einyección en Sleipner Este

Pozo de inyección de CO2

Formación Utsira

Formación Heimdal

Prof

undi

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m

1,000

500

0

1,500

2,000

2,500

Lecho marino

M a r d e l N o r t e

> Un hito en el Campo Sleipner. Statoil separa el CO2 del gas producido desde la Formación Heimdal e inyecta 1 millón de tonela-das métricas [1.1 millón de toneladas cortas] de CO2 por año en la Formación Utsira sobreyacente.

14. Chadwick RA, Zweigel P, Gregersen U, Kirby GA, Holloway S y Johannessen PN: “Geological Characterisation of CO2 Storage Sites: Lessons fromSleipner, Northern North Sea,” artículo B1-3, presentadoen la 6a Conferencia Internacional de Tecnologías deControl de Gases de Efecto Invernadero (GHGT6), Kyoto,Japón, 1 al 4 de octubre de 2002.

15. Especialistas de diversas instituciones, compañías ygobiernos han colaborado para producir una serie demejores prácticas para los proyectos de CO2 futuros.

Este documento está a disposición del público enhttp://www.co2store.org/TEK/FOT/SVG03178.nsf/Attachments/SACSBestPractiseManual.pdf/$FILE/SACSBestPractiseManual.pdf.

16. Ennis-King J y Paterson L: “Role of Convective Mixing inthe Long-Term Storage of Carbon Dioxide in Deep SalineFormations,” artículo de la SPE 84344, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Den-ver, 5 al 8 de octubre de 2003.


Desde 1996, la operación del Campo Sleipnerha inyectado más de 7 millones de toneladasmétricas [7.7 millones de toneladas cortas] deCO2 y está previsto continuar operando hasta elaño 2020. A través del trabajo dedicado de loscientíficos y el soporte de la industria, el CampoSleipner representa el primer proyecto CCS aescala industrial y constituye la base para eléxito de los proyectos futuros.

La Formación Utsira, un acuífero salinoregional situado a una profundidad que oscilaentre 800 y 1,000 m [2,625 y 3,280 pies] debajodel lecho marino, en el Campo Sleipner, estácompuesta por cuarzo sin cementar y areniscafeldespática con porosidades que oscilan entreel 27% y el 40% y permeabilidades en el orden de1 a 8 darcies. Contiene capas delgadas de lutitaque actúan como barreras de permeabilidad.14

Su espesor varía entre 200 y 300 m [656 y 984pies] y su volumen de almacenamiento total dis-

ponible, estimado en 660 millones de m3 [23,300millones de pies3], podría almacenar 600,000millones de toneladas métricas [660,000 millo-nes de toneladas cortas] de CO2.

Los registros de pozos indican que la zona deUtsira está bien definida, con contactos superioresy basales netos. La roca sello sobreyacente tienecientos de metros de espesor y comienza con unacapa de lutita sobre la que descansan secuenciasprogradantes que gradan de lutitas, en la porcióncentral de la cuenca, a facies más arenosas endirección a los márgenes de la cuenca. La cima dela secuencia de la roca sello corresponde en sumayor parte a arcillas glaciomarinas y aluvionesglaciares. El examen exhaustivo de los datos sís-micos, de registros y de núcleos indica que estasecuencia de roca sello forma un sello efectivosobre la Formación Utsira.

Las potenciales barreras estratigráficas yestructurales de la Formación Utsira podrían

afectar dramáticamente la migración de CO2.Por este motivo, resultaba esencial llevar a cabouna caracterización extensiva del acuífero. Esta-blecido en 1998 con el soporte del ProgramaThermie de la Comisión Europea, el proyecto deAlmacenamiento de CO2 en Acuíferos Salinos(SACS, por sus siglas en inglés) y el subsiguienteproyecto SACS2 adoptaron un enfoque multi-disciplinario para desarrollar las “mejoresprácticas” en la investigación, monitoreo (vigi-lancia rutinaria) y simulación de la migración deCO2 en acuíferos de almacenamiento subterrá-neo. Una parte importante del proyecto es elmonitoreo sísmico del volumen de almacena-miento de CO2 con la técnica de repetición(técnica de lapsos de tiempo), mediante lautilización de levantamientos sísmicos tridi-mensionales (3D).

Schlumberger ha adquirido cuatro levanta-mientos sísmicos como soporte de este estudio:el primero en 1994, antes de comenzar la inyec-ción en 1996; el segundo en 1999; el tercero en2001 y un cuarto en 2002 (izquierda).15 La locali-zación y migración de CO2 supercrítico resultanvisibles y los geofísicos han determinado a partirdel modelado y de los datos sísmicos adquiridoscon la técnica de repetición (4D) que el altocontraste de impedancia permite la detecciónde acumulaciones de CO2 de tan sólo 1 m [3.3pies] de espesor. La capacidad de observar acu-mulaciones tan delgadas confiere confianza a loscientíficos en cuanto a que la fuga de CO2 seestá produciendo más allá de la roca sello sobre-yacente. Schlumberger ha participado en elanálisis de datos y en el desarrollo de las secuen-cias de tareas de monitoreo y simulación del CO2.

Como tecnología de monitoreo clave, los datossísmicos también han demostrado el comporta-miento migratorio del CO2 en el acuífero. Lascapas delgadas de lutita presentes en el intervalode almacenamiento de la Formación Utsira afec-tan dramáticamente la distribución del CO2.Debido a su flotabilidad, el CO2 es forzado amigrar lateralmente a través de varios cientos demetros, por debajo de las capas de lutita. Elmodelado muestra que a lo largo de extensosperíodos, al enriquecerse la salmuera con CO2, lamezcla se vuelve más densa que el agua que seencuentra debajo, formando corrientes y mejo-rando la disolución.16 La física de la disolución, lasegregación y la mezcla varía según las caracte-rísticas del yacimiento, siendo necesariassimulaciones específicas. Se cree que los meca-nismos de almacenamiento que involucran ladisolución a partir de la mezcla convectiva de CO2

tardarían siglos y milenios en implementarse.

Secciones de amplitudes mejoradas

1999

Punto de inyección

2001

Tiem

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PP,

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–0.8

–1.0

–1.2

1994

Arenisca topede la Formación Utsira

Arenisca basalde la Formación Utsira

500 m

1,640 pies

1999 2001

Amplitudes de las reflexiones sísmicas integradas

1994

500 m

1,640 ft

> Valor de los datos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo). Enel Campo Sleipner, las secciones de amplitudes mejoradas de los levantamientos sísmicos adquiridoscon la técnica de repetición indican la creciente burbuja de CO2 (extremo superior). Los mapas de lasamplitudes de las reflexiones sísmicas integradas muestran el crecimiento areal del volumen de alma-cenamiento (extremo inferior). Cuatro levantamientos que monitorearon el comportamiento del CO2 in-yectado, en lo que respecta a migración y disolución, verificaron la competencia del sello. Schlumbergery Statoil adquirieron valiosos conocimientos técnicos especiales relacionados con el monitoreo de lasoperaciones de almacenamiento de CO2. El levantamiento del año 2002 no se muestra porque sólo di-fiere levemente del levantamiento del año 2001.

Mediante la explotación de los contrastes deimpedancia existentes entre el volumen queahora contiene CO2 y el que previamente conte-nía sólo salmuera, los científicos construyeronmodelos elásticos para simular diversos escena-rios de acumulación de CO2.17 Los geofísicosanalizaron y modelaron los efectos de la depre-sión sísmica aparente, que resultan de unareducción de la velocidad de las ondascompresionales a través del intervalo de almace-namiento de CO2 y producen un incremento deltiempo de tránsito para las reflexiones presentesdentro y debajo del intervalo de almacena-miento de CO2 (arriba). Los científicos delproyecto creen que el CO2 se distribuye comouna combinación de capas delgadas de alta con-centración y CO2 dispersado. La depresiónaparente de la velocidad modelada, debida a lascapas delgadas solamente, es menor que ladepresión aparente observada. La diferencia, odepresión aparente residual, es atribuida a lapresencia de CO2 dispersado, de menor satura-ción, entre las capas de alta concentración.

La distribución del CO2 dispersado puede sercalculada mediante el mapeo de las saturacioneshasta la depresión aparente residual. Además, elmodelado revela cómo la temperatura de almace-namiento incide en la estimación del volumentotal de CO2. Los volúmenes de depresión apa-rente, obtenidos a partir de los datos sísmicosadquiridos con la técnica de repetición, han sidoajustados en función de la historia con diversosmodelos de flujo para ayudar a definir el flujo através de las capas de lutita de la FormaciónUtsira. Este trabajo resultó esencial para conocerel tamaño y la extensión de la burbuja de CO2 ypara la estimación del volumen de CO2.

Como parte del proyecto SACS también seinvestigó otro mecanismo de almacenamiento deCO2 a largo plazo, asociado con el subsuelo, quese conoce como entrampamiento de minerales.El entrampamiento de minerales podría produ-cirse cuando el CO2 reacciona con los mineralesno carbonatados, ricos en calcio, hierro y magne-sio para formar precipitados de carbonatos. En elcaso del Campo Sleipner, los estudios de recortesde perforación demostraron que el entrampa-miento de minerales no constituye un factor derelevancia debido a la reactividad limitada entreel CO2 y la Formación Utsira. Por otra parte, estosestudios indicaron que las pequeñas reduccionesde porosidad observadas en la base de la rocasello podrían mejorar aún más la condición desellado en una escala de tiempo muy larga.18 Elentrampamiento de minerales podría constituirun mecanismo de almacenamiento geológicoimportante en otros yacimientos y es probableque afecte la porosidad y la permeabilidad dentrodel yacimiento.19

Antes de finalizado el proyecto SACS2, enjunio de 2002, los proyectos SACS y SACS2 habíanexaminado una gama completa de problemas decaracterización, monitoreo y simulación de yacimientos, publicándose sus resultados y reco-mendaciones en un Manual de Mejores Prácticas.Sin embargo, el trabajo continúa a través de unproyecto denominado CO2STORE que fue puestoen marcha en febrero de 2003 con el apoyo de laUnión Europea. El proyecto más reciente se cen-tra en los aspectos relacionados con elalmacenamiento a largo plazo, en otras técnicasde monitoreo y, en base al conocimiento adquiridoa partir del proyecto del Campo Sleipner, en eldesarrollo de planes de almacenamiento de CO2,

específicos de cada sitio, implementados en otroslugares de Europa. En asociación con productoresde energía, se han iniciado nuevos proyectosCO2STORE en Dinamarca, Alemania, Noruega yel Reino Unido.

Una operación cien por ciento ventajosa en WeyburnLos proyectos de recuperación mejorada depetróleo (EOR) que utilizan CO2, implementa-dos desde la década de 1970, han demostradoser uno de los métodos EOR más efectivos enyacimientos de petróleo liviano a intermedio. ElCO2 supercrítico tiene una densidad similar a ladel petróleo, pero su viscosidad es sustancial-mente inferior. En inundaciones miscibles, elCO2 se mezcla con el petróleo, haciendo queéste último se dilate y se vuelva menos viscoso.Las mayores presiones desarrolladas en lospozos inyectores, sumadas a la dilatación delpetróleo, impulsan el petróleo hacia los pozosproductores, incrementando su producción y surecuperación. En las operaciones EOR tradicio-

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500 m

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Arenisca basal dela Formación Utsira

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es

Arenisca basal dela Formación Utsira

Punto de inyección

1999

> Depresión aparente de la base de la Formación Utsira. Los levantamientos adquiridos con la técnica de repetición entre 1994 y 1999 revelan los efectos dela depresión aparente (izquierda). Los volúmenes de CO2 son estimados cuantitativamente a partir del modelado de los efectos de la depresión aparentecon el tiempo. En los mapas del volumen de la depresión aparente, el punto negro indica el punto de inyección del CO2 (derecha).

17. Chadwick A, Noy D, Arts R y Eiken O: “4D GeophysicalMonitoring of the CO2 Plume at Sleipner, North Sea:Current Status and Aspects of Uncertainty,” preparadopara ser presentado en el 7o Simposio Internacionalsobre Tecnología de Generación de Imágenes de laSEGJ, Sendai, Japón, 24 al 26 de noviembre de 2004.Lygren M, Lindeberg E, Bergmo P, Dahl GV, Halvorsen KÅ,Randen T y Sonneland L: “History Matching of CO2 FlowModels using Seismic Modeling and Time-Lapse Data,”presentado en la Exposición Internacional y en la 72aReunión Anual de la SEG, Salt Lake City, Utah, EUA, 6 al11 de octubre de 2002.

18. Gaus I, Azaroual M y Czernichowski-Lauriol I: “ReactiveTransport Modeling of Dissolved CO2 in the Cap RockBase during CO2 Sequestration (Sleipner Site, NorthSea),” presentado en la 2a Conferencia Anual sobre Captación de Carbono, Alexandria, Virginia, EUA, 5 al 8de mayo de 2003.

19. Torp y Gale, referencia 12.


nales, las consideraciones acerca del destino delCO2 después de la inyección eran secundarias enrelación con su impacto sobre la producción. Enconsecuencia, la mayoría de los operadores nointentaban determinar la cantidad de CO2 que sealmacenaba, o que se podía almacenar, y noimplementaban esfuerzos de monitoreo, modeladoy simulación para caracterizar el comportamientodel CO2 en el yacimiento barrido, mucho menosdespués de finalizada la etapa de EOR. Por otraparte, existen pocos proyectos EOR que hayaninyectado CO2 proveniente de fuentes antropogé-nicas para ayudar a reducir las emisiones de gasesde efecto invernadero.

PanCanadian Resources, ahora EnCanaCorporation, Saskatchewan Industry andResources, el Centro de Investigación Tecnoló-gica de Petróleo (PTRC, por sus siglas en inglés)y la Agencia Internacional de Energía (IEA, porsus siglas en inglés) pusieron en marcha un pro-yecto de CCS único en 1999. Dicho proyectoimplicaba el transporte de CO2 a través de unalínea de conducción de 325 km [202 millas], quese extendía desde una planta de gasificación decarbón situada 12.1 km [7.5 millas] al noroestede Beulah, Dakota del Norte, EUA, hasta elCampo Weyburn ubicado cerca de Regina,Saskatchewan, Canadá (derecha). La Planta deCombustibles Sintéticos Great Plains, operadapor Dakota Gasification Company, producemetano mediante la gasificación del carbón conla subsiguiente creación de metano de los gases

del producto purificado. Previo a la construcciónde la línea de conducción, que es propiedad deDakota Gasification Company—la compañía quela opera—la planta emitía la mayor parte del CO2

que producía a la atmósfera. Actualmente, estegas es comprimido hasta una presión de 15.2 MPa[2,200 lpc] en la planta, es enviado por ducto alCampo Weyburn bajo condiciones super-críticas—14.9 MPa [2,175 lpc]—y luego es

inyectado en el subsuelo. El CO2 tiene un 96% depureza y contiene rastros de ácido sulfhídrico[H2S], nitrógeno [N2] e hidrocarburos.

Descubierto en el año 1954, el Campo Wey-burn produce petróleo del yacimientocarbonatado Midale, ubicado a una profundidadpromedio de 1,419 m [4,655 pies] dentro de laFormación Charles del Mississipiano (abajo).

100

km0 100

millas0

Regina

Weyburn

Bismark

Beulah

Línea de

conducción

Manitoba

Dakota NorteMontana

CANADÁESTADOS UNIDOS

Saskatchewan

Lecho semipermeable Beanpaw

Lecho semipermeable Colorado

Acuíferos potables

Río Belly

Lecho semipermeable Joli Fou Newcastle

Mannville

Lecho semipermeable Vanguard

Pozo de inyección de CO2

Jurásico

Lecho semipermeable Watrous

Capas Mississipianas del yacimiento MidaleNivel de inyección de CO

2

Lineamientos de superficie

Área de detalle

10 km6.2 millas

N

1.5

km

0.98

mill

as

> El primer proyecto EOR transnacional consistente en la captación, trans-porte y almacenamiento de CO2. El transporte de CO2 se lleva a cabo a travésde una línea de conducción que va desde una planta de gasificación de car-bón situada en Dakota del Norte, EUA, hasta el Campo Weyburn que poseeEnCana en Saskatchewan, Canadá.

> Caracterización y modelado de la geología del Campo Weyburn. Numerosos factores geológicos han sido incorporados en un modelo de evaluación deriesgos, incluyendo el yacimiento Midale y las características de sello, tectónica regional, lineamientos de superficie, sistemas fluviales y direcciones delflujo hidrogeológico de la Formación Watrous, todos los cuales podrían incidir en el comportamiento migratorio del CO2.

El yacimiento Midale tiene un espesor de 30 m[98 pies] e incluye, de mayor a menor profundi-dad, la zona Vacuolar de Midale, la zona Margosade Midale y la zona Evaporítica de Midale. Elsello más extensivo situado por encima del inter-valo de inyección corresponde a la FormaciónWatrous Inferior, de baja permeabilidad. La zonaVacuolar de Midale ha sido considerablementebarrida por las operaciones de inyección de agua,que se iniciaron en 1964. No obstante, la zonaMargosa de Midale tiene menor permeabilidad ymenor eficiencia de barrido y, sin embargo, con-tiene volúmenes significativos de petróleorecuperable. Desde el año 1991, los pozos hori-zontales han tenido como objetivo el espesorproductivo pasado por alto de la zona Margosa deMidale, y esta zona sigue siendo el núcleo de lasactuales operaciones EOR que utilizan CO2. Elpetróleo original en sitio del campo ha sido esti-mado en aproximadamente 223 millones de m3

[1,400 millones de barriles] y, antes de la imple-mentación de la inyección de CO2 en septiembrede 2000, había producido 55 millones de m3 [346millones de barriles] de petróleo por producciónprimaria e inyección de agua.

El Campo Weyburn tiene una extensión de180 km2 [70 millas cuadradas]. Con más de1,000 pozos, incluyendo pozos productores verti-cales, pozos de inyección de agua verticales,pozos productores horizontales, pozos de inyec-ción de CO2 horizontales y pozos abandonados,el control de yacimientos en base a registros depozos es extensivo. Además, se han obtenidonúcleos de más de 600 pozos y los datos de pro-ducción e inyección proporcionan un registrohistórico completo del campo.

En julio de 2000, la IEA inició un estudio geo-lógico global del punto de almacenamiento deCO2 del Campo Weyburn.20 Según las conclusionesdel estudio de la IEA, la geología del CampoWeyburn es adecuada para la captación y el alma-cenamiento de CO2 a largo plazo; los principalessellos del yacimiento son competentes, formandogruesas y extensas barreras para la migración defluidos en dirección ascendente; y las fallas y frac-turas de la región no muestran capacidad deconducir fluidos. El modelado de la evaluación deriesgos indica que sólo aproximadamente un0.02% del CO2 inicial en sitio luego de finalizadaslas operaciones EOR migrará por encima del yaci-miento en 5,000 años. La mayor parte de este CO2

se difundirá en la roca sello sobreyacente y noalcanzará los estratos adyacentes a la superficie,que contienen los acuíferos potables. Además, seespera que la fuga acumulada a través de lospozos existentes en el campo sea inferior a0.001% del CO2 inicial en sitio.21

Para investigar el comportamiento migrato-rio a largo plazo del CO2 en el Campo Weyburnse utilizó el programa de simulación de yaci-mientos ECLIPSE 300. Un modelo de yacimientodetallado, con 75 configuraciones de inyecciónincorporadas, fue insertado en un modelo geoló-gico mucho más grande, que se extendía varioscientos de metros por debajo del yacimientohasta la superficie del terreno, unos 1,500 m[4,920 pies] por encima del yacimiento. La apli-cación ECPLISE 300 fue utilizada para simularla dispersión; la difusión y la advección del agua;los hidrocarburos y el CO2 en esta región du-rante un lapso de 5,000 años a partir de larecuperación mejorada de petróleo.

Un programa de monitoreo sísmico implemen-tado con la técnica de repetición está mejorandoel conocimiento del comportamiento del flujo deCO2 en el yacimiento. EnCana corrió un levanta-miento sísmico 3D de referencia en agosto de2000, antes de iniciar la inyección de CO2. Doslevantamientos de componentes múltiples adqui-ridos con la técnica de repetición han sidointegrados con los datos sísmicos entre pozos,obtenidos por el Laboratorio Nacional LawrenceBerkeley y con perfiles sísmicos verticales (VSPs,por sus siglas en inglés), registrados por Schlum-berger, para definir la dinámica de la migraciónde fluidos con una resolución muy superior a la delas técnicas sísmicas estándar. Los resultados sís-micos obtenidos con la técnica de repetición secorrelacionaron con los movimientos del frentede inundación de CO2 con el soporte de los datosde producción y de trazadores.

Los científicos probaron la nueva tecnologíade monitoreo sísmico pasivo en el Campo Wey-burn. En el año 2003, se instaló un arreglo deocho geófonos triaxiales en un pozo vertical, cuyoabandono ya estaba previsto. La adquisición dedatos, que comenzó en agosto de 2003, detectó lapresencia de eventos microsísmicos discretosasociados con la inyección de CO2, demostrandootra tecnología de monitoreo posible para lasoperaciones de almacenamiento de CO2.22

Diariamente, 3 millones de m3 [106 MMpc],o 5,000 toneladas métricas de CO2, son transpor-tados e inyectados en el Campo Weyburn paraproporcionar un almacenamiento seguro de CO2

y mejorar la recuperación de petróleo.23 A marzode 2004, se habían inyectado unos 3,000 millonesde m3 [106,000 MMpc] de CO2 antropogénico, y alo largo de la vida útil del proyecto, se almacena-rán finalmente en el Campo Weyburn unos 22millones de toneladas métricas [24 millones detoneladas cortas] de CO2 antropogénico. En loque respecta a la producción, EnCana estimaque en los próximos 30 años se recuperarán 20.7millones de m3 [130 millones de barriles] depetróleo producido adicional, como resultadodel proyecto de almacenamiento de CO2. Porotra parte, está previsto que la producción diariaalcance 4,770 m3/d [30,000 B/D] para el año2008, comparados con los 1,590 m3/d [10,000B/D] que se habrían producido si no se hubieraimplementado el proyecto de inyección de CO2

(arriba, a la izquierda).

Una solución bajo controlUn importante experimento de campo ingresó ensu etapa de inyección de CO2 en septiembre de2004. Diseñado para probar las técnicas demodelado, monitoreo y verificación del almacena-miento, el proyecto apunta a reducir el costo,

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10,000

5,000

0

Fecha

Real Pronosticado

Pozos verticales originalesPozos verticales de relleno

Pozos horizontales de rellenoEOR con CO2

> Producción del Campo Weyburn. Indudablemente, el proyecto EOR de almacenamiento de CO2 ha per-mitido incrementar los regímenes de producción diaria y se prevé que extenderá la meseta de produc-ción del Campo Weyburn.

Localización delexperimento piloto

Houston

Tendencia arenosa de alta

porosidad en la Formación Frío

Usina eléctricaFuentes industriales

km0 20

millas0 20


riesgo y tiempo necesarios para implementar unproyecto de almacenamiento geológico de CO2.Más concretamente, el proyecto tiene varios obje-tivos específicos: demostrar que el CO2 puede serinyectado y almacenado en forma segura, deter-minar la distribución del CO2 en el subsuelomediante la utilización de diversas técnicas demonitoreo, y validar los modelos y adquirir elnivel de experiencia adecuado para proceder conla inyección en gran escala.

El proyecto es solventado con fondos delLaboratorio Nacional de Tecnología Energéticadel Departamento de Energía (DOE, por sussiglas en inglés) de EUA. La Oficina de GeologíaEconómica (BEG, por sus siglas en inglés) de laUniversidad de Texas en Austin es la instituciónprincipal; y cuenta con el soporte del GEO-SEQ,un consorcio de investigación integrado por elLaboratorio Nacional Lawrence Berkeley, elLaboratorio Nacional Oak Ridge, el LaboratorioNacional Lawrence Livermore, el Servicio Geoló-gico de los Estados Unidos (USGS, por sus siglasen inglés), y el Consejo de Investigación deAlberta. El consorcio seleccionó a Schlumbergerpara que proveyera sus conocimientos técnicosespeciales en materia de evaluación, monitoreoy muestreo de formaciones. BP provee la revi-sión del proyecto y asume un rol de asesoríadurante el experimento.

El sitio seleccionado se encuentra situado 50km [30 millas] al noreste de Houston, en elCampo South Liberty. La zona de inyección,rellena de salmuera, corresponde a un intervalode areniscas deltaicas y de llanura costera estrati-gráficamente complejo de la Formación Frío delOligoceno y descansa sobre el flanco sudeste deun domo salino. El intervalo de areniscas C de laFormación Frío inclina hacia el sur y se encuentraaislado en su parte superior e inferior por lutitas,estando limitado al norte y al sur por fallas queinclinan hacia el noroeste (arriba). La zona deinyección, entre 1,539 y 1,548 m [5,050 y 5,080pies] de profundidad, tiene una presión medida

de 2,211 lpc [15.3 MPa] y una temperatura de57°C [134.5°F], y no contiene hidrocarburos. Elintervalo es heterogéneo, mantiene porosidadesderivadas de los registros que varían entre el 17%y el 37%, y exhibe estimaciones de permeabilidadvariables que oscilan entre 14 y 3,000 mD.24 Sobreesta secuencia descansa la lutita Anahuac, que esuna lutita regional de 75 m [246 pies] de espesorconsiderada un sello competente.

La selección del sitio es un aspecto significa-tivo del proyecto Frío dada su proximidad conrespecto a una de las áreas con niveles de emi-sión de CO2 más altos de EUA. El margen de laCosta del Golfo exhibe una gran concentraciónde usinas eléctricas, refinerías y plantas deelaboración de químicos, que emiten aproxima-damente 520 millones de toneladas métricas[573 millones de toneladas cortas] de CO2 poraño. Afortunadamente, debido a la intensa activi-dad de exploración de hidrocarburos de este área,se sabe que existen areniscas similares rellenasde salmuera, lo que hace que el sitio del proyectoresponda especialmente a las estratégicas prácti-cas de reducción de emisiones.25 La capacidad dealmacenamiento de CO2 de las areniscas de laFormación Frío en esta región ha sido estimada en208,000 a 358,000 millones de toneladas métricas[229,000 a 395,000 millones de toneladas cortas].

El experimento se llevará a cabo en el volu-men que rodea dos pozos: un pozo existenteutilizado actualmente como pozo de monitoreo;y un pozo de inyección nuevo, perforado y termi-nado 30 m [100 pies] echado abajo del pozo devigilancia, en julio de 2004. Para garantizar laintegridad mecánica del pozo de observaciónexistente, que fue perforado en 1956, se pro-gramó una reparación. Dado que el cementoPórtland convencional tiende a degradarse antela exposición al CO2, se investigó la calidad delcemento mediante la utilización de un registrode adherencia del cemento y de la herramientade generación de Imágenes Ultrasónicas USI

> Experimento Piloto en la Salmuera de la Formación Frío. El pro-yecto está localizado en la tendencia subterránea de los acuíferossalinos de la Formación Frío (izquierda). Un diagrama de bloquemuestra la relación espacial entre un pozo de monitoreo, un pozode inyección, la zona de almacenamiento de CO2 objetivo en laFormación Frío, las fallas locales y el domo salino South Liberty(derecha).

Formación Frío

Pozo de inyecciónde CO2

Pozo demonitoreo

DomosalinoSouthLiberty

CO2inyectado

20. Whittaker S, Rostron B, Khan D, Hajnal Z, Qing H, PennerL, Maathuis H y Goussev S: “Theme 1: Geoscience Characterization,” en Wilston M y Monea M (eds): Actas de la 7a Conferencia Internacional de Tecnologíasde Control de Gases de Efecto Invernadero. Volumen111: Informe Resumido del Proyecto de Almacenamientoy Monitoreo de CO2 GHG en el Campo Weyburn de la IEA2000-2004. Regina, Saskatchewan, Canadá: Centro deInvestigación de Tecnología Petrolera (2004): 15–69.

21. Zhou W, Stenhouse M, Sheppard M y Walton F: “Theme4: Long-Term Risk Assessment of the Storage Site,” enWilston M y Monea M (eds): Actas de la 7a ConferenciaInternacional de Tecnologías de Control de Gases deEfecto Invernadero. Volumen 111: Informe Resumido delProyecto de Almacenamiento y Monitoreo de CO2 GHGen el Campo Weyburn de la IEA 2000-2004. Regina, Sas-katchewan, Canadá: Centro de Investigación deTecnología Petrolera (2004): 211–268.

22. Maxwell SC, White DJ y Fabriol H: “Passive Seismic Imaging of CO2 Sequestration at Weyburn,” presentadoen la Exposición Internacional y en la 74a Reunión Anualde la SEG, Denver, 10 al 15 de octubre de 2004.

23. Brown K, Jazrawi W, Moberg R y Wilson M: “Role ofEnhanced Oil Recovery in Carbon Sequestration: TheWeyburn Monitoring Project, A Case Study,”http://www.netl.doe.gov/publications/proceedings/01/carbon_seq/2a1.pdf (Se accedió el 1 de octubre de 2004).

24. Hovorka SD, Doughty C y Holtz MH: “Testing Efficiency ofStorage in the Subsurface: Frio Brine Pilot Experiment,”artículo M1-2, presentado en la 7a Conferencia Interna-cional de Tecnologías de Control de Gases de EfectoInvernadero, Vancouver, Columbia Británica, Canadá, 5al 9 de septiembre de 2004.

25. Hovorka SD y Knox PR: “Frio Brine Sequestration Pilot inthe Texas Gulf Coast,” artículo I1-2, presentado en la 6aConferencia Internacional de Tecnologías de Control deGases de Efecto Invernadero, Kyoto, Japón, 1 al 4 deoctubre de 2002.Hovorka SD, Doughty C, Knox PR, Green CT, Pruess K yBenson SM: “Evaluation of Brine-Bearing Sands of theFrío Formation, Upper Texas Gulf Coast for GeologicalSequestration of CO2,” presentado en la 1a ConferenciaNacional sobre Captación de Carbono, Washington, DC,14 al 17 de mayo de 2001.

para determinar la necesidad de llevar a cabotareas de remediación. El intervalo de la Forma-ción Frío en el pozo de vigilancia fue disparado yterminado entre 1,528 y 1,534 m [5,014 y 5,034pies] de profundidad, incluyendo la instalación deuna bomba eléctrica sumergible (ESP, por sussiglas en inglés) propiedad de Schlumberger, quesería utilizada posteriormente durante las pruebasde caída de presión del acuífero, entre los dospozos. Dado que la falta de integridad del pozopodía generar una trayectoria rápida para la fugade CO2, se emprendió la evaluación ulterior deldesempeño de la cementación a largo plazo—através de más de cien años—ante la exposición alCO2 en condiciones supercríticas.

El pozo de inyección recién perforado propor-cionó a los miembros del proyecto unaoportunidad para evaluar la sección de la Forma-ción Frío mediante la utilización de tecnologíamoderna de adquisición de registros en agujerodescubierto, incluyendo la porosidad y la resistivi-dad obtenidas con la herramienta integrada deadquisición de registros Platform Express. Las pro-piedades mecánicas fueron derivadas mediante elempleo de la herramienta de generación de Imá-genes Sónica Dipolar DSI. La herramienta degeneración de Imágenes Microeléctricas de Cober-

tura Total FMI definió un echado estructural de10° a 20° al sur, y fue utilizada para identificar lascomplejidades formacionales que podrían incidiren el flujo de fluido. El registro FMI no mostró evi-dencias de fracturas naturales dentro del intervalocomprendido entre las fallas.

Con el Probador Modular de la Dinámica de laFormación MDT se midió la presión, se determinóla movilidad del fluido y se obtuvieron muestras deagua de la Formación Frío y en las formacionesadyacentes. Las permeabilidades obtenidas de losnúcleos correlacionaron favorablemente con loscálculos de permeabilidad de las pruebas MDT(abajo). Los científicos del proyecto necesitabanconocer la salinidad del agua de formación parainterpretar correctamente las futuras mediciones,continuas y adquiridas con la técnica de repeticiónde la herramienta de Control de Saturación delYacimiento RST; tecnología clave para la detecciónrápida de la invasión de CO2.

El pozo de inyección fue terminado en junio de2004 y fue aprobado como Pozo ExperimentalClase 5 por la Comisión para la Calidad Ambientalde Texas. La herramienta USI fue utilizada paraevaluar la cementación desde la profundidad totalhasta la superficie, a fin de asegurar la ausencia defugas de CO2 en el pozo.

La ejecución de caracterizaciones geológicasy petrofísicas extensivas resultaba crítica para eldesarrollo de modelos del subsuelo y de flujo defluido precisos, que ayudaran a garantizar undiseño experimental óptimo y asistieran en laverificación de los modelos con posterioridad ala inyección. En las semanas previas al comienzode la etapa de inyección de CO2, se llevó a cabouna prueba de inyección preliminar con agua ytrazadores. La invasión, que tuvo lugar en nuevedías para esta prueba de inyección preliminar,sugiere una permeabilidad promedio de 2,500mD, en concordancia con los datos de núcleos.

Desde una refinería cercana se inyectaron3,000 toneladas métricas [3,333 toneladas cor-tas] de CO2 durante un período de tres semanas.Periódicamente, durante la segunda mitad delaño 2004, se vigiló rutinariamente el fluido delpozo a través de la técnica de repetición. Elexperimento en pequeña escala—volúmenes deinyección pequeños y pozos estrechamente espa-ciados—facilita la transmisión oportuna dedatos altamente confiables, lo que ayudará a pre-pararse para proyectos de inyección de mayorescala en el futuro. Se han investigado numero-sas técnicas de monitoreo del CO2 para serutilizadas en el experimento de la FormaciónFrío. La evaluación de estas técnicas requiere unmodelado de la respuesta que evalúe los cambiosen las características del yacimiento a medidaque avanza la inyección. Por ejemplo, se haconsiderado el empleo de tecnología elecromag-nética (EM, por sus siglas en inglés) entre pozos,tomografía por resistencia eléctrica (ERT, porsus siglas en inglés) e inclinómetros. Previo a lainyección de CO2, se llevó a cabo un levanta-miento de referencia EM. El monitoreo directodel CO2 se logra midiendo la sección transversalde captura sigma y la relación carbono/oxígenoderivadas de los registros RST y aplicando la téc-nica de repetición.

También se analizó la utilidad de agregar tra-zadores químicos al CO2. En tierra, donde elnúmero de pozos de monitoreo potenciales esconsiderable, los trazadores ayudan a los cientí-ficos a estudiar los procesos de transporte delCO2 y el comportamiento de la invasión. Además,los trazadores proveen aseguramientos en térmi-nos de monitoreo que ayudan a sustentar laaceptación normativa y pública, necesaria entodas las operaciones de almacenamiento deCO2. Los trazadores más comunes incluyen gasesnobles como el argón, perfluorcarbonos y canti-dades anómalas de isótopos estables naturalesde carbono y oxígeno [13C y 17O]. Estos isótoposestables naturales se encuentran comúnmenteen el CO2 en concentraciones pequeñas, pero

60 Oilfield Review

5,050

5,100

Rayos Gammaderivadosde núcleos

Rayos Gamma Prof

undi

dad,

pie

s

API30 150

API0 150

0.2 20

0. 0

ohm-m

ohm-m

0.2 2

2 2

0ohm-m

Resistividad AITde 10 pulgadas

0 1vol/vol vol/vol mD0.4 0

Porosidad BEGvol/vol0.4 0

Porosidad derivadade núcleos

10,000 10

mD10,000 10

Permeabilidad BEG

mD10,000 10

Movilidad



Permeabilidadderivada de núcleos

Arenisca

Lutita

> Porosidades y permeabilidades derivadas de datos de pruebas de núcleos proporcionados por laOficina de Geología Económica (BEG, por sus siglas en inglés). Los cálculos de permeabilidad prove-nientes de los datos del Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT resultaron consis-tentes con las mediciones de los núcleos (Carril 5). Se requirió una caracterización de alta calidadpara la construcción del modelo geológico y del modelo de flujo de fluidos, la evaluación de las téc-nicas de monitoreo aplicables y la verificación exitosa del modelo con posterioridad a la inyección.


predecibles. El muestreo del fluido de fondo depozo y las pruebas de trazadores detectarán lallegada de volúmenes de CO2 específicos al pozode monitoreo.

Se han seleccionado levantamientos sísmicosy levantamientos VSP entre pozos para monito-rear el volumen del subsuelo entre los pozosinyectores y los pozos de monitoreo. Estas técni-cas sísmicas, junto con las mediciones RST,serán ejecutadas en modo de repetición paravalidar los modelos, rastrear la migración de CO2

y detectar la invasión de CO2 entre pozos. Losdatos VSP serán utilizados para mapear la ex-tensión areal de la pluma de CO2 y validar lainterpretación de un levantamiento sísmico 3D.

El proyecto Frío es un importante esfuerzode colaboración entre el gobierno, las empresasy las instituciones para probar las tecnologías demonitoreo actuales y validar los modelos uti-lizados para simular tanto la capacidad dealmacenamiento como el comportamientomigratorio del CO2. Además, este proyecto esta-blece las bases para futuros proyectos CCSdebajo de esta región de la Costa del Golfo deMéxico con niveles de emisión elevados.

Emisiones generadas por las usinas eléctricasEl proyecto de almacenamiento de CO2 del Vallede Ohio es un esfuerzo de colaboracióndestinado a examinar el potencial de almacena-miento de CO2 debajo de otra región con altosíndices de emisiones en EUA. Iniciado ennoviembre de 2002, el proyecto cuenta con elsoporte del Laboratorio Nacional de TecnologíaEnergética (NETL, por sus siglas en inglés) delDepartamento de Energía de EUA, los Laborato-rios Battelle, la compañía American ElectricPower (AEP), BP, la Oficina de Desarrollo deCarbón de Ohio y la Autoridad de Desarrollo dela Calidad del Aire de Ohio, el LaboratorioNacional Pacific Northwest y Schlumberger. Elsoporte técnico también proviene de la Universi-dad de Virginia Oeste, del Servicio Geológico deOhio y de la Universidad de Stanford.26 El áreadel Valle de Ohio utiliza intensamente grandesusinas eléctricas a base de hidrocarburos para lageneración de electricidad.

El objetivo de este proyecto es identificar ycaracterizar los yacimientos situados cerca degrandes fuentes de emisión de CO2 y evaluar elpotencial para el almacenamiento subterráneo deCO2 en la región. La Usina Eléctrica de Mountai-neer, ubicada en New Haven, Virginia Oeste, EUA,fue seleccionada como sitio del proyecto porqueyace sobre objetivos potenciales de almacena-miento geológico situados en las profundidadesde los estratos Cámbricos y Ordovícicos. La

planta, que es operada por AEP, produce 1,300MW de energía a partir de carbón pulverizado yemite más de 6.4 millones de toneladas métricas[7 millones de toneladas cortas] de CO2 por año.27

Este proyecto representa el primer esfuerzo deevaluación de los objetivos de almacenamiento deCO2 en el subsuelo desde un sitio en superficielocalizado en el establecimiento de la planta.Como resultado, el proyecto debió enfrentarnumerosos asuntos técnicos, regulatorios y relati-vos a los grupos de interés, que no habían sidoobservados durante el desarrollo de proyectosCCS previos.

Se requirió una caracterización geológicacompleta para establecer si los intervalos obje-tivo poseían las propiedades necesarias para elalmacenamiento exitoso y seguro del CO2 inyec-tado. Los socios del proyecto registraron unlevantamiento símico bidimensional (2D) paradefinir la estructura geológica y confirmar lacontinuidad de los principales horizontes sísmi-cos situados lejos del sitio. La calidad dellevantamiento se consideró buena. Los pasos delprocesamiento especial minimizaron el ruido defondo proveniente de la usina eléctrica y de labanda transportadora de carbón.

El paso siguiente del proceso de caracteriza-ción del sitio consistió en la obtención demediciones de fondo de pozo a través de losintervalos de inyección potenciales. En el año2003, se perforó un pozo exploratorio de 2,800 m[9,190 pies] en la localización de la usina deMountaineer para evaluar el potencial de almace-namiento de CO2 a profundidad (arriba). Losobjetivos principales eran la arenisca basal quesobreyace las rocas ígneas Precámbricas, laszonas de alta porosidad dentro de los carbonatosde baja permeabilidad tales como la dolomía Cop-per Ridge, y la arenisca Rose Run y la dolomíaBeekmantown.

Usina de Mountaineer,Virginia Oeste, EUA

Usina de Mountaineer

> Usina Eléctrica de Mountaineer, cerca de New Haven, Virginia Oeste, EUA. El pozo exploratorio estásituado dentro de la localización de la Usina de Mountaineer, alimentada a carbón, y está indicado conel punto rojo.

26. Gupta N, Jagucki P, Sminchak J, Meggyesy D, Spane F,Ramakrishnan TS y Boyd A: “Determining CarbonSequestration Injection Potential at a Site-Specific Location Within the Ohio River Valley Region,” artículo302, presentado en la 7a Conferencia Internacional deTecnologías de Control de Gases de Efecto Invernadero,Vancouver, Columbia Británica, 5 al 9 de septiembre de2004.

27. “West Virginia State Profile of Exposure to Coal-FiredPower Plants,” http://www.catf.us/publications/fact_sheets/children_at_risk/West_Virginia_Kids_Facts.pdf (Se accedió el 10 de septiembre de 2004).

Antes de esto se habían perforado algunospozos para comprobar estos intervalos profundosen esta área de la Cuenca de los Apalaches. Laspredicciones respecto de la profundidad de la for-mación, basadas en datos sísmicos y en lageología regional, proporcionaron un ajuste razo-nable con los resultados de la perforación, apesar de la escasez de los datos. A través de pro-gramas extensivos de adquisición de registros yextracción de núcleos en agujero descubierto, sedeterminaron las propiedades de las formacionestales como mineralogía; porosidad; permeabili-dad; saturación y salinidad del agua; laspropiedades mecánicas, y la presencia de fractu-ras naturales. En conjunto con las medidas deporosidad y resistividad, la mineralogía de las for-maciones fue definida con la herramienta deEspectrometría de Rayos Gamma Naturales NGS.

Los datos de permeabilidad y tamaño del grano yuna porosidad independiente de la litología fue-ron obtenidos con la herramienta de ResonanciaMagnética Combinable CMR. Además, se utilizóla herramienta FMI para identificar fracturasnaturales y complejidades estructurales quepodrían afectar la inyectividad. Por otra parte, losingenieros utilizaron la herramienta MDT paraadquirir datos de presión y permeabilidad de laformación y tomar muestras de fluido. Si bien unaprueba realizada con la herramienta MDT resultóexitosa, una falla del empacador comprometió lacalidad de los datos durante la ejecución de lasotras pruebas.

Las pruebas y análisis de núcleos de diámetrocompleto también desempeñaron un rol crucialen la caracterización completa de los intervalosobjetivo. Se extrajo un total de 90 m [293 pies] de

núcleo de la dolomía Beekmantown, la areniscaRose Run y las areniscas basales. La extracciónde núcleos de diámetro completo no resultabaconveniente en zonas con velocidades de extrac-ción de núcleos lentas, de modo que luego seutilizó la herramienta Mecánica de Extracciónde Núcleos Laterales (MSCT, por sus siglas eninglés) para extraer núcleos laterales en esosintervalos. El análisis detallado de los núcleos yla petrografía permitieron examinar importantescaracterísticas de pequeña escala, tales comoestructuras sedimentarias, tipos de porosidad,tamaños de granos y mineralogía. También semidió la porosidad y la permeabilidad de losnúcleos. Los núcleos de diámetro completo pro-porcionaron material para los experimentos deinundación con CO2 y de permeabilidad relativa,así como para las pruebas geomecánicas.

62 Oilfield Review

Rayos Gamma

API0 200

vol/vol1 0

Análisis volumétrico

0.02 200

Permeabilidad CMRohm-m0.2 2,000

Resistividad de ArregloModo 2

ohm-m0.2 2,000


ohm-m0.2 2,000


ohm-m0.2 2,000


ohm-m0.2 2,000

Resistividad dela zona lavada

Efecto fotoeléctrico

Densidad

Delta T

Porosidad-Neutrón

Porosidad CMR

0 10

1.95 2.95

1.40 40

g/cm3

mseg/pie

vol/vol0.45 -0.15

vol/vol0.45 -0.15

vol/vol0.45 -0.15

Baja Alta

Distribución de la amplitud

mseg

Distribución de T2

0.3 3,000

Valor de corte de T2

7,750

7,800

7,850

Siderita

Cuarzo

Agua ligada

Ilita

4 pulg 14

Calibre

Dolomía

Prof

undi

dad,

pie

s

Porosidad-Densidad

Imagen FMIRes. Cond.

7,820

7,810

7,800

7,790

7,780

7,770

mD

0 120 240 360Orientación Norte

> Adquisición de registros con cable en la arenisca Rose Run. El análisis de registros muestra que el intervalo de areniscas RoseRun corresponde a areniscas con capas de dolomía interestratificadas (Carril 1). Las fajas de porosidad presentes en la areniscaRose Run exceden el 12% (Carril 3) y las permeabilidades calculadas a partir de los datos de la herramienta de Resonancia Mag-nética Combinable CMR alcanzan los 10 mD (Carril 2). Los datos de la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricasde Cobertura Total FMI muestran la naturaleza interestratificada y la complejidad vertical del intervalo Rose Run (derecha).


Mediante la utilización de mediciones sísmi-cas, tecnología de adquisición de registros enagujero descubierto, y pruebas de núcleos, esteprograma de caracterización de yacimientos logróidentificar las zonas más promisorias para la eje-cución de pruebas a escala de yacimiento. Losempacadores de aislamiento de intervalo permi-tieron aislar las zonas seleccionadas, para laprueba y recuperación de las muestras de agua.Las pruebas de inyectividad, o de minifractura-miento, ayudaron a los ingenieros a determinarlos umbrales de presión de fracturamientohidráulico en las zonas de inyección potenciales ytambién los ayudaron a calcular la presión soste-nible máxima presente en la roca sello.

La amplia gama de mediciones obtenidas adiferentes escalas volumétricas reveló que lasformaciones investigadas eran continuas perobastante heterogéneas. La arenisca basal consti-

tuía la zona más homogénea, sin embargo, exhi-bía bajos valores de porosidad y permeabilidad yno representaba un objetivo de inyección apro-piado en este sitio. No obstante, muchas otraszonas mostraban un potencial de inyección quepodría ser utilizado para futuras pruebas deinyección y monitoreo de CO2 y potencialmenteincluso para el almacenamiento de CO2 a largoplazo. Por ejemplo, la sección dolomítica deCopper Ridge contiene intervalos delgados conbuena porosidad y alta permeabilidad, que justi-fican la realización de investigaciones ulteriorespara determinar su extensión areal. La areniscaRose Run poseía suficiente permeabilidad peroporosidad variable, lo que limitaba su potencialvolumen de almacenamiento de CO2 (páginaanterior). Mientras la dolomía Beekmantownmostraba capas delgadas con buenos valores deporosidad y permeabilidad, el volumen de alma-

cenamiento de CO2 bruto de esta formación eraescaso en esta localización (arriba). Además, elanálisis del agua de formación arrojó altosvalores de salinidad—300,000 mg/L [2.50lbm/gal]—lo que sugiere que, a estas profundi-dades y presiones, la solubilidad del CO2 en aguasalina podría ser severamente reducida.

El Proyecto de Almacenamiento de CO2 delValle de Ohio demuestra la importancia de eva-luar en forma exhaustiva las zonas dealmacenamiento de CO2 potenciales de maneraespecífica para cada sitio. Si bien la inyectividaden zonas individuales parecía baja, el potencialde inyección combinado en zonas múltiples esaparentemente suficiente para la ejecución depruebas de inyección de mediana a gran escala.Además, la inyección a escala comercial es posi-ble con la utilización de tecnología de pozosmultilaterales y estimulación de yacimientos.

> Adquisición de registros con cable en el intervalo dolomítico Beekmantown. El intervalo Beekmantown muestra un predominiode dolomías con capas interestratificadas de arenisca y lutita (Carril 1). Si bien el intervalo tiene fajas porosas y permeablesdelgadas, la calidad global del almacenamiento en la dolomía Beekmantown es pobre (Carriles 2 y 3). La imagen FMI identificó laexistencia de porosidad vacuolar a 2,261 m [7,418 pies] de profundidad y detectó la presencia de fracturas inducidas por laperforación, de rumbo NE-SO, a una profundidad de 2,265 m [7,430 pies] (derecha).

Impedancia acústica

80,000 30,000

vol/vol1 0

Análisis volumétrico

mD0.02 200

Permeabilidad CMR

ohm-m0.2 2,000


ohm-m0.2 2,000


ohm-m0.2 2,000


ohm-m0.2 2,000


ohm-m0.2 2,000

Resistividad dela zona lavada

Porosidad CMR

1 11

1.95 2.95

90

0.15 -0.05

0.15 -0.05

vol/vol0.15 -0.05

Distribución de amplitud

mseg

Distribución de T2

0.3 3,000

Valor de corte de T2

4 pulg 14

Calibre

40

7,400

7,410

7,420

7,430

Dolomía

Siderita

Cuarzo

Agua ligada

Ilita

Rayos Gamma

API0 200Pr

ofun

dida

d, p

ies

Efecto fotoeléctrico

g/cm3

vol/vol

Porosidad-Neutrónvol/vol

Porosidad-Densidad

Delta Tmseg/pie

Densidad

Baja Alta

0 120 240 360Orientación Norte

Imagen FMIRes. Cond.

(pies/s) (g/cm3)

7,400

7,450

Las pruebas también demostraron que no secomprometería la contención del CO2.

Este proyecto demostró claramente el valor delas mediciones de las operaciones de adquisiciónde registros avanzadas tales como las proporcio-nadas por las herramientas CMR y FMI, paradeterminar rápidamente las propiedades y carac-terísticas de las formaciones de manera que laspruebas más costosas puedan centrarse en losintervalos más promisorios. Este proyecto CCS, aligual que los otros, hace hincapié en la recolec-ción de información y en la colaboraciónmultidisciplinaria. El proyecto provee además unprotocolo para la caracterización de secuenciassedimentarias en cuencas profundas que tienendatos escasos pero gran potencial.

Producción de metano en capas de carbón; retención del carbonoSe han identificado capas de carbón inexplota-bles como emplazamientos potenciales para elalmacenamiento de CO2 antropogénico, con unacapacidad de confinamiento de CO2 estimada en6,400 millones de toneladas métricas [7,100

millones de toneladas cortas].28 Dado el poten-cial de almacenamiento intrínseco del carbón yel crecimiento experimentado de la actividad deexplotación del metano en capas de carbón(CBM, por sus siglas en inglés), el confinamientode CO2 en filones de carbón constituye una posi-bilidad atractiva.29

En pruebas de núcleos secos, el CO2 absorbeal doble de velocidad—factor de separación porsorción—que el CH4, lo que convierte la in-yección de CO2 en una técnica eficaz demejoramiento de la producción en yacimientosCBM, también conocida como recuperaciónmejorada de metano en capas de carbón (ECBM,por sus siglas en inglés). En algunos experimen-tos en los que se ha reconstituido el contenidode humedad del carbón, la sorción del CO2 obser-vada fue significativamente inferior.30 Noobstante, la producción incorporada como resul-tado de la inyección de CO2 podría compensar latotalidad o parte del costo asociado con las ope-raciones de inyección.

La complejidad del carbón demanda un estu-dio extensivo en condiciones de subsuelo. Elcarbón es a menudo heterogéneo y podría favore-cer un comportamiento de barrido impredecible.Por ejemplo, podría producirse la invasión deCO2 en un pozo productor a lo largo de las redesde fracturas—o listones—más conectadas yextensas.

Actualmente se están investigando otrostemas preocupantes, propios de la recuperaciónECBM. Es importante ejercer especial cuidadodurante la perforación y terminación tanto depozos de inyección como de pozos de producciónpara la recuperación ECBM. En muchos casos, lospozos productores pueden ser convertidos a inyec-tores. Los carbones frecuentemente se rompendurante la perforación o son estimulados por cavi-tación, aumentando la probabilidad de generaroperaciones de cementación comprometidas, ais-lamiento pobre y pérdida de contención. Muchosintervalos productores de CBM han sido estimula-dos mediante fracturamiento hidráulico. Lasfracturas hidráulicas que se extienden demasiadolejos del intervalo objetivo pueden permitir la fugadel CO2, poniendo en riesgo la contención. Ade-más, el reemplazo del CH4 por el CO2 hace que loscarbones se dilaten, modificando las condicionesde esfuerzo en los carbones y en las capas adya-centes.

La profundidad de las capas de carbón consi-deradas para el almacenamiento de CO2 tambiénes crucial. La experiencia adquirida con la pro-ducción de CBM demuestra que la productividadde los carbones se degrada significativamentedebajo de los 1,600 m [5,250 pies], porque a esasprofundidades los listones se cierran y la

permeabilidad decrece. Esto reduce la inyectivi-dad a presiones de inyección inferiores a lapresión de fracturamiento del carbón. Mediantepruebas de laboratorio y simulaciones a escalade yacimiento, se investigaron los cambios pro-ducidos en las propiedades de almacenamientode carbón con las variaciones de esfuerzos ysaturación de agua.31

Mientras que la capacidad de almacenamientode CO2 global de las capas de carbón es muchomenor que la de los acuíferos salinos profundos,los potenciales beneficios de la producción deCBM a partir de la inyección de CO2 tornan atrac-tiva esta opción. Sin embargo, aún quedanmuchas preguntas por responder. Los productoresde energía y los especialistas en almacenamientode CO2 continúan estudiando los beneficios ydesafíos de la técnica ECBM con utilización deCO2. CONSOL Energy, el más grande productor decarbón bituminoso con altos valores de Btu deEUA y productor de CBM, está llevando a cabo unproyecto de siete años para inyectar CO2 en filo-nes de carbón, en Virginia Oeste. BurlingtonResources y BP están estudiando la recuperaciónECBM en la Cuenca de San Juan, EUA. En Europase han puesto en marcha varios proyectos y estu-dios importantes, incluyendo Francia, Alemania,los Países Bajos y Polonia. Existe especial poten-cial de ECBM en aquellos países que tienen vastosrecursos de carbón, tales como Canadá, Australiay China, lo que impulsa la ejecución de numerososproyectos e iniciativas.

Lo que el mundo necesita ahoraLa acidez del CO2 puede corroer los tubulares defondo de pozo y degradar el cemento. Si bien nose consideran tóxicas, las altas concentracionesde CO2 que fugan por encima del nivel delterreno o en los acuíferos de agua dulce podríancausar daños. Dado que el almacenamiento deCO2 debe ser a largo plazo—cientos o miles, másque décadas—se ha dejado libre el camino parala construcción de pozos.

No existe mejor ejemplo de cómo la tecnolo-gía de campos petroleros debe responder a losdesafíos del almacenamiento de CO2 que el pro-visto por la tecnología de cementación para laconstrucción de pozos. El cemento Pórtland esel material más utilizado en cementación depozos. Cuando se disuelve en agua, aproximada-mente un 1% del CO2 forma ácido carbónicodisociado [HCO3

-], que reacciona químicamentecon los compuestos en la matriz del cementoPórtland hidratado, tales como el gel hidrato desilicato de calcio (C-S-H) y el hidróxido de calcio[Ca(OH)2]. Los principales productos de la reac-ción son carbonato de calcio y gel de síliceamorfo. El cemento fraguado pierde resistencia

64 Oilfield Review

28. Herzog y Golomb, referencia 8.29. Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C,

Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L,Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D:“Producción de gas natural a partir del carbón,” OilfieldReview 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 8–33.

30. Tsotsis TT, Patel H, Najafi BF, Racherla D, Knackstedt MAy Sahimi M: “Overview of Laboratory and Modeling Stu-dies of Carbon Dioxide Sequestration in Coal Beds,”Industry Engineering and Chemistry Research 43, no. 12(2004): 2887–2901.

31. Wolf KHAA, Barzandji OH, Bruining H y Ephraim R: “CO2Injection in and CH4 Production from Coal Seams: Labo-ratory Experiments and Image Analysis for Simulations,”en las Actas de la 1a Conferencia Nacional sobre Capta-ción de Carbono, Washington, DC, (14 al 17 de mayo de2001) CD-ROM, DOE/NETL-2001/1144: 1–13.

32. Skinner L: “CO2 Blowouts: An Emerging Problem,” WorldOil 224, no. 1 (Enero de 2003): 38–42.

33. Damen K, Faaij A y Turkenburg W: “Health, Safety andEnvironmental Risks of Underground CO2 Sequestration,”http://www.chem.uu.nl/nws/www/publica/e2003-30.pdf (Se accedió el 11 de octubre de 2004).Benson S, Hepple R, Apps J, Tsang CF y Lippmann M:“Lessons Learned from Natural and Industrial Analoguesfor Storage of Carbon Dioxide in Deep Geological Forma-tions,” http://www.co2captureproject.org/reports/reports.htm (Se accedió el 11 de octubre de 2004).

34. El Protocolo de Kyoto es un acuerdo internacional sobreel medio ambiente que establece niveles de emisionestope, país por país, para los gases de efecto invernadero.El Protocolo requiere que los países industrializadosreduzcan sus emisiones en un promedio del 5.2% pordebajo de los niveles correspondientes a 1990, para elaño 2010. El Protocolo entrará en vigor el día número 90posterior a la fecha en que sea ratificado por 55 paísescomo mínimo que den cuenta de un 55% como mínimodel total de las emisiones de dióxido de carbono, con-forme al cálculo del año 1990. Al 15 de abril de 2004,habían ratificado o accedido al Protocolo de Kyoto 122países que dan cuenta de un 44.2% de las emisiones deCO2 de referencia.Cannell et al, referencia 1.

35. http://energy.er.usgs.gov/projects/co2_sequestration/co2_overview.htm (Se accedió el 10 de agosto de 2004).

36. Para mayor información sobre el Foro de Liderazgo enCaptación de Carbono, consulte: http://www.cslforum.org/(Se accedió el 11 de octubre de 2004).


gradualmente y se vuelve más permeable. Poreste motivo, durante los numerosos años queimplicó la experiencia de recuperación mejoradade petróleo con CO2 se reportaron diversos episo-dios de fallas de la cementación (derecha).32

Schlumberger está investigando y probandocementos resistentes al CO2, técnicas de formula-ción y mezcla, simuladores de cementación ymétodos periódicos y permanentes de evaluaciónde la integridad de la cementación.

Para minimizar el riesgo en las operacionesque utilizan CO2, la precisión del modelado y de lasimulación es importante y la confianza en elmonitoreo es esencial en todos los niveles. La con-fianza pública en la capacidad de la industria dealmacenar CO2 debajo del terreno en formasegura durante largos períodos es esencial paraavanzar, y esta confianza constituye el tema cen-tral asociado con el monitoreo. La técnica demonitoreo de la migración de CO2 en el volumendel subsuelo ha progresado mucho en pocotiempo e implica avances en las mediciones sísmi-cas y en las técnicas de procesamiento. Otrosmétodos de subsuelo, tales como el monitoreo sís-mico pasivo y la generación de imágeneselectromagnéticas entre pozos, se muestransumamente promisorios. La detección de fugas deCO2 en la superficie constituye un área de investi-gación activa, aunque menos madura que elmonitoreo en el subsuelo.

La captación, transporte y almacenamiento deCO2 no son operaciones libres de riesgo pero si seplanifican, operan y monitorean adecuadamente,el riesgo puede ser reducido de manera sustan-cial.33 Setenta años de experiencia en operacionesde almacenamiento de gas natural se han tradu-cido en índices de fuga extremadamente bajos. Enconsecuencia, hoy existen más de 600 localizacio-nes de almacenamiento de gas natural, muchasde las cuales se encuentran situadas cerca decentros poblacionales.

Para tener éxito en lo que respecta a reduciremisiones, se deben abordar varios factores clavepara la captación y almacenamiento de CO2. Esprobable que se requiera el confinamiento segurode CO2 durante cientos de años, lo que eclipsa lalongevidad anticipada de la actual infraestructurade petróleo y gas. La economía es un factor esen-cial. Los costos asociados con la separación,transporte y almacenamiento de CO2 deben serminimizados. El riesgo para la salud y el medioambiente también debería minimizarse y las prác-ticas utilizadas para captar y almacenar el CO2

deben cumplir con las leyes y las regulacionesvigentes. Además, para ganarse la confianza delpúblico, los medios y las organizaciones no guber-namentales, se requiere la diseminación abierta ytransparente de la información para facilitar la

educación. Aunque se logren estos principiosgenerales, la tarea económica inmediata a ejecu-tar es monumental.

El USGS estima que el volumen total de emi-siones gaseosas de CO2 provenientes de loscombustibles fósiles en EUA, país generador deaproximadamente un 24% del total de emisionesmundiales de CO2, es de unos 3.2 trillones de m3

[114 Tpc] por año. Este volumen es casi cincoveces superior al consumo total anual de gas natu-ral de EUA. Para satisfacer las condiciones delProtocolo de Kyoto para el año 2015, los EstadosUnidos tendrían que reducir las emisiones en 500millones de toneladas métricas/año [550 millonesde toneladas cortas/año].34 Esto equivale práctica-mente al volumen de producción anual de gasnatural de EUA y se requeriría la infraestructurapara procesar, transportar, inyectar y almacenarel CO2.35 Por grande que parezca, el almacena-miento de CO2 representa sólo un 20 a un 30% delos costos totales de la captación de CO2.

Hoy en día, la colaboración multinacional sepone de manifiesto en el Foro de Liderazgo enCaptación de Carbono (CSLF, por sus siglas eninglés).36 El CSLF se centra en el marco norma-tivo y técnico necesario para garantizar el éxitodel almacenamiento de CO2 en las próximasdécadas. Este foro está involucrado en el inter-cambio de información, la planeación, lacolaboración, la investigación y el desarrollo, lapercepción y la inclusión del público, los estudioseconómicos y de mercado, los asuntos regulato-rios y legales y la formulación de políticas.

Ya están en marcha o en etapa de planeacióngrandes proyectos de almacenamiento de CO2

como el proyecto del Campo Sleipner. Por ejem-plo, el Campo de gas In Salah en Argelia, elCampo de gas Gorgon en Australia y el CampoSnohvit en el Mar de Barents tienen como obje-

tivo los acuíferos salinos presentes en sus res-pectivas áreas. Los proyectos estratégicos enpequeña escala también desempeñan un rolimportante en lo que respecta a desarrollo detecnologías y experiencia para el monitoreo y laverificación de emplazamientos de almacena-miento de CO2, tal es el caso del proyecto Ketzinen Alemania y el proyecto K12 B de recupera-ción mejorada de gas (EGR, por sus siglas eninglés) en el área marina de los Países Bajos. Afin de que el almacenamiento de CO2 se con-vierta en una alternativa aceptable para reducirlas emisiones de CO2, los proyectos de este tiposon cruciales y se incrementarán en número amedida que se adquieran conocimientos y expe-riencia adicionales.

Obviamente, necesitamos más tiempo; tiempopara estudiar el problema global inminente ytomar las mejores decisiones en base a un gradode certidumbre razonable. Además necesitamostiempo para desarrollar nuevas formas de fuentesde energía renovable destinadas a suplantar conel tiempo a los combustibles fósiles. Es necesarioinvestigar en mayor detalle los sitios de captacióny almacenamiento de CO2 para salvar esa defi-ciencia, posibilitando la utilización continua denuestros recursos energéticos más abundantes ymás eficaces en función de sus costos. Esto con-tribuirá a promover las economías mundiales,claves para el desarrollo de tecnologías que enúltima instancia ayudarán a detener el calenta-miento global. La captación y el almacenamientoseguro de CO2 pueden ser considerados como unaforma de comprar cierto tiempo extra. La tecno-logía y los conocimientos técnicos especialesnecesarios para almacenar CO2 en el subsuelohoy están disponibles y provienen de la industriadel petróleo y del gas. —MGG

Pozo

CO2

Cem

enta

ción

CO2

> Redefinición de la durabilidad de la cementación. Los cementos Pórtland convencionales se degra-dan ante la exposición al CO2 en condiciones de humedad. En las pruebas, las muestras de cementoindican degradación, agrietamiento y cristalización de la aragonita ante la exposición al CO2 (izquierda).Los defectos de la cementación aumentan la exposición a la degradación producida por el CO2 (dere-cha). Los esfuerzos de mitigación de riesgos incluirán un alto nivel de monitoreo de la calidad de lacementación y mayor frecuencia de las operaciones de adquisición de registros que en el pasado.

captación y almacenamiento de co2: una solución al...

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