por Millan Arcia Einstein (Derechos de autor en proceso)

Descargo de responsabilidad: Este artículo es un resumen de un proyecto completo destinado a monetizar las emisiones de carbono. El proyecto completo se presentó al concurso Elon Musk Carbón removal de la organización XPRIZE en 2021.

Resumen

Se ha desarrollado conceptualmente un proceso novedoso, eficaz y rentable de secuestro-mineralización del carbono y, en menor medida, de metanización. Nuestro proceso promete reducir considerablemente los costes finales, ya que tanto la energía como los componentes clave necesarios para desencadenar las reacciones principales se suministrarán literalmente sin coste alguno. Aunque nuestro principal objetivo es mineralizar y secuestrar CO2, se cree que la metanización in situ es parcialmente alcanzable gracias a nuestra técnica.

Durante 2007, Millán(1) et al. propusieron una metodología novedosa para la recuperación mejorada de condensados (ICR), utilizando la inyección cíclica supercrítica de CO2 . Hasta donde sabemos, era la primera vez que se proponía para fines de ICR este tipo de técnica basada en interacciones de CO2 supercrítico  con sistemas de hidrocarburos (HC). El novedoso método permitió eliminar los daños de formación, mejorar las propiedades de los líquidos de alto peso molecular y volver a presurizar el yacimiento, aprovechando un gradiente cíclico y positivo de presión y temperatura entre las especies extrañas e in situ, al tiempo que se creaba una autopista segura y fiable para el secuestro de CO2 en el fondo del pozo.

Para la transformación del carbono, el secuestro y, en menor medida, la metanización, nuestra atención se centra en la inyección de volúmenes continuos de CO2 supercrítico en formaciones de gas agotado (HCG) (P=>0), con alto contenido en arcilla ilítica. Aprovechamos el propio yacimiento para promover eficientemente las reacciones necesarias a bajo coste, y alta eficiencia, en condiciones de subsuperficie, utilizando el mismo yacimiento y sus componentes como reactor.

La carbonatación mineral o mineralización es el proceso de absorción de CO2 a través de múltiples contactos con determinados óxidos alcalinos. En nuestro caso, centramos nuestra atención en las reacciones de los óxidos de calcio y magnesio derivados de la caliza dolomítica. Normalmente, en condiciones de superficie, la carbonatación mineral puede producirse en un periodo prolongado debido a la baja concentración de CO2 en la atmósfera, a costa de un elevado consumo de energía. Sin embargo, el proceso de reacción de carbonatación puede acelerarse en un entorno con alta concentración de CO2 , y abundante relación superficie/volumen de óxidos alcalinos de calcio y magnesio, para acelerar la carbonatación a bajo coste energético.

En nuestro caso concreto, nos ocuparemos de la carbonatación mineral de gas a sólido. Para el caso del óxido de calcio (CaO), existe una reducción significativa en la capacidad de transporte de CO2  a medida que la temperatura disminuye por debajo de cierto rango, por lo tanto, la cantidad de calor suministrada al sistema es fundamental en la reactividad, economía y éxito final del potencial de transformación de CO2 . Hasta ahora, la absorción de sorbente de CaO, aunque eficaz, se ha mostrado ineficiente, costosa y lenta; con un alto nivel de infraestructura, exigiendo temperaturas en el rango de 390°C y 510°C, lo que se traduce en una gran exposición CAPEX relacionada con la energía.

La metanación es una reacción exotérmica mediante la cual los óxidos de carbono pueden convertirse en metano a través de la hidrogenación. La reacción de metanación tiende a ser óptima a alta temperatura y baja presión. A baja temperatura, suele requerir la presencia de un metal que actúe como catalizador. Al igual que la carbonatación mineral, es un proceso intensivo en energía, en el que las temperaturas típicas de funcionamiento varían entre más de 150°C y ~550°C (302°F y 1.022°F), con una presión óptima en torno a 400 psi y 500 psi.

Durante nuestro proceso, los requisitos de temperatura y presión para la carbonatación de minerales y la metanización pueden satisfacerse mediante la combustión en el fondo del pozo, lo que reduce considerablemente los costes asociados a la energía y a los componentes minerales necesarios. El gradiente de temperatura puede lograrse promoviendo la ignición en el fondo del pozo mediante la inyección simultánea de aire en presencia de baja presión, fracciones de gas natural remanentes, agua residual y litologías clave.

Nuestro método se beneficia del importante potencial del subsuelo no sólo para acelerar y agilizar las interacciones necesarias, sino también para reducir la exposición del capital. La tecnología propuesta es una solución segura de carbono negativo, ya que sólo una pequeña parte de las especies de CO2 se devolverá al medio ambiente. Por lo que sabemos, no se ha realizado ni propuesto anteriormente ningún trabajo o proceso de esta naturaleza. Creemos que se trata de una técnica prometedora para lograr la carbonatación mineral in situ, el secuestro de CO2 y, en menor medida, la metanización.

Descripción detallada del proceso

El proceso se dirige a yacimientos agotados de HCG, que normalmente contienen una saturación de agua remanente, y fracciones de otros gases diferentes, como C1-C2 +. Esta combinación, junto con la litología de la formación elegida, centrada en formaciones dolomíticas-calizas abundantes, naturalmente fracturadas y ricas en calcio y magnesio, haciendo hincapié en las que tienen un alto contenido de níquel/aluminio-rico-ilita, constituye la espina dorsal del éxito de nuestra técnica. La illita puede contener óxido de níquel-aluminio (NiO-Al O23 ), que es un catalizador natural necesario para la metanación.

Abordando el proceso de mineralización-secuestro, nuestro método aprovecha el mismo yacimiento y sus componentes como reactor para reproducir en condiciones subsuperficiales, una cadena de procesos similar a la de un sistema basado en sorbentes DAC de superficie, pero en un enfoque más robusto, energéticamente eficiente y menos costoso, permitiendo una alternativa fiable, segura y competitiva en costes para la transformación y secuestro de CO2 subsuperficial. 

Junto con las condiciones predominantes de presión (P) y temperatura (T) del subsuelo, nuestro proceso reducirá en última instancia el tiempo, los costes y el esfuerzo necesarios para generar la cantidad de calor, la energía global y los requisitos del sustrato para precipitar, mantener y regenerar la vida útil del sorbente, así como para aumentar el secuestro de CO2 y el proceso de transformación final con una exposición mínima de CAPEX y la máxima eficiencia.

Prevemos centrarnos en formaciones fracturadas dolomíticas-calizas y yacimientos profundos agotados de gas hidrocarburo (HCG), con temperaturas previsibles superiores a 104 °C (>220 °F). La naturaleza subhidrostática de los yacimientos de gas agotados permite alojar volúmenes sustanciales y continuos de CO2 , cuyo límite superior se calibrará con respecto a las condiciones de presión hidrostática para garantizar la integridad final.

Las condiciones iniciales de presión y temperatura del yacimiento podrían ser de unos ~400 psi y más de ~104°C (>~220°F). Al final del proceso, el nivel de presión superior del yacimiento vendrá dictado por las condiciones hidrostáticas específicas. Lejos del pozo, se prevé que la disolución del sistema de rocas de CO2 se vea acelerada por gradientes de velocidad menores.

Se inyectará un volumen continuo de CO supercrítico2 en la formación a volumen constante. La presión de inyección (P) se optimizará por debajo de la presión de separación de la formación (FPP), eliminando la posibilidad de una fractura artificial inconveniente de la formación cerca del pozo y/o la migración ascendente a lo largo del pozo. Una vez que el gradiente de presión alcance un nivel crítico preestablecido cercano a la FPP, se interrumpirá la inyección.

Durante la etapa inicial o período de remojo, la presencia de fracciones crecientes de CO2 en presencia de un ambiente intersticial o de saturación reducida de agua, resultará principalmente en una solución fuerte de ácido carbónico, que disolverá principalmente los componentes de calcita en la formación. La disolución de los componentes de calcita dará lugar progresivamente a la precipitación de hidrogenocarbonato cálcico, o bicarbonato cálcico.

Durante el primer periodo de remojo esperamos que la combinación de la salinidad del agua intersticial (>3.000 ppm de NaCl), y las condiciones de presión creciente, faciliten que las fracciones entrantes de CO2 supercrítico se absorban más fácilmente12 en la superficie de la roca. Potencialmente, esta disolución puede causar daños en la formación, desprendimientos o incluso bloqueos irreversibles del flujo, principalmente en las regiones de mezcla y combustión. Por este motivo, nuestro proceso se centra en formaciones fracturadas de forma natural, en las que normalmente se produce un flujo multidireccional. Además, durante la disolución en curso también podría promover la presencia de nuevas vías de flujo. En una fase posterior, se llevarán a cabo reacciones derivadas que conduzcan a la calcinación mineral in situ para maximizar la absorción y mineralización de CO2 . Para ello, se desencadenará una combustión pozo a pozo mediante una inyección de aire controlada, ayudada por la presencia de fracciones restantes in situ de C1 -C +2  .

Se posibilitará la absorción de CO2 mediante contactos múltiples con óxidos alcalinos específicos, ya que el óxido de calcio (CaO) puede extraerse de la dolomita calcinada. Se ha demostrado que la dolomita2 es una alternativa potencialmente ventajosa para la captura de CO2  debido a su rápida cinética de calcinación y a la alta reactividad de carbonatación del CaO dolomítico. Alrededor de un gramo de CaO puede absorber ~0,8 gramos de CO2 . Hasta ahora, esto se ha logrado en condiciones superficiales a expensas de una cantidad significativa de consumo de energía, ya que requiere temperaturas que varían entre 390°C y 510°C para reaccionar a un ritmo razonable. Este gradiente de temperatura puede conseguirse fácilmente mediante la combustión controlada en el fondo del pozo, literalmente sin coste alguno. Se cree que la combustión en el fondo del pozo es la clave para superar la lenta cinética de las reacciones de mineral a CO2 , al tiempo que favorece el ciclo de precipitación y regeneración del sorbente, proporcionando la energía y el sustrato mineral necesarios para acelerar el proceso de mineralización del dióxido de carbono, con un coste y un esfuerzo relativamente bajos. El potencial de carbonatación gas-sólido tanto del hidróxido de calcio como del óxido de calcio se ha estudiado previamente en3  tanto para reacciones isotérmicas como no isotérmicas. Los resultados confirman que en condiciones no isotérmicas, como en nuestro caso, el potencial de carbonatación aumenta sustancialmente.

La hidratación y deshidratación del óxido de calcio es una reacción reversible esencial para el almacenamiento/mineralización del CO2 , en la que normalmente se libera energía (exotérmica) durante la hidratación y se almacena (endotérmica) durante la deshidratación; es un proceso que requiere mucha energía. La idea de la combustión en el fondo del pozo es desencadenar reacciones in situ, favoreciendo la precipitación de minerales clave, como Ca y Mg, aprovechando los componentes minerales del yacimiento. Las temperaturas de calcinación pueden desarrollarse mediante una inyección controlada de aire, para promover junto con las especies gaseosas in situ (combustible), el proceso de ignición y combustión necesario, capaz de desarrollar temperaturas instantáneas en el rango de ~350°C a ~1.200°C. La cantidad de calor y la temperatura necesaria durante cada ciclo se controlarán ajustando la proporción de aire inyectado y las especies de combustible disponibles in situ.

La posibilidad de que se generen fracciones adicionales de CO2 durante el periodo de calcinación se minimiza por el tiempo de calcinación relativamente pequeño, en comparación con los periodos de remojo y mineralización. A escala real, la relación calcinación/remojo/mineralización podría ser de aproximadamente 1:30, es decir, un periodo de calcinación cada 30 días (1 día al mes). El alcance final se concretará durante una prueba piloto de laboratorio ya definida a tal efecto.

Después de cada ciclo de combustión, la resaturación de agua natural o inyectada externamente estimulará la precipitación de abundante hidróxido de calcio y magnesio, lo que a su vez maximizará la tasa de consumo de CO2 con la ayuda de las condiciones adecuadas de P, T y precipitación de sorbente (CaO) en el ciclo anterior. Este proceso intensivo en energía puede satisfacerse dentro del yacimiento mediante combustión en el fondo del pozo. La reacción entre el óxido de calcio (CaO) y el dióxido de carbono (CO2 ) se produce en dos etapas. La reacción específica entre el hidróxido de calcio y el CO2 presenta la siguiente ecuación equilibrada;

Ca (OH)2  + CO2 → CaCO3 + H O2

Mediante la gestión de la inyección de aire, pretendemos proporcionar temperaturas estables en el fondo del pozo de unos ~510 °C, tal como requiere la ecuación que precede a la reacción anterior, en la que el hidróxido de calcio se descompone en óxido de calcio (CaO+H2 O) más agua, para formar carbonato de calcio en presencia de dióxido de carbono. Para la reacción entre el hidróxido de magnesio y el CO2 , la ecuación equilibrada es la siguiente;

  Mg (OH)2  + CO2 → MgCO3 + H O2

La reacción anterior se descompondrá térmicamente para formar carbonato de magnesio (MgCO3 ) en presencia de dióxido de carbono (CO2 ) a temperaturas ~390°C. Al igual que en el caso anterior, al gestionar la inyección de aire pretendemos proporcionar las temperaturas estables de fondo de pozo requeridas, mediante la ecuación que precede a la reacción anterior, en la que el hidróxido de magnesio se descompone en óxido de magnesio (MgO+H2 O) más agua. Mientras que el CaO es un sorbente activo, el MgO permanece normalmente inerte, aunque favoreciendo el potencial de carbonatación2 del CaO dolomítico, convirtiéndose en un enfoque sinérgico. Todo este proceso constituye la base no sólo para secuestrar el CO2 sino también para facilitar su disolución, mineralización y secuestro permanente. Inicialmente se esperan unas condiciones de presión y temperatura de unos ~400 psi en yacimientos subhidrostáticos, mientras que las condiciones finales de presión vendrán dictadas por el gradiente hidrostático cercano. En condiciones operativas normales previas a la combustión en el fondo del pozo, se prevé que las temperaturas varíen entre 100°C y hasta 150°C. Esto excluye el período de calcinación/regeneración.

Aparte del periodo de remojo y de funcionamiento normal, debido a la combinación de la presión inicialmente baja del yacimiento (~400 psi), y la alta temperatura (700°C >T>350°C) desarrollada durante la combustión in situ, se espera que el agua in situ se encuentre en la fase casi vapor o en la región casi supercrítica (dependiendo de la salinidad). Se ha comprobado que la presencia de vapor de agua4 favorece la velocidad de conversión del sorbente y, por tanto, la tasa de absorción mineral de CO2 .

La probabilidad de que se produzca la descarbonatación tras la mineralización in situ se reducirá al mínimo, manteniendo la temperatura máxima por debajo de cierto umbral, establecido experimentalmente con anterioridad en torno a ~700°C, en un entorno de presión parcial reducida de CO2 . En caso necesario, la descarbonatación puede desencadenarse elevando la temperatura del yacimiento por encima de este límite.

En cuanto a la metanación, aunque no es nuestro principal interés, es posible que la reacción de Sabatier se desencadene de forma natural durante la extensión de nuestro proceso, ya que todos los componentes minerales clave están disponibles, al tiempo que se pueden cumplir las condiciones de presión y temperatura. A través de esta reacción, los óxidos de carbono pueden convertirse en metano mediante hidrogenación en presencia de determinados catalizadores. Durante nuestro proceso, todos estos elementos estarán disponibles en abundancia dentro del yacimiento; calor, hidrógeno, componentes de níquel u óxido de aluminio que actúan como catalizadores, y CO2 . La metanación es un proceso que consume mucha energía y cuyos requisitos típicos de temperatura de funcionamiento varían entre más de 150°C y ~550°C (>302°F y 1.022°F), con una presión óptima entre 400 psi y 500 psi, según la siguiente reacción exotérmica:

CO2 + 4H2 → CH4 + 2H O2

A medida que aumenta la cantidad neta de calor, las fracciones disponibles de NiO/Al O23 de origen natural contenidas en ciertos minerales arcillosos como la Illita, en presencia de hidrógeno (C1 , C2 +), dióxido de carbono (CO2 ), y/o monóxido de carbono (CO), se reducen a níquel/Aluminio metálico en una reacción altamente exotérmica, para producir metano más agua. Se espera que el metano migre por segregación gravitatoria hacia la parte superior de la formación. Se cree que esta reacción tiene lugar sobre todo aguas abajo en la región de combustión, entre los pozos de inyección y de control, donde se esperan concentraciones de hidrógeno más elevadas.

Viabilidad operativa y escalabilidad

Según el Banco Mundial5 , durante 2019 se quemaron alrededor de 150.000 millones de metros cúbicos (BCM) de gases tóxicos. Este volumen disminuyó durante 2020 hacia 142 BCM debido a la pandemia. Si se consideran únicamente las fracciones de CO2 de los gases quemados existentes en la industria del petróleo y el gas, sin tener en cuenta las emisiones masivas de otras emisiones industriales (acero, termoeléctricas, construcción), es posible superar varias megatoneladas de CO2 eliminadas de la atmósfera cada año. Para el escenario de volumen de megatones, teniendo en cuenta la conversión del volumen unitario de las condiciones estándar de 25°C y 14,7 psi (1 atm), a las condiciones de inyección previstas en el frente de arena de ≥100°C y >400 psi, se necesitarán cuatro (4) pozos, cada uno de los cuales inyectará unos 14 millones de pies cúbicos de CO2 al día (MMCfD).

El volumen de inyección se considera una cifra conservadora, ya que, en función de la arquitectura específica del pozo, las propiedades intrínsecas de la roca y las condiciones termodinámicas del yacimiento, los volúmenes de inyección pueden optimizarse aún más hasta alcanzar de 20 a 25 MMCfD por pozo, reduciendo proporcionalmente el número total de pozos necesarios y, por tanto, los costes finales. Los pozos pueden distribuirse aleatoriamente por todo el mundo o concentrarse en un lugar concreto para mejorar aún más la rentabilidad. Para maximizar las tasas de inyección, la eficiencia volumétrica del CO2 en el fondo del pozo y minimizar el número de pozos, se consideran pozos multietapa muy inclinados y/u horizontales.

Se considera un bucle localizado de compresión de CO2 , tuberías e instalaciones de inyección de aire que dan servicio a diferentes pozos. Pueden utilizarse tuberías con material no reactivo específico para minimizar la corrosión y el riesgo de fallos operativos. Nuestro proyecto tiene varios componentes de reducción de CAPEX, ya que se han previsto instalaciones in situ que dan servicio a múltiples pozos, o grupos de pozos, minimizando los costes de transporte y procesamiento. Las estimaciones preliminares de costes sugieren que el coste unitario por tonelada de CO2 secuestrado y mineralizado ronda los 20 dólares.

Conclusiones

  • Se propone una nueva solución de carbono negativo que incluye la mineralización-secuestro de CO2 y, en menor medida, la metanización del carbono. Aunque la metanización del carbono no es nuestro principal interés, esperamos que este proceso se desarrolle potencialmente por delante de la zona de combustión.
  • Los métodos anteriores basados en la absorción de roca/sorbente, aunque eficaces, han demostrado ser ineficaces, de bajo volumen, lentos, con un alto nivel de requisitos energéticos y una elevada tasa de sustitución del sorbente, lo que se traduce en grandes necesidades de infraestructura, consumo de tiempo y elevados costes de capital, para elevar el proceso al nivel de mega y gigatoneladas.
  • Nuestro método aprovecha el importante potencial del subsuelo no sólo para acelerar y acelerar las reacciones necesarias y optimizar los requisitos energéticos, sino también para reducir la exposición del capital y el tiempo, utilizando el mismo yacimiento y sus componentes como reactor.
  • Durante la primera etapa, se espera que los gradientes P & T favorables aceleren la tasa de disolución de CO2 -en-agua y minimicen la tasa de disolución en roca hacia el pozo, mientras maximizan la disolución de CO2 -en-roca lejos del pozo.
  • Una vez completada la primera etapa, el método prevé la combustión calcinación regeneración en el fondo del pozo, para desencadenar y potenciar las reacciones in situ que favorecen la mineralización del CO2 y, potencialmente, la metanización.
  • Las temperaturas de calcinación pueden alcanzarse mediante una inyección controlada de aire, para promover la combustión en el fondo del pozo. Tras la ignición en el fondo del pozo, la resaturación de agua natural (o suministrada externamente) estimulará y acelerará la precipitación de hidróxido de calcio y magnesio, lo que a su vez favorecerá la tasa final de consumo-mineralización de CO2 .
  • Se requieren varias pruebas de laboratorio para afinar ciclo a ciclo las variables dinámicas aplicables, durante la plena implantación sobre el terreno. Se propone una prueba piloto basada en un reactor de laboratorio diseñado a tal efecto.
  • Nuestro planteamiento es técnicamente factible, oportunamente realizable y financieramente sólido, al tiempo que garantiza el cumplimiento de las normas de seguridad y la sostenibilidad a largo plazo del proyecto.
  • Sobre el terreno, las instalaciones y las operaciones se conciben como ecológicas, de vertido cero, de circuito cerrado y energéticamente eficientes, con un impacto mínimo en el ecosistema.

Referencias

  1. https://onepetro.org/SPELACP/proceedings/07LACPEC/All-07LACPEC/SPE-107283-MS/142031; A novel improved condensate recovery method by cyclic supercritical CO2 injection, por Millan Arcia Einstein, et al.; Latin American & Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, Argentina, abril de 2007.
  2. https://pubs.rsc.org/en/content/articlelanding/2015/cp/c5cp05596b#!divAbstract; Descomposición térmica de dolomita bajo CO2 : insights from TGA and in situ XRD analysis; PCCP journal, 2015.
  3. https://hal-insu.archives-ouvertes.fr/insu-00730652/document; Gas-solid carbonation of Ca(OH)2 and CaO particles under non-isothermal and isothermal conditions by using a thermogravimetric analyzer: Implications for CO2 capture; Montes-Hernandeza, R. Chiriacb , F. Tocheb , F. Renarda; Universidad de Grenoble.
  4. https://dc.engconfintl.org/cgi/viewcontent.cgi?article=1037&context=cfb10; Study of Calcination-Carbonation of Calcium Carbonate in Different Fluidizing Mediums for Chemical Looping Gasification in Circulating Fluidized Beds; ECI Digital Archives, Bau et al.; 2011.
  5. https://pubdocs.worldbank.org/en/503141595343850009/WB-GGFR-Report-July2020.pdf; Global Gas Flaring Tracker Report; The WorldBank, 2020.

Key:

M: miles

MM: millones

CfD: pies cúbicos por día

HC: hidrocarburo total (petróleo + gas)

HCG: gases

Conversiones y condiciones básicas:

Condiciones estándar: 14,69 psi y 25°C

Condiciones de inyección: 4.000 psi y ~100°C

Un metro cúbico: 1.000 litros

Un mol de CO2 : 44 gramos 

1 tonelada de CO2 : 19.634 pies cúbicos (Cf) a 25°C y 14,69 psi

1 m³: 35,3 pies cúbicos (Cf)

Sobre el autor;
Millán Arcia Einstein: Es un Asesor Global Senior de Upstream Oil & Gas, y Experto en Ingeniería de Reservorios con más de 40 años de experiencia exitosa en la industria petrolera. Actualmente es Director General de Energía y Secuestro en Fractal-Software [ Fractal Software- Multiple Industries. Flexible Solutions (fractal-software.com) ]; una start up de Big Data, Inteligencia Artificial, también especializada en consultoría energética. El Sr. Millán ha sido Gerente de nivel C con PDVSA y Asesor/Consultor de YBPF-Bolivia, KOC-Kuwait, PEME-México, Schlumberger, y laboratorios Core entre otros. Posee el título de Ingeniero de Petróleos de la Universidad de Oriente-Venezuela, Maestría en Ciencias en Ingeniería de Petróleos, y cursos de especialización a nivel de Doctorado en Flujo de Fluidos a través de Medios Porosos, ambos de la Universidad de Oklahoma. Ha estado expuesto a varios activos de petróleo y gas en todo el mundo, incluyendo Oriente Medio, México, EE.UU., Bolivia, Colombia, Ecuador y Venezuela. Ha publicado más de 11 artículos técnicos altamente especializados a nivel internacional, y más de 300 artículos relacionados con la energía en diversas revistas, blogs y periódicos. También ha sido citado en SPglobal, Aporrea.org, Plattsblog, Platts, The Slush Pit (Oklahoma Oil & Gas News), Energy Economist UK, La Vanguardia España, Stabroeknews & Kaieteurnews en Guyana, Sputnik en Rusia, y Los Angeles Times en EEUU; entre otros.
Comparte este artículo:

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *