Captura y confinamiento de carbono; tecnologías en desarrollo

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1 INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO Mesa: Energía y Eficiencia Operativa Sesión: Captura, almacenamiento y secuestro de carbón en refinerías Captura y confinamiento de carbono; tecnologías en desarrollo Dr. Francisco Guzmán XVIII Foro de Avances de la Industria de la Refinación México, D.F., 12 de julio de 2012

2 Tecnologías consideradas (1/3) Tipos de tecnología Aplicables a la captura, el confinamiento y el aprovechamiento del CO 2 CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage) Temas abordados 1. Descripción 2. Tecnologías emergentes 3. Entorno mundial y aplicación nacional 4. Problemas 2

3 Tecnologías consideradas (2/3) Tecnologías para captura 1. Absorción de CO 2 2. Separación de CO 2 mediante membranas 3. Separación criogénica de CO 2 4. Pre combustión 5. Post combustión 6. Oxy combustión Tecnologías para almacenamiento 7. Almacenamiento geológico 8. Almacenamiento submarino 9. Monitoreo por métodos sísmicos 3

4 Tecnologías consideradas (3/3) Tecnologías para captura 1. Absorción de CO 2 2. Separación de CO 2 mediante membranas 3. Separación criogénica de CO 2 4. Pre combustión 5. Post combustión 6. Oxy combustión Tecnologías para almacenamiento 7. Almacenamiento geológico 8. Almacenamiento submarino 9. Monitoreo por métodos sísmicos 4

5 2. Membranas (1/5) 2. Separación de CO 2 mediante membranas Descripción La captura de CO 2 con membranas se aplica principalmente a la separación de GN y gases de combustión. La separación con membranas poliméricas se conoce de hace más de 100 años; su mayor desarrollo industrial es a partir de los años 70. Se debe a la difusión de los gases a a diferentes velocidades relativas de transporte a través de la estructura de la membrana, permeando en el lado opuesto a una presión menor. Los componentes con mayor rapidez forman la corriente de permeado; los más lentos forman el rechazo. Una membrana para uso industrial requiere alta selectividad y elevada permeabilidad. Se logra con membranas asimétricas o compósitas, con dos secciones: una capa densa, no porosa, selectiva; otra de mayor espesor, porosa, de soporte. 5

6 2. Membranas (2/5) Descripción (cont.) Las membranas pueden ser planas o en fibra hueca, que se arreglan en un cartucho, de manera análoga a un intercambiador de calor. Desde un punto de vista industrial han tenido éxito como sistemas compactos, alternativos a procesos de separación convencionales, ayudando a generar tecnologías limpias. Permeador de cartucho en espiral. Permeador de fibras huecas. (Fuente: David Dortmundt, Kishore Doshi, 1999) (Fuente: Li et al, 2004) 6

7 2. Membranas (3/5) Descripción (cont.) Se pueden adaptar a diferentes lugares con versatilidad de producción y pueden combinarse con otros procesos de separación o reacción (tecnologías híbridas). La tecnología se ha posicionado en la remoción de CO 2 del GN por los diversos beneficios. Requiere pretratamiento para una operación eficiente; entre otros: Eliminación de líquidos; se puede hinchar la membrana y desintegrar. Eliminación de hidrocarburos pesados; forman capa impermeable a los gases. Evitar partículas sólidas que bloquean la superficie. Las plantas de membranas son más eficientes para corrientes con alta concentración de CO 2 que con baja. 7

8 2. Membranas (4/5) Problemas 1. Las membranas poliméricas para la recuperación de CO 2 de gases combustibles están limitadas por: Las elevadas temperaturas de las corrientes (actualmente existen membranas que trabajan bien a 400 C). La concentración de CO 2 de estas corrientes es baja, lo que repercute en el tamaño de la planta. No son inertes a los diferentes gases contenidas en estas corrientes, lo que exige pretratamiento. La presión adecuada de operación, que debe ajustarse con un gasto extra de energía. 2. Una planta híbrida (membranas+endulzamiento con aminas) es adecuada si el primer proceso elimina la mayor cantidad de CO 2 y el segundo pule la corriente. Sin embargo, esta combinación está limitada a plantas de gran tamaño con costos globales de operación compensados por la complejidad de la planta. 8

9 2. Membranas (5/5) Problemas (cont.) 3. Plastificación a altas presiones por alta absorción de CO 2 por la membrana (5-10% peso de CO 2 en el polímero). El polímero se hincha, se dilatan las cadenas poliméricas, caída de la temperatura de transición vítrea, aumenta la permeabilidad de los gases y la selectividad es reducida drásticamente. Existen técnicas de tratamiento que disminuyen el fenómeno y el uso de materiales inorgánicos evita la plastificación. 9

10 9. Monitoreo por métodos sísmicos (1/5) 9. Monitoreo del CO 2 por métodos sísmicos Descripción El proceso de almacenamiento debe satisfacer tres objetivos primarios: a) medir y verificar el volumen de gas inyectado; b) monitoreo de la migración del gas inyectado; c) determinación de los procesos asociados a la inyección del CO 2. El monitoreo permanente del subsuelo garantiza que el CO 2 permanece almacenado en el sitio seleccionado para su confinamiento. El entendimiento de los efectos del CO 2 en el sistema roca fluido y el mapeo del frente del CO 2 son factores de éxito. Existen 4 esquemas para monitoreo: mediciones en superficie, mediciones en instalaciones superficiales, mediciones in situ a escala de pozo y mediciones geofísicas en superficie. 10

11 9. Monitoreo por métodos sísmicos (2/5) Descripción (cont.) Las mediciones indirectas por métodos geofísicos ofrecen ventajas que permiten medir el movimiento de fluidos inyectados, cubriendo grandes extensiones. Tres herramientas de superficie son: Sísmica de lapso o 4D. Es la técnica más efectiva para monitorear cambios en la saturación de fluidos y en la presión de las formaciones. Involucra adquisiciones sísmicas repetidas en el tiempo; exitosa en el monitoreo del avance de fluidos. Mediciones electromagnéticas. Opción adicional para el monitoreo del avance de los fluidos. Aprovecha que el CO 2 es altamente resistivo y puede ser utilizado en confinamientos limitados por acuíferos salinos ligados a zonas altamente conductoras. Mediciones gravimétricas. El contraste de densidad posterior a la inyección de CO 2 se utiliza para definir cambios y movimientos de fluidos. Los registros geofísicos de pozos representan una herramienta adicional que se utiliza en la evaluación de la distribución vertical de CO 2. Mediciones a escala de pozo mejoran el monitoreo del proceso; p. ej. la sísmica pasiva (microsísmica) detecta tanto la ubicación de la acumulación principal de CO 2, como zonas de fracturas en la roca sello. 11

12 9. Monitoreo por métodos sísmicos (3/5) Tecnologías emergentes Los principales proyectos de almacenamiento de CO 2 con pruebas de monitoreo sísmico son: Sleipner, proyecto Noruego de almacenamiento en acuífero salino. Weyburn, Canadá; proyecto compartido entre Estados Unidos (CO 2 de una planta en Dakota del Norte) y Canadá (confinamiento en el yacimiento Weyburn). Uno de los proyectos mejor estudiados en cuanto a monitoreo. In-Salah, Argelia; proyecto de almacenamiento de CO 2 (del tratamiento del gas de producción) transportado y reinyectado en el campo Krechba (arena de baja permeabilidad). Nagaoka, Japón; proyecto de demostración para almacenar CO 2 de plantas industriales. Aplicación de la sísmica de lapso para el monitoreo de CO 2. (Fuente: R.D. Benson, 2010) 12

13 9. Monitoreo por métodos sísmicos (4/5) Problemas 1. Complejidad del yacimiento. La caracterización geológica y petrofísica es fundamental para el diseño, modelado y monitoreo de los proyectos de inyección de CO 2. Todos los casos deben de ser estudiados de manera particular, es necesario realizar estudios de factibilidad con las características específicas del sitio. 2. Comportamiento del CO 2. Es un gas bien conocido y evaluado a condiciones atmosféricas; sin embargo, es necesario realizar trabajo adicional y experimentación a nivel de laboratorio para conocerlo a temperatura y presión de yacimiento, así como su comportamiento en sistemas roca fluido. 3. Modelos de inversión interpretación. El monitoreo de yacimientos involucra incorporar de manera simultánea datos sísmicos y datos de producción, de naturaleza y escala diferente. Es necesario mejorar y optimizar los métodos actualmente disponibles para incorporar estos datos en un modelo realista de distribución de fluidos. 13

14 9. Monitoreo por métodos sísmicos (5/5) Problemas (cont.) 4. Falta de resolución de los métodos sísmicos. Los datos sísmicos se utilizan para realizar una cobertura espacial de las zonas de interés, empero existe pérdida de resolución vertical con respecto a la profundidad. Es necesario mejorar la definición vertical de las propiedades, derivados de tomografía sísmica entre pozos, microsísmica y perfiles sísmicos. 5. Monitoreo a condiciones dinámicas. En proyectos de demostración y de aplicación ha surgido la necesidad de estudios detallados del comportamiento de rocas almacenadoras y rocas sello; los cambios de presión por la inyección generan deformación o microfracturamiento, así como pérdida de calidad de la roca sello. 6. Monitoreo efectivo del yacimiento con enfoque integral. La integración de datos de superficie, datos de pozo, datos de instalaciones, así como datos de tipo geofísico, mejorarían los modelos predictivos del comportamiento de CO 2 confinado. 14

15 Agradecimientos Tecnología Absorción de CO 2 Separación CO 2 mediante membranas Separación CO 2 criogénica Pre combustión Pre combustión Oxy combustión Almacenamiento geológico Almacenamiento submarino Monitoreo - Sísmica 4D Especialistas M.I. Florentino Murrieta Guevara Dr. Esteban Rodríguez Rodríguez Dra. Claudia de la Paz Zavala Dr. Jorge F. Palomeque Santiago M.I. Florentino Murrieta Guevara Dr. Esteban Rodríguez Rodríguez M.C. Jorge Gasca Ramírez Ing. Moisés Magdaleno Molina Dr. Ramón Bolado Estandia Dr. David López López M.C. Jorge Gasca Ramírez Ing. Moisés Magdaleno Molina Dr. J. Manuel Grajales Nishimura Dr. Andrés E. Moctezuma Berthier Dr. Ascención Romero Martínez Dr. Fco. Fernando Castrejón Vácio 15

16 Captura y confinamiento de carbono; tecnologías en desarrollo Gracias XVIII Foro de Avances de la Industria de la Refinación México, DF; 12 de julio de 2012