Consideraciones generales para la elaboración de un atlas de almacenamiento geológico de CO2 del Perú
Jorge Humberto Paredes-Ángeles
Consideraciones generales para la elaboración de un atlas de almacenamiento geológico de CO2 del Perú
Boletín de Geología, vol. 42, núm. 3, 2020
Universidad Industrial de Santander
Jorge Humberto Paredes-Ángeles jhparedes@gmail.com
Universidad Nacional de Ingeniería, Perú
Recibido: 15 Abril 2019
Aceptado: 31 Agosto 2020
Resumen:
La captura y el secuestro o almacenamiento geológico de CO2 es la mejor alternativa para reducir el exceso de emisiones de CO2 antropogénico al medio ambiente, tanto por consideraciones técnicas como económicas. Los volúmenes de almacenamiento de CO2 y los tiempos de residencia prolongados en los depósitos geológicos lo hacen particularmente interesante. Aunque no se ha probado a gran escala, los diferentes proyectos piloto realizados y los que están en ejecución en varias partes de Europa y Norteamérica muestran resultados muy alentadores. En este trabajo se desarrollan los principios más importantes que hay que tomar en cuenta al elaborar un atlas de almacenamiento geológico de CO2. Se hace una revisión de los fundamentos teórico-prácticos para el secuestro geológico de CO2, también se desarrollan los tipos y mecanismos de retención del dióxido de carbono en las diferentes formaciones geológicas, luego se revisan los principales criterios de selección de los emplazamientos y los indicadores de idoneidad de los sitios para el secuestro de dióxido de carbono. Se presenta un sistema de clasificación de los sitios en función del conocimiento geológico de la formación seleccionada que es una adaptación de la experiencia geológica en la exploración de petróleo y gas. Se proponen tentativamente las áreas geográficas a investigar e información geológica a recabar y procesar en función a los potenciales almacenes existentes y también se expone la metodología para la estimación de los recursos de almacenamiento o secuestro geológico de dióxido de carbono en función de las formaciones que podrían ser encontradas.
Palabras clave: Secuestro de CO2, Almacenes geológicos de CO2, Formaciones geológicas almacén, Atlas de almacenamiento de CO2 en Perú.
Abstract:
CO2 capture and sequestration or geological storage is the best alternative for reducing excess anthropogenic CO2 emissions into the environment, both for technical and economic considerations. The volumes of CO2 and the prolonged residence times in the geological deposits make it especially interesting. Although it has not been tested on a large scale, the different pilot projects carried out and those underway in various parts of the world have shown very encouraging results. This work develops the most important principles to be taken into account when preparing a geological atlas for storage of CO2. The theoretical-practical foundations for the geological sequestration of CO2 are reviewed, the types and mechanisms of carbon dioxide sequestration in the different geological formations are also developed, then is reviewed the main criteria for the selection of sites and the indicators of suitability for the sequestration of carbon dioxide. It presents a system of classification of sites according to the geological knowledge of the selected formation, which is an adaptation of geological experience in oil and gas exploration. It tentatively proposes geographical areas to investigate and collect geological information based on existing potential storage sites and it also exposes a methodology for estimating the storage capacity for geological sequestration of carbon dioxide depending on the formations that could be found.
Keywords: CO2 sequestration, CO2 geological stores, Geological formations for storage, Atlas of CO2 storage in Peru.
Introducción
El Perú (ver Figura 1), no es un importante consumidor de energía, pero de la evolución de su matriz eléctrica en los últimos años; es posible apreciar que la quema de combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas, por lo tanto, la generación de CO2) se ha casi duplicado de 2006 al 2016 (ver Figura 2), y ahora es la principal fuente generadora de electricidad en el Perú; lo que convierte a este país también en parte del problema de la generación de gases de efecto invernadero.
Figura 1
Mapa de ubicación del área de estudio/mapa geológico del Perú (modificado de INGEMMET, 1999).
Figura 2
Evolución de la Matriz energética del Perú 2016-2016 (Dirección General de Electricidad, 2016).
El acuerdo de París de diciembre 2015 se traza como objetivo mantener el incremento de la temperatura global muy por debajo de los 2ºC, respecto a los niveles pre industriales (Naciones Unidas UNFCC, 2015). Además, proseguir los esfuerzos para limitar ese aumento a 1,5ºC y evitar así efectos catastróficos para los países más vulnerables (Naciones Unidas UNFCC, 2015). Y respecto a las emisiones de gases contaminantes dice: “lograr el equilibrio entre los gases emitidos y los que pueden ser absorbidos en la segunda mitad del siglo, en otras palabras, ser carbono neutral” (Naciones Unidas UNFCC, 2015); en esta dirección algunos países de la comunidad europea, américa del norte y Australia han trabajado ya sus atlas de almacenamiento geológico de CO2 (ver Tabla 1) y desarrollan una serie de otras actividades relacionadas. En el Perú aún no ha sido tomada ninguna medida ni gubernamental ni privada para dimensionar el potencial de almacenamiento geológico de CO2.
Los atlas a diferencia de los Sistemas de Información Geográficos (SIG), son colecciones de mapas temáticos específicos, estáticos y por lo tanto quedan fijados en un documento, que puede ser alguna variante de reporte final. Los SIG son dinámicos y requieren constante actualización o al menos su mantenimiento en sitios web especializados que requieren conocimientos y asignación de presupuesto determinados.
Cuadro comparativo de Atlas Nacionales de Captura y Almacenamiento Geológico de CO2.
Marco teórico
Secuestro geológico del carbono
La captura y almacenamiento o secuestro del dióxido de carbono es el proceso de captación y retención del CO2 evitando que se acumule en la atmósfera. Desde la academia se está investigando una serie de variantes para la captura y almacenamiento o secuestro de CO2, entre ellas el secuestro geológico del dióxido carbono. El secuestro o almacenamiento geológico se define como la colocación de CO2 en una formación geológica subterránea de tal manera que permanezca almacenado permanentemente (DOE - Laboratory, U.D., 2010; CO2CRC, 2012).
En el mundo se están estudiando varios tipos de formaciones geológicas para el secuestro o almacenamiento del dióxido de carbono; cada uno de ellos tiene sus particularidades especiales: (1) depósitos de petróleo y gas; (2) salmueras o formaciones salinas profundas; (3) mantos de carbón no explotable (4) esquistos ricos en orgánicos; y (5) formaciones de basalto; y más recientemente (6) formaciones de esquisto fracturado agotadas por hidrocarburos; (7) otras opciones incluyen evaporitas, pizarras bituminosas y cavidades subterráneas (Figura 3).
El proceso de secuestro geológico de dióxido de carbono incluye el monitoreo, la verificación, el registro y la evaluación de riesgos en el sitio de almacenamiento. Estas actividades de los diferentes entes encargados de la reducción de gases de efecto invernadero en el mundo se centran en el desarrollo y la implementación de tecnologías que pueden proporcionar un registro preciso del CO2 almacenado y un alto nivel de confianza en que el CO2 se mantendrá permanentemente almacenado.
Relacionado con el gradiente geotérmico y con la profundidad, el CO2 inyectado alcanza el estado supercrítico comportándose como un fluido denso (a presiones mayores que 7,38 MPa y temperaturas mayores que 31,1°C) (Figura 4). En esta condición, el CO2 adquiere una densidad similar a la del líquido, entre 600 y 800 kg/m3, hecho por el que ocupa un menor volumen de poro, lo que permite un almacenamiento más eficiente (Figura 5). Si queremos asegurar el almacenamiento en estado supercrítico, la profundidad mínima establecida para un reservorio es de cerca de 800 m, en la que se dan estas condiciones.
Figura 3
Sinopsis de las opciones de secuestro geológico de CO2 (modificado de PNUMA, 2005).
Figura 4
Diagrama de fases de CO2 (modificado de ChemicaLogic Corporation, 1999).
Figura 5
Diagrama de cambio de volumen por profundidad y temperatura (modificado de CO2CRC, 2012).
Cada una de las opciones de almacenamiento geológico tiene sus peculiaridades y rasgos distintivos que es necesario identificar y desarrollar.
Los mecanismos de retención y/o captura son tanto físicos (trampa estructural o estratigráfica), hidrodinámicos (residual y adsorción), como químicos (atrapamiento por dilución o formación mineral) (Leung et al., 2014), resumidos en la Tabla 2.
Tipos y mecanismos de retención y/o captura del CO2 (modificado de Leung et al., 2014).
Criterios de selección de los emplazamientos
Considerando que los almacenes geológicos por su naturaleza son variados, en general rocas sedimentarias clásticas, mantos de carbón, rocas magmáticas básicas vesiculares, los criterios de selección también son variados.
Estos criterios incluyen los siguientes, pero no se limitan a: (1) condiciones de presión y temperatura; (2) aislamiento de aguas subterráneas potables poco profundas, otros estratos, suelos y atmósfera; y (3) presión de entrada de la capa sello (Bachu, 2008).
Los principales indicadores geológicos para establecer la idoneidad del sitio de almacenamiento para rocas sedimentarias clásticas son la porosidad y la permeabilidad, que disminuyen con el aumento de la profundidad.
Basado en este indicador en la Tabla 3 se evidencia que, la región óptima para el secuestro/almacenamiento geológico de CO2 está entre los 800 y 2500 m de profundidad.
Indicadores geológicos clave para establecer la idoneidad del sitio de almacenamiento (modificado de Chadwick et al., 2008).
Caracterización de sitios para almacenamiento geológico
Este es un proceso semejante a los métodos que se emplean en la industria petrolera para madurar un proyecto, a través de una secuencia progresiva de clases de recursos y subclases de estado de desarrollo hasta que madure y comience a producir hidrocarburos. Un sistema de clasificación geológica de secuestro o almacenamiento de CO2 se considera debería seguir los mismos procesos desarrollados por el negocio petrolero en una progresión ascendente basada en análisis realizados para reducir el riesgo de desarrollo del proyecto (Tabla 4). El marco propuesto por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (U.S. Department of Energy’s DOE) contiene tres fases distintas de evaluación (fase de exploración, fase de caracterización del sitio y fase de implementación) que corresponden a cada clase de recurso y se subdividen en subclases de proyecto.
La información para el secuestro geológico de dióxido de carbono en nuestra propuesta de atlas se desarrolla para proporcionar una visión general de alto nivel de almacenamiento geológico de CO2 en el territorio peruano. Las extensiones superficiales de las formaciones geológicas y las estimaciones de recursos de almacenamiento de CO2 que se presenten deben ser considerados solamente como una evaluación inicial del potencial de almacenamiento geológico. El atlas en construcción proporcionará información básica sobre un sitio potencial antes de una evaluación de la fase de exploración, por lo tanto, debe tomarse como una primera aproximación. La maduración del sitio (Figura 6), corresponderá a futuros trabajos que se ejecuten progresivamente durante la exploración.
Comparación de la clasificación de la industria petrolera (Society of Petroleum Engineers, 2018) con la propuesta de clasificación de secuestro geológico de CO2 (Frailey y Finley, 2009).
Figura 6
Representación gráfica de la maduración del sitio del proyecto a través de las diferentes fases de exploración.
Principales cuencas sedimentarias en el Perú
Se han establecido 18 cuencas sedimentarias con posibilidades de exploración por hidrocarburos y de potencial almacenamiento de CO2, ocho de ellas están en o parcialmente costa-afuera (lo que se conoce como offshore) las demás se emplazan en la parte continental (Figura 7).
La importancia para los fines de estimación de los potenciales almacenes geológicos es muy grande, ya que en estas cuencas se sitúan los más importantes depósitos de hidrocarburos (petróleo, gas), así como también las formaciones que alojan aguas salinas.
Figura 7
Cuencas sedimentarias del Perú (modificado de MINEM, 2017).
En las cuencas del norte Tumbes-Progreso y Talara, desde inicios del siglo pasado se ha tenido producción comercial de petróleo, en especial en la Cuenca Talara que ha sido intensamente explotada y que ha acumulado una producción de alrededor de 1,500 millones de barriles de petróleo.
Las demás cuencas sedimentarias emplazadas en el zócalo continental no han sido exploradas cabalmente, algunas con levantamientos sísmicos y perforación de algunos pozos. En las Cuencas, ubicadas en la vertiente oriental de los Andes y en la Región Amazónica, se hicieron hallazgos importantes de petróleo y gas. Las Cuencas de Talara en el Norte, en la Cuenca Marañón en la selva peruana, a diciembre 2016, tienen una producción acumulada de 2,577 millones de barriles de petróleo.
En la Selva Sur, en la década de los años 1980, se descubrieron los yacimientos de Camisea, con reservas probadas de alrededor de 8,1 trillones de pies cúbicos y 567 millones de barriles de líquidos. Desde que entró en operaciones sumado a lo que salió de Talara ha producido 7,374 billones de pies cúbicos de gas (MINEM, 2017).
Formaciones salinas, mantos de carbón no explotable y basaltos
En estas cuencas sedimentarias también hay formaciones con salmueras, que no se han dimensionado a la fecha y que deben ser materia de estudio con fines del almacenamiento geológico de dióxido de carbono.
En el territorio peruano hay también depósitos importantes de rocas carbonáceas que son trabajadas a diferentes escalas, pero como ocurre en otros lugares del mundo hay mantos de carbón que no son de interés debido a sus características técnico-económicas y devienen en no explotables. Adicionalmente hay importante presencia de rocas volcánicas basálticas que deben también evaluarse respecto a su potencial de almacenamiento de CO2 (Figura 1).
Parte importante de las consideraciones es la investigación de los otros potenciales almacenes geológicos de dióxido de carbono, tales como los mantos de carbón no explotables, y las formaciones basálticas, que también constituyen ambientes favorables.
Existen en la Carta Geológica Nacional 211 regiones que están conformadas por basaltos, cuyas edades varían desde Cretácico Inferior (Ki-ch) hasta el Paleógeno y se distribuyen en 15 hojas de la carta y que deben ser caracterizadas con fines del almacenamiento geológico de CO2. El listado está en el Anexo 1.
Metodología
Estimación de la capacidad de almacenamiento de los reservorios geológicos
Los métodos disponibles para estimar volúmenes subsuperficiales se aplican amplia y rutinariamente en las estimaciones relacionadas con la eliminación de hidrocarburos, aguas subterráneas, almacenamiento subterráneo de gas natural y control de inyecciones subterráneas (Goodman et al., 2011). Normalmente se utilizan dos enfoques diferentes para estimar los volúmenes de inyección en el subsuelo; se definen como métodos estáticos y dinámicos (Calhoun, 1982). Los métodos estáticos utilizados para estimar el potencial de almacenamiento de CO2 se basan en modelos volumétricos y en modelos basados en la compresibilidad (Bachu et al., 2007; Burruss et al., 2009; Van der Meer y Yavuz, 2009). Los métodos volumétricos se aplican generalmente cuando se asume que la formación está abierta y que los fluidos de formación son desplazados de la formación o manejados vía producción. Si se demuestra que el sistema está cerrado, los volumétricos del sistema de almacenamiento seguirían calculándose, pero la estimación del recurso se basaría en la cantidad de ese espacio que podría comprimirse debido a la inyección de CO2. Normalmente, no se pueden realizar simulaciones dinámicas significativas antes de que se recojan datos específicos del campo de interés, tales como tasas de inyección medidas en campo y/o pruebas de pozos. La metodología US-DOE utiliza el enfoque volumétrico para estimar el potencial de recursos de almacenamiento de CO2 en yacimientos de petróleo y gas, formaciones salinas y vetas de carbón no minables, es la que será usada para este fin.
La metodología US-DOE se basa en métodos volumétricos para estimar volúmenes subsuperficiales, distribuciones de fluidos in situ y procesos de desplazamiento de fluidos (Calhoun, 1982).
Esta metodología es usada para evaluaciones de alto nivel de posibles yacimientos de almacenamiento de CO2 en Estados Unidos y Canadá; pero se ha convertido más o menos en estándar de facto en la comunidad académica internacional. Como ya se mencionó está basada en estimar el volumen de poros físicamente accesible. No incluye ninguna consideración de restricciones reguladoras o económicas, y es utilizado para políticas gubernamentales y decisiones comerciales de amplio alcance relacionadas con la energía.
Las estimaciones de recursos de almacenamiento de CO2, son fundamentalmente estimaciones del volumen de poro disponible de una formación dada que es accesible para CO2 inyectado a través de pozos perforados y completados, partiendo de la hipótesis de que los fluidos in situ serán desplazados por el CO2 inyectado a una distancia de la misma formación o formaciones vecinas o gestionados por medio de la producción, el tratamiento y la eliminación.
Las estimaciones del volumen de almacenamiento subterráneo dependen de las propiedades geológicas (área, espesor y porosidad de las formaciones) y la eficiencia del almacenamiento (la fracción del volumen de poro accesible que ocupará el CO2 inyectado).
La estimación en masa de recursos de almacenamiento de CO2 en yacimientos de petróleo y gas se obtiene de la siguiente ecuación:
Donde A es el área que define el yacimiento de petróleo o gas que se está evaluando para el almacenamiento de CO2, hn es la altura de la columna de petróleo y gas en el depósito, Φe es la porosidad efectiva media en volumen definida por el espesor de la red, Swi es la saturación media inicial de agua dentro del área total (A) y espesor neto (hn), B es el factor de volumen de formación de fluido; ρCO2std es la densidad estándar de CO2 evaluada a presión y temperatura estándar y Eoil/gas es el factor de eficiencia de almacenamiento de CO2; el factor B, convierte el volumen estándar de aceite o gas en volumen subsuperficial (a presión y temperatura del depósito), por ejemplo, el volumen del tanque de almacenamiento de petróleo por volumen del yacimiento de petróleo, mientras que el factor de eficiencia de almacenamiento Eoil/gas es el volumen de CO2 almacenado en un depósito de petróleo o gas por unidad de volumen de petróleo o gas original (OOIP o OGIP - Original Oil In Place u Original Gas In Place ).
La estimación en masa de recursos de almacenamiento de CO2 en un acuífero salino profundo:
Donde At es el área geográfica que deslinda la cuenca o región evaluada para el almacenamiento de CO2, hg es el espesor bruto de las formaciones salinas para las que se evalúa el almacenamiento de CO2 en la cuenca o región de origen por A, Φtot es la porosidad total en el volumen definido por el espesor neto, ρ es la densidad de CO2 evaluada a presión y temperatura que representa las condiciones de almacenamiento previstas para una unidad geológica específica promediada sobre hg y At y Esaline es el factor de eficiencia del almacenamiento de CO2 que retiene una fracción del volumen total de los poros que está lleno de CO2.
La estimación en masa de recursos de almacenamiento de CO2 de los mantos de carbón no minable.
Donde A es el área geográfica que delimita la cuenca o región carbonífera para el cálculo del almacenamiento de CO2, hg es el espesor bruto de los mantos de carbón para las que se evalúa el almacenamiento de CO2 dentro de la cuenca o región determinada por A, Cs,max es el volumen estándar máximo adsorbido de CO2 por unidad de volumen de carbón in situ; asume condiciones de carbón saturado de CO2 al 100%; si está libre de ceniza seca, se debe realizar la conversión, ρCO2std es la densidad estándar de CO2, y Ecoal es el factor de eficiencia de almacenamiento de CO2 que refleja una fracción del volumen total de carbón a granel que es contactado por el CO2.
Luego de la exploración, en la etapa de caracterización del sitio (ver Tabla 4), será de suma importancia determinar la inyectividad de cada formación geológica, entendiéndose que inyectividad es una medida cuantitativa de la facilidad con la que un gas o líquido o fluido en estado supercrítico, se introduce dentro de una formación geológica por unidad de espesor de la formación. Se deberá establecer también el diseño de la malla, la distribución espacial de los pozos de inyección y evaluar eventualmente la extracción de agua mientras se inyecta CO2.
Otro aspecto importante que no se puede soslayar en los tiempos actuales es la licencia social y el Perú como signatario de convenios internacionales, por ejemplo: El convenio 169 de la OIT (1989): pueblos indígenas e inclusión social, está en la obligación de consultar a los habitantes de las localidades y a los pueblos originarios aquellas decisiones que los puedan afectar directamente o aquellas que estén relacionadas con el uso de los recursos geológicos y/o del subsuelo en los territorios donde habitan. En esa línea los proyectos de captura y almacenamiento geológico de CO2, deberán de ser socializados desde etapas tempranas de su desarrollo de acuerdo con la normatividad existente.
Conclusiones
La captura y el secuestro o almacenamiento geológico de CO2 es la mejor alternativa para reducir el exceso de emisiones de CO2 antropogénico al medio ambiente, tanto por consideraciones técnicas como económicas. Los volúmenes de almacenamiento de CO2 y los tiempos de residencia prolongados en los depósitos geológicos lo hacen particularmente interesante.
El más importante potencial de secuestro o almacenamiento geológico de CO2 identificado en el Perú, está en los depósitos de hidrocarburos, tanto en los explotados y los que aún están en operación o por explotarse, y se emplaza en las cuencas de Talara y Marañón y Ucayali.
En el Perú, NO se han estudiado aún formaciones con acuíferos salinos profundos (entre 800 y 2500 m de profundidad), por lo tanto, hay mucho trabajo pendiente en esta área. Presumiblemente en el caso peruano éste debe ser el almacén geológico más importante que existe.
Las formaciones de volcánicos con basaltos tienen una amplia distribución en el territorio nacional y el trabajo que sigue es ubicarlos y precisar sus características para cuantificar su potencial de almacenamiento geológico de CO2.
Agradecimientos
Agradecemos a los revisores de éste artículo por sus importantes sugerencias para mejorarlo y darle el aspecto que finalmente tiene.
Referencias
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Anexo 1
Formaciones con basaltos en la carta geológica nacional. Mapa geológico del Perú - 1:100 000 – 2018.
Información adicional
Forma de citar: Paredes-Ángeles, J.H. (2020). Consideraciones generales para la elaboración de un atlas de almacenamiento geológico de CO2 del Perú. Boletín de Geología, 42(3), 243-260. DOI: https://doi.org/10.18273/revbol.v42n3-2020011
ISSN: 0120-0283
Vol. 42
Num. 3
Año. 2020
Consideraciones generales para la elaboración de un atlas de almacenamiento geológico de CO2 del Perú
Jorge Humberto Paredes-Ángeles
Universidad Nacional de Ingeniería,Perú
