El almacenamiento geológico es permanente: Unas preguntas frecuentes con Bruce Hill
Las tecnologías de captura de carbono son herramientas esenciales para reducir las actuales emisiones industriales de CO₂, proporcionando una vía de transición de los combustibles fósiles a las alternativas energéticas de carbono cero que se están desarrollando en la actualidad, así como para eliminar el CO₂ directamente de la atmósfera.
Para que la captura de carbono sea eficaz, el almacenamiento de esas emisiones capturadas debe ser permanente. La captura de carbono está cobrando impulso ahora con más de treinta propuestas proyectos de captura de carbono que han sido impulsados por los créditos fiscales 45Q. Esto ha suscitado preguntas sobre las opciones geológicas para almacenar el dióxido de carbono capturado (CO₂), así como sobre si el CO₂ almacenado en formaciones geológicas permanecerá allí de forma permanente.
En este blog responderé a las preguntas más frecuentes para ilustrar cómo el almacenamiento geológico de CO₂ proporciona efectivamente una reducción de las emisiones de CO₂ a largo plazo, de bajo riesgo y permanente. Un aspecto clave de estas preguntas frecuentes es el hecho de que es extremadamente improbable que las inyecciones bien reguladas de CO₂ en formaciones geológicas profundas en proyectos correctamente ubicados, lleguen alguna vez a la atmósfera en cantidades significativas. Las múltiples líneas de evidencia de la permanencia comienzan con lo que sabemos sobre las rocas y las formaciones geológicas. "Permanente" significa aquí que el CO₂ inyectado para su almacenamiento permanecerá en el subsuelo y nunca llegará a la atmósfera.
Ir a las preguntas frecuentes:
- ¿Cómo funciona el almacenamiento geológico de CO₂?
- ¿Cómo se atrapa el CO₂?
- ¿Pueden las fallas y fracturas permitir que el CO₂ inyectado migre a la superficie?
- Puede producirse una pérdida repentina de CO₂ en el almacenamiento geológico, por ejemplo, como en la trágica pérdida de vidas en el desastre del lago Nios en Camerún en 1986?
- ¿Cuánto tiempo permanecerá el CO₂ almacenado en trampas geológicas fuera de la atmósfera en los proyectos de almacenamiento bien ubicados?
- ¿Es el almacenamiento de gas natural un análogo del almacenamiento geológico de CO2?
- ¿Qué normas garantizan la seguridad del almacenamiento?
¿Cómo funciona el almacenamiento geológico de CO₂?
El almacenamiento geológico, en su forma más sencilla, tiene lugar en una roca porosa cubierta por una roca impermeable. Para encontrar opciones en el subsuelo para almacenar grandes volúmenes de CO₂, hay que buscar con ahínco formaciones muy profundas -no menos de media milla de profundidad- de rocas sedimentarias, como areniscas y calizas y dolomitas, o que sean lo suficientemente porosas como para contener CO₂. Estas formaciones de almacenamiento no están justo debajo de los pies, no son cuevas, sino que son rocas profundas y porosas, fuertemente unidas por formaciones impermeables por encima, y separadas verticalmente de la superficie. En geología también se habla de trampas dentro de estas formaciones que impiden que los fluidos y los gases migren; hay varios tipos diferentes de estructuras geológicas que atrapan el CO₂, incluida la conocida formación de tipo cuenco invertido que los geólogos llaman anticlinal o cúpula (ilustrada a continuación).
Algunas de las formaciones más gruesas y con mayor potencial de almacenamiento se encuentran en la región del Golfo de México (en tierra y mar adentro), donde el río Misisipi, y su antecesor ancestral, ha depositado durante millones de años secuencias sedimentarias marinas en las que el río vierte sus sedimentos en el agua de mar formando el Delta del Misisipi. El Delta tiene un asombroso grosor de varios kilómetros como resultado del hundimiento de la corteza subyacente y, por tanto, de la acomodación de más depósitos a medida que el Mississippi deja caer su carga de arena. Las formaciones de almacenamiento como éstas son altamente permeables, tienen espacios adecuados entre los granos, rellenados en parte por agua salada, de manera que pueden servir como esponjas geológicas. Llamamos almacenamiento salino al secuestro de CO₂ en estas rocas. Estas formaciones garantizan un almacenamiento permanente porque se caracterizan por secuencias repetitivas de roca impermeable superpuesta, como la pizarra, u otras capas de roca hermética y bien cementada que los fluidos y los gases no pueden atravesar, lo que se conoce como roca sello. Esta asociación de roca porosa de depósito y pizarra impermeable es producto de millones de años de procesos tectónicos y de nivel del mar repetitivos que han dado lugar a entornos de aguas más superficiales y más profundas. Con estas espectaculares formaciones de almacenamiento, esta región podría ser el destino de gran parte del CO₂ capturado en el centro del continente. Las secuencias de depósitos y caprocas también pueden formarse en entornos continentales no marinos por arroyos y lagos y por el viento en entornos desérticos. Todos estos entornos geológicos están representados en la estupenda geología del Gran Cañón. Estas capas alternas de arenisca y pizarra suelen repetirse y apilarse de tal manera que incluso pueden aceptar CO₂ a múltiples profundidades creando la oportunidad de lo que se denomina almacenamiento apilado.
Esta vista del Gran Cañón ilustra la profundidad de una milla de las inyecciones típicas de CO₂ y la gruesa sobrecarga de estratos -apilamientos repetidos de areniscas, calizas y pizarras, en gran parte impermeables- que el CO₂ flotante tendría que atravesar para llegar a la superficie. El almacenamiento del CO₂ supercrítico capturado debe producirse a una profundidad de al menos media milla.
¿Cómo se atrapa el CO₂?
El CO₂ queda atrapado o encerrado en la formación, al atravesar la roca porosa. En el almacenamiento geológico, el CO₂ capturado se inyecta en la roca porosa, no como gas, sino como una forma líquida muy comprimida llamada CO₂ supercrítico. El dióxido de carbono en este estado es extremadamente fluido y puede atravesar fácilmente los espacios porosos de la roca al acercarse a una trampa física. Sin embargo, al hacerlo, una parte del CO₂ "se desprende", como dicen los geofísicos, y queda encerrada en los poros de la roca. Lo llamamos atrapamiento capilar o residual porque la acción capilar retiene el CO₂ en los poros de la roca. A medida que la pluma de CO₂ inyectada se desplaza por la roca hasta el yacimiento, el tamaño y la fuerza de la pluma disminuyen, de modo que sólo puede llegar hasta cierto punto. Por lo tanto, el CO₂ no mantiene el impulso suficiente para ascender a través de una secuencia de rocas de espesor vertical. Como resultado, este atrapamiento residual proporciona cierta ayuda para reducir la probabilidad de que el CO₂ migre inesperadamente a través de media milla de roca porosa y hacia la atmósfera. Además del atrapamiento capilar, el CO₂ inyectado también se disuelve en el agua salina de la formación. El atrapamiento por solubilidad es importante porque disuelve el CO₂ en fase libre en la salmuera, reduciendo el potencial de migración vertical en la fase gaseosa. De hecho, en algunas condiciones, si la salmuera portadora de CO₂ es densa, puede hundirse más abajo en la formación. Por último, con el tiempo, en presencia de una cantidad adecuada de calcio, el CO₂ puede utilizarse para formar minerales de carbonato cálcico en la formación, dependiendo de la composición geoquímica local de las rocas y de la salmuera circundante.
Tras la inyección, varios mecanismos de atrapamiento garantizan que el CO₂ impida la migración a la superficie. El atrapamiento estratigráfico es el atrapamiento físico del CO₂ bajo capas impermeables como las pizarras. El atrapamiento residual es la inmovilización progresiva del CO₂ atrapado en los poros por la presión capilar a medida que la pluma atraviesa la roca. El atrapamiento por solubilidad es el CO₂ atrapado al disolverse en el agua salina de la formación. El atrapamiento mineral es la formación de minerales a largo plazo en determinadas formaciones, como las calizas o las areniscas cementadas con calcita. Fuente: IPCC, 2005.
¿Pueden las fallas y fracturas permitir que el CO₂ inyectado migre a la superficie?
Las fallas y fracturas pueden suponer un riesgo para el CO₂ almacenado si proporcionan una ruta alrededor de las trampas hacia la superficie. Sin embargo, en las rocas más antiguas, las fallas y fracturas existentes pueden estar rellenas de minerales, o mineralizadas, de manera que en realidad proporcionan excelentes trampas cuando las formaciones impermeables se han yuxtapuesto tectónicamente a las permeables. Por eso, cuando una falla aparece en un estudio geológico para preparar un proyecto de almacenamiento, es importante determinar de qué tipo de falla se trata. Una normativa sólida que exija ese estudio geológico detallado es esencial para identificar esas características y determinar si son transmisivas o impermeables en las condiciones de inyección previstas.
Si la permeabilidad es probable, o si hay riesgo de terremoto en las cercanías, un sitio no puede - y no debe - calificar para un permiso de almacenamiento. Estados Unidos La normativa de control de las inyecciones subterráneas ofrece estas protecciones, exigiendo la identificación y el control de cualquier falla y fractura potencialmente transmisora.
Puede producirse una pérdida repentina de CO₂ en el almacenamiento geológico, por ejemplo, como en la trágica pérdida de vidas en el desastre del lago Nios en Camerún en 1986?
El dióxido de carbono, a diferencia de su hermano el monóxido de carbono (CO), no es directamente tóxico para los seres humanos cuando se libera al aire ambiente a menos que la liberación sea catastrófica - muy rápida y en cantidades extremadamente altas. Como ya se ha comentado brevemente, y con más detalle en la entrada de mi blog, la liberación catastrófica del lago Nios se produjo en condiciones muy diferentes a las que se darían en el caso del CO₂ secuestrado. La causa fue un volumen muy grande de CO₂ volcánico ventilado que se concentró y quedó atrapado en el agua fría del fondo del joven lago y se liberó probablemente como resultado de un terremoto.
Los géiseres son un ejemplo tangible de la liberación rápida de CO₂ mucho mayor de lo que jamás se liberaría en un lugar de almacenamiento; si ha estado en el Parque Nacional de Yellowstone, puede contemplar cómo el CO₂ y el agua de Old Faithful brotan periódicamente hacia el cielo desde la tierra sin riesgo de asfixia.
¿Cuánto tiempo permanecerá el CO₂ almacenado en trampas geológicas fuera de la atmósfera en los proyectos de almacenamiento bien ubicados?
Los depósitos de petróleo y gas son un análogo válido para demostrar la permanencia del atrapamiento geológico, ya que han estado atrapados en formaciones geológicas durante millones de años. El petróleo y el gas que producimos en las formaciones geológicas han estado atrapados durante millones, decenas de millones y, en algunos casos, varios cientos de millones de años. Y, permanecerían allí durante decenas o cientos de millones de años más, si no los estuviéramos explotando. Al igual que el CO₂, estos hidrocarburos son flotantes en relación con el agua y, al formarse a partir de la descomposición de las pizarras durante periodos de tiempo geológico excesivamente largos, se desplazan de forma flotante a través de las rocas hasta que quedan atrapados por una secuencia de rocas de la capa superior y forman las piscinas, de las que ahora los producimos.
El gas natural y el petróleo altamente flotantes quedan atrapados durante millones de años en estructuras geológicas como este anticlinal. Otras trampas son las fallas y las trampas estratigráficas, que yuxtaponen rocas porosas bajo rocas impermeables. Ilustración: Geología del Valle de San Joaquín.
Como se resume en mi artículo de 2013 Geologic Carbon Storage Though Enhanced Oil Recovery (Almacenamiento geológico de carbono a través de la recuperación mejorada del petróleo), escrito con mis colegas Susan Hovorka, de la Oficina de Geología Económica de la Universidad de Texas, y Steve Melzer, conocido consultor de EOR, el sitio web Estados Unidos tiene medio siglo de experiencia en inyecciones de CO₂ en el subsuelo y en la gestión de penachos. La industria petrolera lleva medio siglo utilizando el CO₂ para producir más petróleo debido a sus propiedades para movilizar y liberar el petróleo persistente de los yacimientos que se han agotado con los métodos convencionales. A esto lo llamamos recuperación mejorada de petróleo o EOR. El historial de más de 50 años de la industria de la EOR proporciona una prueba sólida adicional de la baja probabilidad de que se produzcan pérdidas significativas de CO₂ por fugas. En la actualidad, se transportan aproximadamente 65 millones de toneladas de CO₂ a los proyectos de EOR a través de más de 5.000 millas de tuberías en el sitio web Estados Unidos y con décadas de operaciones seguras. Los operadores de EOR pagan por el CO₂ y lo tratan como un producto valioso que trabaja para minimizar y eliminar su pérdida mediante procesos de recaptura y reciclaje, prevención de fugas, rastreando el CO₂ en el subsuelo. Este seguimiento puede incluir el equipamiento de los pozos con sensores de presión que alertan inmediatamente a las operaciones centrales de los problemas de inyección y producción para que puedan ser remediados inmediatamente. En la EOR, el CO₂ se gestiona según un patrón en el que un pozo inyector puede estar rodeado normalmente por 4 pozos productores, lo que da lugar a una zona de baja presión a la que fluye el CO₂ inyectado, manteniendo así el CO₂ en el yacimiento, atraído hacia los pozos de producción. Los sistemas de reciclaje recapturan el CO₂ presente en el petróleo y lo reinyectan, almacenando así progresivamente la práctica totalidad del CO₂ inyectado inicialmente. Cuando cesa la inyección, la presión de la formación se relaja y los fluidos inyectados acaban alcanzando el equilibrio con la roca circundante.
Los proyectos de almacenamiento de EOR bien situados y cuidadosamente gestionados, con seguimiento, información y verificación, como los de Core Energy en Michigan y Occidental Petroleum en Texas (y varios otros), están contribuyendo al almacenamiento de CO₂ mientras, al mismo tiempo, producen petróleo. Una ventaja del secuestro de CO₂ basado en la EOR es que el subsuelo es bien conocido, así como los mecanismos de captura y la capacidad del yacimiento. El riesgo de fuga está en los yacimientos donde hay pozos antiguos, desconocidos y mal taponados. Sin embargo, el riesgo de los pozos heredados debe examinarse, según las normas de Estados Unidos que se describen a continuación, durante el proceso de establecimiento del plan de seguimiento, notificación y verificación(MRV) exigido para el almacenamiento geológico en el marco del Programa de notificación de gases de efecto invernadero. En la última década se han publicado en la prensa varios fracasos significativos de pozos abandonados (heredados), por ejemplo, en Misisipi (2007, 2011) y en Texas (2015). Aunque se produjeron algunos daños ambientales por el flujo de salmueras de petróleo portadoras de CO₂ a la superficie de la tierra, no se informó públicamente de grandes pérdidas volumétricas de CO₂. Además, estas fugas se descubrían rápidamente, se remediaban y se pagaban cuantiosas multas. Un estudio realizado en California sugirió que este tipo de fallos en los pozos heredados se produjeron muy probablemente al principio del proceso de inundación de CO₂, cuando el borde de la pluma alcanzó los pozos insuficientemente abandonados. Como resultado, es probable que cualquier fuga de los pozos heredados abandonados se detecte y se resuelva pronto. En un proyecto de EOR mal gestionado, el riesgo de una migración de CO₂ fuera del patrón/del contrato de arrendamiento podría dar lugar a la pérdida de CO₂ del proyecto, en muchos casos a los contratos de arrendamiento de otras empresas. Aunque la pérdida de petróleo y CO₂ fuera de un proyecto podría suponer un problema para los operadores, puede gestionarse mediante el seguimiento del equilibrio del patrón -los fluidos inyectados deben ser iguales a los fluidos producidos- y mediante cortinas de agua (agua inyectada alrededor de los márgenes de un emplazamiento de EOR para bloquear el flujo de CO₂ fuera del yacimiento) mientras el proyecto continúa. A efectos de la contabilidad del carbono, la migración fuera del yacimiento se contabiliza como CO₂ filtrado, aunque es posible que el CO₂ nunca llegue a migrar hasta la atmósfera si la migración se produce por debajo de la secuencia de captura.
El CO₂ que se inyecta a una milla de profundidad y se recicla durante la producción de petróleo se almacena en sistemas de recuperación mejorada de petróleo, como en esta ilustración proporcionada por el proyecto Core Energy en Michigan, un proyecto de control y almacenamiento aprobado por la EPA. Teniendo en cuenta el análisis del ciclo de vida, el CO₂ neto se almacena incluso cuando se considera el CO₂ del combustible fósil.
¿Es el almacenamiento de gas natural un análogo al almacenamiento geológico de CO₂?
El almacenamiento de gas natural proporciona otro análogo útil que demuestra cómo el CO₂ permanece atrapado después de la inyección. De hecho, actualmente se almacenan tres billones de pies cúbicos de gas natural en formaciones geológicas como parte del programa de almacenamiento de gas natural Estados Unidos . El gas natural se almacena inyectándolo en formaciones geológicas de almacenamiento (una combinación de cavernas salinas profundas, yacimientos salinos y campos petrolíferos agotados). El gas natural permanece seguro hasta que se accede a él según la demanda, a diferencia del almacenamiento permanente previsto en los proyectos de CAC. La primera instalación de almacenamiento subterráneo de gas natural se creó en 1915. Estados Unidos mantiene 415 instalaciones de almacenamiento geológico de gas natural y 17.500 pozos. Estas reservas estratégicas contienen más de 3 billones de pies cúbicos de gas natural, gestionados de forma rutinaria durante los últimos 25 años. El Laboratorio Nacional de Tecnología Energética publicó en 2019 un informe titulado Almacenamiento subterráneo de gas natural: estudios análogos al almacenamiento geológico de CO₂ que concluye: "...la experiencia ha demostrado que se pueden almacenar grandes volúmenes de gas de forma segura bajo tierra y durante largos periodos de tiempo cuando se aplican las mejores prácticas adecuadas. El almacenamiento de CO₂ en formaciones geológicas del subsuelo a escala comercial también debería ser factible si se demuestran las mejores prácticas comparables." El informe identifica la construcción anticuada de pozos como la raíz de los poco comunes, pero bien conocidos eventos de fugas que incluyen a Aliso Canyon en 2015, ilustrando la importancia de la identificación y remediación de los pozos abandonados, y los robustos requisitos actuales de construcción de pozos para el almacenamiento de CO₂.
La ilustración 2-7 tomada del informe del NETL de 2019 muestra las instalaciones de almacenamiento de gas natural en toda la Estados Unidos por tipo y tamaño de almacenamiento.
¿Qué normas garantizan la seguridad del almacenamiento?
Las normativas sobre agua potable y contaminación atmosférica de Estados Unidos garantizan que el almacenamiento de CO₂ sea permanente. Más concretamente, hay dos normativas que son clave para la seguridad del CO₂, una vez que se ha inyectado para su secuestro. La primera es la Programa de Control de Inyecciones Subterráneas (UIC)parte de la Ley de Agua Potable Segura (SDWA), que administra la oficina del agua de la EPA en cooperación con los estados. En 2010 se estableció una clase de pozo específica en el marco de ese programa para el secuestro geológico de CO₂. La clase UIC VI incluye requisitos para identificar, mediante un estudio geológico exhaustivo y pruebas de inyección, formaciones geológicas de alta calidad y bajo riesgo, una construcción rigurosa y la integridad mecánica de los pozos de inyección, requisitos para la inyección de CO₂ (como la limitación de la presión de inyección al 90% de la presión que fracturaría la formación y la roca madre), la supervisión y la presentación de informes operativos y posteriores a la inyección, y requisitos de cierre del emplazamiento. Como complemento a la clase VI de la UIC, la Ley de Aire Limpio Programa de notificación de gases de efecto invernadero, subparte RR que exige un análisis geológico que identifique y controle cualquier vía de fuga potencial a la atmósfera, así como la presentación de informes anuales y la contabilidad. En el almacenamiento geológico, la integridad del sistema de confinamiento o atrapamiento en la zona de presión elevada o de CO₂ flotante debe demostrarse mediante la evaluación de cualquier vía de fuga potencial, como los pozos heredados defectuosos (cuando el almacenamiento se realiza en yacimientos de petróleo agotados) o los conductos naturales, como las fracturas o fallas transmisivas.
En resumen, las características inherentes a la formación de las rocas y a los análogos de almacenamiento de carbono, acompañadas de los requisitos reglamentarios para la planificación, inyección, almacenamiento y seguimiento del CO₂ inyectado, sugieren firmemente que el almacenamiento geológico bien situado es de bajo riesgo a largo plazo, y es permanente. Las fugas del proyecto serán una rara excepción y de magnitud limitada debido a lo que sabemos sobre la física del atrapamiento geológico del CO₂ inyectado, a las décadas de experiencia con la inyección de CO₂ y otros análogos, y a los requisitos reglamentarios existentes para la selección y el funcionamiento de los lugares de inyección y almacenamiento de CO₂, incluidos los requisitos para la construcción de pozos de inyección y la integridad mecánica. Esta es la permanencia necesaria para cumplir los objetivos de reducción de CO₂ que ofrece el almacenamiento geológico para las emisiones de CO₂ capturadas.
