Lo stoccaggio geologico è permanente: Una FAQ con Bruce Hill
Le tecnologie di cattura del carbonio sono strumenti essenziali per ridurre le attuali emissioni industriali di CO₂, fornendo un percorso di transizione dai combustibili fossili alle alternative energetiche a zero emissioni di carbonio attualmente in fase di sviluppo, nonché per rimuovere il CO₂ direttamente dall'atmosfera.
Affinché la cattura del carbonio sia efficace, lo stoccaggio delle emissioni catturate deve essere permanente. La cattura del carbonio sta prendendo slancio, con più di trenta progetti proposti progetti di cattura del carbonio che sono stati stimolati dai crediti d'imposta 45Q. Ciò ha stimolato le richieste di informazioni sulle opzioni geologiche per lo stoccaggio dell'anidride carbonica catturata (CO₂), nonché le domande sulla permanenza della CO₂ immagazzinata nelle formazioni geologiche.
In questo blog risponderò alle domande più frequenti per illustrare come lo stoccaggio geologico della CO₂ fornisca effettivamente una riduzione a lungo termine, a basso rischio e permanente delle emissioni di CO₂. Un elemento chiave di questa FAQ è il fatto che è estremamente improbabile che le iniezioni ben regolate di CO₂ in formazioni geologiche profonde, in progetti adeguatamente ubicati, raggiungano mai l'atmosfera in quantità significative. Le molteplici linee di evidenza della permanenza iniziano con ciò che sappiamo sulle rocce e sulle formazioni geologiche. "Permanente" significa che la CO₂ iniettata per lo stoccaggio rimarrà nel sottosuolo e non raggiungerà mai l'atmosfera.
Vai alle FAQ:
- Come funziona lo stoccaggio geologico della CO₂?
- Come viene intrappolata la CO₂?
- Le faglie e le fratture possono consentire la migrazione in superficie della CO₂ iniettata?
- Può verificarsi una perdita improvvisa di CO₂ nello stoccaggio geologico, ad esempio come nel caso della tragica perdita di vite umane nel disastro del lago Nios in Camerun nel 1986?
- Per quanto tempo la CO₂ stoccata in trappole geologiche rimarrà fuori dall'atmosfera in progetti di stoccaggio ben localizzati?
- Lo stoccaggio del gas naturale è un analogo dello stoccaggio geologico della CO2?
- Quali sono le norme che garantiscono uno stoccaggio sicuro?
Come funziona lo stoccaggio geologico della CO₂?
Lo stoccaggio geologico, nella sua forma più semplice, avviene in una roccia porosa coperta da una roccia impermeabile. Per trovare opzioni nel sottosuolo per lo stoccaggio di grandi volumi di CO₂, dobbiamo cercare con attenzione formazioni molto profonde - non meno di mezzo miglio di profondità - di rocce sedimentarie, come arenarie, calcari e dolomie o che siano sufficientemente porose da contenere CO₂. Tali formazioni di stoccaggio non si trovano sotto i piedi, non sono grotte, ma sono rocce porose profonde, strettamente legate da formazioni impermeabili sovrastanti e separate verticalmente dalla superficie. In geologia si parla anche di trappole all'interno di queste formazioni che impediscono a fluidi e gas di migrare; esistono diversi tipi di strutture geologiche che intrappolano il CO₂, tra cui la ben nota formazione a scodella rovesciata che i geologi chiamano anticlinali o cupole (illustrata sotto).
Alcune delle più spesse e migliori formazioni di stoccaggio potenziale si trovano nella regione del Golfo del Messico (onshore e offshore), dove il fiume Mississippi, e il suo predecessore ancestrale, per milioni di anni ha depositato sequenze sedimentarie marine dove il fiume scarica i suoi sedimenti nell'acqua di mare formando il Delta del Mississippi. Il Delta ha uno spessore di diversi chilometri, come risultato del cedimento della crosta sottostante e quindi dell'accoglimento di ulteriori depositi man mano che il Mississippi scarica il suo carico di sabbia. Formazioni di stoccaggio come queste sono altamente permeabili, hanno spazi adeguati tra i grani, riempiti in parte da acqua salata, tali da poter fungere da spugne geologiche. Il sequestro di CO₂ in queste rocce si chiama stoccaggio salino. Queste formazioni assicurano uno stoccaggio permanente perché sono caratterizzate da sequenze ripetitive di rocce impermeabili sovrastanti, come gli scisti, o altri strati rocciosi compatti e ben cementati tra loro che non permettono il passaggio di fluidi e gas, noti come copertura. Questa associazione di roccia serbatoio porosa e scisti impermeabili è il prodotto di milioni di anni di processi tettonici e di livello marino ripetuti, che hanno portato ad ambienti acquatici più o meno profondi. Grazie a queste spettacolari formazioni di stoccaggio, questa regione potrebbe essere la destinazione di gran parte della CO₂ catturata nel Medio Continente. Le sequenze di giacimenti e di mantelli possono essere formate anche in ambienti continentali non marini da corsi d'acqua e laghi e dal vento in ambienti desertici. Tutti questi contesti geologici sono rappresentati nella stupenda geologia del Grand Canyon. Questi strati alternati di arenaria e scisto sono comunemente ripetuti e impilati in modo tale da poter accettare CO₂ a più profondità, creando l'opportunità di quello che viene chiamato stoccaggio impilato.
Questa veduta del Grand Canyon illustra la profondità di un miglio delle tipiche iniezioni di CO₂ e lo spesso strato di stratificazione - pile ripetute di arenarie, calcari e scisti, in gran parte impermeabili - che la CO₂ galleggiante dovrebbe attraversare per raggiungere la superficie. Lo stoccaggio della CO₂ supercritica catturata deve avvenire a una profondità di almeno mezzo miglio.
Come viene intrappolata la CO₂?
La CO₂ rimane intrappolata o bloccata nella formazione, mentre attraversa la roccia porosa. Nello stoccaggio geologico, la CO₂ catturata viene iniettata nella roccia porosa, non come gas, ma in una forma liquida molto compressa chiamata CO₂ supercritica. L'anidride carbonica in questo stato è estremamente fluida e può facilmente passare attraverso gli spazi dei pori nella roccia mentre si avvicina a una trappola fisica. Tuttavia, mentre lo fa, una parte della CO₂ "si stacca", come dicono i geofisici, e rimane bloccata nei pori della roccia. Si parla di intrappolamento capillare o residuo perché l'azione capillare trattiene la CO₂ nei pori della roccia. Man mano che il pennacchio di CO₂ iniettato viaggia all'interno della roccia e la attraversa fino al giacimento, il pennacchio diminuisce di dimensioni e di forza, tanto che può arrivare solo fino a un certo punto. La CO₂ non mantiene quindi uno slancio sufficiente per risalire in modo galleggiante attraverso una sequenza di rocce di tale spessore verticale. Di conseguenza, questo intrappolamento residuo contribuisce a ridurre la probabilità che la CO₂ migri inaspettatamente attraverso mezzo miglio di roccia porosa e verso l'atmosfera. Oltre all'intrappolamento capillare, la CO₂ iniettata si dissolve anche nell'acqua salina della formazione. L'intrappolamento per solubilità è importante perché dissolve la CO₂ in fase libera nella salamoia, riducendo il potenziale di migrazione verticale in fase gassosa. Infatti, in alcune condizioni, se la salamoia contenente CO₂ è densa, può effettivamente affondare più in basso nella formazione. Infine, nel tempo, in presenza di calcio adeguato, la CO₂ può essere utilizzata per formare minerali di carbonato di calcio nella formazione, a seconda della composizione geochimica locale delle rocce e della salamoia circostante.
Dopo l'iniezione, diversi meccanismi di intrappolamento assicurano che la CO₂ non migri in superficie. L'intrappolamento stratigrafico è l'intrappolamento fisico della CO₂ sotto strati impermeabili come gli scisti. L'intrappolamento residuo è la progressiva immobilizzazione della CO₂ intrappolata nei pori dalla pressione capillare durante il passaggio del pennacchio attraverso la roccia. L'intrappolamento per solubilità è la CO₂ intrappolata per dissoluzione nell'acqua salina della formazione. L'intrappolamento minerale è la formazione di minerali a lungo termine in alcune formazioni, come i calcari o le arenarie cementate con calcite. Fonte: IPCC, 2005: IPCC, 2005.
Le faglie e le fratture possono consentire la migrazione in superficie della CO₂ iniettata?
Le faglie e le fratture possono rappresentare un rischio per la CO₂ immagazzinata se forniscono un percorso per aggirare le trappole verso la superficie. Nelle rocce più antiche, tuttavia, le faglie e le fratture esistenti possono essere riempite di minerali, o mineralizzate, in modo da fornire eccellenti trappole laddove le formazioni impermeabili sono state tettonicamente giustapposte a quelle permeabili. Pertanto, quando una faglia emerge in un esame geologico in preparazione di un progetto di stoccaggio, è importante determinare di che tipo di faglia si tratta. Per identificare tali caratteristiche e determinare se sono trasmissibili o impermeabili nelle condizioni di iniezione previste, è essenziale disporre di norme solide che richiedano uno studio geologico dettagliato.
Se la permeabilità è probabile, o se c'è un rischio sismico nelle vicinanze, un sito non può - e non deve - avere i requisiti per ottenere un'autorizzazione allo stoccaggio. Le normative statunitensi sul controllo dell'iniezione sotterranea forniscono queste protezioni, richiedendo l'identificazione e il monitoraggio di tutte le faglie e le fratture potenzialmente trasmissive.
Può verificarsi una perdita improvvisa di CO₂ nello stoccaggio geologico, ad esempio come nel caso della tragica perdita di vite umane nel disastro del lago Nios in Camerun nel 1986?
L'anidride carbonica, a differenza del suo fratello monossido di carbonio (CO), non è direttamente tossica per l'uomo quando viene rilasciata nell'aria ambiente, a meno che non si tratti di un rilascio catastrofico - molto rapido e in quantità estremamente elevate. Come discusso brevemente sopra e in modo più dettagliato nel mio post, il rilascio catastrofico del lago Nios è avvenuto in condizioni molto diverse da quelle che si verificherebbero per la CO₂ sequestrata. È stato causato da volumi molto grandi di CO₂ vulcanica sfiatata che sono stati concentrati e intrappolati nell'acqua fredda sul fondo del giovane lago e rilasciati probabilmente a seguito di un terremoto.
I geyser sono un esempio tangibile di rilasci rapidi di CO₂ molto superiori a quelli che verrebbero mai rilasciati da un sito di stoccaggio; se siete stati al Parco Nazionale di Yellowstone, potete osservare come la CO₂ e l'acqua dell'Old Faithful sgorgano periodicamente dalla terra senza rischio di asfissia.
Per quanto tempo la CO₂ stoccata in trappole geologiche rimarrà fuori dall'atmosfera in progetti di stoccaggio ben localizzati?
I depositi di petrolio e gas sono un valido analogo per dimostrare la permanenza dell'intrappolamento geologico, essendo rimasti intrappolati nelle formazioni geologiche per milioni di anni. Il petrolio e il gas che produciamo dalle formazioni geologiche sono rimasti intrappolati per milioni, decine di milioni e in alcuni casi diverse centinaia di milioni di anni. E rimarrebbero lì per decine o centinaia di milioni di anni ancora, se non vi attingessimo. Come la CO₂, questi idrocarburi sono galleggianti rispetto all'acqua e, poiché si formano dalla decomposizione dello scisto in periodi geologici estremamente lunghi, viaggiano in modo galleggiante attraverso la roccia fino al momento in cui vengono intrappolati da una sequenza rocciosa sovrastante e formano le piscine da cui oggi li produciamo.
Il gas naturale e il petrolio altamente galleggianti sono intrappolati per milioni di anni in strutture geologiche come questa anticlinale. Altre trappole sono le faglie e le trappole stratigrafiche, che giustappongono rocce porose sotto rocce impermeabili. Illustrazione: Geologia della Valle di San Joachin.
Come riassunto nel mio articolo del 2013 Geologic Carbon Storage Though Enhanced Oil Recovery, scritto con i colleghi Susan Hovorka del Bureau of Economic Geology dell'Università del Texas e Steve Melzer, noto consulente EOR, gli Stati Uniti hanno mezzo secolo di esperienza nelle iniezioni di CO₂ nel sottosuolo e nella gestione dei pennacchi. Da mezzo secolo l'industria petrolifera utilizza la CO₂ per produrre più petrolio, grazie alle sue proprietà di mobilitare e liberare il petrolio ostinato dai giacimenti esauriti con i metodi convenzionali. Si tratta del cosiddetto recupero migliorato del petrolio o EOR. Gli oltre 50 anni di esperienza dell'industria dell'EOR forniscono un'ulteriore prova della bassa probabilità di perdite significative di CO₂ dovute a fuoriuscite. Circa 65 milioni di tonnellate di CO₂ sono attualmente trasportate ai progetti EOR attraverso oltre 5.000 miglia di condotte negli Stati Uniti e con decenni di operazioni sicure. Gli operatori EOR pagano per la CO₂ e la trattano come un bene prezioso, lavorando per ridurre al minimo ed eliminare la sua perdita attraverso processi di recupero e riciclo, prevenzione delle perdite e tracciamento della CO₂ nel sottosuolo. Tale tracciamento può includere l'equipaggiamento dei pozzi con sensori di pressione che avvisano immediatamente le operazioni centrali dei problemi di iniezione e produzione, in modo da potervi porre immediatamente rimedio. Nell'EOR, la CO₂ è gestita secondo uno schema in cui un pozzo iniettore può essere tipicamente circondato da 4 pozzi produttori, creando una zona a bassa pressione in cui la CO₂ iniettata fluisce, mantenendo così la CO₂ nel campo, attirata verso i pozzi di produzione. I sistemi di riciclo recuperano la CO₂ eventualmente presente nel petrolio e la reiniettano, immagazzinando così progressivamente quasi tutta la CO₂ iniettata inizialmente. Quando l'iniezione cessa, la pressione di formazione si allenta e i fluidi iniettati raggiungono infine l'equilibrio con la roccia circostante.
Progetti di stoccaggio EOR ben localizzati e gestiti con attenzione, con monitoraggio, reporting e verifica, come Core Energy in Michigan e Occidental Petroleum in Texas (e molti altri), stanno contribuendo allo stoccaggio di CO₂ e allo stesso tempo alla produzione di petrolio. Un vantaggio del sequestro di CO₂ basato sull'EOR è che il sottosuolo è noto, così come i meccanismi di cattura e la capacità del giacimento. Il rischio di fuoriuscita risiede nei campi in cui sono presenti pozzi vecchi, sconosciuti e mal tappati. Tuttavia, secondo le norme statunitensi descritte di seguito, il rischio dei pozzi legacy deve essere esaminato durante il processo di definizione del piano di monitoraggio, rendicontazione e verifica(MRV) richiesto per lo stoccaggio geologico nell'ambito del Greenhouse Gas Reporting Program. Nell'ultimo decennio sono stati riportati dalla stampa diversi significativi fallimenti di pozzi abbandonati (legacy), ad esempio in Mississippi (2007, 2011) e in Texas (2015). Sebbene alcuni danni ambientali siano stati causati dal flusso di salamoie di petrolio contenenti CO₂ verso la superficie terrestre, le grandi perdite volumetriche di CO₂ non sono state riportate pubblicamente. Inoltre, queste perdite sono state rapidamente scoperte, riparate e sono state pagate multe salate. Uno studio californiano ha suggerito che questi tipi di guasti ai pozzi preesistenti si sono verificati molto probabilmente nelle prime fasi del processo di inondazione di CO₂, quando il bordo del pennacchio ha raggiunto i pozzi non sufficientemente abbandonati. Di conseguenza, è probabile che qualsiasi perdita dai pozzi legacy abbandonati venga individuata e risolta tempestivamente. In un progetto EOR mal gestito, il rischio di una migrazione di CO₂ fuori schema o fuori dal sito potrebbe comportare una perdita di CO₂ dal progetto, in molti casi verso i siti di altre società. Sebbene la perdita di petrolio e CO₂ fuori da un progetto possa rappresentare un problema per gli operatori, può essere gestita tenendo traccia del bilanciamento del modello - i fluidi iniettati devono essere uguali ai fluidi prodotti - e mediante cortine d'acqua (acqua iniettata intorno ai margini di un sito EOR per bloccare il flusso di CO₂ fuori dal campo) mentre il progetto continua. Ai fini della contabilizzazione del carbonio, la migrazione fuori dal campo viene conteggiata come CO₂ fuoriuscita, anche se la CO₂ potrebbe non migrare mai fino all'atmosfera se la migrazione avviene al di sotto della sequenza di cattura.
La CO₂ iniettata a un miglio di profondità e riciclata durante la produzione di petrolio viene immagazzinata in sistemi di recupero del petrolio, come in questa illustrazione fornita dal progetto Core Energy in Michigan, un progetto di monitoraggio e stoccaggio approvato dall'EPA. Tenendo conto dell'analisi del ciclo di vita, la CO₂ netta viene immagazzinata anche se si considera la CO₂ del combustibile fossile.
Lo stoccaggio di gas naturale è un analogo dello stoccaggio geologico di CO₂?
Lo stoccaggio del gas naturale fornisce un'altra utile analogia che dimostra come la CO₂ rimanga intrappolata dopo l'iniezione. Infatti, tre trilioni di piedi cubi di gas naturale sono attualmente stoccati in formazioni geologiche nell'ambito del programma di stoccaggio del gas naturale degli Stati Uniti. Il gas naturale viene immagazzinato iniettandolo in formazioni geologiche di stoccaggio (una combinazione di caverne saline profonde, serbatoi salini e campi petroliferi esauriti). Il gas naturale rimane al sicuro finché non vi si accede in base alla domanda, a differenza dello stoccaggio permanente previsto dai progetti CCS. Il primo impianto di stoccaggio sotterraneo di gas naturale è stato creato nel 1915. Gli Stati Uniti dispongono di 415 impianti di stoccaggio geologico di gas naturale e di 17.500 pozzi. Queste riserve strategiche contengono oltre 3.000 miliardi di piedi cubi di gas naturale, gestiti regolarmente negli ultimi 25 anni. Il National Energy Technology Laboratory ha pubblicato nel 2019 un rapporto intitolato Stoccaggio sotterraneo di gas naturale: studi analoghi allo stoccaggio geologico di CO₂ che conclude che: "... l'esperienza ha dimostrato che grandi volumi di gas possono essere stoccati in modo sicuro nel sottosuolo e per lunghi periodi di tempo quando vengono attuate le migliori pratiche appropriate". Lo stoccaggio di CO₂ in formazioni geologiche del sottosuolo su scala commerciale dovrebbe essere anch'esso fattibile se si dimostrano le migliori pratiche comparabili". Il rapporto individua nella costruzione di pozzi antiquati la causa di eventi di fuoriuscita non comuni, ma ben noti, come Aliso Canyon nel 2015, illustrando l'importanza dell'identificazione e della riparazione dei pozzi abbandonati e gli odierni requisiti di costruzione di pozzi robusti per lo stoccaggio di CO₂.
La figura 2-7, tratta dal rapporto NETL del 2019, mostra gli impianti di stoccaggio di gas naturale in tutti gli Stati Uniti per tipo e dimensione di stoccaggio.
Quali sono le norme che garantiscono uno stoccaggio sicuro?
Le normative sull'acqua potabile e sull'inquinamento atmosferico negli Stati Uniti garantiscono che lo stoccaggio di CO₂ sia permanente. In particolare, due normative sono fondamentali per la sicurezza della CO₂, una volta iniettata per il sequestro. La prima è la Programma di controllo dell'iniezione sotterranea (UIC)La prima è la legge sulla sicurezza dell'acqua potabile (Safe Drinking Water Act, SDWA), amministrata dall'ufficio dell'EPA per le acque in collaborazione con gli Stati. Nel 2010, nell'ambito di tale programma, è stata istituita una classe di pozzi specifica per il sequestro geologico di CO₂. La classe UIC VI comprende i requisiti per identificare, attraverso un approfondito studio geologico e test di iniezione, formazioni geologiche di alta qualità e a basso rischio, una costruzione rigorosa e l'integrità meccanica dei pozzi di iniezione, i requisiti per l'iniezione di CO₂ (come la limitazione della pressione di iniezione al 90% della pressione che fratturerebbe la formazione e la copertura), il monitoraggio e la rendicontazione operativi e successivi all'iniezione e i requisiti di chiusura del sito. A complemento della Classe VI dell'UIC, la Legge sull'Aria Pulita (Clean Air Act) Programma di rendicontazione dei gas a effetto serra, sottoparte RR. che richiede un'analisi geologica che identifichi e monitorizzi ogni potenziale via di fuoriuscita verso l'atmosfera, nonché un resoconto e una contabilità annuali. Nello stoccaggio geologico, l'integrità del sistema di confinamento o di intrappolamento nell'area di pressione elevata o di galleggiamento della CO₂ deve essere dimostrata attraverso la valutazione di qualsiasi potenziale via di fuoriuscita, come ad esempio i pozzi preesistenti difettosi (dove lo stoccaggio avviene in campi petroliferi esauriti) o i condotti naturali come fratture o faglie trasmissive.
In sintesi, le caratteristiche intrinseche delle formazioni rocciose e degli analoghi di stoccaggio del carbonio, accompagnate dai requisiti normativi per la pianificazione, l'iniezione, lo stoccaggio e il monitoraggio della CO₂ iniettata, suggeriscono fortemente che lo stoccaggio geologico ben ubicato è a basso rischio a lungo termine ed è permanente. Le perdite del progetto saranno un'eccezione rara e di entità limitata, grazie alle conoscenze sulla fisica dell'intrappolamento geologico della CO₂ iniettata, all'esperienza decennale con l'iniezione di CO₂ e altri analoghi e ai requisiti normativi esistenti per la selezione e la gestione dei siti di iniezione e stoccaggio di CO₂, compresi i requisiti per la costruzione dei pozzi di iniezione e l'integrità meccanica. Questa è la permanenza necessaria per raggiungere gli obiettivi di riduzione della CO₂ che lo stoccaggio geologico offre per le emissioni di CO₂ catturate.
