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APEC-CFE Workshop for IntroducingCO2 Geological Storage in Earth Sciences Undergraduate Programs
27-28 June 2012Mexico City
PRIMER PROYECTO DEMOSTRATIVOCCS+EOR EN MÉXICO
Rodolfo Lacy (Mario Molina Center, México)
Propuesta CCS+EOR
*CCS+EOR. Carbon Capture and Storage + Enhance Oil Recovery**NGCC. Natural Gas Combined Cycle
Se plantea que el primer proyecto demostrativo de captura de CO2industrial en México tenga la modalidad CCS+EOR*, desde una central eléctrica tipo NGCC**, bajo las siguientes premisas:
El país requiere de la extracción del petróleo y gas en campos maduros
El combustible dominante para la generación eléctrica seguirá siendo gas natural
Los principales operadores y activos involucrados son parte o están bajo control del gobierno federal
Síntesis
FINANCIAMIENTO
Los recursos iniciales deberán ser “extra-techo” presupuestal, avalados y gestionados por SENER ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
TUXPANplanta de coque de petróleo y carbónde lecho fluidizadocon captura de CO2
CAPTURA DE CO2POST-combustión
CARBODUCTO
CO2
CO2
PETROLEO/GAS
$$Inversión Inicial
$$
ANTECEDENTES
Ilustración: IPCC. Carbon Dioxide Capture and Storage. 2005
El IPCC y el MIT han concluido que el uso de
combustibles fósiles “no es sustentable en el largo plazo,
a menos que exista una amplia aplicación de las
tecnologías que actualmente se están desarrollando de
captura y almacenamiento geológico del bióxido de
carbono.”
Panel Intergubernamentalde Expertos en Cambio Climático
Tercer Reporte de Mitigación, 2007
Instituto Tecnológico de MassachusettsThe Future of Coal. Options for a carbon-constrained world. An
interdisciplinary MIT study. 2007
Recuperación Mejorada
de Petróleo
ANTECEDENTES
FUENTE: IEA (Agencia Internacional de Energía). Energy Technology Perspectives (2008) *WEO2007. World Energy Outlook 2007.
CCS Industria 9%
CCS Generación Eléctrica 10%
Nuclear 6%
Renovables 21%
Eficiencia en generación eléctricay cambio de combustible 7%
Cambio de combustible en usos finales 11%
Eficiencia eléctrica en usos finales 12%
Eficiencia en uso final de combustibles 24%
2030
Línea Base 62 Gt
Proyección IEA 14 Gt
19%
Emis
ione
s de
CO2
Sect
or E
nerg
ía(G
tCO
2/añ
o)
WEO2007* Escenario 450 ppm Escenario IEA “BLUE Map”
PROSPECTIVA DE LA AGENCIA INTERNACIONAL DE LA ENERGÍA
Para el año 2050 el 10% de la reducción de emisiones de GEI se deberá a las operacionesCCS de las plantas de generación eléctrica
Si no se dispone de la tecnología CCS, la meta de reducir a la mitad las emisiones de CO2equivalentes del sector energía al año 2050 tendría un costo adicional del 70%
ANTECEDENTES
“Permítanme que hable del compromiso de México. …estamos presentando nuestro compromiso para reducir un 30% nuestras emisiones hasta el año 2020 y un 50% para el año 2050.”
Participación del Presidente Felipe Calderónen el World Economic Forum de Davos,
viernes 29 de enero de 2010
“Objetivo 2.1.10 . Fortalecer las capacidades nacionales para la eventual aplicación de
tecnologías de captura y almacenamiento geológico del CO2 generado por la industria
energética del país.”Programa Especial
de Cambio Climático
FUENTE: Programa Especial de Cambio Climático 2009-2012
ANTECEDENTES
“…We strongly support the launching of 20 large-scale Carbon Capture and Storage demonstration projects globally by 2010, taking into account various national circumstances, with a view to beginning broad deployment of CCS by 2020.”
Declaración de Medio Ambiente y Cambio Climático del G8 en Japón, Julio, 2008
“… Colaboraremos en tecnologías bajas en carbono y amigables con el clima, incluyendo la construcción de una red inteligente en América del Norte para interconexiones
eléctricas más eficientes y confiables, así como cooperación regional sobre captura y almacenamiento de carbono.”
Declaración de los Líderes de América del Norte sobre Cambio Climático y Energía Limpia - Guadalajara 2009
Estrategia Nacional de Energía2012-2026
*SENER. Estrategia Nacional de Energía, 2012-2026.
“…3.4.1 Mitigar la emisión de gases de efecto invernadero derivadas de las actividades del sector
• Establecer el marco de referencia y regulatorio para el desarrollo nacional de la captura, transporte, uso y almacenamiento de CO2
• Elaborar el Atlas de Almacenamiento de CO2• Ligar el aprovechamiento de CO2 a los
Programas de Recuperación de Hidrocarburos
• Desarrollar programas de control de emisiones, partículas suspendidas y secuestro y captura de carbono
3.4.3 Dotar de recursos a los distintos proyectos de remediación ambiental y poner un plazo para cerrar el rezago
• Determinar la viabilidad económica y presupuestal del desarrollo de Captura y Secuestro de CO2, implementando proyectos piloto con estas tecnologías”
Meta: 4.4%21 GWh*
de nueva generación limpia con CCS
CCS ACTIVOSCCS LATENTESAlmacenamientode CO2
ANTECEDENTES
Actualizado al 23 de noviembre 2011FUENTE: MIT, 2012. Carbon Capture & Sequestration Technologies Consortium
El G8 fijó como objetivo para el 2010 tener en operación 20 proyectos demostrativos de escala industrial que cubran el espectro de innovación tecnológica en captura y almacenamiento de CO2
FUENTE: IEA, 2008Energy Technology Perspectives
Proyecto Líder Combustible Tamaño (MW)
Destino del CO2
Comienzo de Operación Ubicación
Proyectos demostrativos que
incluyen EOR
TCEP Summit Power Carbón 400 EOR 2014 Texas, E.U.
Trailblazer Tenaska Carbón 600 EOR 2014 Texas, E.U.
Kemper County Southern Carbón 582 EOR 2014 Mississippi, E.U.
WA Parish NGR Energy Carbón 60 EOR 2017 Texas, E.U.
Boundary Dam SaskPower Carbón 110 EOR 2014 Saskatchewan,Canadá
Bow City BCPL Carbón 1000 EOR 2017 Alberta, Canadá
Don Valley Power Project 2Co Carbón 650 EOR 2015 Inglaterra
Magnum Nuon Varios 1200 EOR/EGR 2020 Holanda
Emshaven CCS REW Group Carbón y biomasa 1600 EOR 2017 Holanda
Daquing Alstom & Datang Carbón 1000 EOR 2015 China
Proyectosdemostrativos con
Gas Natural (no hay con EOR)
Mongstad Statoil Gas Natural 350 Acuífero Salino
2012(100,000 T/año)2016 (1.5 MT/año) Noruega
Karsto Naturkraft Gas Natural 420 Acuífero Salino Por definir Noruega
Proyectos Piloto que incluyen EOR
Brindisi Enel & Eni Carbón 48 EOR 2011 Italia
Plant Barry Southern Carbón 25 EOR 2011 Alabama
Proyectos CCS+EOR a nivel mundial
…aún no existen proyectos demostrativos de captura de CO2 en plantas de generación eléctrica a base de gas natural donde se incluyan prácticas EOR
FUENTE: Base de datos de proyectos CCS del MIT. Link: http://sequestration.mit.edu/tools/projects/index_capture.htmlCarbon Capture Journal, Mar/Apr 2012, issue 26, g. 22-25
ANTECEDENTES
FUENTE: Global CCS Institute, 2010. Strategic Analysis of the Status of Carbon Capture and Storage.
El recién creado Instituto Global de Captura y Almacenamiento de Carbono publicó su reporte sobre los costos que esta práctica tiene en el sector eléctrico, ratificando que las
plantas gasificadoras de carbón son las más rentables por tonelada de CO2 capturado
Principales fuentes deCO2 en México
2009
Altamira
Tuxpan
Poza Rica
Dos Bocas
Petacalco
Manzanillo
Tula
Río Escondido
Carbón II
Futuras fuentes de CO2 en México proyecciones SENERBAU
2025
Río Escondido
Carbón II
Altamira
Tuxpan
Poza Rica
Petacalco
Manzanillo
Tula
Compañía Sector CiudadCO2eq2008
CO2eq 2025
CFE Central Termoeléctrica Adolfo López Mateos Generación de Energía Tuxpan 4,364,184 4,318,360
Fuerza y Energía de Tuxpan S.A: de C.V. Generación de Energía Tuxpan 2,662,755 2,634,796
PEMEX Complejo Petroquímico Morelos Industria petrolera y petroquímica Coatzacoalcos 1,792,074.0 2,240,093
PEMEX Complejo Petroquímico Cosoleacaque Industria petrolera y petroquímica Cosoleacaque 1,714,444.6 2,143,056
PEMEX Refinería Lázaro Cárdenas Industria petrolera y petroquímica Minatitlán 1,540,040 1,955,851
Central Ciclo Combinado, Dos Bocas Generación de Energía Medellín 1,287,484 1,314,650
Central Turbo Gas, Adolfo López Mateos Generación de Energía Tuxpan 1,479,082 1,463,552
Electricidad Águila de Tuxpan S. de R.L. de C.V. Generación de Energía Tuxpan 1,388,296 1,417,589
Cementos Apasco S.A. de C.V. Industria de la Producción del Cemento Ixtaczoquitlan 974,048 1,051,113
CFE Central Termoeléctrica Poza Rica Generación de Energía Tihuatlan 227,212 573,048*
VERACRUZ
Compañía Sector CiudadCO2eq2008
CO2eq 2025
PEMEX Gas y Petroquímica Básica. Complejo Procesador de Gas Nuevo PEMEX
Industria petrolera y petroquímica Centro 2,140,544 2,782,707
PEMEX Exploración y Producción. Estación de Complejo Procesador de Gas Ciudad PEMEX
Industria petrolera y petroquímica Macuspana 1,091,740 1,419,262
Cementos Apasco S.A. de C.V. Planta Macuspana Industria de la Producción del Cemento Macuspana 567,342 612,228
TABASCO
Fuentes de Emisiones de CO2>500,000 ton/año
* Tomando en cuenta el crecimiento de energía proyectado, reacondicionamiento a plantas que usen gas natural e incremento en el factor de capacidad
¿En donde realizar un primer proyecto demostrativo de captura, uso y almacenamiento geológico de bióxido de carbono?
Principales fuentes deCO2 en México
RegiónNORTE1
2 Región SUR
… en el Golfo de México existen
múltiples fuentes y reservorios para la captura masiva, el
uso y almacenamiento
geológico final de bióxido de
carbono, incluido el CO2 natural derivado de la
extracción de gas y petróleo
Principales fuentes deCO2 en el Golfo de México
Instalaciones de PEMEX y CFEDISTANCIA (km)
ÉBANO CHICONTEPEC
(Campo Petrolero Humapa)
CINCO PRESIDENTES
REGIÓN NORTE
1
PEMEX-FRANCISCO I. MADERO refinería 57 178
CFE-ALTAMIRA planta de energía 41 205
REGIÓN NORTE
2
CFE-DOS BOCAS planta de energía 418 240PEMEX-POZA RICA planta procesadora de gas 210 34CFEADOLFO LOPEZ MATEOS planta de energía 160 70CFE-POZA RICA planta de energía 210 30
REGION SUR
PEMEX-LA VENTA planta procesadora de gas 12PEMEX-PAJARITOS planta petroquímica 41PEMEX-COSOLEACAQUE planta petroquímica 64PEMEX-CANGREJERA planta petroquímica 38PEMEX-Gral. LAZARO CARDENAS refinería 58
Distancia entre las fuentes de CO2 y campos petroleros
PEMEX está planeando usar su propio CO2, producido con alta pureza en algunas de sus plantas petroquímicas, para estimular campos maduros que cuentan ya con “pruebas piloto”
CCS+
EOR
regi
ones
ANTECEDENTESEl Instituto de Investigaciones Eléctricas evaluó diversas alternativas de conversión de
combustóleo a carbón de plantas de generación eléctrica con captura de CO2 y concluyó que el costo más bajo por MWh generado se lograría con una planta de
Carbón Pulverizado Supercrítica
SUBCRÍTICA DE LECHO FLUIDIZADO DE 385 MW
CARBÓN PULVERIZADO
SUBCRÍTICA 385 MW SUPERCRÍTICA 385 MW
BASE
CON CAPTURA
CO2 BASE
CON CAPTURA
CO2 BASE
CON CAPTURA
CO2
INVERSIÓN (USD/MWh) 30.2 71.3* 30.6 67.6* 36.8 69.2*
O & M (USD/MWh) 9.9 20.4** 5.0 15.9** 5.5 14.3**
COMBUSTIBLE (USD/MWh) 40.1 62.2*** 40.0 60.3*** 36.8 55.2***
Costo nivelado (USD/MWh) 80.1 153.9 75.6 143.8 79.1 138.6
COSTOS NIVELADO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (USD/MWh)
FUENTE: IIE, 2010. Alternativas de Integración del Proceso de Captura de CO2 y Factibilidad Técnica Económica para el Complejo Termoeléctrico Presidente Adolfo López Mateos. Elaborado para la Dirección de Operación de la CFE.
* Incluye el incremento de las inversiones adicionales en caldera, turbina y servicios auxiliares para integrar la planta de captura de CO2 respecto a la conversión a carbón.
** Incluye el incremento de costos de O. & M. para integrar la planta de captura de CO2 respecto a la conversión a carbón.*** Incluye el incremento en el consumo de combustible en la caldera para integrar la planta de captura de CO2 respecto a la conversión a carbón.Los costos de compresión están incluidos en los costos de inversión y de O. & M.
REGIÓN TECNOLOGÍA UNIDAD
UBICACIÓN UNIDAD
CAPACIDAD (MW)
COSTO INSTANTÁNEO
ISLA DE GENERACIÓN Y BOP (Millones
USD)
COSTO INSTANTÁNEO GASIFICACIÓN (Millones USD)
COSTO INSTANTÁNEO
LIMPIEZA GASES (Millones USD)
COSTO INSTANTÁNEO
CAPTURA Y COMPRESIÓN (Millones USD)
COSTO INSTANTÁNEO
TOTAL DE INVERSIÓN EN GENERACIÓN (Millones USD)
COSTO UNITARIO ( USD/KW)
Norte 1 IGCC Altamira (Nueva) (1) 150 275 354 Incluído en Costo
de Captura 159 788 5,251
Norte 1 IGCC Altamira(Nueva) (1) 150 275 354 Incluído en Costo
de Captura 159 788 5,251
Norte 1 Lecho Fluidizado Carbón (7)(8) Altamira (Nueva) 300 661 NA 39 529 1,229 4,098
Norte 2 Ciclo Combinado Gas (3)
Poza Rica (Repotenciación)
(2)250 222 NA Incluído en Costo
de Captura 222 444 1,777
Norte 2
Supercrítica de Carbón
Pulverizado (4) (5) (6) (7)
Tuxpan (Nueva) 300 710 NA 39 529 1,279 4,263
Norte 2 Lecho Fluidizado Coque (7)(8) Tuxpan (Nueva) 300 661 NA 39 529 1,229 4,098
Norte 2 IGCC Tuxpan (Nueva) 300 468 601 Incluído en Costo de Captura 270 1,338 4,462
Norte 2 IGCC+NGCC sin Captura Tuxpan (Nueva) 300 390 626 NA NA 1,016 3,386
Sur IGCC Minatitlán (Nueva) 300 468 601 Incluído en Costo
de Captura 270 1,338 4,462
Sur Lecho Fluidizado Coque (7) (8)
Minatitlán (Nueva) 300 661 NA 39 529 1,229 4,098
Sur NA PPQ Cosoleacaque NA NA NA NA NA NA NA
Notas:(G1) No se consideró en ninguna opción los costos asociados al manejo de carbón o coque, ni los costos de transporte de estos combustibles desde sus centros deproducción a la unidad de generación.(G2) Para todas las tecnologías los costos instantáneos de las unidades de generación fueron tomados del COPAR 2009, excepto para el IGCC.(G3) Los costos para las diferentes capacidades de las unidades fueron corregidos de acuerdo a la fórmula del COPAR 2009 de la Sección 2.1.1.(1) No se consideraron las unidades existentes de la CT Altamira en virtud de que su retiro está programado para las unidades 1 y 2 en 2010 y para las 3 y 4 en 2015.(2) Se ha considerado que CFE resolverá el suministro de combustible gas natural a este ciclo combinado.(3) Con base a información de la Agencia Internacional de Energía (IEA) la captura incrementa el costo de inversión de un ciclo combinado de gas natural en 100%.(4) Se consideraron los costos de un desulfurador y un precipitador electrostático.(5) Con base a información de la IEA la captura incrementa el costo de inversión de una supercrítica de carbón pulverizado en un 80%.(6) No se incluyen los costos correspondientes a obras portuarias e instalaciones para la recepción y manejo de carbón.(7) Se incluye el costo de un reductor catalítico.(8) Se supone que el costo de captura para una unidad carboeléctrica supercrítica y una de lecho fluidizado de la misma capacidad son iguales.
Costos estimados para alternativasCCS+EOR en el Golfo de México
FUENTE: CMM, 2009. Proyecto Demostrativo para Generar EnergíaEléctrica a partir de Combustibles Fósiles libre de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero.
CCS + EORPrimera propuesta:
Termoeléctrica Tuxpan
* Costos estimados por el Centro Mario Molina (corroborados por PEMEX and IIE)
Diagrama general de operación*
Separación para re-inyección 0.5 Usdlls/1,000 ft3 de CO2 recuperado
- 155.73 USdlls/MWh
EOR/EGR
* Separación de l CO2 re-injection 0.5 Usdlls/1,000 ft3
Gas de Combustión Limpio
ANTECEDENTES
FUENTE: CMM, 2009. Proyecto Demostrativo para Generar Energía Eléctrica a partir de Combustibles Fósiles libre de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero.
El Centro Mario Molina evaluó en 2009 diversas alternativas de generación de electricidad con coque de petróleo y carbón, combinadas con prácticas de extracción mejorada de
petróleo en México y concluyó que el empleo de calderas de lecho fluidizado con coque de petróleo es la opción más económica
COSTOS DE UNA OPERACIÓN CCS + EOR* EN MEXICO(USD/MWh)
* CCS. Carbon Capture and Storage EOR. Enhance Oil Recovery con un precio de venta de 60 USDlls por barril recuperado, recuperando 2.5 barriles en promedio por cada tonelada de CO2 inyectado
** Calculado con base en la metodología de externalidades ambientales adoptada por SENER en 2009NGCC: Natural Gas Combined Cycle Plant, PCSC: Pulverized Carbon Super critical Plant, IGCC: Integrated Gasification Combined Cycle
Costos decaptura de CO2
Costos anuales equivalentes para procesos de captura de CO2 (usando aminas) para una unidad dela Central Tuxpan usando 100% carbón como combustible
En esta opción planteada, PEMEX adquiriría el CO2capturado en la Central Tuxpan de la CFE. Un análisis
de sensibilidad fue llevado a cabo para evaluar los costos de recuperación por tonelada de CO2 de
manera que la inversión en el sistema de captura y operación no resultará en pérdidas económicas
UNIDAD DE GENERACIÓN
Trenes de
Captura
USD USD/año USD/año USD/año t/año t/año
Inversióna valor presente
del 2011O & M CO2
Combustible CO2
Compresión CO2
CO2capturado
CO2Evitado
Lecho Fluidizado 7 44,042,710 15,811,018 18,756,075 30,920,647 2,159,456 1,598,674
SUBCRITICACarbón
Pulverizado7 64,149,578 15,537,853 18,165,633 34,232,079 2,143,655 1,599,301
SUPERCRITICACarbón
Pulverizado6 47,828,111 14,249,157 16,801,261 30,313,648 1,957,405 1,453,836
X X X
Sitios EOR en laRegión de Chicontepec
Campos petroleros en la región de Chicontepecque pueden ser candidatos para operaciones
CCS+EOR
CFE CENTRAL TUXPAN
NGCC Planta privada
La propuesta inicial era la de desarrollar un proyecto demostrativo
de captura de CO2 en la Central Termoeléctrica de Tuxpan, la cual se
pretendía reconvertir para utilizar carbón como combustible
Sin embargo, debido a las decisiones estratégicas tomadas por la CFE, se
decidió localizar el proyecto CCS en la Central NGCC de Poza Rica
La primera etapa es la implementación de una Planta Piloto,
donde se evaluará y optimizará la tecnología de captura y se realizarán
los primeros arreglos para la integración de EOR
Central CFE y sitios de pozos en Poza Rica
Localización de la Central Poza Rica y pozos que podrían ser candidatos para la
inyección de CO2
PEMEX cuenta con varios sitios de pozos localizados
en Poza Rica. Estos se localizan relativamente
cerca de la Central CFE lo que facilitaría el transporte
de CO2
Se plantea la construcción de una Planta Piloto que
capturaría hasta 8 ton de CO2por día
Proyecto DemostrativoDiagrama General para el proyecto demostrativo CCS+EOR entre CFE y PEMEX
FUENTE: Centro Mario Molina
Costos NiveladosCCS+EOR
Costos NiveladosCENTRAL CFE NGCC
Poza Rica250 MW
(Usdlls/MWh)
Generación(incluye limpieza de gas y captura)
113.12
Compresión y bombeo 5.00
Transporte* 0.80
Inyección y almacenamiento 0.30
Costo Nivelado Total 119.22
Beneficios por venta de crudo -44.38
Costo nivelado total incluyendo EOR** 74.84
Valor monetario por CO2 evitado*** -5.38
Costo Nivelado Total(incluyendo externalidades ambientales y EOR)
69.14
* Basado en una distancia de 30 km desde el punto de inyección.** Calculado con la venta de 60 USD por barril, recuperando 2.5 barriles por cada tonalada de
CO2 inyectada, sin considerar el gas natural obtenido simultáneamente del pozo. *** Calculo basado en las externalidade ambientales utilizando la metodología SENER (2009).
FUENTE: Centro Mario Molina, estimaciones preliminares
En México, la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales requiere la evaluación de impacto y riesgo ambiental (MIA/ERA) para la aprobación de cualquier proyecto en los sectores petroleros y de generación eléctrica que
pueda causar una alteración al medio ambiente o a la salud pública.
Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental
Tomando en cuenta que será difícil que un marco normativo robusto para CCS-EOR se encuentre listo en los próximos
años, es indispensable que la MIA y ERA a realizar para el proyecto demostrativo
garanticen:
PROTECCIÓN DE LA SALUD HUMANAPROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE
Poza RicaClima Tropical
PRECIPITACIÓN
Normal year 1979-2008Promedio 1,186 mm Acumulado 2012
TEMPERATURA Mínima Promedio
típica 1979-2008
oC
Promedio 25oC Max 36 oC
Población al 2010: 193,311 personas
Impacto y Riesgo Ambiental
1. Descripción de proyecto
2. Descripción del sistema ambiental
3. Impactos ambientales
4. Estrategias de mitigación
5. Proyecciones ambientales
Especificaciones para CCS-EOR
El monitoreo para la generación de información para la MIA deberá de durar por lo menos un año…
Estructura general de la MIA
INFORMACIÓN A INCLUIR EN UNA MIA/ERA PARA CCS+EOR
• Metodología para la selección de sitio• Características del sitio y pruebas de seguridad
• Plan de monitoreo de CO2• Estrategias correctivas y de mitigación
• Geología de las zonas de almacenamiento y confinamiento• Integridad de los pozos • Sismicidad• Calidad del agua superficial y subterránea• Concentraciones de CO2 en suelos
• Delimitación del área que puede ser afectada por las operaciones CCS+EOR y modelación del comportamiento de la pluma de CO2.
Geología de Poza Rica
B
El campo petrolero de Poza Rica se encuentra bien estudiado y tiene el
potencial de albergar cantidades significativas de hidrocarburos.
FUENTE: X. Janson, C. Kerans, R. Loucks, A. Marhx, C. Reyes, and F. Murguia, 2011. Seismic architecture of a Lower Cretaceous platform-to-slope system,
Santa Agueda and Poza Rica fields, Mexico. AAPG Bulletin, V. 95, No. 1.
10203040 0 10 20 3050
Costa
-1
-2
-3
-4
-5
-6
Ciudad de Poza Ricay pozos petroleros
Kilómetros
Kiló
met
ros
Golfo de México0
FUENTE: X. Janson, et al.
Geología de Poza Rica
Poza Rica Campo y pozos petroleros
PEMEX cuenta con varios pozos petroleros localizados en Poza Rica, relativamente cerca de la central eléctrica de la CFE, lo que facilitaría el transporte de CO2
CFEPlanta
termoeléctrica
Región de Poza RicaFallas y Fracturas
Región de Poza RicaCampos Petroleros para EOR con CO2
Campo
POSIBLE RECUPERACIÓN DE
PETRÓLEOMMbbl
DEMANDA DE CO2
MMCFD Mmtons/año
Poza Rica 150-390 200-530 4.1-10.8
Tajin 160-430 220-590 4.5-12
Coapechaca 100-260 130-360 2.6-7.3
S
Pozos petrolero
Campo Poza Rica
Campos petroleros
Región de Poza RicaCiudades, campos petroleros, ríos y estaciones
meteorológicas
Estaciones Meteorológicas
Radio de Influencia10 km de CampoPoza Rica
SimbologíaPozos Petroleros
Campo petrolero Poza Rica
Campos Petroleros
Cuatzintla
Papantla
Poza Rica
Impacto y Riesgo Ambiental
FUENTE: A. Mathieson, J. Midgley, I. Wright, N. Saoula and P. Ringrose, 2010.In Salah CO2 Storage JIP: CO2 sequestration monitoring and verification
technologies applied at Krechba, Algeria. Energy Procedia 00(2010) 1063-00.
TECNOLOGÍAS DE MONITOREO Y EVALUACIÓN DE RIESGOIn Salah, Algeria
Proyecto BP & Statoil
RIESGO TECNOLOGÍAS DE MONITOREO
Problemas en la Inyección
Monitoreo continuo de la presión de inyección, monitoreo continuo de la presión anular y de fondo del pozo de inyección.
Fugas tempranas de CO2
Modelación, trazadores, imágenes sísmicas, pozos de observación, toma de muestras de fluidos, monitoreo del pozo de inyección.
Migración VerticalImágenes Sísmicas, microsismicidad, monitoreo de acuíferos, monitoreo de gas en suelos, gravimetría, inclinómetros, imágenes satelitales.
Fugas en el Pozo de Inyección
Monitoreo del espacio anular del pozo, muestreo de suelo y contenido de gas.
Integridad de pozos abandonados
Monitoreo de la presión anular y monitoreo del flujo de CO2 superficialAnemómetro y
analizador de CO2/H20 Foto: Biospherica
Estudio sísmico con geófonos.
MASW technicsFoto: USGS
Manifestación de Impacto AmbientalMonitoreo, Verificación y Contabilización de CO2
FUENTE: NETL-DOE, 2009. Monitoring, Verification, and Accounting of CO2 Stored in Deep Geologic Formations.
Resume del programa de monitoreo y verificación a implementar en sitios de inyección de CO2 a gran escala
U-tubePara mediciones de CO2 en el pozo de inyección
“ El muestreador U-tube fue originalmente diseñado por Barry Freifeld y fabricado por Paul Cook, ambos del Laboratorio
Nacional Lawrence Berkeley, para su uso en estudios piloto de almacenamiento de CO2 en el sitio Frio en Texas, 2004.
“El equipo es capaz de recolectar muestras continuas de los fluidos de la reserva geológica, temperaturas y presiones
cercanas a las in-situ” Ha sido utilizado en proyectos piloto en Cranfield, Mississippi, (Southwest Carbon Partnership Phase 3)
y en Otway, Australia.”
FUENTE: Freifeld, Barry M., Trautz, Robert C., Kharaka, Yousif K., Phelps, Tommy J., Myer, Larry R., Hovorka, Susan D., et al.(2005). The U-Tube: A Novel System for Acquiring Borehole Fluid Samples from a Deep Geologic CO2 Sequestration Experiment. Lawrence Berkeley National Laboratory: Lawrence Berkeley National Laboratory. LBNL Paper LBNL-57317. Obtenido de: http://escholarship.org/uc/item/5j43009c
Evaluación de Riesgo e Impacto Ambiental
Dimensiones del Monitoreo, Verificación y ContabilizaciónFUENTES
FASES DEL PROYECTO
Pozos Abandonados
Reserva Geológica
Planta de inyección y separación
DuctosEquipos de Compresión
Planta de Captura
Captura
Transporte
Operaciones EOR
Almacenamiento
Caracterización de SitioMEDIO AMBIENTE
FUENTE: Centro Mario Molina, 2012
FUENTE: Centro Mario Molina, 2010
Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental
Almacenamiento de CO2
Presencia de fallas geológicas
Mantos Freáticos
Transporte de CO2presurizado
Pluma deCO2
Inyección de CO2
Monitoreo de agua superficial
Monitoreo de gases en suelo
Estándares para el transporte de CO2
Estándares para la selección del sitio de almacenamiento, inyección de CO2, y para el monitoreo y modelación del
comportamiento de la pluma de CO2.
Estándares de la Ley de Aire
Limpio
CO2
CO2CO2 CO2
CO2
*Los sistemas de captura requieren influentes con niveles de NOx y Sox en el rango de 10 a20 ppm.
Emisiones de CO2
CFE
Sin capture
Part
ícul
as (m
g/N
m3 )
Con Capture
NOM-085 para NOx (110 ppmv)
NOM-085 para SOx (550 ppmv)
NOM-085 para partículas (250 mg/m3)
Niveles de emisión de contaminantes esperados para la termoeléctrica de Tuxpan CON y SIN captura de CO2
Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental
México cuenta con regulaciones estrictas para la industria de extracción y producción de petróleo, sin embargo la seguridad durante la construcción y operación son la principal preocupación del público
Ductos en MidaleFoto: R. Lacy
Muerte de ganado por una fuga natural de CO2 en Nvos, Camerún, 1986.
Explosión de un ducto en Puebla, Mexico
2010
Monitoreo y Verificacióndel CO2 almacenado
Fuente: Elaborado con imágenes de British Geological Survey y Schlumberger Water Services
43
Efecto de corrosión
Capa ImpermeableCO2CO2CO2
CO2
Difusión
CO2 fase pura
Pluma CO2
Difusión
CO2 en estratos de baja permeabilidad
Pluma CO2
Difusión
CO2 disuelto en agua subterránea
Estudios Sísmicos
Muestreo en Agua Subterránea
Muestreo debajo del agua
Muestreo de gas en suelo
Pluma CO2 Zona Vadosa
Monitoreo de aerosoles (detección de fugas deCO2 )
Equipo de muestreo
Monitoreo permanente de gas en suelo/aire
InSAR(Imágenes Satelitales)
Teledetección con Radar para el monitoreo de CO2
Datos de interferometría satelital para el proyecto In Salah, Algeria. Izquierda: Desplazamiento de la superficie durante el periodo de
inyección. Las zonas levantadas se marcan en amarillo y las zonas hundidas en azul.
Derecha: Historia del desplazamiento en tres pozos de inyección (KB-501, 502 y 503) y un pozo de producción de gas (KB-CC).
(Onuma et al., 2009).
Riesgo e Impacto Ambiental
La información obtenida en la MIA y ERA constituye una herramienta útil para generar datos de referencia…
Subsuelo:Zona de AlmacenamientoZona de ConfinamientoIntegridad de pozosGravimetríaSismicidad
Superficie: Concentración de CO2 en suelo y agua (rios, lagos, etc)
Estos datos apoyarán el monitoreo y análisis del comportamiento y migración del CO2
Datos que proporcionan señales de advertencia en el caso de fugas de CO2y también funcionan como referencia para acciones de remediación
Medición de flujos de CO2 con el método de la cámara dinámica cerrada.
Gestión del proyectodemostrativo CCS+EOR
…....incorporación de EOR/EGR
Ingeniería Básica, IIE (325 mil USDlls)
CONTRATOConsorcio del
proyecto integral(Planta Piloto+EOR)
Atlas mexicano de almacenamiento geológico de CO2
Estudio de Costos CCS+EOR, Banco Mundial (1.2 MUSDlls)
Presentación de la Estrategia
Nacional de Energía
Taller con la AIE
Taller del CSLF
Estrategia Nacional de
CCUS
2012 MARFEB
Convocatoria delFondo de
Hidrocarburos
JUN AUG
CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DE LA PLANTA PILOTO
OCT 2014 2015-2019
PROYECTODEMOSTRATIVO
GOBIERNO FEDERALSiguiente Administración
2013
PLANTA PILOTO
Durante el 2011, el Grupo de Trabajo de CCS en México acordó la construcción de una planta piloto capaz de capturar hasta 8 toneladas de CO2 por día con el fin de iniciar las actividades del proyecto demostrativo integral CCS+EOR
Los principales actores en esta actividad serían:
• COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE)• PETRÓLEOS MEXICANOS (PEMEX)• INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS (IIE)• INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO (IMP)• CENTRO MARIO MOLINA (CMM)
Planta Piloto 2 MWubicada actualmente en
Charleston, West Virginia, USA
PLANTA PILOTO
Los principales objetivos del desarrollo y operación de la planta piloto serían:
• Obtención datos de operación del proceso de captura
• Prueba de diferentes aminas y proveedores
• Formación de recursos humanos• Involucramiento activo de PEMEX
e IMP para la definición del futuro campo petrolero receptor del CO2y realización de los estudios geológicos correspondientes
• Inicio de la gestión ambiental del proyecto demostrativo
Planta Pilotoen la carboeléctrica
“Boundary Dam”, Canadá
Objetivos
CO2 adicional
NGCCPoza Rica
Gases de combustión equivalentes a 2MW
Agua paraenfriamiento
Residuos sólidos y líquidos
Electricidad
CFE
2 operadores
Vapor
Laboratorio
IIE
PEMEX
IMP
PEP
CMM
AminasProveedores
CO2
PLANTA PILOTOEsquema operativo integral
PLANTA PILOTO
• Ubicación: CT de Poza Rica
• Capacidad de captura:5 a 8 ton CO2 /día
• Tecnología de captura:Absorción de CO2 con aminas comerciales y separación con vapor (postcombustión)
Ubicación de Central Poza Rica y pozos posibles para inyección de CO2
Características principales
Pozo de Inyección
Pozo de observación
33 m
FUENTE: Hovorka, S. 2007. Monitoring at Frio Project. IEA R&D Program Monitoring Network
Profundidad: 1,540 mPermeabilidad promedio: 2.1 darcy
Porosidad: 33%Inyección: 1,600 toneladas de CO2 por 10 días
Monitoreo: Saturación CO2, trazadores (PFC’s), presión, temperatura, perfiles sísmicos
Proyecto Frio Brine
Monitoreo después de la inyección de CO2en un acuífero salino
Pozo de producción de 1952,readaptado como pozo de observación
FUENTE: Hovorka, S. 2007. Monitoring at Frio Project. IEA R&D Program Monitoring Network
Proyecto Frio Brine
Protección a agua potable superficial
y subterránea
Zona de inyección2004
2006Zona de inyección
Domo Salino “South Liberty”
Pozo de inyección de CO2
Pozo de monitoreo
El IIE ha realizado una propuesta para el desarrollo de la ingeniería básica de la planta piloto. El trabajo consistiría principalmente en el desarrollo de los siguientes conceptos:
Diagramas de flujo del proceso, tuberías, conexiones a la central (de entrada y salida) e instrumentación
Balances de materia y energía Lista de equipos de proceso Conceptos de operación Manejo de efluentes Especificación de espacios requeridos Especificación de obra civil Plano de localización general de equipo de proceso Costo estimado de la planta piloto Obtención de autorización por parte de SEMARNAT, con base en el resolutivo
de la central de gas
PLANTA PILOTOEstudio de Ingeniería Básica
FIN
ANCI
ERA
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
PLANTAPILOTO
Selección del sitio para la planta piloto y el proyecto demostrativo
Desarrollo de los Términos de Referencia para el estudio FEED del proyecto demostrativo CCS+EOR
Análisis la normatividad internacional y mexicana para la captura, uso y almacenamiento geológico de CO2
Evaluación técnica y económica de 6 opciones CCS+EOR (CFE+PEMEX) en la región costera del Golfo de México
EVAL
UACI
ÓN
TÉC
NIC
AN
ORM
ATIV
IDAD
Análisis de prefactibiliad de la opción Tuxpan-Chicontepec
Análisis del estado del arte en la tecnología de captura industrial de bióxido de carbono
Guía para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental
DESARROLLO DE INGENIERÍA
CONSTRUCCIÓN
OPERACIÓN
PROYECTODEMOSTRATIVO
DESARROLLO DE INGENIERÍA
FEEDMIA
CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN
Estudio sobre la economía de los proyectos CCS+EOR
Fideicomiso deHidrocarburos
Creación del CONSORCIO MEXICANO CCS+EOR
Licitación Pública Internacional
Desarrollo y gestión de las normas ambientales para la captura, transporte y almacenamiento geológico de CO2
BancoMundial
2016 2017
SEMARNAT-SENER
Gestión de la planta pilotodemostrativa CCS+EOR
¡GRACIAS!