Secuestración de CO2 Una respuesta para las emisiones/media/Files/resources/oilfield_review/... · volumen de petróleo y gas producido, o que puede producirse, y de la hipótesis

38 Oilfield Review

Secuestración de CO2: Una respuesta para las emisiones

El hecho de que la actividad humana está produciendo un efecto nocivo en el ciclo

natural de calentamiento y enfriamiento de la Tierra es ampliamente aceptado por

la comunidad científica. No obstante, la forma en que los seres humanos pueden y

deben responder a este hecho es mucho menos cierta. Uno de los métodos que está

siendo demostrado en todo el mundo a escala de campo —la captación, utilización

y almacenamiento del carbono— elimina el dióxido de carbono de las fuentes de

emisiones y lo mantiene sellado por debajo de la superficie terrestre.

Ahsan AlviEric H. BerlinJim KirkseyChampaign, Illinois, EUA

Bill BlackDavid LarssenBurnaby, British Columbia, Canadá

Michael CarneyHouston, Texas, EUA

Ethan ChaboraRichmond, California, EUA

Robert J. FinleyHannes E. LeetaruIllinois State Geological Survey(Servicio Geológico del Estado de Illinois)Champaign, Illinois

Scott MarstellerAnchorage, Alaska, EUA

Scott McDonaldArcher Daniels Midland CompanyDecatur, Illinois

Ozgur SenelSugar Land, Texas

Valerie SmithWesterville, Ohio, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2012/2013: 24, no. 4.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Tony Booer, Abingdon, Inglaterra; Robert J. Butsch, Houston; Daniel Byers y Scott Frailey, Servicio Geológico del Estado de Illinois, Champaign, Illinois; Marcia Couëslan, Calgary; Lori Gauvreau, Oslo, Noruega; y Dwight Peters, Sugar Land, Texas.En este documento, se utiliza el término secuestración para indicar el asilamiento geológico y permanente del gas.ECLIPSE, EverCRETE, Petrel, RSTPro, RTAC y Westbay son marcas de Schlumberger.

La mayoría de los científicos llegaron a la conclu-sión de que las fluctuaciones de la temperatura natural de la Tierra son distorsionadas por los gases de efecto invernadero (GHGs) generados por el hombre, especialmente el dióxido de car-bono [CO2]. Estos gases de efecto invernadero ingresan en la atmósfera como un subproducto de la actividad industrial (abajo).1 En el año 2010, el Panel Intergubernamental sobre el

Cambio Climático (IPCC) fijó un valor objetivo para limitar el incremento de la temperatura glo-bal a 2°C [3,6°F] por encima del promedio prein-dustrial.2 El panel propuso que se lograra este objetivo mediante la limitación del incremento de las concentraciones de GHG en la atmósfera a un valor de 445-490 partes por millón (ppm) de CO2 equivalente. A fines del año 2010, las concen-traciones se habían incrementado desde los

> Emisiones y temperatura. Las emisiones antropogénicas de CO2 (azul) se incrementaron de manera sustancial en los últimos 160 años, lo que condujo a un incremento significativo de las concentraciones atmosféricas de ese gas. Con este incremento se asocian anomalías de temperatura positivas anuales superiores a las previstas (rojo), que se tradujeron en incrementos de temperatura más altos que los que se hubieran proyectado a través del empleo de las temperaturas medias históricas. [Adaptado del Instituto CCS Global: “The Global Status of CCS: 2011,” http://cdn.globalccsinstitute.com/sites/default/files/publications/22562/global-status-ccs-2011.pdf (Se accedió el 23 de agosto de 2012).]

400

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2001850 1870 1890 1910 1930

Año1950 1970 1990 2010

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tmos

féric

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pm

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alía

de

tem

pera

tura

glo

bal,

°C

Temperatura

CO2

Volumen 24, no.4 3939

valores preindustriales de 270 ppm a 390 ppm.3 No obstante, la limitación de las concentraciones de GHG mediante el enfoque en la fuente —la actividad humana alimentada con carbono— plantea desafíos significativos. De acuerdo con

los datos del IPCC, las emisiones provenientes de la infraestructura existente representan el 80% del CO2 permitido por el límite máximo fijado.4 Por consiguiente, a medida que la población mun-dial y las economías dependientes de los combus-

tibles a base de carbono continúan creciendo, muchos consideran que poner un tope a las emi-siones equivale a poner un tope al crecimiento económico; una concesión que pocos líderes polí-ticos están dispuestos a hacer.

Usuariosindustriales

CO2

Emisiones d

e gas de

efecto inve

rnadero

Emisi

ones

de ga

s de

efecto

inve

rnad

ero

CO2

Sello

El CO2 desplaza al metano del carbón

Sello

Sello

Sello

El CO2 desplaza al petróleo entrampado para la recuperación mejorada

El CO2 se almacena en formaciones salinas

Recup

eració

n

mejorad

a de p

etróle

o

Petróleo

CO2

Plantas de etanol Refinerías de cemento y acero

Generación de electricidad

Productosalimenticios

El CO2 se almacena en yacimientos agotados de petróleo y gas

Captación de CO2

Emisiones de gasde efecto invernadero

1. Para obtener más información sobre el consenso existente entre los organismos científicos más importantes acerca del cambio climático global, consulte: Union of Concerned Scientists: “Consensus on Global Warming,” http://www.ucsusa.org/ssi/climate-change/scientific-consensus-on.html (Se accedió el 17 de agosto de 2012).

2. El IPCC marca el comienzo de la era industrial alrededor del año 1850, cuando el consumo de combustibles fósiles comenzó a incrementarse de manera significativa y el combustible fósil pronto se convirtió en el combustible más utilizado.

3. Moomaw W, Yamba F, Kamimoto M, Maurice L, Nyboer J, Urama K y Weir T: “Renewable Energy and Climate

Change,” en Edenhofer O, Pichs-Madruga R, Sokona Y, Seyboth K, Matschoss P, Kadner S, Zwickel T, Eickemeier P, Hansen G, Schlomer S y von Stechow C (eds): IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation. New York City: Cambridge University Press (2011): 161–207.

4. International Energy Agency: World Energy Outlook. París: Agencia Internacional de Energía, 2011.

40 Oilfield Review

Hasta ahora, el hecho de mantener los niveles por debajo del límite para el CO2 mediante la utili-zación de fuentes de energía alternativa solamente ha demostrado ser una solución improbable. Hoy, las fuentes de energía solar y eólica, y otras energías renovables, satisfacen sólo una fracción pequeña de las demandas energéticas mundiales. La energía nuclear, aunque técnicamente madura y económicamente viable, se ha vuelto políticamente inaceptable en todo el mundo desde la destrucción de una central nuclear en Fukushima, Japón, a raíz de un sismo y un tsunami ocurridos en el año 2011. Como consecuencia de esa catástrofe, en el futuro previsible, gran parte del creciente apetito energé-tico del mundo será satisfecha por las fuentes de combustibles fósiles tradicionales.

Dada esta realidad, resulta claro que la demanda mundial de energía y las preocupaciones ambien-

tales no podrán conciliarse mediante la reducción de las emisiones solamente. Una solución para este aparente impasse podría residir no tanto en reducir las emisiones, sino en impedir que el componente GHG más significativo —el CO2— ingrese en la atmósfera mediante la eliminación de este elemento de las emisiones a medida que se generan.

El proceso de captación, utilización y almace-namiento de carbono (CCUS) elimina CO2 de las emisiones, lo deshidrata, lo purifica y lo comprime hasta que alcanza un estado líquido. Luego, el CO2 líquido es transportado hasta las bocas de pozos u otras localizaciones para ser utilizado en pro-yectos de recuperación mejorada de petróleo, inyectarse en las profundidades de la Tierra para permanecer almacenado durante varios milenios o utilizarse como carga de alimentación en la

manufactura de productos químicos.5 Para el sec-tor de exploración y producción de la industria del petróleo y el gas (E&P), el segmento de transporte y almacenamiento del proceso es conocido. Durante varias décadas, los ingenieros diseñaron sistemas de inyección subterráneos para el mante-nimiento de la presión de formación, el almacena-miento de gas, la recuperación mejorada de petróleo y las operaciones de desecho. Este artículo examina cómo los conocimientos técnicos, méto-dos y tecnologías de E&P están siendo aplicados en el proceso de almacenamiento geológico de CO2.

Recurso Los gobiernos de todo el mundo están interesados en la captación del CO2, su separación de las emi-siones provenientes de fuentes puntuales estacio-narias y su almacenamiento (izquierda). Por ese motivo, están procurando obtener estimaciones realistas de los recursos potenciales de almacena-miento del dióxido de carbono. En EUA y parte de Canadá, estas aproximaciones son suministradas por el Departamento de Energía (DOE) de EUA, mediante la formación de Asociaciones Regionales de Secuestración de Carbono (RCSPs).6 El DOE buscó determinar el espacio subterráneo disponi-ble para la secuestración de CO2 mediante la consi-deración de tres tipos de formaciones: yacimientos de petróleo y gas, formaciones salinas y depósitos de carbón no explotables.

Las estimaciones de recursos resultantes repre-sentan la fracción del volumen de espacio poroso de las rocas sedimentarias que es accesible para las operaciones de inyección y se encuentra disponible para el almacenamiento de CO2. Los recursos poten-ciales fueron clasificados utilizando los siguientes criterios:•aislamiento con respecto a fuentes de agua

subterránea someras, hidrocarburos produci-bles, otros estratos, suelos y la atmósfera

•segregacióngravitacional•presióndeinyecciónmáximapermitida•presióncapilardeentradadelarocadecubierta

o de la roca sello•eficienciadedesplazamiento.7

Los ingenieros evaluaron los yacimientos de petróleo y gas a nivel de campo, sobre la base del volumen de petróleo y gas producido, o que puede producirse, y de la hipótesis de que ese volumen podría ser reemplazado por un volumen equiva-lente de CO2. Las formaciones salinas y los depó-sitos de carbón no explotables fueron evaluados a nivel de cuencas.8

Las formaciones salinas están constituidas por rocas porosas saturadas de salmuera coronadas por una o más formaciones rocosas regionalmente extensas de baja permeabilidad. Las formacio-

> Visión general de los proyectos de inyección en gran escala (LSIPs) de todo el mundo. Según el levantamiento anual del Instituto CCS Global, llevado a cabo en el año 2011, existen 74 LSIPs en todo el mundo que se encuentran atravesando etapas variables de planeación y terminación. Los LSIPs se definen como aquellos proyectos que implican la captación, transporte y almacenamiento de CO2 en una escala de no menos de 800 000 toneladas métricas (Mg) [882 000 toneladas US] de CO2 por año para una central eléctrica basada en el uso de carbón y no menos de 400 000 Mg [441 000 toneladas US] de CO2 por año para otras instalaciones industriales con gran intensidad de emisiones, tales como las instalaciones de generación de energía que utilizan gas natural. Los proyectos de las tres primeras columnas denotan los LSIPs que se encuentran en las etapas de planeación. La columna Identificar representa los proyectos de una breve lista de opciones del desarrollador, que están siendo sometidos a estudios de concepto y clasificación de sitios. Los de la columna Evaluar se encuentran aún más refinados y corresponden a los estudios de prefactibilidad, costos y evaluación de sitios. Los de la columna Definir están siendo examinados por su viabilidad técnica y económica. Los proyectos de las dos columnas de la derecha son proyectos activos. Los de la columna Ejecutar se encuentran en las etapas finales de diseño, organización, construcción y puesta en marcha. Los de la columna Operar se encuentran en el modo de operación a plena capacidad según los requisitos de cumplimiento normativo. [Adaptado del Instituto CCS Global: “The Global Status of CCS: 2011,” http://cdn.globalccsinstitute.com/sites/default/files/publications/22562/global-statusccs-2011.pdf (Se accedió el 23 de agosto de 2012).]

Identificar

1

1

1

0

4

0

1

0

8

30

25

20

15

10

5

Estados Unidos

Europa

Australia y Nueva Zelanda

Canadá

China

Medio Oriente

Otros, Asia

África

Total

Núm

ero

de p

roye

ctos

Evaluar

8

9

5

2

2

1

1

0

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Definir

9

9

0

4

0

2

0

0

24

Ejecutar

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0

1

2

0

0

0

0

6

Operar

4

2

0

1

0

0

0

1

8

Total

25

21

7

9

6

3

2

1

74

Volumen 24, no.4 41

nes salinas evaluadas por el DOE de EUA y las RCSPs para operaciones de almacenamiento se limitaron a aquellas formaciones que exhibían las siguientes características:•presionesytemperaturascapacesdemantener

el CO2 como un fluido denso•un sistema de sello adecuado para limitar el

flujo vertical fuera del yacimiento•condicioneshidrogeológicascapacesdeaislar

el CO2.Los depósitos de carbón no explotables se

limitaron a aquellas áreas que contenían agua con una concentración total de sólidos disueltos superior a 10 000 ppm. Dependiendo de los gra-dientes geotérmicos y de geopresión de una for-mación de carbón, la adsorción del CO2 gaseoso puede ser posible hasta una profundidad de sólo 900 m [3 000 pies] aproximadamente.9 A mayores profundidades, el CO2 en fase líquida puede ingresar en el carbón sólido y modificar sus pro-piedades, dilatando su matriz y ocasionando pro-blemas de inyectividad.10 Además, la inyección puede causar el cierre de las diaclasas presentes en el carbón, lo que reduce la permeabilidad.11

La metodología desarrollada para el proceso de estimación para los tres tipos de ambientes se basa en métodos volumétricos, distribuciones locales de

fluidos y procesos de desplazamiento de fluidos. Dichos métodos asumen la existencia de un sis-tema abierto en el que los fluidos en sitio son des-plazados de la formación por el CO2 inyectado. La restricción principal con respecto al espacio poroso disponible para el CO2 se basa en las efi-ciencias de desplazamiento en lugar de basarse en los incrementos de presión.

Existe una significativa incertidumbre aso-ciada con las estimaciones del DOE de EUA acerca del volumen de almacenamiento disponible en las formaciones salinas debido a la escasez de datos de pozos. En la industria del petróleo y el gas, la designación de una formación como recurso indica una falta de datos y cierta incertidumbre acerca de la presencia, el tamaño o la recuperabilidad de determinados depósitos de hidrocarburos. A medida que se recolectan más datos mediante pozos de exploración y delineación, el incremento de la certidumbre permite al operador modificar las clasificaciones de las extensiones productivas (plays), de reservas posibles a reservas probables y a probadas desarrolladas en producción (PDP).

Estas clasificaciones bien definidas son utiliza-das a nivel global, incluso por la Comisión de Valores e Intercambio de EUA, para evaluar los activos de las compañías con fines de contabili-dad pública.

Los ingenieros que evalúan las zonas porosas y permeables pueden utilizar un sistema similar para clasificar un recurso para el proceso de cap-tación y almacenamiento (CCS), o secuestración, de carbono (arriba).12 El traslado de un recurso de la clasificación PDP a la capacidad de almacena-miento —el equivalente de las reservas en térmi-nos de CCS— requiere una mayor certeza acerca de las propiedades de la formación. El operador debe determinar la velocidad con la que la forma-ción puede aceptar el CO2 inyectado, la presión necesaria para una inyección segura y el volumen final que puede ser almacenado. A fin de determi-nar estos parámetros, el operador debe perforar los pozos para obtener datos sobre la porosidad y la permeabilidad de la formación objetivo para la inyección de CO2. El equivalente, para el almace-namiento de carbono, de la clasificación PDP del

5. Si bien el término almacenamiento se utiliza a menudo para denotar la posibilidad de que el CO2 puede recuperarse para el uso futuro y el término secuestración se utiliza para indicar el aislamiento permanente del gas, a menudo los dos términos se emplean indistintamente.

6. El Departamento de Energía (DOE) de EUA ha creado siete asociaciones regionales compuestas por agencias estatales, universidades, compañías privadas, laboratorios nacionales y organizaciones sin fines de lucro, para establecer la tecnología, las necesidades de infraestructura y las normativas para el CCS.

7. Bachu S: “CO2 Storage in Geological Media: Role, Means, Status and Barriers to Deployment,” Progress in Energy and Combustion Science 34, no. 2 (2008): 254–273.

8. Litynski J, Deel D, Rodosta T, Guthrie G, Goodman A, Hakala A, Bromhal G y Frailey S: “Summary of the Methodology for Development of Geologic Storage Estimates for Carbon Dioxide, Appendix B,” en US DOE National Energy Technology Laboratory (NETL) (ed): Carbon Sequestration Atlas of the United States and Canada, 3a edición, Washington, DC: US DOE NETL, (Noviembre de 2010): 136–159.

9. Bachu S, Bonijoly D, Bradshaw J, Burruss R, Holloway S, Christensen NP y Mathiassen OM: “CO2 Storage Capacity Estimation: Methodology and Gaps,” International Journal of Greenhouse Gas Control 1, no. 4 (2007): 430–443.

10. Metz B, Davidson O, deConick HC, Loos M y Meyer L (eds): Carbon Dioxide Capture and Storage. Cambridge, Inglaterra: Cambridge University Press (2005), http://www.ipcc.ch/publications_and_data/publications_and_data_reports.shtml (Se accedió el 10 de julio de 2012).

El término inyectividad incluye la tasa y la presión máximas con que los fluidos pueden ser bombeados en la formación sin fracturarla.

11. Las diaclasas del carbón son fracturas naturales existentes en las capas de carbón.

12. Rodosta TD, Litynski JT, Plasynski SI, Hickman S, Frailey S y Myer L: “US Department of Energy’s Site Screening, Site Selection, and Initial Characterization for Storage of CO2 in Deep Geological Formations,” Energy Procedia 4 (2011): 4664–4671.

> Sistema de clasificación propuesto. En un esfuerzo por establecer un marco de referencia común para dividir los recursos CCS en clasificaciones, los científicos sugirieron la adaptación de ejemplos análogos utilizados por la industria de E&P. El marco propuesto se divide en tres fases que corresponden a clases de recursos: la fase de exploración (extremo inferior), en la que los recursos prospectivos son comparables con los recursos de almacenamiento prospectivos; la caracterización del sitio (centro), en la que los recursos contingentes son comparables con los recursos de almacenamiento contingentes, y una fase de implementación (extremo superior) en la que las reservas son comparables con la capacidad de almacenamiento. Cada clase de recurso se divide a su vez en subclases relacionadas con el estado del proyecto para indicar el nivel de madurez del mismo. Por ejemplo, la fase de exploración se divide en subconjuntos que incluyen procesos de evaluación generales para la clasificación, comparables con los ejecutados por los ingenieros de E&P para los procesos de clasificación de sitios, selección de sitios y caracterización inicial. (Adaptado de Rodosta et al, referencia 12.)

Implementación

Caracterización del sitio

Exploración

En producción

Aprobado para desarrollo

Justificado para desarrollo

Inyección activa

Aprobado para desarrollo

Justificado para desarrollo

Desarrollo pendiente

Desarrollo no esclarecido o en espera

Desarrollo no viable

Desarrollo pendiente

Desarrollo no esclarecido o en espera

Desarrollo no viable

Área prospectiva (prospect)

Avance (lead )

Extensión productiva (play )

Subregiones potenciales

Áreas seleccionadas

Sitio o sitios calificados

Reservas

Clasificaciones de recursos de E&P

Recursos contingentes

Recursos prospectivos

Capacidad de almacenamiento

Clasificaciones de recursos CCS propuestas

Recursos de almacenamiento contingentes

Recursos de almacenamiento prospectivos

Subclase de proyecto




Proceso de evaluación

Clasificación de sitios

Selección de sitios

Caracterización inicial






42 Oilfield Review

ámbito del petróleo y el gas puede imaginarse como la capacidad de almacenamiento desarro-llada probada.13

Antes de perforar los pozos, se debe seleccio-nar un sitio utilizando criterios específicos que a menudo difieren de las prácticas petroleras. Entre los parámetros que deben determinarse para los sitios de inyección con pozos CCS se encuen-tran la proximidad con respecto a la fuente, que puede permitir que el operador prescinda del costo de construcción de líneas de conducción. A diferencia de la industria del petróleo, los opera-dores de sitios CCS buscan áreas con penetracio-nes mínimas en la zona de interés. Si bien esto reduce el volumen de datos de pozos vecinos que son valiosos para que los ingenieros seleccionen sitios de perforación de pozos de petróleo y gas para inyección de CO2, la falta de pozos en la for-mación destinada al almacenamiento minimiza el potencial para la ocurrencia de fugas a través del sello de la roca de cubierta. De un modo similar, los geocientíficos buscan formaciones que se

encuentran por debajo de cualquier otra zona mineralífera o hidrocarburífera a fin de desalentar la ejecución de actividades de perforación futuras a través de la formación de almacenamiento.

A la hora de considerar formaciones potencia-les para procesos de CCS, los geocientíficos se inclinan por las formaciones que exhiben una combinación de yacimientos porosos y permea-bles, mecanismos de entrampamiento efectivos y una roca de cubierta suprayacente que actúa como sello. Además, buscan indicaciones de que la zona prevista haya experimentado una mínima actividad tectónica previa, lo que reduce la pro-babilidad de formación de trayectos inducidos por fallas a través de los cuales podría migrar el CO2 inyectado desde la formación de inyección.

A diferencia de los yacimientos de hidrocarburos y las instalaciones de almacenamiento de gas, el cie-rre en las cuatro direcciones para un sitio de secues-tración potencial no constituye un prerrequisito. El yacimiento ideal también podría poseer un echado (buzamiento) regional mínimo con una

tasa baja de flujo de fluido salino. El modelado ha demostrado que a través de períodos largos —cientos de años— el CO2 migra muy lentamente y se estabiliza con el tiempo en las formaciones bajo estas condiciones a medida que se genera una nueva saturación de CO2 residual y se pro-duce la disolución en salmuera.

CapacidadEl cambio de un recurso a la designación de capa-cidad puede resultar difícil. Los recursos CCS se encuentran a menudo en regiones con poca o nin-guna actividad hidrocarburífera o pueden carecer de datos con los cuales caracterizar la formación. Las conclusiones acerca del recurso propuesto suelen derivarse inicialmente de registros, datos de núcleos y líneas sísmicas 2D. En muchos casos, los datos pertenecen a pozos vecinos que se encuen-tran a muchos kilómetros de distancia.

La caracterización temprana de las zonas de inyección prospectivas ayuda a predecir las tasas de inyección, las presiones y la capacidad de con-tención de la formación. Primero, los geocientífi-cos interpretan los datos sísmicos disponibles para responder a las preguntas referidas al sello de la formación, el espesor, la porosidad, los intervalos de inyección óptimos, y la presencia de fallas. Y además tratan de resolver parámetros adicio-nales, tales como los siguientes:•localización con respecto a límites estatales,

municipios, reservas naturales, campos de petróleo y gas locales, fuentes de agua potable, ventanas de porosidad, y pozos convencionales

•echadoformacionalregional•profundidad adecuada para la secuestración

como un fluido denso•proximidaddelafuentedeCO2 con respecto al

pozo de inyección•sellos secundarios y heterogeneidad de los

yacimientos.A menudo, uno de los productos de los esfuer-

zos de los geocientíficos es un modelo geocelular del yacimiento (arriba, a la izquierda). Los inge-nieros de yacimientos utilizan estos modelos básicos para correr simulaciones de flujo a fin de conocer mejor la inyectividad de una formación, la capacidad del yacimiento, el movimiento sub-terráneo potencial del CO2 inyectado y la res-puesta de la presión.

El conocimiento adquirido a partir del mode-lado de flujo a menudo genera una serie de nuevos interrogantes para los geocientíficos, especial-mente en cuanto a la relación entre la migración del penacho de CO2 y la permeabilidad.14 El mode-lado de la migración del CO2, una vez que éste ingresa en la formación, es crucial para predecir con precisión el comportamiento de las zonas de

>Modelado geocelular. Los modelos geocelulares se utilizan para simular y predecir el desempeño de los pozos para los proyectos de inyección CCS. Con datos limitados, los ingenieros pueden desarrollar un modelo de simulación de un área propuesta para el almacenamiento de CCS. En este modelo, se asumieron solamente indicadores generales con el yacimiento como un conjunto de capas planas inclinadas (extremo superior). Luego, los ingenieros pueden basarse en los análisis petrofísicos de un sitio propuesto, los datos de pozos cercanos (INJ1B, INJ2B, INJ3B, INJ4B, INJ5B, INJ6B), los datos sísmicos y las nuevas interpretaciones de superficie para desarrollar un modelo estructural más realista. Posteriormente, aplican sus resultados a una predicción geoestadística avanzada del modelo de facies depositacionales interpretadas de una distribución de ambiente marino abierto a delta fluvial litoral-mareal-plataforma somera (extremo inferior).

5 6006 0006 4006 8007 2007 6008 0008 4008 8009 2009 600

10 000

Prof

undi

dad,

pie

s

2 260 000Localización según el sistema de coordenadas planas estatales de 1927 (SPCS 27), pies

2 270 000 2 280 000 2 290 0002 220 000 2 230 000 2 240 000 2 250 000 2 300 000

INJ3BINJ4B

INJ5B

INJ6B INJ2B

INJ1B

Volumen 24, no.4 43

inyección tanto para proyectos de secuestración como para proyectos EOR. Un parámetro clave para el modelo es la saturación de CO2 residual en la roca saturada con salmuera.15 Antes de la inyección de CO2, los ingenieros obtienen este valor en el laboratorio mediante el análisis de las propiedades de las rocas y las interacciones entre el fluido de formación y el CO2 para construir ecuaciones predictivas.

Una vez iniciada la inyección, los ingenieros pueden utilizar mediciones derivadas de los registros sigma de repetición (técnica de lapsos de tiempo), tanto en pozos de inyección como de observación, para determinar la saturación del yacimiento, la litología, la porosidad y los perfiles de fluidos de pozo.16 Tal fue el caso del sitio del proyecto piloto en la salmuera de la formación Frío cerca de Houston, que es dirigido por el Departamento de Geología Económica de la Escuela Jackson de Geociencias de la Universidad de Texas en Austin. Los ingenieros del proyecto utilizaron la herramienta de control de satura-ción del yacimiento RSTPro operada con cable para verificar los valores de saturación de CO2

basados en mediciones de laboratorio.Los ingenieros del proyecto plantearon dos

desafíos al equipo petrofísico del segmento Carbon Services de Schlumberger: medir la satu-ración de CO2 en el fluido de formación en su nivel máximo durante la inyección y medir la saturación de CO2 residual en el yacimiento des-pués de la expansión del penacho en la formación de inyección prevista. Los pozos disponibles para la obtención de mediciones fueron un pozo de observación y un pozo de inyección situado echado abajo, a unos 30 m [100 pies] de distancia.

Los ingenieros corrieron un registro básico o de referencia en ambos pozos antes de la inyección. Los registros de repetición fueron corridos inme-diatamente después de la irrupción en el pozo de observación y una segunda vez, dos días después, un mes después y nueve meses después de sus-pender la inyección. Los datos resultantes permi-tieron a los geocientíficos comparar las mediciones de saturación en sitio con las mediciones de labo-ratorio y las mediciones modeladas.17

De recurso a capacidad Numerosas regiones de EUA y de otros lugares han sido identificadas como zonas con potencial para el proceso CCUS. En la cuenca de Illinois, en EUA, la arenisca cámbrica Monte Simón fue identifi-cada como una formación potencialmente ade-cuada para el almacenamiento de CO2. Se trata de

un yacimiento salino arealmente extenso que suprayace un basamento granítico o riolítico de edad Precámbrico y sobre el que descansa la lutita Agua Clara; una formación de baja permeabilidad compuesta por lutita, limolita y caliza compacta.18

La decisión de desarrollar la arenisca Monte Simón en una demostración de la tecnología CCS fue facilitada por el hecho de que Illinois cuenta con algunas de las instalaciones de almacena-miento de gas más grandes de EUA. Durante más de 50 años, principalmente cerca de la extensa área metropolitana de Chicago en el extremo norte del estado, las compañías de servicios públi-cos utilizaron el gas natural almacenado en las zonas superiores de la arenisca Monte Simón, que se extiende a través de casi todo el estado y parte de Indiana y Kentucky (arriba). Por ese motivo, el sello suprayacente, la inyectividad y la continuidad

13. Frailey SM y Finley RJ: “Classification of CO2 Geological Storage: Resource and Capacity,” Energy Procedia 1, no. 1 (Febrero de 2009): 2623–2630.

14. La migración del penacho incluye los alcances vertical y horizontal en los que se ha dispersado el CO2 a través de la formación.

15. A medida que el CO2 se dispersa a través del espacio poroso conectado, las gotas pequeñas se disocian y se desconectan del cuerpo principal del penacho de CO2. Estas gotas pequeñas quedan inmovilizadas en los poros. Este entrampamiento residual constituye un mecanismo significativo para la retención del CO2 en la formación de almacenamiento.

16. Puede utilizarse una herramienta de captación de neutrones pulsados para medir la velocidad con que la formación capta los neutrones térmicos. Esta medición se denomina sección transversal de captación macroscópica o sigma.

17. Para obtener más información sobre el proyecto piloto en la salmuera de la formación Frío, consulte: Bennaceur K, Gupta N, Monea M, Ramakrishman TS, Randen T, Sakurai S y Whittaker S: “Captación y almacenamiento de CO2: una solución al alcance de la mano,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 48–65.

18. NETL del DOE de EUA: “Midwest Geological Sequestration Consortium—Development Phase–Large Scale Field Test,”http://www.netl.doe.gov/publications/factsheets/project/Project678_4P.pdf (Se accedió el 10 de julio de 2012).

> Arenisca Monte Simón. Se trata del yacimiento salino de mayor espesor y más ampliamente extendido de la cuenca de Illinois ya que cubre dos tercios del estado de Illinois, y se extiende hacia el interior de los estados de Indiana y Kentucky. La capacidad estimada de almacenamiento de CO2 de la arenisca Monte Simón oscila entre 11 000 y 151 000 millones de Mg [13 000 y 166 000 millones de toneladas US]. Las diversas capas de lutita que yacen por encima y por debajo actúan como rocas de cubierta impermeables y mantienen el CO2 en su lugar. Las secciones superiores de la arenisca Monte Simón han sido utilizadas durante muchos años para el almacenamiento de gas. (Mapa, cortesía del Consorcio de Secuestración Geológica Midwest.)

I N D I A N A

I L L I N O I S

K E N T U C K YMenos de 500Entre 500 y 1 000Entre 1 000 y 1 500Entre 1 500 y 2 000Más de 2 000Contorno de la cuenca de Illinois

Espesor de la arenisca Monte Simón en pies

DecaturChampaign

Chicago

0 75 150 km

0 50 100 mi

44 Oilfield Review

de los 60-90 m [200-300 pies] superiores de la are-nisca son bien conocidos. No obstante, cuando se perforó un pozo a mayor profundidad, hasta llegar al basamento, se observó que las zonas inferiores de la arenisca Monte Simón exhibían una porosi-dad de hasta el 30% con una permeabilidad de 1 000 mD. Las zonas superiores conocidas prome-dian los 100 mD. Además, la arenisca Monte Simón contiene al menos tres formaciones que actúan

como sello entre su posición y la superficie, y corresponde a una arenisca limpia y continua de 460 m [1 500 pies] de espesor.

Para demostrar la factibilidad del almacena-miento geológico de CO2 a largo plazo, y cambiar la clasificación de la arenisca Monte Simón de recurso a capacidad, el Servicio Geológico del Estado de Illinois (ISGS), con el financiamiento del DOE de EUA para el Consorcio de Secuestración

> Pozo de inyección de CO2. El pozo de inyección del proyecto IBDP fue construido utilizando técnicas de ingeniería que son propias de esos pozos. Todas las sartas de revestimiento se cementan hasta la superficie. Además, se seleccionan formaciones e intervalos de almacenamiento específicos porque se encuentran limitados por encima y por debajo por zonas impermeables. En el caso del pozo de inyección del proyecto IBDP, la roca de cubierta corresponde a la lutita Agua Clara y el límite inferior es la roca de edad Precámbrico. Las lutitas impermeables Maquoketa y Nueva Albania sobre la lutita Agua Clara se consideran límites secundarios y terciarios, respectivamente. El pozo de inyección utiliza tubería de revestimiento de superficie de 20 pulgadas, tubería de revestimiento intermedia de 133/8 pulgadas y tubería de revestimiento de producción de 95/8 pulgadas fijadas a través de la arenisca y una tubería de inyección de 41/2 pulgadas colocada en el interior de un empacador situado por encima de los disparos. Los 593 m [1 947 pies] inferiores de la tubería de revestimiento de producción y toda la tubería de inyección son de cromo para resistir la corrosión.

Tubería derevestimiento de superficie

Agua somera

Lutita Nueva Albania

Lutita Agua Clara

Lutita Maquoketa

Arenisca San Pedro

AreniscaMonte Simón

Entre 2 088 y 2 214 pies





Precámbrico

Tubería de revestimiento intermedia

Tubería de revestimiento de producción

Tubería de revestimiento de producción

Zapata de la tubería de revestimientoa 7 219 pies

Tubería de producción

Empacador

> Pozo de verificación. Para monitorear el avance del penacho de CO2 a través de las formaciones, los proyectos CCS pueden incluir un pozo de verificación (izquierda). Los ingenieros instalan monitores (no mostrados aquí) en muchos niveles a lo largo del pozo de verificación; este arreglo 3D de puntos de medición y muestreo evalúa en forma precisa hacía dónde se dirigen los fluidos inyectados. En el pozo de verificación del IBDP, los sensores de temperatura y presión en tiempo real obtienen mediciones en 11 puntos provistos de orificios a lo largo del pozo. Con estos sensores se colocan mandriles con puntos de muestreo; los fluidos de yacimiento pueden ser recolectados a través de estos orificios en condiciones de yacimiento y llevarse a la superficie mediante una herramienta operada con línea de acero (derecha). El pozo es terminado con tubería de revestimiento de superficie de 133/8 pulgadas, tubería de revestimiento intermedia de 95/8 pulgadas y tubería de revestimiento de producción de 51/2 pulgadas, incluidos 675 m [2 213 pies] de cromo fijados en la roca de edad Precámbrico por debajo de la arenisca Monte Simón. Una sarta de tubería de producción de 27/8 pulgadas se corre desde la superficie hasta 1 447 m [4 747 pies]. Para resistir la corrosión, entre 1 447 y 2 172 m [4 747 y 7 126 pies] se coloca una tubería de producción de acero inoxidable de 21/2 pulgadas.

Agua somera


Lutita Agua Clara

Lutita Maquoketa

Arenisca Monte Simón

Precámbrico

Tubería de revestimiento de superficie

Tubería de revestimiento intermedia

Empacador

Tubería derevestimientode producción

Tubería deproducción de acero

inoxidable hastaprofundidad total

Zona de aseguramiento de la calidad

Mandril delempacador

Zona demonitoreo

Orificio de medición

Orificio de bombeo

Arenisca San Pedro

Volumen 24, no.4 45

Geológica Midwest, está dirigiendo el proyecto Decatur de la Cuenca de Illinois (IBDP) junto con Archer Daniels Midland (ADM) Company, el segmento Carbon Services de Schlumberger y otros socios. El IBDP fue puesto en marcha en diciembre de 2007, cuando se recibieron por pri-mera vez los fondos, y las operaciones de inyección comenzaron en noviembre de 2011. El proyecto capta el CO2 del proceso de fermentación que se utiliza para producir etanol en el complejo de pro-cesamiento de cereales de ADM en Decatur, Illinois. Luego, el CO2 comprimido y licuado es transportado e inyectado en la arenisca Monte Simón a profundi-dades de aproximadamente 2 100 m [7 000 pies]. El IBDP es uno de los diversos proyectos del pro-grama RCSP del DOE de EUA destinados a demos-trar que el CO2 puede ser almacenado en forma exitosa y segura durante períodos prolongados, mediante la utilización de las mejores prácticas geológicas y de ingeniería, y que los proyectos pue-den redundar en el máximo beneficio de los grupos de interés locales y regionales.19

La selección del sitio para el IBDP fue el resultado de una combinación de geología ade-cuada y suministro de CO2 a un costo relativa-mente bajo, elementos que ayudaron a generar numerosos proyectos en el área. Existe un segundo proyecto —el proyecto de captación y almacenamiento de carbono industrial de Illinois (IL-ICCS)— también en Decatur. Los socios del proyecto IL-ICCS son los mismos que los del IBDP con el agregado del cercano Richland Community College; el proyecto es financiado a través de la ley de reinversión y recuperación de EUA (ARRA) del año 2009.

Las emisiones provenientes de la producción de etanol en la planta ADM consisten general-mente en CO2 99% puro saturado con vapor de agua a 27°C [80°F] y con una presión levemente superior a la atmosférica. Por consiguiente, la captación del CO2 es más fácil y menos costosa que cuando el proceso se aplica a emisiones con composiciones más complejas, tales como las de las plantas de carbón en las que el costo de aislar el CO2 utilizando la tecnología actual puede redu-cir la eficiencia de la planta en un valor oscilante entre un cuarto y un tercio. Además, los pozos de

inyección, monitoreo y verificación del proyecto IBDP se encuentran en una propiedad de ADM en el sitio del proyecto en Decatur, lo que mini-miza los costos de construcción de líneas de con-ducción y permite la implementación de un proceso extensivo de monitoreo ambiental.

El IBDP capta el CO2 en la instalación de ADM y lo deshidrata y comprime hasta 1 400 lpc [9,6 MPa] en la boca de pozo. El consorcio comenzó inyectando 1 100 toneladas US/d [1 000 Mg/d] de este CO2 en fase líquida con el objetivo de inyectar un total de 1,1 millón de toneladas US [1 millón de Mg] durante tres años.20

Desarrollo del IBDPDurante las etapas de planeación del proyecto, mediante la utilización de la geología regional, una línea sísmica 2D y los registros de dos pozos posicionados a una distancia de 61 km [38 millas] al noreste y 80 km [50 mi] al sur del sitio previsto para el pozo de inyección, el ISGS y el segmento Carbon Services de Schlumberger construyeron un modelo geológico inicial con la plataforma Petrel E&P. A partir de este modelo, los ingenie-ros de yacimiento generaron un modelo de flujo utilizando el software de simulación de yacimien-tos ECLIPSE.

El segmento Carbon Services de Schlumberger estuvo a cargo del manejo de la perforación y ter-minación de los pozos de inyección y verificación, y de los pozos con geófonos para el proyecto. Las elecciones en materia de diseño de termina-ción de los pozos, tales como intervalos de dis-paro, tamaño de los tubulares y del cabezal del pozo, se basaron en las presiones y la tasa de inyección calculadas mediante el modelado tem-prano del yacimiento. Dado que los datos adiciona-les para refinar estos modelos sólo podrían provenir de la perforación y las pruebas de pozos del área, se estimaron las tasas de inyección y se diseñaron los pozos con un factor de seguridad significativo.

Los ingenieros del proyecto perforaron un pozo de inyección en el año 2009 (página ante-rior, a la izquierda). Más adelante, ese mismo año, se llevó a cabo un levantamiento sísmico 3D. En el año 2010, se perforó el pozo de verificación a 300 m [1 000 pies] al norte y se adquirieron regis-tros petrofísicos y datos de núcleos (página ante-rior, a la derecha). Un pozo geofísico para monitorear las formaciones situadas por encima de la lutita Agua Clara fue terminado con los geó-fonos cementados fuera de la tubería de revesti-miento cada 15 m [50 pies], a lo largo de la sección de agujero descubierto (arriba, a la derecha).

Como parte del proceso de contención de la secuestración para impedir que el CO2 atraviese la formación sello de la roca de cubierta, cada

sección de tubería de revestimiento de cualquier pozo que penetre una zona de almacenamiento debe ser cementada a lo largo de todo el trayecto hasta la superficie. Este requerimiento genera desafíos para los ingenieros de perforación y ter-minación de pozos. La presión hidrostática gene-rada por una columna completa de cemento en el espacio anular existente entre la sarta de produc-ción y la formación puede generar presiones a lo largo del pozo, lo que a su vez puede ocasionar incidentes de pérdida de circulación.

Este problema surgió durante la perforación del pozo de inyección del IBDP, cuando los inge-nieros encontraron una zona de pérdida de circu-lación en una formación carbonatada por encima de la lutita Agua Clara. Las medidas tradicionales para contrarrestar los incidentes de pérdidas de circulación no lograron resolver el problema.21 A la hora de perforar pozos convencionales, los ingenieros a menudo aceptan la pérdida de fluidos de perforación en las zonas ladronas (zonas de pér-didas de circulación) un tiempo suficiente como para perforar más allá de éstas y colocar la tubería.

19. Rodosta et al, referencia 12.20. NETL del DOE de EUA: “Midwest Geological

Sequestration Consortium—Development Phase,” http://www.netl.doe.gov/technologies/carbon_seq/refshelf/project%20portfolio/2009/Partnerships/Development/Midwest%20Geological%20Carbon%20Sequestration%20Consortium%20Phase%20III.pdf (Se accedió el 1º de agosto de 2012).

21. Para obtener más información sobre la pérdida de circulación, consulte: Cook J, Growcock F, Guo Q, Hodder M y van Oort E: “Estabilización del pozo para prevenir pérdidas de circulación,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 26–35.

> Pozo geofísico. Un pozo geofísico incluye una serie de geófonos cementados en su lugar dentro del espacio anular existente entre la tubería de producción y el agujero descubierto. El fondo del pozo geofísico es más somero que la formación que actúa como sello. Con estos geófonos en un pozo geofísico y un pozo de inyección, los ingenieros pueden utilizar el software de monitoreo microsísmico para localizar los ruidos subterráneos dentro de una esfera de unos 27 m [90 pies] de radio. El pozo incluye una tubería de revestimiento de superficie de 91/4 pulgadas y una tubería de producción de 31/2 pulgadas desde la superficie hasta 1 066 m [3 498 pies], dentro de 1 067 m [3 500 pies] de agujero descubierto de 81/2 pulgadas.

Agua somera


Lutita Maquoketa

Arenisca San Pedro

Tubería de revestimiento de superficie

Tubería de producción

Cemento

Geófonos

46 Oilfield Review

No obstante, en este caso sabían que esta prác-tica no sería una solución. Si bien los topes del cemento detrás de la tubería de revestimiento se encuentran habitualmente muy por debajo de la superficie, cada sarta de revestimiento de un pozo CCS debe ser cementada hasta la superficie. Por consiguiente, la zona de pérdida de circula-ción debe hacerse suficientemente resistente como para sustentar un espacio anular completo de cemento.

Los ingenieros resolvieron el problema de pér-didas de circulación mediante el emplazamiento de una lechada de cemento dispersa en la zona débil, dejando que parte del cemento ingresara y se estableciera en la matriz de la formación. Luego, perforaron a través del tapón de cemento recién creado, dejando una sección de pozo revestida con cemento en la zona de pérdidas de circulación que pudiera tolerar la presión hidros-tática generada por una columna de cemento com-pleta utilizada para la tubería de producción.

Un problema más abrumador para la cons-trucción de pozos CCS es que el CO2 puede hacer que el cemento se degrade a través del proceso de carbonatación, que tiene lugar cuando el cemento portland tradicional se expone al CO2.22

Para contrarrestar esta amenaza, el equipo de trabajo de perforación utilizó el cemento resis-tente al CO2 EverCRETE. Durante los experimen-tos de laboratorio que incluyeron la exposición del cemento al CO2 en fase líquida, en condicio-nes de fondo de pozo, el cemento no mostró sig-nos de falla. El cemento EverCRETE se hizo circular a través de la sarta de inyección por detrás de una lechada inicial de cemento port-land estándar. El tope del cemento EverCRETE se encontraba a 230 m [750 pies] por encima de la zapata de la tubería de revestimiento interme-dia, lo que aseguró que el CO2 no entrara en con-tacto con el cemento convencional vulnerable.

Medición del avance El pozo de verificación está equipado con un sis-tema de caracterización y monitoreo del agua sub-terránea de múltiples niveles Westbay. Desarrollado para el monitoreo del agua subterránea, este sis-tema mide la presión del fluido, recolecta mues-tras de fluido y ejecuta repetidamente pruebas hidráulicas en múltiples zonas de un solo pozo. Para el proyecto IBDP, el sistema fue configurado para aplicaciones más profundas y para el monito-reo del almacenamiento de CO2. El sistema per-mite que los ingenieros recolecten muestras de fluidos en condiciones de presión de formación y que monitoreen en tiempo real los datos de pre-sión y temperatura de múltiples zonas, antes y des-

pués de la llegada del CO2 al pozo de verificación. En el pozo del IBDP, los ingenieros están utilizando el sistema Westbay reconfigurado para monitorear 11 intervalos, y los datos se emplean para sustentar los modelos de simulación del movimiento del CO2 a través de la arenisca Monte Simón.

El dispositivo de monitoreo consta de una sarta de terminación con tubería de producción y múltiples empacadores, instalada dentro de la tubería de revestimiento cementada y disparada. La sarta de la tubería de producción está provista de 27 empacadores para aislar los segmentos seleccionados de la tubería de revestimiento dis-parada y sin disparar. Cada zona posee un orificio de medición al que accede una probeta desple-gada con cable que mide la presión del fluido y recolecta muestras de fluidos.

Trece probetas miden la presión y la tempera-tura en las 11 zonas disparadas, en una zona de aseguramiento de la calidad para identificar cualquier falla de la integridad de los empacado-res, y en una zona para monitorear la presión interna de la tubería de producción. Las probetas se encuentran conectadas a través de un cable común de pequeño diámetro a la interfaz de un registrador de datos en la superficie. Los técnicos remueven la sarta de probetas de presión operadas con cable de la sarta de tubería para el muestreo y luego la reinstalan para seguir con el monitoreo hasta la operación de muestreo siguiente.

Antes de la ejecución de una serie de opera-ciones de muestreo, los ingenieros corren un registro con la herramienta RSTPro operada con cable para determinar qué zonas poseen CO2. Las muestras se extraen solamente de las zonas a las que no ha llegado el CO2. El proceso de mues-treo implica una secuencia estándar de pasos que proporciona repetibilididad para la posterior eva-luación de los datos referidos a la química de los fluidos con la técnica de series de tiempo. Un volu-men de fluido seleccionado es purgado de la zona de muestreo prevista, y el fluido de formación se recolecta con una probeta de muestreo y cartu-chos filtrantes. Los cartuchos filtrantes se sellan para mantener el fluido en condiciones de yaci-miento y se llevan a la superficie. Los técnicos de laboratorio remueven el fluido de los cartuchos filtrantes con un dispositivo de control de presión que mantiene la integridad de la muestra. El aná-lisis químico generalmente incluye los aniones, cationes y gases disueltos.

El proyecto cuenta con el software de adquisi-ción y control en tiempo real RTAC que utiliza un sistema de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA) para la interacción con numerosas herramientas y equipos. El sistema RTAC incluye

además una interfaz segura de visualización y archivo de datos basada en la infraestructura de la Red, que puede ser utilizada en módulos estándar o diseñarse a medida de las necesidades. Para los pozos del proyecto IBDP, el sistema RTAC está configurado para que puedan acceder los grupos de interés del proyecto que deseen monitorear en forma remota los datos de inyección y otros datos de pozo relevantes (próxima página).

El proceso de inyección comenzó en noviem-bre de 2011 y los geocientíficos ofrecieron una amplia gama de predicciones acerca de la res-puesta inicial de la formación. Los ingenieros estipularon ciertas disposiciones para el venteo del CO2 en la atmósfera en caso de que la forma-ción no admitiera de inmediato los volúmenes de gas captados. Además, en el complejo de ADM, se disponía de capacidad de bombeo extra en caso de que la presión de inyección debiera ser más alta que la prevista inicialmente. Sin embargo, no fue necesaria ninguna de las dos contingencias ya que las tasas de inyección resultaron más ele-vadas y las presiones requeridas más bajas que las pronosticadas por el modelo.

Refinación de los modelosCon los pozos perforados y la operación de inyec-ción en marcha, los ingenieros de yacimientos y los geocientíficos obtuvieron datos para actualizar los modelos Petrel y optimizar el paso siguiente de la operación. Por ejemplo, con el fin de asegurar la capacidad de inyección y optimizar la geome-tría del penacho, los ingenieros diseñaron las terminaciones después de perforar y registrar el pozo de inyección. Mediante la utilización de los modelos actualizados, diseñaron luego la opera-ción de inyección de agua y las pruebas de caída de presión que representaban las condiciones de fondo de pozo. Los datos de esas pruebas fueron utilizados para calibrar los modelos a fin de ree-valuar y verificar la estrategia de terminación. Después de perforar y registrar el pozo de verifi-cación, los geocientíficos utilizaron los nuevos datos para actualizar los modelos predictivos.

Un equipo de ingenieros de yacimientos, petrofísicos y geocientíficos identificó las locali-zaciones de las zonas de muestreo y medición en el pozo de verificación, utilizando la información del modelo actualizado. Luego, se llevaron a cabo análisis de sensibilidad en diferentes etapas para saber qué datos nuevos se necesitaban.

Los ingenieros y los geocientíficos comenza-ron a acumular grandes cantidades de datos con el inicio de la operación de inyección del proyecto IDBP y pusieron en marcha el estudio de los modelos en previsión del proyecto IL-ICCS. El ini-

Volumen 24, no.4 47

cio de las operaciones de inyección está progra-mado para comienzos del tercer y último año de inyección en el pozo del proyecto IBDP. Los datos del medidor de flujo (molinete) fueron utilizados para detectar la distribución del flujo entre los disparos del pozo de inyección. Los registros de pozo RSTPro se emplearon para recolectar datos de saturación de CO2 alrededor de los pozos de inyección y verificación. Los datos del pozo del proyecto IBDP incluyeron la tasa de inyección y la presión de fondo de pozo de la inyección (IBHP) en tiempo real, utilizando un medidor de fondo de pozo emplazado a unos 180 m [600 pies] por encima de los disparos. Los datos también se recolectaron con el sistema de monitoreo Westbay, que midió las presiones en tiempo real en zonas específicas del pozo de verificación posicionado a 305 m [1 000 pies] al norte del pozo de inyección. Cinco de las 10 zonas Westbay fueron utilizadas para las calibraciones de los modelos.

Mediante la utilización del software de simu-lación de yacimientos ECLIPSE, los ingenieros corrieron simulaciones de yacimientos que inclu-yeron el módulo CO2STORE, desarrollado para modelar el almacenamiento de CO2 en formacio-nes salinas.23 Mediante la utilización del modelo, los ingenieros consideraron tres fases: una fase rica en CO2, otra fase rica en H2O y una tercera fase sólida. El modelo geológico estático incluyó toda la arenisca Monte Simón y la lutita Agua Clara suprayacente.

22. La carbonatación se produce cuando el dióxido de carbono penetra en el cemento y altera su composición. Para obtener más información sobre la carbonatación del cemento, consulte: Kayser A, Knackstedt M y Ziauddin M: “Una observación más detallada de la geometría de los poros,” Oilfield Review 18, no. 1 (Verano de 2006): 4–15.

23. Para obtener más información sobre las simulaciones, consulte: Edwards DA, Gunasekera D, Morris J, Shaw G, Shaw K, Walsh D, Fjerstad PA, Kikani J, Franco J, Hoang V y Quettier L: “Simulación de yacimientos: en armonía con la complejidad de los campos petroleros,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 4–15.

0

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Tasa

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inye

cció

n, M

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1º de abr.de 2012

1º de mar.de 2012

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Pres

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1º de abr.de 2012

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1º de feb.de 2012

1º de ene.de 2012

1º de ago.de 2012

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1º de jul.de 2012

1º de jun.de 2012

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3 500

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1º de abr.de 2012

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3 600

Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6Zona 7 Zona 8 Zona 9 Zona 10 Zona 11

. Datos en tiempo real. Con el software de adquisición y control en tiempo real RTAC, los grupos de interés del proyecto pudieron monitorear las tasas de inyección medidas en el fondo del pozo (extremo superior). Las presiones de fondo de pozo en tiempo real, registradas en el pozo de inyección (centro), confirman que se lograron las tasas de inyección previstas. Las mediciones de las 11 zonas disparadas obtenidas con el sistema Westbay a lo largo del pozo de verificación (extremo inferior) indicaron las presiones de fondo de pozo en tiempo real. El hecho de que los cambios de presión se observen solamente en las zonas 1, 2, 3 y 4, indica que el CO2 no se ha elevado por encima de la zona 4.

48 Oilfield Review

Este modelo cubre un área de 104 km2 [40 mi2] y fue representado con una cuadrícula de 1 298 × 1 308 × 534 celdas con una celda promedio de 46 m × 46 m × 1 m [150 pies × 150 pies × 3,5 pies]. Las celdas horizontales del modelo geológico fue-ron reducidas de 150 pies a 50 pies [15 m] alrede-dor del pozo, para una mejor resolución del modelo de yacimiento en esa zona. En la región de campo lejano, las celdas horizontales fueron aumentadas de 150 pies a 1 500 pies [460 m]. La resolución ver-tical del modelo geológico se mantuvo en los 210 m [700 pies] inferiores del yacimiento, donde se esperaba que permaneciera el CO2. En la sec-ción superior del modelo, la dimensión vertical de las celdas se redujo a 23 m [75 pies]. El modelo celular resultante fue representado con una cuadrí-cula de alta resolución, de 143 × 143 × 143 celdas, refinada localmente alrededor del pozo inyector.

La porosidad en el intervalo de inyección oscila entre 8% y 26%. Los gradientes de temperatura y presión de aproximadamente 1,8°C/100 m [1°F/100 pies] y 10,2 MPa/km [0,45 lpc/pie] se basaron en mediciones locales obtenidas des-pués de perforar los pozos del proyecto IBDP. El gradiente de presión de formación en la mitad inferior de la arenisca Monte Simón es levemente más alto que un gradiente de agua dulce típico debido al agua de alta salinidad presente en esta parte del yacimiento, que varía entre 179 800 ppm y 228 000 ppm de sólidos disueltos totales según el análisis de las muestras de fluidos de forma-ción reales recuperadas durante la perforación del pozo de inyección. Otro parámetro rector uti-lizado en la simulación de yacimientos fue el gra-diente de presión de fractura de la porción inferior de la arenisca Monte Simón, que según quedó demostrado por una prueba de flujo esca-lonado efectuada en el pozo de inyección era de 16,2 MPa/km [0,715 lpc/pie].

Para las simulaciones de yacimiento, se per-mitió que la presión de inyección de fondo de pozo (BHIP) alcanzara hasta el 80% de la presión de fractura en el pozo del proyecto IDBP. Por el contrario, se dejará que la BHIP en el pozo de inyección del proyecto IL-ICCS alcance el 90% debido a que se ha planificado una tasa de inyección más alta. Durante el transcurso de la simulación, se inyecta CO2 en el pozo del proyecto IBDP a lo largo de dos años, a razón de 1 100 toneladas US/d [1 000 Mg/d], lo que es seguido por un año de inyección dual de 1 100 toneladas US/d en el pozo del proyecto IBDP y 2 200 toneladas US/d [2 000 Mg/d] en el pozo del proyecto IL-ICCS.

La operación de inyección continúa durante cua-tro años en el pozo IL-ICCS a razón de 3 300 tone-ladas US/d [3 000 Mg/d]. Al final de este período de inyección de 7 años, se simula un período de

postmonitoreo de 45 años para conocer el compor-tamiento de los penachos de CO2 y de la presión de yacimiento dentro de la zona de inyección en el largo plazo.

> Validación de la simulación. Los datos utilizados para el proceso de calibración de la presión de fondo de pozo del pozo IBDP fueron obtenidos durante los primeros cuatro meses de la operación de inyección. Para calibrar el modelo de yacimiento, los ingenieros cargaron la tasa de inyección observada en el simulador, que predijo las presiones de fondo de pozo de la operación de inyección. Las presiones simuladas (extremo superior, negro) fueron comparadas luego con las presiones observadas (verde). Una vez calibrada la presión de fondo de pozo de la inyección, las presiones simuladas de cinco zonas del pozo de verificación se ajustaron mediante la calibración de la relación entre la permeabilidad vertical y horizontal (kv /kh) de las secciones compactas y la compresibilidad de la roca yacimiento (extremo inferior). Las zonas 2 y 3 se encuentran en comunicación directa con los disparos del pozo de inyección, y por consiguiente muestran respuestas inmediatas de la presión. Los ingenieros de yacimiento determinaron que las barreras para el flujo entre las zonas 2 y 3 y entre la zona 4 y las zonas que se encuentran sobre ésta previenen el flujo vertical. En consecuencia, los ajustes entre las presiones simuladas y las observadas en 4, 6 y 7 son más evidentes que en las zonas 2 y 3.

Pres

ión,

lpc

Perfil de presión de fondo de pozo del pozo inyector

Perfil de presión del pozo de verificación

1º de abr.de 2012

3 800

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1º de mar.de 2012

1º de feb.de 2012

1º de ene.de 2012

1º de dic.de 2011

Pres

ión,

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13 de mar.de 2012

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3 400

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12 de feb.de 2012

27 de feb.de 2012

28 de ene.de 2012

13 de ene.de 2012

29 de nov.de 2011

14 de dic.de 2011

29 de dic.de 2011

14 de nov.de 2011

BHIP del pozo de inyección IBDP—simulada BHIP del pozo de inyección IBDP—observada

Presión zona 2Presión zona 3Presión zona 4Presión zona 6Presión zona 7

Presión zona 2Presión zona 3Presión zona 4Presión zona 6Presión zona 7

Simulada Observada

Volumen 24, no.4 49

En ambos pozos, la inyección se confina a la porción inferior de la arenisca Monte Simón dado que es la más porosa y permeable. En el caso del pozo del proyecto IBDP, los ingenieros de yaci-mientos utilizaron en la simulación el intervalo disparado existente de 16,8 m [55 pies]. Para la simulación del pozo del proyecto IL-ICCS, utiliza-ron el intervalo de disparo de 100 m [330 pies] del plan de terminación de pozos.

El equipo de trabajo calibró el modelo del sitio utilizando los datos obtenidos durante los prime-ros cuatro meses del período de inyección del pro-yecto IBDP. Los ingenieros ingresaron la tasa de inyección del proyecto IBDP en la simulación para calcular las presiones en cinco zonas del pozo de verificación. Las presiones simuladas fue-ron comparables con las presiones observadas. Los ingenieros llegaron a la conclusión de que la permeabilidad del yacimiento y el daño mecánico eran los parámetros principales que incidían en la calibración de la presión de inyección, por lo que fueron utilizados como parámetros de ajuste. Y utilizaron los datos del molinete de un registro de producción adquirido con una herramienta ope-rada con cable para determinar la proporción de la inyección de CO2 total que ingresa en cada uno de los conjuntos de disparos del pozo de inyección. Estos datos, junto con la simulación, permitieron a los ingenieros ajustar los valores del factor de daño en los respectivos disparos y calcular la permeabili-dad para el ajuste con el IBHP (página anterior).

Los ingenieros utilizaron los registros de pozos RSTPro para estimar la ubicación, saturación y espesor de la columna de CO2 alrededor de los pozos de inyección y verificación. Esta informa-ción los ayudó a ajustar los puntos finales de las curvas de permeabilidad relativa, que rigen el comportamiento del CO2 y el flujo de salmuera en el yacimiento. Mediante la utilización del modelo cali-brado, estos profesionales corrieron una simulación predictiva para evaluar el desarrollo del penacho y su presión durante el programa de inyección.

En base a la simulación, el penacho de CO2 resultante de la inyección en el pozo del proyecto IL-ICCS interactuará con el penacho del pozo del proyecto IBDP. Dado que el intervalo de inyec-ción se encuentra cerca de la base de la arenisca Monte Simón, y que el CO2 es menos denso que la salmuera natural, el CO2 fluye hacia arriba desde el intervalo de inyección. A medida que éste se eleva, la saturación de CO2 se incrementa por debajo de los intervalos de menor permeabilidad de la arenisca Monte Simón. Esta concentración produce la dispersión lateral del CO2 por debajo de los estratos de menor permeabilidad, lo que oca-

siona el crecimiento lento del penacho. Los estra-tos de menor permeabilidad de la arenisca Monte Simón limitan la migración vertical final del CO2 a través de la zona de inyección. En consecuen-cia, la simulación muestra que al cabo de cinco años de inyección continua a través del pozo

IL-ICCS y luego de 45 años de cierre, se prevé que el CO2 permanecerá bien dentro de la mitad infe-rior de la arenisca Monte Simón (arriba y próxi-mas páginas).

> Primer año. La vista en planta (extremo superior) y la sección transversal (extremo inferior) de las huellas del CO2 del proyecto IBDP pronosticadas por el modelo en cuanto al frente de presión y el penacho después de un año de inyección en el pozo IBDP indican que el CO2 permanece en la profundidad de los disparos o cerca de ésta. La barra verde representa el intervalo de disparo diseñado para el pozo de inyección del proyecto IL-ICCS.

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Pozo de inyección IBDP

Pozo de verificación IBDP

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Frente de presión

Vista en planta del penacho de CO2

50 Oilfield Review

El CCS en el largo plazoCuando se combinen, los dos proyectos de ADM habrán inyectado más CO2 artificial para el almace-namiento geológico que el bombeado por cualquier otro proyecto en otros lugares de EUA. Las leccio-nes aprendidas de estos dos proyectos poseen implicaciones significativas para el tratamiento de las emisiones provenientes de la quema de combustibles fósiles.

Los dos proyectos de Illinois ayudarán a determinar cómo se comportan grandes volúme-nes de CO2 antropogénico en la arenisca Monte Simón, que posee el potencial para alojar miles de millones de toneladas de CO2. Dado que la for-mación se extiende a través de tres estados por debajo de algunas de las plantas de carbón e ins-talaciones industriales más grandes de EUA, y por encontrarse en medio de los estados del medio oeste dependientes del carbón, una por-ción considerable del CO2 generado en EUA puede ser transportada a la región y almacenarse en ella; estas ventajas hacen que el CCS sea comercialmente viable en EUA.

Los proyectos IBDP e IL-ICSS han sido cons-truidos y continúan construyéndose para satisfa-cer las especificaciones de las directrices recién formuladas para los pozos de inyección clase IV del control de la inyección subterránea de la Agencia de Protección Ambiental de EUA. Según la nueva clasificación de pozos, los operadores deben monitorear exhaustivamente cómo se desplaza un penacho subterráneo de CO2 en la roca porosa. Para cumplir con la normativa, los científicos del Servicio Geológico del Estado de Illinois en Champaign están probando equipos que nunca fueron utilizados para la secuestración de car-bono, entre los que se encuentran sensores sísmi-cos que generan una imagen detallada del penacho de CO2.

> Tercer año. La vista en plano (extremo superior) muestra los frentes de presión pronosticados al comienzo del tercer y último año de la operación de inyección. Las huellas del penacho de CO2 del pozo de inyección del proyecto IBDP permanecen en las profundidades de la arenisca Monte Simón (extremo inferior). Esto coincide con el primer año de la operación de inyección en el pozo IL-ICCS, donde la huella del penacho también permanece en la profundidad de los disparos.

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Vista en plata del penacho de CO2 Vista en plata del penacho de CO2

Penacho Penacho

24. Szulczewski ML, MacMinn CW, Herzog HJ y Juanes R: “Lifetime of Carbon Capture as a Climate-Change Mitigation Technology,” Actas de la Academia Nacional de Ciencias 109, no. 14 (3 de abril de 2012): 5185–5189.

Volumen 24, no.4 51

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Vista en plata del penacho de CO2 Vista en plata del penacho de CO2

Penacho Penacho

> Año 18. Dieciocho años después de que comenzara la operación de inyección en el pozo IBDP, los modelos pronostican que la huella del penacho de CO2, como se observa en la sección transversal (extremo inferior), permanecerá contenida bien por debajo de la base de la lutita Agua Clara. Los simuladores pronostican que el frente de presión se disipará en el octavo año, medido a partir del comienzo de la inyección en el pozo IBDP.

Los dos proyectos de demostración de Illinois responderán numerosas preguntas acerca de la viabilidad del proceso CCUS. La inyección simul-tánea de los dos proyectos proporcionará infor-mación crucial que ayudará a los científicos a comprender cómo interactúan entre sí los pena-chos subterráneos de CO2. Esta información es importante para la viabilidad de los proyectos futuros porque las centrales eléctricas de gran-des dimensiones requerirán múltiples pozos de inyección para manejar el CO2 que generan.

Además, los datos de los proyectos de Illinois resolverán las cuestiones relacionadas con la seguridad y las tasas de inyección sustentables del almacenamiento geológico, que han generado dudas entre las autoridades gubernamentales responsables de la formulación de políticas para la financiación de proyectos CCUS de gran escala. Si esas cuestiones pueden ser encaradas, EUA podrá beneficiarse de la capacidad de almacena-miento de las 11 formaciones salinas profundas identificadas, con una capacidad de almacena-miento estimada para el 100% del CO2 excedente proyectado, proveniente de las emisiones de EUA durante 100 años.24

Si bien el debate acerca del cambio climático antropogénico parece estar aquietándose, han surgido preocupaciones públicas acerca del impacto ambiental de la tecnología CCUS. Los pro-yectos de gran escala, tales como el IBDP, el IL-ICCS y otros proyectos actualmente en marcha, podrían aliviar algunas de esas preocupaciones. Si eso sucede, la tecnología CCUS podría ofrecer al menos una solución parcial a los gobiernos atrapados en una posición aparentemente irre-conciliable que, por un lado, acepta que las acti-vidades humanas están agravando el problema del cambio climático, pero por otro lado admite que poner freno a esas actividades es política-mente difícil. —RvF

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Secuestración de CO2 Una respuesta para las emisiones/media/Files/resources/oilfield_review/... · volumen de petróleo y gas producido, o que puede producirse, y de la hipótesis