Carbono, captura y secuestro: las presiones de seleccionar el sitio perfecto

El secuestro geológico (GS) de dióxido de carbono (es decir, la “S” de CCS [captura y secuestro de carbono]) es una tecnología disponible de inmediato con un potencial considerable para reducir las emisiones antropogénicas de dióxido de carbono. Pero, para citar vagamente a Shakespeare, hay un problema. Décadas de experiencia en la inyección de fluidos en el suelo han revelado una verdad fundamental: no hay dos lugares de inyección iguales. La variabilidad en las propiedades de los fluidos y las rocas (a menudo a través de distancias que pueden medirse con el lanzamiento de una piedra), las diferencias en la construcción de los pozos de inyección y las prácticas operativas contrastantes pueden conducir a diferencias profundas en cómo el fluido inyectado se mueve a través de las formaciones subterráneas, cómo se transporta ese fluido. retenido en el espacio poroso de la roca, y qué efectos involuntarios pueden resultar de la inyección de fluido en este espacio poroso que ya está ocupado por agua subterránea. Cada ubicación, cada proyecto y cada pozo tiene sus idiosincrasias. Es esencial una comprensión profunda de las condiciones específicas del sitio, desde la planificación hasta la construcción, la inyección y el cierre del sitio, para garantizar la eliminación segura y a largo plazo del dióxido de carbono bajo la superficie. Afortunadamente, en muchas áreas de interés de GS, existe una fuente rica en datos de conocimiento operativo y del subsuelo: los pozos Clase II de Control de Inyección Subterránea (UIC).

Esto es grandeEn 2021, se liberaron a la atmósfera 2.700 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) de gases de efecto invernadero (GEI) desde grandes instalaciones de emisión directa (es decir, instalaciones que emiten más de 25.000 toneladas de CO2e por año) en los Estados Unidos. aproximadamente la mitad de todas las emisiones atmosféricas de GEI de Estados Unidos. Siete estados (Texas, Luisiana, Indiana, Pensilvania, Florida, Ohio y California) emitieron cada uno más de 100 millones de toneladas de CO2e, lo que representa el 43% del total de grandes instalaciones de emisión directa de Estados Unidos. Agregue Illinois y Alabama a la lista, y estos nueve estados representaron el 50% del total de emisiones de grandes instalaciones (Fig. 1).

Texas, el mayor emisor estatal de GEI, representó aproximadamente una sexta parte (466 millones de toneladas de CO2e) del total de 2021 de estas grandes instalaciones de emisión directa. Si la totalidad de las emisiones de GEI de Texas (de las cuales aproximadamente el 90% es dióxido de carbono) fueran capturadas, inyectadas y almacenadas como un fluido supercrítico (es decir, un fluido a una temperatura superior a su temperatura crítica (88°F para CO2) y a una presión por encima de su presión crítica (1070 psi para CO2), con una densidad similar a la de un líquido y una viscosidad similar a la de un gas, eso equivaldría aproximadamente a 5 mil millones de bbl (o aproximadamente 200 mil millones de galones) secuestrados bajo tierra. (y lo es), considere que, en 2021, se inyectaron en Texas 9.3 mil millones de barriles de agua asociados con operaciones de petróleo y gas. En conjunto, la escala actual de inyección anual de agua de petróleo y gas a nivel nacional es aproximadamente equivalente al volumen necesario para el almacenamiento geológico permanente de GEI de grandes fuentes de emisión directa.Desde esta perspectiva volumétrica, GS es una herramienta significativa y realista para la reducción de las emisiones de carbono atmosférico.

Una ley de clase A principios de la década de 1980, la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. (EPA) estableció requisitos iniciales para el Programa de Control de Inyección Subterránea (UIC), promulgado bajo la Ley de Agua Potable Segura y la Ley de Recuperación y Conservación de Recursos, para regular la inyección subterránea de fluidos. Desde el inicio del programa, se han establecido seis clases de pozos para gestionar la inyección de una variedad de desechos peligrosos y no peligrosos, con el propósito de proteger las fuentes subterráneas de agua potable (USDW) y prevenir efectos adversos para la salud humana. Actualmente, existen más de 750.000 pozos de la UIC a nivel nacional.

La clase de pozo UIC más reciente, Clase VI, se estableció en 2010 para regular la inyección de CO2 para GS, con los requisitos de permisos más rigurosos de todas las clases de pozos UIC. Una estipulación central de la UIC Clase VI es la delimitación de un área de revisión (AoR), la región que rodea un proyecto GS donde existe potencial de peligro para los USDW debido al aumento de la presión de la inyección. Los límites de AoR se basan en predicciones de modelos computacionales altamente complejos de flujo de fluidos y propagación de presión en el subsuelo, incorporando descripciones detalladas de las propiedades físicas y químicas de los fluidos in situ e inyectados, la formación de inyección y las zonas de confinamiento circundantes. Dentro del AoR, se deben identificar conductos potenciales para el movimiento del fluido fuera de la formación de inyección y se deben tomar medidas correctivas según sea necesario para evitar que tanto el fluido inyectado como el agua de poro desplazada afecten a los USDW. Y, si bien actualmente solo hay un pozo que inyecta activamente UIC Clase VI, hay más de cien permisos bajo revisión técnica, y este número ha crecido rápidamente desde la aprobación de la Ley de Reducción de la Inflación y sus incentivos financieros ampliados para GS (Fig. 2). .

De todas las clases de pozos UIC que preceden a la Clase VI, el permiso para los pozos de inyección de desechos peligrosos Clase I es el más parecido al de los pozos de inyección Clase VI, particularmente en lo que respecta a los requisitos de caracterización del sitio previos a la obtención de permisos. Para la inyección de desechos peligrosos UIC Clase I, los operadores deben demostrar que los desechos permanecerán dentro de la zona de inyección mientras sigan siendo peligrosos (actualmente definido como un período de 10,000 años). Para hacerlo, se requiere la identificación, recopilación y agregación de propiedades de fluidos, propiedades de rocas y actividad operativa (como se requiere de manera similar para los permisos UIC Clase VI) para respaldar el modelado del movimiento de fluidos inyectados durante milenios. Como muchos de estos pozos de inyección de desechos peligrosos Clase I de la UIC están cerca de áreas de interés de GS (casi las tres cuartas partes de todos los pozos de inyección de desechos peligrosos se encuentran en la región de la Costa del Golfo de Texas y Luisiana), sin duda, parte de esta evaluación previa puede y debe aprovecharse para la caracterización del sitio UIC Clase VI. Sin embargo, debido a que hay menos de 1,000 pozos de inyección UIC Clase I en 19 estados, de los cuales solo aproximadamente el 15% son pozos de inyección de desechos peligrosos UIC Clase I, tanto la cobertura geográfica como las áreas de alta densidad de pozos son limitadas.

Periscopios Clase II Por otro lado, existen más de 150.000 pozos de inyección UIC Clase II utilizados para inyectar fluidos asociados con la producción de petróleo y gas, ubicados dentro de 33 estados, incluidos Alaska y Hawaii. Los pozos de inyección UIC Clase II incluyen pozos para eliminación de fluidos traídos a la superficie durante la extracción convencional de petróleo y almacenamiento subterráneo de gas natural (22% de los pozos UIC Clase II), pozos utilizados para inyección de fluidos para recuperación mejorada de petróleo y gas (76% de pozos UIC Clase II), y pozos utilizados para inyección de hidrocarburos líquidos para almacenamiento subterráneo (2% de los pozos UIC Clase II). La Fig. 3 muestra la distribución de pozos por estado. Cuatro estados (Texas, California, Kansas y Oklahoma) tienen más de 10.000 pozos de inyección UIC Clase II, lo que representa aproximadamente el 75% del inventario total. Catorce estados representan casi el 95% del número total de pozos de inyección UIC Clase II.

Cada pozo de inyección UIC Clase II brinda la oportunidad de observar el turbio subsuelo, ofreciendo pistas para las empresas de CCS que buscan visibilidad del subsuelo. Si bien los requisitos de permiso no son tan onerosos como lo son para los pozos de inyección de desechos peligrosos UIC Clase I o los pozos de inyección UIC Clase VI (particularmente en lo que respecta al alcance de la caracterización del sitio y el posterior monitoreo del sitio a largo plazo), los operadores o propietarios de pozos de inyección UIC Clase II deben medir e informar periódicamente las características operativas de sus pozos, incluido el volumen inyectado mensual, la presión promedio mensual en boca de pozo y la presión máxima mensual en boca de pozo. Convencionalmente, el propósito de estas mediciones es monitorear el cumplimiento regulatorio de los límites de presión y tasa de inyección permitidos y al mismo tiempo proporcionar una evaluación superficial del desempeño del pozo. Pero se puede obtener un valor mucho mayor cuando este amplio conjunto de datos, que proporciona un registro operativo que puede abarcar décadas, se combina con otras propiedades del subsuelo y de los pozos de inyección: una caracterización espacial y temporal de alta resolución de la respuesta de la presión de la formación geológica a la inyección de fluido durante un amplia zona geográfica.

Pero aquí es donde las cosas se vuelven turbias... otra vez. A pesar de la coherencia general en las reglas de presentación de informes, cómo, dónde y cuándo se reportan estos datos varía ampliamente entre los estados. Además, la usabilidad de los datos puede variar desde excelente hasta desafiante, dependiendo de la calidad de las mediciones y los informes. Por lo tanto, se requieren procesos rigurosos y laboriosos de recopilación, aseguramiento y control de calidad, integración y estandarización para proporcionar una visión clarificadora. Además, traducir las mediciones realizadas en la boca del pozo a una descripción de las condiciones del subsuelo requiere un esfuerzo minucioso para hacer coincidir el historial de construcción y terminación del pozo con el estado de operación del pozo y, al mismo tiempo, condicionar aún más los resultados con otras medidas de las propiedades del fluido, la roca y el pozo.

Pero el esfuerzo rinde un enorme dividendo: una vista multidimensional del subsuelo que muestra cuándo, dónde y cómo la inyección de fluido afecta la presión de la formación, observada a través de la agregación de miles de periscopios subsuperficiales individuales (Fig. 4). Y las implicaciones son significativas. Conozca el pasado y el presente y tendrá muchas más posibilidades de describir razonablemente el futuro.

A decir verdad, hay mucha legitimidad en la afirmación del estadístico George Box: "Todos los modelos están equivocados, pero algunos son útiles". Pero la utilidad está indudablemente ligada a la disponibilidad, accesibilidad y calidad de los datos utilizados para construir, restringir y validar modelos. Cuanto mejores sean los datos de entrada, en general, mejores serán las predicciones y, en última instancia, mayor será la capacidad para planificar proyectos y evitar costosas modificaciones y errores. Para sembrar y verificar los modelos computacionales utilizados para predecir la propagación de la presión y el movimiento de fluidos, particularmente para la delineación de AoR UIC Clase VI, se requiere una caracterización estática (es decir, las rocas, los pozos) y dinámica (es decir, la tasa de inyección de fluido, la presión) de el lugar de la inyección. Y, posiblemente, los datos medidos más valiosos son los que capturan la relación dinámica entre la tasa de inyección y la presión, particularmente porque la relación puede cambiar con el tiempo. Individualmente, los pozos de inyección UIC Clase II brindan comprensión local de la operación del pozo y las condiciones de formación de inyección y cómo esas condiciones cambian durante la vida útil del pozo de inyección. En conjunto, estos pozos brindan información sobre la capacidad final de disposición de una formación al rastrear la trayectoria completa del cambio de presión relacionada con el volumen histórico de fluido inyectado.

Afortunadamente, en numerosas áreas de interés de GS, muchos de los 150.000 pozos de inyección UIC Clase II penetran formaciones objetivo potenciales consideradas para la inyección de carbono, lo que proporciona información invaluable sobre la respuesta de la presión de la formación a la inyección de fluido. Por ejemplo, las grandes instalaciones de emisión directa dentro de 50 millas de la costa en Texas y Luisiana representan más del 10% del total de Estados Unidos, lo que la convierte en una de las áreas más concentradas de emisiones de GEI de fuente puntual en el país ( Figura 5). Y debajo se encuentran miles de pies de roca sedimentaria del Mioceno y Oligoceno potencialmente capaces de secuestrar grandes cantidades de CO2. Afortunadamente, se han perforado casi 10.000 pozos de inyección UIC Clase II en esta área, y la mayoría se construyeron para inyectar en estas formaciones del Mioceno y Oligoceno. Tanto individualmente como en conjunto, estos pozos proporcionan una valiosa fuente de información específica del sitio sobre las características de las formaciones de inyección y la capacidad de estas formaciones para acomodar grandes volúmenes de fluido inyectados durante décadas. Y, a medida que GS pasa de una ejecución incipiente a una ejecución amplia, con un proceso de obtención de permisos que puede tardar años y millones de dólares en completarse, cuanto más conocimiento pueda accederse y aprovecharse de inmediato, más económica, expedita y responsablemente serán las consecuencias (y esenciales). ) se logre la reducción de las emisiones.