Las técnicas de inyección y almacenamiento de fluidos en el subsuelo no es una tecnología novedosa. Esta solución se ha utilizado - confinamiento seguro en el subsuelo - ha sido una solución para las siguientes aplicaciones e industrias:
Almacenamiento
subterráneo de gas natural
Incremento de la
producción de petróleo (CO2-EOR)
Recuperación de metano
en capas de carbón (CO2-CBM)
Almacenamiento de
gases ácidos
Son más de 600 referencias a nivel mundial donde se llevan a cabo este tipo de proyectos sobre estructuras principalmente de hidrocarburos vacíos y acuíferos salinos profundos. Más del 95% de las referencias se basan en estas estructuras, pero también se contemplan otras: domos salinos y minas abandonadas.
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| Figura. Almacenamientos de Gas Natural en nuestro país. Fuente: elaboración propia. | Figura. Ejemplo de una instalación en superficie de almacenamiento subterráneo de Gas Natural. Fuente: GAZPROM |
La primera iniciativa fue llevada a cabo en la reserva de gas natural ‘Welland County’ (Ontario, Canadá) en 1915. Sin embargo, en 1916 se realizó la primera instalación de almacenamiento subterráneo de gas natural en el yacimiento de gas natural ‘Zoar’ (Nueva York, EEUU).
La primera vez que se utilizaron los acuíferos salinos como almacenamiento subterráneo de gas natural fue en 1946 (EEUU). Actualmente existen más de 75 instalaciones en todo el mundo, la mayoría de ellas en Estados Unidos, Rusia y Francia.
Las técnicas de recuperación de petróleo (EOR) es un término utilizado en una gran variedad de técnicas para incrementar la cantidad de petróleo extraído de un yacimiento. La inyección de gas (principalmente CO2) es actualmente la principal técnica para el EOR.
Figura. Incremento de la técnica CO2-EOR en los Estados Unidos. Fuente. Advances Resources Inc. 2010.
Como parte del proceso de CO2-EOR, este gas es inyectado en la capa de petróleo a gran presión. El desplazamiento del petróleo por el CO2 inyectado se basa en el comportamiento de la fase de mezcla del gas y el petróleo, la cual es dependiente de la temperatura y presión del yacimiento y de la composición de petróleo. Hay dos principales tipos de procesos de CO2-EOR: miscible o inmiscible.
Figura. Proceso CO2-EOR. Fuente: KGS.
La fuente de CO2 utilizada para esta técnica es principalmente natural: de un total de 56 millones de m3 de CO2 al año, el 80% (45 millones de m3 de CO2) es de origen natural.
Si bien, esta técnica está principalmente implantada en Estados Unidos, existen otras referencias en Canadá - 7 proyectos de inyección de Co2 más otro adicional de inyección de gases ácidos - Brasil, Turquía y Trinidad. En escala piloto, también existen desarrollos en China y Brasil (onshore), Abu Dhabi.
Más información sobre CO2-EOR, AQUÍ. (2010).
Las capas de carbon no explotables proporcionan una buena oportunidad para: (1) almacenar CO2 y (2) incrementar la recuperación de metano, donde la adsorción de CO2 provoca la desorción de metano. Los estudios en escala de laboratorio indican que la absorción de CO2 es aproximádamente 2 veces (en volumen) que la desorción de metano.
Las condciones y capacidad de adsorción del CO2 en las capas de carbón generalmente se asume que decrece con el incremento de temperatura, mayor contenido de ceniza y humedad, mientras que incrementa con el rango del carbón y el incremento de la presión.
La aplicación de esta técnica está siendo testada en cuatro proyectos a escala piloto y demostración. El primero de ellos (Allison CO2 sequestration pilot, en la cuenca San Juan), lleva en operación desde el año 1995.
Más información sobre CO2-CBM, AQUÍ (EPA, EEUU), y AQUÍ (TNO, Holanda).