Estado de la investigación de métodos de selección de sitios extranjeros
En términos generales, la selección del sitio de almacenamiento geológico de CO2 suele incluir de dos a tres etapas, a saber, la selección preliminar del sitio, la selección del sitio y la descripción preliminar del sitio. Aunque la división por etapas de los estudios de selección de sitios es ligeramente diferente en distintos países, el contenido sustancial es muy similar. No importa que se divida en varias etapas de selección del sitio, los temas esenciales son principalmente resolver la capacidad de almacenamiento, las propiedades del yacimiento y la roca de cobertura, la evaluación de la seguridad, el costo, así como las características geológicas del sitio, la evaluación de la ingeniería geoquímica y geotécnica, la evaluación de riesgos, el monitoreo y pregunta sobre transporte, etc. En términos de métodos de evaluación y caracterización de atributos del sitio, la mayoría de ellos realiza una evaluación de peso basada en indicadores seleccionados.
En el estudio de los factores de evaluación para la selección del sitio de almacenamiento de CO2, generalmente se cree que los factores más importantes incluyen cuatro aspectos: capacidad de almacenamiento, volcabilidad, riesgo de seguridad de operación a largo plazo y economía.
Los reservorios objetivo para el almacenamiento geológico de CO2 se dirigen principalmente a tres tipos de reservorios objetivo, a saber, yacimientos de petróleo y gas agotados y agotados, acuíferos salinos profundos y vetas profundas de carbón abandonadas por razones técnicas o económicas. Entre ellos, la investigación sobre el almacenamiento de CO2 en yacimientos de petróleo y gas tiene como objetivo lograr una situación beneficiosa para todos en el almacenamiento de CO2 y la recuperación de petróleo (Metz et al., 2005).
La investigación sobre el uso de CO2 para mejorar la recuperación de petróleo (CO2-EOR, la misma a continuación) tiene una historia de casi 40 años. El campo petrolífero Weyburn de Canadá es un caso exitoso en el mundo que combina el almacenamiento geológico de CO2 con una recuperación mejorada de petróleo. El campo petrolífero de Weyburn está ubicado en la parte centro-norte de la cuenca Williston en Saskatchewan, Canadá, con un área de aproximadamente 180 km2 y reservas de petróleo crudo de aproximadamente 14×108t. El proyecto Weyburn Oilfield CO2-EOR es un proyecto comercial de Canadian Energy Corporation. El programa de recuperación mejorada de petróleo mediante inyección de CO2 se implementó por primera vez en el Grupo de Pozos 19 en septiembre de 2000, con una inyección inicial de gas de 269×104 m3/d. El volumen de inyección de gas actual es de 339×104 m3/día. De ellos, cada día se recuperan 71×104 m3 de CO2 a través de pozos de producción. El proyecto mejora la recuperación de petróleo mediante la inyección de gas de dióxido de carbono presurizado en los yacimientos de los yacimientos petrolíferos. A través de un monitoreo integral, se han aclarado los patrones de migración del CO2 inyectado en el reservorio, proporcionando un ejemplo exitoso para establecer una tecnología de almacenamiento geológico de CO2 segura y a largo plazo.
Aunque la intención original de CO2-EOR no es almacenar CO2, la implementación exitosa de CO2-EOR demuestra indirectamente que los yacimientos petrolíferos agotados y agotados son buenos sitios de almacenamiento geológico de CO2 y son técnica y económicamente viables ( Brown et al., 2001; Agencia Internacional de Energía, GHG, 2006). El Capítulo 4 discutirá en detalle el almacenamiento geológico y la ubicación de CO2 en yacimientos de petróleo y gas.
Gas Salah es una empresa conjunta entre BP (33%), la argelina Statoil (35%) y Statoil (32%) y opera en Argelia desde 2004. El campo de gas de Rechiba realiza inyección de CO2 para mejorar la recuperación de gas natural (CO2-EGR), que es el primer proyecto de almacenamiento de CO2 a gran escala del mundo. Se estima que dentro del período de diseño, la capacidad acumulada de almacenamiento geológico de CO2 alcanzará las 0,17×108t. El proyecto consta de cuatro pozos de producción y tres pozos de inyección, que inyectan CO2 a través de un pozo horizontal de 1,5 km en el yacimiento de arenisca con una permeabilidad de sólo aproximadamente 0,5×10-3 μm2 en la estructura anticlinal (Riddiford et al., 2004). Los yacimientos de arenisca con este nivel de permeabilidad están ampliamente distribuidos en Europa, América del Norte y China continental.
Suponiendo que la permeabilidad de las vetas de carbón a gran profundidad sea buena y que estas vetas de carbón no se puedan extraer en el futuro, entonces estas vetas de carbón también se pueden utilizar para el almacenamiento geológico de CO2. El CO2 se inyecta en algunas vetas de carbón profundas que no se pueden extraer, y la capacidad de adsorción de CO2 en la superficie del carbón es el doble que la del CH4 (metano, lo mismo a continuación) para reemplazar el metano de las capas de carbón adsorbido en las vetas de carbón, logrando así el almacenamiento geológico. de CO2 Al mismo tiempo, se logra el propósito de mejorar la recuperación de metano de yacimientos de carbón (CO2-ECBM, lo mismo a continuación) (Wong et al., 2006).
Actualmente, el plan para almacenar CO2 en vetas de carbón y aumentar la producción de CH4 aún se encuentra en etapa de demostración. Además, si se inyecta CO2 en las vetas de carbón poco profundas, se reemplazará preferentemente el CH4 en las vetas de carbón poco profundas, lo que no sólo puede aprovechar plenamente el metano de las capas de carbón en las vetas de carbón poco profundas, sino que también evita eficazmente el riesgo de explosiones de gas en las minas de carbón. Sin embargo, en el proceso de extracción de estos carbones, el CO2 absorbido por las vetas de carbón se liberará nuevamente a la atmósfera, lo que aún no puede lograr el propósito de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. El Capítulo 5 discutirá en detalle los problemas de ubicación para el almacenamiento geológico de CO2 en vetas de carbón.
Según investigaciones realizadas por científicos nacionales y extranjeros (Metz et al., 2005; Li et al., 2009), entre todas las opciones posibles de almacenamiento geológico de CO2, el almacenamiento geológico de CO2 en acuíferos salinos profundos tiene la mayor escala en el mundo. El Capítulo 6 discutirá en detalle el almacenamiento geológico y la ubicación del dióxido de carbono en acuíferos salinos profundos. Esta sección y la siguiente se centran en resumir y resumir el estado actual de la investigación sobre la selección de sitios de almacenamiento geológico de CO2 en acuíferos salinos profundos en el país y en el extranjero, para que los lectores puedan tener un concepto y una comprensión generales.
El proyecto Sleipner del Mar del Norte de Statoil es el primer proyecto de almacenamiento de CO2 en un acuífero salino profundo a escala comercial del mundo. Se trata de un proyecto de CCS en alta mar a unos 250 kilómetros de la costa de Noruega. El yacimiento de gas de Sleipner puede almacenar aproximadamente 100×104t CO2 en acuíferos salinos cada año. Desde 1996, no se han encontrado fugas de CO2 en este sitio de almacenamiento, y su exitosa operación demuestra que el almacenamiento geológico de CO2 en acuíferos salinos profundos es técnicamente factible (Metz et al., 2005).
El almacenamiento geológico de CO2 en agua salada profunda está estrechamente relacionado con el estudio de las cuencas sedimentarias. La investigación tiene una larga historia en los países industrializados desarrollados, que se remonta a la década de 1970, y se ha desarrollado rápidamente desde la década de 1990. Con los cada vez más graves problemas ambientales globales centrados en el cambio climático, países de todo el mundo han mostrado una gran preocupación por la CAC (Captura y Almacenamiento de CO2) o CCUS (Captura, Utilización y Almacenamiento de CO2). Estados Unidos, la Unión Europea, Noruega, Japón, Australia y Canadá han formulado planes de investigación correspondientes para llevar a cabo investigaciones teóricas, experimentales, de demostración y de aplicación de la tecnología CCS/CCUS (Bachu, 2008; Bradshaw y Cook, 2006 54 38+ 0; Holloway, 2005; Agencia Internacional de Energía GHG, 2007; Sokolow, 2005; Nuevas Tecnologías AA y AA, 2002). Entre ellos, Noruega ha propuesto una guía bastante completa para la selección e identificación de sitios de almacenamiento geológico de CO2 para el enlace de almacenamiento en CAC (Det Norske Veritas, 2009). Además, la planificación, organización e implementación de la investigación científica en los Estados Unidos son más exhaustivas y completas, y se ha formulado una hoja de ruta tecnológica detallada, mientras que la planificación de la investigación científica de Japón toma la consideración más detallada de los terremotos y fallas activas (Li et al. , 2003a; Laboratorio Nacional de Tecnología Energética, 2010; OCDE/Agencia Internacional de Energía, 2010).
El científico canadiense Bachu cree que al evaluar el potencial de almacenamiento geológico de CO2 de las cuencas sedimentarias, se deben considerar varios criterios, a saber, su entorno tectónico y características geológicas, características geotérmicas de la cuenca, características hidrodinámicas del agua subterránea, potencial de hidrocarburos y madurez de la cuenca, infraestructura y transporte y otros factores económicos, así como condiciones sociales y políticas. Si se tienen en cuenta las condiciones anteriores y las condiciones climáticas, la conveniencia del transporte, la infraestructura y los costos de captura e inyección de CO2, el alcance de las cuencas sedimentarias aptas para el almacenamiento geológico de CO2 se reducirá significativamente.
Bachu propuso un sistema de evaluación sistemático para la idoneidad del almacenamiento geológico de CO2 a nivel de cuenca desde los aspectos de estructura regional, geometría de la cuenca, condiciones geológicas y potencial de petróleo y gas, basado en las condiciones de evaluación para altas almacenamiento de residuos radiactivos a nivel . El sistema incluye 15 indicadores de evaluación. A cada indicador se le asigna un peso claro en el sistema. Se asignan diferentes pesos a cada indicador (cinco opciones de peso diferentes) para calificar diferentes cuencas para determinar la idoneidad y el potencial de la evaluación. Entre los 15 indicadores de evaluación, sólo la tectónica de placas y las características geológicas están estrechamente relacionadas con la estabilidad mecánica de la cuenca. Este método de evaluación es muy flexible y fácil de calcular, porque permite cambiar simultáneamente el peso de cada indicador en el sistema (importancia relativa) y el peso específico de cada indicador (importancia absoluta), y todas las operaciones son operaciones polinómicas simples. Bachu verificó la viabilidad de este sistema de evaluación mediante su aplicación práctica en la Cuenca de Alberta, Canadá (Bachu, 2003). Para obtener una introducción detallada al método de selección de sitios de Bachu, consulte la Sección 4 de este capítulo para casos típicos de selección de sitios en el extranjero.
Basado en el sistema de índice de evaluación de idoneidad y potencial de almacenamiento geológico de CO2 propuesto por Bachu, Geoscience Australia seleccionó 20 indicadores de evaluación a nivel de cuenca y, sobre esta base, se evaluaron las cuencas australianas adecuadas para el almacenamiento de CO2. Se compilaron atlas ordenados y relacionados. Pero no existen estudios a gran escala sobre indicadores de evaluación a nivel de sitio (Gibson-Poole et al., 2008) (Rick Causebrook's talk in Cages 2010). El informe Storage Capacity Estimation, Siting and Site Characterization of CO2 Storage Projects (publicado por CO2 CRC en 2008, Siting and Characterization of CO2 Storage pro-projects) utiliza una versión revisada del flujo de trabajo de caracterización de sitios recomendado por Gibson-Poole y el Bachu recomendación Versión revisada de los criterios de selección a nivel de cuenca para el almacenamiento geológico de CO2. Utilizando una técnica de evaluación llamada FAST (Van Ruth et al., 2006), Van Ruth et al. estudiaron la posibilidad de reactivación de fallas durante la inyección de dióxido de carbono en la Cuenca Gippsland, Australia. Rogers et al. Posibilidad de reactivación de la Falla del Golfo (Rogers et al., 2008). Para obtener una introducción básica al proyecto australiano Otway, consulte la Sección 4 de este capítulo, Casos típicos de selección de sitios en el extranjero.
Desde la publicación en 2003 de la versión más reciente de "Mejores prácticas para almacenar dióxido de carbono en acuíferos salinos: observaciones y orientación para SACS y proyectos de almacenamiento de dióxido de carbono publicados por el Servicio Geológico Británico", ha sido revisada. varias veces se centran en todos los aspectos del almacenamiento de acuíferos salinos, incluida la determinación de combinaciones ideales de yacimiento y roca de cobertura, estimación de la capacidad de almacenamiento, modelado de fluidos de inyección, caracterización geoquímica y geomecánica del sitio, construcción del sitio, estimaciones de costos, requisitos de transporte, diseño de programas de monitoreo e históricos. comparación basada en datos de seguimiento y procedimientos de evaluación de riesgos y seguridad.
La última versión presenta detalles de la investigación sobre el almacenamiento de CO2 en acuíferos salinos a través de estudios de casos, incluido el proyecto Sleipner en alta mar en Noruega, el proyecto Kalundborg en alta mar en Dinamarca, el proyecto Mid Noruega en alta mar en Noruega, el proyecto Schwarze Pumpe en costa de Alemania y el proyecto Valleys en alta mar en Reino Unido (Chadwick et al., 2008).
Grataloup y otros del Servicio Geológico Francés creen que la selección de un sitio de almacenamiento geológico de dióxido de carbono adecuado debe cumplir cuatro objetivos prioritarios, que son: (1) optimización del almacenamiento, es decir, capacidad e inyectabilidad (2) Minimizar los riesgos; (3) Regulaciones legales, limitaciones ambientales, uso de la tierra existente y consideraciones de uso subterráneo (4) Consideraciones económicas y sociales. Grataloup y otros sugieren dividir los indicadores de selección de sitios que cumplen cuatro objetivos prioritarios en criterios decisivos y criterios de calificación de sitios. La combinación de estos indicadores ayudará a seleccionar el sitio potencial más adecuado. Grataloup et al. aplicaron este método de evaluación multinivel para investigar el potencial de formaciones salinas profundas en el área de estudio PICOREF de la Cuenca de París (Grataloup et al. 2009).
Meyer et al. del Servicio Geológico Alemán informaron en 2008 las características geológicas, la evaluación regional y la selección de posibles sitios de almacenamiento de CO2 en acuíferos salinos profundos en el noreste de Alemania (Meyer et al., 2008). Para obtener una introducción detallada al proceso de selección de sitios de Mayer, consulte la Sección 4 de este capítulo, Casos típicos de selección de sitios en el extranjero.
Aprendiendo de las ideas de evaluación de disposición geológica de Japón, et al. propusieron una idea de evaluación de sitio que considera el almacenamiento geológico de CO2 en combinación con las características geológicas de Japón de frecuentes terremotos y volcanes, propusieron un proceso de evaluación de la estabilidad mecánica del CO2 geológico. Almacenamiento Centrado en el sistema de evaluación y método de cálculo de la estabilidad de fallas bajo almacenamiento de CO2 (Li et al., 2002, 2003a; Li et al., 2006 Combinando las características de la fuente de emisión japonesa y el modelo económico CCS, un agua salada). Se propuso un método de análisis que considera las características geomecánicas de Japón. almacenamiento de acuífero salino en China y los utilizó en la primera CCS de proceso completo de China. El proyecto de demostración se utilizó en la selección del sitio para el almacenamiento de acuífero salino subterráneo profundo de 100.000 toneladas de CO2 en Shenhua Ordos.
El científico estadounidense Friedmann cree que Estados Unidos tiene suficientes reservas técnicas y acumulación de conocimientos para seleccionar ubicaciones seguras de almacenamiento geológico de CO2, y sobre la base de considerar las principales vías de desastre, como fallas y perforaciones, y las decisiones propuestas. hacer sugerencias para ubicaciones de almacenamiento geológico de CO2 (Friedmann, 2007).
El científico estadounidense Oldenburg propuso un método y un marco de cálculo para seleccionar ubicaciones de almacenamiento geológico de CO2 en función de los riesgos para la salud, la seguridad y el medio ambiente. Este método de evaluación se basa en el supuesto de riesgo de fuga de CO2 y depende de tres características básicas del sitio de almacenamiento geológico de CO2: (1) el potencial de almacenamiento real de la estructura del reservorio principal (2) el potencial de sellado secundario después de la fuga del reservorio principal; (3) Cuando el depósito de almacenamiento principal tiene una fuga y el depósito de almacenamiento secundario falla, el potencial de dilución y difusión del CO2 filtrado. El sistema de evaluación se basa en la propiedad de sellado, la profundidad de enterramiento, el potencial de sellado del depósito principal, la propiedad de sellado y el potencial de sellado del depósito secundario, así como las características de la superficie, las condiciones hidrogeológicas y los canales de fuga después de una fuga de CO2. y organizar los factores de evaluación relevantes en una hoja de cálculo, en la que los usuarios pueden ingresar el peso que representa las opiniones de expertos o publicar información de evaluación incierta para su evaluación. Oldenburg verificó la viabilidad del sistema de evaluación basándose en solicitudes reales en tres sitios de California. También se señaló que el sistema de evaluación se puede mejorar y ampliar aplicando datos más detallados del sitio o resultados de modelos (Oldenburg, 2008). Para obtener una introducción detallada al sistema de selección de sitios de Oldenburg, consulte la Sección 4 de este capítulo para casos típicos de selección de sitios en el extranjero.
El Laboratorio Nacional de Tecnología Energética de EE. UU. (NETL) propone condiciones geológicas, idoneidad socioeconómica y datos de control basados en las limitaciones de la geografía física, el clima, la geología, las condiciones socioeconómicas, las condiciones de transporte y las condiciones de la tecnología de ingeniería. El sistema de índice de estructura lógica para la selección de sitios se establece a partir de cinco aspectos: análisis, análisis de idoneidad del sitio y tecnología de desarrollo de modelos (Figura 1-6550). Las "Pautas para la selección de sitios de almacenamiento geológico de acuíferos salinos profundos" se pueden resumir en varios tipos, como se muestra. en la Tabla 1-2 Unidad indicadora (Laboratorio Nacional de Tecnología Energética de EE. UU., 2002) Aunque hay muchas unidades de evaluación en la Figura 1-1 y la Tabla 1-2, los factores de evaluación más importantes incluyen los siguientes cuatro aspectos.
(1) Capacidad de almacenamiento: ¿Puede el sitio de almacenamiento potencial proporcionar la capacidad de almacenamiento requerida?
(2) Inyectabilidad: ¿Puede el sitio de almacenamiento potencial cumplir con la presión o tasa de perfusión dada?
(3) Riesgos de seguridad a largo plazo: ¿Puede el CO2 almacenado quedar atrapado de forma segura en acuíferos salinos profundos durante mucho tiempo?
(4) Economía: ¿Es económicamente viable un proyecto de almacenamiento de CO2 en acuíferos salinos profundos? /p>
Figura 1-1 Diagrama de flujo de toma de decisiones para la selección del sitio de almacenamiento geológico de CO2 (ligeramente modificado según NETL 2010)
Tabla 1-2 Guía de selección del sitio del Laboratorio Nacional de Tecnología Energética
p>Continúa
Como se puede ver en la Figura 1-1 y la Tabla 1-2, el desarrollo y la integración de modelos son herramientas clave para la toma de decisiones para evaluar las áreas objetivo.
A través de la simulación numérica y la comparación histórica de varios escenarios, se maximiza el propósito de la asimilación de datos, minimizando así el impacto de factores inciertos en el proceso de selección del sitio y garantizando la seguridad del sitio mientras se maximiza la perfusión.