PRIMER PROYECTO DEMOSTRATIVO CCS+EOR EN MÉXICO Rodolfo Lacy  (Mario Molina Center, México) APEC-CFE Workshop for Introducing CO2 Geological Storage in Earth Sciences Undergraduate Programs

27-28 June 2012 Mexico City

Propuesta CCS+EOR Síntesis Se plantea que el primer proyecto  demostrativo de captura de CO2 industrial en México tenga la  modalidad CCS+EOR*, desde una  central eléctrica tipo NGCC**,  bajo las siguientes premisas:  El país requiere de la extracción del  petróleo y gas en campos maduros  El combustible dominante para la  generación eléctrica seguirá siendo  gas natural  Los principales operadores y  activos involucrados son parte o  están bajo control del gobierno  federal *CCS+EOR. Carbon Capture and Storage + Enhance Oil Recovery **NGCC. Natural Gas Combined Cycle

FINANCIAMIENTO Los recursos iniciales deberán ser “extra‐techo” presupuestal, avalados y  gestionados por SENER ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público

Inversión Inicial

$$

CAPTURA DE CO2 POST‐combustión

TUXPAN planta de coque de  petróleo y carbón de lecho fluidizado con captura de CO2

PETROLEO/GAS

CO2 CARBODUCTO

CO2 $$

ANTECEDENTES

Recuperación  Mejorada  de Petróleo

El IPCC y el MIT han  concluido que el uso de  combustibles fósiles “no es  sustentable en el largo plazo,  a menos que exista una  amplia aplicación de las  tecnologías que actualmente  se están desarrollando de  captura y almacenamiento  geológico del bióxido de  carbono.”  Panel Intergubernamental de Expertos en Cambio Climático Tercer Reporte de Mitigación, 2007

Ilustración: IPCC. Carbon Dioxide Capture and Storage. 2005

Instituto Tecnológico de Massachusetts The Future of Coal. Options for a carbon‐constrained world. An interdisciplinary MIT study. 2007

ANTECEDENTES PROSPECTIVA DE LA AGENCIA INTERNACIONAL DE LA ENERGÍA  Para el año 2050 el 10% de la reducción de emisiones de GEI se deberá a las operaciones CCS de las plantas de generación eléctrica  Si no se dispone de la tecnología CCS, la meta de reducir a la mitad las emisiones de CO2 equivalentes del sector energía al año 2050 tendría un costo adicional del 70%

Emisiones de CO2 Sector Energía (GtCO2/año)

Línea Base 62 Gt

CCS Industria 9%

19%

CCS Generación Eléctrica 10% Nuclear 6% Renovables 21% Eficiencia en generación eléctrica y cambio de combustible 7%

Cambio de combustible en usos finales 11% Eficiencia eléctrica en usos finales 12% Eficiencia en uso final de combustibles 24% Proyección IEA 14 Gt

WEO2007* Escenario 450 ppm

Escenario IEA “BLUE Map”

2030 FUENTE: IEA (Agencia Internacional de Energía). Energy Technology Perspectives (2008)

*WEO2007. World Energy Outlook 2007.

ANTECEDENTES “Permítanme que hable del compromiso de México. …estamos  presentando nuestro compromiso para reducir un 30% nuestras  emisiones hasta el año 2020 y un 50% para el año 2050.” Participación del Presidente Felipe Calderón en el World Economic Forum de Davos, viernes 29 de enero de 2010 

“Objetivo 2.1.10 . Fortalecer las capacidades  nacionales para la eventual aplicación de  tecnologías de captura y almacenamiento  geológico del CO2 generado por la industria  energética del país.” Programa Especial de Cambio Climático

FUENTE: Programa Especial de Cambio Climático 2009‐2012

ANTECEDENTES “…We strongly support the launching of 20 large‐scale  Carbon Capture and Storage demonstration projects  globally by 2010, taking into account various national  circumstances, with a view to beginning broad deployment  of CCS by 2020.”  Declaración de Medio Ambiente y Cambio  Climático del G8 en Japón, Julio, 2008

“… Colaboraremos en tecnologías bajas en carbono y  amigables con el clima, incluyendo la construcción de una  red inteligente en América del Norte para interconexiones  eléctricas más eficientes y confiables, así como cooperación  regional sobre captura y almacenamiento de carbono.” Declaración de los Líderes de América del Norte sobre  Cambio Climático y Energía Limpia ‐ Guadalajara 2009 

Estrategia Nacional de Energía 2012‐2026

Meta: 4.4% 21 GWh* de nueva generación  limpia con CCS

“…3.4.1 Mitigar la emisión de gases de efecto  invernadero derivadas de las actividades del  sector • Establecer el marco de referencia y  regulatorio para el desarrollo nacional de la  captura, transporte, uso y almacenamiento  de CO2 • Elaborar el Atlas de Almacenamiento de CO2 • Ligar el aprovechamiento de CO2 a los  Programas de Recuperación de  Hidrocarburos • Desarrollar programas de control de  emisiones, partículas suspendidas y  secuestro y captura de carbono 3.4.3 Dotar de recursos  a los distintos proyectos  de remediación ambiental y poner un plazo para  cerrar el rezago • Determinar la viabilidad económica y  presupuestal del desarrollo de Captura y  Secuestro de CO2, implementando proyectos  piloto con estas tecnologías”

*SENER. Estrategia Nacional de Energía, 2012‐2026.

ANTECEDENTES El G8 fijó como objetivo para el  2010 tener en operación 20  proyectos demostrativos  de escala  industrial que cubran el espectro  de innovación tecnológica en  captura y almacenamiento de CO2

FUENTE: IEA, 2008 Energy Technology Perspectives

CCS ACTIVOS CCS LATENTES Almacenamiento de CO2 Actualizado al 23 de noviembre 2011 FUENTE: MIT, 2012. Carbon Capture & Sequestration Technologies Consortium

Proyectos CCS+EOR  a nivel mundial …aún no existen proyectos demostrativos de captura de CO2 en plantas de generación  eléctrica a base de gas natural donde se incluyan prácticas EOR

Proyectos  demostrativos que  incluyen EOR

Proyectos demostrativos con  Gas Natural  (no hay con EOR) Proyectos Piloto  que incluyen EOR

Proyecto

Líder

Combustible

Tamaño  (MW)

Destino  del CO2

Comienzo de  Operación

Ubicación

TCEP

Summit Power

Carbón

400

EOR

2014

Texas, E.U.

Trailblazer

Tenaska

Carbón

600

EOR

2014

Texas, E.U.

Kemper County

Southern

Carbón

582

EOR

2014

Mississippi, E.U.

WA Parish

NGR Energy

Carbón

60

EOR

2017

Texas, E.U.

Boundary Dam

SaskPower

Carbón

110

EOR

2014

Saskatchewan, Canadá

Bow City

BCPL

Carbón

1000

EOR

2017

Alberta, Canadá

Don Valley  Power Project

2Co

Carbón

650

EOR

2015

Inglaterra

Magnum

Nuon

Varios

1200

EOR/EGR

2020

Holanda

Emshaven CCS

REW Group

Carbón y biomasa

1600

EOR

2017

Holanda

Daquing

Alstom & Datang

Carbón

1000

EOR

2015

China

Mongstad

Statoil

Gas Natural

350

Acuífero  Salino

2012(100,000 T/año) 2016 (1.5 MT/año)

Noruega

Karsto

Naturkraft

Gas Natural

420

Acuífero  Salino

Por definir

Noruega

Brindisi

Enel & Eni

Carbón

48

EOR

2011

Italia

Plant Barry

Southern

Carbón

25

EOR

2011

Alabama

FUENTE: Base de datos de proyectos CCS del MIT. Link: http://sequestration.mit.edu/tools/projects/index_capture.html Carbon Capture Journal, Mar/Apr 2012, issue 26, g. 22‐25

ANTECEDENTES El recién creado Instituto Global de Captura y Almacenamiento de Carbono publicó su  reporte sobre los costos que esta práctica tiene en el sector eléctrico, ratificando que las  plantas gasificadoras de carbón son las más rentables por tonelada de CO2 capturado 

FUENTE: Global CCS Institute, 2010. Strategic Analysis of the Status of Carbon Capture and Storage.

Principales fuentes de CO2 en México

2009 Río Escondido Carbón II

Altamira Tuxpan Tula

Poza Rica Dos Bocas

Manzanillo Petacalco

Futuras fuentes de CO2 en  México proyecciones SENERBAU

2025 Río Escondido Carbón II

Altamira Tuxpan Tula

Manzanillo Petacalco

Poza Rica

Fuentes de Emisiones de CO2 >500,000 ton/año

VERACRUZ Compañía

Sector

Ciudad

CO2eq 2008

CO2eq  2025

CFE Central Termoeléctrica Adolfo López Mateos

Generación de Energía

Tuxpan

4,364,184

4,318,360

Fuerza y Energía de Tuxpan S.A: de C.V.

Generación de Energía

Tuxpan

2,662,755

2,634,796

PEMEX Complejo Petroquímico Morelos

Industria petrolera y petroquímica

Coatzacoalcos

1,792,074.0

2,240,093

PEMEX Complejo Petroquímico Cosoleacaque

Industria petrolera y petroquímica

Cosoleacaque

1,714,444.6

2,143,056

PEMEX Refinería Lázaro Cárdenas

Industria petrolera y petroquímica

Minatitlán

1,540,040

1,955,851

Central Ciclo Combinado, Dos Bocas

Generación de Energía

Medellín

1,287,484

1,314,650

Central Turbo Gas,  Adolfo López Mateos

Generación de Energía

Tuxpan

1,479,082

1,463,552

Electricidad Águila de Tuxpan S. de R.L. de C.V.

Generación de Energía

Tuxpan

1,388,296

1,417,589

Cementos Apasco S.A. de C.V.

Industria de la Producción del Cemento

Ixtaczoquitlan

974,048

1,051,113

CFE Central Termoeléctrica Poza Rica

Generación de Energía

Tihuatlan

227,212

573,048*

Compañía

Sector

Ciudad

CO2eq 2008

CO2eq  2025

PEMEX Gas y Petroquímica Básica. Complejo  Procesador de Gas Nuevo PEMEX

Industria petrolera y petroquímica

Centro

2,140,544

2,782,707

PEMEX Exploración y Producción.  Estación de  Complejo Procesador de Gas Ciudad PEMEX

Industria petrolera y petroquímica

Macuspana

1,091,740

1,419,262

Cementos Apasco S.A. de C.V. Planta Macuspana

Industria de la Producción del Cemento

Macuspana

567,342

612,228

TABASCO

* Tomando en cuenta el crecimiento de energía proyectado, reacondicionamiento a plantas que usen gas natural e incremento en el factor de capacidad

Principales fuentes de CO2 en México ¿En donde realizar un primer  proyecto demostrativo de captura,  uso y almacenamiento geológico  de bióxido de carbono?

Principales fuentes de CO2 en el Golfo de México … en el Golfo de  México existen  múltiples fuentes y  reservorios para la  captura masiva, el  uso y  almacenamiento  geológico final de  bióxido de  carbono, incluido  el CO2 natural  derivado de la  extracción de gas y  petróleo

1 2

Región NORTE

Región SUR

Distancia entre las fuentes de  CO2 y campos petroleros

DISTANCIA (km)

Instalaciones de PEMEX y CFE

178

CFE‐ALTAMIRA planta de energía

41

205

CFE‐DOS BOCAS planta de energía

418 210 160 210

240 34 70 30

CCS+EOR regiones

CFEADOLFO LOPEZ MATEOS planta de energía CFE‐POZA RICA planta de energía PEMEX‐LA VENTA planta procesadora de gas  PEMEX‐PAJARITOS planta petroquímica

REGION SUR

(Campo Petrolero  Humapa)

57

REGIÓN NORTE PEMEX‐POZA RICA planta procesadora de gas

2

CHICONTEPEC

PEMEX‐FRANCISCO I. MADERO refinería REGIÓN NORTE

1

ÉBANO 

PEMEX‐COSOLEACAQUE planta petroquímica PEMEX‐CANGREJERA planta petroquímica PEMEX‐Gral. LAZARO CARDENAS refinería

CINCO  PRESIDENTES

12 41 64 38 58

PEMEX está planeando usar su propio CO2, producido con alta pureza en  algunas de sus plantas petroquímicas, para estimular campos maduros que  cuentan ya con “pruebas piloto”

ANTECEDENTES El Instituto de Investigaciones Eléctricas evaluó  diversas alternativas de conversión de  combustóleo a carbón de plantas de generación eléctrica con captura de CO2 y  concluyó que el costo más bajo por MWh generado se lograría con una planta de  Carbón Pulverizado Supercrítica COSTOS NIVELADO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA  (USD/MWh) SUBCRÍTICA DE LECHO FLUIDIZADO DE 385 MW

BASE

CON CAPTURA CO2

INVERSIÓN (USD/MWh)

30.2

O & M (USD/MWh) COMBUSTIBLE (USD/MWh) Costo nivelado (USD/MWh)

CARBÓN PULVERIZADO SUBCRÍTICA 385 MW

SUPERCRÍTICA 385 MW

BASE

CON CAPTURA CO2

BASE

CON CAPTURA CO2

71.3*

30.6

67.6*

36.8

69.2*

9.9

20.4**

5.0

15.9**

5.5

14.3**

40.1

62.2***

40.0

60.3***

36.8

55.2***

80.1

153.9

75.6

143.8

79.1

138.6

* Incluye el incremento de las inversiones adicionales en caldera, turbina y servicios auxiliares para integrar la planta de captura de CO2 respecto a la  conversión a carbón. ** Incluye el incremento de costos de O. & M. para integrar la planta de captura de CO2 respecto a la conversión a carbón. *** Incluye el incremento en el consumo de combustible en la caldera para integrar la planta de captura de CO2 respecto a la conversión a carbón. Los costos de compresión están incluidos en los costos de inversión y de O. & M.

FUENTE: IIE, 2010. Alternativas de Integración del Proceso de Captura de CO2 y Factibilidad Técnica Económica para el Complejo  Termoeléctrico Presidente Adolfo López Mateos. Elaborado para la Dirección de Operación de la CFE.

Costos estimados para alternativas CCS+EOR en el Golfo de México REGIÓN

TECNOLOGÍA UNIDAD

UBICACIÓN UNIDAD

CAPACIDAD (MW)

COSTO INSTANTÁNEO ISLA DE GENERACIÓN Y BOP (Millones USD)

Norte 1

IGCC

Altamira (Nueva) (1)

150

275

354

Incluído en Costo de Captura

159

788

5,251

Norte 1

IGCC

Altamira(Nueva) (1)

150

275

354

Incluído en Costo de Captura

159

788

5,251

Norte 1

Lecho Fluidizado Altamira (Nueva) Carbón (7)(8)

300

661

NA

39

529

1,229

4,098

Norte 2

Poza Rica Ciclo Combinado (Repotenciación) Gas (3) (2)

250

222

NA

Incluído en Costo de Captura

222

444

1,777

Tuxpan (Nueva)

300

710

NA

39

529

1,279

4,263

Lecho Fluidizado Tuxpan (Nueva) Coque (7)(8)

300

661

NA

39

529

1,229

4,098

Tuxpan (Nueva)

300

468

601

Incluído en Costo de Captura

270

1,338

4,462

IGCC+NGCC sin Tuxpan (Nueva) Captura

300

390

626

NA

NA

1,016

3,386

Norte 2

Norte 2

Norte 2

Norte 2

Supercrítica de Carbón Pulverizado (4) (5) (6) (7)

IGCC

COSTO INSTANTÁNEO GASIFICACIÓN (Millones USD)

COSTO INSTANTÁNEO LIMPIEZA GASES (Millones USD)

COSTO INSTANTÁNEO CAPTURA Y COMPRESIÓN (Millones USD)

COSTO INSTANTÁNEO TOTAL DE INVERSIÓN EN GENERACIÓN (Millones USD)

COSTO UNITARIO ( USD/KW)

Sur

IGCC

Minatitlán (Nueva)

300

468

601

Incluído en Costo de Captura

270

1,338

4,462

Sur

Lecho Fluidizado Coque (7) (8)

Minatitlán (Nueva)

300

661

NA

39

529

1,229

4,098

Sur

NA

PPQ Cosoleacaque

NA

NA

NA

NA

NA

NA

NA

FUENTE: CMM, 2009. Proyecto Demostrativo para Generar Energía Eléctrica a partir de Combustibles Fósiles libre de Emisiones de Gases de  Efecto Invernadero.

Notas: (G1) No se consideró en ninguna opción los costos asociados al manejo de carbón o coque, ni los costos de transporte de estos combustibles desde sus centros de producción a la unidad de generación. (G2) Para todas las tecnologías los costos instantáneos de las unidades de generación fueron tomados del COPAR 2009, excepto para el IGCC. (G3) Los costos para las diferentes capacidades de las unidades fueron corregidos de acuerdo a la fórmula del COPAR 2009 de la Sección 2.1.1. (1) No se consideraron las unidades existentes de la CT Altamira en virtud de que su retiro está programado para las unidades 1 y 2 en 2010 y para las 3 y 4 en 2015. (2) Se ha considerado que CFE resolverá el suministro de combustible gas natural a este ciclo combinado. (3) Con base a información de la Agencia Internacional de Energía (IEA) la captura incrementa el costo de inversión de un ciclo combinado de gas natural en 100%. (4) Se consideraron los costos de un desulfurador y un precipitador electrostático. (5) Con base a información de la IEA la captura incrementa el costo de inversión de una supercrítica de carbón pulverizado en un 80%. (6) No se incluyen los costos correspondientes a obras portuarias e instalaciones para la recepción y manejo de carbón. (7) Se incluye el costo de un reductor catalítico. (8) Se supone que el costo de captura para una unidad carboeléctrica supercrítica y una de lecho fluidizado de la misma capacidad son iguales.

CCS + EOR Primera propuesta:  Termoeléctrica Tuxpan

Diagrama general de operación* - 155.73 USdlls/MWh

EOR/EGR

Gas de Combustión Limpio

Separación * Separación para de l re-inyección CO2 re-injection 0.5 3 0.5 Usdlls/1,000 Usdlls/1,000 ft3 ft de CO2 recuperado

* Costos estimados por el Centro Mario Molina (corroborados por PEMEX and IIE)

ANTECEDENTES El Centro Mario Molina evaluó en 2009 diversas alternativas de generación de electricidad  con coque de petróleo y carbón, combinadas con prácticas de extracción mejorada de  petróleo en México y concluyó que el empleo de calderas de lecho fluidizado con coque de  petróleo es la opción más económica COSTOS DE UNA OPERACIÓN CCS + EOR* EN MEXICO (USD/MWh)

* CCS. Carbon Capture and Storage EOR. Enhance Oil Recovery con un precio de venta de 60 USDlls por barril  recuperado, recuperando 2.5 barriles en promedio por cada tonelada de CO2 inyectado ** Calculado con base en la metodología de externalidades ambientales adoptada por SENER en 2009 NGCC: Natural Gas Combined Cycle Plant,  PCSC: Pulverized Carbon Super critical Plant,   IGCC: Integrated Gasification Combined Cycle

FUENTE: CMM, 2009. Proyecto Demostrativo para Generar Energía Eléctrica a partir de Combustibles Fósiles libre de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero.

Costos de captura de CO2 Costos anuales equivalentes para procesos de captura de CO2 (usando aminas) para una  unidad dela Central Tuxpan usando 100% carbón como combustible USD

USD/año

USD/año

USD/año

t/año

t/año

Inversión a valor presente  del 2011

O & M CO2

Combustible  CO2

Compresión  CO2

CO2 capturado

CO2 Evitado

UNIDAD DE  GENERACIÓN

Trenes  de  Captura

Lecho  Fluidizado

7

44,042,710 

15,811,018 

18,756,075 

30,920,647 

2,159,456 

1,598,674 

SUBCRITICA Carbón  Pulverizado

7

64,149,578 

15,537,853 

18,165,633 

34,232,079 

2,143,655 

1,599,301 

SUPERCRITICA Carbón  Pulverizado

6

47,828,111 

14,249,157 

16,801,261 

30,313,648 

1,957,405 

1,453,836 

En esta opción planteada, PEMEX adquiriría el CO2 capturado en la Central Tuxpan de la CFE. Un análisis  de sensibilidad fue llevado a cabo para evaluar los  costos de recuperación por tonelada de CO2 de  manera que la inversión en el sistema de captura y  operación no resultará en pérdidas económicas

X

X

X

Sitios EOR en la Región de Chicontepec

La propuesta inicial era la de  desarrollar un proyecto demostrativo  de captura de CO2 en la Central  Termoeléctrica de Tuxpan, la cual se  pretendía reconvertir para utilizar  carbón como combustible Sin embargo, debido a las decisiones  estratégicas tomadas por la CFE,  se  decidió localizar el proyecto CCS en la  Central NGCC de Poza Rica  La primera etapa es la  implementación de una Planta Piloto,  donde se evaluará y optimizará la  tecnología de captura y se realizarán  los primeros arreglos para la  integración de EOR 

CFE CENTRAL TUXPAN

NGCC  Planta privada

Campos petroleros en la región de Chicontepec que pueden ser candidatos para operaciones  CCS+EOR

Central CFE y sitios de  pozos en Poza Rica

Se plantea la construcción de  una Planta Piloto que  capturaría hasta 8 ton de CO2 por día

PEMEX cuenta con varios  sitios de pozos localizados  en Poza Rica. Estos se  localizan relativamente  cerca de la Central CFE lo  que facilitaría el transporte  de CO2 Localización de la Central Poza Rica y pozos  que podrían ser candidatos para la  inyección de CO2

Proyecto Demostrativo Diagrama General para el proyecto demostrativo CCS+EOR entre CFE y PEMEX

FUENTE: Centro Mario Molina

Costos Nivelados CCS+EOR

Costos Nivelados

CENTRAL CFE NGCC Poza Rica 250 MW (Usdlls/MWh)

Generación (incluye limpieza de gas y captura)

113.12

Compresión y bombeo

5.00

Transporte*

0.80

Inyección y almacenamiento

0.30

Costo Nivelado Total

119.22

Beneficios por venta de crudo

‐44.38

Costo nivelado total incluyendo EOR**

74.84

Valor monetario por CO2 evitado***

‐5.38

Costo Nivelado Total (incluyendo externalidades ambientales y EOR) 

69.14

*    Basado en una distancia de 30 km desde el punto de inyección. **    Calculado con la venta de 60 USD  por barril, recuperando 2.5 barriles por cada tonalada de  CO2 inyectada, sin considerar el gas natural obtenido simultáneamente del pozo.  ***   Calculo basado en las externalidade ambientales utilizando la metodología SENER (2009).

FUENTE: Centro Mario Molina, estimaciones preliminares

Evaluación de Impacto  y Riesgo Ambiental En México, la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos  Naturales requiere la  evaluación de impacto y riesgo ambiental  (MIA/ERA) para la aprobación de  cualquier proyecto en los sectores petroleros y de generación eléctrica que  pueda causar una alteración al medio ambiente o a la salud pública. Tomando en cuenta que será difícil que  un marco normativo robusto para CCS‐ EOR se encuentre listo en los próximos  años, es indispensable que la MIA y ERA a  realizar para el proyecto demostrativo  garanticen:  PROTECCIÓN DE LA SALUD HUMANA PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE

Poza Rica Clima Tropical Población al 2010: 193,311 personas

PRECIPITACIÓN

Normal year 1979‐2008 Promedio 1,186 mm  Acumulado 2012

TEMPERATURA Mínima Promedio típica 1979‐2008 oC

Promedio 25oC Max 36 oC

Impacto y Riesgo  Ambiental INFORMACIÓN A INCLUIR EN UNA MIA/ERA PARA CCS+EOR Especificaciones para CCS‐EOR

Estructura general de la MIA 1.

Descripción de proyecto

• Metodología para la selección de sitio • Características del sitio y pruebas de seguridad • • • • •

Geología de las zonas de almacenamiento y confinamiento Integridad de los pozos  Sismicidad Calidad del agua superficial y subterránea Concentraciones de CO2 en suelos

2.

Descripción del sistema ambiental

3.

Impactos ambientales

• Delimitación del área que puede ser afectada por las  operaciones CCS+EOR y modelación del  comportamiento de la pluma de CO2.

4.

Estrategias de mitigación

• Plan de monitoreo de CO2 • Estrategias correctivas y de mitigación

5.

Proyecciones ambientales

El monitoreo para la generación de información para la MIA  deberá de durar por lo menos un año…

Geología de Poza Rica El campo petrolero de Poza Rica se  encuentra bien estudiado y tiene el  potencial de albergar cantidades  significativas de hidrocarburos.

B

FUENTE: X. Janson, C. Kerans, R. Loucks, A. Marhx, C. Reyes, and F. Murguia,  2011. Seismic architecture of a Lower Cretaceous platform‐to‐slope system,  Santa Agueda and Poza Rica fields, Mexico. AAPG Bulletin, V. 95, No. 1.

Geología de Poza Rica Ciudad de Poza Rica y pozos petroleros

Costa

Golfo de México

0 ‐1

Kilómetros

‐2 ‐3

‐4 ‐5

‐6

50

40

30

20

10

Kilómetros FUENTE: X. Janson, et al.

0

10

20

30

Poza Rica  Campo y pozos petroleros PEMEX cuenta con varios pozos petroleros localizados en Poza Rica, relativamente  cerca de la central eléctrica de la CFE, lo que facilitaría el transporte de CO2

CFE Planta  termoeléctrica

Región de Poza Rica Fallas y Fracturas

Región de Poza Rica Campos Petroleros para EOR con CO2

S

Pozos petrolero Campo Poza Rica  Campos petroleros

Campo

POSIBLE  RECUPERACIÓN DE  PETRÓLEO MMbbl

Poza Rica

DEMANDA DE CO2  MMCFD

Mmtons/año

150‐390

200‐530

4.1‐10.8

Tajin

160‐430

220‐590

4.5‐12

Coapechaca

100‐260

130‐360

2.6‐7.3

Región de Poza Rica Ciudades, campos petroleros, ríos y estaciones  meteorológicas

Poza Rica

Cuatzintla Papantla Simbología Pozos Petroleros

Estaciones Meteorológicas Campo petrolero Poza Rica Campos Petroleros

Radio de Influencia 10 km de Campo Poza Rica

Impacto y Riesgo  Ambiental TECNOLOGÍAS DE MONITOREO Y EVALUACIÓN DE RIESGO In Salah, Algeria Proyecto BP & Statoil

Estudio sísmico  con geófonos. MASW technics Foto: USGS

Anemómetro y  analizador de CO2/H20  Foto: Biospherica

RIESGO

TECNOLOGÍAS DE MONITOREO

Problemas en la  Inyección

Monitoreo continuo de la presión de inyección,  monitoreo continuo de la presión anular y de fondo del  pozo de inyección.

Fugas tempranas de  CO2

Modelación, trazadores, imágenes sísmicas, pozos de  observación, toma de muestras de fluidos, monitoreo  del pozo de inyección.

Migración Vertical

Imágenes Sísmicas, microsismicidad, monitoreo de  acuíferos, monitoreo de gas en suelos, gravimetría,   inclinómetros, imágenes satelitales.

Fugas en el Pozo de  Inyección

Monitoreo del espacio anular del pozo, muestreo de  suelo y contenido de gas.

Integridad de pozos  abandonados

Monitoreo de la presión anular y monitoreo del flujo  de CO2 superficial

FUENTE: A. Mathieson, J. Midgley, I. Wright, N. Saoula and P. Ringrose, 2010. In Salah CO2 Storage JIP: CO2 sequestration monitoring and verification  technologies applied at Krechba, Algeria.  Energy Procedia 00(2010) 1063‐00.

Manifestación de Impacto Ambiental Monitoreo, Verificación y Contabilización de CO2 Resume del programa de monitoreo y verificación a implementar en sitios de  inyección de CO2 a gran escala

FUENTE: NETL‐DOE, 2009. Monitoring, Verification, and Accounting of CO2 Stored in Deep Geologic Formations.

U‐tube Para mediciones de CO2 en el pozo de inyección 

“ El muestreador U‐tube fue originalmente diseñado por Barry  Freifeld y fabricado por Paul Cook, ambos del Laboratorio  Nacional Lawrence Berkeley, para su uso en estudios piloto de  almacenamiento de CO2 en el sitio Frio  en Texas, 2004. “El equipo es capaz de recolectar muestras continuas de los  fluidos de la reserva geológica, temperaturas y presiones  cercanas a las in‐situ” Ha sido utilizado en proyectos piloto en  Cranfield, Mississippi, (Southwest Carbon Partnership Phase 3)  y en Otway, Australia.” FUENTE: Freifeld, Barry M., Trautz, Robert C., Kharaka, Yousif K., Phelps, Tommy J., Myer, Larry R.,  Hovorka, Susan D., et al.(2005). The U‐Tube: A Novel System for Acquiring Borehole Fluid Samples  from a Deep Geologic CO2 Sequestration Experiment. Lawrence Berkeley National Laboratory:  Lawrence Berkeley National Laboratory. LBNL Paper LBNL‐57317. 

Obtenido de: http://escholarship.org/uc/item/5j43009c

Evaluación de Riesgo e  Impacto Ambiental

Dimensiones del Monitoreo, Verificación y Contabilización FUENTES Pozos Abandonados Reserva Geológica Planta de inyección y separación Ductos Equipos de Compresión Planta de Captura Caracterización de Sitio

MEDIO  AMBIENTE

Captura Transporte Operaciones EOR Almacenamiento

FASES DEL PROYECTO

FUENTE: Centro Mario Molina, 2012

Evaluación de Impacto  y Riesgo Ambiental Estándares de  la Ley de Aire  Limpio

Estándares para la selección del sitio de almacenamiento,  inyección de CO2, y para el monitoreo y modelación del  comportamiento de la pluma de CO2.

Estándares para el  transporte de CO2 Transporte de CO2 presurizado

Inyección  de CO2

Presencia de  fallas geológicas

Monitoreo de  agua superficial

Mantos Freáticos

CO2 Almacenamiento de CO2 FUENTE: Centro Mario Molina, 2010

Monitoreo de  gases en suelo

CO2 CO2 CO2

Pluma deCO2

CO2

CFE Emisiones de CO2 Niveles de emisión de contaminantes esperados para la  termoeléctrica de Tuxpan CON y SIN captura de CO2

NOM‐085 para NOx (110 ppmv) Con Capture

NOM‐085 para SOx (550 ppmv)

NOM‐085 para partículas (250 mg/m3)

*Los sistemas de captura requieren influentes con niveles de NOx y Sox en el rango de 10 a20 ppm.

Partículas (mg/Nm3)

Sin capture

Evaluación de Impacto  y Riesgo Ambiental México cuenta con regulaciones estrictas para la industria de extracción y producción de  petróleo,  sin embargo la seguridad durante la construcción y operación son la principal  preocupación del público

Explosión de un ducto  en  Puebla, Mexico 2010

Ductos en Midale Foto: R. Lacy

Muerte de ganado por una  fuga natural de CO2 en  Nvos, Camerún, 1986.

Monitoreo y Verificación del CO2 almacenado Monitoreo de aerosoles  Muestreo de  gas en suelo

Muestreo  debajo del  agua

(detección de fugas deCO2 )

Equipo de  muestreo

Pluma CO2  Difusión

InSAR (Imágenes Satelitales)

Monitoreo  permanente de gas en  suelo/aire

Estudios Sísmicos

Zona Vadosa

Difusión

Pluma CO2 Pluma  CO2

Efecto de corrosión

CO2 disuelto en agua  subterránea CO2 en estratos de  baja permeabilidad

CO2 fase pura Difusión

Muestreo en Agua  Subterránea

CO2 Capa Impermeable CO2 CO2

CO2 43

Fuente: Elaborado con imágenes de British Geological Survey y Schlumberger Water Services

Teledetección con Radar  para el monitoreo de CO2

Datos de interferometría satelital para el proyecto In Salah, Algeria.  Izquierda: Desplazamiento de la superficie durante el periodo de  inyección. Las zonas levantadas se marcan en amarillo y las zonas  hundidas en azul. Derecha: Historia del desplazamiento en tres pozos de inyección  (KB‐501, 502 y 503) y un pozo de producción de gas (KB‐CC).  (Onuma et al., 2009).

Riesgo e Impacto  Ambiental

La información obtenida en la MIA y ERA constituye una herramienta  útil para generar datos de referencia… Subsuelo: Zona de Almacenamiento Zona de Confinamiento Integridad de pozos Gravimetría Sismicidad

Estos datos apoyarán  el monitoreo y  análisis del  comportamiento y  migración del CO2

Superficie:  Datos que  Concentración de CO2 en suelo  proporcionan señales  y agua (rios, lagos, etc) de advertencia en el  caso de fugas de CO2 y también funcionan  como referencia para  Medición de flujos de  acciones de  CO con el método de la  remediación cámara dinámica  2

cerrada.

Gestión del proyecto demostrativo CCS+EOR Taller con la AIE  Taller del CSLF Presentación de la  Estrategia  Nacional de  Energía

GOBIERNO FEDERAL Siguiente Administración

Estrategia  Nacional de 

CCUS Atlas mexicano de almacenamiento geológico de CO2

2012

FEB MAR

JUN

AUG

…....incorporación de EOR/EGR 

OCT

2013

2014

2015‐2019

Estudio de Costos CCS+EOR, Banco Mundial (1.2 MUSDlls) Ingeniería Básica, IIE (325 mil USDlls)

CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DE LA PLANTA PILOTO Convocatoria del Fondo de  Hidrocarburos

CONTRATO Consorcio del  proyecto integral (Planta Piloto+EOR)

PROYECTO DEMOSTRATIVO

PLANTA PILOTO Durante el 2011, el Grupo de Trabajo de CCS en  México acordó la construcción de una planta piloto  capaz de capturar hasta 8 toneladas de CO2 por día  con el fin de iniciar las actividades del proyecto  demostrativo integral CCS+EOR Los principales actores en esta actividad serían: • COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE) • PETRÓLEOS MEXICANOS (PEMEX) • INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS (IIE) • INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO (IMP) • CENTRO MARIO MOLINA (CMM)

Planta Piloto 2 MW ubicada actualmente en Charleston, West Virginia, USA

PLANTA PILOTO Objetivos Los principales objetivos del desarrollo  y operación de la planta piloto serían: • Obtención datos de operación del  proceso de captura • Prueba de diferentes aminas y  proveedores • Formación de recursos humanos

Planta Piloto en la carboeléctrica “Boundary Dam”, Canadá

• Involucramiento activo de PEMEX  e IMP para la definición del futuro  campo petrolero receptor del CO2 y realización de los estudios  geológicos correspondientes • Inicio de la gestión ambiental del  proyecto demostrativo

PLANTA PILOTO

Esquema operativo integral

Proveedores Aminas 2 operadores

IIE

CFE Gases de combustión  equivalentes a 2MW Electricidad Vapor

CO2

Agua para enfriamiento

NGCC Poza Rica

Residuos sólidos  y líquidos

PEMEX Laboratorio

CO2  adicional

CMM

IMP PEP

PLANTA PILOTO Características principales 

• Ubicación:                        CT de Poza Rica • Capacidad de captura: 5 a 8 ton CO2 /día • Tecnología de captura: Absorción de CO2 con  aminas comerciales y  separación con vapor  (postcombustión)

Ubicación de Central Poza Rica y pozos  posibles para inyección de CO2

Proyecto Frio Brine Profundidad: 1,540 m Permeabilidad promedio: 2.1 darcy Porosidad: 33% Inyección: 1,600 toneladas de CO2 por 10 días Monitoreo: Saturación CO2, trazadores (PFC’s), presión,  temperatura, perfiles sísmicos

FUENTE: Hovorka, S. 2007. Monitoring at Frio Project. IEA R&D Program Monitoring Network

Proyecto Frio Brine Monitoreo después de la inyección de CO2 en un acuífero salino

Pozo de producción de 1952, readaptado como pozo de observación

FUENTE: Hovorka, S. 2007. Monitoring at Frio Project. IEA R&D Program Monitoring Network

PLANTA PILOTO

Estudio de Ingeniería Básica El IIE ha realizado una propuesta para el desarrollo de  la ingeniería básica de la planta piloto. El trabajo  consistiría principalmente en el desarrollo de los  siguientes conceptos:          

Diagramas de flujo del proceso, tuberías, conexiones a la central (de entrada y  salida) e instrumentación Balances de materia y energía Lista de equipos de proceso Conceptos de operación Manejo de efluentes Especificación de espacios requeridos  Especificación de obra civil Plano de localización general de equipo de proceso Costo estimado de la planta piloto Obtención de autorización por parte de SEMARNAT, con base en el resolutivo  de la central de gas

Gestión de la planta piloto demostrativa CCS+EOR

FINANCIERA

NORMATIVIDAD

EVALUACIÓN  TÉCNICA

2009

2010

Evaluación técnica y  económica de 6  opciones CCS+EOR  Análisis de  (CFE+PEMEX) en la  prefactibiliad de la  región costera del  opción Tuxpan‐ Golfo de México Chicontepec

2011 Selección del sitio para  la planta piloto y el  proyecto demostrativo

2012

2013

2014

PLANTA PILOTO

2015 2016 2017 PROYECTO DEMOSTRATIVO

 DESARROLLO DE  INGENIERÍA

 DESARROLLO DE  INGENIERÍA FEED MIA

CONSTRUCCIÓN

Análisis del estado del  arte en la tecnología  de captura industrial  de bióxido de carbono Desarrollo de los 

OPERACIÓN

CONSTRUCCIÓN  Y OPERACIÓN

Términos de Referencia  para el estudio FEED del  proyecto demostrativo  CCS+EOR

Análisis la  normatividad  internacional y  mexicana para la  captura, uso y  almacenamiento  geológico de CO2

SEMARNAT‐SENER

Guía para la elaboración  del Estudio de Impacto  Ambiental

 Desarrollo y gestión de las normas  ambientales para la captura, transporte y  almacenamiento geológico de CO2

Fideicomiso de Hidrocarburos  Creación del CONSORCIO  MEXICANO CCS+EOR

Banco Mundial  Estudio sobre la economía de  los proyectos CCS+EOR

Licitación Pública  Internacional

¡GRACIAS!