APEC-CFE Workshop for IntroducingCO2 Geological Storage in Earth Sciences Undergraduate Programs

27-28 June 2012Mexico City

PRIMER PROYECTO DEMOSTRATIVOCCS+EOR EN MÉXICO

Rodolfo Lacy (Mario Molina Center, México)

Propuesta CCS+EOR

*CCS+EOR. Carbon Capture and Storage + Enhance Oil Recovery**NGCC. Natural Gas Combined Cycle

Se plantea que el primer proyecto demostrativo de captura de CO2industrial 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

Síntesis

FINANCIAMIENTO

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

TUXPANplanta de coque de petróleo y carbónde lecho fluidizadocon captura de CO2

CAPTURA DE CO2POST-combustión

CARBODUCTO

CO2

CO2

PETROLEO/GAS

$$Inversión Inicial

$$

ANTECEDENTES

Ilustración: IPCC. Carbon Dioxide Capture and Storage. 2005

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 Intergubernamentalde Expertos en Cambio Climático

Tercer Reporte de Mitigación, 2007

Instituto Tecnológico de MassachusettsThe Future of Coal. Options for a carbon-constrained world. An

interdisciplinary MIT study. 2007

Recuperación Mejorada

de Petróleo

ANTECEDENTES

FUENTE: IEA (Agencia Internacional de Energía). Energy Technology Perspectives (2008) *WEO2007. World Energy Outlook 2007.

CCS Industria 9%

CCS Generación Eléctrica 10%

Nuclear 6%

Renovables 21%

Eficiencia en generación eléctricay cambio de combustible 7%

Cambio de combustible en usos finales 11%

Eficiencia eléctrica en usos finales 12%

Eficiencia en uso final de combustibles 24%

2030

Línea Base 62 Gt

Proyección IEA 14 Gt

19%

Emis

ione

s de

CO2

Sect

or E

nerg

ía(G

tCO

2/añ

o)

WEO2007* Escenario 450 ppm Escenario IEA “BLUE Map”

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 operacionesCCS de las plantas de generación eléctrica

Si no se dispone de la tecnología CCS, la meta de reducir a la mitad las emisiones de CO2equivalentes del sector energía al año 2050 tendría un costo adicional del 70%

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 Calderónen 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 Energía2012-2026

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

“…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”

Meta: 4.4%21 GWh*

de nueva generación limpia con CCS

CCS ACTIVOSCCS LATENTESAlmacenamientode CO2

ANTECEDENTES

Actualizado al 23 de noviembre 2011FUENTE: MIT, 2012. Carbon Capture & Sequestration Technologies Consortium

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, 2008Energy Technology Perspectives

Proyecto Líder Combustible Tamaño (MW)

Destino del CO2

Comienzo de Operación Ubicación

Proyectos demostrativos que

incluyen EOR

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

Proyectosdemostrativos con

Gas Natural (no hay con EOR)

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

Proyectos Piloto que incluyen EOR

Brindisi Enel & Eni Carbón 48 EOR 2011 Italia

Plant Barry Southern Carbón 25 EOR 2011 Alabama

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

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

ANTECEDENTES

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

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

Principales fuentes deCO2 en México

2009

Altamira

Tuxpan

Poza Rica

Dos Bocas

Petacalco

Manzanillo

Tula

Río Escondido

Carbón II

Futuras fuentes de CO2 en México proyecciones SENERBAU

2025

Río Escondido

Carbón II

Altamira

Tuxpan

Poza Rica

Petacalco

Manzanillo

Tula

Compañía Sector CiudadCO2eq2008

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*

VERACRUZ

Compañía Sector CiudadCO2eq2008

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

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

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

¿En donde realizar un primer proyecto demostrativo de captura, uso y almacenamiento geológico de bióxido de carbono?

Principales fuentes deCO2 en México

RegiónNORTE1

2 Región SUR

… 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

Principales fuentes deCO2 en el Golfo de México

Instalaciones de PEMEX y CFEDISTANCIA (km)

ÉBANO CHICONTEPEC

(Campo Petrolero Humapa)

CINCO PRESIDENTES

REGIÓN NORTE

1

PEMEX-FRANCISCO I. MADERO refinería 57 178

CFE-ALTAMIRA planta de energía 41 205

REGIÓN NORTE

2

CFE-DOS BOCAS planta de energía 418 240PEMEX-POZA RICA planta procesadora de gas 210 34CFEADOLFO LOPEZ MATEOS planta de energía 160 70CFE-POZA RICA planta de energía 210 30

REGION SUR

PEMEX-LA VENTA planta procesadora de gas 12PEMEX-PAJARITOS planta petroquímica 41PEMEX-COSOLEACAQUE planta petroquímica 64PEMEX-CANGREJERA planta petroquímica 38PEMEX-Gral. LAZARO CARDENAS refinería 58

Distancia entre las fuentes de CO2 y campos petroleros

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”

CCS+

EOR

regi

ones

ANTECEDENTESEl 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

SUBCRÍTICA DE LECHO FLUIDIZADO DE 385 MW

CARBÓN PULVERIZADO

SUBCRÍTICA 385 MW SUPERCRÍTICA 385 MW

BASE

CON CAPTURA

CO2 BASE

CON CAPTURA

CO2 BASE

CON CAPTURA

CO2

INVERSIÓN (USD/MWh) 30.2 71.3* 30.6 67.6* 36.8 69.2*

O & M (USD/MWh) 9.9 20.4** 5.0 15.9** 5.5 14.3**

COMBUSTIBLE (USD/MWh) 40.1 62.2*** 40.0 60.3*** 36.8 55.2***

Costo nivelado (USD/MWh) 80.1 153.9 75.6 143.8 79.1 138.6

COSTOS NIVELADO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (USD/MWh)

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.

* 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.

REGIÓN TECNOLOGÍA UNIDAD

UBICACIÓN UNIDAD

CAPACIDAD (MW)

COSTO INSTANTÁNEO

ISLA DE GENERACIÓN Y BOP (Millones

USD)

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)

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 Carbón (7)(8) Altamira (Nueva) 300 661 NA 39 529 1,229 4,098

Norte 2 Ciclo Combinado Gas (3)

Poza Rica (Repotenciación)

(2)250 222 NA Incluído en Costo

de Captura 222 444 1,777

Norte 2

Supercrítica de Carbón

Pulverizado (4) (5) (6) (7)

Tuxpan (Nueva) 300 710 NA 39 529 1,279 4,263

Norte 2 Lecho Fluidizado Coque (7)(8) Tuxpan (Nueva) 300 661 NA 39 529 1,229 4,098

Norte 2 IGCC Tuxpan (Nueva) 300 468 601 Incluído en Costo de Captura 270 1,338 4,462

Norte 2 IGCC+NGCC sin Captura Tuxpan (Nueva) 300 390 626 NA NA 1,016 3,386

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

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 deproducción 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.

Costos estimados para alternativasCCS+EOR en el Golfo de México

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

CCS + EORPrimera propuesta:

Termoeléctrica Tuxpan

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

Diagrama general de operación*

Separación para re-inyección 0.5 Usdlls/1,000 ft3 de CO2 recuperado

- 155.73 USdlls/MWh

EOR/EGR

* Separación de l CO2 re-injection 0.5 Usdlls/1,000 ft3

Gas de Combustión Limpio

ANTECEDENTES

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

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 2009NGCC: Natural Gas Combined Cycle Plant, PCSC: Pulverized Carbon Super critical Plant, IGCC: Integrated Gasification Combined Cycle

Costos decaptura de CO2

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

En esta opción planteada, PEMEX adquiriría el CO2capturado 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

UNIDAD DE GENERACIÓN

Trenes de

Captura

USD USD/año USD/año USD/año t/año t/año

Inversióna valor presente

del 2011O & M CO2

Combustible CO2

Compresión CO2

CO2capturado

CO2Evitado

Lecho Fluidizado 7 44,042,710 15,811,018 18,756,075 30,920,647 2,159,456 1,598,674

SUBCRITICACarbón

Pulverizado7 64,149,578 15,537,853 18,165,633 34,232,079 2,143,655 1,599,301

SUPERCRITICACarbón

Pulverizado6 47,828,111 14,249,157 16,801,261 30,313,648 1,957,405 1,453,836

X X X

Sitios EOR en laRegión de Chicontepec

Campos petroleros en la región de Chicontepecque pueden ser candidatos para operaciones

CCS+EOR

CFE CENTRAL TUXPAN

NGCC Planta privada

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

Central CFE y sitios de pozos en Poza Rica

Localización de la Central Poza Rica y pozos que podrían ser candidatos para la

inyección de CO2

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

Se plantea la construcción de una Planta Piloto que

capturaría hasta 8 ton de CO2por día

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

FUENTE: Centro Mario Molina

Costos NiveladosCCS+EOR

Costos NiveladosCENTRAL CFE NGCC

Poza Rica250 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

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.

Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental

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 HUMANAPROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE

Poza RicaClima Tropical

PRECIPITACIÓN

Normal year 1979-2008Promedio 1,186 mm Acumulado 2012

TEMPERATURA Mínima Promedio

típica 1979-2008

oC

Promedio 25oC Max 36 oC

Población al 2010: 193,311 personas

Impacto y Riesgo Ambiental

1. Descripción de proyecto

2. Descripción del sistema ambiental

3. Impactos ambientales

4. Estrategias de mitigación

5. Proyecciones ambientales

Especificaciones para CCS-EOR

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

Estructura general de la MIA

INFORMACIÓN A INCLUIR EN UNA MIA/ERA PARA CCS+EOR

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

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

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

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

Geología de Poza Rica

B

El campo petrolero de Poza Rica se encuentra bien estudiado y tiene el

potencial de albergar cantidades significativas de hidrocarburos.

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.

10203040 0 10 20 3050

Costa

-1

-2

-3

-4

-5

-6

Ciudad de Poza Ricay pozos petroleros

Kilómetros

Kiló

met

ros

Golfo de México0

FUENTE: X. Janson, et al.

Geología de Poza Rica

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

CFEPlanta

termoeléctrica

Región de Poza RicaFallas y Fracturas

Región de Poza RicaCampos Petroleros para EOR con CO2

Campo

POSIBLE RECUPERACIÓN DE

PETRÓLEOMMbbl

DEMANDA DE CO2

MMCFD Mmtons/año

Poza Rica 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

S

Pozos petrolero

Campo Poza Rica

Campos petroleros

Región de Poza RicaCiudades, campos petroleros, ríos y estaciones

meteorológicas

Estaciones Meteorológicas

Radio de Influencia10 km de CampoPoza Rica

SimbologíaPozos Petroleros

Campo petrolero Poza Rica

Campos Petroleros

Cuatzintla

Papantla

Poza Rica

Impacto y Riesgo Ambiental

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.

TECNOLOGÍAS DE MONITOREO Y EVALUACIÓN DE RIESGOIn Salah, Algeria

Proyecto BP & Statoil

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 VerticalImágenes 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 superficialAnemómetro y

analizador de CO2/H20 Foto: Biospherica

Estudio sísmico con geófonos.

MASW technicsFoto: USGS

Manifestación de Impacto AmbientalMonitoreo, Verificación y Contabilización de CO2

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

Resume del programa de monitoreo y verificación a implementar en sitios de inyección de CO2 a gran escala

U-tubePara 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 ContabilizaciónFUENTES

FASES DEL PROYECTO

Pozos Abandonados

Reserva Geológica

Planta de inyección y separación

DuctosEquipos de Compresión

Planta de Captura

Captura

Transporte

Operaciones EOR

Almacenamiento

Caracterización de SitioMEDIO AMBIENTE

FUENTE: Centro Mario Molina, 2012

FUENTE: Centro Mario Molina, 2010

Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental

Almacenamiento de CO2

Presencia de fallas geológicas

Mantos Freáticos

Transporte de CO2presurizado

Pluma deCO2

Inyección de CO2

Monitoreo de agua superficial

Monitoreo de gases en suelo

Estándares para el transporte de CO2

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 de la Ley de Aire

Limpio

CO2

CO2CO2 CO2

CO2

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

Emisiones de CO2

CFE

Sin capture

Part

ícul

as (m

g/N

m3 )

Con Capture

NOM-085 para NOx (110 ppmv)

NOM-085 para SOx (550 ppmv)

NOM-085 para partículas (250 mg/m3)

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

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

Ductos en MidaleFoto: R. Lacy

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

Explosión de un ducto en Puebla, Mexico

2010

Monitoreo y Verificacióndel CO2 almacenado

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

43

Efecto de corrosión

Capa ImpermeableCO2CO2CO2

CO2

Difusión

CO2 fase pura

Pluma CO2

Difusión

CO2 en estratos de baja permeabilidad

Pluma CO2

Difusión

CO2 disuelto en agua subterránea

Estudios Sísmicos

Muestreo en Agua Subterránea

Muestreo debajo del agua

Muestreo de gas en suelo

Pluma CO2 Zona Vadosa

Monitoreo de aerosoles (detección de fugas deCO2 )

Equipo de muestreo

Monitoreo permanente de gas en suelo/aire

InSAR(Imágenes Satelitales)

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 AlmacenamientoZona de ConfinamientoIntegridad de pozosGravimetríaSismicidad

Superficie: Concentración de CO2 en suelo y agua (rios, lagos, etc)

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

Datos que proporcionan señales de advertencia en el caso de fugas de CO2y también funcionan como referencia para acciones de remediación

Medición de flujos de CO2 con el método de la cámara dinámica cerrada.

Gestión del proyectodemostrativo CCS+EOR

…....incorporación de EOR/EGR

Ingeniería Básica, IIE (325 mil USDlls)

CONTRATOConsorcio del

proyecto integral(Planta Piloto+EOR)

Atlas mexicano de almacenamiento geológico de CO2

Estudio de Costos CCS+EOR, Banco Mundial (1.2 MUSDlls)

Presentación de la Estrategia

Nacional de Energía

Taller con la AIE

Taller del CSLF

Estrategia Nacional de

CCUS

2012 MARFEB

Convocatoria delFondo de

Hidrocarburos

JUN AUG

CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DE LA PLANTA PILOTO

OCT 2014 2015-2019

PROYECTODEMOSTRATIVO

GOBIERNO FEDERALSiguiente Administración

2013

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 MWubicada actualmente en

Charleston, West Virginia, USA

PLANTA PILOTO

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• Involucramiento activo de PEMEX

e IMP para la definición del futuro campo petrolero receptor del CO2y realización de los estudios geológicos correspondientes

• Inicio de la gestión ambiental del proyecto demostrativo

Planta Pilotoen la carboeléctrica

“Boundary Dam”, Canadá

Objetivos

CO2 adicional

NGCCPoza Rica

Gases de combustión equivalentes a 2MW

Agua paraenfriamiento

Residuos sólidos y líquidos

Electricidad

CFE

2 operadores

Vapor

Laboratorio

IIE

PEMEX

IMP

PEP

CMM

AminasProveedores

CO2

PLANTA PILOTOEsquema operativo integral

PLANTA PILOTO

• 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

Características principales

Pozo de Inyección

Pozo de observación

33 m

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

Profundidad: 1,540 mPermeabilidad 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

Proyecto Frio Brine

Monitoreo después de la inyección de CO2en 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

Proyecto Frio Brine

Protección a agua potable superficial

y subterránea

Zona de inyección2004

2006Zona de inyección

Domo Salino “South Liberty”

Pozo de inyección de CO2

Pozo de monitoreo

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

PLANTA PILOTOEstudio de Ingeniería Básica

FIN

ANCI

ERA

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

PLANTAPILOTO

Selección del sitio para la planta piloto y el proyecto demostrativo

Desarrollo de los 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

Evaluación técnica y económica de 6 opciones CCS+EOR (CFE+PEMEX) en la región costera del Golfo de México

EVAL

UACI

ÓN

TÉC

NIC

AN

ORM

ATIV

IDAD

Análisis de prefactibiliad de la opción Tuxpan-Chicontepec

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

Guía para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental

DESARROLLO DE INGENIERÍA

CONSTRUCCIÓN

OPERACIÓN

PROYECTODEMOSTRATIVO

DESARROLLO DE INGENIERÍA

FEEDMIA

CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN

Estudio sobre la economía de los proyectos CCS+EOR

Fideicomiso deHidrocarburos

Creación del CONSORCIO MEXICANO CCS+EOR

Licitación Pública Internacional

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

BancoMundial

2016 2017

SEMARNAT-SENER

Gestión de la planta pilotodemostrativa CCS+EOR

¡GRACIAS!