La alternativa del aprovechamiento del gas metano y almacenamiento de dióxido de carbono en mantos de carbón profundo, como depósito no convencional.
El Servicio Geológico Mexicano ha analizado a través de la Dirección de Minerales Energéticos, un sistema operacional en los mantos de carbón profundos. El sistema puede actuar como un reservorio de dióxido de carbono. Asimismo, puede ayudar a expulsar el gas metano contenido para su aprovechamiento (recuperación mejorada de gas metano y almacenamiento geológico de dióxido de carbono).
Específicamente en la subcuenca “San Patricio”, ubicada dentro de la cuenca carbonífera de Sabinas; se tienen condiciones favorables para suponer que las capas de carbón de la formación Olmos son un reservorio geológico con potencial.
Las pruebas realizadas por el Servicio Geológico Mexicano en estas capas permiten clasificarlas como carbón de tipo sub-bituminoso a bituminoso con contenido importante de metano. Lo que indica un proceso de adsorción/desorción que se observó a través de isotermas, además se caracterizaron variables como el gas contenido; la profundidad y demás características que determinan la capacidad de almacenamiento en las capas de carbón.
Palabras Clave: desorción, capas de carbón, almacenamiento geológico de CO2, recuperación de metano.
Durante los últimos años la recuperación mejorada en capas de carbón es un importante recurso no convencional en países como Estados Unidos, Canadá y Rusia. Se estima que la producción mundial actual es de 3 billones de pies cúbicos (TCF). Los recursos se calculan entre 4,000 y 7,500 billones de pies cúbicos (TCF) (BP Global, 2016), tomando en cuenta el declive de las reservas de hidrocarburos y los problemas ambientales.
Existen dos formas de liberar el metano de los mantos de carbón, los cuales actúan como roca generadora y almacén. La primera consiste básicamente en provocar la disminución en la presión CBM (Coal Bed Methane). En Estados Unidos se producen 40 millones de metros cúbicos en la cuenca de San Juan del sur de Colorado y el norte de Nuevo México
Por otro lado, la otra técnica de recuperación de metano se denomina con las siglas en inglés ECBM (“Enhanced Coalbed Methane Production”). Consiste en desplazar el metano con una razón 2:1, es decir inyectar dos moléculas de CO2 y recuperar una molécula de CH4. El dióxido de carbono permanecerá almacenado en las capas de carbón lo que ayuda a mitigar los efectos del cambio climático.
Sigue leyendo: Metodología de Evaluación de Saturación de Fluidos
Las características del carbón en el sitio son favorables para almacenar CO2; específicamente el proceso de adsorción/desorción es idóneo y todos los factores como: el rango del carbón, porcentaje de ceniza, vitrinita y COT comprueban esta propiedad.
Del mismo modo, se recomienda realizar una segunda fase de muestreos, para obtener una estimación del gas de forma regional. Determinar el área donde sería factible iniciar un pozo piloto de inyección de CO2, conjuntamente de realizar barrenos dirigidos más detallados y a diferentes profundidades.
En suma, los elementos estructurales determinan que las capas de carbón contienen metano y actúan como roca almacenadora de gas. Asimismo, la composición del carbón indica propiedades de adsorción/desorción adecuadas. También los elementos geológicos indican una adecuada permeabilidad y porosidad, lo que es importante tanto para poder adsorber el dióxido de carbono como para evitar su migración.
Los ingenieros Montserrat Alejandra Albarrán González y Ángel David Márquez Medina presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
