La gasificación subterránea de carbón (UCG) es un proceso industrial que convierte el carbón en gas producto. La UCG es un proceso de gasificación in situ que se lleva a cabo en vetas de carbón no explotadas mediante la inyección de oxidantes y vapor. El gas producto se lleva a la superficie a través de pozos de producción perforados desde la superficie. [1]
Los gases de producto predominantes son metano , hidrógeno , monóxido de carbono y dióxido de carbono . Las proporciones varían según la presión de formación, la profundidad del carbón y el equilibrio oxidante. El gas de salida se puede quemar para la producción de electricidad. Alternativamente, el gas de salida se puede utilizar para producir gas natural sintético, o el hidrógeno y el monóxido de carbono se pueden utilizar como materia prima química para la producción de combustibles (por ejemplo, diésel), fertilizantes, explosivos y otros productos.
La técnica se puede aplicar a recursos de carbón que de otro modo no serían rentables o técnicamente complicados de extraer con métodos de minería tradicionales . La UCG ofrece una alternativa a los métodos convencionales de minería de carbón para algunos recursos. Ha sido vinculada a una serie de preocupaciones de los activistas ambientales. [2]
La primera mención registrada de la idea de la gasificación subterránea del carbón fue en 1868, cuando Sir William Siemens, en su discurso ante la Sociedad Química de Londres, sugirió la gasificación subterránea de los desechos y el carbón sobrante en la mina. [3] [4] El químico ruso Dmitri Mendeleyev desarrolló aún más la idea de Siemens durante las siguientes décadas. [4] [5]
En 1909-1910, se concedieron patentes estadounidenses, canadienses y británicas al ingeniero estadounidense Anson G. Betts para "un método de uso de carbón no extraído". [4] [5] El primer trabajo experimental sobre el carbón no extraído estaba previsto para 1912 en Durham , Reino Unido , bajo la dirección del ganador del premio Nobel Sir William Ramsay . Sin embargo, Ramsay no pudo comenzar el trabajo de campo del carbón no extraído antes del comienzo de la Primera Guerra Mundial , y el proyecto fue abandonado. [4] [5]
En 1913, el trabajo de Ramsay fue notado por el exiliado ruso Vladimir Lenin , quien escribió en el periódico Pravda un artículo "Gran victoria de la tecnología" prometiendo liberar a los trabajadores del trabajo peligroso en las minas de carbón mediante la gasificación subterránea del carbón. [4] [5] [6]
Entre 1928 y 1939, la organización estatal Podzemgaz realizó pruebas subterráneas en la Unión Soviética . [6] La primera prueba que utilizó el método de cámara comenzó el 3 de marzo de 1933 en la cuenca de carbón de Moscú en la mina Krutova. Esta prueba y varias pruebas posteriores fracasaron. La primera prueba exitosa se llevó a cabo el 24 de abril de 1934 en Lysychansk , Cuenca de Donetsk , por el Instituto de Química del Carbón de Donetsk. [5]
El primer proceso a escala piloto comenzó el 8 de febrero de 1935 en Horlivka , cuenca del Donetsk. La producción aumentó gradualmente y, en 1937-1938, la planta química local comenzó a utilizar el gas producido. En 1940, se construyeron plantas experimentales en Lysychansk y Tula . [5] Después de la Segunda Guerra Mundial , las actividades soviéticas culminaron con la operación de cinco plantas de UCG a escala industrial a principios de la década de 1960. Sin embargo, las actividades soviéticas disminuyeron posteriormente debido al descubrimiento de extensos recursos de gas natural . En 1964, el programa soviético fue degradado. [5] A partir de 2004, [actualizar]solo el sitio de Angren en Uzbekistán y el sitio de Yuzhno-Abinsk en Rusia continuaron operando. [7]
Después de la Segunda Guerra Mundial, la escasez de energía y la difusión de los resultados de los soviéticos provocaron un nuevo interés en Europa Occidental y los Estados Unidos. En los Estados Unidos, se llevaron a cabo pruebas en 1947-1958 en Gorgas, Alabama . Los experimentos se llevaron a cabo en una asociación entre Alabama Power y la Oficina de Minas de los Estados Unidos . Los experimentos en Gorgas continuaron durante siete años hasta 1953, momento en el que la Oficina de Minas de los Estados Unidos retiró su apoyo a ellos después de que el Congreso de los Estados Unidos retiró la financiación. En total, se quemaron 6.000 toneladas de carbón en 1953 en estos experimentos. Los experimentos tuvieron éxito en la producción de gas sintético combustible. [8] Los experimentos se reactivaron después de 1954, esta vez con hidrofracturación utilizando una mezcla de petróleo y arena, pero finalmente se interrumpieron en 1958 por no ser económicos. [9] De 1973 a 1989, se llevaron a cabo pruebas exhaustivas. El Departamento de Energía de los Estados Unidos y varias grandes empresas de petróleo y gas realizaron varias pruebas. El Laboratorio Nacional Lawrence Livermore realizó tres pruebas entre 1976 y 1979 en el sitio de pruebas de Hoe Creek en el condado de Campbell, Wyoming . [4] [5]
En cooperación con Sandia National Laboratories y Radian Corporation, Livermore llevó a cabo experimentos en 1981-1982 en la mina WIDCO cerca de Centralia, Washington . [4] En 1979-1981, se demostró una gasificación subterránea de vetas de inclinación pronunciada cerca de Rawlins, Wyoming . El programa culminó en la prueba de las Montañas Rocosas en 1986-1988 cerca de Hanna, Wyoming . [5] [7]
En Europa, el método de corriente se probó en Bois-la-Dame, Bélgica , en 1948 y en Jerada , Marruecos , en 1949. [7] El método de pozo se probó en Newman Spinney y Bayton , Reino Unido, en 1949-1950. Unos años más tarde, se hizo un primer intento de desarrollar un plan piloto comercial, el P5 Trial, en Newman Spinney Derbyshire en 1958-1959. [5] [7] El proyecto Newman Spinney fue autorizado en 1957 y comprendía una caldera de vapor y un turboalternador de 3,75 MW para generar electricidad. [10] La National Coal Board abandonó el plan de gasificación en el verano de 1959. [10] Durante la década de 1960, el trabajo europeo se detuvo, debido a la abundancia de energía y los bajos precios del petróleo, pero se reanudó en la década de 1980. Se realizaron pruebas de campo en 1981 en Bruay-en-Artois, en 1983-1984 en La Haute Deule, Francia, en 1982-1985 en Thulin, Bélgica y en 1992-1999 en el sitio de El Tremedal, provincia de Teruel , España . [4] En 1988, la Comisión de las Comunidades Europeas y seis países europeos formaron un Grupo de Trabajo Europeo. [7]
En Nueva Zelanda, se llevó a cabo un ensayo a pequeña escala en 1994 en la cuenca carbonífera de Huntly. En Australia, las pruebas comenzaron en 1999. [7] China ha llevado a cabo el programa más grande desde fines de los años 1980, que incluye 16 ensayos. [4] [11]
La gasificación subterránea del carbón convierte el carbón en gas mientras aún se encuentra en la veta de carbón ( in situ ). El gas se produce y se extrae a través de pozos perforados en la veta de carbón no minada. Los pozos de inyección se utilizan para suministrar los oxidantes (aire, oxígeno ) y vapor para encender y alimentar el proceso de combustión subterránea. Se utilizan pozos de producción separados para llevar el gas producto a la superficie. [7] [12] La combustión a alta presión se lleva a cabo a una temperatura de 700–900 °C (1290–1650 °F) , pero puede alcanzar hasta 1500 °C (2730 °F). [4] [7]
El proceso descompone el carbón y genera dióxido de carbono ( CO
2), hidrógeno ( H
2), monóxido de carbono (CO) y metano ( CH
4). Además, se encuentran pequeñas cantidades de diversos contaminantes, incluidos óxidos de azufre ( SO
incógnita), óxidos mononitrógenos ( NO
incógnita) y sulfuro de hidrógeno ( H
2Se producen S ). [7] A medida que se quema el frente de carbón y se agota el área inmediata, el operador controla los volúmenes de oxidantes inyectados. [4]
Existen diversos diseños para la gasificación subterránea de carbón, todos los cuales proporcionan un medio para inyectar oxidante y posiblemente vapor en la zona de reacción, y también proporcionan una vía para que los gases de producción fluyan de manera controlada hacia la superficie. Como el carbón varía considerablemente en su resistencia al flujo, dependiendo de su edad, composición e historia geológica, la permeabilidad natural del carbón para transportar el gas generalmente no es adecuada. Para la ruptura a alta presión del carbón, se pueden utilizar la fracturación hidráulica , la unión eléctrica y la combustión inversa en diversos grados. [4] [12]
El diseño más simple utiliza dos pozos verticales: uno de inyección y otro de producción. A veces es necesario establecer comunicación entre los dos pozos, y un método común es utilizar la combustión inversa para abrir vías internas en el carbón. Otra alternativa es perforar un pozo lateral que conecte los dos pozos verticales. [13] La UCG con pozos verticales simples, pozos inclinados y pozos desviados largos se utilizó en la Unión Soviética. La tecnología UCG soviética fue desarrollada por Ergo Exergy y probada en el sitio Chinchilla de Linc en 1999-2003, en la planta UCG de Majuba (2007) y en el fallido piloto UCG de Cougar Energy en Australia (2010).
En los años 1980 y 1990, el Laboratorio Nacional Lawrence Livermore desarrolló (pero no patentó) un método conocido como CRIP (retracción controlada y punto de inyección) que se demostró en Estados Unidos y España . Este método utiliza un pozo de producción vertical y un pozo lateral extendido perforado direccionalmente en el carbón. El pozo lateral se utiliza para la inyección de oxidantes y vapor, y el punto de inyección se puede cambiar retrayendo el inyector. [13]
Carbon Energy fue la primera en adoptar un sistema que utiliza un par de pozos laterales en paralelo. Este sistema permite una distancia de separación constante entre los pozos de inyección y producción, mientras se extrae progresivamente el carbón entre los dos pozos. Este enfoque tiene por objeto proporcionar acceso a la mayor cantidad de carbón por conjunto de pozos y también permite una mayor consistencia en la calidad del gas de producción. [14]
En mayo de 2012, el desarrollador Portman Energy anunció una nueva tecnología en la que se utiliza un método denominado SWIFT (Single Well Integrated Flow Tubing) que utiliza un único pozo vertical tanto para el suministro de oxidante como para la recuperación de gas de síntesis. El diseño tiene una única carcasa de tuberías encerrada y llena de un gas inerte para permitir el control de fugas, la prevención de la corrosión y la transferencia de calor. Una serie de líneas laterales de suministro de oxidante perforadas horizontalmente hacia el carbón y una o varias tuberías de recuperación de gas de síntesis permiten que se queme una mayor superficie de carbón a la vez. Los desarrolladores afirman que este método aumentará la producción de gas de síntesis hasta diez (10) veces por encima de los enfoques de diseño anteriores. El diseño de un solo pozo significa que los costos de desarrollo son significativamente menores y las instalaciones y los cabezales de pozo se concentran en un único punto, lo que reduce las carreteras de acceso a la superficie, las tuberías y la huella de las instalaciones.[9] La oficina de patentes del Reino Unido ha informado que la solicitud de patente completa GB2501074 de Portman Energy se publicará el 16 de octubre de 2013.
Una amplia variedad de carbones son aptos para el proceso UCG y se pueden gasificar con éxito carbón de distintos grados, desde lignito hasta bituminoso . Se tienen en cuenta muchos factores a la hora de seleccionar los lugares adecuados para el proceso UCG, incluidas las condiciones de la superficie, la hidrogeología, la litología, la cantidad y la calidad del carbón. Según Andrew Beath de CSIRO Exploration & Mining, otros criterios importantes son los siguientes:
Según Peter Sallans de Liberty Resources Limited, los criterios clave son:
La gasificación subterránea de carbón permite el acceso a recursos de carbón que no son económicamente recuperables por otras tecnologías, por ejemplo, vetas que son demasiado profundas, de baja calidad o que tienen un perfil de estrato delgado. [4] Según algunas estimaciones, la UCG aumentará las reservas económicamente recuperables en 600 mil millones de toneladas. [17] El Laboratorio Nacional Lawrence Livermore estima que la UCG podría aumentar las reservas de carbón recuperables en los EE. UU. en un 300%. [18] Livermore y Linc Energy afirman que los costos de capital y operativos de la UCG son más bajos que los de la minería tradicional. [4] [19]
El gas de UCG se utiliza para alimentar centrales eléctricas de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT), y algunos estudios sugieren eficiencias de isla de energía de hasta el 55 %, con una eficiencia de proceso combinada de UCG/CCGT de hasta el 43 %. Las centrales eléctricas de CCGT que utilizan gas de UCG en lugar de gas natural pueden lograr mayores rendimientos que las centrales eléctricas alimentadas con carbón pulverizado (y los procesos ascendentes asociados), lo que resulta en una gran disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) . [ cita requerida ]
El gas producto UCG también se puede utilizar para:
Además, el dióxido de carbono producido como subproducto de la gasificación subterránea del carbón puede ser redirigido y utilizado para una mejor recuperación de petróleo . [ cita requerida ]
El gas de subsuelo es una alternativa al gas natural y ofrece potencialmente ahorros de costos al eliminar la minería, el transporte y los residuos sólidos. Los ahorros de costos esperados podrían aumentar dados los precios más altos del carbón impulsados por el comercio de emisiones , los impuestos y otras políticas de reducción de emisiones, por ejemplo, el Plan de Reducción de la Contaminación de Carbono propuesto por el Gobierno australiano . [ cita requerida ]
Cougar Energy y Linc Energy llevaron a cabo proyectos piloto en Queensland, Australia, basados en la tecnología UCG proporcionada por Ergo Exergy hasta que sus actividades fueron prohibidas en 2016. [20] [21] [22] [23] [24] [25] Yerostigaz, una subsidiaria de Linc Energy, produce alrededor de 1 millón de metros cúbicos (35 millones de pies cúbicos) de gas de síntesis por día en Angren, Uzbekistán . El gas de síntesis producido se utiliza como combustible en la central eléctrica de Angren. [26]
En Sudáfrica , Eskom (con Ergo Exergy como proveedor de tecnología) está operando una planta de demostración en preparación para suministrar cantidades comerciales de gas de síntesis para la producción comercial de electricidad. [27] [28] [29] African Carbon Energy [30] ha recibido la aprobación ambiental para una central eléctrica de 50 MW cerca de Theunissen en la provincia del Estado Libre y está lista para participar en el programa de gas de Productor Independiente de Energía (IPP) del DOE [31] donde UCG ha sido seleccionado como una opción de suministro de gas doméstico.
ENN ha llevado a cabo con éxito un proyecto piloto en China. [ cita requerida ]
Además, hay empresas desarrollando proyectos en Australia, Reino Unido, Hungría, Pakistán, Polonia, Bulgaria, Canadá, Estados Unidos, Chile, China, Indonesia, India, Sudáfrica, Botsuana y otros países. [27] Según Zeus Development Corporation, hay más de 60 proyectos en desarrollo en todo el mundo.
La eliminación de la minería elimina los problemas de seguridad en las minas. [32] En comparación con la minería y el procesamiento de carbón tradicionales, la gasificación subterránea del carbón elimina los daños superficiales y la descarga de desechos sólidos, y reduce el dióxido de azufre ( SO
2) y óxido de nitrógeno ( NO
incógnita) emisiones. [4] [33] A modo de comparación, se estima que el contenido de cenizas del gas de síntesis UCG es de aproximadamente 10 mg/m 3 en comparación con el humo de la quema de carbón tradicional, donde el contenido de cenizas puede ser de hasta 70 mg/m 3 . [18] Sin embargo, las operaciones de UCG no se pueden controlar con tanta precisión como los gasificadores de superficie. Las variables incluyen la tasa de entrada de agua, la distribución de reactivos en la zona de gasificación y la tasa de crecimiento de la cavidad. Estas solo se pueden estimar a partir de mediciones de temperatura y analizando la calidad y cantidad del gas producto. [4]
El hundimiento es un problema común en todas las formas de industria extractiva. Si bien la extracción con carbón de carbón deja las cenizas en la cavidad, la profundidad del vacío que queda después de la extracción con carbón de ...
La combustión subterránea produce NO
incógnitay entonces
2y reduce las emisiones, incluida la lluvia ácida .
Respecto a las emisiones de CO a la atmósfera
2Los defensores de la UCG han argumentado que el proceso tiene ventajas para el almacenamiento geológico de carbono . [4] La combinación de UCG con la tecnología CCS ( captura y almacenamiento de carbono ) permite reinyectar parte del CO
2en el sitio en la roca altamente permeable creada durante el proceso de quema, es decir, la cavidad donde solía estar el carbón. [34] Los contaminantes, como el amoníaco y el sulfuro de hidrógeno , se pueden eliminar del gas del producto a un costo relativamente bajo. [ cita requerida ]
Sin embargo, hasta finales de 2013, la captura y el almacenamiento de carbono nunca se habían implementado con éxito a escala comercial, ya que no estaba dentro del alcance de los proyectos de la UCG y algunos de ellos también habían generado preocupaciones ambientales. En Australia, en 2014, el Gobierno presentó cargos por supuestos daños ambientales graves derivados de la planta piloto de gasificación subterránea de carbón de Linc Energy cerca de Chinchilla, en la zona de Darling Downs, el mayor productor de alimentos de Queensland. [35] Cuando la UCG fue prohibida en abril de 2016, el Ministro de Minas de Queensland, el Dr. Anthony Lynham, declaró: "Los riesgos potenciales para el medio ambiente de Queensland y nuestras valiosas industrias agrícolas superan con creces cualquier beneficio económico potencial. La actividad de la UCG simplemente no se sostiene para un uso posterior en Queensland". [25]
Mientras tanto, como señalaba un artículo del Bulletin of Atomic Sciences en marzo de 2010, la UCG podría dar lugar a emisiones masivas de carbono. "Si se extrajeran 4 billones de toneladas adicionales [de carbón] sin utilizar tecnologías de captura de carbono u otras tecnologías de mitigación, los niveles de dióxido de carbono atmosférico podrían cuadruplicarse", afirmaba el artículo, "lo que daría lugar a un aumento de la temperatura media global de entre 5 y 10 grados Celsius". [36] [37]
La contaminación de los acuíferos es una preocupación ambiental potencial. [4] [38] Los materiales orgánicos y a menudo tóxicos (como el fenol ) podrían permanecer en la cámara subterránea después de la gasificación si la cámara no se desmantela. El desmantelamiento y la rehabilitación del sitio son requisitos estándar en las aprobaciones de desarrollo de recursos, ya sea UCG, petróleo y gas o minería, y el desmantelamiento de las cámaras UCG es relativamente sencillo. El lixiviado de fenol es el peligro ambiental más significativo debido a su alta solubilidad en agua y alta reactividad a la gasificación. El Instituto Lawrence Livermore del Departamento de Energía de EE. UU. realizó un experimento temprano de UCG a muy poca profundidad y sin presión hidrostática en Hoe Creek, Wyoming . No desmantelaron ese sitio y las pruebas mostraron contaminantes (incluido el carcinógeno benceno ) en la cámara. La cámara se lavó más tarde y el sitio se rehabilitó con éxito. Algunas investigaciones han demostrado que la persistencia de cantidades menores de estos contaminantes en el agua subterránea es de corta duración y que el agua subterránea se recupera en dos años. [33] Aun así, la práctica adecuada, respaldada por requisitos reglamentarios, debería ser limpiar y desmantelar cada cámara y rehabilitar los sitios de UCG.
Las nuevas tecnologías y prácticas de UCG pretenden abordar las preocupaciones ambientales, como las relacionadas con la contaminación de las aguas subterráneas, mediante la aplicación del concepto de "caverna limpia". [39] Este es el proceso mediante el cual el gasificador se limpia a sí mismo mediante el vapor producido durante el funcionamiento y también después del desmantelamiento. Otra práctica importante es mantener la presión del gasificador subterráneo por debajo de la del agua subterránea circundante. La diferencia de presión obliga al agua subterránea a fluir continuamente hacia el gasificador y ningún producto químico del gasificador puede escapar a los estratos circundantes. La presión es controlada por el operador mediante válvulas de presión en la superficie. [39]
"Más allá del fracking", artículo de la revista New Scientist (Fred Pearce), 15 de febrero de 2014