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Uso de CO2 para extraer energía geotérmica
El dióxido de carbono generado por las plantas de energía puede encontrar una segunda vida como fluido de trabajo para ayudar a recuperar el calor geotérmico de kilómetros bajo tierra. Un sistema de este tipo no solo capturaría el dióxido de carbono y lo mantendría fuera de la atmósfera, sino que también sería una forma rentable de utilizar el gas de efecto invernadero para generar nueva energía.
Aire caliente: La planta geotérmica Soultz-sous-Fôrets en Alsacia, Francia, bombea agua a la roca fracturada para extraer calor y así generar electricidad. Investigadores respaldados por $ 16 millones en fondos de estímulo federal buscan demostrar que tales plantas geotérmicas podrían generar un 50 por ciento más de calor al ciclar el dióxido de carbono bajo tierra.
Los partidarios de este concepto aún no probado obtuvieron un gran respaldo y un efectivo muy necesario con la reciente adjudicación del Departamento de Energía de EE. UU. De $ 338 millones en fondos de estímulo federal para la investigación de energía geotérmica. Aproximadamente $ 16 millones de los fondos serán compartidos por nueve proyectos relacionados con el dióxido de carbono liderados por Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley y otros laboratorios nacionales, empresa de química combinatoria con sede en Sunnyvale, CA Tecnologías Symyx y varias universidades de EE. UU.
La idea: el dióxido de carbono que circula a través de regiones cálidas a kilómetros de profundidad puede llevar calor a la superficie de manera eficiente, donde se puede utilizar para generar electricidad. Lo más probable es que el proceso deje mucho dióxido de carbono bajo tierra y, por lo tanto, fuera de la atmósfera, según el líder del proyecto Symyx y científico de materiales Miroslav Petro. Estás secuestrando CO₂ y al mismo tiempo generando energía a partir de él.
El concepto se propuso primero como una forma de mejorar los sistemas que bombean agua a gran profundidad para fracturar rocas calientes, luego llevar el agua calentada a través de un segundo pozo para generar energía y luego ciclar el agua hacia abajo. La tecnología se ha visto frustrada hasta la fecha porque es muy difícil fracturar la roca para llegar al calor geotérmico y mantener su flujo. El proyecto Soultz-sous-Fôrets de la Unión Europea en Alsacia, Francia, el proyecto de este tipo más avanzado en todo el mundo, ha tardado 20 años en alcanzar sólo 1,5 megavatios de generación de energía (suficiente para abastecer aproximadamente a 1.500 hogares). Y el proceso ha antagonizado a las comunidades cercanas debido a los pequeños terremotos provocados por la agresiva fracturación requerida.
En 2000, el físico del Laboratorio Nacional de Los Alamos, Donald Brown, propuso reemplazar el agua con dióxido de carbono supercrítico, una forma presurizada que es en parte gas y en parte líquido. El CO2 supercrítico es menos viscoso que el agua y, por lo tanto, debería fluir más libremente a través de la roca. Brown señaló que un efecto de sifón debería ayudar a ciclar el dióxido de carbono, gracias a la diferencia de densidad entre el CO2 supercrítico bombeado y el gas más caliente que sube, reduciendo drásticamente las pérdidas de potencia del fluido de bombeo. Además, argumentó Brown, en lugar de utilizar preciosos recursos de agua dulce, un proyecto basado en dióxido de carbono podría secuestrar el equivalente a 70 años de emisiones de CO2 de una planta de energía de carbón de 500 megavatios.
Seis años más tarde, el hidrogeólogo de Lawrence Berkeley, Karsten Pruess, realizó el primer modelado detallado de la tecnología. Pruess proyectó que un proyecto como Soultz-sous-Fôrets podría producir aproximadamente un 50 por ciento más de calor con dióxido de carbono que con agua. La mayoría de los proyectos financiados por el DOE buscan poner a prueba el optimismo de Pruess.
La pregunta más importante, según Petro, es cómo interactuará el dióxido de carbono supercrítico con la roca y los minerales. El CO2 supercrítico también tiene una relación particularmente compleja con el agua. Por sí solo, no se espera que el CO2 supercrítico disuelva los minerales de las rocas, un problema importante que se encuentra en el enfoque basado en agua. Pero, dice Petro, agregar una fracción de agua al CO2 supercrítico podría formar una soda ácida que se disuelve en exceso.
Mientras tanto, al menos un desarrollador está buscando financiamiento para una demostración de campo de geotermia a base de dióxido de carbono. En septiembre, el desarrollador geotérmico con sede en Salt Lake City Energía GreenFire anunció una empresa conjunta con un pequeño desarrollador de petróleo, Recursos petroleros mejorados , para construir una planta de demostración basada en CO2 de dos megavatios cerca de la frontera entre Arizona y Nuevo México. Las empresas proponen comenzar a perforar pozos en 2010 para acceder a la roca caliente subyacente a un depósito subterráneo natural de dióxido de carbono. Proyectan que la ubicación podría producir suficiente calor para generar hasta 800 megavatios de energía y, en el proceso, podría absorber gran parte del dióxido de carbono generado por las seis grandes centrales eléctricas de carbón de la región.
En lugar de agregar CO2 a los planes de energía geotérmica, el Grupo de investigación de geofluidos de la Universidad de Minnesota , uno de los galardonados del DOE, propone agregar la extracción de energía geotérmica a los planes existentes para la captura y almacenamiento de carbono. Martin Saar, el geofísico de la Universidad de Minnesota que lidera el grupo de geofluidos, dice que este esquema generará un valor adicional de las operaciones que ya bombean CO2 supercrítico en acuíferos salinos profundos para su almacenamiento, o en formaciones de petróleo y gas para acelerar la producción. Ese dióxido de carbono recogerá calor de las rocas circundantes, dice Saar, entonces, ¿por qué no hacer circular algo de él para generar energía? Esto elimina la necesidad de fracturar rocas. Y aprovecha los equipos existentes y los pozos perforados, reduciendo así el costo de la planta geotérmica.
Saar está investigando cómo el CO2 supercrítico interactúa con la roca, los minerales y el agua. Comprender esto último es fundamental para el esquema de Minnesota, ya que el dióxido de carbono inyectado en un acuífero salino se mezclará con el agua. Sin embargo, Saar dice que puede ser un problema menor de lo que parece, porque grandes volúmenes de CO2 inyectados en un acuífero salino deberían separarse para formar una capa distinta: el CO2 supercrítico es en realidad menos denso que la salmuera, por lo que en un acuífero aumentará. y charco debajo de la roca del tope.
Si el trabajo de laboratorio confirma eso y otras predicciones, dice Saar, podrían estar probando CO2 geotérmico en el campo en tan solo tres años.