Almacenamiento de energías renovables en pozos de petróleo y gas agotados - World Energy Trade

Almacenamiento de energías renovables en pozos de petróleo y gas agotados

Almacenamiento de energías renovables en pozos de petróleo y gas agotados

"No puede ser cualquier agujero en el suelo", explicó Augustine, investigador del grupo de investigación geotérmica del NREL.

Investigación, Desarrollo e Innovación

Chad Augustine y sus colegas del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (National Renewable Energy Laboratory, NREL, por sus siglas en inglés) ven una oportunidad donde otros podrían ver simplemente un agujero en el suelo.

"No puede ser cualquier agujero en el suelo", explicó Augustine, investigador del grupo de investigación geotérmica del NREL.

La idea es utilizar pozos de petróleo y gas agotados como depósito para el almacenamiento de gas natural comprimido. Cuando sea necesario, el gas puede liberarse para hacer girar una turbina y generar electricidad. El depósito se recarga con la electricidad sobrante de la red y el ciclo se repite, ofreciendo una solución potencial para la creciente demanda de almacenamiento de energía.

Los modelos informáticos realizados por científicos del NREL y de la Escuela de Minas de Colorado confirmaron la viabilidad de la idea.

La geología limita otros almacenamientos subterráneos

Una idea similar, la de utilizar cavernas de sal hechas por el hombre como lugar de almacenamiento de aire comprimido, se ha propuesto y aplicado, pero sólo en dos lugares del mundo. La tecnología está limitada por la geografía porque requiere formaciones geológicas de domos de sal.

La propuesta de utilizar pozos de petróleo y gas natural agotados aprovecha la proliferación del número de pozos horizontales con fractura hidráulica o "fracking". Esta técnica, que la Administración de Información Energética calcula que representa alrededor del 75% de todos los pozos recién perforados en Estados Unidos, perfora hacia abajo y luego en línea recta a través de la roca. A continuación se bombea agua en el pozo a alta presión para fracturar el esquisto y liberar el petróleo y el gas natural atrapados.

David Young, un científico del NREL experto en tecnología solar, tuvo un momento de "eureka" cuando se le ocurrió la idea de utilizar los antiguos pozos de petróleo y gas para el almacenamiento.

"Me estaba duchando y se me ocurrió la idea", dijo Young. "Así es como me involucré. Pensaba en esos agujeros millonarios en el suelo. Había muchos de ellos en el Front Range de aquí y pensé que tenía que haber algo que pudiéramos hacer con esas cosas".

Young llevó su idea a Augustine. Juntos, junto con Henry Johnston, un veterano de la industria del petróleo y el gas que trabajó en el NREL durante seis años antes de jubilarse a finales de enero, examinaron la idea en detalle. A finales del año pasado publicaron dos artículos en los que detallaban su trabajo y obtuvieron una patente que protegía el proceso.

Los pozos horizontales se han convertido en la norma del sector, con múltiples pozos perforados desde una sola plataforma. El volumen producido supera al de los pozos verticales, pero la cantidad de petróleo y gas natural producida por los pozos horizontales disminuye en poco tiempo. Los pozos activos pueden quedar rápidamente inactivos.

"Estos pozos horizontales se agotan rápidamente", explica Johnston, que trabajó en Shell Oil Co. durante 31 años antes de incorporarse al NREL. "Pueden pasar de 10 millones de pies cúbicos diarios el primer año a 3 millones de pies cúbicos diarios el segundo, por lo que pueden perder gran parte de su producción pronto".

Con el tiempo, los pozos se agotan tanto que no compensa mantenerlos en funcionamiento. Entonces, estos pozos pueden quedar inactivos o taponados con cemento. Los investigadores del NREL y de Mines determinaron que los pozos sin tapar podrían servir como depósitos de gas natural comprimido.

Los investigadores del NREL y de Mines determinaron que los pozos no taponados pueden servir como depósitos de gas natural comprimido, tras realizar múltiples rondas de simulaciones por ordenador. En un artículo publicado en el Journal of Energy Resources Technology, los científicos predijeron que la tecnología funcionaría tanto para el almacenamiento de energía a corto como a largo plazo. Los investigadores del NREL publicaron un artículo en iScience un mes más tarde en el que analizaban los posibles costes.

Augustine dijo que el siguiente paso consiste en poner en marcha un proyecto piloto para llevar el modelo informático al mundo real. Más allá de eso, queda la cuestión de las líneas de transmisión.

"La otra cosa que necesitamos es un buen estudio de cuántos pozos nuevos hay que serían adecuados para esta tecnología", dijo.

El número de pozos horizontales activos ha pasado de unos 9.000 en 2000 a más de un cuarto de millón en 2017.

La Oficina de Tecnologías Geotérmicas del Departamento de Energía, que financió la investigación realizada por Augustine y sus colegas, está invirtiendo por separado en el posible uso de pozos inactivos para la energía geotérmica.

 Figura 1. Un esquema conceptual del sistema de almacenamiento de energía que utiliza pozos antiguos para el almacenamiento de energía. Ilustración de Al Hicks, NREL

Figura 1. Un esquema conceptual del sistema de almacenamiento de energía que utiliza pozos antiguos para el almacenamiento de energía. Ilustración de Al Hicks, NREL

La idea se tocó por primera vez en el aire

Los investigadores del NREL pensaron inicialmente en inyectar aire comprimido en los pozos viejos. Augustine llevó esa idea a través del programa Energy I-Corps del Departamento de Energía en 2016. El programa ayuda a los investigadores a determinar el mercado potencial de su tecnología. Lo que Augustine descubrió fue que añadir aire en un pozo de gas natural conlleva el riesgo de provocar una explosión. Además, "cuando vuelva a salir, tendrá gas natural mezclado. ¿Qué se hace con eso?".

Eligieron el gas natural por su disponibilidad y compatibilidad con el yacimiento.

"Queremos empezar el programa con gas natural porque es fácil y creo que los propietarios de los pozos lo aceptarían más fácilmente", dijo Young. "Con el tiempo, a medida que se vaya probando la idea, se cambiará gradualmente a otro gas para hacer funcionar el sistema. El CO2 funcionaría. El nitrógeno funcionaría. El hidrógeno. Si se utiliza CO2, también podría formar parte de un ciclo de captura de carbono".

El uso de aire comprimido como almacenamiento de energía requiere pasos adicionales, como el enfriamiento del aire después de la etapa de compresión y su precalentamiento antes de liberarlo. Los proyectos que utilizan aire comprimido también pueden tardar años en construirse y costar cientos de millones de dólares. Aprovechando los pozos existentes, un centro piloto que utilice gas natural puede instalarse por unos pocos millones de dólares en cuestión de meses, estimaron los científicos.

Sus cálculos muestran que, dependiendo de la temperatura y la presión del pozo, el uso de gas natural comprimido para producir electricidad puede generar desde cientos de kilovatios hasta casi un megavatio de potencia.

La tecnología, bautizada como REFRAES (por REpurposed FRAcked wells for Energy Storage), se basa en un proceso de cuatro fases. En el primer paso, el gas se inyecta en el yacimiento a una presión de flujo constante en el fondo del pozo para almacenar energía. A continuación, se cierra el pozo para que el gas no pueda escapar. A continuación, el gas se produce desde el yacimiento a una presión constante para generar electricidad. Por último, hay un periodo de recuperación durante el cual el pozo se vuelve a cerrar.

Tras el periodo de recuperación, se repite el ciclo de almacenamiento.

A corto plazo, el proceso puede proporcionar seis horas de electricidad. Para necesidades más largas, o estacionales, los investigadores calculan que puede ofrecer 90 días de electricidad.

 

"El almacenamiento de energía estacional es muy, muy limitado", afirma Young. "Sólo hay unas pocas tecnologías que puedan hacerlo. La hidroeléctrica de bombeo sería una de ellas. Esta tecnología representa una posibilidad de poder tener un almacenamiento a muy largo plazo, así que estamos entusiasmados con esa parte".

La hidroeléctrica de bombeo, en la que el agua que fluye cuesta abajo genera electricidad, es capaz de devolver entre el 70% y el 85% de la energía almacenada. Los investigadores del NREL han calculado la eficiencia de REFRAES en torno al 40%-70%. El coste nivelado del almacenamiento con gas natural podría ser de 80 a 270 dólares por megavatio-hora, mientras que el de la energía hidráulica bombeada es de 225 dólares.

Otra ventaja de la tecnología REFRAES sobre la hidroeléctrica de bombeo y los dos depósitos que requiere es su capacidad de ampliación. Si se perforan varios pozos en un mismo lugar, el método de almacenamiento de gas natural puede crecer en función de las necesidades mediante la conexión de más pozos, explica Augustine. Si un solo pozo puede almacenar 500 kilovatios de energía, por ejemplo, al añadir cada pozo posterior aumenta la capacidad de almacenamiento disponible.

"Eso es algo que creo que es importante saber", dijo Augustine. "Se puede escalar según sea necesario".

 

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