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Gasificación subterránea de carbón
Tipo de procesoquímico
Sector (es) industrial (es)industria del petróleo y gas industria del
carbón
Materia primacarbón
Producto (s)gas de carbón
Compañías líderes
Energía de carbono de Africary Linc
Energy
Instalaciones principalesCentral eléctrica de Angren ( Uzbekistán )
Central eléctrica de Majuba (Sudáfrica)
Instalación de demostración de Chinchilla (Australia)
InventorCarl Wilhelm Siemens
Año de invención1868
Desarrollador (es)
Tecnologías africanas de la energía del carbono Ergo Exergy
Instituto de Minería de Skochinsky

La gasificación subterránea del carbón (UCG) es un proceso industrial que convierte el carbón en gas producto. UCG es un proceso de gasificación in situ , que se lleva a cabo en vetas de carbón no extraído mediante 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 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. La producción de gas puede quemarse para la producción de electricidad. Alternativamente, la salida de gas se puede usar para producir gas natural sintético, o se pueden usar hidrógeno y monóxido de carbono como materia prima química para la producción de combustibles (por ejemplo, diesel), fertilizantes, explosivos y otros productos.

La técnica se puede aplicar a los recursos de carbón que de otro modo no serían rentables o técnicamente complicados de extraer con los métodos tradicionales de minería . UCG ofrece una alternativa a los métodos convencionales de extracción de carbón para algunos recursos. Se ha relacionado con una serie de preocupaciones de los activistas ambientales. [2]

Historia [ editar ]

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 en la mina. [3] [4] El químico ruso Dmitri Mendeleyev desarrolló aún más la idea de Siemens durante las siguientes dos décadas. [4] [5]

En 1909-1910, se otorgaron patentes estadounidenses, canadienses y británicas al ingeniero estadounidense Anson G. Betts por "un método de uso de carbón no extraído". [4] [5] Se planeó que el primer trabajo experimental en UCG comenzara en 1912 en Durham , Reino Unido , bajo el liderazgo del ganador del Premio Nobel Sir William Ramsay . Sin embargo, Ramsay no pudo comenzar el trabajo de campo de UCG antes del comienzo de la Primera Guerra Mundial y el proyecto fue abandonado. [4] [5]

Pruebas iniciales [ editar ]

En 1913, el exiliado ruso Vladimir Lenin notó el trabajo de Ramsay, quien escribió en el periódico Pravda un artículo "Gran victoria de la tecnología" en el que prometía 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 con 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 siguientes fallaron. 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 de 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 en la operación de cinco plantas UCG a escala industrial a principios de la década de 1960. Sin embargo, las actividades soviéticas declinaron posteriormente debido al descubrimiento de extensos recursos de gas natural . En 1964, el programa soviético fue degradado. [5] En 2004, el único sitio de Angren en Uzbekistán.y el sitio de Yuzhno-Abinsk en Rusia continuaron sus operaciones. [7]

Experimentos de posguerra [ editar ]

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 Estados Unidos. En los Estados Unidos, las pruebas se realizaron en 1947-1958 en Gorgas, Alabama . Los experimentos se llevaron a cabo en asociación entre Alabama Power y la Oficina de Minas de EE . UU . Los experimentos en Gorgas continuaron durante siete años hasta 1953, momento en el que la Oficina de Minas de EE. UU. Retiró su apoyo después de que el Congreso de EE. UU. Retiró los fondos. En total, en 1953 se quemaron 6.000 toneladas de carbón en estos experimentos. Los experimentos lograron producir gas sintético combustible. [8]Los experimentos se reactivaron después de 1954, esta vez con hidrofracturamiento utilizando una mezcla de aceite y arena, pero finalmente se interrumpieron en 1958 por ser antieconómicos. [9] Entre 1973 y 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 en 1976–1979 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 realizó experimentos en 1981-1982 en la mina WIDCO cerca de Centralia, Washington . [4] En 1979-1981, cerca de Rawlins, Wyoming, se demostró una gasificación subterránea de vetas de inmersión pronunciada . El programa culminó en el juicio de las Montañas Rocosas en 1986-1988 cerca de Hanna, Wyoming . [5] [7]

En Europa, el método de la corriente se probó en Bois-la-Dame, Bélgica , en 1948 y en Jerada , Marruecos , en 1949. [7] El método del pozo se probó en Newman Spinney y Bayton , Reino Unido, en 1949-1950. Unos años más tarde, se hizo un primer intento para desarrollar un plan piloto comercial, el P5 Trial, en Newman Spinney Derbyshire en 1958-1959. [5] [7] proyecto La Newman Spinney se autorizó en 1957 y compuesta por una caldera de vapor y un 3,75 MW turbo-alternador para generar electricidad. [10] La Junta Nacional del Carbón 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. Las pruebas de campo se realizaron 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 realizó un ensayo a pequeña escala en 1994 en la cuenca del carbón de Huntly. En Australia, las pruebas se realizaron a partir de 1999. [7] China ha operado el programa más grande desde finales de la década de 1980, incluidos 16 ensayos. [4] [11]

Proceso [ editar ]

El proceso de gasificación subterránea del carbón.

La gasificación subterránea de carbón convierte el carbón en gas mientras aún se encuentra en la veta de carbón ( in situ ). El gas se produce y extrae a través de pozos perforados en la veta de carbón no minado. Los pozos de inyección se utilizan para suministrar los oxidantes (aire, oxígeno ) y vapor para encender y alimentar el proceso de combustión subterráneo. Se utilizan pozos de producción separados para llevar el gas producto a la superficie. [7] [12] La combustión a alta presión se realiza a una temperatura de 700–900 ° C (1,290–1,650 ° F) , pero puede alcanzar hasta 1,500 ° C (2,730 ° 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, pequeñas cantidades de diversos contaminantes, incluidos los óxidos de azufre ( SO
X), óxidos de mono-nitrógeno ( NO
X) y sulfuro de hidrógeno ( H
2S ) se producen. [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]

Existe una variedad de 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 un camino 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 disgregación del carbón a alta presión , se pueden utilizar en diversos grados el hidrofracturamiento , el enlace eléctrico y la combustión inversa. [4] [12]

El diseño más simple utiliza dos pozos verticales: uno de inyección y uno 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] En la Unión Soviética se utilizó UCG con pozos verticales simples, pozos inclinados y pozos largos desviados. La tecnología UCG soviética fue desarrollada por Ergo Exergy y probada en el sitio de 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 las décadas de 1980 y 1990, el Laboratorio Nacional Lawrence Livermore desarrolló (pero no patentó) un método conocido como CRIP (retracción controlada y punto de inyección) y se demostró en los 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 el primero 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 de producción, mientras se extrae progresivamente el carbón entre los dos pozos. Este enfoque está destinado a proporcionar acceso a la mayor cantidad de carbón por pozo 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 un método llamado SWIFT (tubería de flujo integrado de un solo pozo) utiliza un solo pozo vertical para la entrega de oxidante y la recuperación de gas de síntesis. El diseño tiene una sola carcasa de tubos encerrados y llenos de un gas inerte para permitir el control de fugas, la prevención de la corrosión y la transferencia de calor. Una serie de líneas de suministro de oxidante laterales perforadas horizontalmente en el carbón y una o varias tuberías de recuperación de gas de síntesis permiten quemar un área más grande 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 más bajos y que las instalaciones y los cabezales de pozo se concentran en un solo punto, lo que reduce las carreteras de acceso a la superficie.Huella de oleoductos e 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 los grados de carbón desde el lignito hasta el bituminoso pueden gasificarse con éxito. Se tienen en cuenta muchos factores al seleccionar las ubicaciones adecuadas para UCG, incluidas las condiciones de la superficie, la hidrogeología, la litoglogía, la cantidad y la calidad del carbón. Según Andrew Beath de CSIRO Exploration & Mining, otros criterios importantes incluyen:

  • Profundidad de 100 a 600 metros (330 a 1,970 pies)
  • Espesor de más de 5 metros (16 pies)
  • Contenido de ceniza inferior al 60%
  • Discontinuidades mínimas
  • Aislamiento de acuíferos valiosos . [15]

Según Peter Sallans de Liberty Resources Limited, los criterios clave son:

  • Profundidad de 100 a 1.400 metros (de 330 a 4.590 pies)
  • Espesor de más de 3 metros (9,8 pies)
  • Contenido de ceniza inferior al 60%
  • Discontinuidades mínimas
  • Aislamiento de acuíferos valiosos. [dieciséis]

Economía [ editar ]

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 ley o que tienen un perfil de estrato delgado. [4] Según algunas estimaciones, UCG aumentará las reservas económicamente recuperables en 600.000 millones de toneladas. [17] El Laboratorio Nacional Lawrence Livermore estima que UCG podría incrementar las reservas recuperables de carbón en los Estados Unidos en un 300%. [18] Livermore y Linc Energy afirman que los costos operativos y de capital de UCG son más bajos que los de la minería tradicional. [4] [19]

El gas producto UCG se utiliza para encender centrales eléctricas de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT), y algunos estudios sugieren eficiencias de la isla de energía de hasta el 55%, con una eficiencia combinada del proceso UCG / CCGT de hasta el 43%. Las centrales eléctricas CCGT que utilizan gas producto de UCG en lugar de gas natural pueden lograr mayores rendimientos que las centrales eléctricas de 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:

  • Síntesis de combustibles líquidos;
  • Fabricación de productos químicos, como amoniaco y fertilizantes;
  • Producción de gas natural sintético;
  • Producción de hidrógeno .

Además, el dióxido de carbono producido como subproducto de la gasificación subterránea del carbón puede redirigirse y utilizarse para mejorar la recuperación de petróleo . [ cita requerida ]

El gas de producto subterráneo es una alternativa al gas natural y potencialmente ofrece ahorros de costos al eliminar la minería, el transporte y los desechos 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 por Carbono propuesto por el Gobierno de Australia . [ cita requerida ]

Proyectos [ editar ]

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 el suministro de cantidades comerciales de gas de síntesis para la producción comercial de electricidad. [27] [28] [29] African Carbon Energy [30] ha recibido la aprobación medioambiental para una central eléctrica de 50 MW cerca de Theunissen en la provincia de Free State y está lista para participar en el programa de gas de Productores Independientes de Energía (IPP) del DOE [31] donde UCG se ha designado como una opción de suministro de gas doméstico.

ENN ha operado un exitoso proyecto piloto en China. [ cita requerida ]

Además, hay empresas que desarrollan proyectos en Australia, Reino Unido, Hungría, Pakistán, Polonia, Bulgaria, Canadá, Estados Unidos, Chile, China, Indonesia, India, Sudáfrica, Botswana y otros países. [27] Según Zeus Development Corporation, más de 60 proyectos están en desarrollo en todo el mundo.

Impactos ambientales y sociales [ editar ]

La eliminación de la minería elimina los problemas de seguridad de la mina. [32] En comparación con la extracción y el procesamiento tradicionales del carbón, la gasificación subterránea del carbón elimina el daño superficial y la descarga de desechos sólidos, y reduce el dióxido de azufre ( SO
2) y óxido de nitrógeno ( NO
X) 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 tradicional de carbón, donde el contenido de cenizas puede llegar a 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 afluencia de agua, la distribución de reactivos en la zona de gasificación y la tasa de crecimiento de la cavidad. Estos solo pueden estimarse a partir de mediciones de temperatura y del análisis de la calidad y cantidad del gas del producto. [4]

El hundimiento es un problema común en todas las formas de industria extractiva. Mientras que UCG deja la ceniza en la cavidad, la profundidad del vacío que queda después de UCG es típicamente mayor que con otros métodos de extracción de carbón. [4]

La combustión subterránea produce NO
Xy asi
2y reduce las emisiones, incluida la lluvia ácida .

Respecto a las emisiones de CO atmosférico
2, los defensores de UCG han argumentado que el proceso tiene ventajas para el almacenamiento de carbono geológico . [4] La combinación de UCG con la tecnología CCS ( captura y almacenamiento de carbono ) permite reinyectar parte del CO
2in situ en la roca altamente permeable creada durante el proceso de combustión, 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, a fines de 2013, CCS nunca se había implementado con éxito a escala comercial, ya que no estaba dentro del alcance de los proyectos de UCG y algunos también habían dado lugar a preocupaciones ambientales. En Australia, en 2014, el Gobierno presentó cargos por presuntos daños ambientales graves derivados de la planta piloto de gasificación subterránea de carbón de Linc Energy cerca de Chinchilla en el tazón de comida de Darling Downs, en Queensland. [35] Cuando UCG fue prohibido en abril de 2016, el Ministro de Minas de Queensland, 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 UCG simplemente no se acumula para su uso posterior en Queensland ". [25]

Mientras tanto, como un artículo en el Boletín de Ciencias Atómicas señaló en marzo de 2010 que UCG podría resultar en emisiones masivas de carbono. "Si se extraen 4 billones de toneladas [de carbón] adicionales sin el uso de captura de carbono u otras tecnologías de mitigación, los niveles de dióxido de carbono atmosférico podrían cuadriplicarse", decía el artículo, "lo que da como resultado un aumento de la temperatura media mundial de entre 5 y 10 grados Celsius". [36] [37]

La contaminación de los acuíferos es una posible preocupación ambiental. [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 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 importante 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 UCG temprano 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. Posteriormente, se lavó la cámara 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 los requisitos reglamentarios, debería consistir en lavar y desmantelar cada cámara y rehabilitar los sitios de UCG.

Las nuevas tecnologías y prácticas de UCG afirman abordar las preocupaciones ambientales, como las cuestiones relacionadas con la contaminación del agua subterránea, mediante la implementación del concepto de "Caverna limpia". [39] Este es el proceso por el cual el gasificador se autolimpia a través del vapor producido durante el funcionamiento y también después de la puesta fuera de servicio. 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. El operador controla la presión mediante válvulas de presión en la superficie. [39]

Ver también [ editar ]

  • Carbón metano
  • Gas de vertedero
  • Proceso de Fischer-Tropsch

Referencias [ editar ]

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  2. ^ [1] , BBC - Gasificación del carbón: ¿La energía limpia del futuro ?, consultado el 07/12/2014.
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Lectura adicional [ editar ]

"Más allá del fracking", artículo principal de New Scientist (Fred Pearce), 15 de febrero de 2014

Enlaces externos [ editar ]

  • African Carbon Energy - Proyecto de 50 MW
  • Ergo Exergy Tech - proveedor global de tecnología UCG
  • Asociación UCG
  • Centro de Investigación de Energía y Medio Ambiente (EERC) - descripción general de UCG
  • Almacenamiento de CO2SINUS CO 2 in situ Vetas de carbón convertido - Proyecto de investigación en la Universidad RWTH Aachen .