Análisis económico de la producción de hidrógeno in situ a partir de pozos de gas natural
INNOVACIÓN
Análisis económico de una metodología de pozos en yacimientos de gas natural que utiliza la gasificación de metano dentro del pozo (no dentro del yacimiento) para la producción de hidrógeno, incorporando simultáneamente el secuestro de carbono. Esta nueva metodología ofrece importantes ahorros de energía y costos, además de no producir carbono en la superficie.
Se presenta un análisis económico de una metodología de pozos que promueve la conversión sostenible de gas natural en hidrógeno. La metodología utiliza la gasificación de metano en el pozo en la fuente para la producción de hidrógeno, incorporando el secuestro simultáneo de carbono in situ para beneficio climático y económico. La propuesta es para una herramienta de terminación de pozos, para tomar la producción de gas natural (metano) del yacimiento y realizar la gasificación dentro de la herramienta del pozo (no dentro del yacimiento). Esto no interferiría con la gestión del yacimiento, lo que permitiría utilizar prácticas estándar de gestión de yacimientos. El proceso propuesto es para yacimientos de gas natural y no para su uso en la gasificación de petróleos pesados (que está cubierta por otros procesos de gestión de yacimientos de "tipo combustión" que se realizan en las profundidades de la geología del yacimiento).
La herramienta de gasificación de metano propuesta, cuando se ubica en las profundidades del pozo, aprovecha al máximo la energía “gratuita” proporcionada por las elevadas temperaturas y presiones de la geología circundante conectada por fluidos. La combinación de fluidos inyectados en la superficie y geofluidos, mezclados dentro de la herramienta de gasificación del pozo en profundidad, reduce significativamente el exceso de energía de proceso que ingresa desde la superficie y disminuye el consumo de materia prima para generar energía. El sistema propuesto no depende del costo de la electricidad ni del costo del combustible, ya que ambos se proporcionan in situ y a través de la recuperación de calor y las reservas. Por lo tanto, existen varios pasos de proceso y ahorros significativos de energía y costos que se pueden obtener con este método en comparación con las instalaciones de reformación de metano en la superficie, así como beneficios de longevidad de la infraestructura.
Además, se logran ahorros climáticos durante el ciclo de vida del CO2, ya que no se produce carbono en la superficie, lo que elimina el daño que causan los gases de efecto invernadero (GEI: CH4 y CO2 ) durante su transición a través del medio ambiente. Por lo tanto, la metodología propuesta evita el gasto y el consumo de energía de la posterior recuperación, solo parcial, del CO2 liberado de la combustión de este mismo metano.
Para ayudar a mantener la coherencia y garantizar la comparabilidad de los tipos de producción de hidrógeno, en nuestro análisis se utilizó la plantilla estandarizada H2A del Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) del Departamento de Energía de los EE. UU. Esta plantilla económica contiene varios escenarios de modelos de costos utilizados para ilustrar las posibles magnitudes de las ventajas económicas utilizando esta metodología de pozos. Con base en los análisis de costos comparativos del modelo, un sistema propuesto de este tipo podría producir hidrógeno a partir de pozos de gas natural de manera constante por debajo de 1 USD/kg de H2 , lo que lleva a una producción de hidrógeno de pozo competitiva en costos en comparación con las instalaciones de reformación de metano con vapor en la superficie. Utilizando varios escenarios para el análisis de costos, descubrimos que el costo no puede ser superior a 2 USD/kg de H2 . En nuestra cuantificación de la incertidumbre, incluimos los efectos de la cantidad de pozos que se pueden utilizar, así como la mezcla de H2 con CH4 ( v/v%).