Tenemos que llegar a las emisiones cero en 2050 para cumplir con el objetivo del Acuerdo de París de limitar el aumento de la temperatura por debajo de 2,0 °C, pero idealmente por debajo de 1,5 °C. Este objetivo sólo se alcanzará si se emprenden varias acciones simultáneamente. Entre las acciones necesarias, la Agencia Internacional de la Energía sugiere que el subsuelo puede contribuir entre el 20 y el 30 % de la reducción total de las emisiones de CO₂. Esta contribución procede principalmente del almacenamiento geológico de carbono, pero también de la energía geotérmica, que es una energía renovable, y del almacenamiento subterráneo de energía. Este último es especialmente importante porque las energías renovables no siempre producen energía en el momento en que la necesitamos y, por tanto, necesitamos almacenar energía cuando hay un exceso de producción y utilizar la energía almacenada cuando la demanda supera la producción. Dado que las baterías no tienen suficiente capacidad, el almacenamiento de energía en forma de hidrógeno, almacenamiento de energía en aire comprimido (CAES, por sus siglas en inglés) o almacenamiento de energía térmica en acuíferos (ATES, por sus siglas en inglés), jugará un papel importante para almacenar energía de manera eficiente.
El inconveniente de estas geoenergías es que cuando inyectamos o extraemos fluidos del subsuelo, alteramos la presión de los poros, la temperatura, el estado de las tensiones y la composición geoquímica de las formaciones geológicas, lo que puede inducir sismicidad si se desestabilizan las fracturas y/o las fallas. A continuación, se describen las principales aplicaciones geoenergéticas que pueden inducir sismicidad y, por tanto, pueden beneficiarse de los avances de este proyecto, incluyendo los posibles daños al medio ambiente, los animales o las plantas:
Energía geotérmica
Se trata de una fuente de energía renovable que proporciona energía sin fluctuaciones diarias ni estacionales y está disponible en todo el mundo. Los proyectos de energía geotérmica suelen inyectar y producir agua de la misma formación geológica, creando un circuito cerrado en el que se reinyecta el agua bombeada. Así, si el sistema no tiene fugas, no debería haber ningún daño para el medio ambiente, los animales o las plantas. El fluido circulante suele ser agua, pero con una alta concentración de iones disueltos porque la alta temperatura de la formación geológica favorece la disolución de los minerales. Esta alta concentración de iones disueltos puede provocar la precipitación de minerales cuando la presión y la temperatura descienden en los pozos de bombeo al acercarse a la superficie, lo que provoca la formación de incrustaciones en los pozos (por ejemplo, Wanner et al., 2017). Este problema pone de manifiesto la importancia de la composición geoquímica del agua circulante en términos de funcionamiento y sugiere que sería aconsejable establecer medidas que impidan que el fluido circulante llegue al medio ambiente en caso de fuga a lo largo de las tuberías. Como alternativa al agua, se ha sugerido utilizar CO₂ como fluido circulante para producir energía geotérmica (Brown, 2000; Randolph y Saar, 2011). En ese caso, el CO₂ bombeado también se reinyecta en el subsuelo, por lo que no hay riesgos a menos que haya una fuga. Si se produce una fuga de CO₂, no hay afección al medio ambiente porque el CO₂ ya está presente en la atmósfera. Sin embargo, si el CO₂ se acumula en depresiones o en sótanos de edificios, podría ser letal para las personas y los animales, ya que podrían morir por asfixia. Por ello, deben colocarse detectores de CO₂ a lo largo de las tuberías para detectar posibles fugas de CO₂ y actuar rápidamente para detenerla.
Almacenamiento geológico de carbono
El objetivo de esta aplicación es almacenar permanentemente grandes cantidades de CO₂ en formaciones geológicas profundas para mitigar el cambio climático. Si el almacenamiento tiene éxito, el CO₂ permanecerá permanentemente en el subsuelo a gran profundidad. Sin embargo, existe el riesgo de que una pequeña parte del CO₂ inyectado se filtre a lo largo de los pozos, las fallas o a través de la roca sello. Las fugas de CO₂ a lo largo de los pozos pueden detectarse controlando regularmente la concentración de CO₂ en la boca del pozo. Esto sucedió en un pozo del proyecto piloto de almacenamiento de CO₂ de In Salah, en Argelia, y la fuga se subsanó rápidamente después de su detección (Ringrose et al., 2009). Por otro lado, las fugas de CO₂ a través de la roca sello o de las fallas puede dar lugar a una fuga difusa que puede ser más difícil de detectar y remediar. Además, el CO₂ no tiene que llegar necesariamente a la superficie para producir daños en el medio ambiente, dado que, si el CO₂ alcanza los acuíferos de agua dulce, puede contaminar los recursos de agua potable debido a la acidificación del agua y la liberación de metales pesados (Wang y Jaffe, 2004). El CO₂ difícilmente penetrará en la roca sello debido a su elevada presión de entrada en los poros. Por tanto, la probabilidad de que el CO₂ se filtre a través de la roca sello, especialmente si es gruesa o se encuentra en cuencas sedimentarias multicapa, es muy baja (Birkholzer et al., 2009). En cambio, se ha producido un debate más activo sobre la posibilidad de que la sismicidad inducida aumente la permeabilidad de las fallas, dando lugar a fugas de CO₂ (Zoback y Gorelick, 2012a, 2012b, 2015; Juanes et al., 2012; Vilarrasa y Carrera, 2015a, 2015b). Dado que el basamento cristalino está críticamente estresado, pero las rocas sedimentarias en las que se prevé inyectar CO₂ no suelen estarlo (Vilarrasa y Carrera, 2015), los terremotos inducidos se producen en su mayoría en el basamento cristalino por debajo de las formaciones almacén, por lo que el aumento de la permeabilidad de las fallas se produce por debajo y no por encima de la formación de almacenamiento (Verdon, 2014). Además, las fallas situadas en cuencas sedimentarias son muy heterogéneas porque atraviesan múltiples secuencias acuífero-roca. Esta heterogeneidad dificulta el flujo ascendente de CO₂ en caso de que este llegue a una falla (Rinaldi et al., 2014). Sin embargo, es necesario realizar un seguimiento e interpretación de los datos medidos para detectar rápidamente las fugas de CO₂ y remediarlas (Zeidouni y Pooladi-Darvish, 2012).
Almacenamiento de energía en aire comprimido (CAES)
Esta aplicación geoenergética consiste en inyectar aire a alta presión en un acuífero cuando hay un exceso de producción de energía a partir de fuentes renovables, y en bombear y recuperar la energía cuando la demanda es mayor que la producción de las fuentes renovables. Como el fluido inyectado es aire, esta aplicación no supone ningún peligro para el medio ambiente, los animales o las plantas. Sin embargo, el agua de los acuíferos donde se inyecta el aire no debería tener ningún uso potencial porque el oxígeno del aire inyectado puede alterar la geoquímica del acuífero.
Almacenamiento de gas natural
El almacenamiento subterráneo de gas (UGS, por sus siglas en inglés) se realiza de forma rutinaria por razones estratégicas para garantizar el suministro de gas en períodos de alta demanda. Cuando hay menos demanda de gas, normalmente en verano, el gas se almacena y se bombea cuando la demanda es elevada. El riesgo de inducir sismicidad en los UGS es bajo, ya que, salvo excepciones (p.e. el caso Castor), los 640 emplazamientos de UGS en todo el mundo no han inducido sismicidad percibida en la superficie. No obstante, hay que ser cuidadosos para evitar cualquier fuga porque el metano es inflamable.
Dado que la sismicidad inducida suele estar asociada a la fracturación hidráulica, dedicamos unas líneas a explicar esta aplicación de geoingeniería:
Técnicas de fracturación hidráulica
La fracturación hidráulica consiste en inyectar un fluido a alta presión para fracturar la roca. El fluido se inyecta a una presión tan alta que la tensión efectiva mínima es igual a la resistencia a tracción de la roca, lo que genera una fractura por tracción perpendicular a la dirección de la tensión efectiva mínima. Por este motivo, la fracturación hidráulica se realiza para mejorar la permeabilidad de rocas poco permeables. Aunque puede utilizarse para la estimulación de pozos para la producción de energía geotérmica, su aplicación más conocida es la producción de gas de esquisto. El fluido inyectado suele ser agua, pero también se ha propuesto utilizar CO₂ (Middleton et al., 2015). La industria del gas de esquisto suele añadir al agua aditivos, que pueden ser peligrosos para el medio ambiente, con el fin de mejorar el rendimiento de las operaciones de fracturación. Además de estos aditivos, el reflujo que se produce tras las operaciones de fracturación hidráulica se vuelve radiactivo tras entrar en contacto con los radionucleidos presentes en el esquisto que se está fracturando hidráulicamente. Por lo tanto, el reflujo de las operaciones de fracturación hidráulica debe gestionarse con extremo cuidado. En cuanto a la sismicidad inducida, la fracturación hidráulica genera microsismos de tan baja magnitud que no pueden sentirse en la superficie del terreno. En raras ocasiones, la fractura hidráulica generada puede atravesar una falla, presurizándola y provocando su reactivación y que se genere un terremoto percibido en superficie. Pero la sismicidad percibida no está directamente inducida por la fracturación hidráulica. No obstante, cabe destacar que los riesgos medioambientales relacionados con la composición química del reflujo y el riesgo de sismicidad inducida son completamente diferentes. De hecho, aunque los riesgos asociados a la sismicidad inducida son bajos en la fracturación hidráulica, los riesgos medioambientales relacionados con estas operaciones deben evaluarse específicamente en cada caso para decidir sobre la viabilidad de estos proyectos.
REFERENCIAS
Birkholzer, J. T., Zhou, Q., & Tsang, C. F. (2009). Large-scale impact of CO₂ storage in deep saline aquifers: A sensitivity study on pressure response in stratified systems. International Journal of Greenhouse Gas Control, 3(2), 181-194.
Brown, D. W. (2000). A hot dry rock geothermal energy concept utilizing supercritical CO₂ instead of water. In Proceedings of the twenty-fifth workshop on geothermal reservoir engineering, Stanford University (pp. 233-238).
Juanes, R., Hager, B. H., & Herzog, H. J. (2012). No geologic evidence that seismicity causes fault leakage that would render large-scale carbon capture and storage unsuccessful. Proceedings of the National Academy of Sciences, 109(52), E3623-E3623.
Middleton, R. S., Carey, J. W., Currier, R. P., Hyman, J. D., Kang, Q., Karra, S., Jimenez-Martinez, J., Porter, M. L., & Viswanathan, H. S. (2015). Shale gas and non-aqueous fracturing fluids: Opportunities and challenges for supercritical CO₂. Applied Energy, 147, 500-509.
Randolph, J. B., & Saar, M. O. (2011). Combining geothermal energy capture with geologic carbon dioxide sequestration. Geophysical Research Letters, 38(10), L10401.
Rinaldi, A. P., Jeanne, P., Rutqvist, J., Cappa, F., & Guglielmi, Y. (2014). Effects of fault‐zone architecture on earthquake magnitude and gas leakage related to CO₂ injection in a multi‐layered sedimentary system. Greenhouse Gases: Science and Technology, 4(1), 99-120.
Ringrose, P., Atbi, M., Mason, D., Espinassous, M., Myhrer, Ø., Iding, M., Mathieson, A., & Wright, I. (2009). Plume development around well KB-502 at the In Salah CO₂ storage site. First Break, 27(1).
Verdon, J. P. (2014). Significance for secure CO₂ storage of earthquakes induced by fluid injection. Environmental Research Letters, 9(6), 064022.
Vilarrasa, V., & Carrera, J. (2015a). Geologic carbon storage is unlikely to trigger large earthquakes and reactivate faults through which CO₂ could leak. Proceedings of the National Academy of Sciences, 201413284.
Vilarrasa, V., & Carrera, J. (2015b). Reply to Zoback and Gorelick: Geologic carbon storage remains a safe strategy to significantly reduce CO₂ emissions. Proceedings of the National Academy of Sciences, 112(33), E4511-E4511.
Wang, S., & Jaffe, P. R. (2004). Dissolution of a mineral phase in potable aquifers due to CO₂ releases from deep formations; effect of dissolution kinetics. Energy Conversion and Management, 45(18-19), 2833-2848.
Wanner, C., Eichinger, F., Jahrfeld, T., & Diamond, L. W. (2017). Causes of abundant calcite scaling in geothermal wells in the Bavarian Molasse Basin, Southern Germany. Geothermics, 70, 324-338.
Zeidouni, M., & Pooladi-Darvish, M. (2012). Leakage characterization through above-zone pressure monitoring: 2—Design considerations with application to CO₂ storage in saline aquifers. Journal of Petroleum Science and Engineering, 98, 69-82.
Zoback, M. D., & Gorelick, S. M. (2012a). Earthquake triggering and large-scale geologic storage of carbon dioxide. Proceedings of the National Academy of Sciences, 109(26), 10164-10168.
Zoback, M. D., & Gorelick, S. M. (2012b). Reply to Juanes et al.: Evidence that earthquake triggering could render long-term carbon storage unsuccessful in many regions. Proceedings of the National Academy of Sciences, 109(52), E3624-E3624.
Zoback, M. D., & Gorelick, S. M. (2015). To prevent earthquake triggering, pressure changes due to CO₂ injection need to be limited. Proceedings of the National Academy of Sciences, 112(33), E4510-E4510.