Riesgos geomecánicos asociados a la inyección de co2 en formaciones geológicas

Resumen

La captura y almacenamiento geológico de CO2 representa una opción importante dentro del conjunto de estrategias propuestas para mitigar el cambio climático y reducir la concentración de CO2 en la atmósfera. Durante su inyección se produce un aumento de presión particularmente significativo en las proximidades del pozo inyector. En el contexto de cada caso geológico individual, esta sobrepresión junto con el desplazamiento del fluido salino in situ, podría dar lugar a diferentes riesgos geomecánicos como sismicidad inducida, creación de nuevas fracturas y/o reactivación de preexistentes, que entre otros daños pueden conducir a fugas de CO2 por incumplimiento de una de las especificaciones fundamentales del almacenamiento: la garantía del sello del emplazamiento. Por tanto, un requisito necesario para una gestión adecuada de los riesgos asociados con el almacenamiento de CO2 es el estudio predictivo de las sobrepresiones que pueden darse durante la fase de inyección. El estudio debe incluir el análisis de las diferentes características y procesos que pueden presentarse, así como las incertidumbres y sus influencias sobre las presiones alcanzadas. Los valores de sobrepresión y su distribución espacial en el almacenamiento geológico vendrán determinados principalmente por la tasa de inyección, la permeabilidad, la porosidad y la potencia de la formación/es en la que se inyecta, la presencia de barreras impermeables y las características hidrológicas. Esto conforma un sistema complejo, con numerosas incertidumbres, debidas tanto a la falta de información como a la naturaleza del medio geológico, lo que requiere de un enfoque interdisciplinario. Sobre lo anterior deben tenerse en cuenta algunos aspectos fundamentales asociados a las singularidades que existen en lo que podría llamarse “caso español”, y que pueden resumirse de la siguiente manera: estudios tempranos de inyección de CO2 en formaciones geológicas carbonatadas de baja permeabilidad. Esto significa, en primer lugar, una cantidad limitada de información centrada en unos pocos indicadores clave, normalmente obtenidos con un propósito diferente. Y, en segundo lugar, la necesidad del estudio de la influencia de los aspectos geoquímicos, ya que el CO2, que forma un ácido débil una vez que está en solución, se pone en contacto con un medio alcalino, al ser la formación de almacenamiento de tipo carbonatado. Por tanto, con estas premisas, se ha desarrollado una metodología que aplicada durante las etapas iniciales de caracterización del almacenamiento (cuando los datos son todavía limitados), permite una estimación predictiva de cómo los parámetros operativos, tales como la tasa de inyección, las características geológicas y no geológicas ambientales (permeabilidad, viscosidad, densidad, profundidad, gradiente térmico y de presión, etc.) junto con la inclusión de la interacción de la formación geológica (precipitación o disolución de sales) y sus variables (sólidos totales disueltos, composiciones mineralógicas, gradientes térmicos y de presión, etc.) pueden afectar a la sobrepresión alcanzada en el complejo de almacenamiento. El estudio predictivo permite obtener las sobrepresiones generadas en los diferentes escenarios basados en modelos físicos de migración de pluma para la inyección de CO2 en un solo pozo, para diferentes rangos de permeabilidad baja/muy baja en un acuífero profundo saturado en salmuera. Esta metodología puede proporcionar información clave en la definición y planificación de las estrategias de inyección de CO2 a cualquier escala, ya que la tasa de inyección seleccionada determinará en gran medida la seguridad operacional, estableciendo una relación entre el escenario seleccionado y el efecto de la acumulación de sobrepresión en un medio-corto término con influencias a largo plazo. Con toda esta información es posible estimar predictivamente dónde se producen los principales riesgos geomecánicos asociados con el almacenamiento de CO2 y bajo qué condiciones.