Criterios para el diseño, la ejecución y el control de técnicas de inyección de CO2 en almacenes geológicos carbonatados fracturados de baja permeabilidad en la matriz de poros

Resumen

Las tecnologías CAC, captura y almacenamiento geológico de CO2, están reconocidas por instituciones y organizaciones internacionales como la Comisión Europea (CE), la Organización de Naciones Unidas (UN) o la Agencia Internacional de la Energía (IEA), entre otras, como una herramienta potencial para evitar los efectos de las emisiones de gases de efecto invernadero (GHG), como principales causantes del cambio climático. El almacenamiento geológico de dióxido de carbono es una tecnología en fase de desarrollo, cuyo principal objetivo es el secuestro de este gas en formaciones geológicas profundas. El CO2 se captura en instalaciones industriales que emplean combustibles fósiles en su proceso, transportándose mediante tubería, barco o en contenedores sobre camión hasta los lugares elegidos como almacén, para proceder a su inyección en las formaciones geológicas en un atrapamiento permanente. En esta tesis doctoral se analizan los criterios para diseñar una estrategia de inyección de CO2 eficiente y segura en carbonatos fracturados con baja permeabilidad en la matriz de poros. Se aporta información para el desarrollo de un procedimiento industrial de la operación y el control de su seguridad (Patente Nacional nº 201500151). La migración de la pluma de CO2 se produce prioritariamente a través de las redes de fracturas existentes y de las inducidas por el efecto de la inyección de distintos fluidos en los almacenes con matriz de baja porosidad. Estos efectos tienen lugar durante la caracterización hidráulica y operación, produciendo un alto grado de anisotropía en el comportamiento del almacén geológico. Por otro lado, para formaciones geológicas como los carbonatos, la mezcla del dióxido de carbono con el agua de formación reacciona químicamente con el macizo rocoso del almacén produciendo alteraciones significativas en los parámetros de la inyección. La inyección de la salmuera y el CO2 produce cambios en las propiedades geomecánicas de las fracturas y en la composición de los materiales de sus rellenos. La permeabilidad aumenta a consecuencia de los efectos hidrodinámicos producidos por la inyección y la reactividad geoquímica entre la mezcla y el macizo rocoso del acuífero salino profundo, propiciando un comportamiento dinámico del reservorio que conlleva distintas condiciones de operación para cada etapa de la vida del proyecto. Se analiza en la tesis el diseño, ejecución y control de la estrategia de inyección de dióxido de carbono en condiciones de transporte por tubería, considerando los resultados obtenidos de la perforación de pozos y ensayos de well logging, trabajos del laboratorio de petrofísica, campañas de caracterización hidráulica e inyecciones de CO2 a escala real. Se analiza también el ajuste de modelos y el desarrollo de nuevos códigos para interpretar los efectos del flujo multifásico en las fracturas y las reacciones químicas en el almacén. Los criterios que se exponen se han establecido en base a los resultados de los trabajos experimentales que ha realizado el doctorando en la Planta de Desarrollo Tecnológico para Almacenamiento Geológico de CO2 ubicada en Hontomín (Burgos), gestionada por la Fundación Ciudad de la Energía (CIUDEN).