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

Dios González, José Carlos de (2017). 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. Tesis (Doctoral), E.T.S.I. de Minas y Energía (UPM). https://doi.org/10.20868/UPM.thesis.52133.

Descripción

Título: 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
Autor/es:
  • Dios González, José Carlos de
Director/es:
  • Martínez Díaz, Carlos
  • Mazadiego Martínez, Luis Felipe
Tipo de Documento: Tesis (Doctoral)
Fecha: 2017
Materias:
Palabras Clave Informales: Inyección de CO2; carbonatos fracturados; matriz de baja permeabilidad; efectos hidrodinámicos; reactividad geoquímica; Patente Nacional nº 201500151 = CO2 injection; fractured carbonates; low matrix permeability; hydrodynamic effects; geochemical reactivity; National Patent nº 201500151
Escuela: E.T.S.I. de Minas y Energía (UPM)
Departamento: Energía y Combustibles
Licencias Creative Commons: Reconocimiento - Sin obra derivada - No comercial

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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). ----------ABSTRACT---------- CCS Technologies, Carbon Capture and Geological Storage, are recognized by international institutions and organizations worldwide as the European Commission (EC), United Nations (UN) or the International Energy Agency (IEA), inter alia, as a potential mitigation tool for avoiding the effects of greenhouse gas (GHG) emissions, as major actors of climate change. The geological storage of carbon dioxide is a technology under development, being its main goal the gas sequestration in deep geological formations. CO2 is captured from industrial sites where fossil fuel combustion is used in the processes, transported by pipe line, ship or container truck to the storage sites, in order to be injected in the geological formations in a permanent trapping. Criteria for the design of efficient and safe CO2 injection strategy in fractured carbonates with low matrix permeability are discussed in this thesis. Information for the industrial process development and its monitoring to ensure safety is provided (National Patent nº 201500151) CO2 migration occurs mainly through the existing fracture networks and those ones induced by the effects of injection of several fluids in the reservoirs with low matrix porosity. These effects occur during the hydraulic characterization and operation, producing a high anisotropy level in the reservoir behavior. Moreover, for geological formations like carbonates, the mixture of carbon dioxide and brine chemically reacts with the rock in the reservoir producing relevant changes on injection parameters. The injection of brine and CO2 induces changes on geomechanical properties of fractures and in the composition of materials of their fillings. Permeability increases due to hydrodynamic effects produced by the injection and the geochemical reactivity among this mixture and the rock of the deep saline aquifer, producing a dynamic behavior of the reservoir which involves different operational conditions for each stage of the project life. The design, operation and monitoring of a CO2 injection strategy in conditions of transport by pipeline are discussed in the thesis, considering the results from the well drilling and logging tests, petrophysical laboratory works, hydraulic characterization campaigns and CO2 injections in real life conditions. The model refining and the development of new codes for interpreting the multiphase flow effects in the fractures and the associated chemical reactivity in the reservoir are analyzed as well. The criteria exposed have been established according to the results of experimental works conducted by the Ph.D student in the Technology Development Plant for CO2 Geological Storage located in Hontomín (Burgos), owned by Fundación Ciudad de la Energía (CIUDEN).

Proyectos asociados

TipoCódigoAcrónimoResponsableTítulo
FP7244618IMPACTOEKO-INSTITUT E.V. - INSTITUT FUER ANGEWANDTE OEKOLOGIEImpact Measurement and Performance Analysis of CSR

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ID de Registro: 52133
Identificador DC: http://oa.upm.es/52133/
Identificador OAI: oai:oa.upm.es:52133
Identificador DOI: 10.20868/UPM.thesis.52133
Depositado por: Archivo Digital UPM 2
Depositado el: 17 Sep 2018 07:05
Ultima Modificación: 17 Sep 2018 07:05
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