Métodos de simulación numérica aplicados a la inyección y almacenamiento de CO2 en formaciones salinas

J. Arjona García-Borreguero; R. Rodríguez Pons-Esparver; A. Iglesias López

doi:10.21701/bolgeomin.126.4.001

Autores/as

J. Arjona García-Borreguero Universidad Politécnica de Madrid
R. Rodríguez Pons-Esparver Universidad Politécnica de Madrid
A. Iglesias López Instituto Geológico y Minero de España - Universidad Politécnica de Madrid

DOI:

https://doi.org/10.21701/bolgeomin.126.4.001

Palabras clave:

Almacenamiento, dióxido de carbono, inyección, métodos numéricos, simulación

Resumen

Una de las medidas de mitigación del Cambio Climático propuestas al amparo de la ONU por el IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) en su “Informe de Síntesis 2007” consiste en la puesta en marcha de aplicaciones para la captación y almacenamiento de dióxido de carbono, existiendo tres tipos de formaciones geológicas idóneas para el almacenamiento geológico de este gas: yacimientos agotados de petróleo y gas, capas de carbón no explotables y formaciones salinas profundas.
En el caso de las formaciones salinas profundas, el problema fundamental para llevar a cabo un estudio de almacenamiento de CO₂, reside en la dificultad de obtención de datos geológicos del subsuelo en una cierta estructura seleccionada cuyas características pueden ser a priori idóneas para la inyección y almacenamiento del gas.
Por este motivo, la solución para poder analizar la viabilidad de un proyecto de almacenamiento en una estructura geológica pasa por la simulación numérica a partir de la modelización 3D del terreno. Los métodos numéricos permiten simular la inyección de dióxido de carbono en una formación salina a partir de un pozo desde el que se inyecta el gas con un caudal determinado.
En este trabajo se presenta una metodología para abordar la modelización y simulación de procesos de inyección de CO₂ en acuíferos salinos profundos.

Descargas

Los datos de descargas todavía no están disponibles.

Citas

Battistelli, A., Marcolini, M. 2009. TMGAS A new TOUGH2 EOS module for the numerical simulation of gas mixtures injection in geological structures. International Journal of Greenhouse Gas Control, 3, 481-493. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2008.12.002

Birkholzer, J., Zhou, Q, Rutqvist, J. 2008. Research project on CO2 geological storage and groundwater resources. University of California. Lawrence Berkeley National Laboratory. Paper LBNL-63544

Carneiro, J.F. 2009. Numerical simulations on the influence of matrix diffusion to carbon sequestration in double porosity fissured aquifers. International Journal of Greenhouse Gas Control, 3, 431-443. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2009.02.006

Corey, A.T. 1954. The Interrelation Between Gas and Oil Relative Permeabilities. Producers Monthly, 19, 38-41.

Croucher, A., O'Sullivan, M. 2008. Application of the computer code TOUGH2 to the simulation of supercritical conditions in geothermal systems. Geothermics, 37, 622-634. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2008.03.005

Doughty, C., Pruess, K. 2004. Modeling Supercritical Carbon Dioxide Injection in Heterogeneous Porous Media. Soil Science Society of America, 3, 837-847. https://doi.org/10.2136/vzj2004.0837

Garcia J.E. 2003. Fluid Dynamics of Carbon Dioxide Disposal into Saline Aquifers. University of California. Lawrence Berkeley National Laboratory. Paper LBNL-54280 https://doi.org/10.2172/821335

Garcia, J.E. Pruess, K. 2003. Flow Instabilities During Injection of CO2 into Saline Aquifers (Proceedings, TOUGH Symposium). Lawrence Berkeley National Laboratory, Berkeley, California, 12-14.

Green, C., Ennis-King, J Pruess, K. 2009. Effect of Vertical Heterogeneity on Long-Term Migration of CO2 in Saline Formations. Energy Procedia,1, 1823-1830. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.238

IGME. 2014. Atlas de estructuras del subsuelo susceptibles de almacenamiento geológico de CO2 en España. ISBN: 978-84-7840-935-8; 211 p.

IGME. 2014. Mapa de almacenes geológicos potenciales de CO2 en España Escala 1:1.000.000. ISBN: 978-84-7840-928-0.

Izgec,O., Demiral, B., Bertin, H. 2008. CO2 injection into Saline Carbonate Aquifer Formations. Transport in Porous Media, 72, 1-24. https://doi.org/10.1007/s11242-007-9132-5

Jordan, P., Doughty, C. 2009. Sensitivity of CO2 migration estimation on reservoir temperature and pressure uncertainty. Energy Procedia, 1, 2825-2832. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.02.055

Kim, J., Finsterle, S. 2003. Application of automatic differentiation in TOUGH2 (ECO2). University of California. Lawrence Berkeley National Laboratory. Paper LBNL-52503

Kneafsey, T. Pruess, K. 2010. Laboratory Flow Experiments for Visualizing Carbon Dioxide-Induced, Density-Driven Brine Convection. Transport in Porous Media, 82, 123-139. https://doi.org/10.1007/s11242-009-9482-2

Leetaru, H. Frailey, S. Damico, J. 2008. Understanding CO2 Plume Behavior and Basin-Scale Pressure Changes during Sequestration Projects through the use of Reservoir Fluid Modeling. Greenhouse Gas Control Technologies, 1, 1799-1806. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.235

Pan,L., Oldenburg, C., Wu, Y.S., Pruess, K. 2008. Wellbore flow model for carbon dioxide and brine. Greenhouse Gas Control Technologies, 1, 71-78. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.012

Pau, G., Bell, J. Pruess, K. 2010. High-resolution simulation and characterization of density-driven flow in CO2 storage in saline aquifers. Advances in Water Resources, 33, 443-455. https://doi.org/10.1016/j.advwatres.2010.01.009

Prévost, J., Fuller, R., Altevogt, A,. Bruant, R.Scherer, G. 2005. Numerical Modeling of Carbon Dioxide Injection and Transport in Deep Saline Aquifers. Department of Civil and Environmental Engineering. Princeton University. https://doi.org/10.1016/B978-008044704-9/50298-6

Pruess, K. 2008. On CO2 fluid flow and heat transfer behavior in the subsurface, following leakage from a geologic storage reservoir. Environmental Geology, 54, 1677-1686. https://doi.org/10.1007/s00254-007-0945-x

Pruess, K, Garcia, J.E.. 2002. Multiphase flow dynamics during CO2 disposal into saline aquifers. Earth Sciences Division, Lawrence Berkeley National Laboratory, University of California. https://doi.org/10.1007/s00254-001-0498-3

Pruess, K., Zhang, K. 2008. Numerical Modeling Studies of The Dissolution-Diffusion-Convection Process During CO2 Storage in Saline Aquifers. Earth Sciences Division, Lawrence Berkeley National Laboratory. University of California. https://doi.org/10.2172/944124

Spycher, S., Prues, K. 2009. A Phase-Partitioning Model for CO2-Brine Mixture at Elevated Temperatures and Pressures: Application to CO2-Enchanced Geothermal Systems. Transport in Porous Media, 82,173-196. https://doi.org/10.1007/s11242-009-9425-y

Talman, S., Adams, R. 2004. Adapting TOUGH2 for general equations of state with applications to geological storage of CO2. Computers & Geosciences, 30, 543-552. https://doi.org/10.1016/j.cageo.2004.01.004

Van Genuchten, M. 1980. A closed-form for predicting the hydraulic conductivity of unsaturated soils. Soil Science Society of America Journal, 44, 892-898. https://doi.org/10.2136/sssaj1980.03615995004400050002x

Yamamoto, H. 2008. PetraSim. A Graphical User Interface for the TOUGH2. Ground Water, 46, 525-528. https://doi.org/10.1111/j.1745-6584.2008.00462.x

Yamamoto, H, Zhang, K. 2009. Numerical investigation concerning the impact of CO2 geologic storage on regional groundwater flow. International Journal of Greenhouse Gas Control, 3, 586-599. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2009.04.007

Zhang, K., Doughty, C. 2007. Efficient parallel simulation of CO2 geologic sequestration in saline aquifers. University of California. Paper LBNL 63316. https://doi.org/10.2118/106026-MS