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Líneas de Investigación

CO2

Investigación relacionada con el almacenamiento de CO2 en acuíferos salinos profundos
 
Hemos investigado la interacción entre las rocas del reservorio y del sello de Hontomín y el agua subterránea de la formación. Actualmente, en Hontomín (España) se está desarrollando una planta tecnológica para el almacenamiento de CO2 en un acuífero salino profundo donde la roca principal del reservorio es una caliza. El CO2 se inyecta a una profundidad de aproximadamente 1500 m donde llegará a condiciones de CO2 supercríticas (P> 74 bar y T> 31 ° C) y reaccionará con el agua de la formación, rica en sulfato, equilibrada con yeso, y con fuerza iónica de 0.6 M. la disolución de CO2 en el agua salina residente puede generar la disolución de carbonatos (calcita y dolomita) y la precipitación de minerales secundarios (yeso y / o anhidrita). Estas reacciones implicarían cambios en la porosidad y la permeabilidad de las rocas, así como en la estructura de los poros.
Se han realizado una serie de experimentos de tipo columna con roca triturada y de percolación con testigos fracturados donde una solución rica en CO2 se ha inyectado a través de las muestras bajo condiciones de alta presión (P = 10 a 150 bar) y temperatura variable (25-60 ° C). Los experimentos se realizaron en diferentes velocidades de flujo (desde 0.2 a 60 mL / h) para evaluar los cambios en las propiedades iniciales de la muestra (por ejemplo, porosidad, permeabilidad y de dimensiones y morfología de la fractura) e investigar el papel de los minerales secundarios variando el contenido de sulfato de la solución inyectada (sin y con sulfato).


Papeles relacionados:
Garcia-Rios et al. (2014) Interaction between CO2-rich sulfate solutions and carbonate reservoir rocks from Atmospheric tono supercritical CO2 conditions: experimentos and modeling. Chemical Geology 383, 107-122.
Garcia-Rios et al. (2015) Influence of the flow rate dissolution and Precipitation features during percolation of CO2-rich sulfate solutions through Fractured limestone samples. Chemical Geology 414, 95-108.
Dávila et al. (2016) Interaction between a Fractured Marl Caprock and CO2-rich sulfate solution under supercritical CO2 conditions. International Journal Greenhouse Gas Control 48, 105-119.
 
Dada la escala de tiempo asociado al almacenamiento geológico de CO2, sería aconsejable el uso de cementos alternativos que no estén sujetos a los efectos nocivos de la carbonatación. Por ejemplo, el óxido de magnesio reactivo (MgO) se puede mezclar con el cemento Portland resultando ser una mejora en la sostenibilidad, la fuerza y ​​en muchas otras propiedades de los hormigones (Harrison, 2001; WIP Organisation (Ed), Reactive Magnesiun Oxide Cements, Australia). Las ventajas del MgO comparados con el cemento Portland incluyen la precipitación de fases secundarias con mayor resistencia, menor sensibilidad a las impurezas, y que puede obtenerse como un subproducto de otros procesos industriales (Ünlü and Al Tabbaa, 2013; Cem. Concr. Res. 54, 87-97). Hemos estudiado la magnesia cáustica (MgO) como una alternativa al cemento Portland, no sólo para ser utilizado en el espacio entre el revestimiento del pozo y la roca, sino también para sellar las fracturas de roca (lechada). En esta etapa, la reactividad de MgO se estudia sin tener en cuenta las mezclas de cemento MgO-Portland en un rango de pCO2 y T relevante para los casos de inyección de CO2.
El objetivo de nuestra investigación ha sido estudiar el proceso de carbonatación del MgO en soluciones acuosas equilibradas con calcita en condiciones de CO2 subcrítico (pCO2 de 10 y 50 bares y T de 25, 70 y 90 ° C) y supercrítico (pCO2 de 74 bar y T de 70 y 90 ° C). Los experimentos batch agitados se han llevado a cabo en una autoclave. Los resultados experimentales han reproducido numéricamente utilizando el código de transporte reactivo CrunchFlow (Steefel et al, 2015; Comput. Geosci. 19, 445-478). Se ha simulado un caso de posible aplicación utilizando los resultados de laboratorio: el MgO de un pozo de inyección interacciona con agua rica en CO2.


Papeles relacionados:
Dávila et al. (2016): Efficiency of magnesium Hydroxide as engineering seal in the Geological sequestration of CO2. International Journal Greenhouse Gas Control 48, 171-185.

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