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H2020

OMNICS — Resultado resumido

Project ID: 653241
Financiado con arreglo a: H2020-EU.1.3.2.
País: Dinamarca
Dominio: Investigación fundamental, Cambio climático y medio ambiente

Nueva investigación sobre el almacenamiento de dióxido de carbono en las rocas porosas

Investigadores de la Universidad de Copenhague llevaron a cabo una investigación pionera sobre el almacenamiento geológico de carbono centrándose en cómo las interacciones con gases, líquidos y fluidos influyen en la estructura de las rocas porosas.
Nueva investigación sobre el almacenamiento de dióxido de carbono en las rocas porosas
Las técnicas de almacenamiento geológico de carbono pueden desempeñar un papel muy importante en nuestros esfuerzos para limitar los riesgos del calentamiento de la Tierra. La idea en que se basa esta tecnología consiste en capturar el CO2 emitido antes de que entre en la atmósfera y, a continuación, almacenarlo a alta presión en el subsuelo profundo, dentro de rocas porosas.

El doctor Yi Yang, investigador contratado del proyecto financiado al amparo de las acciones Marie Skłodowska-Curie OMNICS, señala: «Saber cómo evoluciona la estructura porosa a lo largo del tiempo es fundamental para almacenar carbono de forma segura y eficaz, ya que esto afecta a la integridad del sellado, la capacidad de inyectar de CO2 y la capacidad de almacenamiento de un reservorio geológico». El progreso en este campo depende de la superación de los retos relacionados con la caracterización y de la reducción de los elevados costes computacionales que conllevan los métodos de modelización actuales.

Estudio del mecanismo de saturación

OMNICS hizo hincapié en el estudio de las reacciones que tienen lugar entre el CO2, los fluidos del reservorio y los minerales en depósitos geológicos subterráneos. El doctor Yang explica: «Resumiendo, la rapidez con la que una roca porosa se disuelve durante su exposición a un fluido depende de su solubilidad y del tiempo que haya estado en contacto con ella y cuanto más larga sea la interacción entre los componentes sólidos y fluidos, más cerca estará el fluido de saturarse». En este caso, la saturación hace referencia a la cantidad de sólido disuelto que está presente en el fluido en circulación. Esto afecta a la capacidad del fluido para transportar rocas como solutos, ya que un valor elevado de saturación reduce la velocidad de disolución.

Tal como explica el doctor Yang, una vez que el CO2 es inyectado bajo tierra, el gas acidifica el agua y disuelve los minerales, favoreciendo que el fluido reactivo fluya a través de la región más permeable del reservorio y disuelva sus minerales, lo que lo hace aún más permeable.

El rico se hace más rico

Esta retroalimentación positiva de la descarga de flujo conduce a la canalización espontánea de los fluidos. El fenómeno es parecido al efecto Mathew descrito en sociología, donde una desigualdad económica conduce al mecanismo de «el rico se hace más rico y el pobre se hace más pobre». Según esta analogía, el CO2 acuoso es la «riqueza» y las heterogeneidades petrofísicas y químicas intrínsecas de los materiales porosos naturales son las desigualdades. Durante este proceso dinámico, determinadas características microestructurales condicionan a la larga todo el campo de flujo de un fluido.

Visión de rayos X

El mecanismo que subyace al modo en el que esta mezcla de gas ácido y agua erosiona las formaciones rocosas crea un nuevo escenario de autoorganización en la naturaleza y sienta las bases para OMNICS. El doctor Yang apunta: «La idea es generar imágenes realistas de la evolución de la microestructura rocosa, mientras el agua rica en CO2 crea nuevos canales de flujo».

En primer lugar, los investigadores crearon un depósito de ensayo que reproduce las condiciones típicas de un reservorio geológico. El uso de tomografía computarizada de rayos X de sincrotrón permitió a los investigadores observar la evolución de la microestructura de materiales porosos naturales a una escala muy pequeña. Mediante modelos de dinámica de fluidos computacional, el equipo también pudo rastrear la migración de CO2 y experimentar lo que este gas «ve» a medida que se desplaza a través de la estructura porosa.

El uso de un nuevo modelo de red de reactores permitió a los investigadores estudiar el desarrollo de redes de flujo en el almacenamiento geológico de carbono, lo que les ayudó a relacionar las características topológicas y estadísticas de la red con su capacidad para "digerir" CO2 antropogénico.

Sin embargo, la combinación de ecuaciones matemáticas con la estructura tomográfica resultante no estuvo exenta de dificultades. Uno de los principales problemas consistió en compensar la gran cantidad de información perdida a la hora de segmentar los datos en escala de grises. «En nuestro modelo, la intensidad de la escala de grises se utiliza para parametrizar cada vóxel como un reactor individual y, de esta manera, el modelo conserva la información geométrica recuperada por imágenes en 3D y modifica las ecuaciones fundamentales para optimizar las simulaciones numéricas» explica el doctor Yang.

El modelo de red de reactores puede reducir significativamente los costes computacionales para predecir la evolución de las estructuras porosas a lo largo del tiempo. Hasta la fecha, la investigación de OMNICS ha dado lugar a la publicación de cuatro artículos científicos revisados por pares.

Palabras clave

OMNICS, poroso, CO2, roca, modelo de red de reactores, almacenamiento de carbono, nanotomografía computarizada de rayos X
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