Resumen:
CONDITION FOR PUBLICATION OF PROJECT. Approximately 30% of anthropogenic CO2 emissions are absorbed by water bodies, storing up to 130 times more CO2 than the atmosphere. In this context, the extraction of CO2 from waters with different salinities was evaluated by combining a bipolar membrane electrodialysis system with a fluid injection system for enhanced oil recovery purposes. The study analyzed how voltage and volume affect kinetics, energy consumption, and ion transport. The produced acidified water was applied as an injection fluid for enhanced oil recovery (EOR), studying rock wettability mechanisms and the influence of the salinity gradient on the injection front distribution. It was found that higher voltage accelerates acidification, while the presence of HCO3- delays it. Furthermore, energy consumption increases with salinity, i.e., 1.02 kWh/kg CO2 (freshwater) vs 1.86 kWh/kg CO2 (seawater). In the acidified water, the concentration of Na+ and Cl- increased, while K+ and HCO3- decreased. These changes in the hydrochemistry of the acidified water improved crude oil recovery by up to 6% in all water types. Finally, it was identified that a high salinity gradient between the injection fluid and the formation water promotes homogeneous sweeping of the porous medium. Overall, these results demonstrate that BPMED is a competitive technology that integrates CO2 capture with EOR, linking climate mitigation with crude oil extraction processes and opening a path toward sustainable and scalable solutions.
Keywords: SEC, oil-flotation, EOR, FluidFlower, porous media.
Descripción:
CONDICIONAMIENTO DE PUBLICACION DE PROYECTO. Alrededor del 30% de las emisiones antropogénicas de CO2 son absorbidas por cuerpos de agua, almacenando hasta 130 veces más CO2 que la atmósfera. En este contexto, se evaluó la extracción de CO2 a partir de aguas con distintas salinidades combinando un sistema de electrodiálisis con membranas bipolares con uno de inyección de fluido con propósitos de recobro mejorado de petróleo. El estudio analizó cómo el voltaje y volumen afectan a la cinética, el consumo energético y el transporte iónico. El agua acidificada producida se aplicó como fluido de inyección para el recobro mejorado de petróleo (EOR) estudiando los mecanismos de mojabilidad de la roca y la influencia del gradiente de salinidad en la distribución del frente de inyección. Se encontró que un mayor voltaje acelera la acidificación, mientras que la presencia de HCO3- la retrasa. Además, el consumo energético aumenta con la salinidad, i.e., 1.02 kWh/kg CO2 (agua dulce) vs 1.86 kWh/kg CO2 (agua de mar). En el agua acidificada la concentración de Na+ y Cl- aumentó, mientras K+ y HCO3- disminuyeron. Estos cambios en la hidroquímica del agua acidificada mejoraron la recuperación de crudo hasta un 6 % en todos los tipos de agua. Finalmente, se identificó que un alto gradiente de salinidad entre el fluido de inyección y el agua de formación favorece un barrido homogéneo del medio poroso. En conjunto, estos resultados demuestran que la BPMED es una tecnología competitiva que integra la captura de CO2 con el EOR, vinculando mitigación climática con procesos de extracción de crudo y abre un camino hacia soluciones sostenibles y escalables.
