Cuarto parcial

¿en qué consiste el almacenamiento geológico de H2?. En la conversión química del hidrógeno en la superficie. En la inyección de hidrógeno en una formación geológica. En el almacenamiento de hidrógeno en tanques metálicos a baja presión.

El almacenamiento geológico de H2 permite guardar grandes volúmenes a altas presiones con elevadas densidades energéticas. ¿Qué impacto ambiental se evita con esta tecnología en comparación con los tanques superficiales?. La contaminación del agua subterránea. La emisión de gases de efecto invernadero durante la operación. Sin el impacto ambiental causado por los tanques superficiales.

¿Qué tipo de estructuras geológicas subterráneas se mencionan como lugares para almacenar gases como CO2, CH4 y H2?. Lagos subterráneos y glaciares. Yacimientos petróleo/gas agotados, acuíferos, cavernas de sal, capas de carbón. Volcanes inactivos y conductos de lava.

Aunque CO2, CH4 y H2 comparten estructuras geológicas similares para el almacenamiento, ¿qué aspecto relacionado con el H2 requiere especial cuidado?. Su baja inflamabilidad. Su densidad energética. Cuidado de reacciones del H2.

En el contexto del almacenamiento subterráneo de hidrógeno (UHS), ¿cómo es la densidad del H2?. Tiene alta densidad. Tiene densidad similar al gas natural. Tiene baja densidad.

¿Qué ocurre con la densidad del hidrógeno a medida que aumenta la presión?. Disminuye. Permanece constante. Aumenta.

El aumento de la densidad del hidrógeno con la presión se traduce en. Una disminución de la eficiencia de almacenamiento con la profundidad. Un aumento de la eficiencia de almacenamiento de hidrógeno en relación con la profundidad. No afecta la eficiencia de almacenamiento.

Las fuentes indican que el H2 tiene una densidad energética por unidad de masa: Más baja que el resto de los hidrocarburos. Similar al gas natural. Más alta que el resto de los hidrocarburos.

Se menciona que 1 kg de Hidrógeno equivale a un cierto volumen. ¿Cuál es aproximadamente este volumen a condiciones estándar?. 1 m³. 11 m³. 110 m³.

¿Cuál es la relación aproximada de la densidad energética por unidad de masa del H2 comparada con la gasolina?. X1. X2. X3.

Las condiciones seguras de almacenamiento para el H2 mencionadas son: P = 10-40 bares, T = 0-20°C. P = 50-300 bares, T = 27-127°C. P > 500 bares, T > 200°C.

¿Qué parámetros son requisitos para seleccionar una estructura geológica como ubicación de UHS?. Ubicación cercana a centros urbanos y fácil acceso. Profundidad, espesor, estanqueidad, propiedades geomecánicas, propiedades petrofísicas. Alta sismicidad y presencia de agua dulce.

La estanqueidad de una estructura de almacenamiento geológico depende de. El volumen de la caverna. La temperatura del gas almacenado. La formación almacén y la formación sello.

Las propiedades petrofísicas importantes para una estructura de almacenamiento geológico incluyen. Color y dureza de la roca. Porosidad y permeabilidad. Densidad de la roca y conductividad eléctrica.

¿Qué métodos de caracterización de formaciones geológicas se mencionan como métodos indirectos?. Sondeos exploratorios. Ensayos geomecánicos. Métodos geofísicos.

Los métodos geofísicos permiten diferenciar cuerpos geológicos en el subsuelo siempre que exista entre ellos. Una diferencia de edad geológica. Un contraste en alguna de sus propiedades. Una conexión hidráulica.

¿Qué métodos de caracterización de formaciones geológicas se mencionan como métodos directos de explotación?. Gravimetría y Sísmica. Sondeos exploratorios, Ensayos geomecánicos, Ensayos de fluencia salina. Tomografía eléctrica y radar de penetración terrestre.

Las estructuras de almacenamiento geológico se dividen en dos tipos principales según las fuentes. Estructuras volcánicas y sedimentarias. Estructuras superficiales y profundas. Formaciones porosas y Cavidades en roca.

Dentro de las Formaciones porosas, se mencionan dos subtipos principales para el almacenamiento geológico de H2. Minas abandonadas y cuevas naturales. Domos salinos y cavernas de roca dura. Yacimientos de petróleo y gas agotados, y Acuíferos.

Dentro de las Cavidades en roca, se mencionan dos subtipos principales para el almacenamiento geológico de H2. Capas de carbón y pizarras bituminosas. Cavernas de roca dura y Estructuras/domos salinos. Minas de yeso y canteras.

Según la IEA, ¿cuál es el estado de desarrollo tecnológico de los acuíferos salinos para el almacenamiento de H2?. Técnicas maduras y comerciales. Desarrollo aún conceptual con falta de conocimiento. Ampliamente utilizados a gran escala.

¿Qué problema potencial se espera en el almacenamiento de H2 en acuíferos salinos debido a procesos microbianos?. Un aumento de la presión. La solidificación del H2. Pérdidas de H2.

¿Qué se menciona como una ventaja de las cavernas de sal frente a las estructuras porosas para el almacenamiento de gases?. Su menor coste de construcción. Permiten múltiples ciclos de inyección-producción a un ritmo elevado al no depender de la porosidad y permeabilidad de la roca almacén. Requieren menor presión de operación.

Dentro de los almacenes geológicos, ¿qué tipo de estructura se destaca como almacenamiento seguro de H2 con ciclos de inyección-extracción a corto y largo plazo?. Acuíferos salinos profundos. Yacimientos de petróleo agotados. Los diapiros salinos (o cavidades salinas).

Según la IEA, ¿en qué tipo de estructura de almacenamiento de H2 se están investigando materiales resistentes para recubrir las paredes de la caverna?. Yacimientos de gas agotados. Acuíferos salinos. Cavernas de roca dura.

Para el almacenamiento en cavidades salinas, se menciona la posibilidad de reutilizar cavernas que ya han sido utilizadas para almacenar. Dióxido de carbono y nitrógeno. Agua dulce y minerales. Gas natural y petróleo.

¿Cómo se construyen artificialmente las cavernas de sal para almacenamiento?. Mediante explosiones controladas. En formaciones de sal estratificadas o en domos salinos. Excavando túneles en formaciones rocosas no salinas.

¿Cuál es una de las propiedades petrofísicas clave de las estructuras salinas que las convierte en un almacén hermético?. Alta porosidad (>20%). Alta permeabilidad (>1 mD). Baja porosidad (<1%) y muy baja permeabilidad (0,0001mD).

El proceso de fluencia salina (creep) se describe como el desplazamiento de la masa de sal para restablecer el equilibrio tensional. ¿Qué efecto puede tener este proceso en la cavidad?. Disminuir la presión del gas almacenado y causar fugas. Puede suponer un cambio de presión en el gas almacenado, pero también favorece el sellado de la cavidad. Aumentar el volumen de la cavidad sin afectar la presión.

La fluencia salina depende de. La composición química de la sal. La diferencia de tensiones y la temperatura. La velocidad de inyección del gas.

¿Qué forma geométrica se describe comúnmente para las cavernas de sal construidas mediante lixiviación?. Cúbica. Forma de cápsula. Esférica.

Al diseñar una caverna de sal, ¿qué se debe asegurar?. Máxima temperatura de operación y mínima presión. Flujos de agua internos para lixiviación continua. Su estabilidad, hermeticidad al gas almacenado, subsidencia en superficie aceptable y seguridad medioambiental.

Desde el punto de vista económico, el diseño de una caverna de sal busca. Minimizar el uso de agua dulce. Optimización de su forma y tamaño, para almacenar la mayor cantidad de gas. Reducir la profundidad de construcción.

En el estado inicial de una caverna de sal, ¿qué se asume sobre la temperatura del hidrógeno?. Es siempre 20°C. Se asume que la del hidrógeno es la de la roca que la envuelve. Es igual a la temperatura ambiente en superficie.

¿Qué se asume sobre las tensiones naturales en el terreno para calcular la presión litostática?. Son siempre anisotrópicas. Son nulas en la cavidad. Son isotrópicas (P horizontal = P vertical).

En el proceso de lixiviación para construir una caverna de sal, ¿qué se introduce y qué se extrae?. Se introduce salmuera y se extrae agua dulce. Se introduce agua dulce y se extrae salmuera. Se introduce hidrógeno y se extrae salmuera.

Cómo se denomina el pozo utilizado para la construcción mediante lixiviación que posteriormente se convertirá en el pozo de inyección-extracción de H2?. Pozo de observación. Pozo de drenaje. Pozo lixiviación = pozo de inyección-extracción H2.

Durante la perforación en roca de sal, la sal fluye para restablecer el equilibrio tensional. ¿A qué es proporcional la velocidad de esta fluencia?. Solo a la presión hidrostática del lodo. Solo a la temperatura. A la diferencia de tensiones y la temperatura.

Para evitar la fluencia salina durante la perforación, se recomienda que el lodo de perforación ejerza una presión hidrostática. Menor que la tensión horizontal. Igual a la tensión horizontal. Mayor que la tensión horizontal.

Si se utiliza lodo base agua para la perforación en sal, ¿qué característica debe tener para evitar la disolución de las paredes del pozo?. Debe estar caliente. Debe estar saturado en sal. Debe ser ácido.

¿Por qué es importante que el casing (tubería de revestimiento) en un pozo de sal esté diseñado para estabilidad a largo plazo?. Porque la temperatura varía mucho con el tiempo. Porque la halita (sal) se continúa deformando durante la vida del pozo. Porque el hidrógeno corroe el casing rápidamente.

¿Con qué material se recomienda rellenar el espacio anular entre el casing y la formación en un pozo de sal para prevenir la disolución?. Agua dulce. Cemento con altas concentraciones de sal y aditivos. Lodo base aceite.

¿Qué problema puede ocurrir si la presión hidrostática del lodo durante la perforación en sal es insuficiente?. Aumento del diámetro del pozo. Daños en la formación de sal. La fluencia salina reducirá el diámetro de pozo, pudiendo provocar el atasco de la sarta o el colapso del casing.

Si la presión hidrostática del lodo es elevada o el lodo es inadecuado, ¿qué problemas pueden surgir?. Colapso del casing. Reducción del diámetro del pozo. Se producen daños en la formación de sal y un aumento de diámetro del pozo.

¿Qué ocurre con el lodo base agua saturado en superficie al profundizar y calentarse, si se utiliza para perforar en sal?. Se vuelve más denso. Pierde su capacidad de disolver sal. Se vuelve no saturado y disuelve las paredes del pozo.

En el método de lixiviación directa, ¿cómo se bombea el agua dulce y se extrae la salmuera?. El agua dulce entra por fuera y la salmuera sale por dentro. El agua dulce se bombea por la tubería interior y la salmuera se extrae por el orificio intermedio. Ambos fluidos se bombean y extraen por la misma tubería.

En el método de lixiviación indirecta, ¿cómo se bombea el agua dulce y se extrae la salmuera?. El agua dulce se bombea por la tubería interior y la salmuera se extrae por el orificio intermedio. El agua dulce entra por el orificio que queda entre las tuberías, y la salmuera se extrae por la tubería interior. Ambos fluidos se bombean y extraen por la misma tubería.

Durante la operación de una caverna de sal, ¿qué se coloca en el espacio anular entre la tubería de producción y el último casing para evitar el colapso del casing debido a la menor presión interna del gas?. Aire comprimido. Un fluido de alta densidad sellado en profundidad. Agua dulce.

Para controlar el flujo de gas y evitar su escape descontrolado en la operación de cavernas, ¿qué se coloca?. Tanques de almacenamiento en superficie. Válvulas de seguridad, además del blowout preventer (BOP) en superficie. Sistemas de refrigeración.

La seguridad geomecánica de una caverna de sal se consigue manteniendo la presión del gas almacenado entre un valor máximo y mínimo. Si se supera la presión máxima, ¿qué puede ocurrir?. La caverna se expande sin problemas. La salmuera se precipita. Pueden aparecer fracturas en la roca salina constituyendo canales de migración.