The RETURN project aims to enable large-scale storage of CO2 in old oil and gas reservoirs, with low pressure after many years of producing oil or gas. RETURN brings together many industry and research partners in Norway, the Netherlands, the UK, Germany, Italy and Canada. Storing CO2 in depleted fields is advantageous, since these are well known from the production period and the pressure is low, leaving room for large amounts of CO2 without the risk of leakage associated with excessive pressure. The project focused on remaining technical challenges related to strong cooling of CO2 when injected into low-pressure reservoirs. Freezing, hydration and phase transitions in the near-well area can lead to plugging of the pore network and prevent further injection. Furthermore, it must be taken into account that the stresses in the rock formations do not change uniformly during oil and gas production. When injecting CO2, the subsurface does not return to the original stress distribution. Stress concentrations can thus occur, with the risk of fracturing and formation of a leakage path. In addition, more stresses arise as a result of temperature changes when injecting cold CO2. Today, these challenges are addressed by heating CO2 before injection or using a high number of wells with low injection rate. The solution is expensive and requires energy. RETURN considered new solutions that aim to enable efficient, cheaper reuse of empty reservoirs for long-term storage of CO2. The project managed to produce (i) new flow models that take into account the connection between well and reservoir, both theoretically and by linking commercial code with proprietary code; (ii) describe the behavior of rocks under pressure and temperature changes, as well as the effect of hydrate formation in the pore space of the storage rocks and (iii) measure and model potential loss of well integrity during temperature changes. The project has and continues to publish the results and has made a few guidelines for the industry based on field data and project results. CO2 injection in both field laboratories in the project (FRS in Canada and Svelvik in Norway) led to good analyses, where it was possible to show phase transition in the well in Canada, which was partly modelled with new software by EBN in the NL, while at Svelvik a provoked leak of a small amount of CO2 was followed in the subsurface with the installed fibre monitoring. Several seminars were organized by RETURN, some internally for the 18 project members to discuss results and further work on the production of recommendations and workflows, as well as open seminars with other ACT projects or invited CCS colleagues in other projects. In June 2023, a joint seminar was held between RETURN and the EU project DISCO2 Store, at SINTEF in Trondheim, followed in September by a joint ACT 3 webinar (SHARP, Cementegrity and RETURN). Both events received much attention and attracted committed participants. Other results at SINTEF have been mechanical, acoustic testing and CO2 exposure of small samples in collaboration with NCCS. In addition, a low-frequency test has been run, where a shale plug is "shaken" with tiny compression waves at low, seismic frequency, which makes it possible to measure the stiffness of the material very accurately, before and after CO2 exposure. It does not appear that the stiffness of the material changed after exposure. Further testing was run on a cement plug with a pre-sawed crack, where an increase in water flooding resulted in what is called reactivation of the fracture, i.e. induced shear movement of the crack walls with opening of the crack and increased "leakage" through it. The experiment was repeated with CO2 instead of water, which caused the fracture to seal. This will be important calibration data for the well integrity model in the project. Hydrate testing was also run at SINTEF, where CO2 is flowed through a plug while temperature and pressure are changed so that hydrate "ice" forms in the pores. The results show that a low water saturation in the plug, which is expected for depleted reservoirs, does not cause a reduction in the flow capacity of the plug. This is positive since it saves having to wash away the hydrates or use a large amount of expensive chemicals to prevent the formation of hydrates. Furthermore, the effect of cold injection on fracture pressure was investigated at SINTEF, with two test series on well cement. The first was on small hollow cylinder plugs, without confining pressure. The result was surprising in that high temperature led to lower fracturing pressure than low-temperature water injection into the borehole. Tests on larger samples in SINTEF's True Triax rig resulted in the opposite behaviour, which should be taken into account in calculations with different stress states. The project concluded in December 2024 with a meeting in Brussels, with a presentation of results and panel discussion on the way forward.
Prosjektet har utviklet:
- En koplet brønn-reservoar flømmesimulator som kan predikere nedkjøling og faseovergang av CO2 med de tilhørende kompleksitet (med eksperimentell og numerisk validering, testet på en feltstudie og referansemålt mot kommersielle programvare). Simulatoren klarer dog ikke å predikere presis faseovergang, men predikerer oppførsel før og etter overgangen.
- En metodologi som bruker flere tilgjengelige programvarer for å vurdere integriteten til nærbrønnsområdet ved injeksjon av CO2 i depleterte reservoarer, som inkluderer endringer i bergmekaniske og transportegenskaper (validert med eksperimenter og feltstudier).
- Et brønnintegritetsverktøy for å la operatører kunne forsikre vellykket CO2 injeksjon som bevarer integriteten til brønnbarrierene, basert på eksperimenter, simuleringer og felttesting. Metoden kan inkludere forskjellige fysiske elementer baserte på dynamisk flømming, på krypegenskaper og plastisitet.
Virkningen til prosjektet er å kunne muliggjøre 'kald CO2 injeksjon' i depleterte reservoarer, ved å tilby operatører retningslinjer om brønndesign, plassering og operasjon. Dette vil bidra til redusert kostnad og økt sikkerhet. Prosjektet har også hatt sterkt fokus på kommunikasjon og deling av resultater.
Prosjektet RETURN har som hensikt å muliggjøre storskala lagring av CO2 i gamle olje og gassreservoarer, hvor trykket er veldig lavt etter mange år med produksjon av olje eller gass. RETURN samler mange industri og forskningspartnere i Norge, Nederland, Storbritannia, Tyskland, Italia og Canada. Det er stor gevinst i å lagre CO2 i uttømte felt, siden disse er velkjente fra produksjonstida og trykket er lavt, noe som tilsier at det er plass til store mengder CO2 uten lekkasjerisiko forbundet med for høyt trykk. Prosjektet vil håndtere tekniske utfordringer som gjenstår, knyttet til sterk kjøling av CO2 når det injiseres i lavtrykksreservoarer. Frysing, hydratdannelse og faseoverganger i nærbrønnsområdet kan føre til plugging av porenettverket og hindre videre injeksjon. Gode numeriske verktøy er nødvendig for å finne trygge driftsparametre. Videre må en ta hensyn til at spenningene i bergartformasjonene ikke endrer seg uniformt under produksjon av olje og gass. Ved injisering av CO2 kommer man ikke tilbake til den opprinnelige spenningsfordelingen. Spenningskonsentrasjoner kan dermed oppstå, med fare for oppsprekking og danning av en lekkasjevei. I tillegg må man håndtere spenninger som følge av temperaturendringer ved injeksjon av kald CO2. I dag håndterer man disse utfordringene ved å varme opp CO2 før injeksjon eller bruke et høyt antall brønner med lav rate. Løsningen er dyr og krever mye energi. RETURN vil forske på nye løsninger som har som mål å muliggjøre effektiv, billigere gjenbruk av tomme reservoarer for langtidsdeponering av CO2. For å nå målet blir det forsket på (i) nye strømningsmodeller som tar hensyn til koblingen mellom brønn og reservoar; (ii) oppførsel av bergarter under trykk og temperaturendringer og (iii) brønnintegritet under temperaturendringer, gjennom eksperimenter, modellering og felttesting. Prosjektet vil publisere resultatene og lage retningslinjer for industrien basert på reelle feltdata.
