Subsurface storage of CO2 - Injection well management during the operational phase

INJECT: Hvor lett kan CO2 injiseres i et reservoar? Målet med «Carbon Capture and Storage» (CCS) er å lagre store mengder CO2 i akviferer og i tømte olje og gass reservoarer. Skal dette være mulig så må reservoarbergartene ha en go:d injektivitet, dvs det må være «lett» å injisere CO2. I praksis betyr det to ting: Reservoarbergarten må ha en god porøsitet og en god permeabilitet. Det siste innebærer at det kreves lite trykk for å få CO2 til å flyte igjennom porene i steinen. Disse to viktigste reservoaregenskapene for CO2 lagring, porøsitet og permeabilitet, vil ikke være konstante injeksjon i et reservoar. Dette prosjektet ser man på hva som kan skje med porøsiteten og permeabiliteten nær injeksjonsbrønner; prosjektet studerer reservoar-injektivitet. Derfor har det fått navnet: INJECT. Hvor mye kan et CO2-lager tåle før det begynner å lekke? Når CO2 injiseres i store mengder inn i et reservoar, vil trykket øke. Ved stort nok trykk kan fjellet begynne å sprekke. Prosessen kalles hydraulisk oppsprekking, og er en metode som blant annet brukes i oljeindustrien for å øke gjennomstrømmingen i tette reservoarer. Hydraulisk oppsprekking er utgangspunktet også gunstig under CO2-injeksjon fordi sprekkene er raske veier inn i reservoaret. Men hydraulisk oppsprekking kan også skape problemer. For å kunne gjennomføre sikker og effektiv lagring av CO2, er det absolutt nødvendig å forstå hydraulisk oppsprekking. Det er i INJECT prosjektet utviklet numeriske modeller for å gjøre slike vurderinger. CO2 lager i Adventdalen på Svalbard. Det er planer om å bygge et deponi for CO2 i Adventdalen på Svalbard, for å lagre CO2 fra et lokalt kullfyrt kraftverk. I den forbindelse er det boret flere brønner i Adventdalen og det er gjennomført brønntester. I samarbeid med Universitetssenteret på Svalbard har man funnet et reservoar på rundt 1000 meters dyp som kan være et egnet CO2 lager. En spesiell egenskap ved dette reservoaret er at det har et undertrykk. INJECT-prosjektet har laget modeller som forklarer undertrykket ved isen som fylte Adventdalen ved slutten av siste istid. Utfelling av mineraler nær brønner som produserer vann. Med storskala CO2-injeksjon må man pumpe ut vann av reservoarene for å gi plass til gassen. Når vann skal pumpes opp, kan man risikere å få ødelagt injektiviteten på grunn av utfelling av mineraler. Når mineraler plugger porene og reduserer vannstrømmen som skal ut, stopper vann-produksjonen opp. INJECT-prosjektet har laget analytiske modeller som beskriver forløpet av slike reaksjoner. Geomekanisk karakterisering av undergrunns CO2 lagre. En risikovurdering av CO2-reservoarer innebærer en vurdering av injektiviteten til reservoaret, men også en vurdering av tak-bergartens evne til å holde CO2 innesperret i reservoaret. Første stadium av oppgaven er å analysere in-situ strømningsegenskaper av ulike formasjoner. For å kunne presentere en god og helhetlig plan for karakteriseringen av et potensielt reservoar for CO2, så har data fra lignende off-shore og on-shore prosjekter blitt brukt (Svalbard, Sleipner, Snøhvit, In Salah, Weyburn-Middale, osv). Uren CO2 og lagring. Helt ren CO2 er en «utopi». Uansett om den kommer fra prosessindustrien eller et kraftverk, vil den alltid inneholde mindre mengder av andre gasser og væsker. Det har blitt utviklet nye tilstandslikninger i INJECT prosjektet som beskriver faseoppførselen til uren CO2. Saltutfelling under CO2 injeksjon. CO2 ble i flere år lageret i Tubåen formasjonen på Snøhvit feltet, men dette måtte stoppes fordi trykkoppbyggingen ble for stor. Økningen i trykket var uventet fordi Tubåen har gode reservoar egenskaper. En forklaring er at porerommet ble fylt med salt. Hvordan dette kan skje har vært dårlig forstått. Men eksperimenter utført av UiO og IFE i INJECT prosjektet demonstrer hvordan dette skjer. Erosjon og korrosjon av brønnsement. Når CO2 blir injisert i akviferer eller reservoarer med mye vann, så vil vann som er i kontakt med CO2 bli surt. Surt vann vil normal lett kunne erodere sement. Dette er spesielt et problem i brønner fordi stålrøret som er tredd ned i brønnen er tettet på baksiden med betong. Universitetet i Bergen har studert på en nano-skala hvordan surt vann eroderer sement. Resultatene kan brukes til evaluere hvor robust en sementtype er mot surt vann og hvor lang tid man kan forvente at en forlatt brønn vil være tett. Hydratdannelse. Det er godt kjent at metan blir til et fast stoff når temperaturen er «lav» og trykket er «høyt». CO2 danner hydrater på samme måte som metan, noe som også kan skje i rørledninger. Hydratvekst på veggene i en rørledning er spesielt uheldig fordi røret kan gro helt igjen. Tilgang på vann er viktig for at hydrater skal kunne dannes. Resultater av dette arbeidet forteller oss hvor «tørr» CO2-væsken i røret må være for å unngå at man får hydratvekst på rørveggen når trykk og temperatur tillater det.

One of the main differences between CO2 rich fluids, and oil or natural gas, is the very reactive behaviour of CO2 dissolved in water, where it forms carbonic acid and may dissolve rocks and engineered materials such as steel or well cement, and precipita te secondary minerals. While drilling, injection, monitoring and reservoir simulation to a large extent can be adapted from existing experience in the oil industry, there are certain knowledge gaps related to CO2 behaviour. A number of effects occur aro und the injection well: A multiphase fluid will be generated, mutual dissolution occurs and a multiphase flow will be set up. The pressure buildup around the well depends strongly on the dissolution of CO2 in the aqueous phase. The larger contact between formation water and injected CO2, the less pressure buildup will take place. Consequently, the injectivity is also controlled by the same mechanism. During the operational phase, two important purposes of monitoring is to optimise the efficiency of the st orage project, and to document injection well control. This project focus on the management of CO2 injection, where injectivity and fluid-rock / material processes taking place from the well into the porous network of the reservoir are central topics. In this project we will combine data from case studies, geochemical and geomechanical experiments and develop and apply simulation tools in order to end up at recommendations for practical work. Impure systems will be included. The research described in th is project will help to optimise the injection process of CO2 storage both in subsurface storages on the Norwegian Continental Shelf and internationally. This will be especially important for the oil and gas industry operating on the Norwegian Shelf. The project will also give results important for Norwegian Authorities, giving technical data and methods which may be used in decisions concerning CO2 storages.