Tilbake til søkeresultatene

CLIMIT-Forskning, utvikling og demo av CO2-håndtering

Ensuring well integrity during CO2 injection.

Alternativ tittel: Sikre brønner for CO2 injeksjon.

Tildelt: kr 7,2 mill.

Brønner har i mange vitenskapelige studier blitt utpekt som «akilleshælen» som kan vanskeliggjøre sikker og kostnadseffektiv CO2-fangst og -lagring. Både aktive og forlatte brønner er menneskeskapte hull ned til lagringsreservoaret, og deres forseglingsevne avhenger av materialer som degraderer over tid, f.eks. stål og sement. For å forsikre oss om at lagret CO2 forblir i undergrunnen i et langtidsperspektiv, er det nødvendig å forbedre dagens brønnløsninger, prosedyrer og materialer. Brønner som brukes til CO2-lagring utsettes for lavere temperaturer enn det som er vanlig i petroleumsbrønner. Spesielt lave blir temperaturene mens CO2 injiseres, eller hvis man får en lekkasje i brønnen. En forutsetning for å unngå lekkasje langs brønner er derfor å forstå hvordan brønnene kan konstrueres (skreddersys eller modifiseres) for å tåle lave temperaturer. Siden undergrunnen egentlig er varm, vil tidvis nedkjøling gi sterke temperaturvariasjoner i brønnen. Dette kan true brønnintegriteten, siden materialene vekselvis trekker seg sammen og utvider seg. Resultatet kan bli dårlig heft mellom materialene eller oppsprekking, som igjen kan føre til lekkasjeveier for formasjonsfluider. Før oppstarten på dette prosjektet var det få eksperimentelle studier som hadde blitt gjort for å undersøke effekten av sykliske temperaturvariasjoner i brønner, og ingen studier hadde blitt utført som undersøkte de temperaturintervaller som er relevante for CO2-injeksjonsbrønner. Målet for prosjektet var derfor å forsøke å tette dette kunnskapshullet. Prosjektteamet har bestått av brønnforskere fra SINTEF Petroleum som har samarbeidet med gassteknologi-forskere fra SINTEF Energi og geokjemi/geomekanikk-eksperter fra Lawrence Livermore National Laboratories (USA). Vi har jobbet sammen for å forstå mer om når, hvor, hvordan og hvorfor brønnlekkasjer utvikler seg under sykliske temperaturvariasjoner og hvordan slike skadelige sykler oppstår. Prosjektet har hatt en varighet på 3 år, og fokus har vært tredelt: (1) Eksperimenter har blitt gjort for å se på hvordan brønnsement hefter til stål og stein, (2) Eksperimenter har blitt gjennomført for å undersøke hvordan nedskalerte brønnprøver motstår temperaturvariasjoner, (3) Modeller er blitt utviklet basert på eksperimentene for å gi informasjon om hvordan man best kan bygge og operere CO2-injeksjonsbrønner. Viktige funn i prosjektet er blant annet: (i) Nye eksperimentelle metoder for å karakterisere- og måle styrken til grenseflaten mellom brønnsement og stål/stein. Disse viser alle at borefluider har en sterk innvirkning på sementheft, og må fjernes/velges med omhu før sementering. (ii) Brønner er relativt motstandsdyktige mot temperaturvariasjoner så lenge man unngår at porefluider i sement eller stein fryser. (iii) Vi har utviklet en ny eksperimentell-numerisk metode for å estimere lekkasje gjennom eller langs brønnsement. Denne viser at selv små defekter i sementen kan føre til høy permeabilitet hvis de er sammenkoblet. (iv) Et sett med modeller er blitt (videre)utviklet slik at det nå er mulig å beskrive CO2 som strømmer vertikalt i en brønn og veksler varme med omgivelsene. Modellene er blitt brukt til å se på forskjellige utfordrende situasjoner/scenarier, som f.eks. kald CO2-injeksjon, innestenging og oppstart av brønnen og dynamikken til en potensiell CO2-utblåsning. Basert på resultatene gir vi industrien råd om hvordan de kan unngå lekkasje i CO2 injeksjonsbrønner ved fokus på materialvalg, brønndesign og operasjonelle parametere.

A concern in Norway when it comes to large-scale CO2 Capture and Storage (CCS), or the application of CO2 injection for Enhanced Oil Recovery (EOR), is that Norwegian CO2 point sources are few, geographically spread and relatively small. As a result, ship transport will in many cases be favoured over pipelines. The major drawback with a carrier-based CCS solution is that CO2 needs to be in a dense state for optimal shipping efficiency (i.e. liquid and at -53°C). A first step towards making such a transpo rt and injection scheme possible is to understand how wells can be constructed (tailor-built or modified) to withstand these low temperatures. Injection of fluids with temperatures down towards -50°C will expose the well to large thermal cycles during nor mal operations such as injection/shut-down, and a prerequisite for such injection is that the well materials can withstand these thermal cycles. It is well-known from the petroleum industry that thermal cycles in a well can have detrimental effects on we ll integrity. Especially, the annular sealant material (e.g. cement) is likely to de-bond and/or crack radially, which leads to leak paths for formation fluids. Few experimental studies have been performed on the effect of thermal cycling on well integrit y so far, and no such studies have been performed in the temperature range relevant for CO2 injection. This project aims to study through numerical modelling and experiments when, why, where and how well integrity is lost when a well is repeatedly coole d down and heated up - and how such detrimental downhole temperature cycles arise. The deliverables will be new knowledge about well integrity of CO2 injection wells, as well as specific recommendations on material selection, well design and operational parameters in order to ensure the long-term integrity of CO2 injection wells.

Publikasjoner hentet fra Cristin

Ingen publikasjoner funnet

Budsjettformål:

CLIMIT-Forskning, utvikling og demo av CO2-håndtering