Tilbake til søkeresultatene

CLIMIT-Forskning, utvikling og demo av CO2-håndtering

Avoiding loss of CO2 injectivity

Alternativ tittel: Sikre god CO2 injektivitet

Tildelt: kr 8,1 mill.

Mål Reduksjon av injektivitet som følge av saltutfelling eller hydratdannelse har blitt anerkjent som nytt problem i CO2-lagring. For å sikre trygg og langsiktig CO2-injeksjon er det avgjørende å forebygge tilstoppelse i porerommet i nærbrønnsområdet eller i reservoaret. Hovedmålet i dette prosjektet var å undersøke hvordan, hvor og når injektivitet i en CO2-brønn blir tapt på grunn av saltutfelling eller hydratdannelse, og å finne ut hvilke operasjonelle parametere kan redusere risiko for tap av injektivitet. I dette prosjektet undersøkte vi både saltutfelling og hydratdannelse ved hjelp av eksperimenter hvor CO2 ble injisert i porøse bergarter under relevante betingelser. Vi utviklet også matematiske modeller som kan brukes til å forutsi når salter og hydrater oppstår. Det ble også vurdert om CO2-hydrater kan oppføre seg som forsegling ovenfor lagringsreservoaret og på denne måten gjøre CO2-lagring enda tryggere. Teknisk innhold Eksperimenter ble utført hvor kjerneprøver av sandstein var strømmet med CO2 under relevant trykk og temperatur for å skape saltutfelling eller hydratdannelse. Kjerneprøvene ble undersøkt med karakteriseringsteknikker som røntgentomografi og magnetresonanstomografi for å finne ut hvor i kjernen tilstoppelse oppstår og å se fordeling av salt eller hydrater i porerommet. En numerisk modell ble utviklet til å beskrive strømning og termodynamikk av CO2-vann-salt- og CO2-vann-hydrat-system i nærbrønnsområdet. Merverdi av prosjektet Det er blitt utviklet nye eksperimentelle tilnærminger for å utforske både saltutfelling og hydratdannelse som kommer til å bli verdifulle til framtidig forskning innen disse områdene. Den numeriske modellen benytter avanserte termodynamiske modeller for å sikre god prediksjon av utfelling av salt. Forskningsutfordringer (1) Å utvikle eksperimentelle kampanjer med realistiske reservoarbetingelser som skal utforske dannelse og vekst mekanismer av salt/hydrater og hvordan dette skal påvirke reservoarpermeabilitet. (2) Å utvikle og implementere en numerisk modell som skal beskrive strømning og termodynamikk for saltutfelling og hydratdannelse i en reservoarbergart. Resultater framdrift så langt Det første forsøket for saltutfelling i sandsteinskjerner ble utviklet i 2016. To injeksjonsforsøk med superkritisk CO2 ble gjennomført for å observere saltutfelling. Innovative løsninger var: (1) injeksjonsgeometri var radiell, (2) en stor sandsteinskjerne med borehull ble brukt; (3) saltvann ble injisert samtidig fra utsiden av kjernen i løpet av hele CO2-injeksjonsforsøket. Saltutfelling ble observert i løpet av en uke med CO2-injeksjon, men mengden av salt var ikke tilstrekkelig for betydelig reduksjon av injektivitet. Resultatene ble presentert på CO2-fangst og -lagringskonferanse i Trondheim i juni 2017. Geometri og strømningsforhold fra CO2-injeksjonseksperimentene ble brukt i modellen for strømning og termodynamikk med saltutfelling. En postdoktor ble ansatt i 2016, og han var involvert i reologimålinger av in-situ-hydratdannelse. Gasshydrater ble dannet direkte i en trykkcelle, og viskositetsprofiler og strømningsegenskaper ble målt. Reologistudien av hydratdannelse ble presentert på den årlige europeiske reologi-konferansen i København i april 2017. Følgende eksperimentelt arbeid fokuserte på hydratdannelse i sandstein i kjerneflømmingsoppsett hvor forskjellige parametere kan bli variert: trykk og temperatur, strømningsrate, salinitet og metning av sandstein med saltvann. Fullstendig tilstoppelse og tap av injektivitet grunnet hydratdannelse skjedde under de fleste eksperimentelle forhold. Det neste steget var hydratdannelse på kjerne-skala under realistiske reservoarbetingelser med bruk av magnetresonanstomografi i samarbeid med Equinor, som ble ferdigstilt i våren 2018. Det siste steget var postdoktor sitt forskningsbesøk til Heriot-Watt University i Edinburgh. Der var det undersøkt hydratdannelse på poreskala i mikro-modeller av reservoarbergart. Planen for gjennomføring av modelleringsarbeidet ble ferdigstilt i 2016, og det ble utviklet en modell for saltutfelling i CO2-vannet i den første halvdel av 2017. Andre halvdel av 2017 ble brukt til å utvikle en fler-fase-nær-brønn-strømningsmodell for CO2-vann-salt/hydrat-systemer. Arbeidet i 2018 var fokusert på å koble sammen den termodynamiske modellen med strømningsmodellen for å forutsi hva slags effekt saltutfelling eller hydratdannelse har på porøsitet og permeabilitet. Et av de viktigste resultatene fra modelleringsarbeidet er et unikt simuleringsverktøy som er lett å modifisere, og som bruker avanserte termodynamiske modeller. Dette simuleringsverktøyet lever videre og vil være viktig i framtidige kompetanse- og industriprosjekter. De eksperimentelle resultatene har blitt sammenlignet med simuleringsverktøyet, og de første sammenligningene viser at modellparametre for saltutfelling må justeres for å kunne forutsi saltutfelling ved høye saltkonsentrasjoner.

-

Some of the largest uncertainties and costs of a carbon capture and storage (CCS) system are related to CO2 storage. There are still significant knowledge gaps concerning how the injectivity of a CO2 reservoir changes over time during injection. A high injectivity over time is crucial for large-scale CCS, for the reliability of a CO2 injection well, and reduces the number of wells that need to be drilled. Whether transported by ship or in pipelines, the injected CO2 will typically be colder than the reservoir. When CO2 and brine are mixed at sufficiently low temperatures, they can form a solid hydrate phase and reduce permeability. Over time, these hydrates might melt due to the heat from the surrounding reservoir, but they hinder a continuous injection of CO2 which is necessary for a cost-efficient operation of a CO2 injection well. If the injected CO2 mixture has a low water content, water will evaporate into the incoming CO2. Eventually, the brine will become oversaturated and precipitate salt crystals that clog the reservoir pores. On the other hand, for reservoirs within the hydrate stability zone, formation of CO2 hydrates above a storage zone can form a secondary seal and contribute to preventing leakage. This will increase the security of the storage and may contribute significantly towards stable storage of CO2. In this project, we investigate when and where hydrates and salt crystals form under relevant reservoir pressures and temperatures. We perform experiments where rock samples are saturated with brine and flooded with CO2, while permeability is measured and related to porosity. We will also evaluate whether CO2 hydrates may serve as a self seal by long-term hydrate maturation tests. Thermodynamic models using state-of-the-art equations of state are developed in order to predict the conditions in which hydrate and salt forms. This can be used to determine which injection rates, temperatures and compositions are necessary to avoid loss of injectivity.

Publikasjoner hentet fra Cristin

Ingen publikasjoner funnet

Ingen publikasjoner funnet

Ingen publikasjoner funnet

Budsjettformål:

CLIMIT-Forskning, utvikling og demo av CO2-håndtering