Tilbake til søkeresultatene

CLIMIT-Forskning, utvikling og demo av CO2-håndtering

Fundamentals of CO2-Hydrocarbon Interactions for CO2 storage with EOR/EGR in offshore reservoirs: modeling, numerical methods and upscaling

Alternativ tittel: Vekselvirkning mellom CO2 og hydrokarboner ved lagring med EOR/EGR i reservoarer til havs: modellering, numeriske metoder og oppskalering

Tildelt: kr 7,0 mill.

Lagring av karbondioksid (CO2) i geologiske formasjoner er et virkemiddel for å redusere utslipp til atmosfæren av denne klimagassen. CO2-lagring kombinert med økt oljeutvinning (EOR) eller økt gassutvinning (EGR) regnes som den mest kostnadseffektive metoden for deponering av fangede CO2-utslipp. Dette er blitt utført i mange tiår i USA og Canada, men tradisjonelt i et hydrokarbonutvinningsøyemed. På norsk sokkel vil CO2-lagring bli fremmet for å møte ærgjerrige klimamål satt i Norge og Europa. Prosjektet CHI inneholder grunnleggende forskning på vekselvirkning mellom karbondioksid og hydrokarboner ved lagring av CO2 i olje- og gassreservoarer. Dette kan endre evnen til å gjenvinne innfangede hydrokarboner samtidig som lagringen av CO2 blir så stor som mulig. Prosjektet retter seg mot to prosesser, konvektiv innblanding og fuktpreferanse. Disse ble valgt fordi nyere forsøk viser viktige resultater som kan ha en betydelig, men likevel i stor grad ukjent, innvirkning på strømning (utvinning) og innfangning (lagring) på feltskala. Konvektiv innblanding av CO2 i olje skyldes tetthetsvariasjoner i CO2-olje-blandinger. I prosessen tiltar innblandingen av injisert CO2 i olje, og dette fører også til en endret bevegelighet for oljefasen (utvinning). Fuktpreferanse er evnen som overflaten til en bergart har til å være i kontakt med én væske fremfor en annen. Dette påvirker bergartens evne til innfangning av CO2. Imidlertid kan bergartens fuktpreferanse endres over tid. Prosjektet har gjennomført detaljerte modelleringsstudier relatert til konvektiv innblanding. En ny kode ble utviklet og brukes til å modellere konvektiv innblanding mellom CO2 og olje under ulike forhold. Resultatene viser spennende resultater for CO2-blanding med olje fra under. Tettheten endres under miksing fører til svært komplisert dynamikk. Konvektive fingre beveger seg i to retninger: opp med lettere CO2 og ned med en tett CO2-olje blanding. Blandingen stopper til slutt før CO2 kan nå toppen av oljesonen, noe som viser at det er mulig å lagre CO2 sikkert fra toppen av reservoaret. Den første prototype-modellen har vært implementert i MATLAB. Nå ble den lagt inn på en komposisjonssimulator på OPM (Open Porous Media) open-source programvare nettsiden. OPM-modellen har blitt brukt til å forbedre forståelsen av overgangen fra viskøs fingering til tetthetsdrevet konveksjon. Denne nye kunnskapen kan da brukes til å bestemme den riktige måten å modellere komplekse og flytavhengige blandingsprosesser på feltskalaen. I tillegg til flytmodellering har prosjektet ferdig med å definere nye termodynamiske modeller for CO2-hydrokarbonblandinger som samsvarer godt med tilgjengelige data. Denne oppgaven har vist seg å være utfordrende gitt den svært ustabile naturen til likningene nær kritiske punkter. Målet er å produsere en kode i MATLAB som gir nøyaktige verdier for tetthet av CO2-hydrokarbonblandinger i enfase- og tofaseområder. Modellen er basert på den kubiskemodellen som ble justert for å samsvare med tilgjengelige data. Modellen forbedrer matematisk-beskrivelse av fasegrense-kurven mellom CO2 and andre hydrokarboniske faser. Den omfattende modellen har blitt implementert sammen med blandekoden i OPM. Modellen er ekstremt nyttig, ikke bare for CO2 i reservoaret, men også for å bestemme egenskapene til CO2-oljeblandinger gjennom CO2-EOR-verdikjeden, dvs. brønnstrømning, komprimering og håndtering. Stipendiaten har undersøkt virkningen av fuktpreferanseendring når saltvann eller oljevåte bergarter utsettes for CO2. Det eksperimentelle beviset er blitt brukt til å utvikle en poresskalemodell for fuktbarhetsendring - kontaktvinkel endres over tid mens bergarten blir utsatt for CO2. Poresskalamodellen kan brukes til å utføre "eksperimenter" på datamaskinen i stedet for dyre og tidkrevende laboratorieeksperimenter. Eksperimentene førte til nye modeller som beskriver hvordan de petrofysiske egenskapene (kapillaritet og relativ permeabilitet) overgår fra en fuktbarhetstilstand til en annen over tid. De dynamiske modellene inneholder en ekstra parameter som kan forutses av et enkelt og billig kontaktvinkeleksperiment utført i laboratoriet. Den nye modellen er undersøkt av matematikere for å sikre at den ekstra dynamikken ikke forårsaker ustabilitet i reservoar simulering. Den nye modellen har nå ble lagt inn i OPM simuleringsverktøy. Etter prosjektet sluttes kan modellen bli brukt til å forutsi flyteegenskaper i realistisk lagringsreservoar der CO2 endrer fuktbarheten kan skje. To forskjellige aspekter kan bli undersøkt: (1) økt lagringskapasitet i reservoaret i kortsikt og (2) forsegling egenskaper av takbergarten etter langsiktig fuktbarhetsendringer.

The outcomes of the project are: - Training of a doctoral student, who gained important career-building skills coding in programming and communication. - Increased international collaboration in N America and Europe provided valuable guidance and enhanced the profile of Norwegian CO2 research with recognized experts. - Increased competence of researchers in wettability alteration and thermodynamics and connection with a wider interdisciplinary scientific community. - Transfer of knowledge to younger researchers crucial for maintaining excellence in CCS research. The project will have an impact for CCS stakeholders. For operators, storage technology TRL has increased from concept to prototyped software for CO2 reservoir simulation. Better understanding of CO2 behavior in saline aquifers, depleted oil and gas fields, and associated with CO2-EOR operations is important for building confidence in the safety and effectiveness of long-term CCS by industry, regulators and society.

Project CHI will carry out basic research on CO2-hydrocarbon interactions in CO2 storage with enhanced oil recovery (EOR) and enhanced gas recovery (EGR) reservoirs that could fundamentally alter the ability to recover trapped hydrocarbons while simultaneously maximizing CO2 storage. The project focuses on two processes, convection and wettability, which were chosen because recent numerical and laboratory experiments show compelling core-scale results that may have a significant, yet still largely unknown, impact on field-scale fluid flow (recovery) and trapping (storage). The ability to manage fluids in order to optimize both recovery and storage is dependent on advanced, next-generation models, which could significantly add value to CO2-EOR/EGR projects in light of stricter climate policies. Direct application of the standard reservoir models is not recommended because of known deficiencies with regard to fine-scale convection and dynamic wettability alteration. Thus, a necessary first step in the project is to thoroughly study the basic mathematical equations and detailed numerical models before any large-scale simulation experiments can be performed. The resulting advanced knowledge will be integrated into field-scale simulators and used to investigate expected impacts on CO2-EOR/EGR scenarios. A practical outcome of the project will be quantification of field-scale impacts and assessment of reservoir conditions under which oil and gas recovery can be improved while simultaneously increasing long-term storage potential.

Publikasjoner hentet fra Cristin

Ingen publikasjoner funnet

Aktivitet:

CLIMIT-Forskning, utvikling og demo av CO2-håndtering