Tilbake til søkeresultatene

CLIMIT-Forskning, utvikling og demo av CO2-håndtering

Preventing loss of near-well permeability in CO2 injection wells

Alternativ tittel: Hindre redusert nærbrønnspermeabilitet i CO2-injeksjonsbrønner

Tildelt: kr 9,0 mill.

CO2-lagring innebærer pumping av CO2 inn i porøse undergrunnsbergarter via brønner. En viktig forutsetning for god gjennomføring av slike prosjekter er at injeksjonen kan foregå sikkert og effektivt, og dette krever god strømning av CO2 fra brønnen og inn i steinformasjonen. CO2-injeksjon har vist seg å være utfordrende i flere tilfeller, siden det er mange mekanismer som potensielt kan føre til tetting av bergartene i nærbrønnsområdet. I dette prosjektet har vi valgt å undersøke noen av tettingsmekanismene i et operasjonelt perspektiv. Det vil si at vi skal prøve å forstå hvordan tilstandene i nærbrønnsområdet - slik som spenninger, trykk, temperatur, strømning og bergartstype - samt pauser og oppstart i injeksjonen, påvirker risikoen for tetting. Dette kan være forårsaket av for eksempel saltutfelling, dannelse av voks og hydrater, bakteriefilmer, svelling av leirmineraler, og transport av finstoff fra delvis knust stein rundt brønnen. Vi har fokusert på problemet saltutfelling, som forårsakes av at saltvann som befinner seg i CO2-lageret tørkes når tørr CO2 pumpes fra brønnen inn i den porøse steinen. Stadig tørking av saltvannet kan føre til at det dannes saltkrystaller som tetter porerommet og hindrer videre innstrømming av CO2. Akkurat hvordan dette skjer og om det blir et stort problem, har ikke vært så godt kjent. Vi har sett på denne problemstilligen på flere skalaer. Vi har utviklet en tilstandsligning for å kunne forutsi under hvilke forhold saltutfelling er realistisk. Denne er implementert i den åpne koden MRST. Deretter har vi simulert hvordan saltkrystaller dannes og vokser i porerommet, og hvordan dette reduserer gjennomstrømningsevnen (permeabiliteten) til et porøst medium som en reservoarbergart. Vi har modellert injeksjon av CO2 i stein for å kunne forutsi hvordan steinen tørker og salt blir avsatt. Videre har vi utført en rekke småskala injeksjonsforsøk i ulike steintyper for å undersøke hvordan ulike parametre slik som steintype, strømningshastighet, strømningsretning og saltvannstype påvirker saltutfelling og tetting. Til slutt designet vi et injeksjonsforsøk i en nedskalert brønn for å observere disse mekanismene i en mer virkelighetsnær situasjon.

For det første har prosjektet ført til samarbeid på tvers av flere institusjoner i et fagområde som er komplekst, og hver forskningspartner har bidratt med med sin kjernekompetanse for å understøtte prisosjektets mål. Grunnleggende og sterk kompetanse på feltet er bygget ved å kunne arbeide over tid på den relativt avgrensede, men komplekse problemstillingen saltutfelling. Det faglige arbeidet utviklet ny kunnskap på områder som tidligere var mangelfulle, slik som (1) modeller for hvordan salt feller ut og vokser i porerommet, og effekten av dette på gjennomstrømningsevne nær brønnen, (2) hvordan saltutfelling og tetting av stein avhenger av steintype, strømningsretning, o.l., og (3) hvordan salt feller ut i mer realistiske brønngeometrier. Arbeidet med nye tilstandsligninger er implementert i åpen kode (MRST), og er tatt i bruk i lignende problemstillinger i f.eks. hydrogenlagring. En PhD-kandidat ble utdannet og arbeider innen dette feltet nå. Kunnskapen og anbefalingene fra prosjektarbeidet kan føre til en bedre forståelse for hvorvidt saltutfelling blir et problem for operatører under injeksjon av CO2 i saltvannførende lag, som er de mest aktuelle lagrene på norsk sokkel. Det er tydeligere hva slags eksperimenter man kan utføre for å få kunnskap om risikoen for tetting i et spesifikt reservoar. Det kan bidra i planleggingen av komplettering, eller hjelpe å forutsi problemer eller gi føringer for hvordan man bør injisere.

This project aims to study how a high permeability in the near-well region can be maintained during intermittent CO2 injection and backflow of CO2-brine. Linear- and core-scale experiments will be performed to pinpoint the most relevant injectivity loss mechanisms at realistic field conditions, and unique radial flow experiments will thereafter be performed in a true triaxial test cell. This enables studies of not only precipitation reactions in pores (e.g. salt/wax formation), but also fines migration and loss of permeability due to grain displacement or shale swelling. Promising methods for injectivity loss mitigation (e.g. chemical injections) will also be tested. The experimental results will be used in a simulator to predict injectivity loss in the field, with a special test case related to the full-scale storage pilot at Smeaheia.

Publikasjoner hentet fra Cristin

Ingen publikasjoner funnet

Budsjettformål:

CLIMIT-Forskning, utvikling og demo av CO2-håndtering