Optimizing CO2 Foam EOR Mobility Control for Field Pilots

Klimautfordringer påvirker globale energistrategier. Dette framtvinger krav om redusert karbon avtrykk i petroleumsproduksjonen. Dette kan i olje- og gass industrien oppnås i petroleumsproduksjon med samtidig lagring av karbon, i form av injeksjon og lagring av CO2. Målene i Parisavtalen og FNs bærekraftsmål kan ikke oppnås uten en betydelig global innsats innen permanent CO2-lagring. Volumene av CO2 som må lagres for å ha en innvirkning på klimautviklingen er så store at industrien må delta. Industrien vil ikke kunne bidra uten at det er en inntjening assosiert med CO2 lagring. Dette prosjektet har derfor som målsetting å demonstrere at det finnes ny teknologi for økt CO2 lagring med kommersiell inntjening tilgjengelig for industrien. Ny teknologi utviklet ved Universitetet i Bergen benytter antropogenisk CO2 sammen med mobilitets¬kontroll ved bruk av skum i økt oljeutvinningsprosesser (EOR). Dette er en økonomisk bære kraftig løsning for CO2 lagring. Konvensjonell CO2 EOR har ikke tilstrekkelig inntjening for global industriell interesse for CO2 lagring. Den nye teknologien forbedrer inntjeningsevnen for petroleumsnæringen innen økt oljeutvinning. Bruk av CO2-skum øker oljeproduksjonen og lagrer mer CO2 enn ved konvensjonell CO2 injeksjon, reduserer operasjonskostnadene og gir mer effektiv oljefortrengning. Generelt gir vanninjeksjon 30-50% oljeutvinning, CO2 EOR 5-10% mer utvinning, mens bruk av CO2 skum EOR kan gi 20-40% mer oljeutvinning etter vannflømming. Ved samtidig CO2 lagring i EOR vil denne teknologien globalt kunne realisere CO2 lagring og Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS), samtidig som verdens økende befolkning får mer energi. I dette prosjektet har det vært prosjektsamarbeid mellom akademia, myndighetene og industrien for å demonstrere i stor skala at dette er mulig. Prosjektet en en del av MoU samarbeidet innen CCUS mellom USA og Norge. Bruk av CO2 for økt oljeutvinning (EOR) og CO2 lagring er en stor del av CCUS. CO2-EOR kan lagre store mengder CO2 som er nødvendig for å redusere klimaendringer. Samtidig kan denne teknologien skape inntekter som er nødvendige og avgjørende for vellykket implementering av storskala CO2 lagring. CO2-EOR har blitt utført i over 50 år og er en velkjent teknologi som bidrar til den pågående energiomstillingen. Imidlertid er effektiviteten til denne teknologien begrenset av utfordringer knyttet til høy CO2 mobilitet og reservoarheterogenitet. CO2-skum injeksjon er en teknologisk løsning hvor CO2 og en surfaktantløsning blandes for å redusere mobiliteten til CO2 og forbedre fortrengningen i EOR og CO2 lagring prosesser. Tidligere CO2-skum testpiloter på feltskala har blitt rapportert som teknisk vellykket med bevis på skumdannelse, forbedret fortrengningsevne og økt oljeutvinning. Andre tester derimot ble ansett som mislykket på grunn av injeksjonsproblemer og dårlig skumpropagering i reservoaret. Derfor er det et behov for en grundigere forståelse av skumdynamikk, styrke, stabilitet og størrelsesavhengige fortrengningsmekanismer for å videreutvikle teknologien. Formålet med prosjektet var å få en grundigere forståelse av CO2-skum under realistiske reservoarforhold for å optimalisere bruk av CO2-skum på feltskala. Under prosjektet ble det benyttet avanserte og moderne metoder og verktøy, inkludert høytrykk/høytemperatur eksperimenter på pore- og kjerne-skala, avansert in-situ PET/CT avbildning og numerisk modellering. En flerskalastudie som strakk seg fra pore- til feltskala ble gjennomført. En PhD student og en forsker var ansatt i prosjektet og har sammen publisert 7 vitenskapelige artikler. I tillegg har det blitt holdt 12 vitenskapelige presentasjoner på internasjonale konferanser og en PhD student ble uteksaminert under prosjektet. Funnene som ble gjort i løpet av prosjektet forbedret forståelsen av grunnleggende konsepter innen CO2-skum som er avgjørende for å forbedre modellering av CO2-skum på feltskala. Resultatene ga også en dypere forståelse av påvirkning av ulike faktorer på CO2-skum. Disse inkluderte blant annet tilstedeværelse av olje, effekt av permeabilitet, og bruk av nanopartikler. I tillegg demonstrerte resultatene fordeler ved å bruke CO2-skum for EOR og CO2 lagring sammenlignet med andre CO2 injeksjonsmetoder. Totalt sett gir resultatene av prosjektet verdifull kunnskap for å optimalisere fremtidig bruk av CO2-skum på feltskala og å fremme teknologien for økt energiproduksjon og karbonlagring.

Foam is shown in this project to significantly increase CO2 storage and CO2 EOR performance. Utilizing CO2 for EOR provides a mutually beneficial scenario to reduce GHG emissions and provide energy security. In addition, CO2 EOR is a critical component to encourage CO2 storage efforts within carbon capture, utilization, and storage (CCUS), which is the most feasible technology available to store the vast amounts of CO2 needed to mitigate climate change. This project has demonstrated that CO2 foam EOR enables CCUS, providing a revenue for the industry when storing CO2 as CCUS. This project has established a lower threshold for implementing CO2 EOR in areas where CO2 storage has already been realized (on the NCS). Further, this project provides innovative insight into nanoparticle-stabilized CO2 foam behavior and improves the understanding of scale-dependent displacement mechanisms, while establishing more accurate multiscale modeling. More efficient workflows is therefore offered for field implementation of nanoparticle-stabilized foams, for CO2 mobility control and for EOR and associated CO2 storage. Quantitative results: - Oil production by CO2 foam injection exhibits 40% additional oil compared to predicted baseline conventional CO2 EOR - Chemical and CO2 costs are reduced by 20% at 70% foam quality - Operational time is reduced by 70-80% compared to conventional CO2 EOR - CO2 sweep efficiency increased 40% in EOR - CO2 storage increased to 40% in CCUS and 60% in CCS - Rate of Return for implementation of CO2 Foam EOR as CCUS is at a factor of 20

Norway has more than 23 mature waterflooded reservoirs with ca. 2 400 million Sm3 residual oil as an EOR target. In gas EOR, the low density and viscosity of injected gas results in viscous fingering, gravity override, and flow in thief zones causing poor reservoir sweep efficiency and low oil recoveries. Foam for mobility control can improve gas EOR performance by mitigating gas injection challenges. Foam injection involves injecting a soap (surfactant solution) with gas, such as carbon dioxide (CO2), where simultaneous CO2 storage assists in reducing GHG emissions. Using nanoparticles in conjunction with surfactants can increase the stability of mobility control foams. However, there is a knowledge need to improve the understanding of size-dependent NP CO2 foam dynamics. Thus, this project proposes to develop new knowledge and upscaling strategies by performing pore- and core-scale experiments and numerical modeling to understand NP CO2 foams at reservoir conditions. A key innovation of this project is the use of combined positron emission tomography (PET) and computed tomography (CT) to visualize in-situ fluid saturations and characterize NP CO2 foam systems in the laboratory for qualitative and quantitative analysis of foam’s impacts on CO2 mobility, fluid displacement, and nanoparticle retention and concentration. Advanced laboratory techniques coupled with multiscale modeling provides an improved methodology to further the current understanding of foam dynamics at multiple scales, while establishing better tools for predictive modeling of NP CO2 foam processes. The project will utilize expertise developed in two ongoing NFR/CLIMIT projects (249742 and 268216), which include onshore CO2 foam field pilots and investigation of NP foam at harsh reservoir conditions. The overarching goal is to optimize CO2 foam systems to prepare for an onshore field pilot in collaboration with upcoming funding calls from USDOE and NFR.