Real-Time Monitoring for Safe Geological CO2 Storage

Teknologiske fremskritt har muliggjort fangst av store mengder CO2, og med dette følger et behov for kostnadseffektiv og sikker lagring av CO2 i undergrunnen. Lokasjoner som kan benyttes for lagring av CO2 er reservoarer i dype akviferer, forlatte hydrokarbonfelter og produserende felter. Injeksjon av fanget CO2 i produserende felter kan øke utvinningsgraden og utvide levetiden til feltene. Denne prosessen kalles CO2 Enhanced Oil Recovery (EOR), og innebærer en potensielt verdifull inntektsstrøm som kan dekke deler av kostnadene for CCS-operasjoner. EOR er derfor ventet å være et viktig springbrett for å akselerere igangsettelse av CCS-aktivitet i større skala. Evnen til å overvåke CO2-injeksjonsprosesser og lagringsforhold i steinformasjoner i undergrunnen blir avgjørende for å sikre reservoarintegritet og sikker permanent lagring. Dersom CO2 unnslipper fra reservoaret etter injeksjon vil innsatsen for fangst, transport og lagring av gassen være fånyttes, samtidig som kostbare avhjelpende tiltak må iverksettes. Verktøy og systemer for monitorering, måling og verifikasjon av injeksjonsprosesser og lagringsforhold blir derfor essensielle virkemidler i CCS-verdikjedens siste trinn. Den grunnleggende ideen for Geomecs planlagte innovasjon er å utvikle et programvareverktøy basert på et avansert geomekanisk rammeverk for sanntidsovervåking og optimalisering av CO2-injeksjonsoperasjoner. Programvareverktøyet skal dekke alle lagringsmuligheter inkludert dype akviferer, forlatte felter og økt oljeutvinning med permanent CO2-lagring (EOR+), og skal gi kontinuerlig informasjon om reservoarforholdene underveis i injeksjonsoperasjoner. Kunnskap om de geologiske formasjonenes umiddelbare respons ved injeksjon skal la operatørene skreddersy, vurdere og optimalisere injeksjonsoperasjonene og således øke reservoarenes trygge permanente CO2-lagringskapasitet. Denne viktige og kraftfulle sanntidsevnen dekkes ikke av noen eksisterende reservoarsimuleringsverktøy. Prosjektet har i 2021 studert interaksjonen mellom CO2 og shale cap rock over reservoaret. I tillegg har vi utviklet en prototype modell for simulering av CO2-injeksjon basert på Sintefs MRST bibliotek. Simuleringsmodellen skal analysere to sentrale fysiske fenomen som skiller CO2 fra vanninjeksjon; væskekomprimerbarhet og Joule-Thompson effekten (sammenhengen mellom temeratur og ekspansjon).

With the emerging capability to capture large amounts of CO2, there is now a need for cost efficient and secure subsurface storage of CO2. Subsurface storage options are reservoirs in deep saline aquifers, abandoned hydrocarbon fields and producing fields. Injecting captured CO2 into producing fields can boost oil recovery and extend the life of oil fields. This process, called CO2 Enhanced Oil Recovery (EOR), provides a potentially valuable revenue stream that can help cover the costs of CCS operations. Thus, EOR is expected to be an important stepping stone to kickstart CCS activities at a larger scale. The capability of monitoring CO2 injection processes and storage conditions in underground rock formations will be paramount to ensure reservoir integrity and permanent safe storage. If CO2 escapes from a reservoir after injection, the effort of capturing, transporting and storing the gas will be futile, and costly remedial actions have to be put in place. Thus, tools and systems to monitor, measure and verify injection processes and storage conditions will be an essential part of the final steps in the CCS value chain. The principal idea of Geomec's planned innovation is to develop a software tool based on an advanced geomechanical framework for real-time surveillance and optimization of CO2 injection operations. The software tool will cover all types of storage options including deep saline aquifers, abandoned fields and enhanced oil recovery with permanent storage of CO2 (EOR+), and will provide continuous information about the reservoir conditions during injection operations. Understanding the immediate response of the geological formations during injection will enable the operators to tailor, review and optimize injection operations and thus increase the safe permanent CO2 storage capacity of the reservoirs. This powerful and important real-time capability is not covered by any existing reservoir simulation tool.