Tilbake til søkeresultatene

FRINATEK-Fri prosj.st. mat.,naturv.,tek

Mechanisms for CO2 storage in the presence of residual oil

Alternativ tittel: Mekanismer for lagring av CO2 i nærvær av gjenværende olje

Tildelt: kr 11,3 mill.

CO2-lagring i modne oljereservoarer er en attraktiv strategi fordi infrastruktur eksisterer, og geologien er kjent fra oljeproduksjonsfasen. Slike reservoarer inneholder ofte gjenværende olje fanget som frakoblede ganglier og dråper i porerommet etter vanninjeksjon. Derfor krever en strategi for CO2-lagring kunnskap om hvordan vann og denne gjenværende oljen påvirker strømningsmønsteret og lagringsmekanismene for CO2, og omvendt, hvordan CO2-invasjon påvirker oppførselen til de andre væskene i reservoaret. Oppløsning av CO2 i olje og vann vil endre fluidegenskapene, føre til ekspansjon av oljevolumet, og potensielt endre fukttilstanden til bergarten. Dette kan tjene både oljeutvinning og CO2-lagring. Syklisk injeksjon, som er en realistisk lagringsstrategi når tilgjengeligheten av CO2 er lav, kan optimalisere fasefanging, men simulering av prosessene på reservoarskala er utfordrende på grunn av komplekse strømningsmekanismer. Det er lite kunnskap om hvordan oppførselen endres når oljeganglia er til stede i reservoaret. Dette prosjektet vil utvikle avanserte numeriske modeller for trefasestrøm på poreskala for å utforske hvordan CO2-oppløsning i nærvær av vann og olje påvirker fasefanging og mobilisering, kapillartrykk, relativ permeabilitet og hystereseoppførsel over flere CO2/vann invasjonssykluser i porøse bergarter. Trefasemodellene vil bli validert mot et bredt spekter av avanserte CO2/olje/vann eksperimenter utført av våre internasjonale forskningspartnere. De validerte poreskalamodellene vil frigis som åpen kildekode, slik at brukerne kan gjøre sine egne beregninger med sikte på å redusere antall nødvendige laboratoriemålinger for CCUS-operasjoner. Prosjektet vil også bringe frem modeller for trefasestrøm på makroskala som beskriver den effektive strømningsoppførselen observert på poreskala. Dette er et første nødvendig skritt mot pålitelig simulering av storskala CCUS-operasjoner i modne oljereservoarer. I rapporteringsperioden har vi fortsatt arbeidet med utviklingen av to poreskalamodeller for trefasestrømning (Aktivitet 1 og 2). Den første modellen er utviklet for inkompressibel og ikke-blandbar trefasestrøm, koblet med en lokal konservativ «level set» metode som beskriver bevegelsen til grenseflatene. Vi har nylig implementert en dynamisk kontaktvinkel i koden og holder på å undersøke metoder som kan forbedre nøyaktigheten i den numeriske beskrivelsen. Som en del av denne aktiviteten har vi også begynt å videreutvikle en metode for diffusjonsdrevet forgrovning av gassboblepopulasjoner for å kunne håndtere gassblandinger. Dette vil gjøre det mulig å undersøke oppførselen til fangede ganglier som inneholder CO2 og andre fluidkomponenter. Den andre modellen, som er basert på «lattice Boltzmann»-metoden, har blitt utvidet for å tillate delvis oppløsning av faser i tofasesystemer. Nåværende arbeid i denne aktiviteten består i numerisk testing og utarbeidelse av et manuskript for innsending til et tidsskrift. Tidligere i prosjektet har vi brukt «level set» metoden for tre faser til å simulere gass/vann-invasjonssykluser i nærvær av olje for sammenligning med to datasett fra våre internasjonale forskningspartnere (ICL og OSU) (Aktivitet 6). Det første settet utforsker trefase gass- og oljefanging i sandpakker. Resultatene stemmer godt overens med data og viser at den totale mengden fasefanging er høyere i trefasesystemer og at mer gass og mindre olje blir fanget med høyere initial gassmetning. Det andre simuleringssettet utforsker romlig og dynamisk oppførsel av kontaktvinkler under ratekontrollert forskyvning i kulepakker. I rapporteringsperioden har vi også simulert et omfattende sett med CO2-vanninvasjonssykluser fra forskjellige initialmetninger i sandstein for å utforske hystereseoppførselen til kontinuerlige og frakoblede faser. Resultatene viser at det er hysterese mellom CO2 og vanninvasjon i antall olje- og CO2-ganglier og i metningene til de frakoblede fasene. Vi har også utført simuleringer av diffusjonsdrevet forgrovning av fangede CO2-ganglier i porøse bergarter. Fra alle disse simuleringsaktivitetene utarbeider vi fire manuskripter som vil sendes inn til tidsskrifter våren 2024. Ph.d.-studenten har begynt å studere «level set» kodene og den diskrete domenemodellen for hysterese. Han har utvidet diskret domene-modellen for trefasesystemer til å kunne håndtere domener med forskjellige porevolum og vil begynne å bruke data fra poreskalasimuleringer og eksperimenter for å frembringe energilandskap til modellen (Aktivitet 8). Vi har også satt opp en komposisjonsmodell for olje og CO2 og en «black oil» modell for olje og vann, ved bruk av en åpent tilgjengelig reservoarsimulator (Aktivitet 9). Disse oppsettene ble validert mot andre simulatorer og vil bli utvidet til tre faser. I rapporteringsperioden har vi begynt å utvikle formuleringer for flerfasestrøm som bruker separate metninger for kontinuerlige og frakoblede faser, med sikte på å utnytte data fra poreskalasimuleringer i modellen.

CO2 storage in mature hydrocarbon reservoirs is an attractive strategy because infrastructure exists, and the geology is known from the oil production phase. However, such a strategy requires knowledge of how water and residual oil influence the CO2 invasion pattern and storage mechanisms, and conversely how CO2 invasion impacts the behavior of residual oil ganglia and water. The presence of residual oil in such reservoirs introduces CO2 dissolution in oil and water that can serve both recovery and storage. Cyclic injection, which often is a realistic option due to low CO2 availability, can optimize residual trapping, but reservoir simulation is challenging because flow properties and hysteresis are complex. Little is also known about how this behavior changes when residual oil ganglia are present, and CO2 dissolution alters the oil properties (like viscosity and density), which lead to oil swelling and potentially changed wetting state of the porous rock. This project will bring forth advanced pore-scale models for three-phase flow to investigate how CO2 dissolution in the presence of water and oil affects residual CO2 trapping, oil trapping and mobilization, capillary pressure, relative permeability, and hysteresis behavior over multiple CO2/water invasion cycles in porous rock. The models will be validated against a wide range of advanced CO2/oil/water pore-scale experiments provided by our international research partners. The validated pore-scale simulators will be released as open-source so that users can make their own calculations with the aim at reducing the number of required lab measurements for CCUS operations. The project will also bring forth suitable macroscale three-phase flow models that capture the effective three-phase flow behavior observed at pore scale, including fluid-ganglia dynamics. This is a first necessary step towards reliable simulation of large-scale CCUS operations in mature hydrocarbon reservoirs.

Budsjettformål:

FRINATEK-Fri prosj.st. mat.,naturv.,tek