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. Prosjektet har nettopp startet, og foreløpig har vi jobbet med utvikling av poreskalamodeller for trefasestrøm (Task 1).

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