A coupled wellbore-reservoir modelling approach to showcase the effect of CO2 injection on flow behavior in a saline aquifer
Abstract
Karbonfangst og -lagring er i framgang som en løsning for å redusere mengden karbondioksid (CO2) i atmosfæren, som regnes som hovedårsaken til global oppvarming. For å trygt lagre CO2 på et potensielt sted over en lang periode, uten å forårsake noen negative effekter på integriteten til brønnbanen og formasjonen, bør en omfattende studie gjennomføres for å ta hensyn til alle mulige utfordringer og komplikasjoner som kan oppstå under og etter injeksjon. Denne studien undersøker effekten av CO2-injeksjon på strømningsadferd, ved bruk av en koblet brønnbane- og reservoarsmodelleringstilnærming med tanke på to bestemte steder: en saltvannsakvifer og et utarmet gassfelt. Viktige funn fra simuleringsresultatene inkluderer effektiviteten av ulike fangstmekanismer. Strukturell fangst viste seg å være effektiv i å innesperre CO2 i geologiske formasjoner, residualfangst førte til at 40% av CO2 ble immobilisert i dypere porerom, løselighetsfangst økte retensjonen av CO2 ved å betydelig øke CO2-molekylfraksjonene i vann, og mineralfangst var effektiv i å fange opp til 5% av injisert CO2 over en periode på 200 år.I tillegg ble bruddtrykket for Bryne- og Sandnes formasjonene beregnet ved bruk av Eatons metode til 515 bara, noe som sikrer trygge injeksjonshastigheter under denne grensen. Tilsvarende ble bruddtrykket for det utarmede Frigg-feltet beregnet til 150 bara. Trinnvise injeksjonstester ble utført for å identifisere den optimale CO2-injeksjonshastigheten på 10,000 m3/dag, som balanserer lagringseffektivitet og formasjonens integritet. Termiske simuleringer ble også utført, og viste at temperaturvariasjoner påvirker CO2-faseatferd. Det påvirker for eksempel løseligheten av CO2 i saltvann, de geokjemiske reaksjonene, tettheten og viskositeten til både CO2 og saltvann, og porøsiteten til formasjonen. Fasediagrammer ble generert for å se på faseendringene til CO2 under ulike forhold for å bedre forstå effekten på lagringseffektivitet, samt trykk- og temperaturprofiler. Til slutt ble en følsomhetsanalyse gjennomført for å konkludere med optimale forhold for lagring av CO2. Denindikerte at lavere reservoartrykk, høyere porøsitet og lavere initiell vannmetning økte lagringskapasiteten med rundt 60%. Denne studien tilbyr et omfattende rammeverk for optimalisering av CO2-injeksjonsstrategier i CCS-prosjekter, forståelse for hvordan CO2 oppfører seg under forskjellige forhold, og sikring av integriteten til geologiske formasjoner.
Nøkkelord: CO2-injeksjon, koblingstilnærming, termiske effekter. Carbon capture and storage (CCS) is on the rise as a solution for reducing the amount of carbon dioxide (CO2) in the atmosphere, which is considered the main reason behind global warming. To safely store CO2 in a prospective site, for a long period without causing any adverse effects on the integrity of the wellbore and formation, a comprehensive study should take place to account for all the possible challenges and complications faced during and after injection. This study investigates the effect of CO2 injection on flow behavior, using a coupled wellbore-reservoir modeling approach, considering two targeted sites: a saline aquifer and a depleted gas field. Key findings from the simulation results include the efficiency of different trapping mechanisms. Structural trapping showed effectiveness in confining CO2 within geological formations, residual trapping caused 40% of CO2 to be immobilized in deeper pore spaces, solubility trapping enhanced the retention of CO2 by significantly increasing CO2 mole fractions in water, and mineral trapping showed efficiency in capturing up to 5% of injected CO2 over a span of 200 years. In addition, fracture pressure for Bryne and Sandnes formations was calculated using Eaton's method at 515 bara, ensuring safe injection rates below this constraint, similarly for the Frigg depleted field where the fracture pressure was calculated at 150 bara. Step-rate injection test was done to identify the optimal rate of CO2 injection of 10,000 m3/day, balancing both storage efficiency and formation integrity. Thermal simulations were also run and showed that temperature variations impact CO2 phase behavior. This affects for example the solubility of CO2 in brine, the geochemical reactions, the density and viscosity of both CO2 and brine, and the porosity of the formation. Phase diagrams were generated to examine the phase changes of CO2 under different conditions to better understand their effect on storage efficiency, and pressure and temperature profiles. Finally, a sensitivity analysis was carried out to conclude an optimal scenario for CO2 storage. It indicated that lower reservoir pressure, higher porosity, and lower initial water saturation increased the storage capacity by around 60%. This study offers a comprehensive framework for optimizing CO2 injection strategies in CCS projects, understanding how CO2 is behaving under different conditions, and ensuring the integrity of geological formations.