Experimental Studies of Carbonated Injection Water

Abstract

Olje- og gassproduksjon er den største bidgragsyteren til Norges totale klimagassutslipp. Det betyr at det er et stort potensiale for utslippskutt. Dette kan løses ved å redusere produksjonen, men så lenge det er etterspørsel etter fossile brensler må man se etter løsninger som kan gjøre produksjonen så miljøvennlig som mulig. CO2 kan fanges direkte fra utslippspunktet på offshore-plattformer ved hjelp av tilgjengelig karbonfangstteknologi. Denne karbondioksiden kan utnyttes i annen industri eller lagres under bakken, men å transportere ren CO2 er en utfordring.

Karbonisert vanninjeksjon er en lovende metode for både økt oljeutvinning og karbonlagring. Oljeplattformer bruker vanninjeksjon for å holde trykket oppe i oljereservoarene, slik at man kan hente ut mer olje fra hver brønn. Ved å oppløse fanget CO2 i injeksjonsvannet, kan man redusere utslippene uten store investeringskostnader.

I denne masteroppgaven presenteres modeller for løselighet av CO2 i vann, samt for kinetikk i boblestrøm. Dette har blitt brukt til å utvikle simuleringsmodeller ved hjelp av programvare som MATLAB og HYSYS, og disse simuleringene har blitt sammenlignet med eksperimentelle data fra Equinor.

Forsøk har blitt gjort av Equinor med en spesialdesignet rigg for karbonisering av vann. Ved 20 bars trykk og romtemperatur ble vann og CO2-gass blandet sammen i rør med forskjellige lengder og ved forskjellige strømningsrater. Tettheten til blandingen måles ved enden av røret for å fortelle hvor godt innblandet CO2-en er.

Resultatene fra forsøkene viser at det er utfordrende å løse opp CO2 i vann kontrollert. Med kort rørlengde for miksing blir nesten ingenting løst inn. Med lengre rør kan man se en økning i tetthet, noe som indikerer at det vil skje en oppløsning av CO2 dersom oppholdstiden i røret er lang nok. Ved lavere vannrate får man lengre oppholdstid, men mindre turbulens. Disse to motvirkende faktorene spiller begge i favør av bedre oppløsning. Det ser ut til at det finnes et optimalt punkt der strømningsraten er høy nok til å få god miksing ved turbulens, og lav nok til å få lang oppholdstid i røret.

I et ekte fullskalasystem ønsker man å være sikker på at det karboniserte vannet kun inneholder CO2 løst i vann, ikke CO2 i gassfase. Utfordringene i forsøkene tyder på at man bør holde seg på et CO2-nivå langt under metningsverdien. Likevel ønsker man å få lagret så mye CO2 som mulig per liter vann. Løseligheten av CO2 øker ved økende trykk opp til rundt det kritiske trykket hvor økningen i løselighet flater ut. Med økt trykk øker også kompressorarbeidet. Derfor virker det som at å blande CO2 og vann ved et trykk i underkant av det kritiske trykket til CO2 gir best effektivitet, fordi gevinsten av økt løselighet er større enn ulempen av høyere energibehov.

Oil and gas production is the largest contributor to Norway’s total greenhouse gas emis- sions, meaning that there is a great potential for emission cuts. This can be solved by reducing production, but as long as there is a demand for fossil fuels, one must look for solutions that can make production as environmentally friendly as possible. CO2 can be captured directly from the flue gas on offshore platforms using available carbon capture technology. This carbon dioxide can be used in other industries or stored underground, but transporting pure CO2 is a challenge.

Carbonized water injection is a promising method for both enhanced oil recovery and carbon storage. Oil platforms use water injection to maintain the pressure in oil reservoirs so that more oil can be extracted from each well. By dissolving the trapped CO2 in the injection water, the emissions can be reduced without large investment costs.

This master’s thesis presents models for the solubility of CO2 in water, as well as for kinetics in bubble flow. These models have been used to develop simulation models using software such as MATLAB and HYSYS, and the simulations have been compared to experimental data from Equinor.

Experiments have been executed by Equinor with a specially designed rig for carbonation of water. At 20 bar pressure and ambient temperature, water and gaseous CO2 were mixed in pipes of different lengths and at different flow rates. The density of the mixture is measured at the end of the tube to tell how well the CO2 has dissolved.

The results from the experiments show that it is challenging to control the dissolution of CO2 in water. With a short pipe length for mixing, almost nothing is dissolved. With longer pipes, there is an increase in density, which indicates that there will be dissolved CO2 if the residence time in the pipe is long enough. At a lower water flow rate, there is longer residence time, but less turbulence. These two opposing factors both play in favor of better dissolution. It looks like there is an optimal point where the flow rate is high enough to get good mixing by turbulence and low enough to have a long residence time in the pipe.

In a real full-scale system, you want to be sure that the carbonated water only contains dissolved CO2, not CO2 in a gaseous phase. The challenges in the experiments suggest staying at a CO2 level well below the saturation value. Still, it is wanted to store as much CO2 as possible per liter of water. The solubility of CO2 increases with increasing pressure up to around the critical pressure where the increase in solubility flattens out. With increased pressure, compressor work also increases. Therefore, it seems that mixing CO2 and water at a pressure below the critical pressure of CO2 gives the best efficiency, because the benefit of increased solubility is greater than the disadvantage of higher energy requirements.