Numerical procedure to effectively assess sequestration capacity of geological structures

• Autorzy: Szott Wiesław , Miłek Krzysztof

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2021.12.01

Warianty tytułu

PL

Numeryczna procedura efektywnego szacowania pojemności sekwestracyjnej struktur geologicznych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The paper presents a numerical procedure of estimating the sequestration capacity of an underground geological structure as a potential sequestration site. The procedure adopts a reservoir simulation model of the structure and performs multiple simulation runs of the sequestration process on the model according to a pre-defined optimization scheme. It aims at finding the optimum injection schedule for existing and/or planned injection wells. Constraints to be met for identifying the sequestration capacity of the structure include a no-leakage operation for an elongated period of the sequestration performance that contains a relaxation phase in addition to the injection one. The leakage risk analysis includes three basic leakage pathways: leakage to the overburden of a storage formation, leakage beyond the structural trap boundary, leakage via induced fractures. The procedure is implemented as a dedicated script of the broadly used Petrel package and tested on an example of a synthetic geologic structure. The script performs all the tasks of the procedure flowchart including: input data definitions, simulation model initialization, iteration loops control, simulation launching, simulation results processing and analysis. Results of the procedure are discussed in detail with focus put on various leakage mechanisms and their handling in the adopted scheme. The overall results of the proposed procedure seem to confirm its usefulness and effectiveness as a numerical tool to facilitate estimation of the sequestration capacity of an underground geological structure. In addition, by studying details of the procedure runs and its intermediate results, it may be also very useful for the estimation of various leakage risks.

PL

W artykule przedstawiono numeryczną procedurę szacowania pojemności sekwestracyjnej podziemnej struktury geologicznej jako potencjalnego obiektu sekwestracji. Procedura wykorzystuje symulacyjny model złożowy struktury i wykonuje wielokrotne przebiegi symulacyjne procesu sekwestracji na jej modelu zgodnie ze skonstruowanym w ramach pracy schematem optymalizacyjnym. Jego celem jest znalezienie optymalnego programu zatłaczania sekwestrowanego CO2 za pomocą istniejących i/lub planowanych odwiertów zatłaczających. Warunkiem koniecznym określenia pojemności sekwestracyjnej struktury jest brak ucieczki sekwestrowanego gazu w zakładanym okresie funkcjonowania obiektu, obejmującym wieloletnią fazę relaksacji po zakończeniu właściwego etapu zatłaczania. Analiza ryzyka ucieczki sekwestrowanego gazu rozpatruje trzy podstawowe drogi ucieczki: do nadkładu formacji składowania, poza granicę pułapki strukturalnej, przez indukowane szczeliny lub inne elementy nieciągłości struktury. Procedura ta zaimplementowana jest jako skrypt szeroko stosowanego pakietu Petrel firmy Schlumberger i testowana jest na przykładzie syntetycznej struktury geologicznej przedstawiającej fragment antykliny. Do opisu modelu statycznego oraz dynamicznego wykorzystano parametry pochodzące z modelu struktury, do której obecnie zatłaczane są powrotnie gazy kwaśne. Skrypt ten realizuje wszystkie zadania schematu blokowego procedury, obejmujące: definiowanie danych wejściowych, inicjowanie modelu symulacyjnego, sterowanie pętlami iteracji, uruchamianie symulacji, przetwarzanie i analizę wyników symulacji. Szczegółowo omówione zostały wyniki procedury, z uwzględnieniem różnych mechanizmów ucieczki, i ich analiza w przyjętym schemacie. Ogólne wyniki proponowanej procedury potwierdzają jej przydatność i skuteczność jako narzędzia numerycznego do oceny pojemności sekwestracyjnej podziemnych struktur geologicznych. Ponadto, poprzez badanie szczegółów przebiegu procedury i jej pośrednich wyników wskazuje, że narzędzie to może być również bardzo przydatne do szacowania różnych zagrożeń ucieczki sekwestrowanego gazu z badanej struktury.

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2021
• Tom: R. 77, nr 12
• Strony: 783--794
• Opis fizyczny: Bibliogr. 22 poz.

Twórcy

autor

Szott Wiesław

• Oil and Gas Institute – National Research Institute

autor

Miłek Krzysztof

• Oil and Gas Institute – National Research Institute

Bibliografia

• Alexander D., Boodlal D., 2014. Evaluating the effects of CO2 Injection in Faulted Saline Aquifers. Energy Procedia, 63: 3012–3021. DOI: 10.1016/j.egypro.2014.11.324.
• Brydie J., Perkins E., Fisher D., Girard M., Valencia M., Olson M., Rattray T., 2014. The Development of a Leak Remediation Technology for Potential Non-Wellbore Related Leaks from CO2 Storage Sites. Energy Procedia, 63: 4601–4611. DOI: 10.1016/j.egypro.2014.11.493.
• Diao Y., Zhu G., Li X., Bai B., Li J., Wang Y., Zhao X., Zhan B., 2020. Characterizing CO2 plume migration in multi-layer reservoirs with strong heterogeneity and low permeability using time-lapse 2D VSP technology and numerical simulation. International Journal of Greenhouse Gas Control, 92: 102880. DOI: 10.1016/j.ijggc.2019.102880.
• Doherty B., Vasylkivska V., Huerta N., Dilmore R., 2017. Estimating the leakage along wells during geologic CO2 storage. Application of the Well Leakage Assessment Tool to a hypothetical storage scenario in Natrona County, Wyoming. Energy Procedia, 114: 5151–5172. DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.1669.
• Eclipse Black Oil and Compositional, 2010. GeoQuest Schlumberger. https://www.software.slb.com/products/eclipse (accessed: July 2021).
• Khan C., Amin R., Madden G., 2013. Effects of CO2 and acid gas injection on enhanced gas recovery and storage. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 3: 55–60. DOI: 10.1007/s13202-012-0044-8.
• Lubaś J., Stopa J., 1997. Re-injection of toxic gases into water saturated zones of gas reservoirs. Sc. J. AGH Górnictwo, 1.
• Lubaś J., Szott W., 2010. 15-year experience of acid gas storage in the natural gas structure of Borzęcin – Poland. Nafta-Gaz, 5: 333–338.
• Lubaś J., Szott W., Jakubowicz P., 2012. Effects of Acid Gas Reinjection on CO2 Concentration in Natural Gas Produced from Borzęcin Reservoir. Nafta-Gaz, 7: 405–410.
• Lubaś J., Szott W., Łętkowski P., Gołąbek A., Miłek K., Warnecki M., Wojnicki M., Kuśnierczyk J., Szuflita S., 2020. Long-term sequestration process in the Borzęcin structure – observation evidence of the injected acid gas migration and possible leakage. Prace Naukowe INiG – PIB, 230: 1–176. DOI: 10.18668/PN2020.230.
• Mackay E., 2013. Modelling the injectivity, migration and trapping of CO2 in carbon capture and storage (CCS). Geological Storage of Carbon Dioxide (CO2): Geoscience, technologies, environmental aspects and legal frameworks. Woodhead Publishing Limited, 45–67, 68e–70e. DOI: 10.1533/9780857097279.1.45.
• Mathieson A., Midgelya J., Wright I., Saoula N., Ringrose P., 2011. In Salah CO2 Storage JIP. CO2 sequestration monitoring and verification technologies applied at Krechba, Algeria. Energy Procedia, 4: 3596–3603. DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.289.
• Nakajima T., Xue Z., Chiyonobu S., Azuma H., 2014. Numerical simulation of CO2 leakage along fault system for the assessment of environmental impacts at CCS site. Energy Procedia, 63: 3234–3241. DOI: 10.1016/j.egypro.2014.11.350.
• Petrel. 2020. GeoQuest Schlumberger. https://www.software.slb.com/products/petrel (accessed: July 2021).
• Polish Oil and Gas Company, 2019. Historical production data of the Borzęcin reservoir – reported by Polish Oil and Gas Company (POGC) – various reports in free format 1972–2019. Unpublished.
• Qi L., Guizhen L., 2015. Risk Assessment of the Geological Storage of CO2. A Review. Geologic Carbon Sequestration, 13: 34. DOI: 10.1007/978-3-319-27019-7_13.
• Roberts J., Wilkinson M., Naylor M., Shipton K., Wood A., Haszeldine S., 2017. Natural CO2 sites in Italy show the importance of overburden geopressure, fractures and faults for CO2 storage performance and risk management. Geological Society, London, Special Publications, 458: 181–211. DOI: 10.1144/SP458.14.
• Sorai M., Fujii T., Kano Y., Uehara S., 2014. Experimental Study on Seal Integrity: The Correlation Between Threshold Pressure and Permeability in a Supercritical CO2-Water System. Energy Procedia, 63: 5602–5606. DOI: 10.1016/j.egypro.2014.11.593.
• Szott W., Gołąbek A., Miłek K., 2009. Simulation studies of acid gas sequestration in aquifers underlying gas reservoirs. Prace Instytutu Nafty i Gazu, 165: 1–89.
• Yang S., Li Y., Zhu Y., Liu D., 2018. Effect of fracture on gas migration, leakage and CO2 enhanced shale gas recovery in Ordos Basin. Energy Procedia, 154: 139–144. DOI: 10.1016/j.egypro.2018.11.023.
• Zapata Y., Kristensen M.R., Huerta N., Brown C., Kabir C.S., Reza Z., 2020. CO2 geological storage. Critical insights on plume dynamics and storage efficiency during long-term injection and post-injection periods. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 83:103542. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103542.
• Zhang G., Lu P., Ji X., Zhu Ch., 2017. CO2 plume migration and fate at Sleipner, Norway. Calibration of numerical models, uncertainty analysis, and reactive transport modelling of CO2 trapping to 10,000 years. Energy Procedia, 114: 2880–2895. DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.1410.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2021).