In-situ determination of gas threshold pressure helps forecasting gas migration through caprock in underground gas storage and CO2 sequestration

• Autorzy: Ostrowski Ł. , Uelker B.

Warianty tytułu

PL

Wyznaczanie ciśnienia progowego gazu in-situ do pomocy określania warunków migracji gazu przez nadklad w podziemnych magazynach gazu oraz w procesach sekwestracji CO2

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Underground gas storage operations and CO2 disposal in aquifers relay on a sealing function of the caprock. The leakage through the seal can occur by diffusion, capillary transport and two-phase migration. Modeling of two-phase flow in porous media requires the specification of the functional relationship between capillary pressure, relative permeability and saturation. 80th capillary pressure or gas threshold pressure and relative permeability control the way the liquid, as wetting phase and gas, as non-wetting phase interact. The injected gas moves to the top of the formation below the caprock due to gravity and density differences. Therefore, the ability of a cap rock to seal fluids is one of the key parameter for the successful gas storage or long term disposal of CO2. Gas mobility is controlled by sealing properties of a low permeability caprock. Capillary pressure data, which are critical for exact prediction of gas leakage through the caprock are seldom available and yet necessary. An in-situ method of gas entry pressure determination was developed and successfully implemented to help reducing uncertainties gas leakage predictions. Zonal isolation of caprock is performed followed by exchange of wellbore liquid by gas. Constant rate injection of gas is then conducted to determine the gas entry pressure into a fully water saturated caprock. The gas threshold entry pressure is used in the reservoir model to predict the leakage rates. Simulations runs accounting for relative permeability hysteresis were performed to investigate the gas leakage through the caprock for a CO2 sequestration model. It was shown that the uncertainty of predictions could be significantly reduced by using data obtained from in-situ gas threshold determination.

PL

Podziemne przedsięwzięcia magazynowania gazu oraz sekwestracja dwutlenku węgla zależy w znacznej części od możliwości uszczelnienia czapy złoża. Wyciek poprzez warstwę nieprzepuszczalną nadkładu może zostać wywołany dyfuzją, transportem kapilarnym oraz migracją dwufazową. Modelowanie przepływu dwufazowego w ośrodkach porowatych wymaga określenia zależności funkcyjnych pomiędzy ciśnieniem kapilarnym, względną przepuszczalnością oraz nasyceniem. Zarówno ciśnienie kapilarne jak również ciśnienie progowe gazu (GTP) i przepuszczalność względna mają wpływ na przepływ, ponieważ dochodzi do oddziaływania pomiędzy fazą zwilżalną i gazową (niezwilżaną). Zatłaczany gaz przemieszcza się ku górze formacji geologicznej i gromadzi się w czapie złoża, w skutek oddziaływania grawitacyjnego i różnicy gęstości. Zatem, zdolność czapy złoża do nieprzepuszczania płynów jest jednym z kluczowych parametrów potrzebnych do udanego magazynowania gazu oraz długoterminowej sekwestracji dwutlenku węgla. Ruchliwość gazu jest kontrolowana przez właściwości nieprzepuszczalne (niską przepuszczalność względną) czapy złoża. Dane dotyczące ciśnienia kapilarnego, które są konieczne do dokładnego szacowania wycieków gazu poprzez czapę złoża, są rzadko dostępne. Metoda in situ określania ciśnienia przebicia gazu została rozwinięta i udanie zaimplementowana do pomocy przy zmniejszaniu niepewności przewidywań ucieczek gazu. Izolacja strefowa czapy złoża jest dokonywana przed wymianą płynów odwiertowych z gazem. Stały poziom zatłaczania umożliwia ustalenie ciśnienia wejściowego gazu do całkowicie nasyconej wodą czapy złoża. Progowe ciśnienie wejściowe wykorzystuje się w modelach złoża do przewidywania stopnia migracji. Symulacje wyjaśniające histerezę przenikalności względnej zostały wykonane w celu znalezienia ucieczek gazu poprzez czapę złoża dla modelu sekwestracyjnego dwutlenku węgla. Wykazano, że niepewność przewidywań może zostać znacznie zredukowana poprzez wykorzystanie danych uzyskanych z wyznaczenia in-situ ciśnienia przebicia gazu.

Słowa kluczowe

EN

gas threshold pressure; CO2 sequestration; caprocks; leakage; relative permeability hysteresis

PL

ciśnienie progowe gazu; sekwestracja CO2; nadkład; ucieczka; przepuszczalność względna; histereza

• Wydawca: Instytut Mechaniki Górotworu PAN
• Czasopismo: Archives of Mining Sciences
• Rocznik: 2007
• Tom: Vol. 52, no 4
• Strony: 535--551
• Opis fizyczny: Bibliogr. 18 poz., tab., wykr.

Twórcy

autor

Ostrowski Ł.

autor

Uelker B.

• Baker Hughes, Russia

Bibliografia

• Bachu S., Gunter W.., Perkins E.H., 1994. Aquifer Disposal of CO2: Hydrodynamic and Mineral Trapping. Energy Conversion Management, 35, 269-279.
• Bennion B., Bachu S., 2005. Relative Permeability Characteristics for Supercritical CO2 Displacing Water in a Variety of Potential Sequestration Zones in the Western Canada Sedimentary Basin, SPE 95547.
• Bryant S.L., Lakshminarasasimhan S., Pope, G.A., 2006. Buoyancy Dominated Multiphase Flow and its Impact on Geological Sequestration of CO2.SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, SPE 9993.
• Brooks A.N., Corey A.T., 1964. Hydraulic Properties of Porous Media. In Hydrology Paper, Colorado State University, Fort Collins.
• Doughty C., Pruess K., 2003. Modelling Supercritical CO2 Injection in Heterogeneous Porous Media. 2003 TOUGH Symposium, Berkeley, California.
• ECLIPSE Simulation Software Manuals 2006.2.
• Flett M., Gurton R., Taggart I., 2004. The Function of Gas-Water Relative Permeability Hysteresis in the Sequestration of Carbon Dioxide in Saline Formations. SPE 88485-MS
• Hildenbrand A., Schlömer S., Krooss B.M., Littke R., 2004. Gas Breakthrough Experiments on Pelitic Rocks: Comparative Study with N2, CO2 and CH4.Geofluids, 4, 61-80.
• Houghton J.T., Ding Y., Griggs D.J., Noguer M., van der Linden P.J., 2001. Climate Change 2001: the scientific basis. Cambridge University Press, London.
• Juanes R., Spiteri E.J., Orr Jr. F.M., Blunt M.J., 2006. Impact of Relative Permeability Hysteresis on Geological CO2 Storage. Water Resources Research, Vol.42, W12418.
• Killough J.E., 1974. Reservoir simulation with history dependent saturation functions. SPE-AIME 49th Annual Fall Meeting, October 6-9 in Houston, SPE 5106.
• Land C.S., 1968. Calculation of imbibition relative permeability for two and three phase flow from rock properties. SPE 1942.
• Land C.S., 1971. Comparison of calculated with experimental imbibition relative permeability. SPE Rocky Mountain Regional Meeting, June 2-4, in Billings SPE 3360.
• Lenhard R., Parker J., Mishra S., 1989. On the Correspondence between Brooks-Corey and Van Genuchten Models. Journal of Irrigation and Drainage Engineering, 115, 4, 744-751.
• Li S., Dong M., Li Z., Huang S., Qing H., Nickel E., 2005. Gas Breakthrough Pressure for Hydrocarbon Reservoir Seal Rocks: Implications of the Security of Long-term CO2 Storage in the Weyburn Field. Geofluids, 5, 326-334.
• Li Z., Dong M., Li S., Huang S., 2006. CO2 Sequestration in Depleted Oil and Gas Reservoirs - Caprock Characterization and Storage Capacity. Energy Conversion and Management 47, 1372-1382.
• Pruess K., Garcia J.E., 2002. Multiphase Flow Dynamics during CO2 Disposal into Saline Aquifers. Environmental Geology 42, 2-3, 282-295.
• Ren Q.Y., Chen G.J., Yan W., Guo T.M., 2000. Interfacial tension of (CO2 + CH4)+ water from 298 K to 373 K and pressures up to 30 MPa. Journal of Chemical Engineering Data, 45, 610-612.