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Modelaci贸n de almacenamiento de Di贸xido de Carbono en reservorios porosos

17/01/2023 | GAS | Novedad T茅cnica | 744 lecturas | 5 Votos



Irregular es lo que es regular para las columnas de almacenamiento de CO2, un desaf铆o cr铆tico para aquellos que dise帽an sitios de almacenamiento de di贸xido de carbono es predecir a d贸nde ir谩 el gas inyectado. Una de las 煤nicas apuestas seguras es asumir que cualquier modelo de una columna de gas que parezca sim茅trico probablemente sea incorrecto.




Dos modelos de un yacimiento de inyecci贸n de CO2 propuesto que finalmente se pas贸 por alto debido a la incertidumbre introducida por las caracter铆sticas ondulantes de la formaci贸n.

Como regla general, cuando se trata de evaluar modelos de c贸mo se comportar谩 el di贸xido de carbono (CO2) despu茅s de inyectarlo en una formaci贸n, tenga cuidado con un 鈥渕odelo geol贸gico que parece un pastel de capas鈥.

Ese consejo fue ofrecido por Amanda Livers-Douglas, subdirectora de proyectos integrados del subsuelo en el Centro de Investigaci贸n Ambiental y Energ茅tica (EERC) de la Universidad de Dakota del Norte. Explic贸 que los modelos en los que "todas las capas son homog茅neas" son una se帽al de alerta porque la geolog铆a rara vez es consistente.

No es una novedad para los ingenieros petroleros que los modelos de yacimientos no transmitan d贸nde fluir谩n los gases en las formaciones llenas de caracter铆sticas que normalmente no aparecen en las pruebas s铆smicas y de otro tipo. Lo que es nuevo es el tipo de problema que se puede asociar con hacer eso mal en un proyecto de almacenamiento de CO2 .

鈥淐uando comienza las operaciones, si el gas encuentra un canal de alta permeabilidad no detectado, la columna actuar谩 de manera diferente a lo previsto鈥, dijo durante una presentaci贸n en la reciente Conferencia de CO2 en Midland Texas.

Esto se convierte en un problema para un proyecto de almacenamiento si el penacho migra hacia los poros que se alquilaron para almacenamiento. En Dakota del Norte, el peor de los casos es 鈥渦sted puede estar en incumplimiento de su permiso y tener que detener la inyecci贸n鈥 porque ha invadido el espacio poroso no arrendado para el proyecto.

Lo que es m谩s probable se complica. Las regulaciones de Dakota del Norte establecen un proceso que anticipa este problema y los procedimientos para monitorear y modificar permisos cuando los sitios de almacenamiento crecen fuera de las l铆neas. Los cambios requieren audiencias p煤blicas 鈥渄onde el desarrollador podr铆a enfrentar una nueva oposici贸n al proyecto por parte de los
propietarios de espacios porosos y el p煤blico鈥, dijo Livers-Douglas.

Fuera de Dakota del Norte, que es uno de los pocos estados con una ley que cubre las unidades subterr谩neas creadas para almacenamiento, el crecimiento de la pluma fuera del 谩rea arrendada puede crear una nube de incertidumbre sobre el proyecto.

Basado en una larga experiencia en la recuperaci贸n mejorada de petr贸leo (EOR) de CO2  , las inyecciones desbocadas pueden generar conflictos con los vecinos con derechos subterr谩neos, como demandas de los productores de gas natural cercanos que est谩n pagando para eliminar los niveles crecientes de CO2 migratorio de su producci贸n.

Los factores que preocupan a quienes predicen el crecimiento de la pluma tambi茅n pueden generar problemas en las predicciones de variables clave del proyecto, como la tasa de inyecci贸n de gas esperada y el volumen total de almacenamiento.

驴Ad贸nde ir谩?

Un proyecto reciente de modelado de penachos de CO2 realizado en el EERC muestra c贸mo m谩s datos pueden cambiar dr谩sticamente lo que se espera despu茅s de inyectar grandes vol煤menes de gas.

La evaluaci贸n inicial basada en registros de fondo de pozos de exploraci贸n cercanos predijo que la columna de gas inyectado llenar铆a el 谩rea delimitada por la l铆nea azul punteada.

Cuando se modelaron los datos s铆smicos m谩s los datos de registros de pozos, el resultado fue un 谩rea azul alargada que se extend铆a bastante m谩s all谩 de los l铆mites de la ejecuci贸n anterior.

Los datos s铆smicos, cambiaron la imagen al revelar una variaci贸n vertical mucho mayor en las capas del subsuelo. Cuando se agregaron esos datos, el modelo predijo que el penacho se elevar铆a hasta un m谩ximo estructural, dijo Livers-Douglas.

Cuando se le pregunt贸 cu谩l de ellos es correcto, dijo que probablemente estaba en alg煤n lugar entre los dos. Aconsejar铆a al desarrollador que tratara el segundo modelo como el peor de los casos al planificar el proyecto.

No hay forma de estar seguro de cu谩l es la correcta sin inyectar el gas, lo que no suceder谩 en este caso porque el desarrollador traslad贸 el proyecto a una ubicaci贸n a unas pocas millas de distancia. La nueva ubicaci贸n tiene menos variaciones de elevaci贸n del subsuelo que causaron tanta incertidumbre en la primera ubicaci贸n, dijo.

El modelado de penachos es un desaf铆o emergente para los geo cient铆ficos y los ingenieros petroleros, y hay una cantidad limitada de datos de almacenamiento en los que confiar. Si bien se ha aprendido mucho de la EOR, es posible que existan diferencias significativas entre hacer circular solo el gas suficiente a trav茅s de un yacimiento para aumentar la producci贸n e inyectar la mayor cantidad de gas posible para el almacenamiento permanente, a menudo en formaciones desconocidas.

El CO2 es complicado 

Todo lo anterior justifica el pago de extensos datos y an谩lisis de fondo de pozo al planificar un proyecto. Pero siempre habr谩 incertidumbre en estas predicciones, por lo que es aconsejable adquirir derechos de espacio poroso sobre un 谩rea lo suficientemente grande como para generar un margen de error, dijo Livers-Douglas.

鈥淓s realmente dif铆cil con la s铆smica 3D detectar todos los deflectores o barreras que pueden influir en la migraci贸n del gas鈥, dijo.
Cuando el gas se almacena en campos de petr贸leo y gas agotados, los datos de producci贸n pueden ofrecer detalles valiosos sobre la estructura del yacimiento. En Dakota del Norte, sin embargo, los proyectos de almacenamiento est谩n inyectando agua en acu铆feros salinos fuera del play Bakken fuertemente perforado.

Las ubicaciones debajo de las instalaciones industriales donde se captura el CO2 ahorran mucho dinero y los problemas asociados con la construcci贸n de tuber铆as, pero carecen de los datos de producci贸n de yacimientos petrol铆feros que pueden proporcionar pistas valiosas sobre el rendimiento del yacimiento.

Incluso una formaci贸n bien conocida y examinada de cerca puede sorprender. Otra presentaci贸n en la Conferencia de CO2 describi贸 el crecimiento inesperado de la pluma de CO2 en el Campo Sn酶hvit en la costa de Noruega. La sorpresa ocurri贸 a pesar de un minucioso proceso de planificaci贸n que utiliz贸 una lista inusualmente larga de diagn贸sticos previos a la inyecci贸n en un 谩rea cercana a un gran campo marino.

La expansi贸n inesperadamente amplia del CO2 amenaz贸 con contaminar un yacimiento de gas casi en producci贸n. Desde entonces, se ha cerrado la inyecci贸n de di贸xido de carbono en el sitio.

Basado en la experiencia, Philip Ringrose, profesor adjunto de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnolog铆a, aconsej贸 a la audiencia que "espere sorpresas cuando comience a inyectarse".

Traducci贸n: Jorge Vallmitjana consultor (Vallmitjana & Company Consulting Services )

Fuente: Journal of Petroleum Technology

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