Risikoanalyse for CO2 -optagelse på forbedrede olieindvindingssteder

Kuldioxid (CO2) er et attraktivt fortrængningsmiddel til forbedret olieindvinding. Fordi en stor del af det injicerede CO2 forbliver på plads i udtømte reservoirer efter øget olieindvinding, denne metode kan også være en mulighed for permanent at spilde CO2 for at afbøde den globale opvarmning. Los Alamos forskere og samarbejdspartnere har udviklet en generisk statistisk ramme i flere målestokke for CO2-regnskab og risikoanalyse på CO2-forbedrede olieindvindingssteder. Denne analysemetode giver information til støtte for beslutningstagning til anvendelser af olieindvinding og CO2-opsamling. Miljøvidenskab og teknologi offentliggjorde forskningen.

Den CO2 -forbedrede olieindvindingsproces giver potentielle fordele og nogle tekniske og operationelle udfordringer. Den meget lave viskositet af CO2 kan få det til at bryde igennem til produktionsbrønde, og dårlig mobilitetskontrol kan efterlade store områder af reservoiret uberørte. For at overvinde denne ulempe, nuværende CO2-forbedrede olieindvindingsprojekter skiftevis injiceres gas og vand (eller saltlage) som snegle i vand-vekselgas-metoden for at kontrollere CO2-mobilitet og oversvømmelse. Denne metode kan være meget effektiv. Imidlertid, mere detaljerede undersøgelser af interaktionen mellem CO2 og olie, formationsvand, og heterogene sedimenter er nødvendige for at forstå mekanismen for CO2 -geologisk sekvestrering i olie-/gasreservoirer og evaluere den samlede mængde CO2, der er irreversibelt lagret i reservoirer.

De nøjagtige værdier af reservoirparametrene er ikke velkendte på de fleste CO2-forbedrede olieindvindingssteder. Imidlertid, der kan indhentes tilstrækkelig information til at definere usikkerhedsfordelingerne af disse parametre. Forskergruppen brugte disse distributioner til at udføre simuleringer i flere skalaer af CO2-olie-vandstrømning og transport. Efterforskerne udtrykte risikofaktorerne som målbare mængder for at få indsigt i projektrisiko (f.eks. miljømæssige og økonomiske risici). Denne tilgang eliminerede behovet for at generere en streng konsekvensstruktur af CO2 -injektionshastighed, kumulativ CO2 -opbevaring, kumulativ vandindsprøjtning og kumulativ olie/gasproduktion. Resultaterne giver indsigt i at forstå CO2-lagringspotentiale og de tilsvarende miljømæssige og økonomiske risici ved CO2-lagring i kommerciel skala i udtømte reservoirer.

Forskerne brugte stedet for CO2 -forbedret olieindvinding i Farnsworth -enheden i Texas til at undersøge deres multiscale statistiske tilgang til CO2 -regnskab og risikoanalyse. De nøjagtige værdier af reservoirparametrene er ikke velkendte. Derfor, teamet brugte distributioner til at prøve de usikre parametre og udføre geostatistisk-baserede Monte Carlo-simuleringer.

Forskerne udførte multi-skala simuleringer af CO2-olie-vandstrømmen og transporten i det heterogene reservoir. De brugte et mønster af fire injektionsbrønde i hjørnerne af en firkant og en produktionsbrønd i midten. Holdet gennemførte 1000 separate reservoirsimuleringer, herunder injiceret CO2 og vand samt produceret CO2, vand, olie og gas. Efterforskerne udviklede en simpel økonomisk model til beregning af rentabiliteten af ​​CO2-forbedret olieindvinding for stedet. Disse oplysninger hjælper med at forstå virkningen af ​​reservoirets heterogenitet og andre operationelle parametre for økonomisk beslutningstagning og omkostningseffektiviteten af ​​CO2-opsamling gennem øget olieudvinding i andre udtømte reservoirer.