Kan simulere hvordan CO2 oppfører seg i skrå akviferer

uni research cipr; project-news; simulering Claude R. Olsen
Hvor mye tåler de geologiske formasjonene når CO2 pumpes ned og trykket bygger seg opp? Norske forskere har sett på hvor gode simuleringsmodellene er til å avdekke hva som skjer før et eneste tonn CO2 er injisert. Lærdommen brukes nå på Smeaheia.
Pilene viser mulig trykkoppbygging uten fare for oppsprekking

​​​

 

Pilene viser mulig trykkoppbygging uten fare for oppsprekking. Som figuren viser, er risikoen for oppsprekking avhengig av dybden, slik at grunne områder tåler mindre trykkoppbygging enn dypere områder. Hydrostatisk trykk er vekten av den overliggende vannsøylen mens litostatisk trykk er vekten av den overliggende bergartsøylen. Figur: Maria Elenius


 

Storskala lagring av CO2 forutsetter en god vurdering av kapasiteten og forståelse av risikoen ved å injisere CO2 i store systemer. I Nordsjøen finnes flere geologiske formasjoner som er godt egnet for CO2-lagring. De fleste av disse akviferene står litt på skrå. Det vil påvirke utbredelsen av CO2 og oppbyggingen av trykk.

For å kunne si noe om hvor mye CO2 som kan lagres i en akvifer, må operatøren forstå hvordan CO2 brer seg ut og blir fanget i akviferene over lang tid. Uni Research CIPR har ledet et treårig forskningsprosjekt som skal bidra til å redusere usikkerheten og bestemme den beste strategien for å injisere CO2 slik at lageret utnyttes mest mulig uten at det sprekker.​

image

Prosjektleder Ivar Aavatsmark har funnet hvilke simuleringsverktøy som gir best svar. Foto: Marit Hommedal

– Da vi startet prosjektet var tanken å se på hvordan CO2-skyen brer seg under en hellende takbergart. Etter hvert ble vi mer opptatt av å se på hvordan trykkbølgen forplantes når CO2 injiseres, sier forsker Ivar Aavatsmark ved Uni Research. Han leder prosjektet «Capacity of large-scale CO2 storage in North Sea sloping aquifers from numerical simulation (LCSANS)» støttet av CLIMIT.

Prosjektet har testet en rekke ulike numeriske simuleringsverktøy for å se hvilke som var best egnet. Noen verktøy var kommersielle, noen utviklet av forskerne og noen hentet fra nettet som åpen programvare. Det viste seg å være vanskelig å utrope en vinner. Ulike verktøy passet til ulike problemstillinger.​

– Vi så ikke bare på hvilke verktøy som var interessante å bruke, men også på hvordan simuleringsstudiene skulle gjennomføres for å finne hvilke egenskaper som var viktig å ta hensyn til og hvilke som var mindre viktige, sier Aavatsmark.

De kritiske faktorene

Ved CO2-lagring i stor skala er utbredelsen av CO2-volumet mindre viktig. Det kritiske er hvordan trykket forplanter seg gjennom de ulike delene av reservoaret, og hvor stort trykk takbergarten tåler før den sprekker.

Prosjektet har kommet frem til hvilke simuleringsmodeller som gir best svar, ikke minst for å gjøre følsomhetsstudier.

Prosjektet har hatt med Total, DEA og Foundation CMG som industripartnere. Budsjettet var ni millioner kroner med 6,5 millioner kroner fra CLIMIT.

Snøhvit og Skade

For å gjøre simuleringene så realistiske som mulig tok forskerne for seg to lagringsområder, ett på Snøhvit der det fantes mye data om reservoaret og ett på Skade vest for Utsira der det fantes lite geologiske data. Det er stor forskjell på å vurdere et felt som operatøren har lite kunnskap om og et felt der det finnes mye data fra oljevirksomheten.

Når CO2 skal injiseres i nærheten av et gassfelt, er det en risiko for at CO2-en blander seg med naturgassen. Simuleringene av hvordan CO2-en brer seg utover kan gi en indikasjon om det er sannsynlig eller ikke.

Lekkasje til britene?

Skade-formasjonen ligger både på norsk og britisk sokkel og den går fra dypere lag på norsk side til grunnere lag på britisk side. Dersom trykket bygger seg opp fordi for mye CO2 injiseres i formasjonen, er det større fare for oppsprekking og vannlekkasjer i den grunne britiske enden. Man kan planlegge injeksjonen slik at CO2-en ikke vil bre seg til britisk side.​

Hva slags sprekker som vil oppstå er avhengig av om det er forkastninger i formasjonen der CO2 skal injiseres. Da er det sannsynlig at det blir en åpning i forkastningen når trykket bygger seg opp. Der det ikke er forkastninger tåler reservoaret større trykk før fjellet sprekker.

Problemet for forskerne er at det foreløpig er lite seismiske data og kjerneprøver som kan si noe om egenskapene til fjellet. Likevel er simuleringene nyttige. De har gitt forskerne kunnskap om hvilke kritiske data de mangler.

Smeaheia

LCSANS-prosjektet avsluttes i disse dager. Nå går forskerne i gang med en studie av det høyaktuelle lagringsstedet Smeaheia som er pekt ut av Statoil og Gassnova til å være det mest egnede lagringsstedet på norsk sokkel for CO2 fra norske fangstanlegg. Studien er finansiert gjennom FME SUCCESS.

– Vi skal gjøre en kapasitetsstudie der de fleste partnerne i SUCCESS vil være aktive. I den nye studien vil vi trekke veksler på det vi har lært av LCSANS-prosjektet. Studien vil ikke være uttømmende, men har som mål å finne hvilke data som er viktigst å samle inn, sier Aavatsmark.​

Fakta om prosjektet Capacity of large-scale CO2 storage in North Sea sloping aquifers from numerical simulation (LCSANS)​


 

uni research cipr; project-news; simulering


CLIMIT © 2017