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Jun 21, 2023

Investigação experimental e teórica dos mecanismos de secagem durante a injeção de CO2 em reservatórios salinos

Relatórios Científicos volume 13,

Scientific Reports volume 13, Número do artigo: 9155 (2023) Citar este artigo

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Um recurso viável de armazenamento de CO2 deve ter capacidade de armazenamento suficiente, eficiência de contenção confiável e injetividade de poço adequada. As formações salinas profundas se destacam em termos de capacidade de armazenamento e eficiência de contenção. No entanto, a secagem da salmoura de formação e a precipitação de sal na região próxima ao poço podem prejudicar a injetividade de CO2 em reservatórios salinos profundos, reduzindo assim seu potencial de armazenamento de CO2. Experimentos de núcleo-inundação e modelagem analítica foram usados ​​para investigar vários mecanismos de precipitação externa e interna de sal. Particularmente, o impacto da extensão da região seca na injetividade de CO2 foi investigado. Verificou-se que, para rochas de alta permeabilidade, a injeção de CO2 a taxas de injeção relativamente baixas pode resultar na deposição de torta de sal na entrada de injeção, especialmente sob condições de alta salinidade. Verificou-se também que a extensão da região seca não tem impacto significativo na injetividade de CO2. Embora a magnitude do comprometimento da injetividade de CO2 tenha aumentado mais de duas vezes quando a salinidade inicial da salmoura foi dobrada, as mudanças em tempo real na injetividade do CO2 durante o processo de secagem foram independentes da salinidade inicial da salmoura. Mostramos que o modelo de feixe de tubos pode fornecer informações úteis sobre o processo de vaporização da salmoura e deposição de sal na região seca durante a injeção de CO2. Este trabalho fornece uma compreensão vital do efeito da precipitação de sal na injetividade de CO2.

Os pré-requisitos para o sucesso da Captura, Utilização e Armazenamento de Carbono (CCUS) são eficiência de contenção robusta, volume de armazenamento adequado e injetividade de poço suficiente para injetar grandes quantidades de CO2 em taxas de fluxo práticas1. As formações salinas profundas são recursos de armazenamento adequados para CCUS com base em sua capacidade de armazenamento e contenção2,3,4,5,6,7. No entanto, a precipitação de sal devido à vaporização da salmoura, especialmente nas proximidades do poço, durante a injeção de CO2, pode afetar a injetividade de CO2 em formações salinas profundas8,9,10,11,12,13. Os fatores subjacentes ao comprometimento da injetividade de CO2 induzido pela precipitação de sal foram extensivamente estudados e identificados para incluir a concentração de sal na salmoura, as propriedades petrofísicas e petrográficas da rocha, a taxa de secagem, a extensão da zona seca, sólidos saturação de sal nos espaços porosos após a secagem, distribuição de sais precipitados dentro dos poros e as propriedades petrofísicas da rocha reservatório14,15.

A precipitação ou incrustação de sal tem sido um grande desafio de danos à formação em operações de campos petrolíferos desde o início da indústria. Nas operações de campo envolvendo injeção, armazenamento e produção de gás natural; vários níveis de comprometimento da injetividade relacionados direta e indiretamente à precipitação de sal foram encontrados e relatados16,17,18,19. O comprometimento da permeabilidade variando entre 13 e 83% e a redução da porosidade em torno de 2 a 15% foram relatados em experimentos de laboratório9,11,12,20,21,22,23,24. Simulações teóricas rigorosas também confirmaram os achados experimentais e de campo relatados23,25,26,27,28,29,30. Cui et al., (2023) compilaram uma atualização mais recente do comprometimento da injetividade induzida pela precipitação de sal que foi relatada por vários pesquisadores por meio de estudos experimentais e de modelagem. Geralmente, o comprometimento da porosidade tem sido menor do que as mudanças de permeabilidade, pois a deposição de sal nas vias de fluxo tem mais impacto na permeabilidade do que na porosidade.

Durante a injeção de CO2 na rocha preenchida com salmoura, o gás injetado inicialmente desloca a salmoura móvel para fora da rocha. Durante este estágio de deslocamento imiscível, a transferência de massa entre o gás e a fase aquosa deslocada é mínima. Depois que a salmoura móvel foi deslocada, a injeção contínua de CO2, especialmente sob condições típicas de injeção de campo, resulta na vaporização da salmoura, secagem e precipitação de sal. Geralmente, a zona de secagem se estende para a formação com tempo de injeção após o início do processo de secagem. Alguns estudos experimentais e numéricos examinaram em parte os mecanismos subjacentes ao desenvolvimento da zona seca qualitativa e quantitativamente9,25,27,31,32,33,34,35. No entanto, até onde os autores sabem, não houve estudos experimentais ou de modelagem que tentassem monitorar a extensão da zona de secagem em tempo real e examinar seu impacto no comprometimento da injetividade.