Cristin-prosjekt-ID: 2517416
Sist endret: 9. september 2021, 12:45

Cristin-prosjekt-ID: 2517416
Sist endret: 9. september 2021, 12:45
Prosjekt

Mechanisms for CO2 storage in the presence of residual oil

prosjektleder

Johan Olav Helland
ved NORCE Energi og teknologi ved NORCE Norwegian Research Centre AS

prosjekteier / koordinerende forskningsansvarlig enhet

  • NORCE Energi og teknologi ved NORCE Norwegian Research Centre AS

Finansiering

  • TotalbudsjettNOK 11.328.000
  • Norges forskningsråd
    Prosjektkode: 324688

Klassifisering

Vitenskapsdisipliner

Anvendt matematikk • Petroleumsteknologi • Kondenserte fasers fysikk

Emneord

Porøse medier • Flerfasestrømning

Kategorier

Prosjektkategori

  • Doktorgradsprosjekt
  • Grunnforskning

Kontaktinformasjon

Sted
Johan Olav Helland

Tidsramme

Aktivt
Start: 1. juli 2021 Slutt: 31. august 2025

Beskrivelse Beskrivelse

Tittel

Mechanisms for CO2 storage in the presence of residual oil

Populærvitenskapelig sammendrag

CO2 storage in mature oil reservoirs is an attractive strategy because infrastructure exists, and the geology is knownfrom the oil production phase. Such reservoirs often contain residual oil trapped as disconnected ganglia in the porespace after water injection. Thus, a CO2 storage strategy requires knowledge of how water and this residual oilinfluence the CO2 flow pattern and storage mechanisms, and conversely how CO2 invasion impacts the behavior ofthe residing fluids. CO2 dissolution in oil and water will change the fluid properties, lead to oil swelling, andpotentially alter the wetting state of the porous rock. These processes can serve both oil recovery and CO2 storage.Cyclic injection, which often is a realistic storage option when CO2 availability is low, can optimize residual trapping,but reservoir simulation is challenging because flow mechanisms are complex. Little is known about how thebehavior changes when residual oil ganglia are present. This project will bring forth advanced pore-scale models forthree-phase flow to explore how CO2 dissolution in the presence of water and oil affects residual CO2 trapping, oiltrapping and mobilization, capillary pressure, relative permeability, and hysteresis behavior over multiple CO2/waterinvasion cycles in porous rock. The models will be validated against a wide range of advanced CO2/oil/water porescaleexperiments provided by our international research partners. The validated pore-scale simulators will bereleased as open-source so that users can make their own calculations with the aim at reducing the number ofrequired lab measurements for CCUS operations. The project will also bring forth suitable macroscale three-phaseflow models that capture the effective three-phase flow behavior observed at pore scale. This is a first necessary steptowards reliable simulation of large-scale CCUS operations in mature oil reservoirs.

Vitenskapelig sammendrag

CO2 storage in mature hydrocarbon reservoirs is an attractive strategy because infrastructure exists, and the geologyis known from the oil production phase. However, such a strategy requires knowledge of how water and residual oilinfluence the CO2 invasion pattern and storage mechanisms, and conversely how CO2 invasion impacts the behaviorof residual oil ganglia and water. The presence of residual oil in such reservoirs introduces CO2 dissolution in oil andwater that can serve both recovery and storage. Cyclic injection, which often is a realistic option due to low CO2availability, can optimize residual trapping, but reservoir simulation is challenging because flow properties andhysteresis are complex. Little is also known about how this behavior changes when residual oil ganglia are present,and CO2 dissolution alters the oil properties (like viscosity and density), which lead to oil swelling and potentiallychanged wetting state of the porous rock. This project will bring forth advanced pore-scale models for three-phaseflow to investigate how CO2 dissolution in the presence of water and oil affects residual CO2 trapping, oil trapping and mobilization, capillary pressure, relative permeability, and hysteresis behavior over multiple CO2/water invasioncycles in porous rock. The models will be validated against a wide range of advanced CO2/oil/water pore-scaleexperiments provided by our international research partners. The validated pore-scale simulators will be released asopen-source so that users can make their own calculations with the aim at reducing the number of required labmeasurements for CCUS operations. The project will also bring forth suitable macroscale three-phase flow modelsthat capture the effective three-phase flow behavior observed at pore scale, including fluid-ganglia dynamics. This isa first necessary step towards reliable simulation of large-scale CCUS operations in mature hydrocarbon reservoirs.

Metode

Conservative level set methods, immersed boundary methods, ghost fluid methods, and lattice Boltzmann methods for pore scale modelling and simulation.

Discrete-domain methods for hysteresis.

Darcy-scale methods with distinction between disconnected and connected phases using a population-balance approach.

 

Tittel

Mekanismer for lagring av CO2 i nærvær av gjenværende olje

Populærvitenskapelig sammendrag

CO2-lagring i modne oljereservoarer er en attraktiv strategi fordi infrastruktur eksisterer, og geologien er kjent fraoljeproduksjonsfasen. Slike reservoarer inneholder ofte gjenværende olje fanget som frakoblede ganglier og dråper iporerommet etter vanninjeksjon. Derfor krever en strategi for CO2-lagring kunnskap om hvordan vann og dennegjenværende oljen påvirker strømningsmønsteret og lagringsmekanismene for CO2, og omvendt, hvordan CO2-invasjon påvirker oppførselen til de andre væskene i reservoaret. Oppløsning av CO2 i olje og vann vil endrefluidegenskapene, føre til ekspansjon av oljevolumet, og potensielt endre fukttilstanden til bergarten. Dette kantjene både oljeutvinning og CO2-lagring. Syklisk injeksjon, som er en realistisk lagringsstrategi når tilgjengelighetenav CO2 er lav, kan optimalisere fasefanging, men simulering av prosessene på reservoarskala er utfordrende pågrunn av komplekse strømningsmekanismer. Det er lite kunnskap om hvordan oppførselen endres når oljeganglia ertil stede i reservoaret. Dette prosjektet vil utvikle avanserte numeriske modeller for trefasestrøm på poreskala for åutforske hvordan CO2-oppløsning i nærvær av vann og olje påvirker fasefanging og mobilisering, kapillartrykk, relativpermeabilitet og hystereseoppførsel over flere CO2/vann invasjonssykluser i porøse bergarter. Trefasemodellene vilbli validert mot et bredt spekter av avanserte CO2/olje/vann eksperimenter utført av våre internasjonaleforskningspartnere. De validerte poreskalamodellene vil frigis som åpen kildekode, slik at brukerne kan gjøre sineegne beregninger med sikte på å redusere antall nødvendige laboratoriemålinger for CCUS-operasjoner. Prosjektetvil også bringe frem modeller for trefasestrøm på makroskala som beskriver den effektive strømningsoppførselenobservert på poreskala. Dette er et første nødvendig skritt mot pålitelig simulering av storskala CCUS-operasjoner imodne oljereservoarer.

prosjektdeltakere

prosjektleder

Johan Olav Helland

  • Tilknyttet:
    Prosjektleder
    ved NORCE Energi og teknologi ved NORCE Norwegian Research Centre AS

Martin Blunt

  • Tilknyttet:
    Prosjektdeltaker
    ved Imperial College London

Dorthe Wildenschild

  • Tilknyttet:
    Prosjektdeltaker
    ved Oregon State University

Luis Cueto-Felgueroso

  • Tilknyttet:
    Prosjektdeltaker
    ved Universidad Politécnica de Madrid

Steinar Evje

  • Tilknyttet:
    Prosjektdeltaker
    ved Universitetet i Stavanger
1 - 5 av 7 | Neste | Siste »