Post on 07-Jul-2020
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©IF
P
Enfouissement du CO2:aspects physiques,
numériques et mathématiques R. Masson, R. Eymard
23 juin 2010Grenoble
2
©IF
PSimulation du stockage géologique du CO2
� Objectifs� Optimisation de l'injection du CO2� Optimisation du stockage du CO2� Prédiction et réduction des risques
� Modèles� Ecoulements polyphasiques compositionnels� Intéractions eau – roche� Géomécanique
Stockage du CO2 dans les aquifères salins
Production d'huile par injection de CO2
3
©IF
PModes de stockage en fonction du temps
� Stockage géologique
� Stockage capillaire
� Dissolution dans la phase eau � CO2(aq), HCO3
-, CaHCO3+,
MgHCO3+, NaHCO3
0, …
� Stockage minéral
� CaCO3 (calcite), FeCO3(siderite), NaAlCO3(OH)2...
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©IF
P
Phase d'injection du CO2: 10 à 50 ans
� Darcy diphasique: gradient de pression et gravité
� Dissolution du CO2 dans l'eau
� Altération proche puits
� Thermique
� Géomécanique� Couverture� Failles
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©IF
P
Phase de stockage: 10 à 50 ans – 10000 ans
� Piégeage capillaire
� Dissolution due aux instabilités gravitaires
� Convection diffusion-dispersiondes espèces aqueuses
� Interactions eau – roches
� Fuites: failles, puits, couverture
X (m)
0500
10001500
20002500
3000
Y (m)
0
2000
4000
6000
Z(m
)
-1050
-1000
-950
-900
-850
-800
Fraction Variation
0.00050.00040.00030.00020.0001
-0.0001-0.0002-0.0003-0.0004-0.0005
End of CO2 storage
6
©IF
P
Ecoulement diphasique gaz eau
( )gPKSkr
V ggg
ggg
��ρ
µ−∇−=
)(
( )gPKSkr
V www
www
��ρ
µ−∇−= )(
)( gcwg SPPP =−
Sg
1-Swi
1
1
kr
SgSgr
krw krg
1-Swi1
Pc
Sgr
drainage
imbibition
drainage
imbibition
8
©IF
PPhase diagram for CO2
� CO2 phase change is very sensitive to P and T encountered in natural conditions
Pressure
Temperature
Tcrit = 31.04 ÞC
Pcrit =73.82 bar
supercriticalfluid
superheatedgas
subcooledliquid
saturationline
(K. Pruess, LBNL)
9
©IF
P
Density relation P & T
Density is increasing with pressure and decreasing with temperature.
The CO2 as a supercritical state is lighter than brines (salted water) and therefore tends to move upward.
10
©IF
P
Viscosity
At higher temperatures there is a lower viscosity. A lower viscosity means a lower resistanceto flow and thus CO2 can be injected better in this case.
11
©IF
P
Solubility
Solubility is alsoincreasing with pressure and decreasing withtemperature
In brines, CO2 solubility decreaseswhen salinity increases(salting-out effect)
at 100 bar and 50°C, 50 Kg CO2 can be dissolved in 1 cubic meter water.
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©IF
PInjection Storage
20 years 1000 years
- 90 bars au sommet
- 37 C
- Barrière imperméable au sommet
- CL hydrostatique latérale
Sable
Argile
24
©IF
P
Cas Test 2D en XZ = f (K mD ,D m²/s)
Sw = 1
CO2 (gaz supercritique) + Swi saturée
160 m
170
m
contact Gaz/Eau = -1500 m
Flux nulFlux
nulPression imposée dans le gaz
Flux nul
10 m
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©IF
P
Écoulements proche puits avec vaporisation de l'eau et dépôt de sel
Écoulement de gaz sec => assèchement de la zone proche puits
Peut-on avoir une altération de perméabilitépar précipitation du sel ?
34
©IF
P
Mesure perméabilité gaséchantillon sec
igK
Imbibition 100%Saumure Ci
Mesure perméabilitégas altéré au sel
fgK
Séchage étude 60 CVérification masse (pesée)
Dépôt de sel au voisinage du puits: expériences en laboratoire (Yannick Peysson IFP)
35
©IF
PDépôt de sel au voisinage du puits: expériences en laboratoire (Yannick Peysson IFP)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 50 100 150 200 250 300
Ci (g/l)
K'/K
Grès des Vosges 139
Calcaire Lavoux Jaune 2
Grès des Vosges de Rothbar 18
Calcaire Lavoux
-Relativement peu dépendant du matériaux-Relativement peu dépendant de la perméabiltié initiale- Altération à presque 100% àCi=250g/l (identique pour les 4 séries)
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©IF
P
Porosité remplie de KClPas de porosité du sel
Calcaire de Lavoux
µm100
µm100
Calcaire LavouxØ=24,6%Kgi=3,83 mD
38
©IF
PModèle triphasique w-g-m à trois composants H2O, CO2, Sel
� Détermination des phases présentes par flash à P,Z donnés
� Combinatoire � Flash étendu triphasique w-g-m� Flash étendus diphasiques w-g, w-m, g-m
Flash étendu triphasique à P,Z donnés � fractions massiques des phases et compositions des phases
42
©IF
P
Modèles Polyphasiques Compositionnels
α
ααα
α mm
CVolVol
SP ii
Pore
== ,,
( )
���
�
���
�
�
=
=��
��
+��
��
∂
++∇−=
�
��
αα
αα
αα
αα
αα
ααα
αα
ρρφ
ρµ
1
)( ,,
S
QVCdivSC
gPPKk
V
iiit
cr �
Phases: α = 1,..., Np (eau, huile, gaz, ...
Composants i=1,...,Nc (H2O, HCs, C02, ...)
Inconnues
+ Equilibre thermodynamiqueConservation de la
masse
Conservation du volume de pore
Loi de Darcy polyphasique
44
©IF
PDiscrétisation volume fini des flux diffusifs
� Maillages généraux
� Milieu hétérogène, anisotrope
� Coût et robustesse� Stencil compact, schémas centrés
� Coercivité
� Monotonicité
TCSPPu ic ,),(, ,α
α=
��∈
=⋅∇−σ
σσ
σTM
MM
KK uTdsnuK ,,
LK
σKu
LuσKn
LGR
Failles
45
©IF
PSystèmes non linéaires et linéaires
� Système non linéaire � Algorithme de type Newton � Gestion des changements de phase par le Flash thermodynamique
� Système linéaire� Réduction du système par élimination des lois de fermeture et des
inconnues explicites
��
���
=
=+
+Σ∈
++ �0)(
0),,()(
1
**1,
1
nKK
nK
nKK
XC
CSPFXMKσ
σ
( ) ( ) TKKKKTKK CSPXX ∈∈ == αα ,,
1,* += nn
80 à 50% du temps calcul
5 à 50% du temps calcul
46
©IF
PMéthode Combinative-AMG
���
���
=��
�
���
��
�
�
��
c
p
c
p
cccp
pcpp
b
b
Y
YJJ
JJ
���
���
=��
�
���
−
c
pILU
c
p
b
bC
Y
Y 1)0()1(
)1(
( ))1()1(1)2(ccpppppAMGp YJYJbCY −−= −
( ) bJCIC
CY
YY
Y
YILU
AMGILU
c
pp
c
p
�
�
���
�−��
�
���
+=��
�
���
+=��
�
���
−−
− 1)0(
11
)0()1(
)2()1(
000
������������� � � � ������������
� ��������� � � �������������������
47
©IF
PCas test synthétiques Black Oil en simulation de
réservoir� Modèle Black Oil (3 inconnues par maille)� Champ de perméabilité log-normal� Maillage Cartésien
���� �� !
���� ��"
#�� �$� � �
% �� ����&������������'�
� � ���
#��
��(����
�(���
���%)
��
0
50
100
150
200
250
4 8 12
permeability tensor variance
prec
ondi
tione
rst
eps
per
New
ton
step
0
6
12
18
24
30
ILU(0)
Comb-AMG
48
©IF
P
Couplage écoulement transport réactif
Système RS: réactions hétérogènes w-g de type changement de phase
Système TR: réactions en phase aqueuse et interactions eau roche
minéraux m
espèces aqueuses e
espèces gazeuses e
49
©IF
P
interaction
rétroaction
Vision GLOBALE
Stratégie de résolution découplée du système réactif
TRRS
50
©IF
PSLEIPNER
MINERAL COMPOSITION OF THE SANDNordland shale composition (after Pearce and others, 1999)
V olume fraction
M inerals introduced in the model
Volume fraction
Plagioclase 0.0301 Albite~low 0.030 Calcite 0.0674 Calcite 0.067 Quartz 0.7633 Chalcedony 0.769 Chlorite 0.0133 Chlorite 0.013 M ica/Illite 0.0522 M uscovite 0.052 K-feldspar 0.0693 K -feldspar 0.069 Pyrite 0.0005 Not used -- Ilmenite 0.0012 Not used -- Apatite 0.0002 Not used -- Zeolite 0.0022 Not used -- Ti Oxides 0.0003 Not used -- Siderite -- Siderite 0.000 Kaolinite -- Kaolinite 0.000 Dolomite-dis -- Dolomite-dis 0.000 M agnesite -- M agnesite 0.000 Dawsonite -- Dawsonite 0.000
51
©IF
PSLEIPNER
MINERAL COMPOSITION OF THE SHALEN ordland shale com position (after B øe and Z w eigel, 2001)
V olum e percen t
M inerals in troduced in the m odel
V olum e percen t
P lagioclase 0 .132 A lbite~ low 0 .132 C alcite 0 .010 C alcite 0 .010 Q uartz 0 .228 C halcedony 0 .334 C h lo rite 0 .044 C hlorite 0 .044 M ica/Illite 0 .251 M uscovite 0 .251 K ao lin ite 0 .195 K aolinite 0 .195 K -feldspar 0 .023 K -feldspar 0 .023 S iderite 0 .011 Siderite 0 .011 Sm ectite 0 .09 N o t used -- P yrite 0 .016 N ot used -- D olom ite-d is -- D o lom ite-d is 0 .000 M agnesite -- M agnesite 0 .000 D aw sonite -- D aw sonite 0 .000
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©IF
P
X (m)
0500
10001500
20002500
3000
Y (m)
0
2000
4000
6000
Z(m
)
-1050
-1000
-950
-900
-850
-800
pH Variation
0-0.5-1-1.5-2-2.5-3-3.5-4
End of CO2 injection
X (m)
0500
10001500
20002500
3000
Y (m)
0
2000
4000
6000
Z(m
)
-1050
-1000
-950
-900
-850
-800
pH Variation
0-0.5-1-1.5-2-2.5-3-3.5-4
End of CO2 storage
X (m)
0500
10001500
20002500
3000
Y (m)
0
2000
4000
6000
Z(m
)
-1050
-1000
-950
-900
-850
-800
W-CO2
0.020.0180.0160.0140.0120.010.0080.0060.0040.0020
End of CO2 injection
X (m)
0500
10001500
20002500
3000
Y (m)
0
2000
4000
6000
Z(m
)
-1050
-1000
-950
-900
-850
-800
W-CO2
0.020.0180.0160.0140.0120.010.0080.0060.0040.0020
End of CO2 storage
W-CO2 pHEnd of injection
End of storage
53
©IF
P
Mineral fraction changes
X (m)
0500
10001500
20002500
3000
Y (m)
0
2000
4000
6000
Z(m
)
-1050
-1000
-950
-900
-850
-800
Fraction Variation
0.00050.00040.00030.00020.0001
-0.0001-0.0002-0.0003-0.0004-0.0005
End of CO2 storage
X (m)
0500
10001500
20002500
3000
Y (m)
0
2000
4000
6000
Z(m
)
-1050
-1000
-950
-900
-850
-800
Fraction Variation
0.00050.00040.00030.00020.0001
-0.0001-0.0002-0.0003-0.0004-0.0005
End of CO2 injection
X (m)
0500
10001500
20002500
3000
Y (m)
0
2000
4000
6000
Z(m
)
-1050
-1000
-950
-900
-850
-800
Fraction Variation
0.0020.00150.0010.00050
-0.0005-0.001-0.0015-0.002
End of CO2 injection
X (m)
0500
10001500
20002500
3000
Y (m)
0
2000
4000
6000
Z(m
)
-1050
-1000
-950
-900
-850
-800
Fraction Variation
0.0020.00150.0010.00050
-0.0005-0.001-0.0015-0.002
End of CO2 storage
End of storage
End of injectionKaolinite Calcite
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©IF
PSleipner: amount of CO2 stored (Pascal Audigane BRGM)
0.0E+00
5.0E+06
1.0E+07
1.5E+07
2.0E+07
2.5E+07
1 10 100 1000 10000
Time (years)
Tonn
es o
f CO
2 tr
appe
d MineralSupercriticalDissolved
Total amounts of carbon dioxide present as a free (supercritical) gas phase, dissolved in the aqueous phase, and trapped in carbonated minerals (dawsonite mainly).Dissolution trapping plays a major role in the long term, while mineral trapping is minor at Sleipner.
55
©IF
P
Conclusions� Modèles avec de nombreux couplages
� Hydrodynamique� Thermodynamique� Géochimie � Géomécanique
� Echelles spatiales et temporelles hétérogènes � Milieu hétérogène anisotrope � Puits, bassin, failles, couverture� Injection, stockage � Physiques
� Prédictions difficiles à moyen et long terme � Peu de données sur la géologie (hétérogénéités, géométrie des
barrières, ...) la géochimie, la pétrophysique, ... � Importance du Monitoring
56
©IF
PConclusions
Bilan des difficultés pour la simulation
� Front de migration – dissolution de la bulle de gaz � Apparition et disparition de phases (Darcy, Diffusion) � Instabilités gravitaires� Convection diffusion-dispersion des espèces aqueuses� Discrétisation sur maillages proches puits� Couplage écoulement diphasique transport réactif � Formulation et résolution du transport réactif � Couplage avec la géomécanique� Milieu hétérogène anisotrope, échelles du puits et du bassin