Enfouissement du CO2: aspects physiques, numériques et...

��

©IF

P

Enfouissement du CO2:aspects physiques,

numériques et mathématiques R. Masson, R. Eymard

23 juin 2010Grenoble

2

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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

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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...

4

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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

5

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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

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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

7

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PÉcoulement diphasique avec dissolution

du CO2 dans l'eau

8

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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

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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

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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

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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.

12

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P

Opérateur : Statoil 1 Mt CO2 / an

The Sleipner CO2 storage project

13

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PInjection Storage

20 years 1000 years

- 90 bars au sommet

- 37 C

- Barrière imperméable au sommet

- CL hydrostatique latérale

Sable

Argile

14

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P

15

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P

16

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P

17

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P

18

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P

19

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P

20

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P

21

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P

75 years

22

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P

475 years

23

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P

975 years

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

25

©IF

P

K = 200 mD D = 10-8 m²/s t = 5 ans

Cas Test 2D en XZ

26

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P

t = 10 ansK = 200 mD D = 10-8 m²/s

Cas Test 2D en XZ

27

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P

t = 20 ansK = 200 mD D = 10-8 m²/s

Cas Test 2D en XZ

28

©IF

P

K = 200 mD D = 10-8 m²/s t = 50 ans

Cas Test 2D en XZ

29

©IF

P

t = 100 ansK = 200 mD D = 10-8 m²/s

Cas Test 2D en XZ

30

©IF

P

t = 200 ansK = 200 mD D = 10-8 m²/s

Cas Test 2D en XZ

31

©IF

P

K = 200 mD D = 10-8 m²/s t = 300 ans

Cas Test 2D en XZ

32

©IF

P

K = 200 mD D = 10-8 m²/s t = 500 ans

Cas Test 2D en XZ

33

©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

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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)

36

©IF

P

Porosité remplie de KClPas de porosité du sel

Calcaire de Lavoux

µm100

µm100

Calcaire LavouxØ=24,6%Kgi=3,83 mD

37

©IF

PModèle triphasique w-g-m à trois composants H2O, CO2, Sel

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

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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

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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

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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

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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

50

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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

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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

52

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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


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


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


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

54

©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

Enfouissement du CO2: aspects physiques, numériques et...

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