Detección de sitios de almacenamiento de dióxido de carbono según la acumulación de presión

Mathias et al. (2009) introdujeron un método de estimación simple para la acumulación de presión causada por la inyección de dióxido de carbono supercrítico en formaciones salinas profundas y la presión final a la que comienza la fractura de la formación rocosa (Mathias et al. Gente, 2009; traducido por Zhao Yujun, 2011). Este método se utiliza principalmente para evaluar el flujo de Forchheimer de dos fases (dióxido de carbono supercrítico y agua salobre) en medios porosos compresibles. También se puede utilizar para evaluar la compresibilidad de formaciones rocosas y líquidos de dos fases. Se supone que la presión de inyección está limitada por la presión requerida para fracturar la formación rocosa; se supone que la formación rocosa se fractura cuando la presión de poro excede el esfuerzo principal mínimo, y estas presiones a su vez estarán relacionadas con la relación de Poisson de la formación rocosa. Además, se proporciona orientación detallada para evaluar la viscosidad, densidad y compresibilidad del agua salada y el dióxido de carbono. Este enfoque se utilizará eficazmente para detectar y analizar posibles sitios de inyección de CO2 y evaluar si merecen un trabajo de investigación adicional.

1. Evaluación de la presión máxima sostenida

Los tres modos de falla generalmente considerados para las rocas son falla por corte de roca intacta, re-cortamiento de fractura no cohesiva y fractura por tracción de roca nueva. agrietamiento por fractura. Al considerar el criterio de falla de Coulomb de forma aislada, si se supone de manera conservadora que las fracturas existentes son posibles en todas las direcciones, entonces estas fracturas existentes se volverán a cortar antes de que la roca intacta sufra una falla por corte (Figura 1-3).

Figura 1-3 Análisis de estabilidad de fractura del círculo de Mohr

Esto se debe a que: (1) La cohesión de la roca completa es limitada (intercepción del eje y del círculo de Mohr (2); ) ) El ángulo de fricción para roca intacta puede ser mayor. Además, Sibson (2003) infirió además del diagrama de falla frágil que el nuevo corte también debería ocurrir antes del inicio de la fractura por tracción. Sin embargo, el análisis simple que se presenta a continuación confirma que las conclusiones actuales dependen completamente de la relación de tensión principal in situ.

La presión de fractura por tracción Pt [ML-1T-2] del pozo crítico se puede calcular basándose en el método de fracturación hidráulica Schmitt (Schmitt).

Las opciones de almacenamiento geológico de dióxido de carbono de China. Investigación sobre guía de direcciones

Entre ellos: σh [ML-1T-2], σH [ML-1T-2], T0 [ML-1T-2] y PP [ML-1T-2] son la tensión horizontal mínima, la tensión horizontal máxima, la resistencia a la tracción y la presión de poro respectivamente α1 [-] es un parámetro empírico, generalmente entre 0,2 y 0,6, fórmula (1-8):

Investigación sobre el dióxido de carbono de China; Directrices para la selección del sitio de almacenamiento geológico

Fórmula: η[-] y v[-] son ​​el coeficiente biológico y el índice de Poisson, respectivamente.

En la ecuación (1-7), se supone que σh < σv (σv [ML-1T-2] es la tensión vertical), que suele ser el caso en el rango de profundidad relevante.

Se supone que la presión de poro es diferente de la presión del pozo debido a la "torta de lodo" que se forma a lo largo de la pared del pozo. Suponiendo PP = Pt (ignorando la influencia del revoque de lodo), T0 = 0, |σh - σH | < < σh, α1 = 1 (en peores casos), la estimación conservadora de la presión de ruptura es:

《 Investigación sobre pautas de selección de sitios para el almacenamiento geológico de dióxido de carbono en China

Basado en la relación de tensión principal que causa deslizamiento por fricción en fracturas no cohesivas (especialmente fallas direccionales) (Streit y Hillis, 2004), la ruptura La presión se calcula de la siguiente manera. Con base en los principales ratios de tensiones de Streit y Hillis (2004), se calculó la presión de poro crítica Ps [ML-1T-2] que podría causar deslizamiento en las fracturas existentes. Al considerar el diagrama del círculo de Moore en la Figura 1-3, se puede concluir:

Investigación sobre las pautas de selección del sitio de almacenamiento geológico de dióxido de carbono de China

Fórmula: σ1 [ML-1T-2 ] y σ3 [ML-1T-2] son ​​las tensiones principales máxima y mínima respectivamente; μ = tanφ φ es el ángulo de fricción interna (Jaeger et al. 2007).

Teóricamente, la tensión mínima σ3 debería determinarse mediante algunos experimentos de fracturación hidráulica de campo (Lucier et al. 2006).

Alternativamente, se pueden utilizar datos medidos en otros lugares similares, que se pueden encontrar en bases de datos como el Global Stress Map (Lucier y Zoback, 2008). Sin embargo, estos datos pueden no ser válidos para estudios de detección preliminares. En este caso, se pueden utilizar algunas relaciones simples relacionadas con tensiones horizontales y verticales. Tenga en cuenta que el valor estimado de la tensión vertical σv [ML-1T-2] se puede obtener fácilmente de acuerdo con la siguiente fórmula (Jaeger et al., 2007):

Investigación sobre pautas de selección de sitios para estudios geológicos de dióxido de carbono. Almacenamiento en China

En la fórmula: d [L] es la profundidad de llenado considerada; ρs [ML-3] es la densidad de la roca saturada; g [LT-2] es la aceleración de la gravedad; ; z [L] es la profundidad.

La forma más sencilla de evaluar la tensión horizontal (que puede ser σh y σH) es asumir una ley lineal simple, como por ejemplo:

Investigación sobre las pautas de selección del sitio de almacenamiento geológico de dióxido de carbono en China

En la fórmula: k[-] es el parámetro empírico.

Sustituya la fórmula (1-12) en la fórmula (1-10) para obtener la ecuación de presión crítica:

Investigación sobre las pautas de selección del sitio de almacenamiento geológico de dióxido de carbono de China

Rutqvist et al. (2008) consideraron dos gradientes: k = 0.

Brown y Hoek (1978) compilaron una gran colección de mediciones de tensión subterránea. Brown y Hoek (1978) derivaron los siguientes rangos empíricos basándose en un método simple de ajuste de gráficos (Jaeger et al., 2007):

Brown y Hoek (1978) compilaron una gran colección de datos de mediciones de tensión del subsuelo,

Investigación sobre las directrices para la selección de sitios de almacenamiento geológico de dióxido de carbono en China

En la fórmula: z es la profundidad, m. Desafortunadamente, los valores de Ps obtenidos utilizando las ecuaciones (1-13) y (1-14) son generalmente más bajos que la presión hidrostática, lo que hace que estos valores no sean adecuados para este análisis de detección. Esto puede deberse al hecho de que Brown y Hoek (1978) utilizaron muchas observaciones con fuerte cohesión y sin fracturas en áreas cercanas.

Otro enfoque es asumir que existe una deformación uniaxial en la dirección del esfuerzo principal máximo, es decir, fluencia (Zimmerman, 2000; Jaeger et al, 2007):

Revestimiento para Almacenamiento geológico de dióxido de carbono en China Estudio guía

Fórmula: σ1 = σv, σ3 = σh.

De acuerdo con las fórmulas (1-10) y (1-15), eliminando σ3 y estableciendo σ1 = σv, la relación entre Ps y σv se puede obtener de la siguiente manera:

China Investigación sobre pautas de selección de sitios para el almacenamiento geológico de CO2

Asumiendo η≤1, el valor mínimo de la fórmula (1-16) se puede obtener cuando η=1, lo que significa una evaluación conservadora de la presión de deslizamiento [asumiendo la fórmula (1- 15)] se puede evaluar de acuerdo con la siguiente fórmula:

Investigación sobre las "Pautas de selección de sitios de almacenamiento geológico de dióxido de carbono de China"

Por definición, este valor de evaluación conservador es mayor que en la fórmula (1-9) valor de predicción de rotura por tracción. Tenga en cuenta que la ecuación (1-16) sólo es válida cuando σv es la tensión principal máxima. En los casos de compresión (fallas inversas) y torsionales (fallas por deslizamiento), se deben usar otras ecuaciones como la ecuación (1-13).

Dado el propósito del análisis de detección, se requiere una investigación más detallada para identificar posibles sitios de inyección de CO2 como dignos de un mayor desarrollo. Una forma sencilla de lograr esto es verificar que el valor de acumulación de presión evaluado sea menor que la presión de sobrecarga σv. El análisis posterior de evaluación del desempeño durante el plan de inyección también requiere la verificación de que el valor de acumulación de presión no debe exceder el 90 de la presión de deslizamiento Ps y la presión de fractura hidráulica Pt. Dado que se conoce la relación de tensión horizontal a vertical (es decir, k), se puede obtener una estimación de Ps a partir de la ecuación (1-13). En este caso, la información sobre el estado de tensión en el campo no es válida y por lo tanto no se puede determinar el valor sensible de Ps.

Sin embargo, el uso de σh derivado de la ecuación (1-9) y la ecuación (1-15) para evaluar la presión de fracturación hidráulica aún puede reducir significativamente el rango de presión posible según el valor de presión de sobrecarga. En este método, la presión última se puede calcular basándose en la evaluación de la profundidad de la capa de roca de relleno (D), la densidad de la roca (ρs), el índice de Poisson (v) y el coeficiente de Biot (η). Este enfoque es similar al recomendado por Daines (1982).

2. Evaluar la acumulación de presión provocada por la inyección de dióxido de carbono.

Para calcular la acumulación de presión es necesario simular la inyección de dióxido de carbono supercrítico en una formación salina profunda. Esto a menudo se puede lograr con simuladores numéricos de yacimientos multifásicos (Pruess y García, 2002; Pruess y Spycher, 2007; Kumar et al., 2005; Rutqvist et al., 2007, 2008; Birkholzer et al., 2009 Año). Sin embargo, estos modelos son caros y requieren cálculos intensivos por computadora para completarse. Por lo tanto, también existe la necesidad de desarrollar métodos semianalíticos simples. El desarrollo de estos métodos semianalíticos simples debería comenzar a partir de la ecuación de repulsión de Beckley-Leverett (Saripalli y McGrail, 2002; Nordbotten et al., 2005a,b; Nordbotten y Celia, 2006). Esta ecuación describe un flujo inmiscible unidimensional y bifásico (Buckley y Leverett, 1942). El flujo bifásico de diferentes fluidos se caracteriza calculando su movilidad (la relación entre la permeabilidad relativa y la viscosidad). Los dos supuestos simples principales son: la diferencia de presión entre el flujo de dos fases es insignificante (por ejemplo, la presión capilar es insignificante y la compresibilidad en el fluido y la formación es insignificante); Descuidar la compresibilidad de fluidos y formaciones significa que es necesario especificar radios de influencia arbitrarios al calcular las distribuciones de presión.

Zhou et al (2008) desarrollaron un método alternativo para calcular las reservas de formación y la compresibilidad de fluidos. Sin embargo, el límite principal utilizado en su análisis supone que la acumulación de presión se distribuye uniformemente en el espacio y no depende de la permeabilidad de la formación. Recientemente, Mathias et al. (2009) modificaron el método de Buckley-Leverett para desarrollar una solución aproximada a la ecuación de dispersión final que incorpora la formación y la compresibilidad del fluido utilizando una expansión asintótica del ajuste. Además, Mathias et al. utilizaron la ecuación de Forchheimer para obtener una solución aproximada para calcular los efectos de inercia durante un largo período de tiempo basándose en un método desarrollado previamente. Los efectos inerciales son particularmente importantes para los esquemas de inyección (o recuperación) de CO2, ya que la convergencia de las líneas de corriente alrededor del pozo de inyección (o recuperación) puede conducir a mayores tasas de flujo (Thiru-vengadam y Pradip Kumar, 1997; Venkataraman y Rama Mohan Rao, 2000; Kelkar .2000; Reddy y Rama Mohan Rao, 2006).

La acumulación máxima de presión debido a la inyección de CO2 se evaluó utilizando la solución de aproximación de período de tiempo grande de Mathias et al (2009), que tiene en cuenta la acción sobre los poros presurizados en el rango vertical H. [L] Presión de fluido P[ML-1T-2] para todo el espesor de la formación, incluido el supuesto de presión capilar insignificante. Supongamos que hay una subinterfaz distinta entre el dióxido de carbono y el agua salada ubicada en una elevación superior h [L] sobre la base de la formación (Fig. 1-4).

Figura 1-4 Diagrama esquemático del modelo de perfusión de CO2

El área de CO2 es un área completamente saturada, la densidad de CO2 es ρo [ML-3] y la viscosidad es μo [ ML-1T-1]; el área de agua salada es un área completamente saturada, la densidad del agua salada es ρw [ML-3] y la viscosidad es μw [ML-1T-1]. Se supone que la permeabilidad, densidad y viscosidad relativas dentro de cada zona son constantes.

También se supone que la compresibilidad co [M-1LT2], cw [M-1LT2] y cr [M-1LT2] del dióxido de carbono, agua salobre y formaciones porosas es constante. Se supone que los caudales qo [LT-1] y qw [LT-1] (unidad de área) de estos dos fluidos dependen de la ecuación de Forchheimer:

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En la ecuación: k [L2] es la permeabilidad; b [L-1] a veces se denomina parámetro de Forchheimer; r [L] es la distancia radial al pozo. Los resultados del análisis factorial muestran que los problemas anteriores están controlados por varios grupos de parámetros (Mathias et al., 2009):

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Donde, rw[ L] es el radio del pozo y los parámetros α, β, γ, ε y σ son todos parámetros infundados. Los parámetros Po [ML-1T-2] y [T] representan la presión y el tiempo típicos, respectivamente.

El parámetro α requiere especial atención. Si el dióxido de carbono invade el depósito en forma de pistón, entonces el radio de penetración en el tiempo t es Para el flujo monofásico de Darcy, la onda de presión (difusión cilíndrica) corresponde al frente de difusión, es decir, D = k/[φμ0 (cw cr) ], D = k/[φμ0 (cw cr)] es el coeficiente de difusión hidráulica. En la literatura sobre hidrología de aguas subterráneas, el coeficiente de difusión calculado a partir de D = T/S (donde T = ρwgkH/μw [L2T-1]) suele ser el coeficiente de conductividad hidráulica y S = SsH es el coeficiente de almacenamiento de agua.

El parámetro β es básicamente una pérdida inercial sin causa. Existen muchas fórmulas empíricas entre b, k y φ (Ward, 1964; Geertsma, 1974; Venkataraman y Rama Mohan Rao, 1998; Sid-iropoulou et al., 2007). La relación utilizada aquí es la de Geertsma (1974), que ha sido bien verificada especialmente en la industria petrolera:

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Hipótesis α < 10-3, |ε | < 10 (lo que significa que la diferencia en la compresibilidad del fluido no será demasiado grande en comparación con la compresibilidad general de la formación rocosa saturada de sal), la conclusión es:

α < 10-3, |ε | < 10 (esto significa que la diferencia en la compresibilidad del fluido no será demasiado grande en comparación con la compresibilidad general de la formación rocosa saturada de sal):