Improvement of the Calculation Accuracy of Acid Gas Solubility in Deep Reservoir Brines: Application to the Geological Storage of CO₂

Amélioration de la précision du calcul de la solubilité des gaz acides dans les saumures des réservoirs profonds : application au stockage géologique du CO₂

BRGM, Hydrological and Hydrochemical Modelling, Water Division

Corresponding author: c.kervevan@brgm.fr

Abstract

The assessment of the short and long term consequences of CO₂ injection in aquifers requires both laboratory experiments and numerical modelling in order to better understand the various physical-chemical processes taking place. Modelling injection in a reservoir, where relatively high temperature (above 50°C), high pressure (several hundreds of bars), and high salinity (greater than that of seawater) conditions are likely to be encountered, thus requires numerical tools able to take into account the specific effects of the various electrolytes dissolved in brines, and the non-ideal behaviour of the CO₂ gaseous phase. This study evaluates the consistency of the various corrections (activity, fugacity, influence of pressure on thermodynamic constants) to be taken into account in geochemical models to meet these calculation accuracy requirements. These corrections were implemented in the thermo-kinetic modelling software SCALE2000 (Azaroual et al., 2004a) which was used to check their validity by comparing the calculation results with available experimental observations and other results from CO₂ solubility calculation models. An estimation of the relative weight of each of the corrections for a 237 g.l^-1 brine (60°C, pCO₂ = 200 bar) showed a systematic overestimation (higher than 100%) of CO₂ solubility when either salinity (NaCl equivalent) is neglected or gas is considered ideal. The error induced by the NaCl-equivalent approximation compared to real brine is lower (less than 5%). The second part of this study presents an application example of a hypothetical scenario of massive CO₂ injection in a carbonated reservoir; data used for the brine composition are actual data (Moldovanyi and Walter, 1992) from the Smackover site (Arkansas, United States). The simulations performed considering a representative elementary volume of saturated bulk rock (porous mineral assemblage saturated with the Smackover brine) with a prescribed constant CO₂ pressure of 150 bar, show two distinctively different behaviours whether the system is assumed to be a closed (batch reactor) or an open reactor fed by a constant brine flow rate. In the first case, the calculations performed with SCALE2000 lead to negligible variations in the mineralogy. In the second case, more representative of the dynamical nature of an injection system, the results show major modifications in the mineralogy finally leading to a strong increase in porosity (from 20% initially to 85% after 50 y of simulated time). Further calculations were carried out with SCALE2000, now considering a 1D system constituted of a set of four homogeneous identical reactors connected in series (fluid velocity of 1 m.day^-1). With initial and boundary conditions similar to those considered earlier, and prescribing a constant pCO₂ in the first reactor only, the results showed that significant dolomite precipitation occurred in the most-downstream reactor hence inducing some CO₂ precipitation. Mass balance calculations performed on the four reactors system finally demonstrated a global loss in total mineral carbon with respect to the amounts initially available. However, the evolution trends observed in the most-downstream two reactors indicated that possible trapping might be expected beyond the relatively limited geometrical boundaries considered in the modelled system.

Résumé

L'évaluation des conséquences à court et long terme de l'injection de CO₂ dans les aquifères nécessite à la fois des expérimentations en laboratoire et l'utilisation de modèles afin de mieux comprendre les différents processus physicochimiques induits. La modélisation de l'injection dans un réservoir où les conditions in situ sont souvent relativement élevées en termes de température (au-delà de 50 °C), pression (plusieurs centaines de bars) et salinité (supérieure à celle de l'eau de mer), implique donc d'avoir à notre disposition des outils numériques capables de prendre en compte à la fois les effets spécifiques de chaque électrolyte et la non-idéalité de la phase CO₂ gaz. Cet article propose une évaluation de la cohérence des différentes corrections (activité, fugacité, influence de la pression sur les constantes thermodynamiques) à considérer dans les modèles géochimiques afin de répondre aux besoins en termes de précision de calcul. Ces corrections ont été introduites dans le logiciel de modélisation thermo-cinétique SCALE2000 (Azaroual et al., 2004a), utilisé pour tester leur validité en comparant les résultats de calcul à des données expérimentales ou à des résultats d'autres modèles concernant la solubilité du CO₂. Une estimation du poids relatif de chacune des corrections, dans le cas d'une saumure de salinité égale à 237 g,l^-1 (60 °C, pCO₂ = 200 bar), montre une surestimation systématique de la solubilité du CO₂ (supérieure à 100 %) lorsque la salinité (NaCl équivalente) est négligée ou que le gaz est considéré comme idéal ; en comparaison, l'erreur induite en considérant l'équivalent NaCl au lieu de la salinité réelle de la saumure est faible (moins de 5 %). La deuxième partie de cette étude présente un exemple d'application à un scénario hypothétique d'injection massive de CO₂ dans un réservoir carbonaté ; les données utilisées pour la composition de la saumure correspondent à des données réelles (Moldovanyi et Walters, 1992) provenant de la formation de Smackover (Arkansas, États-Unis). Les simulations réalisées en considérant un volume élémentaire représentatif de roche saturée (assemblage minéral poreux saturé avec la saumure de Smackover), soumis à une pression de CO₂ constante de 150 bar, montrent deux comportements distincts selon que le système est supposé fermé (réacteur batch) ou ouvert et alimenté par un flux constant de saumure. Dans le premier cas, les calculs réalisés avec SCALE2000 aboutissent à une modification négligeable de la composition minéralogique. Dans le second cas, plus représentatif du caractère dynamique d'un système d'injection, les résultats montrent des modifications majeures de la minéralogie aboutissant finalement à une forte augmentation de la porosité (passant de 20 % initialement à 85 % après 50 ans simulés). Une nouvelle série de calculs a ensuite été réalisée avec SCALE2000, en considérant cette fois un système 1D constitué d'un assemblage en série de quatre réacteurs homogènes identiques (vitesse du fluide de 1 m,jour^-1). Avec des conditions initiales et aux limites similaires à celles utilisées précédemment et en imposant pCO₂ uniquement dans le premier réacteur, les résultats obtenus ont montré que la dolomite précipitait en quantité significative dans le réacteur le plus aval du système, induisant, par voie de conséquence, la précipitation de CO₂. Des premiers calculs de bilan de masse réalisés sur le système des quatre réacteurs ont finalement démontré une perte globale en carbone minéral par rapport aux quantités initialement présentes. Toutefois, les tendances des évolutions observées dans les deux réacteurs aval laissent penser à un possible piégeage minéral du carbone au-delà des limites géométriques relativement réduites du système modélisé.