Have We Overestimated Saline Aquifer CO2 Storage Capacities?
Avons-nous surestimé les capacités de stockage de CO2 des aquifères salins ?
1
TOTAL SA, Av.
Larribau, 64018
Pau Cedex -
France
2
MATMECA, BP
99, 33402
Talence Cedex -
France
e-mail: sylvain.thibeau@total.com -
virginie_mucha@yahoo.fr
During future, large scale CO2 geological storage in saline aquifers, fluid pressure is expected to rise as a consequence of CO2 injection, but the pressure build up will have to stay below specified values to ensure a safe and long term containment of the CO2 in the storage site. The pressure build up is the result of two different effects. The first effect is a local overpressure around the injectors, which is due to the high CO2 velocities around the injectors, and which can be mitigated by adding CO2 injectors. The second effect is a regional scale pressure build up that will take place if the storage aquifer is closed or if the formation water that flows away from the pressurised area is not large enough to compensate volumetrically the CO2 injection. This second effect cannot be mitigated by adding additional injectors.
In the first section of this paper, we review some major global and regional assessments of CO2 storage capacities in deep saline aquifers, in term of mass and storage efficiency. These storage capacities are primarily based on a volumetric approach: storage capacity is the volumetric sum of the CO2 that can be stored through various trapping mechanisms.
We then discuss in Section 2 storage efficiencies derived from a pressure build up approach, as stated in the CO2STORE final report (Chadwick A. et al. (eds) (2008) Best Practice for the Storage of CO2 in Saline Aquifers, Observations and Guidelines from the SACS and CO2STORE Projects, Keyworth, Nottingham, BGS Occasional Publication No. 14) and detailed by Van der Meer and Egberts (van der Meer L.G.H., Egberts P.J.P. (2008) A General Method for Calculating Subsurface CO2 Storage Capacity, OTC Paper 19309, presented at the OTC Conference held in Houston, Texas, USA, 5-8 May). A quantitative range of such storage efficiency is presented, based on a review of orders of magnitudes of pore and water compressibilities and allowable pressure increase. To illustrate the relevance of this approach, it is applied to the Utsira aquifer in the North Sea. In Sections 3 and 4, we discuss possible effects that may lead to higher or lower CO2 storage efficiencies. Water production appears to be an attractive strategy in order to address regional scale pressure build up and, consequently, to increase the storage capacity.
Following these quantitative applications, we recommend to evaluate the CO2 storage capacities of an aquifer, during a screening study for ranking purposes, using a pressure and compressibility formula rather than a volumetric approach, in order to avoid large overestimation of the aquifer storage capacity. Further studies are naturally required to validate the storage capacities at a qualification stage.
Résumé
Au cours d’opérations à grande échelle de stockage géologique de CO2 dans des aquifères salins, la pression des fluides dans les formations va augmenter, mais devra rester sous des limites définies par des contraintes d’intégrité des sites de stockage. La hausse de pression est la conséquence de deux effets distincts. Premièrement, la pression augmente localement autour des injecteurs de CO2 pour permettre l’injection du CO2 dans les nappes. Cet effet peut être contrôlé en ajoutant des injecteurs de CO2. Deuxièmement, la pression va augmenter à une échelle régionale, soit parce que l’aquifère est fermée, soit parce que le flux d’eau s’échappant de la zone pressurisée ne compense pas volumétriquement le CO2 injecté. Ce second effet ne peut pas être maîtrisé en augmentant le nombre d’injecteurs.
Dans la première section du papier, nous discutons sur des évaluations mondiales ou régionales de capacités de stockage du CO2 en aquifère, tant du point de vue de la quantité que de l’efficacité de stockage. Ces capacités sont principalement basées sur une approche volumétrique : la capacité de stockage est la somme des volumes de CO2 pouvant être stockés par différents processus de piégeage.
Dans la seconde section, nous présentons les efficacités de stockage calculées par une approche en pression, telles qu’établies dans le rapport final du projet CO2STORE (Chadwick A. et al. (eds) (2008) Best Practice for the Storage of CO2 in Saline Aquifers, Observations and Guidelines from the SACS and CO2STORE Projects, Keyworth, Nottingham, BGS Occasional Publication No. 14) et explicitées par Van der Meer et Egberts (van der Meer L.G.H., Egberts P.J.P. (2008) A General Method for Calculating Subsurface CO2 Storage Capacity, OTC Paper 19309, presented at the OTC Conference held in Houston, Texas, USA, 5-8 May). Une gamme d’efficacités de stockage est présentée, basée sur une revue des ordres de grandeur des compressibilités de pore et de l’eau de formation et des augmentations de pression admissibles. Pour illustrer l’importance de cette approche, elle est appliquée au cas de l’Utsira, dans la Mer du Nord. Dans les sections 3 et 4, les effets pouvant conduire à une augmentation ou une réduction des efficacités de stockage sont discutés. L’extraction d’eau de formation apparaît être une stratégie attractive pour relaxer les surpressions lors de stockage et donc augmenter la capacité de stockage d’un aquifère.
En conséquence des applications numériques effectuées, il est recommandé, lors d’études de screening sur les capacités de stockage de nappes, d’établir la capacité de stockage sur la base d’une formule de compressibilité et de pressurisation plutôt que par une approche volumétrique intégrant différents processus de piégeage local du CO2. Ceci doit permettre d’éviter une surestimation importante des capacités de stockage. Des études complémentaires sont ensuite nécessaires pour valider les capacités de stockage lors d’une phase de qualification.
© 2011, IFP Energies nouvelles