Coupled Hydro-Mechanical Simulations of CO₂ Storage Supported by Pressure Management Demonstrate Synergy Benefits from Simultaneous Formation Fluid Extraction

Des simulations du comportement hydromécanique d’un réservoir géologique de stockage de CO₂ dans un contexte de gestion de la pression démontrent les avantages de l’extraction de fluide de la formation au cours de l’injection du CO₂

¹ GFZ German Research Centre for Geosciences, Telegrafenberg, 14473 Potsdam – Germany
² Geological Survey of Denmark and Greenland (GEUS), Øster Voldgade 10, 1350 Copenhagen – Denmark
³ Imperial College London (ICL), South Kensington Campus, London SW7 2AZ – UK
⁴ Vattenfall R&D, Støberigade 14, 2450 Copenhagen SV – Denmark
e-mail: kempka@gfz-potsdam.de

^* Corresponding author

Abstract

We assessed the synergetic benefits of simultaneous formation fluid extraction during CO₂ injection for reservoir pressure management by coupled hydro-mechanical simulations at the prospective Vedsted storage site located in northern Denmark. Effectiveness of reservoir pressure management was investigated by simulation of CO₂ storage without any fluid extraction as well as with 66% and 100% equivalent volume formation fluid extraction from four wells positioned for geothermal heat recovery. Simulation results demonstrate that a total pressure reduction of up to about 1.1 MPa can be achieved at the injection well. Furthermore, the areal pressure perturbation in the storage reservoir can be significantly decreased compared to the simulation scenario without any formation fluid extraction. Following a stress regime analysis, two stress regimes were considered in the coupled hydro-mechanical simulations indicating that the maximum ground surface uplift is about 0.24 m in the absence of any reservoir pressure management. However, a ground uplift mitigation of up to 37.3% (from 0.24 m to 0.15 m) can be achieved at the injection well by 100% equivalent volume formation fluid extraction. Well-based adaptation of fluid extraction rates can support achieving zero displacements at the proposed formation fluid extraction wells located close to urban infrastructure. Since shear and tensile failure do not occur under both stress regimes for all investigated scenarios, it is concluded that a safe operation of CO₂ injection with simultaneous formation fluid extraction for geothermal heat recovery can be implemented at the Vedsted site.

Résumé

Au moyen de simulations hydromécaniques couplées menées sur le site de stockage prospectif Vedsted situé au nord du Danemark, nous avons évalué les avantages de l’extraction du fluide de la formation au cours de l’injection de CO₂ dans un but de gestion de la pression dans le réservoir. L’efficacité de la gestion de la pression du réservoir a été étudiée par comparaison des simulations du stockage de CO₂ sans extraction de fluide avec celles associées à une extraction d’un volume équivalent de fluide de la formation de 66 % et 100 % à partir de quatre puits dédiés à la récupération géothermique de chaleur. Les résultats des simulations montrent qu’une réduction de la pression totale d’environ 1,1 MPa peut être obtenue au puits d’injection. En outre, la perturbation de pression locale dans le réservoir de stockage peut être nettement diminuée par rapport au scénario de simulation sans extraction de fluide de formation. Après analyse, deux régimes de contrainte ont été considérés dans les simulations hydromécaniques couplées indiquant que l’élévation maximale de la surface au sol est d’environ 0,24 m en l’absence de toute gestion de la pression du réservoir. Toutefois, une atténuation de cette élévation de l’ordre de 37,3 % (de 0,24 m à 0,15 m) peut être obtenue au puits d’injection par extraction d’un volume équivalent du fluide de la formation de 100 %. Une adaptation des taux d’extraction de fluide pourrait permettre une élévation nulle aux puits d’extraction de fluide de formation qui sont par ailleurs situés près d’une infrastructure urbaine. Puisqu’aucune rupture au cisaillement et à la traction n’a été observée pour les deux régimes de contraintes dans tous les scénarios étudiés, nous en concluons que l’injection de CO₂ avec extraction de fluide de la formation en vue de la récupération de chaleur géothermique peut être mise en œuvre de façon sécurisée sur le site de Vedsted.