NO20100960A1 - Fremgangsmater for lagring av karbondioksidsammensetninger i geologiske undergrunnsformasjoner og anordninger for bruk i slike fremgangsmater - Google Patents
Fremgangsmater for lagring av karbondioksidsammensetninger i geologiske undergrunnsformasjoner og anordninger for bruk i slike fremgangsmater Download PDFInfo
- Publication number
- NO20100960A1 NO20100960A1 NO20100960A NO20100960A NO20100960A1 NO 20100960 A1 NO20100960 A1 NO 20100960A1 NO 20100960 A NO20100960 A NO 20100960A NO 20100960 A NO20100960 A NO 20100960A NO 20100960 A1 NO20100960 A1 NO 20100960A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- aquifer
- density
- flow rate
- injection
- vertical positions
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 222
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title description 131
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title description 111
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 23
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 103
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 103
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 57
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 55
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 26
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 26
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 26
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 20
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
- B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører fremgangsmåter for innføring av karbondioksid (CO2) inn i geologiske undergrunnsformasjoner og anordninger for bruk i slike fremgangsmåter.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Økningen av CO2i atmosfæren antas å ha en stor effekt på globalt klima. Det er derfor ønskelig at utslipp av antropogent CO2til atmosfæren reduseres. I tillegg til utviklingen av lav-C02-utslippskraftanlegg kan energisparende biler og den økte pris av fornybare energikilder, den permanente lagring av CO2i geologiske undergrunnsformasjoner være et viktig middel for reduksjon av netto CCVutslipp.
En omfattende gjennomgang av eksisterende CCVfangt- og lagrings-(CCS)-prosjekter og -teknologi er vist i IPCC spesialrapport om karbondioksidfangst og -lagring (Carbon Dioxide Capture and Storage, IPCC, 2005, redaksjon: Metz et al., Cambridge University Press, UK; også tilgjengelig via: http:// www. ipcc. ch ).
CCVinjeksjon inn i en geologisk undergrunnsformasjon for økt oljeutvinning (EOR) har blitt benyttet i Rangely EOR-prosj ektet i Colorado, USA. Et sandsteinsoljereservoar har blitt strømmet med CO2ved hjelp av en vannalterneringsgass-(WAG)-prosess siden 1986.1 dette prosjektet blir CO2i en superkritisk tilstand benyttet til å ekstrahere ytterligere mengder olje fra de ellers uttømte oljefelter i en tertiær oljeutvinningsprosess. Ved slutten av 2003 var 248 aktive injektorer av hvilke 160 ble benyttet for CO2injeksjon og 378 aktive produsenter i bruk i Rangely-feltet. Injeksjon av CO2skjer gjennom åpninger ved ulike vertikale posisjoner over hele høyden av reservoaret. Produksjon av olje skjer også ved ulike vertikale posisjoner over hele høyden av reservoaret. Injek-sjonsbrønner og produksjonsbrønner er horisontalt forskjøvet (offset) fra hverandre. Rangely-prosjektet lagrer ikke CO2i akvifere.
Sleipner-prosjektet, operert av Statoil i Nordsjøen, er et prosjekt i kommersiell målestokk for lagring av CO2i en undergrunnsakvifer. CO2lagres i superkritisk tilstand 250 km fra den norske kysten. Omtrent én million tonn CO2blir fjernet fra produsert naturgass og deretter injisert undergrunns, årlig. C02-injeksjon startet i oktober 1996 og i 2008 hadde mer enn ti millioner tonn CO2blitt injisert ved en rate på tilnærmelsesvis
2700 tonn per dag. Den formasjon i hvilken CO2blir injisert er en saltoppløsningsmettet ukonsolidert sandstein omtrent 800-1000 m under havbunnen. En grunn brønn med lang rekkevidde benyttes til å ta CO22,4 km vekk fra de produserende brønner og plattform-området. Injeksjonsstedet er plassert under en lokal dom på den øvre Utsira-formasjonen. Ingen samtidig fjerning av saltoppløsning skjer fra reservoaret.
In Salah CCS-prosjektet er et landprosjekt for produksjon av naturgass fra et gassreser-voar som befinner seg i en undergrunnsakvifer. Akviferen befinner seg i Sahara-ørkenen. Reservoaret er i en karbonholdig standsteinsformasjon, 2000 m dyp; den er bare 20 m tykk, og med lav permeabilitet. Naturgass som inneholder opp til 10% CO2produseres. CO2blir separert, og deretter reinjisert inn i de vannfylte deler av reservoaret. Ingen saltoppløsning fjernes fra akviferen.
EP-A-1571105 beskriver fremgangsmåter for CCVlagring, i hvilke CO2blir tilsatt til en vannstrøm, hvilken strøm så blir pumpet inn i en geologisk undergrunnsformasjon. Fremgangsmåten benytter kjemiske reaksjoner med et mineraldannende middel (sulfalt/base). Midlet blir tilsatt, med mindre det gjøres bruk av spesielle geologiske strukturer, spesielt de strukturer som av natur inneholder disse midler i store mengder. Denne fremgangsmåten krever komplisert og kostbart teknisk utstyr. Siden det ikke skjer noen samtidig fjerning av saltoppløsning fra reservoaret, kan høye lokale trykk på stedet for injeksjonen føre til frakturer i de tettende geologiske formasjoner. Dette øker sannsynligheten for at CO2unnslippes fra reservoaret og til atmosfæren.
JP06170215 beskriver en fremgangsmåte for innføring av en blanding av vann og CO2inn i en geologisk undergrunnsformasjon. For dette formål blir CO2blandet med vann over bakken, og deretter blir blandingen innført i bakken, under høyt trykk. Denne fremgangsmåten krever en tilførsel av flytende CO2, en boosterpumpe, en varmeveksler og en pumpe for å oppnå det påkrevde trykk. Dette gjør prosessen energikrevende og kostbar. Injeksjon av CCVvannblandingen inn i et reservoar øker reservoartrykket og kan føre til frakturer i de tettende formasjoner. Dette øker faren for at CO2unnslipper til atmosfæren.
I lys av den ovenfor beskrevne teknikkens stand er det et formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe alternative fremgangsmåter for permanent lagring av CO2i geologiske undergrunnsformasjoner.
Det er et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe fremgangsmåter som tillater en mer effektiv bruk av lagringskapasiteten til geologiske formasjoner, slik som akviferer, for permanent lagring av CO2.
Det er et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en sikker og mer permanent lagring av CO2.
Sammendra<g>av oppfinnelsen
Omfanget av oppfinnelsen er definert av de vedlagte selvstendige krav. Foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen er definert av de uselvstendige krav.
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for innføring av en C02-sammensetning inn i en akvifer for lagring av CO2deri, idet fremgangsmåten innbefatter injeksjon av CO2i en superkritisk tilstand inn i nevnte akvifer i én eller multiple første vertikale posisjoner; og trekke ut saltoppløsning fra nevnte akvifer i én eller flere multiple andre vertikale posisjoner; idet hvilke som helst av de første vertikale posisjoner er distinkte fra hvilke som helst av de andre vertikale posisjoner. Injeksjon og produksjon skjer således i distinkte vertikale posisjoner.
I én utførelsesform er den nederste av de første vertikale posisjoner over den høyeste av de andre vertikale posisjoner, og tettheten til C02-sammensetningen, på de respektive injeksjonssteder, er mindre enn tettheten til saltoppløsningen i nevnte akvifer.
I denne utførelsesformen blir C02-sammensetningen fortrinnsvis injisert inn i akviferen i en posisjon innenfor en i oppoverretning konveks del av akviferen.
I en alternativ utførelsesform er den høyeste av de første vertikale posisjoner lavere enn den laveste av de andre vertikale posisjoner, og tettheten til C02-sammensetningen på de respektive injeksjonssteder er større enn tettheten til saltoppløsningen i akviferen.
I denne utførelsesformen blir C02-sammensetningen fortrinnsvis injisert inn i akviferen i en posisjon innenfor en i nedoverretning konveks del av akviferen.
I en annen foretrukket utførelsesform er akviferen en artesisk akvifer, eller er en lukket akvifer.
I en annen foretrukket utførelsesform blir forholdet mellom volumet til C02-sammensetningen injisert inn i nevnte akvifer, på injeksjonstedet, og det totale saltoppløsnings-volumet trukket ut fra akviferen regulert. Fortrinnsvis blir forholdet regulert til å være fra 0,6 til 1,4, mer fortrinnsvis fra 0,8 til 1,2, mest fortrinnsvis fra 0,9 til 1,1.1 en annen foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen blir forholdet mellom volumet til CO2-sammensetningen injisert inn i nevnte akvifer, på injeksjonsstedet, og det totale saltopp-løsningsvolumet trukket ut fra nevnte akvifer kontrollert til å være i det vesentlige lik én.
Det er normalt ikke nødvendig at ovennevnte forhold til konstant holdt innenfor de ovenfor definerte grenser, men det er normalt tilstrekkelig at gjennomsnittsforholdet over en viss tidsperiode er innenfor de definerte områder. For eksempel er gjennomsnittsforholdet mellom CCVinjeksjon og saltoppløsningsproduksjon over 1 dag, over 1 uke, over 1 måned, eller alternativt over 1 år, innenfor de ovenfor nevnte områder.
I en annen foretrukket utførelsesform blir tettheten til C02-sammensetmngen på injeksjonsstedet regulert.
I en annen foretrukket utførelsesform blir tettheten regulert ved å regulere en temperatur for nevnte C02-sammensetning.
I en annen foretrukket utførelsesform blir tettheten regulert ved å regulere et trykk for nevnte C02-sammensetning.
I en annen foretrukket utførelsesform blir tettheten regulert ved å regulere sammensetningen til nevnte C02-sammensetning.
I en annen foretrukket utførelsesform er injeksjonsporten vertikalt innrettet med produksj onsporten.
I en annen foretrukket utførelsesform er injeksjonsporten horisontalt forskjøvet fra produksj onsporten.
I en annen foretrukket utførelsesform blir mengden CO2injisert per tidsenhet, og mengden saltoppløsning produsert per tidsenhet, regulert til et nivå slik at et lokalt trykk i akviferen, eller gjennomsnittstrykket i akviferen, blir forblir konstant.
I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen blir CO2injisert gjennom en enkel injeksjonskanal eller -brønn, idet saltoppløsning blir produsert fra multiple kanaler eller brønner, fortrinnsvis anordnet radialt forskjøvet fra, eller rundt, nevnte enkle injeksjonskanal.
I en annen foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen blir CO2injisert gjennom multiple injeksjonskanaler eller -brønner, idet saltoppløsning blir produsert fra bare en enkelt kanal eller brønn. De multiple injeksjonskanaler blir da fortrinnsvis anordnet radialt forskjøvet fra, eller rundt, nevnte enkle produksjonskanal.
I en annen foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen blir CO2injisert gjennom multiple injeksjonskanaler eller -brønner, og saltoppløsning blir produsert fra multiple kanaler eller brønner.
I en annen foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen blir CO2injisert gjennom en enkel injeksjonskanal eller -brønn, og saltoppløsning blir produsert fra en enkelt kanal eller brønn.
Oppfinnelsen vedrører også en anordning for bruk i de ovennevnte fremgangsmåter.
Oppfinnelsen vedrører også en anordning for innføring av en C02-sammensetning inn i en akvifer, hvilken anordning innbefatter: minst én første kanal som hver innbefatter en injeksjonsport, idet hver injeksjonsport innbefatter én eller flere åpninger i første vertikale posisjoner,
minst én andre kanal som hver innbefatter en produksjonsport, idet hver produksjonsport innbefatter én eller flere åpninger i andre vertikale posisjoner,
første strømningsrateregulenngsmidler for regulering av den volumetriske strømnings-raten til CO2injisert gjennom nevnte injeksjonsporter og inn i akviferen,
andre strømningsrateregulenngsmidler for regulering av den volumetriske strømnings-raten av saltoppløsning trukket ut fra akviferen gjennom nevnte produksjonsporter, tetthetsregulerende midler for regulering av tettheten til nevnte CO2på injeksjonsstedet, idet hver av de første vertikale posisjoner er distinkt fra hver av de andre vertikale posisjoner.
Det skal forstås at de tetthetsregulerende midler i henhold til oppfinnelsen kan være inkorporert i, eller være identiske med, de første strømningsrateregulerende midler (for eksempel en regulerbar pumpe). I en foretrukket utførelsesform er imidlertid de tetthetsregulerende midler og de første strømningsrateregulerende midler separate.
I en foretrukket utførelsesform er den laveste av de første vertikale posisjoner over den høyeste av de andre vertikale posisjoner, og de tetthetsregulerende midler er avpasset til å regulere tettheten til C02-sammensetningen, på injeksjonsstedet, til en tetthet under tettheten til saltoppløsningen i akviferen.
I denne utførelsesform er injeksjonsporten fortrinnsvis tilveiebrakt1en i oppoverretning konveks del av akviferen.
I en alternativ utførelsesform er den høyeste av de første vertikale posisjoner under den laveste av de andre vertikale posisjoner, og de tetthetsregulerende midler er avpasset for å regulere tettheten til nevnte CO2, på injeksjonsstedet, til en tetthet som er større enn tettheten til saltoppløsningen i akviferen.
I denne utførelsesformen er injeksjonsporten fortrinnsvis tilveiebrakt i en i nedoverretning konveks del av akviferen.
I en annen utførelsesform er det tilveiebrakt ett (separat) strømningsrateregulerende middel for hver av de første kanaler. I en annen foretrukket utførelsesform er det tilveiebrakt ett (separat) strømningsrateregulerende middel for hver av de andre kanaler. Likeledes kan det være tilveiebrakt ett (separat) tetthetsregulerende middel for hver av de første kanaler.
I en annen foretrukket utførelsesform innbefatter anordningen videre reguleringsmidler for regulering av de første strømningsrateregulerende midler og de andre strømnings-rateregulerende midler.
I en annen foretrukket utførelsesform er nevnte reguleringsmidler avpasset til å regulere de første og andre strømningsratereguleringsmidler til å effektuere et forhold mellom den volumetriske strømningsraten for den injiserte CO2, på injeksjonsstedet, og den volumetriske strømningsraten produsert saltoppløsning fra 0,6 til 1,4, fortrinnsvis 0,8 til 1,2, mest fortrinnsvis 0,9 til 1,1.
I en annen foretrukket utførelsesform er det første strømningsratereguleringsmidlet avpasset til å regulere den volumetriske strømningsraten for CO2basert på et trykk målt1akviferen.
I en annen foretrukket utførelsesform er det første strømningsratereguleringsmidlet avpasset til å regulere den volumetriske strømningsraten for CO2basert på et trykk målt i den første kanalen.
I en annen foretrukket utførelsesform er det andre strømningsratereguleringsmidlet avpasset til å regulere den volumetriske strømningsraten for saltoppløsning basert på et trykk målt i akviferen.
I en annen foretrukket utførelsesform er det andre strømningsratereguleringsmidlet avpasset til å regulere den volumetriske strømningsraten for saltoppløsning basert på et trykk målt i den andre kanalen.
Fortrinnsvis blir de målte trykkene målt kontinuerlig.
I en annen foretrukket utførelsesform er de første strømningsratereguleringsmidler og/eller de andre strømningsratereguleringsmidler avpasset til å regulere den volumetriske strømningsraten for CO2og/eller den volumetriske strømningsraten for salt-oppløsning, respektivt, slik at trykket på injeksjonsstedet for CO2er under formasjonsbruddtrykket til akviferen.
I en annen foretrukket utførelsesform innbefatter anordningen nevnte akvifer, og akviferen er en artesisk akvifer.
I en annen foretrukket utførelsesform innbefatter anordningen nevnte akvifer, og akviferen er en lukket akvifer.
I en annen foretrukket utførelsesform er den ene eller de flere åpninger i injeksjonsportene i fjerne endepartier av den minst ene første kanalen. De fjerne endepartiene er fortrinnsvis devierte, skråe eller i det vesentlige horisontale.
I en annen foretrukket utførelsesform er den ene eller de flere åpninger i produksj ons-portene i fjerne endepartier av den minst ene andre kanalen. De fjerne endepartier er også fortrinnsvis devierte, skråe eller i det vesentlige horisontale.
I en annen foretrukket utførelsesform er anordningen avpasset til å injisere CO2-sammensetningen inn i akviferen i en superkritisk tilstand.
I en annen foretrukket utførelsesform innbefatter det første strømningsrateregulerende middel og/eller det andre strømningsrateregulerende middel en regulerbar pumpe eller en regulerbar ventil.
I en annen foretrukket utførelsesform er injeksjonsportene horisontalt forskjøvet fra hver av produksjonsportene med en horisontal avstand på minst 5 m, 10 m, 20 m, 50 m, 100 m, 200 m, 500 m eller 1000 m. I en annen foretrukket utførelsesform er injeksjonsportene horisontalt forskjøvet fra hver produksjonsport med en horisontal avstand på mindre enn 500 m, 1 km eller 2 km.
I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer anordningen en enkel første kanal og multiple andre kanaler. De multiple andre kanaler er fortrinnsvis anordnet radialt forskjøvet fra, eller rundt, den enkle første kanalen. I en annen foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer anordningen multiple første kanaler og en enkel andre kanal. De multiple første kanaler er da fortrinnsvis anordnet radialt for-skjøvet fra, eller rundt, den enkle andre kanalen. I en annen foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer anordningen multiple første kanaler og multiple andre kanaler. I en annen foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer anordningen en enkel første kanal og en enkel andre kanal.
Kort beskrivelse av figurene
Fig. 1 viser en første utførelsesform av oppfinnelsen.
Fig. 2 viser en andre utførelsesform av oppfinnelsen.
Fig. 3 viser en kanal i henhold til oppfinnelsen.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
En "akvifer" skal, innenfor konteksten for den foreliggende oppfinnelse, forstås som å være et undergrunnslag av vannførende permeabelt fjell eller ukonsoliderte materialer (grus, sand, silt eller leire). En akvifer kan tettes med en akvitard eller akviklude i en øvre eller nedre grense. Slike akviferer blir heretter betegnet som "artesiske akviferer". En akvifer kan også være tettet i både den øvre og den nedre grensen. Slike akviferer betegnes heretter som "lukkede akviferer". Foretrukne akviferer er, i henhold til oppfinnelsen, i oppoverretning konvekse akviferer, eller i nedoverretning konvekse akviferer. "Akviferen" kan, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, også betegnes som "reservoaret".
En "akvitard" er, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, en sone eller et lag i jorden som begrenser strømmen av grunnvann gjennom den respektive sone eller lag. Sonen eller laget er fortrinnsvis vannimpermeabelt eller har lav vannledningsevne. Akvitarder kan innbefatte lag av enten leire eller ikke-porøst fjell med lav hydraulisk ledningsevne. Foretrukne akvitarder har en hydraulisk ledningsevne K på mindre enn 10^, fortrinnsvis 10"<5>eller IO"<6>, eller IO"<7>, og mest fortrinnsvis 10"<8>cm/s. Det skal forstås at uttrykket "artesisk akvifer" er relatert til akviferen i dens opprinnelige tilstand, for eksempel før eventuelle manipuleringer (slik som innføring av CO2inn i akviferen) fant sted.
En "akviklude" (eller "akvifuge") skal, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, forstås å være et massivt, impermeabelt område som ligger under eller over en akvifer. En akvitard som er fullstendig impermeabel kan således anses som en akviklude (eller akvifuge).
"Saltoppløsning" skal, ved bruk innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, forstås å generelt relateres til vann, eller vannfase tilstede i en akvifer. Vannet innbefatter typisk store mengder salt, slik som natriumklorid. Uttrykkene "saltoppløsning" og "saltløsning" blir benyttet synonymt.
"Formasjonsbruddtrykket" skal, i henhold til oppfinnelsen, forstås å være trykket innenfor en formasjon (for eksempel en akvifer) over hvilket ytterligere injeksjon av fluid vil få formasjonen til å brekke opp (fraktureres) hydraulisk. Formasjonsbruddtrykket kan, i henhold til den foreliggende oppfinnelse, beregnes med formelen P = FG<*>D, hvor P angir formasjonsbruddtrykket, FG angir bruddgradienten [i kPa/m] og D er dybden [i m] på injeksjonsstedet. I henhold til den foreliggende oppfinnelse er foretrukne bruddgradienter FG = 5 kPa/m, FG = 10 kPa/m, FG = 20 kPa/m eller FG = 30 kPa/m. Følgelig er, i én utførelsesform av oppfinnelsen (FG =10 kPa/m), formasjonsbruddtrykket 30 MPa på en dybde lik D = 3000 m.
En "injeksjonssted" skal, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, forstås å være en posisjon tilstøtende en åpning hos en injeksjonsport, gjennom hvilken åpning CO2blir injisert inn i en akvifer; hvilken posisjon er utenfor en ytre overflate av ledningen eller brønnen. Uttrykket "på injeksjonsstedet" kan, i noen utførelsesformer, forstås å bety "ved reservoarbetingelser". Disse uttrykk blir benyttet synonymt.
Et "produksjonssted" skal, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, forstås å være en posisjon tilstøtende en åpning hos en produksjonsport, gjennom hvilken saltoppløsning blir produsert (dvs. trukket ut) fra en akvifer; hvilken posisjon er utenfor en ytre overflate av kanalen eller brønnen. Uttrykket "på produksjonsstedet" kan, i noen utførelsesformer, forstås å bety "ved reservoarbetingelser". Disse uttrykk blir benyttet synonymt.
Et "vannspeil" skal, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, forstås å være overflaten av det vannmettede materialet i en akvifer. Vannspeilet trenger ikke nødven-digvis å være en flat overflate, men kan, spesielt i dynamiske situasjoner. Ha en uregel-messig form, for eksempel en i det vesentlige oppoverretning konveks overflate, eller en i det vesentlige nedoverretning konveks overflate.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåter for lagring av CO2i geologiske undergrunnsformasjoner, spesielt i undergrunnsakviferer.
Den injiserte CO2er fortrinnsvis en C02-sammensetning komprimert til å anta en superkritisk tilstand på injeksjonsstedet, dvs. ved reservoarbetingelser. Den kompri-merte gassen kan inkludere CO2og tilleggssammensetninger, hvilke sammensetninger fortrinnsvis beløper seg til mindre enn 50 vekt-%, 40 vekt-%, 30 vekt-%, 20 vekt-%, 10 vekt-%, 5 vekt-%, 2 vekt-%, mest fortrinnsvis til mindre enn 1 vekt-%, basert på total komprimert gassvekt. Betegnelsen "CO2" kan, i henhold til oppfinnelsen og avhengig av konteksten, relateres til de ovenfor beskrevne blandinger av CO2og andre kompo-nenter. Den injiserte CO2er fortrinnsvis ikke blandet med væsker, slik som vann eller vannløsning, før injeksjon. Nevnte CO2inneholder således fortrinnsvis ikke væske-komponenter.
CO2kan, i henhold til oppfinnelsen, bli hensiktsfullt beriket med andre substanser, slik som for eksempel lavere alkaner, for eksempel metan, etan, propan og/eller butan. Disse kan benyttes til å endre tettheten til C02-sammensetningen i den superkritiske tilstand, på injeksjonsstedet. Tettheten til nevnte CO2kan således justeres til å være over eller under (eller lik) den for saltoppløsningen. Tettheten til C02-sammensetningen kan, på injeksjonsstedet, også justeres ved å regulere temperaturen og/eller trykket til CO2-sammensetningen på injeksjonsstedet. Egnede tetthetsreguleringsmidler kan være tilveiebrakt for dette formål. Egnede tetthetsreguleringsmidler kan være en pumpe, en varmeveksler eller et temperaturreguleringsmiddel og/eller en blandeenhet (blande-middel).
Fremgangsmåter i henhold til den foreliggende oppfinnelse innbefatter både injeksjon av en C02-sammensetning inn i en akvifer, og produksjon av saltoppløsning fra den samme akviferen. Fortrinnsvis blir CO2injisert inn i akviferen samtidig med produk-sjonen av saltoppløsningen fra akviferen. I andre utførelsesformer er start av produksjon av saltoppløsningen fra akviferen forsinket i forhold til starten av injeksjonen av CO2. Forsinkelsen kan for eksempel være større enn 1 dag, eller større enn 1 uke, eller større enn 1 måned. Forsinkelsen kan være opp til, for eksempel, ett år totalt.
Produksjon av saltoppløsning fra akviferen tjener til å holde det gjennomsnittlige reservoartrykket på et tilnærmelsesvis konstant nivå (over tid). Med andre ord blir oppbygning av trykk i akviferen effektivt unngått. Dette hjelper i sin tur til å redusere faren for frakturer i de tettende formasjoner over og/eller akviferen. Det fører således til en sikrere og mer permanent lagring av CO2i akviferen.
I visse utførelsesformer av oppfinnelsen blir strømningsraten for injisert CO2og/eller strømningsraten for produsert saltoppløsning regulert til å bibeholde reservoartrykket på et nivå som er under formasjonsbruddtrykket.
I en annen foretrukket utførelsesform blir full porøsitetsutskifting utført, dvs. at volumet (på injeksjonsstedet) for injisert CO2er likt volumet for produsert saltoppløsning.
Det skal forstås at både injeksjon og produksjon kan skje gjennom én eller gjennom multiple kanaler eller brønner. For eksempel kan en enkel injeksjonskanal for CO2være tilveiebrakt, mens produksjon av saltoppløsning skjer gjennom multiple kanaler eller brønner, fortrinnsvis anordnet radialt forskjøvet fra injeksjonskanalen eller -brønnen. Likeledes kan injeksjon skje fra multiple kanaler eller brønner, mens produksjon av saltoppløsning skjer gjennom bare en enkel kanal eller brønn. Det kan imidlertid også være multiple injeksjonskanaler eller -brønner og multiple produksjonskanaler eller -brønner. I disse tilfeller skal det forstås at volumet og strømningsraten for den injiserte CO2, og volumet og strømningsraten for den produserte saltoppløsning, er de kombi-nerte volumer og strømningsrater gjennom alle injeksjonskaneler og produksjonskanaler, respektivt. Dette betyr at summen av injisert C02-volum balanseres med summen av produsert saltoppløsningsvolum.
Samtidig injeksjon av CO2og produksjon av saltoppløsning fører også til en mer effektiv skilling av reservoaret med CO2, dvs. til en mer fullstendig utskifting av den initielt tilstedeværende saltoppløsningen med CO2. Det estimeres at kapasiteten for den geologiske lagring vil flere titalls ganger større enn med konvensjonelle lagringstek-nikker. Fremgangsmåter i henhold til den foreliggende oppfinnelse reduserer også det såkalte "fingering phenomenon", dvs. at de minimaliserer størrelsen av de bi-passede områder i akviferen. Mer effektiv bruk av reservoarkapasiteten kan således gjøres. I visse utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse blir den volumetriske strømningsraten for den produserte saltoppløsningen (i m<3>per time) regulert på grunn-lag av den volumetriske strømningsraten for den injiserte CO2(i m<3>per time, på injeksjonsstedet).
I en foretrukket utførelsesform er den volumetriske strømningsraten for CO2injisert inn i akviferen, på injeksjonsstedet, i det vesentlige lik den volumetriske strømningsraten for saltoppløsningen produsert fra akviferen. I en annen foretrukket utførelsesform er den gjennomsnittlige volumetriske strømningsraten for injeksjon av CO2inn i akviferen, på injeksjonsstedet, i det vesentlige lik den gjennomsnittlige volumetriske strømnings-raten for produksjon av saltløsning fra akviferen. Den gjennomsnittlige volumetriske strømningsraten kan beregnes over en periode på for eksempel 1 dag, eller 1 uke, eller 1 måned, eller 1 år.
I andre foretrukne utførelsesformer er forholdet mellom den volumetriske strømnings-raten for injeksjon av CO2injisert inn i akviferen, på injeksjonsstedet, og den volumetriske strømningsraten for saltoppløsning produsert fra akviferen regulert til å ligge innenfor området fra 0,6 til 1,4, mer fortrinnsvis fra 0,8 til 1,2, mest fortrinnsvis fra 0,9 til 1,1, eller 1.1 nok en annen foretrukket utførelsesform er forholdet mellom den gjennomsnittlige volumetriske strømningsraten for injeksjon av CO2inn i akviferen, på injeksjonsstedet (over for eksempel 1 dag, 1 uke eller 1 måned), og den gjennomsnittlige volumetriske strømningsraten for produksjon av saltoppløsning fra akviferen (over for eksempel 1 dag, 1 uke eller 1 måned), regulert til å ligge innenfor området fra 0,6 til 1,4, mer fortrinnsvis fra 0,8 til 1,2, mest fortrinnsvis fra 0,9 til 1,1, eller 1).
Det skal forstås at strømningsrater, volumer, temperaturer, trykk og sammensetninger nevnt innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, med mindre det er oppgitt noe annet, er de ved reservoarbetingelser.
Injeksjon av CO2kan oppnås ved å pumpe CO2ned i en kanal eller brønn, fortrinnsvis gjennom en kanal tilveiebrakt i brønnen. CO2blir injisert inn i akviferen gjennom en injeksjonsport tilveiebrakt i kanalen. En injeksjonsport kan, i henhold til den foreliggende oppfinnelse, innbefatte multiple åpninger. De multiple åpninger er passende tilveiebrakt i et fjernt endeparti av kanalen. De kan være tilveiebrakt i et horisontalt parti, eller et skrått parti, eller i et i det vesentlige horisontalt parti, av kanalen. Injeksjon av CO2inn i akviferen kan skje i en vertikal posisjon over produksjonsstedet for saltopp-løsning. Denne konfigurasjonen er spesielt fordelaktig i situasjoner hvor tettheten til den superkritiske C02-sammensetningen er under tettheten til saltoppløsningen i akviferen. I dette tilfellet vil den injiserte CO2akkumuleres i en øvre del av akviferen, og produsere et vannspeil derunder. Med injeksjon av ytterligere mengder CO2inn i akviferen vil dette vannspeilet vandre nedover, og dermed erstatte ytterligere mengder saltoppløsning med CO2. Denne vandringen av vannspeilet med den samtidige erstatningen saltoppløs-ning med CO2betegnes også som en "spyling" (i dette tilfellet en nedoverrettet spyling) gjennom reservoaret.
Injeksjon av CO2inn i akviferen kan imidlertid også skje i en vertikal posisjon under produksjonsstedet for saltoppløsning. Denne konfigurasjonen er spesielt fordelaktig i situasjoner hvor tettheten til den superkritiske CO2er større enn tettheten til saltoppløs-ningen i akviferen. I dette tilfellet vil den injiserte CO2akkumulere i en nedre del av akviferen, og produsere et vannspeil derover. Med injeksjon av ytterligere mengder CO2inn i akviferen, vil vannspeilet vandre oppover i akviferen, og derved erstatte ytterligere mengder saltoppløsning med CO2. En oppoverrettet spyling oppnås således.
I fremgangsmåter i henhold til den foreliggende oppfinnelse blir de(n) vertikale posisjon(er) for injeksjon i forhold til de(n) vertikale posisjon(er) for produksjon valgt basert på tettheten til den injiserte CO2, i forhold til tettheten til den produserte saltoppløsning.
Oppfinnelsen skal nå forklares med henvisning til de vedlagte figurer.
Fig. 1 viser generelt en anordning for innføring av CO2inn i en undergrunnsakvifer i henhold til en første utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. En første kanal 4 er tilveiebrakt for å transportere CO2fra et nivå i det vesentlige over overflaten inn i akviferen 8. Den første kanalen 4 kan være i form av et rør anordnet innenfor foringen til en brønn. Alternativt kan foringen til selve brønnen utgjøre den første kanalen 4. Brønnen er en vertikal brønn, eller en skråstilt eller avviksbrønn. Alternativt er bare en øvre (proksimal) del av kanalen i det vesentlige vertikal eller skråstilt eller avviks.
I denne utførelsesformen er en produksjonsport 7 anordnet vertikalt under injeksjonsport 5, men også innenfor akvifer 8. Denne konfigurasjonen er fordelaktig hvis tettheten til CO2på injeksjonsstedet er lavere enn tettheten til saltoppløsningen i akviferen 8. Produksj onsporten 7 kan være vertikalt innrettet med injeksjonsporten 5, men i utfør-elsesformen vist i fig. 1 er den horisontalt forskjøvet fra injeksjonsporten 5.
I denne konfigurasjonen er injeksjonsporten 5 fordelaktig plassert i en oppoverretning konveks del (antiklinal) av akviferen 8. Injeksjonsporten 5 er da fortrinnsvis plassert under en i oppoverretning konveks del av akvikuden 9 som definerer den øvre grensen for akviferen 8.
Alternativt, som vist i fig. 2, kan produksj onsporten 7 være anordnet vertikalt over injeksjonsporten 5, men innenfor den samme akviferen 8. Denne konfigurasjonen er
spesielt fordelaktig dersom tettheten til C02på injeksjonsstedet er større enn tettheten til saltoppløsningen. Produksj onsporten 7 kan være vertikalt innrettet med injeksjonsporten 5, eller kan være horisontalt forskjøvet fra injeksjonsporten 5.1 denne utførelsesformen er det foretrukket at injeksjonsporten 5 er plassert i en nedoverretning konveks del (en synklinal) av akviferen 8. Injeksjonsporten 5 er således plassert over en i nedoverretning konveks del av akvikluden 6 som definerer den nedre grensen for akviferen 8.
Som vist i fig. 3, kan den første kanalen 4 inkludere en i det vesentlige vertikal del i et proksimalt område, og en i det vesentlige horisontaldel i et fjernt område av kanalen 4. Den horisontale delen av den første kanalen 4 er fortrinnsvis anordnet innenfor akviferen 8. Den første kanalen 4 inkluderer fortrinnsvis en C02-innløpsport 1 for mottak av CO2fra en egnet CCVkilde (ikke vist). C02-innløpsporten kan innbefatte koblingsmidler for å kobles til en egnet kilde for CO2. Egnede kilder for CO2er for eksempel en C02-rørledning eller en CCVbeholder.
Den første kanalen 4 er tilveiebrakt i en brønn som strekker seg fra over overflaten og til et punkt inne i akviferen 8.
Første strømningsratereguleringsmidler 2 er tilveiebrakt i forbindelse med den første kanalen 4. De første strømningsratereguleringsmidler 2 er for eksempel tilveiebrakt i den første kanalen 4. Første strømningsratereguleringsmidler 2 er tilveiebrakt for regulering av strømningsraten for CO2i den første kanalen 4, eller for regulering av mengden CO2injisert i injeksjonsporten 5 i en viss tidsperiode, første strømningsrate-reguleringsmidler 2 innbefatter fortrinnsvis en regulerbar pumpe, eller en regulerbar ventil, eller både en regulerbar pumpe og en regulerbar ventil.
I sin enkleste form er injeksjonsporten 5 en enkelt åpning i et fjernt endeparti av den første kanalen 4. Alternativt, som vist i fig. 3, kan injeksjonsporten 5 innbefatte multiple åpninger 14a, 14b, 14c,.... 14z i et fjernt endeparti av den første kanalen 4. Det fjerne endepartiet til den første kanalen 4 er fortrinnsvis i det vesentlige horisontalt. Multiple åpninger i en i det vesentlige horisontalt endeparti muliggjør injeksjon av CO2i multiple posisjoner som har i det vesentlige den samme vertikale posisjonen. De multiple åpninger kan være i form av multiple slisser innenfor et fjernt endeparti av den første kanalen 4. De multiple åpninger kan være tilveiebrakt i et i det vesentlige horisontalt parti av den første kanalen 4, eller i et skrått eller avvikende parti av den første kanalen 4. Fortrinnsvis er den første kanalen 4 tilveiebrakt i en svært avvikende brønn (en hensiktsfullt avvikende brønn).
Fortrinnsvis er antallet åpninger i injeksjonsporten 5 over 1,2, 5,10, 50,100, 300, 500
eller 1000. Likeledes er antallet åpninger i injeksjonsporten 5 fortrinnsvis under 2, 5,10, 50,100, 300, 500,1000, 2000 eller 5000. Det fjerne endeområdet er fortrinnsvis anordnet fullstendig inne i akviferen. Fortrinnsvis er alle åpningene i injeksjonsporten 5 inne1den samme akviferen 8.
Et fjernt endeområde er, i henhold til oppfinnelsen, fortrinnsvis minst 5 m, 10, 20 m, 50 m, 100 m eller 200 m langt. På den andre siden er det fjerne endeområdet fortrinnsvis mindre enn 10 m, 100 m, 400 m, 800 m, 1,5 km eller mest fortrinnsvis mindre enn 3 km langt. En andre kanal 10 innbefatter en produksjonsport 7.1 sin enkleste form er produksj onsporten 7 i form av en åpning i et fjernt endeparti av den andre kanalen 10. Alternativt kan produksj onsporten 7 innbefatte multiple åpninger i et fjernt endeparti av den andre kanalen 10. Det fjerne endepartiet av den andre kanalen 10 kan innbefatte et i det vesentlige horisontalt parti. Multiple åpninger i et i det vesentlige horisont endeparti muliggjør produksjon av saltoppløsning gjennom multiple åpninger ved i det vesentlige den samme vertikale høyde eller nivå. De multiple åpninger kan være i form av multiple slisser innenfor et fjernt endeparti av den andre kanalen 10. De multiple åpninger kan også være tilveiebrakt i et i det vesentlige horisonsalt, eller skråstilt eller avvikende parti av den andre ledningen 10.
Ved bruk av multiple horisontale eller skråstilte fjerne endepartier kan antallet åpninger i produksjonsporten 7 økes ytterligere. Fortrinnsvis er antallet åpninger i produksjonsporten 7 over 1, 2, 5, 10, 50, 100, 300, 500 eller 1000. Likeledes er antallet åpninger i produksjonsporten 7 fortrinnsvis under 2, 5,10, 50,100, 300, 500,1000 eller 2000.
Det fjerne endeområdet er fortrinnsvis plassert fullstendig inne i akviferen. Fortrinnsvis er alle åpninger i produksjonsporten 7 inne i den samme akviferen 8.
Den andre kanalen 10 er tilveiebrakt for å produsere og/eller transportere saltoppløsning fra akviferen 8 til et nivå i det vesentlige over overflaten. Den andre kanalen 10 er fortrinnsvis i form av et rør anordnet innenfor foringen til en brønn. Alternativt utgjør selve foringen til brønnen den andre kanalen 10. Brønnen er generelt en vertikal brønn, men kan også være en skrånende brønn. Fortrinnsvis er i det minste en øvre (proksimal) del av brønnen i det vesentlige vertikal. I foretrukne utførelsesformer inkluderer den andre kanalen 10 et horisontalt parti i dens fjerne ende. Horisontale partier av den andre kanalen 10 er fortrinnsvis fullstendig inne i akviferen 8. Den andre kanalen 5 kan således være tilveiebrakt i en svært avvikende brønn (en hensiktsfullt avvikende brønn) for å øke det mulige antallet åpninger 14a-14z for produksjon av saltoppløsning fra akviferen.
Den andre kanalen 10 inkluderer fortrinnsvis en utløpsport 13, i det vesentlige over overflaten. Utløpsporten 13 er avpasset for å tilveiebringe saltoppløsning til et reservoar eller en rørledning (ikke vist). For dette formål er utløpsporten 13 tilveiebrakt med egnede koblingsmidler og/eller ventilmidler.
Andre strømningsratereguleringsmidler 11 er tilveiebrakt i forbindelse med den andre kanalen 10. De andre strømningsratereguleringsmidler 11 er for eksempel tilveiebrakt i den andre kanalen 10. De andre strømningsratereguleringsmidler 11 er tilveiebrakt for regulering av strømningsraten for saltoppløsning i den andre kanalen 10, eller for å regulere mengden saltoppløsning produsert fra produksjonsporten 7. De andre strøm-ningsratereguleringsmidler 11 innbefatter fortrinnsvis en regulerbar pumpe, eller en regulerbar ventil, eller både en regulerbare pumpe og en regulerbar ventil.
I en utførelsesform er alle åpninger i injeksjonsporten 5 tilveiebrakt i en øvre del av akviferen 8, og alle åpninger i produksjonsporten 7 er i en nedre del av akviferen 8. En "øvre del del av en akvifer" skal, i denne kontekst, forstås å relateres til kvaliteten av posisjoner innenfor akviferen 8, idet den vertikale avstand for hver nevnte posisjon til den øvre grensen 9 er større enn den vertikale avstanden for hver nevnte posisjon til den nedre grensen 6 av akviferen. Denne konfigurasjonen er fordelaktig hvis tettheten til CO2injisert inn i akviferen er under den til saltoppløsningen produsert fra akviferen.
I en alternativ utførelsesform er alle åpninger til injeksjonsporten 5 tilveiebrakt i en nedre del av akviferen 8, og alle åpninger til produksjonsporten 7 er i en øvre del av akviferen 8. Denne konfigurasjonen er fordelaktig dersom tettheten til CO2injisert inn i akviferen er større enn den for saltoppløsningen produsert fra akviferen.
Eksempler
Eksempel 1
Karbondioksid blir blandet med n-butan ved et forhold lik 97 mol-% CO2og 3 mol-% n-butan. C02-sammensetningen blir tilsatt til en akvifer i en første vertikal posisjon og vann blir produsert fra akviferen i en andre vertikal posisjon. CCVblandingen, ved reservoarbetingelser (p = 700 bar, T = 55°C), har en tetthet over den for det ekstraherte vannet (1000 kg/m<3>). C02-sammensetningen blir således tilsatt til akviferen i en vertikal posisjon under den vertikale posisjonen for vannproduksjon.
Eksempel 2
En karbondioksidsammensetning inneholder 98 mol-% CO2og 2 mol-% C6 alkan. C02-sammensetningen blir tilsatt til en akvifer i en første vertikal posisjon og vann blir produsert fra akviferen i en andre vertikal posisjon. CCVblandingen, ved reservoarbetingelser (p = 700 bar, T = 56°C), har en tetthet over den for vann (1000 kg/m<3>). C02-sammensetningen blir således tilsatt akviferen i en vertikal posisjon under den vertikale posisjonen for vannproduksjon.
Eksempel 3
Karbondioksid blir blandet med butan ved et forhold lik 95 mol-% CO2og 5 mol-% monoetylenglykol. C02-sammensetningen blir tilsatt til en akvifer i en første vertikal posisjon og vann blir produsert fra akviferen i en andre vertikal posisjon. C02-blandingen, ved reservoarbetingelser (p = 500 bar, T = 40°C), har en tetthet over den for vann (1000 kg/m<3>). C02-sammensetningen blir således tilsatt akviferen i en vertikal posisjon under den vertikale posisjonen for vannproduksjon.
Eksempel 4
Karbondioksid blir blandet med butan ved et forhold lik 97 mol-% C02og 3 mol-% etan. C02-sammensetningen blir tilsatt til en akvifer i en første vertikal posisjon og vann blir produsert fra akviferen i en andre vertikal posisjon. CCVblandingen, ved reservoarbetingelser (p = 100 bar, T = 35°C), har en tetthet under 900 kg/m<3>. C02-sammensetningen blir således tilsatt til akviferen i en vertikal posisjon over den vertikale posisjonen for vannproduksjon.
Eksempel 5
Karbondioksid blir blandet med butan ved et forhold lik 97 mol-% C02og 3 mol-%» C3 alkan. C02-sammensetningen blir tilsatt til en akvifer i en første vertikal posisjon og vann blir produsert fra akviferen i en andre vertikal posisjon. CCVblandingen, ved reservoarbetingelser (p = 200 bar, T = 35°C), har en tetthet under 900 kg/m<3>. C02-sammensetningen blir således tilsatt til akviferen i en vertikal posisjon over den vertikale posisjonen for vannproduksjon.
Claims (15)
1.
Fremgangsmåte for innføring av en C02-sammensetning inn i en akvifer (8) for lagring av CO2deri, hvilken fremgangsmåten innbefatter injeksjon av CO2i en superkritisk tilstand inn1akviferen (8) i én eller multiple første vertikale posisjoner; og trekke ut saltoppløsning fra akviferen (8) i én eller multiple andre vertikale posisjoner; idet hvilke som helst av de første vertikale posisjoner er distinkte fra hvilke som helst av de andre vertikale posisjoner.
2.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, hvori den nederste av de første vertikale posisjoner er over den høyeste av de andre vertikale posisjoner, og tettheten til CCVsammenset-ningen, på respektive injeksjonssteder, er mindre enn tettheten til saltoppløsningen i akviferen.
3.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, hvori den høyeste av de første vertikale posisjoner er lavere enn den laveste av de andre vertikale posisjoner, og tettheten til CO2-sammensetningen, på de respektive injeksjonssteder er større enn tettheten til saltoppløsningen i akviferen.
4.
Fremgangsmåte i henhold til krav 2, hvori C02-sammensetningen blir injisert inn i akviferen (8)1en oppoverretning konveks del av akviferen.
5.
Fremgangsmåte i henhold til krav 3, hvori C02-sammensetningen blir injisert inn i akviferen i en nedoverretning konveks del av akviferen (8).
6.
Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av de ovenstående krav, hvori forholdet mellom volumet til C02-sammensetningen injisert inn i akviferen, på injeksjonsstedet, og volumet til saltoppløsningen trukket ut fra akviferen, blir regulert til å være på et nivå fra 0,6 til 1,4.
7.
Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av de ovenstående krav, hvori mengden CO2injisert per tidsenhete, og mengden saltoppløsning produsert per tidsenhet, blir regulert til å være ved et nivå slik at gjennomsnittstrykket i akviferen (8) forblir konstant.
8.
Fremgangsmåte1henhold til et hvilket som helst av de ovenstående krav, hvori tettheten til C02-sammensetningen på injeksjonsstedet blir regulert.
9.
Anordning for innføring av en C02-sammensetning inn i en akvifer (8), hvilken anordning innbefatter: i det minste én første kanal (4) som hver innbefatter en injeksjonsport (5), idet hver injeksjonsport (5) innbefatter én eller flere åpninger (14a, 14z) i første vertikale posisjoner, i det minste én andre kanal (10) som hver innbefatter en produksjonsport (7), idet hver produksjonsport (7) innbefatter én eller flere åpninger i andre vertikale posisjoner, første strømningsratereguleringsmidler (2) for regulering av den volumetriske strømningsraten for CO2injisert gjennom injeksjonsportene (5) og inn i akviferen, andre strømningsratereguleringsmidler (11) for regulering av den volumetriske strømningsraten for saltoppløsning trukket ut fra akviferen (8) gjennom produksjonsporter (7), tetthetsregulerende midler (3) for regulering av tettheten til nevnte CO2på injeksjonsstedet, hvori hvilke som helst av de første vertikale posisjoner er distinkte fra hvilke som helst av de andre vertikale posisjoner.
10.
Anordning i henhold til krav 9, hvori den nederste av de første vertikale posisjoner er over den høyeste av de andre vertikale posisjoner, og det tetthetsregulerende middel (3) er avpasset til å regulere tettheten til C02-sammensetningen, på injeksjonsstedet, til en tetthet under tettheten til saltoppløsningen i akviferen.
11.
Anordning i henhold til krav 9, hvori den høyeste av de første vertikale posisjoner er under den laveste av de andre vertikale posisjoner, og at det tetthetsregulerende middel (3) er avpasset til å regulere tettheten til nevnte CO2, på injeksjonsstedet, til en tetthet som er større enn tettheten til saltoppløsningen i akviferen.
12.
Anordning i henhold til et hvilket som helst av kravene 9 til 11, ytterligere innbefattende reguleringsmidler (12) for regulering av de første strømningsratereguleringsmidler (3) og de andre strømningsratereguleringsmidler (11), og idet reguleringsmidlet (12) er avpasset til å regulere de første (3) og andre (11) strømningsratereguleringsmidler til å effekture et forhold mellom den volumetriske strømningsraten for injisert CO2. på injeksjonsstedet, og den volumetriske strømningsraten for produsert saltoppløsning fra 0,8 til 1,2.
13.
Anordning i henhold til et hvilket som helst av kravene 9 til 11, hvori det første strømningsratereguleringsmiddel (3) innbefatter en regulerbar pumpe eller en regulerbar ventil.
14.
Anordning i henhold til et hvilket som helst av kravene 9 til 13, hvori det andre strømningsratereguleringsmiddel (11) innbefatter en regulerbar pumpe eller en regulerbar ventil.
15.
Anordning i henhold til et hvilket som helst av kravene 9 til 14, hvori injeksjonsportene (5) og produksjonsportene (7) er vertikalt innrettet.
Priority Applications (9)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20100960A NO333942B1 (no) | 2010-07-01 | 2010-07-01 | Fremgangsmåter for lagring av karbondioksidsammensetninger i geologiske undergrunnsformasjoner og anordninger for bruk i slike fremgangsmåter |
| CA2804097A CA2804097C (en) | 2010-07-01 | 2011-06-30 | Methods for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and arrangements for use in such methods |
| US13/807,673 US9187246B2 (en) | 2010-07-01 | 2011-06-30 | Methods for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and arrangements for use in such methods |
| PT11729407T PT2588712T (pt) | 2010-07-01 | 2011-06-30 | Métodos para armazenar composições de dióxido de carbono em formações geológicas subterrâneas e sistemas para utilização em tais métodos |
| PCT/EP2011/061009 WO2012001105A1 (en) | 2010-07-01 | 2011-06-30 | Methods for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and arrangements for use in such methods |
| BR112012033610-0A BR112012033610B1 (pt) | 2010-07-01 | 2011-06-30 | Processos para estocagem de composições de dióxido de carbono em formações geológicas subterrâneas e arranjos para uso em tais processos |
| AU2011273453A AU2011273453B2 (en) | 2010-07-01 | 2011-06-30 | Methods for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and arrangements for use in such methods |
| EP11729407.4A EP2588712B1 (en) | 2010-07-01 | 2011-06-30 | Methods for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and arrangements for use in such methods |
| ES11729407T ES2735505T3 (es) | 2010-07-01 | 2011-06-30 | Métodos para almacenar composiciones de dióxido de carbono en formaciones geológicas subterráneas y disposiciones para usar en dichos métodos |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20100960A NO333942B1 (no) | 2010-07-01 | 2010-07-01 | Fremgangsmåter for lagring av karbondioksidsammensetninger i geologiske undergrunnsformasjoner og anordninger for bruk i slike fremgangsmåter |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20100960A1 true NO20100960A1 (no) | 2012-01-02 |
| NO333942B1 NO333942B1 (no) | 2013-10-28 |
Family
ID=44627898
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20100960A NO333942B1 (no) | 2010-07-01 | 2010-07-01 | Fremgangsmåter for lagring av karbondioksidsammensetninger i geologiske undergrunnsformasjoner og anordninger for bruk i slike fremgangsmåter |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9187246B2 (no) |
| EP (1) | EP2588712B1 (no) |
| AU (1) | AU2011273453B2 (no) |
| BR (1) | BR112012033610B1 (no) |
| CA (1) | CA2804097C (no) |
| ES (1) | ES2735505T3 (no) |
| NO (1) | NO333942B1 (no) |
| PT (1) | PT2588712T (no) |
| WO (1) | WO2012001105A1 (no) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9353683B2 (en) * | 2011-11-15 | 2016-05-31 | Conocophillips Company | Method for storing compressed air in porous subsurface locations |
| ES2580880B2 (es) * | 2015-02-27 | 2017-02-08 | Fundación Ciudad De La Energía | Procedimiento industrial de inyección de CO2 denso desde condiciones de transporte por tubería a condiciones de almacenamiento geológico permanente |
| JP6043458B1 (ja) * | 2016-10-17 | 2016-12-14 | 弘志 小山 | 天然ガス採取方法 |
| KR101967344B1 (ko) * | 2017-08-25 | 2019-04-09 | 한국과학기술원 | 이산화탄소의 지중 저장 시스템 및 이산화탄소의 지중 저장 방법 |
| FR3087475B1 (fr) * | 2018-10-22 | 2021-05-07 | Ifp Energies Now | Procede et systeme d’injection de gaz en sous-sol |
| WO2023287792A1 (en) * | 2021-07-13 | 2023-01-19 | Terracoh Inc. | Systems and methods for carbon dioxide sequestration injection |
| US20230087878A1 (en) * | 2021-09-21 | 2023-03-23 | Saudi Arabian Oil Company | Combined carbon dioxide disposal and freshwater production from a saline aquifer |
| CN114776251B (zh) * | 2022-04-22 | 2023-11-03 | 重庆大学 | 枯竭页岩油气藏二氧化碳强化封存方法 |
| WO2023225467A1 (en) * | 2022-05-15 | 2023-11-23 | Advantek Waste Management Services, Llc | Carbon dioxide sequestration in horizontal subterranean wells |
| WO2023244855A1 (en) * | 2022-06-17 | 2023-12-21 | Air Products And Chemicals, Inc. | Methods and systems to manage impure co2 injection |
| US20240068331A1 (en) * | 2022-08-25 | 2024-02-29 | Aramco Services Company | Method for using co2 storage in structural lows to enhance reservoir drive mechanisms |
| CN116658137B (zh) * | 2023-07-21 | 2023-10-31 | 中国石油大学(华东) | 一种含水层co₂封存与自流注水增产原油方法与系统 |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3438203A (en) * | 1967-08-08 | 1969-04-15 | Shell Oil Co | Method of removing hydrocarbons from salt caverns |
| US3538340A (en) * | 1968-03-20 | 1970-11-03 | William J Lang | Method and apparatus for generating power |
| US3519076A (en) * | 1968-10-17 | 1970-07-07 | Mobil Oil Corp | Gas injection method for recovering oil |
| US4365978A (en) * | 1980-03-25 | 1982-12-28 | Shell Oil Company | Storage of liquid hydrocarbons in salt dome caverns |
| US4609043A (en) | 1984-10-22 | 1986-09-02 | Mobil Oil Corporation | Enhanced oil recovery using carbon dioxide |
| FR2586437B1 (fr) * | 1985-08-21 | 1987-12-18 | Geostock | Puisard pour cavite souterraine de stockage de gaz liquefie sous pression |
| US4632601A (en) * | 1985-11-01 | 1986-12-30 | Kuwada James T | System and method for disposal of noncondensable gases from geothermal wells |
| US4626131A (en) * | 1985-12-13 | 1986-12-02 | The Dow Chemical Company | Underground liquid storage system and method |
| US4991624A (en) * | 1989-02-27 | 1991-02-12 | Safety Services, Inc. | Safety valves and control apparatus |
| US5129759A (en) * | 1991-07-23 | 1992-07-14 | Pb-Kbb, Inc. | Offshore storage facility and terminal |
| JPH06170215A (ja) | 1992-12-07 | 1994-06-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 地中への二酸化炭素圧入方法 |
| US5394942A (en) | 1993-11-02 | 1995-03-07 | Aqua Freed Of New York, Inc. | Method for stimulation of liquid flow in a well |
| FR2731042B1 (fr) * | 1995-02-28 | 1997-04-25 | Geostock Societe Francaise De | Procede de mise en gaz d'une cavite saline |
| NO317870B1 (no) | 1998-09-16 | 2004-12-27 | Statoil Asa | Fremgangsmate for a fremstille en H<N>2</N>-rik gass og en CO<N>2</N>-rik gass ved hoyt trykk |
| US7150320B2 (en) * | 1999-05-07 | 2006-12-19 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
| US7172030B2 (en) * | 2003-10-06 | 2007-02-06 | Beavert Gas Services Ltd. | Applications of waste gas injection into natural gas reservoirs |
| DE102004004689B4 (de) | 2004-01-29 | 2006-10-05 | Clauser, Christoph, Prof. Dr. | Verfahren und eine Anordnung zur Speicherung und dauerhaften Fixierung von in Wasser gelöstem CO2 in geologischen Formationen |
| US7258508B2 (en) * | 2005-03-08 | 2007-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Annular safety and flow control system for underground gas storage |
| JP5347154B2 (ja) * | 2006-06-28 | 2013-11-20 | 小出 仁 | 二酸化炭素地中貯留の処理方法及びその処理システム |
| JP3908780B1 (ja) * | 2006-09-27 | 2007-04-25 | 石油資源開発株式会社 | 二酸化炭素溶解水による水溶性天然ガスの回収方法 |
| EP2142451B1 (en) * | 2007-04-27 | 2012-06-20 | Enertech Environmental, Inc. | Disposal of slurry in underground geologic formations |
| CN101190743B (zh) * | 2007-11-30 | 2013-11-06 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 基于混合流体自分离的二氧化碳地质封存方法 |
| WO2010024949A2 (en) * | 2008-03-04 | 2010-03-04 | Brigham Young University | Methods for stable sequestration of carbon dioxide in an aquifer |
| US8176984B2 (en) * | 2008-07-03 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for downhole sequestration of carbon dioxide |
| US8127842B2 (en) * | 2008-08-12 | 2012-03-06 | Linde Aktiengesellschaft | Bitumen production method |
| US8783371B2 (en) * | 2009-01-08 | 2014-07-22 | Gerald Blount | Subsurface capture of carbon dioxide |
| EP2233690A1 (en) * | 2009-03-13 | 2010-09-29 | BP Alternative Energy International Limited | Fluid injection |
| US8496060B2 (en) * | 2009-07-20 | 2013-07-30 | Daniel R. Zebrowski | Method for sequestering carbon dioxide in geological formations |
| US8454268B2 (en) * | 2009-08-11 | 2013-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Gaseous sequestration methods and systems |
-
2010
- 2010-07-01 NO NO20100960A patent/NO333942B1/no unknown
-
2011
- 2011-06-30 PT PT11729407T patent/PT2588712T/pt unknown
- 2011-06-30 US US13/807,673 patent/US9187246B2/en active Active
- 2011-06-30 CA CA2804097A patent/CA2804097C/en active Active
- 2011-06-30 EP EP11729407.4A patent/EP2588712B1/en active Active
- 2011-06-30 ES ES11729407T patent/ES2735505T3/es active Active
- 2011-06-30 AU AU2011273453A patent/AU2011273453B2/en active Active
- 2011-06-30 WO PCT/EP2011/061009 patent/WO2012001105A1/en active Application Filing
- 2011-06-30 BR BR112012033610-0A patent/BR112012033610B1/pt active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2804097A1 (en) | 2012-01-05 |
| PT2588712T (pt) | 2019-07-25 |
| AU2011273453A1 (en) | 2013-01-24 |
| EP2588712B1 (en) | 2019-04-24 |
| AU2011273453B2 (en) | 2016-03-10 |
| WO2012001105A1 (en) | 2012-01-05 |
| ES2735505T3 (es) | 2019-12-19 |
| US9187246B2 (en) | 2015-11-17 |
| NO333942B1 (no) | 2013-10-28 |
| EP2588712A1 (en) | 2013-05-08 |
| BR112012033610B1 (pt) | 2020-02-11 |
| US20130170910A1 (en) | 2013-07-04 |
| CA2804097C (en) | 2018-10-16 |
| BR112012033610A2 (pt) | 2017-01-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20100960A1 (no) | Fremgangsmater for lagring av karbondioksidsammensetninger i geologiske undergrunnsformasjoner og anordninger for bruk i slike fremgangsmater | |
| CA2812470C (en) | Methods for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an apparatus for carrying out the method | |
| CN102165138B (zh) | 用于从天然气水合物油气藏和常规烃油气藏联合产出和处理烃的方法和系统 | |
| WO2012021810A2 (en) | Storing carbon dioxide and producing methane and geothermal energy from deep saline aquifers | |
| EA031016B1 (ru) | Способ добычи углеводородов с использованием каверн | |
| RU2011148494A (ru) | Способ добычи природного газа из газогидратных залежей и устройство для его осуществления | |
| EP2726701B1 (en) | A method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods | |
| US20230016334A1 (en) | Systems and methods for carbon dioxide sequestration injection | |
| AU2011373946B2 (en) | Recovery methods for hydrocarbon gas reservoirs | |
| US20130223935A1 (en) | Methods and arrangements for carbon dioxide storage in subterranean geological formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: TANDBERGS PATENTKONTOR AS, POSTBOKS 1570 VIKA, 011 |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: DEHNS NORDIC AS, FORNEBUVEIEN 33, 1366 LYSAKER |