Investigazione sperimentale e teorica dei meccanismi di essiccazione durante l'iniezione di CO2 in serbatoi salini

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 9155 (2023) Citare questo articolo

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Una risorsa di stoccaggio della CO2 valida deve avere una capacità di stoccaggio sufficiente, un’efficienza di contenimento affidabile e un’adeguata iniettività dei pozzi. Le formazioni saline profonde si distinguono per capacità di accumulo ed efficienza di contenimento. Tuttavia, il prosciugamento della salamoia e la precipitazione del sale nella regione vicina al pozzo potrebbero compromettere l’iniettività della CO2 nei serbatoi salini profondi, riducendo così il loro potenziale di stoccaggio della CO2. Sono stati utilizzati esperimenti di inondazione del nucleo e modelli analitici per studiare vari meccanismi di precipitazione salina esterna e interna. In particolare, è stato studiato l'impatto dell'estensione della regione di dry-out sull'iniettività della CO2. Si è scoperto che, per le rocce ad alta permeabilità, l’iniezione di CO2 a velocità di iniezione relativamente basse potrebbe provocare la deposizione di panelli salini all’ingresso dell’iniezione, soprattutto in condizioni di elevata salinità. È stato inoltre riscontrato che l’estensione della regione secca non ha un impatto significativo sull’iniettività della CO2. Sebbene l’entità del deterioramento dell’iniettività della CO2 sia aumentata più di due volte quando la salinità iniziale della salamoia è stata raddoppiata, i cambiamenti in tempo reale nell’iniettività della CO2 durante il processo di essiccazione sono risultati indipendenti dalla salinità iniziale della salamoia. Abbiamo dimostrato che il modello a fascio di tubi potrebbe fornire informazioni utili sul processo di vaporizzazione della salamoia e di deposizione del sale nella regione di essiccazione durante l’iniezione di CO2. Questo lavoro fornisce una comprensione fondamentale dell’effetto della precipitazione del sale sull’iniettività della CO2.

I prerequisiti per il successo della cattura, utilizzo e stoccaggio del carbonio (CCUS) sono una solida efficienza di contenimento, un adeguato volume di stoccaggio e una sufficiente iniettività nei pozzi, per iniettare grandi quantità di CO2 a portate pratiche1. Le formazioni saline profonde sono risorse di stoccaggio adatte per CCUS in base alla loro capacità di stoccaggio e contenimento2,3,4,5,6,7. Tuttavia, la precipitazione del sale dovuta alla vaporizzazione della salamoia, soprattutto in prossimità del pozzo, durante l'iniezione di CO2, potrebbe influenzare l'iniettività della CO2 nelle formazioni saline profonde8,9,10,11,12,13. I fattori alla base del deterioramento dell'iniettività della CO2 indotto dalla precipitazione del sale sono stati ampiamente studiati e identificati per includere la concentrazione di sale nella salamoia, le proprietà petrofisiche e petrografiche della roccia, la velocità di essiccazione, l'estensione della zona di disidratazione, la solidità saturazione salina negli spazi porosi dopo l'essiccazione, distribuzione dei sali precipitati all'interno dei pori e proprietà petrofisiche della roccia serbatoio14,15.

La precipitazione o l'incrostazione del sale ha rappresentato una delle principali sfide per i danni alla formazione nelle operazioni dei giacimenti petroliferi sin dall'inizio del settore. Nelle operazioni sul campo che comportano iniezione, stoccaggio e produzione di gas naturale; sono stati riscontrati e segnalati vari livelli di compromissione dell'iniettività legati direttamente e indirettamente alla precipitazione del sale16,17,18,19. Da esperimenti di laboratorio sono stati segnalati un deterioramento della permeabilità compreso tra il 13 e l'83% e una riduzione della porosità di circa il 2–15%.9,11,12,20,21,22,23,24. Rigorose simulazioni teoriche hanno inoltre confermato i risultati sperimentali e sul campo riportati23,25,26,27,28,29,30. Cui et al., (2023) hanno compilato un aggiornamento più recente del deterioramento dell'iniettività indotto dalla precipitazione del sale che è stato riportato da vari ricercatori attraverso studi sperimentali e di modellizzazione. In generale, il deterioramento della porosità è stato inferiore rispetto ai cambiamenti di permeabilità poiché la deposizione di sale nei percorsi del flusso ha un impatto maggiore sulla permeabilità rispetto alla porosità.

Durante l'iniezione di CO2 nella roccia piena di salamoia, il gas iniettato inizialmente sposta la salamoia mobile fuori dalla roccia. Durante questa fase di spostamento immiscibile, il trasferimento di massa tra il gas e la fase acquosa spostata è minimo. Dopo che la salamoia mobile è stata spostata, l'iniezione continua di CO2, soprattutto nelle tipiche condizioni di iniezione sul campo, provoca la vaporizzazione della salamoia, l'essiccazione e la precipitazione del sale. Generalmente la zona di essiccazione si estende nella formazione con il tempo di iniezione dopo l'inizio del processo di essiccazione. Alcuni studi sperimentali e numerici hanno in parte esaminato qualitativamente e quantitativamente i meccanismi alla base dello sviluppo della zona di secca9,25,27,31,32,33,34,35. Tuttavia, per quanto a conoscenza degli autori, non sono stati condotti studi sperimentali o modellistici che abbiano tentato di monitorare l’estensione della zona di disidratazione in tempo reale ed esaminarne l’impatto sulla compromissione dell’iniettività.