A digitalização apoia a expansão dos esforços de CCS

À medida que as empresas de petróleo e gás procuram reduzir a pegada de carbono das suas operações, a captura e armazenamento de carbono (CCS) é uma grande promessa. Com a CCS, as emissões de dióxido de carbono (CO2) são capturadas, transportadas para locais de armazenamento de CO2 e injetadas em formações geológicas subterrâneas profundas, onde permanecem durante um futuro previsível (Fig. 1). Poços desativados podem ser usados ​​como locais de injeção, o que é especialmente atraente para empresas de petróleo e gás.

O sucesso das implementações de CCS depende de vários factores, incluindo a disponibilidade e o custo das tecnologias de captura, a distância entre os locais de origem e de injecção, o ambiente geológico, o modelo de financiamento e o ambiente regulamentar e político. Os dados e a gestão eficiente dos dados sustentam estes factores e são fundamentais para o sucesso de uma iniciativa de CCS. Dentro destes pilares fundamentais, a caracterização, monitorização e otimização do local e os créditos fiscais são considerações fundamentais que influenciam a forma como um programa de CCS toma forma.

A caracterização do local determina a capacidade O uso adequado de dados na caracterização do local garante uma avaliação precisa da capacidade do subsolo para injeção de CO2 e é necessário para determinar os requisitos de investimento financeiro. Os esforços de caracterização do local concentram-se na coleta e análise de dados para reunir detalhes sobre a geologia do subsolo, perfil de pressão dos poros e sistema de tensão geomecânica.

A disponibilidade, a safra e a qualidade dos dados são essenciais para determinar a adequação de um local para CCS, sejam esses locais reservatórios ativos de hidrocarbonetos ou aquíferos salinos mais profundos. Novos dados, embora dispendiosos, devem complementar qualquer informação em falta para provar a viabilidade subterrânea para a injecção de CO2.

O trabalho da Ikon Science com o British Geological Survey (BGS) como parte do consórcio REX-CO2 para avaliar a potencial reutilização de poços para injeção de CO2 na plataforma continental do Reino Unido demonstra a importância da caracterização do local em projetos de CCS. A investigação de reutilização de poços concentrou-se no aquífero salino de Bunter Closure 36, na bacia meridional do Mar do Norte, e no campo de gás esgotado de Hamilton, na bacia do Mar da Irlanda Oriental. Bunter Closure 36 é uma grande estrutura em forma de cúpula que foi alvo de um poço de exploração na década de 1960; no entanto, o reservatório foi abandonado. Na década de 1980, um poço de exploração foi perfurado através do Bunter Closure 36, desta vez visando um reservatório nas medidas de carvão muito mais profundas do Carbonífero. Este último poço levou à descoberta do campo de gás Schooner e, durante as décadas que se seguiram, numerosos poços de produção foram perfurados através do Bunter Closure 36 para produzir gás a partir deste alvo mais profundo. Como resultado, um grande número de penetrações de poços passaram pelo Bunter Closure 36 e estarão sujeitos a descomissionamento nos próximos anos.

Ikon usou o programa de software RokDoc para analisar uma seleção de poços regionais, bem como aqueles que perfuraram o Bunter Closure 36 para avaliar o subsolo e verificar a adequação desses poços para reutilização e injeção e armazenamento de CO2 (Fig. 2). Como os poços nas imediações do estudo de caso Bunter Closure 36 não possuíam medições abrangentes de dados de pressão, como aqueles de um testador de formação repetida e um testador de dinâmica de formação modular, devido ao direcionamento de reservatórios carboníferos mais profundos, o banco de dados de poços do sul do Mar do Norte da Ikon foi usado para examinar poços regionais dentro do mesmo reservatório e bloco de falha para preencher os dados faltantes.

Este estudo regional permitiu à equipe determinar que os efeitos de esgotamento dos campos produtores, como o campo de gás Esmond, eram mínimos (Fig. 3) e que a pressão atual provavelmente seria quase hidrostática, ou potencialmente sobrepressurizada para cerca de 200 psi. . Os dados mostraram que o reservatório estava conectado e demonstrou boa porosidade e permeabilidade em longa distância. Os resultados dessas investigações iniciais sobre dois parâmetros-chave que indicam a adequação geológica do campo para injeção de CO2 – pressão do reservatório e resistência à fratura do selo – permitiram que Ikon e BGS calculassem e confirmassem a presença de tensão vertical efetiva suficiente dentro do reservatório para CO2 seguro. contenção. Sem dados e um gerenciamento eficiente de dados, essas determinações vitais de caracterização de locais não teriam sido possíveis.