Fundamentals of modelling CO 2 movement underground. Global CCS Institute Webinar: Additional Q&A

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1 Fundamentals of modelling CO 2 movement underground Global CCS Institute Webinar: Additional Q&A

2 1. Vanessa, thank you so much for the presentation. How detailed should the geologic model be to adequately model the injection process during the simulation? The level of detail in a geologic model varies depending on the questions the dynamic model is required to answer. Given the lack of detailed geologic data, particularly in saline aquifer projects, it is merely impossible to create a meaningful detailed geologic model during the initial stages of projects. Simpler quick-look models such as layer cake models with reasonable stochastic distributions based, for example, on facies distributions for the site s depositional system are useful in the initial understanding of parameters that are influential on the CO 2 flood conformance. Results from this initial quick-look model inform the additional data gathering process needed to refine the model into a deterministic geologic model. 2. What is the maximum depth at which CO 2 can be injected? There is no consideration for maximum depth in the selection criteria for saline aquifers. However, some authors suggest a maximum depth for economic reasons, mostly related to compression costs, which vary from 11,000 ft (3,350 m) to 12,000 ft (3,650 m). 3. Could you explain the work scheme from the thermodynamic perspective? The phase equilibrium and thermodynamic properties of the particular fluid system need to be studied at the relevant temperature and pressure ranges. For this, impurities in the CO 2 stream need to be known, as well as the salinity of the aquifer brine. A thermodynamic model is then generated for input into a geochemical simulator, in order to understand gas diffusion and dissolution into brine, methane exsolution, mineral dissolution and precipitation, and other thermodynamic processes. 4. Could you show the complete system of equations? Please refer to the referenced publications. 5. In what regions of the world and in what sedimentary basins? The material covered is not constrained to a specific region or sedimentary basin. 6. Did the model used by the student use finite differences for the discretization of parameters in the grid? Yes. The student used the commercial simulator CMG-GEM which uses finite differences for the special discretization of parameters. 7. In the figure of CO 2 injection in a well, where an rmax is shown, a larger CO 2 displacement is observed toward the top. But, in the modeling of Kumar s article, that effect is not observed. The referenced figure shows a text book example of the typical shape of a CO 2 plume where gravity forces are dominant. However, the ultimate shape of the plume depends on geologic and flow characteristics such as lateral and vertical permeability anisotropy, effective permeability, porosity, geologic structure, thickness, etc. The shape of the plume also depends on the injection rate, which is a controllable operational parameter. 8. You ve provided us with a great over-view of the Fundamentals of Modelling CO 2 Movement underground. What would be your top three references papers on the fundamentals of modelling? Pruess K., 2011, Integrated modeling of CO 2 storage and leakage scenarios including transitions between super- and subcritical conditions, and phase change between liquid and gaseous CO 2, Green House Gasses Science and Technology, DOI: /ghg.024 Class H., et al., 2009, A benchmark study on problems related to CO 2 storage in geologic formations, Springer Science, DOI: /s x Gaus I., et al., 2008, Geochemical and solute transport modeling for CO 2 storage, what to expect from it?, International Journal of Greenhouse Gas Control, Elsevier Ltd., DOI: /j.ijggc

3 9. You are the Principal Investigator for several applied CCS projects. Using one of these projects as an example, how long did the pre-injection dynamic modelling take you? Modeling using the quick-look approach needed at the initial stages of the studies for sensitivity analysis and risk assessment usually takes a couple of months. Modelling using a refined deterministic static model, depending on the quality and availability of the data, could take from 6 months to several years. 10. You would need to use specific software to undertake such modelling. What do you think are the top three most popular software packages that are used in the industry for this type of modelling? The most used commercial packages are (1) Eclipse 300, a compositional simulator with a cubic equation of state, extensively used in the oil and gas industry, (2) GEM (Generalized Equation of State model), which is another frequently used compositional simulator developed by the Computer Modeling Group, where Peng Robinson or Soave-Redlich-Kwong equations of state can be used to estimate phase equilibrium compositions, and (3) TOUGH2, (transport of unsaturated groundwater and heat), a code developed by Karsten Pruess from Lawrence Berkely National laboratory, for the simulation of non-isothermal multiphase fluid flow.

4 1. Vanessa muchas gracias por la presentación. Cuál debería ser el detalle del modelo geológico necesario para el modelado adecuado del proceso de inyección durante la simulación? El nivel de detalle en el modelo geológico varía dependiendo de las preguntas que el modelo dinámico debe responder. Dada la falta de datos geológicos, particularmente en el caso de acuíferos salinos, es prácticamente imposible generar un modelo geológico detallado significativo durante las primeras etapas del proyecto. Modelos quick-look más sencillos, tales como modelos tipo bloque de capas con distribuciones estocásticas razonables basadas, por ejemplo, en la distribución de facies del sistema deposicional, son muy útiles en la comprensión inicial de los parámetros influyentes en la evolución de la pluma o nube de CO 2. Los resultados de este quicklook inicial se utilizan para basar las decisiones concernientes a la adquisición de los datos necesarios para refinar el modelo geológico. 2. Cuál es la máxima profundidad a la que se puede inyectar CO 2 en acuíferos salinos existentes La profundidad máxima no es un factor considerado en los criterios de selección de acuíferos salinos. Sin embargo, algunos autores sugieren una profundidad máxima por razones económicas más que nada relacionadas con los costos de compresión, la cual varía entre 11,000 ft (3,350 m) to 12,000 ft (3,650 m). 3. Podría explicar el esquema de trabajo desde la perspectiva termodinámica? El equilibrio de fases y las propiedades termodinámicas del sistema de fluidos en cuestión necesitan ser estudiadas a los rangos de presión y temperatura relevantes. Para ello, las impurezas presentes en la corriente de CO 2 deben ser conocidas, así como también la salinidad del agua del acuífero. Se necesita generar un modelo termodinámico como entrada a un simulador geoquímico para comprender los procesos termodinámicos que ocurren durante la difusión y disolución del gas en el agua, la exsolución de metano, la disolución y precipitación de minerales, etc. 4. Podría mostrar el sistema de ecuaciones completo? Por favor referirse a las publicaciones recomendadas. 5. En que regiones del mundo y en qué cuencas sedimentarias? El material cubierto no está restringido a una región o cuenca sedimentaria en particular. 6. El modelo usado por el estudiante utilizó diferencias finitas para la discretización de los parámetros utilizados en le grid? Si, el estudiante utilizo el simulador comercial CMG-GEM, el cual utiliza diferencias finitas para la discretizacion espacial de los parámetros. 7. En la figura donde se muestra el rmax. en inyección de CO 2 en un pozo, se aprecia un mayor desplazamiento de CO 2 en la parte alta. Pero en el modelado del artículo de Kumar, no se aprecia este efecto La figura referenciada muestra un ejemplo tipico en el que la forma de la pluma de CO 2 esta dominada por las fuerzas gravitacionales. Sin embargo, la forma final de la pluma depende de las características tanto geológicas como de flujo tales como anisotropías laterales y verticales, permeabilidades efectivas, porosidad, estructura geológica, espesor, etc. La forma de la pluma también depende de la tasa de inyección, la cual es un parámetro operacional controlable. 8. Nos has dado un muy buen resumen de los Fundamentos del Modelado del Movimiento del CO 2 en el Subsuelo. Cual serían las 3 mejores referencias relacionadas con los fundamentos del modelado? Prues K., 2011, Integrated modeling of CO 2 storage and leakage scenarios including transitions between super- and subcritical conditions, and phase change between liquid and gaseous CO 2, Green House Gasses Science and Technology, DOI: /ghg.024

5 Class H., et al., 2009, A benchmark study on problems related to CO 2 storage in geologic formations, Springer Science, DOI: /s x Gaus I., et al., 2008, Geochemical and solute transport modeling for CO 2 storage, what to expect from it?, International Journal of Greenhouse Gas Control, Elsevier Ltd., DOI: /j.ijggc Usted es Investigadora Principal para varios proyectos aplicados de almacenamiento de carbono. Usando uno de esos proyectos como ejemplo, cuanto tiempo tomaron las actividades de modelado previo a la inyección? El modelado que se realiza utilizando el acercamiento quick-look, necesario en las etapas iniciales del estudio cuando se necesitan el análisis de sensibilidades y la evaluación de riesgos, usualmente toma un par de meses. El modelado que requiere un modelo estático determinístico detallado, dependiendo de la calidad y disponibilidad de los datos, podría llevarse de seis meses a varios años. 10. Se necesitaría utilizar software específico para poder llevar a cabo el modelado. Cuales piensa usted que son los tres paquetes de software más populares que se utilizan en la industria para este tipo de modelado? Los paquetes comerciales más utilizados son (1) Eclipse 300, un simulador composicional con una ecuacion de estado cubica, utilizado extensamente en la industria petrolera, (2) ) GEM (Generalized Equation of State model), el cual es otro paquete frecuentemente utilizado que usa un simulador composicional en donde se puede escoger entre la ecuación de estado de Peng Robinson y la de Soave-Redlich-Kwong para estimar las composiciones de equilibrio de fases, y (3) TOUGH2 (transport of unsaturated groundwater and heat), un código desarrollado por Karsten Pruess del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley para la simulación de flujo multifásico no isotérmico.