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Title:
METHOD FOR CHECKING THE INTEGRITY OF GEOLOGICAL STORAGE OF CO2
Document Type and Number:
WIPO Patent Application WO/2009/144390
Kind Code:
A1
Abstract:
The present invention relates to a method for checking the integrity of geological storage containing CO2, wherein the following stages are carried out: CO2 is injected into a geological formation (1) closed by a caprock (4) that prevents the CO2 from resurfacing; and a reducing agent solution is injected, reducing CO2 mobility in the vicinity (A) of a vulnerable or endangered area of the covering where CO2 has escaped or may escape.

Inventors:
KALAYDJIAN FRANCOIS (FR)
BOURBIAUX BERNARD (FR)
BAZIN BRIGITTE (FR)
Application Number:
PCT/FR2009/000278
Publication Date:
December 03, 2009
Filing Date:
March 17, 2009
Export Citation:
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Assignee:
INST FRANCAIS DU PETROLE (FR)
KALAYDJIAN FRANCOIS (FR)
BOURBIAUX BERNARD (FR)
BAZIN BRIGITTE (FR)
International Classes:
E21B41/00
Foreign References:
US20080028995A12008-02-07
US3330352A1967-07-11
US20060216811A12006-09-28
US20070261844A12007-11-15
US20060185560A12006-08-24
US3306354A1967-02-28
EP1571105A22005-09-07
Attorney, Agent or Firm:
ELMALEH, Alfred (FR)
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Claims:

REVENDICATIONS

1) Méthode de contrôle de l'intégrité d'un stockage géologique contenant du CO2, caractérisée en ce que l'on effectue les étapes suivantes:

- on injecte du CO2 dans une formation géologique fermée par une roche couverture empêchant la remontée du CO2 vers la surface,

- on injecte une solution d'agent réducteur de la mobilité du CO2 dans le voisinage d'une zone fragile, ou fragilisée, de la couverture où une fuite de CO2 a eu lieu, ou peut avoir lieu.

2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle l'agent de mobilité est un agent moussant choisi pour faire mousser le CO2 qui fuit à travers ladite couverture.

3) Méthode selon la revendication 2, dans laquelle ledit agent moussant est un tensioactif ou un mélange de tensioactifs, en solution aqueuse.

4) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le point d'injection de l'agent réducteur de mobilité est dans le voisinage du toit du réservoir.

5) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle des capteurs détectent la fragilisation de la couverture par fissuration pour déclencher l'injection d'un volume déterminé d'agent réducteur de mobilité du CO2.

6) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on injecte ledit agent par un puits débouchant au toit du réservoir.

Description:

MéTHODE DE CONTRôLE DE L'INTéGRITé D'UN STOCKAGE GéOLOGIQUE CONTENANT DU CO2

La présente invention concerne le domaine du stockage de CO2 dans le sous-sol, par exemple dans un réservoir géologique dont la structure et la nature des sédiments de couverture assurent naturellement le confinement du fluide stocké dans ce réservoir, en l'occurrence du CO2.

Le maintien, le contrôle et la maîtrise des qualités de confinement du CO2 au cours de la vie du stockage nécessitent :

(a) de prévoir des dispositifs et/ou des méthodes de surveillance quant à la survenue inopinée de toute migration de CO2 hors du réservoir de stockage,

(b) de prendre des dispositions afin de garantir les éventuels risques qu'une telle fuite serait susceptible de faire encourir à l'environnement.

La présente invention concerne une méthode destinée à stopper ou ralentir fortement le processus de migration du CO2 en cas de perte d'intégrité du stockage, en particulier par fracturation ou microfissuration de la roche couverture. Pour cela, on met en place un agent réducteur de la mobilité du CO2 dans les fuites du stockage.

Ainsi, la présente invention concerne une méthode de contrôle de l'intégrité d'un stockage géologique contenant du CO2, dans laquelle on effectue les étapes suivantes:

- on injecte du CO2 dans une formation géologique fermée par une roche couverture empêchant la remontée du CO2 vers la surface,

- on injecte une solution d'agent réducteur de la mobilité du CO2 dans le voisinage d'une zone fragile, ou fragilisée, de la couverture où une fuite de CO2 a eu lieu, ou peut avoir lieu.

L'agent réducteur de mobilité peut être un agent moussant choisi pour faire mousser le CO2 qui fuit à travers ladite couverture.

L'agent moussant peut être un tensioactif ou un mélange de tensioactifs, en solution aqueuse.

Le point d'injection de l'agent réducteur de mobilité peut être dans le voisinage du toit du réservoir. Des capteurs peuvent détecter la fragilisation de la couverture par fissuration pour déclencher l'injection d'un volume déterminé d'agent réducteur de mobilité du CO2.

On peut injecter ledit agent par un puits débouchant au toit du réservoir, par l'intermédiaire d'un tube descendu dans ledit puits.

La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de l'exemple de réalisation suivant, nullement limitatif, et illustré par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles: - la figure 1 montre schématiquement un réservoir fracturé selon l'art antérieur, la figure 2 montre la mise en oeuvre de la présente invention dans ce même réservoir.

La figure 1 montre schématiquement un réservoir aquifère 1 dont le sommet 2 est situé à une profondeur Z de la surface 3, dans lequel du CO2 a été stocké sur une hauteur H.

En première approximation, et à des fins d'estimation d'ordres de grandeur, on suppose qu'au sein de l'aquifère et des terrains environnants, il règne une pression voisine de la pression hydrostatique, mais sans que cette hypothèse constitue toutefois une condition restrictive.

Alors que la couverture 4 joue normalement son rôle de barrière au fluide contenu dans le réservoir, on suppose qu'un événement ou une évolution imprévue a conduit à une fracturation de la couverture, en particulier localisée au toit du réservoir 2.

En présence de la "bulle" de CO2 de hauteur H, la surpression fluide exercée sous la couverture au sommet du réservoir vaut :

(p w - P g )gH p w et pg étant les masses volumiques moyennes de l'eau et du fluide CO2 (dans les conditions de fond) sur la hauteur H de la bulle stockée.

Pour l'exemple, on considère le cas pratique d'un stockage à une profondeur modérée, mais néanmoins suffisante pour concerner un aquifère salé (et non d'eau potable) et stocker du CO2 sous une forme fluide suffisamment dense. Le stockage est à 1000m de profondeur, correspondant à une température de l'ordre de 50 0 C (compte tenu du gradient géothermique moyen). Dans les conditions de pressions normales hydrostatiques (P=IOO bar), les masses volumiques du CO2 et de l'eau, p w et p g , sont alors de l'ordre respectivement de 1,00 g/cm3 et 0,43 g/cm3. La valeur de p w considérée ici correspond à une salinité d'environ 10 à 15 g/1 de NaCl, qui n'est susceptible de varier que de quelques pourcents pour la plupart des salinités courantes.

La surpression exercée par le CO2 sur le toit du réservoir de stockage de 100 m d'épaisseur H, est alors voisine de 6 bar dans lesdites conditions hydrostatiques. La situation considérée correspond à celle où un événement imprévu et/ou accidentel (surpression au sein du stockage de CO2, mouvement tectonique, ou autre cause) conduit à une fracturation de la couverture. On prend l'exemple où cette fracturation se produit au point le plus haut du réservoir, là où précisément la courbure des terrains (dans le cas d'une structure anticlinale classique) et la pression, sont habituellement les plus élevées. L'occurrence de cet événement est supposée être portée à la connaissance des opérateurs en charge de la conduite et surveillance du stockage, soit implicitement (si ces derniers en sont à l'origine par une opération accidentelle) soit par l'intermédiaire des dispositifs de surveillance du réservoir (tels que des mesures avec des capteurs permanents, par exemple

de la pression du réservoir) supposés mis en place au voisinage du sommet du stockage.

Face à cette situation, l'objet principal de l'invention est d'accorder un temps considérablement accru aux opérateurs à des fins d'analyse de la situation et de mise en oeuvre de remèdes destinés à se protéger des éventuels risques consécutifs à l'endommagement de l'intégrité de la couverture.

Les deux situations mettant ou non en oeuvre l'invention sont comparées ci-après en termes de vitesse et temps de propagation du CO2 vers l'extérieur du réservoir de stockage.

Pour simplifier l'analyse du problème, on considère qu'une fissure verticale, d'ouverture hydraulique e, a été initiée au toit du réservoir et se propage au travers de la couverture 4 et des terrains sus-jacents. On néglige la compressibilité du fluide et on suppose que l'écoulement dans la fissure est laminaire. La vitesse d'un fluide de viscosité μ g circulant au sein de cette liaison hydraulique s'exprime alors au moyen de loi de Poiseuille :

AP où — est le gradient de pression moyen régnant au sein du fluide en

écoulement sur la longueur de fissure L.

1) Cas antérieur:

On se reporte à la figure schématique 1 illustrant la progression du CO2 dans la couverture et les terrains sus-jacents. On établit une formule qui donne la vitesse et le temps de migration du CO2 dans la fissure. La pression du fluide aqueux saturant les terrains est toujours supposée hydrostatique.

On considère des valeurs moyennes (fixées) des propriétés (masses volumiques et viscosités) de l'eau et du CO2 dans l'intervalle de profondeur étudié, la densité du CO2 étant également supposée peu différente de celle qui

existe au sein du réservoir. Cette approximation est justifiée tant que la cote du point B, à une distance L du toit, demeure assez peu éloignée du toit, c'est-à-dire L«Z. Ces hypothèses ne sont introduites que pour simplifier la démonstration de l'intérêt de l'invention. On néglige la pression capillaire au front de progression du CO2 au sein de la fissure. La perte de charge au sein du réservoir liée à la fuite est également négligeable devant la perte de charge au sein du chemin hydraulique (hypothèse justifiée compte tenu du contraste de section d'écoulement entre le réservoir et le chemin hydraulique).

Compte tenu de ces approximations ou hypothèses : - la pression hydrostatique au front de progression du CO2 parvenu à une distance verticale L (point noté B sur les figures 1 et 2) du toit du réservoir (L demeurant petit devant Z) s'écrit :

P B = P w g(Z -L)

- la pression au toit du réservoir (point noté A sur les figures 1 et 2) vaut:

P λ = p w gZ + (ρ w -p g )gH

- et la différence de pression motrice de l'écoulement du CO2 dans la fissure entre A et B, a pour expression :

^P = P A - P B - P g gL = (p w -p g )g(L + H) d'où on déduit l'expression de la vitesse de progression du CO2 dans la fissure :

(NB : la vitesse, invariante le long d'un parcours de section et longueur L fixées, varie cependant avec la valeur de L, car le gradient de pression,

λP

— ) , décroît avec L)

A partir de cette expression, on peut calculer le temps de parcours du CO2, t(L), pour parvenir en B depuis le toit (position A) :

En considérant une fissure d'ouverture hydraulique e=10 μm, de perméabilité intrinsèque égale à 8,4 Darcys, qui s'est propagée depuis le sommet du réservoir vers les terrains sus-jacents, en reprenant les conditions du stockage données plus haut, et en prenant en compte une viscosité du CO2 égale à 0,03 Cp à 100 bar et 50 0 C, on en déduit que le CO2 provenant d'une "bulle" de 100 m de hauteur parcourt 265 m en une journée.

On compare la vitesse du CO2, telle que formulée précédemment, à celle mise en jeu en faisant usage de la présente invention.

2) Cas selon l'invention: (figure 2)

Les dispositifs de contrôle de la "bulle" de stockage ayant révélé la perte d'intégrité de la couverture, notamment par fracturation, la procédure objet de la présente invention consiste à injecter un volume ("bouchon") de solution aqueuse comportant un agent tensioactif spécifique au sommet du réservoir de stockage. Sur la figure 2, on représente un conduit 5 installé dans un puits 6 foré depuis la surface. Tous les moyens connus de l'homme du métier du forage et de la production peuvent être utilisés pour la mise en place de ce conduit. La particularité de cet agent tensioactif réside en ce qu'il est choisi pour générer une mousse en présence de CO2. Ce caractère moussant se traduit par un très fort accroissement de la viscosité apparente du fluide. Au moyen d'agents moussants et de stabilisants de la mousse bien choisis, l'état de l'art montre que la viscosité de la mousse ainsi obtenue peut atteindre une valeur de l'ordre de 100 à 1000 fois celle du fluide initial dépourvu d'agent moussant. Un tel accroissement de viscosité a été constaté lors d'expérimentations d'écoulements pratiquées au sein de milieux poreux de perméabilité élevée (supérieure à 1 Darcy), auxquels les fissures peuvent être assimilés.

Cette opération de mise en place d'un agent tensioactif au niveau de la zone où une fuite est présumée au toit est conçue et dimensionnée de manière à obtenir un quasi-arrêt de la fuite. Pour ce faire :

- on choisit un tensioactif permettant de générer une mousse au contact de gaz. En pratique, toutes les familles de tensioactifs, qu'ils soient anioniques, non ioniques ou amphotères, permettent d'obtenir une mousse avec une concentration faible d'additif en solution, notamment de l'ordre de 0,001 à 0,5%;

- le tensioactif est choisi en fonction de sa bonne stabilité dans les conditions du réservoir;

- le tensioactif peut être injecté sous sa forme initiale commerciale, ou plus ou moins concentré;

- il peut être également sélectionné pour présenter une faible adsorption sur les roches en présence, afin de limiter les quantités de solution à injecter; - on optimise la masse volumique de la solution de tensioactif injectée de manière à minimiser le phénomène de ségrégation gravitaire du bouchon vers la base du réservoir. Toutefois, compte tenu des contraintes pratiques liées à la nature aqueuse de la solution injectée et à la densité du fluide en place (CO2 de masse volumique, au plus, voisine de 0,6 g/cm 3 dans les conditions de réservoir), on tente de se garantir de ce risque de ségrégation en intégrant dans le protocole de l'opération de stockage la possibilité, si nécessaire, d'effectuer des injections périodiques de la solution de tensioactif afin d'assurer la présence d'agent moussant aux points potentiels de fuite.

Le caractère moussant de la solution injectée en présence de CO2 est d'autant plus affirmé que le CO2 possède, ou tend vers, les propriétés d'un gaz. Lors d'une migration de CO2 depuis le sommet du réservoir vers la surface, les propriétés de ce dernier, stocké en profondeur à une pression et une température supérieure aux conditions critiques (pression critique=74 bar et température critique=31°C), évolueront effectivement vers celles d'un gaz, ce qui amplifie ainsi le comportement moussant du CO2 en présence des faibles

quantités de solution de tensioactif qu'il entraîne dans le chemin hydraulique de fuite.

Tenant compte de telles propriétés thermodynamiques propres au CO2, on considère le cas schématisé par la figure 2, où les propriétés de mousse ne sont acquises qu'au point M situé à la distance verticale L g du toit du réservoir

(L g <L<Z), et non dès le point de fuite au toit du réservoir, cette dernière situation étant optimale du point de vue du ralentissement de la fuite.

Suivant cette situation générale, le gradient de pression lié à l'écoulement n'est plus uniforme le long du trajet AB mais augmente considérablement sur le segment MB dans lequel le fluide circulant dans la fissure a un comportement de mousse. En négligeant les effets de compressibilité (vitesse constante sur la longueur L demeurant petite devant Z), et en traitant la mousse comme un fluide unique à viscosité apparente accrue, l'expression des pertes de charge sur les segments AM (de longueur Lg) et MB (de longueur Lm=L-Lg), permet de formuler la nouvelle vitesse u mod , de progression du CO2 (sous forme de mousse). En première approximation, la masse volumique μ g de la mousse est supposée ne pas différer de celle du CO2 originel. Par ailleurs :

AP AB = AP AM + AP MB = (p w - P g )g( L + H) De ces 3 égalités, on déduit l'expression de la vitesse U 1n ^ : μ g et μ m étant respectivement la viscosité moyenne du fluide initial (CO2) et la viscosité moyenne apparente de la mousse de CO2.

L'expression précédente montre que la vitesse de fuite par la fissure, inchangée par rapport à la situation précédente tant que L<L g , ralentit considérablement à partir du moment où le CO2 poursuit sa progression sous

forme de mousse (i.e. lorsque L>L g ). Le rapport de vitesse à la distance L, L>L g , en présence et en l'absence de mousse vaut en effet :

u(L) μ g L g + μ m L m

soit encore, en posant μ = — (rapport des viscosités apparente(s) (donc

de mobilité) du CO2 originel et du CO2 sous forme de mousse), et en normalisant la distance de trajet du CO2 sous forme de mousse ( L γm = - L 1 m 1 • ) :

«mod avec μ. » 1 u (l -L m ) + μ.L n

Dans le cas optimal où les propriétés moussantes du mélange (C02+solution tensioactive) sont acquises dès la pénétration du mélange dans la fissure initiée au sommet du réservoir, c'est-à-dire dans le cas où la distance

L g est nulle, la vitesse de progression du CO2 est réduite dans le rapport des viscosités du gaz (CO2) et de la mousse, soit :

W mod u μ. On exprime comme précédemment le temps de parcours du CO2, t(L) : tant que L<L g , t(L) s'exprime suivant la formule indiquée plus haut ; pour L>L g : t(L) = tg (L g ) + t m (L m ) avec et

UiU + . U, . g - -μ(,L. g + . H ττ~))L r n( ,L L e g + + H + + L L n m )]

(si L g =0, L=L m , on retrouve bien sûr l'expression (1) donnée plus haut, avec la viscosité μ g remplacée par la viscosité μ m = μ.μ g )

On obtient finalement :

En reprenant les données d'application utilisées plus haut, et en supposant que les propriétés de mousse sont acquises 100 mètres au-dessus du toit du réservoir (i.e. par chute de pression de l'ordre de 10 bar), et que cette mousse accroît la viscosité apparente du gaz d'un facteur 500, on obtient les temps de trajet suivants :

- le CO2 sous sa forme originelle met 5 à 6 heures pour parvenir à 100 mètres du toit, cote à partir de laquelle le caractère visqueux de la mousse est supposé acquis,

- à partir de cette cote, sa progression est fortement ralentie et 71 jours lui sont alors requis pour parvenir 100 mètres plus haut c'est-à-dire à 800 mètres de profondeur. - après une année, le CO2 ne se situe encore qu'à 630 mètres de profondeur, alors qu'il aurait rejoint la surface en 6 jours en l'absence de mousse (en supposant le chemin hydraulique établi jusqu'en surface et en négligeant les variations de propriétés du CO2 en toute première approximation).

Dans le cas optimal où, en présence de la solution d'agent moussant, le CO2 se comporte comme une mousse dans les conditions de pression et température du réservoir, la fuite du CO2 s'effectue sous forme de mousse dès sa pénétration dans la fissure et alors le rapport de vitesse Mmo est u(L)

constant et égal à = =1/500 sur tout son parcours de fuite. Les temps de fuite

M sont alors accrus dans le même rapport des viscosités de la mousse et du fluide originel. Dans cette situation, le CO2 (sous forme de mousse) se retrouve à

790 m de profondeur après une année et met presque 8 années à rejoindre la surface.

Ainsi, lors de la perte d'intégrité, soupçonnée ou avérée, d'un réservoir de stockage par fracturation, la procédure selon l'invention consistant à mettre en place un agent moussant au sommet du réservoir permet de ralentir d'environ deux, voire trois ordres de grandeur les vitesses et temps de migration du CO2 dans le chemin hydraulique créé depuis le sommet du réservoir. La présente invention procure ainsi aux opérateurs un délai considérablement accru pour analyser la situation et prendre les mesures nécessaires.