La digitalizzazione sostiene l’espansione degli sforzi CCS

Mentre le compagnie petrolifere e del gas cercano di ridurre l’impronta di carbonio delle loro attività, la cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCS) rappresenta una grande promessa. Con la CCS, le emissioni di anidride carbonica (CO2) vengono catturate, trasportate in siti di stoccaggio della CO2 e iniettate in formazioni geologiche in profondità nel sottosuolo dove rimangono per il prossimo futuro (Fig. 1). I pozzi dismessi possono essere utilizzati come siti di iniezione, il che è particolarmente interessante per le compagnie petrolifere e del gas.

Il successo delle implementazioni CCS dipende da diversi fattori, tra cui la disponibilità e il costo delle tecnologie di cattura, la distanza tra la fonte e i siti di iniezione, l’ambiente geologico, il modello di finanziamento e il contesto normativo e politico. I dati e la loro gestione efficiente sono alla base di questi fattori e sono fondamentali per il successo di un'iniziativa CCS. All’interno di questi pilastri fondamentali, la caratterizzazione, il monitoraggio, l’ottimizzazione del sito e i crediti d’imposta sono considerazioni cruciali che influenzano il modo in cui prende forma un programma CCS.

La caratterizzazione del sito determina la capacitàL'uso corretto dei dati nella caratterizzazione del sito garantisce una valutazione accurata della capacità del sottosuolo di iniezione di CO2 ed è necessario per determinare i requisiti di investimento finanziario. Gli sforzi di caratterizzazione del sito si concentrano sulla raccolta e l'analisi dei dati per raccogliere dettagli sulla geologia del sottosuolo, sul profilo della pressione dei pori e sul sistema di stress geomeccanico.

La disponibilità, l'annata e la qualità dei dati sono essenziali per determinare l'idoneità di un sito per la CCS, siano essi serbatoi attivi di idrocarburi o falde acquifere saline più profonde. Nuovi dati, sebbene costosi, devono integrare qualsiasi informazione mancante per dimostrare la fattibilità del sottosuolo per l’iniezione di CO2.

Il lavoro di Ikon Science con il British Geological Survey (BGS) come parte del consorzio REX-CO2 per valutare il potenziale riutilizzo dei pozzi per l'iniezione di CO2 nella piattaforma continentale del Regno Unito dimostra l'importanza della caratterizzazione del sito nei progetti CCS. L'indagine sul riutilizzo dei pozzi si è concentrata sulla falda acquifera salina di Bunter Closure 36 nel bacino meridionale del Mare del Nord e sul giacimento di gas esaurito di Hamilton nel bacino orientale del Mare d'Irlanda. Bunter Closure 36 è una grande struttura a cupola che fu presa di mira da un pozzo esplorativo negli anni '60; tuttavia, il serbatoio è stato abbandonato. Negli anni '80, fu perforato un pozzo esplorativo attraverso Bunter Closure 36, questa volta mirato a un giacimento nelle misure di carbone del Carbonifero molto più profonde. Questo pozzo portò successivamente alla scoperta del giacimento di gas Schooner e, nei decenni successivi, numerosi pozzi di produzione furono perforati attraverso Bunter Closure 36 per produrre gas da questo obiettivo più profondo. Di conseguenza, un numero elevato di pozzi di penetrazione è passato attraverso Bunter Closure 36 e sarà soggetto a smantellamento nei prossimi anni.

Ikon ha utilizzato il programma software RokDoc per analizzare una selezione di pozzi regionali e quelli perforati attraverso Bunter Closure 36 per valutare il sottosuolo e verificare l'idoneità di tali pozzi sia per il riutilizzo che per l'iniezione e lo stoccaggio di CO2 (Fig. 2). Poiché i pozzi nelle immediate vicinanze del caso di studio Bunter Closure 36 non disponevano di misurazioni complete dei dati di pressione, come quelli provenienti da un tester di formazione ripetuta e da un tester di dinamica della formazione modulare a causa del targeting di serbatoi carboniferi più profondi, il database dei pozzi del Mare del Nord meridionale di Ikon è stato utilizzato per esaminare i pozzi regionali all'interno dello stesso serbatoio e blocco di faglia per integrare i dati mancanti.

Questo studio regionale ha consentito al team di determinare che gli effetti di esaurimento derivanti dai giacimenti in produzione, come il giacimento di gas di Esmond, erano minimi (Fig. 3) e che la pressione attuale era probabilmente quasi idrostatica, o potenzialmente sovrapressata fino a circa 200 psi. . I dati hanno mostrato che il serbatoio era collegato e ha dimostrato una buona porosità e permeabilità su una lunga distanza. I risultati di queste indagini iniziali su due parametri chiave che indicano l’idoneità geologica del campo per l’iniezione di CO2 – pressione del serbatoio e resistenza alla frattura delle guarnizioni – hanno consentito a Ikon e BGS di calcolare e confermare la presenza di uno stress verticale efficace sufficiente all’interno del serbatoio per garantire la sicurezza della CO2. contenimento. Senza i dati e una gestione efficiente dei dati, queste determinazioni vitali sulla caratterizzazione del sito non sarebbero state possibili.