La numérisation soutient l’expansion des efforts de CSC

Alors que les sociétés pétrolières et gazières cherchent à réduire l’empreinte carbone de leurs opérations, le captage et le stockage du carbone (CSC) sont très prometteurs. Avec le CSC, les émissions de dioxyde de carbone (CO2) sont captées, transportées vers des sites de stockage de CO2 et injectées dans des formations géologiques profondément souterraines où elles restent dans un avenir prévisible (Fig. 1). Les puits déclassés peuvent être utilisés comme sites d’injection, ce qui est particulièrement intéressant pour les sociétés pétrolières et gazières.

Le succès de la mise en œuvre du CSC dépend de plusieurs facteurs, notamment la disponibilité et le coût des technologies de captage, la distance entre la source et les sites d'injection, l'environnement géologique, le modèle de financement et l'environnement réglementaire et politique. Les données et leur gestion efficace sous-tendent ces facteurs et sont essentielles au succès d'une initiative de CSC. Au sein de ces piliers fondamentaux, la caractérisation, la surveillance et l’optimisation du site ainsi que les crédits d’impôt sont des considérations essentielles qui influencent la façon dont un programme de CSC prend forme.

La caractérisation du site dicte la capacitéL'utilisation appropriée des données dans la caractérisation du site garantit une évaluation précise de la capacité du sous-sol à injecter du CO2 et est nécessaire pour déterminer les besoins d'investissement financier. Les efforts de caractérisation du site se concentrent sur la collecte et l’analyse de données afin de recueillir des détails sur la géologie souterraine, le profil de pression interstitielle et le système de contraintes géomécaniques.

La disponibilité, l'époque et la qualité des données sont essentielles pour déterminer l'adéquation d'un site au CSC, qu'il s'agisse de réservoirs d'hydrocarbures actifs ou d'aquifères salins plus profonds. Les nouvelles données, bien que coûteuses, doivent compléter toute information manquante pour prouver la viabilité souterraine de l’injection de CO2.

Le travail d'Ikon Science avec le British Geological Survey (BGS) dans le cadre du consortium REX-CO2 pour évaluer la réutilisation potentielle de puits pour l'injection de CO2 sur le plateau continental britannique démontre l'importance de la caractérisation du site dans les projets de CSC. L'enquête sur la réutilisation des puits s'est concentrée sur l'aquifère salin de la fermeture Bunter 36 dans le bassin sud de la mer du Nord et sur le champ de gaz épuisé de Hamilton dans le bassin est de la mer d'Irlande. Bunter Closure 36 est une grande structure en forme de dôme qui a été ciblée par un puits d'exploration dans les années 1960 ; cependant, le réservoir a été abandonné. Dans les années 1980, un puits d'exploration a été foré à travers la fermeture Bunter 36, ciblant cette fois un réservoir dans les mesures de charbon carbonifère beaucoup plus profondes. Ce puits ultérieur a conduit à la découverte du champ gazier Schooner et, au cours des décennies qui ont suivi, de nombreux puits de production ont été forés à travers la fermeture Bunter 36 pour produire du gaz à partir de cette cible plus profonde. En conséquence, un grand nombre de pénétrations de puits ont traversé la fermeture Bunter 36 et seront soumises à un déclassement dans les années à venir.

Ikon a utilisé le logiciel RokDoc pour analyser une sélection de puits régionaux ainsi que ceux forés à travers Bunter Closure 36 afin d'évaluer le sous-sol et de vérifier l'adéquation de ces puits à la fois à la réutilisation, à l'injection et au stockage de CO2 (Fig. 2). Comme les puits situés à proximité immédiate de l'étude de cas Bunter Closure 36 manquaient de mesures complètes de données de pression telles que celles d'un testeur de formation répété et d'un testeur de dynamique de formation modulaire en raison du ciblage de réservoirs carbonifères plus profonds, la base de données de puits du sud de la mer du Nord d'Ikon a été utilisée pour examiner les puits régionaux au sein du même réservoir et du même bloc de failles pour combler les données manquantes.

Cette étude régionale a permis à l'équipe de déterminer que les effets d'épuisement des champs producteurs, tels que le champ gazier d'Esmond, étaient minimes (Fig. 3) et que la pression actuelle était probablement presque hydrostatique, ou potentiellement en surpression jusqu'à environ 200 psi. . Les données ont montré que le réservoir était connecté et démontrait une bonne porosité et perméabilité sur une longue distance. Les résultats de ces premières investigations sur deux paramètres clés qui indiquent l'adéquation géologique du champ à l'injection de CO2 - la pression du réservoir et la résistance à la rupture du joint - ont permis à Ikon et BGS de calculer et de confirmer la présence d'une contrainte verticale efficace suffisante dans le réservoir pour garantir la sécurité du CO2. endiguement. Sans données et sans gestion efficace des données, ces déterminations vitales de caractérisation des sites n'auraient pas été possibles.