Numerical modelling for reactive transport and co2 storage in carbonate reservoirs

The geological sequestration of carbon dioxide in subsurface, defined as Carbon Capture and Storage (CCS), is a process aimed at capturing carbon dioxide produced by anthropogenic activities and permanently storing it in a depleted reservoirs or deep saline aquifers. It offers a promising solution to reduce net greenhouse gas emissions in the atmosphere and achieve carbon neutrality in the near future. The purpose of this Thesis work is to investigate the impact of CO2 injection in carbonate systems. The storage site under investigation (referred to as the Alpha Basin in the thesis), is an offshore field mineralogically mainly composed by calcite with traces of dolomite. The proposed approach follows as two steps procedure: 1) detailed analysis of CO2 solubility and geochemical modelling, 2) reactive transport modelling (RTM). In the first step, a significant effort has been dedicated to studying the solubility of CO2 and the reactivity of carbonate minerals, as a function of pressure, temperature, salinity, and pH. This analysis is aimed at defining a scoring of these parameters on the CO2 solubility and its interaction with reservoir rocks. To this end, a comparison between literature (Duan, ECO2N e TMGAS) and experimental data has been performed by means of PHREEQC, GEM, and eMuFloT software. 0D batch models (both equilibrium and kinetic), mostly carried out with PHREEQC simulator, was intended to point out the key geochemical processes without take on the complexity of more realistic geometries. In a sense this activity can be considered prodromal to more sophisticated RTM. The analysis has also contributed to identify the requirements and limitations of the numerical codes leading us to a more confidence of the simulation outcomes. The second step has been dedicated to reactive transport models (RTM). Numerical models have been developed to obtain a detailed picture of the effects induced by CO2 injection on the reservoir performance in terms of storage capacity, injectivity and long-term containment. 2D radial RTM are used to mimic the dynamic behaviour of the reservoir solicited by gas injection. 2D transport models can in fact simulate the CO2 plume migration in different conditions with a very accurate chemical-physical description of the most important processes occurring in the short terms (very close to the injection well), in the medium terms (in the wellbore zone) and in the long terms (far away the injection well). Overall, the joint application of 0D geochemical models with 2D reactive transport models can give useful information about CO2 injection and storage to: (i) minimize formation damages and unwanted injectivity losses, (ii) quantify the CO2 driven mineralogical transformations affecting petrophysical variations, (iii) estimate the CO2 volumes stored in the reservoir, (iv) evaluate the potential formation of preferential leakage paths, and (v) evaluate the sealing efficiency of the caprock.

Il sequestro geologico del biossido di carbonio nel sottosuolo, definito come Carbon Capture and Storage (CCS), è un processo volto a catturare il biossido di carbonio prodotto dalle attività antropogeniche e immagazzinarlo permanentemente in reservoir depleti o acquiferi salini profondi. Offre una soluzione promettente per ridurre le emissioni nette di gas serra nell'atmosfera e raggiungere la neutralità a carbonio in un prossimo futuro. Lo scopo di questo lavoro di tesi è investigare l'impatto dell'iniezione di CO2 nei sistemi carbonatici. Il sito di stoccaggio in esame (denominato Bacino Alpha nella tesi) è un campo offshore principalmente composto da calcite con tracce di dolomite. L'approccio proposto segue una procedura a due fasi: 1) analisi dettagliata della solubilità del CO2 e modellizzazione geochimica, 2) modellizzazione del trasporto reattivo (RTM). Nella prima fase, un significativo sforzo è stato dedicato allo studio della solubilità del CO2 e della reattività dei minerali carbonatici, in funzione di pressione, temperatura, salinità e pH. Questa analisi mira a definire una valutazione di questi parametri sulla solubilità della CO2 e la sua interazione con le rocce serbatoio. A tal fine, è stata effettuata una comparazione tra dati della letteratura (Duan, ECO2N e TMGAS) e dati sperimentali mediante i software PHREEQC, GEM e eMuFloT. I modelli batch 0D (sia di equilibrio che cinetici), principalmente realizzati con il simulatore PHREEQC, sono stati intesi per evidenziare i principali processi geochimici senza affrontare la complessità di geometrie più realistiche. In un certo senso, questa attività può essere considerata prodromica ai modelli RTM più sofisticati. L'analisi ha inoltre contribuito a identificare i requisiti e le limitazioni dei codici numerici portandoci a una maggiore fiducia nei risultati della simulazione. La seconda fase è stata dedicata ai modelli di trasporto reattivo (RTM). Sono stati sviluppati modelli numerici per ottenere un quadro dettagliato degli effetti indotti dall'iniezione di CO2 sulle prestazioni del reservoir in termini di capacità di stoccaggio, iniettività e contenimento a lungo termine. I modelli RTM radiali 2D vengono utilizzati per simulare il comportamento dinamico del serbatoio sollecitato dall'iniezione di gas. I modelli di trasporto 2D possono infatti simulare la migrazione del plume di CO2 in diverse condizioni con una descrizione chimico-fisica molto accurata dei processi più importanti che si verificano nel breve termine (molto vicino al pozzo di iniezione), nel medio termine (nella zona del pozzo) e nel lungo termine (lontano dal pozzo di iniezione). Complessivamente, l'applicazione congiunta di modelli geochimici 0D con modelli di trasporto reattivo 2D può fornire informazioni utili sull'iniezione e lo stoccaggio di CO2 per: (i) minimizzare i danni alla formazione e le perdite indesiderate di iniettività, (ii) quantificare le trasformazioni mineralogiche indotte dal CO2 che influenzano le variazioni petrofisiche, (iii) stimare i volumi di CO2 immagazzinati nel reservoir, (iv) valutare la potenziale formazione di percorsi preferenziali di perdita e (v) valutare l'efficienza di tenuta della copertura rocciosa.