Lagringspotensial på norsk sokkel - SUCCESS Per Aagaard Institutt for Geofag, UiO, Tekna 08.01.2010
Geologisk CO 2 lagring Virker geologisk lagring? - Ja, men det er nok av faglige utfordringer man må løse for å få forsvarlig lagring i hvert enkelt tilfelle. Uten tilgjengelig lagring og transport system: - ingen vits i fangst av CO 2 Planlegging og gjennomføring av denne delen av CCS krever ressurser og tid
Geologisk CO 2 lagring dvs i geologiske formasjoner i undergrunnen Geologiske forutsetninger for lagring av fluider? CO2 bør injiseres i væskeform for å utnytte lagringspotensialet Hvilke begrensninger gir dette?
Geologiske forutsetninger for lagring av fluider? Normalt - Porer/sprekker: hulrom i bergarter som kan fylles av væsker/gasser - takbergarter: tette overliggende bergarter som hindrer den lettere CO 2 å unnslippe lagringsbergarten Spesiell lagring - Sorbert/bundet i kulllag eller hydrater
CO2 storage CO 2 storage in geological formations or aquifers is one of the most promising solution for reducing the amount of fossil carbon derived CO 2.
CO 2 lagring i sedimentbassenger
CO 2 lagring likner mye på petroleumssystemer
Felle: Reservoar(porøst/permeabelt), takbergart (tett) Sivertsen (2008)
Geologisk CO 2 lagring Planleggingsfase: Identifisere og karakterisere aktuelle reservoar for CO 2 lagring, planlegge injisering og overvåking av CO 2.Risikovurdering Driftsfase Avslutningsfase Langtidslagring Overvåking -monitorering
Hvordan virker den geologiske lagringen av CO 2? Hva skjer i reservoaret? Vanligvis dypereliggende sandsteiner: -uttømte petroleumsreservoarer -salte grunnvannssystemer Kulllag som ikke skal drives ut Nytt eksperiment på Island hvor CO 2 mettet vann injiseres i basalt
CO 2 vil være en væske på dyp under 600-1000 m. Innfanget CO 2 må komprimeres til superkritisk væske før den sendes ned. Ikke (svært lite) blandbar med vann. Lettere enn vann, vil bevege seg oppover i reservoaret Det lille CO 2 som løses i vann vil gjøre vannet surt (ph 2.5-3); får reaktivt vann i porene. Tetthet til saltvann øker med løst CO 2
CO 2 injeksjon i et vannfyllt grunnvannsystem Superkritisk CO 2 vil fysisk fortrenge det opprinnelige vannet og etter hvert søke oppover i reservoaret. Under denne transporten vil noe av CO 2 som små dråper bli holdt tilbake i de porenene den har strømmet igjennom. Løst CO 2 (karbonsyren) vil løse opp noen mineraler og felle ut andre (Mineralfangst). Dette forbruket av CO 2 vil føre til at mere CO 2 løses. Til slutt (tusener av år) kan mesteparten av fritt CO 2 forsvinne
Lagrings -sikkerhet (IPCC-rapport)
Krav til lagrings varighet Geologisk lagring av CO 2 må forvente krav til å ha minimale lekasjer til atmosfæren(< 0.01%) Må vise til sikker lagring over et tilstrekkelig langt tidsrom til at menneskeskapte utslipp er kraftig redusert Det har vært argumentert med at man trenger sikker lagring i minst 1000-10000 år
Geologisk CO 2 lagring Virker geologisk lagring? - Olje- og gass-reservoarer har holdt på HC i lang tid - Mange dype grunnvannsystemer har heller ikke hatt kontakt med atmosfæren i 10000 til 100000 av år - Flere CCS prosjekter er i aktivitet idag
Geologisk CO 2 lagring dvs i geologiske formasjoner i undergrunnen Geologiske forutsetninger for lagring av fluider? CO2 bør injiseres i væskeform for å utnytte lagringspotensialet Hvilke begrensninger gir dette?
Geologiske forutsetninger for lagring av fluider? Normalt - Porer/sprekker: hulrom i bergarter som kan fylles av væsker/gasser - takbergarter: tette overliggende bergarter som hindrer den lettere CO 2 å unnslippe lagringsbergarten Spesiell lagring - Sorbert/bundet i kulllag eller hydrater
Erfaringer fra oljeindustrien Bjørlykke Porøsiteten forsvinner mot dypet
Takbergarter fra slamstein til skifer Late Cretaceous mudstones: Contain reactive phases like smectite (and opal-ct) Thyberg et al. (2009) Clay mineral data from well 6505/10-1 Peltonen et al., 2008
Beste lagringsbetingelse - prinsipper CO 2 Dyp (T,P) Superkritisk CO 2 Kostnader injeksjon
Beste lagringsbetingelse - prinsipper CO 2 Geologi Superkritisk CO 2 Dyp (T,P) Kostnader injeksjon Takbergart Duktil/sprø For lav por/perm
Geologisk CO 2 lagring IPCC lagringskriterier a stable geological environment storage capacity (i.e., porosity); injectivity (i.e., permeability); physical and/or hydrodynamic barriers for CO2 confinement that will not be adversely affected by: 1) the pressure rise in the storage formation induced by the injection process, and 2) geomechanical and geochemical processes that may affect the integrity and safety of the storage formation
Beste lagringsbetingelse - prinsipper CO 2 Geologi Dyp (T,P) Superkritisk CO 2 Kostnader injeksjon Takbergart Duktil/sprø Lateral drenering Injektivitet For lav por/perm
Lagrings kapasitet Resurser vs reserver van der Meer & Egberts formula for CO 2 capacity Pressure builds up in order to liberate pore volume for dense phase CO 2 Formula applied to a closed aquifer [OTC 19309, 2008] M! M CO2 : CO 2 storage capacity of the aquifer! ρ CO2 : CO 2 density at storage conditions! V p : pore volume of the aquifer (initial water volume), at basin scale! C r and C w : rock and water compressibility! P : maximum pressure increase ( C + C ) P = ρco V 2 p r w CO 2 Aquifer volume fraction available for storage (storage efficiency) E = ( C + C ) P r w Thibeau & Mucha (2009) 2 - Have we overestimated saline aquifer CO 2 storage capacity?
Large scatter in storage efficiency E using a pressure approach! E from 0.2 to 3% of the pore volume per km of burrial! beware the rock compressibility value (unconsolidated sandstones) Global Storage Capacities in aquifers Capacity, Gt Efficiency Comment Worldwide 1000 20 000 IPCC 2005, IEA 2008 Australia 740 19% Geodisc, Bradshaw et al, 2004 Alberta 1000 4000! 9% Bachu & Adams, 2003 (dissolution 54 kg/m 3 ) USA 900 3400 1-4% DOE Atlas, 2008 (15%-85% confidence range) Norway offshore up to 480! 4.4% Joule II, 1996 11 - Have we overestimated saline aquifer CO 2 storage capacity? Capacity assessments require consistant approaches accounting for pressure Thibeau & Mucha (2009)
Lagrings kapasitet Resurser vs reserver Store usikkerheter med hva lagringseffektiviteten er Øke effekten hvis trykkoppbyggingen reduseres ved å pumpe ut formasjonsvann Injeksjons strategi hvor CO2 fordeles lateralt ved horisontale brønner
Geologisk CO 2 lagring kapasitet (IPCC:) The capacity to store carbon dioxide deep underground is large. Depleted oil and gas reservoirs are estimated to have a storage capacity from 300 to 600 Gt(C) saline formations from 500 to 10,000 Gt(C) and coal formations in the range of 50 to 150 Gt(C). At today s emission rates, this is 20 equivalent to many hundreds of years of storage capacity. Perhaps more importantly, potential storage sites are broadly distributed in sedimentary basins across the world and are often located close to many of the world s emission sources.
Geologisk CO 2 lagring kapasitet Norge NGU (2002) Grov oversikt: The storage capacity in geological traps (outside hydrocarbon fields) is estimated to be ca. 13 000 Mt CO2, while the storage capacity in aquifers not confined to traps is estimated to be at least 280 000 Mt CO2. In a separate Gestco project report (Schuppers et al. 2002), it is estimated that the total future storage capacity in Norwegian hydrocarbon fields is ca. 15 000 Mt CO2. OD er nå igang med å revidere dette Offshore lagring fordeler og ulemper
SUCCESS: A state-of-the-art research centre and provider of innovative solutions for CO 2 storage Research partners Christian Michelsen Research (CMR) Institute for Energy Technology (IFE) Norwegian Institute for Water Research (NIVA) Norwegian Geotechnical Institute (NGI) Unifob (CIPR) University of Bergen (UiB) (UiO) University Centre in Svalbard (UNIS) - UNIS CO2 LAB Slide 29 / Jan-8-10
Research objectives Quantification and modelling of reactions and flow in storages Relation between flow, reactions and geomechanical response Flow and reaction in faults and fractures Integrity and retention capacity of sealing materials Test, calibrate and develop new monitoring techniques Ecological impact of CO2 exposure - marine monitoring methods Extensive high quality education for CO2 storage Slide 30 / Jan-8-10
Research activities WP1: Storage - Geo-characterization and geochemical/ geomechanical response WP2: Storage - Fluid flow and reservoir modeling. Unstable displacement. WP3: Sealing properties WP4: Monitoring of reservoir and overburden WP5: The marine component WP6: Operations WP7: CO2 SCHOOL Slide 31 / Jan-8-10