Des chercheurs du Southwest Research Institute (SWRI) et de l'Université du Texas à Austin (UT Austin) ont évalué une approche prometteuse pour améliorer le stockage du carbone à long terme dans les réservoirs de pétrole et de gaz appauvris. L'équipe propose d'utiliser du dioxyde de carbone supercritique en mousse (SCO2) pour empêcher le carbone stocké et capturé de remettre à la surface.
La capture, l'utilisation et la séquestration du carbone (CCU) impliquent d'utiliser CO capturé2 dans des processus tels que la récupération améliorée du pétrole, où Co2 est injecté sous terre pour aider à extraire l'huile supplémentaire au lieu d'être libérée dans l'atmosphère. Cela étend le CO2L'utilité avant son stockage sous terre.
« CO2 joue un rôle crucial dans la récupération améliorée du pétrole, car il peut effectuer un travail sous terre tout en étant capturé et stocké « , a déclaré Angel Wileman de Swri, un enquêteur co-principe sur le projet.2 est une substance que nous visons déjà à garder underground. «
Wileman discutera de cette recherche dans sa présentation, « Mousse supercritique de Co₂ pour la récupération améliorée de l'huile et les CCU: Insights from Simuled Reservoirs », à la Carbon Capture Technology Expo à Houston le 26 juin.
Pour s'assurer que le CO stocké2 reste stable sous terre et ne migre pas à la surface, SWRI a appliqué les principes du CO traditionnel2– Méthodes de récupération d'huile améliorées pour étudier la stabilité et le comportement du CO entré en mousse2 Aux conditions de réservoir à haute température et à haute pression. Dans ces conditions, le CO2 atteint son état supercritique, présentant une viscosité de type gazier et une densité de type liquide, ce qui influence son comportement de mobilité et de stockage.
CO supercritique2 Les mousses présentent un comportement connu sous le nom d'amincissement de cisaillement, ce qui signifie que leur viscosité diminue sous des taux de cisaillement plus élevés. Cela leur permet de circuler plus facilement à travers des zones de haute perméabilité tout en limitant l'écoulement dans des régions de faible perméabilité. En conséquence, ils améliorent l'efficacité du balayage pour la récupération du pétrole et aident à réduire le risque de migration de la co₂ en limitant la canalisation et le flux préférentiel à travers les fractures.
« L'une des conclusions importantes de notre projet a été d'observer que la viscosité de la mousse a augmenté jusqu'à un certain point de pression, après quoi elle a soudainement chuté. Cette variation de la viscosité joue un rôle central dans la façon dont la mousse se comporte sous terre, affectant sa distribution et son efficacité », a déclaré Wileman.
Les chercheurs SWRI et UT Austin ont testé le SCO2 mousses à des températures élevées et des pressions dans une roche de grès fracturée, ainsi qu'à des échelles plus grandes à l'aide d'un pack de sable hétérogène qui imite les formations souterraines que les mousses rencontreraient dans les champs d'huile.
« Ces expériences de laboratoire sont cruciales pour comprendre le comportement de SCO2 mousse dans diverses conditions avant de tenter les applications sur le terrain « , a déclaré le Dr Raouf Tajik de SWRI, qui a supervisé les tests de laboratoire. » En collaborant et en comparant différentes méthodes de test et échelles, nous visons à développer une compréhension complète de l'utilité de SCO2 mousse tout en relevant les défis associés à leur utilisation sur le terrain. «
Le projet a élargi la petite installation du générateur de mousse de SWRI, ce qui permet d'évaluer la technologie non conventionnelle à une échelle beaucoup plus large et d'offrir des tests et d'autres services à une gamme de clients de l'industrie.
