Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-3819
Main Title: Determination of displacement and evaporation/precipitation processes via Pulsed Neutron-Gamma (PNG) monitoring for CO2 storage operations
Translated Title: Bestimmung von Verdrängungs- und Austrocknungs-/Ausfällungsprozessen via Pulsed Neutron-Gamma (PNG) Monitoring für CO2 Speicheroperationen
Author(s): Baumann, Gunther
Advisor(s): Dominik, Wilhelm
Henninges, Jan
Referee(s): Dominik, Wilhelm
Börner, Frank
Kühn, Michael
Henninges, Jan
Granting Institution: Technische Universität Berlin, Fakultät VI - Planen Bauen Umwelt
Type: Doctoral Thesis
Language: English
Language Code: en
Abstract: Die Speicherung von Kohlendioxid (CO2) im geologischen Untergrund ist eine Möglichkeit, um die Emission von CO2 in die Atmosphäre zu verringern. Während der CO2-Injektion ist die Überwachung der in situ ablaufenden Prozesse durch geeignete Monitoringverfahren notwendig. Bestehende Modelle zur CO2-Ausbreitung, sowie Verdrängungs- als auch Löslichkeitsprozesse der beteiligten Fluide untereinander, die zu Sättigungsänderungen führen, müssen überprüft werden. Für Bohrlochmessungen in verrohrten Bohrungen können nur wenige Bohrlochmessverfahren wie die radiometrische Pulsed-Neutron-Gamma-Methode (PNG) eingesetzt werden. Die wesentlichen Parameter der PNG-Messung sind der makroskopische Einfangquerschnitt (Σ) und die Neutronenporosität (TPHI) der Formation. Der große messtechnische Kontrast zwischen Salzwasser und CO2 geht mit einer großen Sensitivität zur Bestimmung von Sättigungsänderungen einher. Bisher wurde das konventionelle PNG-Sättigungsmodell, basierend auf dem Verdrängungsprozess, für die Interpretation von PNG-Messungen in verschiedenen CO2-Speicherprojekten in salinen Aquiferen angewendet (z.B. Murray et al., 2010; Müller et al., 2007; Sakurai et al., 2005; Xue et al. 2006). Das Verdrängungsmodell berücksichtigt die Mischung von verschiedenen Fluiden im Porenraum aber keine physiko-chemischen Prozesse. Neben dem Verdrängungsprozess führt die gegenseitige Löslichkeit von Salzwasser und CO2 zu Evaporation (Austrocknung) und Salzausfällung. Die Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse sind relevant für Injektionsbohrungen, wo trockenes CO2 in die Formation injiziert wird. Weiterhin zeigen Modellierungsergebnisse, dass der gravitative Aufstieg von CO2 und Kapillarkräfte, die zu einem Rückfluss von Salzwasser führen, die Sättigungsänderungen und Salzausfällungen beeinflussen können (z.B. Pruess und Müller 2009). Der Σ-Wert von Salzwasser hängt stark von der Salinität bzw. dem Chloridgehalt ab, weshalb PNG-Messungen für das Monitoring von Austrocknungs- und Ausfällungsprozessen geeignet sind. Bisher wurden solche Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse in PNG-Sättigungsmodellen noch nicht berücksichtigt. Dafür wurde ein erweitertes PNG-Sättigungsmodell für NaCl-Wässer entwickelt. Das erweiterte PNG-Sättigungsmodell beinhaltet sowohl die Verdrängungs- als auch die Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse, jeweils gewichtet durch die dazugehörigen Porenraumanteile. Zwei Szenarien werden unterschieden. Wenn die Wiederholungsmessung kleinere Σ-Werte als die Nullmessung aufweist, wird zunächst das Verdrängungsmodell und anschließend das Austrocknungs-/Ausfällungsmodell angewendet. Wenn die Wiederholungsmessung größere Σ-Werte als die Nullmessung aufweist, ist der Σ-Wert des Porenfluids erhöht, was mit einer Erhöhung des Salzgehaltes hervorgerufen durch Kapillarkräfte zusammenhängt. Für dieses Szenario kann die CO2-Sättigung aus TPHI und die Salzwasser- und/oder die Halitsättigung aus Σ bestimmt werden. Ketzin, der einzige deutsche Pilotstandort für CO2-Speicherung in salinen Aquiferen, hat eine Injektions- und zwei Beobachtungsbohrungen, an denen ein umfangreiches PNG-Monitoring- programm durchgeführt wird. Für die Beobachtungsbohrung, die weiter von der Injektionsbohrung entfernt ist, ist das konventionelle Verdrängungsmodell gültig. Im Gegensatz dazu zeigt die Beobachtungsbohrung, die am nächsten an der Injektionsbohrung liegt, dass neben dem Verdrängungs- auch Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse in einigen Teufenbereichen stattgefunden haben können. In der Injektionsbohrung treten beide Szenarien auf. Die Verteilung der Halitsättigung in der Injektionsbohrung scheint dabei von der Kombination der Effekte aus wechselnder Injektionsrate einhergehend mit wechselnden Wasserspiegeln, Heterogenitäten in der Lithologie und verschiedenen sättigungsbeeinflussenden Prozessen wie Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse oder Kapillarkräfte kontrolliert zu werden. Diese Salzausfällungen wurden bisher im Zusammenhang mit der CO2-Speicherung in salinen Aquiferen noch nicht in situ nachgewiesen. Im Allgemeinen kann gesagt werden, dass PNG-Monitoring in Kombination mit dem erweiterten Sättigungsmodell für die Bestimmung von Verdrängungs-, Austrocknungs- und Ausfällungsprozessen geeignet ist. Insbesondere für Injektionsbohrungen ist das erweiterte Sättigungsmodell von Bedeutung, da sonst die CO2-Sättigung unterschätzt wird. Die ausgebeutete Erdgaslagerstätte in der Altmark wird als geeignete geologische Formation für die CO2-Speicherung zur Erhöhung der Erdgasausbeute (Enhanced Gas Recovery) angesehen. Das Potential des PNG-Monitorings unter Berücksichtigung von Verdrängungs-, Austrocknungs- und Ausfällungsprozessen und wechselnden Gas-Wasser-Kontakten ist evaluiert worden. PNG-Messungen können für die Bestimmung von Änderungen der Salzwassersättigung, des Wassergehalts einhergehend mit Salzausfällungen genutzt werden, wobei Veränderungen in der Gaszusammensetzung unterhalb der Auflösungsgrenze liegen.
The storage of carbon dioxide (CO2) in geological formations is a promising option to reduce emissions of greenhouse gases to the atmosphere. During the proposed CO2 injection process, application of suitable techniques for monitoring of the induced changes in the subsurface is required. Existing models for the spreading of the CO2, as well as displacement processes or resulting issues from mutual solubility between brine and CO2 associated with saturation changes, need to be checked. For well logging in cased boreholes only a limited number of techniques such as radiometric pulsed neutron-gamma (PNG) logging are applicable. The main PNG derived parameters are the macroscopic capture cross section (Σ) and the neutron porosity (TPHI) of the formation. The high measurement contrast between brine and CO2 results in a high sensitivity to evaluate saturation changes. Previously, the conventional PNG saturation model based on a displacement process has been used for PNG interpretation in different CO2 storage projects in saline aquifers (e.g. Murray et al., 2010; Müller et al., 2007; Sakurai et al., 2005; Xue et al. 2006). The displacement saturation model accounts for mixing of the fluids in the pore space but ignores any mutual physico-chemical interaction. In addition to the displacement process, the mutual solubility between brine and CO2 adds further complex processes such as evaporation and salt precipitation. Evaporation and precipitation processes are relevant in the vicinity of an injection well, where dry CO2 enters the reservoir. Moreover, modeling results show that gravity-forced upflow of CO2 and capillary-forced backflow of brine toward the injection point can also affect saturation changes and salt precipitation (e.g. Pruess und Müller 2009). The Σ brine value depends strongly on the brine salinity e.g. its chlorine content which makes PNG measurements suitable for evaporation and salt precipitation monitoring. Until now evaporation and precipitation processes are not considered in PNG saturation models. For this purpose an extended PNG saturation model for NaCl-brines is developed. The extended PNG saturation model includes both the displacement and evaporation/precipitation processes weighted by their affected porosity proportions. Two scenarios are distinguished. If the repeat Σ value is smaller than the baseline Σ value, first the displacement saturation model and subsequently the evaporation/precipitation saturation model are applied to the affected porosity proportions. If the repeat Σ value is greater than the baseline Σ value, the pore fluid Σ value is increased corresponding to an increased salt load due to capillary effects. For this purpose, TPHI can be used to derive CO2 saturation and Σ is used to derive brine and/or halite saturation. Ketzin, the only German pilot test site for CO2 storage in saline aquifers, has one injection and two observation wells, where an extensive PNG monitoring program is performed. For the observation well, which is further away from the injection well, the conventional displacement saturation model is valid. In contrast, the observation well closest to the injection well shows that, in addition to displacement, the evaporation/precipitation process may have occurred in some depth intervals. For the injection well, both scenarios occur. The halite saturation distribution in the injection well seems to be controlled by the combined effects of changing injection rates associated with changing brine levels, lithology heterogeneities, and different saturation changing processes such as evaporation/precipitation or capillary forces. Such salt precipitations were previously not detected in situ in connection with CO2 injection in saline aquifers. In general, it can be said that PNG monitoring in combination with the extended saturation model is suited to determine displacement and evaporation/precipitation processes for CO2 storage operations. The extended saturation model is needed, especially for injection wells. Otherwise the CO2 saturation will be erroneously underestimated. The depleted gas field at the Altmark site, Germany, has been proposed as a suitable geological formation for CO2 storage operations in combination with enhanced gas recovery. The PNG monitoring potential, with considering of displacement, evaporation/precipitation processes and changing gas-water contacts, is evaluated. As a result, PNG logs can be applied for determination of changes in brine saturation and water content associated with salt precipitation, whereas changes in the gas composition are below the detection limit.
URI: urn:nbn:de:kobv:83-opus4-41968
http://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/4116
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-3819
Exam Date: 11-Jul-2013
Issue Date: 8-Oct-2013
Date Available: 8-Oct-2013
DDC Class: 550 Geowissenschaften
Subject(s): Austrocknung
CO2 Speicherung
Pulsed Neutron Gamma
Salzausfällung
Sättigung
CO2 storage
Evaporation
Pulsed neutron gamma
Salt precipitation
Saturation
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