Improvement of the Calculation Accuracy of Acid Gas Solubility in Deep Reservoir Brines: Application to the Geological Storage of CO₂

Abstract

Résumé -Amélioration de la précision du calcul de la solubilité des gaz acides dans les saumures des réservoirs profonds : application au stockage géologique du CO 2 -L'évaluation des conséquences à court et long terme de l'injection de CO 2 dans les aquifères nécessite à la fois des expérimentations en laboratoire et l'utilisation de modèles afin de mieux comprendre les différents processus physicochimiques induits. La modélisation de l'injection dans un réservoir où les conditions in situ sont souvent relativement élevées en termes de température (au-delà de 50°C), pression (plusieurs centaines de bars) et salinité (supérieure à celle de l'eau de mer), implique donc d'avoir à notre disposition des outils numériques capables de prendre en compte à la fois les effets spécifiques de chaque électrolyte et la non-idéalité de la phase CO 2 gaz. Cet article propose une évaluation de la cohérence des différentes corrections (activité, fugacité, influence de la pression sur les constantes thermodynamiques) à considérer dans les modèles géochimiques afin de répondre aux besoins en termes de précision de calcul. Ces corrections ont été introduites dans le logiciel de modélisation thermo-cinétique SCALE2000 (Azaroual et al., 2004a), utilisé pour tester leur validité en comparant les résultats de calcul à des données expérimentales ou à des résultats d'autres modèles concernant la solubilité du CO 2 . Une estimation du poids relatif de chacune des corrections, dans le cas d'une saumure de salinité égale à 237 g·l -1 (60°C, pCO 2 = 200 bar), montre une surestimation systématique de la solubilité du CO 2 (supérieure à 100 %) lorsque la salinité (NaCl équivalente) est négligée ou que le gaz est considéré comme idéal ; en comparaison, l'erreur induite en considérant l'équivalent NaCl au lieu de la salinité réelle de la saumure est faible (moins de 5 %).La deuxième partie de cette étude présente un exemple d'application à un scénario hypothétique d'injection massive de CO 2 dans un réservoir carbonaté ; les données utilisées pour la composition de la saumure correspondent à des données réelles (Moldovanyi et Walters, 1992) provenant de la formation de Smackover (Arkansas, États-Unis). Les simulations réalisées en considérant un volume élémentaire représentatif de roche saturée (assemblage minéral poreux saturé avec la saumure de Smackover), soumis à une pression de CO 2 constante de 150 bar, montrent deux comportements distincts selon que le système est supposé fermé (réacteur batch) ou ouvert et alimenté par un flux constant de saumure. Dans le premier cas, les calculs réalisés avec SCALE2000 aboutissent à une modification négligeable de la composition minéralogique. Dans le second cas, plus représentatif du caractère dynamique d'un système d'injection, les résultats montrent des modifications majeures de la minéralogie aboutissant finalement à une forte augmentation de la porosité (passant de 20 % initialement à 85 % après 50 ans simulés).Une nouvelle série de calculs a ensuite été réalisée avec SCALE2000, en considérant cett...

Numerical Modeling of the Effect of Carbon Dioxide Sequestration on the Rate of Pressure Solution Creep in Limestone: Preliminary Results

“…First, even though equilibrium constants are by definition based on activities of product and reactant species and phases, we make a simplifying assumption of equating activities of aqueous species with concentrations (in mol m 3 ); that is we assume that their activity coefficients are equal to 1. This approximation is based on the relatively low ionic strength of the solution: the maximum ionic strength (I) = 0.115 molal, calculated using EQ3NR, Wolery (1992), and the activity coefficient is greater than 0.85, see Figure 1 of Kervevan et al (2005). Solid phases are always assigned an activity equal to 1.…”

Predicting δ13CDIC dynamics in CCS: A scheme based on a review of inorganic carbon chemistry under elevated pressures and temperatures

“…The constants K CO 2 , K 1 and K 2 (Eq. (5)) as well as K calcite depend on temperature and to a lesser extent on pressure (Kervévan et al, 2005). Temperature dependence of stable carbon isotope fractionation of DIC species and CO 2(g) is well known (Lesniak and Zawidzki, 2006) but the influence of pressure has not been thoroughly investigated (see Valley et al, 2001).…”

“…and Kervévan et al (2005) showed for various NaCl-type brines, that simplifying the concentration of total dissolved solids (TDS) as g/l NaCl introduces an error into the calculations of around 5% of the estimated DIC concentration. This error is acceptable compared to the uncertainties given by variabilities in natural samples.…”

Implementation of equilibrium aqueous speciation and solubility (EQ3 type) calculations into Cantera for electrolyte solutions.

“…In particular, calcite (CaCO 3 ) formation plays an important role on natural processes as well as in others of industrial interest where, for example, scale formation in geothermal wells can be deleterious to the efficiency of geothermal energy exploitation (Møller et al [85]). Also, a better understanding of CO 2 solubility in brines is needed in the accurate modeling and application of subsurface carbon sequestration in geological formations (Kervévan et al [86]). This example involves the prediction of calcite solubility as a function of NaCl concentration at 298 K at a given P CO2 .…”