NO338616B1 - Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner - Google Patents
Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO338616B1 NO338616B1 NO20101106A NO20101106A NO338616B1 NO 338616 B1 NO338616 B1 NO 338616B1 NO 20101106 A NO20101106 A NO 20101106A NO 20101106 A NO20101106 A NO 20101106A NO 338616 B1 NO338616 B1 NO 338616B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- conduit
- geological formation
- formation
- injection
- flow
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 98
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 38
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 87
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title description 80
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 24
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 44
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 44
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 claims description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 22
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 22
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009828 non-uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
Description
Anordning for injeksjon av C02i en underjordisk geologisk formasjon og fremgangsmåte for lagring av C02 i en underjordisk geologisk formasjon.
Oppfinnelsens område
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte og en anordning for lagring av karbondioksid (C02) i underjordiske geologiske formasjoner. Særlig vedrører oppfinnelsen en anordning og en fremgangsmåte som maksimerer mengden CO2som kan lagres i en bestemt formasjon, og dermed øker den utnyttbare kapasiteten til et respektivt reservoar.
Bakgrunn
Flere undersøkelser indikerer at C02og andre "klimagasser" er ansvarlige for de globale klimaendringene, som bl.a. inkluderer en økning i den gjennomsnittlige omgivelsestemperaturen. Dette fenomenet refereres vanligvis til som "global oppvarming". For å forhindre eller redusere global oppvarming utføres det omfattende forskning for å identifisere strategier for å redusere netto karbondioksidutslipp. Dette inkluderer letingen etter mer effektive kraftverk, kjøretøy og fly, men inkluderer også konseptet med karbondioksidbinding i underjordiske geologiske formasjoner, slik som i uttømte olje- og gassreservoarer og nedlagte eller ikke-utvinnbare kullforekomster. Man ser også for seg permanent C02-lagring i akviferer, slik som f.eks. vannmettede undergrunnsformasjoner av porøst fjell. Det antas generelt at permanent lagring av C02i underjordiske geologiske formasjoner kan utgjøre et viktig bidrag til reduksjonen av C02-konsentrasjonen i atmosfæren.
En omfattende gjennomgang av den eksisterende teknologien gis i IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage (IPCCs spesialrapport om fanging og lagring av karbondioksid) (IPCC, 2005, Bert Metz et al. (Eds.), Cambridge University Press, Storbritannia; også tilgjengelig fra http:// www. ipcc. ch/ publications and data/ publications and data reports carbo n dioxi de.htm).
C02-lagring i underjordiske geologiske formasjoner har blitt utført i flere prosjekter i industriskala, som alle gjennomgås i IPCC-publikasjonen over. Disse prosjektene anvender, i høy grad, konvensjonell bore- og kompletteringsteknologi til å injisere store mengder C02(1 til 10 MtC02per år) i underjordiske reservoarer.
C02-injeksjon i en underjordisk geologisk formasjon for Enhanced Oil Recovery (EO R) har blitt anvendt i EO R-prosjektet Rangely i Colorado, USA. Et oljereservoar av sandstein har blitt flømmet med C02ved hjelp av en WAG-prosess (alternerende vann og gass) siden 1986. I dette prosjektet brukes C02i en superkritisk tilstand til å trekke ut ytterligere olje fra de ellers uttømte oljefeltene i en tertiær oljeutvinningsprosess. Ved slutten av 2003 var 248 aktive injektorer, hvorav 160 brukes til C02-injeksjon, og 348 aktive produsenter i bruk i Rangely-feltet. Injeksjon av C02finner sted gjennom spalter i multiple vertikale brønner. Vertikale brønner har en relativt lav injeksjonskapasitet, og derfor er det behov for svært mange slike brønner. Denne teknologien er derfor arbeidskrevende og dyr.
Sleipner-prosjektet, som drives av Statoil i Nordsjøen, er et prosjekt i kommersiell skala for lagring av C02i en underjordisk akvifer. C02lagres i en superkritisk tilstand 250 km fra norskekysten. Omtrent én million tonn C02fjernes årlig fra produsert naturgass og injiseres deretter under jorden. C02-injeksjon ble startet i oktober 1996, og innen 2008 hadde mer enn ti millioner tonn C02 blitt injisert i en takt på omtrent 2700 tonn per dag. Formasjonen som C02-et injiseres i, er en saltlakemettet ukonsolidert sandstein omtrent 800-1000 m under havbunnen. En grunn langtrekkende brønn brukes til å føre C02-et 2,4 km bort fra de produserende brønnene og plattformområdet. Injeksjonsstedet er plassert under en lokal kuppel i den øvre Utsiraformasjonen. Siden all C02injiseres omtrent ved den terminale enden av den langtrekkende brønnen, fordeles ikke C02-et effektivt over store området av den mottakende Utsiraformasjonen. Dermed utnyttes ikke kapasiteten til den underjordiske geologiske formasjonen i full grad.
In Salah CCS-prosjektet er et landbasert prosjekt for produksjon av naturgass fra et gassreservoar som befinner seg i en underjordisk akvifer. Akviferen befinner seg i Sahara-ørkenen. Reservoaret er i en kullholdig sandsteinformasjon, 2000 m dyp. Den er bare 20 m tykk og har generelt lav permeabilitet. Naturgass inneholdende opptil 10 % C02produseres. C02separeres og reinjiseres deretter i de vannfylte delene av reservoaret. Prosjektet bruker fire produksjons- og tre injeksjonsbrønner. Tre langtrekkende horisontale brønner med spalteintervaller over 1 km brukes til å injisere 1 MtC02per år. Mengden C02som injiseres gjennom spalteintervallene, er avhengig av den lokale permeabiliteten i formasjonen ved de respektive spalteintervallene. Siden permeabiliteten ikke er konstant, injiseres det mer C02gjennom spalteintervaller i noen områder (som har høyere permeabilitet enn andre) enn gjennom spalteintervallene i andre områder. Dette resulterer dermed i en ujevn fordeling av den injiserte massestrømmen. Videre fører denne ujevne fordelingen av C02-injeksjon til et betydelig trykkfall inne i injeksjonsbrønnen i disse områdene. Dette fører i sin tur til en enda lavere injeksjonsrate i de (mer distale) områdene med lav permeabilitet i den geologiske formasjonen. Dette føyer seg til den ujevne fordelingen av C02-injeksjon i den horisontale lengden av brønnen.
US 5 503 226 nevner injeksjon av fluid i geologiske formasjoner. Den omtaler en prosess for utvinning av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon som har matriseblokker med lav permeabilitet og matriseblokker med høy permeabilitet. Varm lettgass (i én utførelsesform C02-gass) injiseres gjennom en injeksjonsbrønn inn i formasjonen for å varme opp matriseblokkene og for å danne og forstørre en gasskappe i et sp rekk nettverk og i siste instans for å frigjøre betydelige deler av hydrokarbonene som finnes i matriseblokkene med lav permeabilitet. I én utførelsesform brukes en injeksjons-/produksjonsbrønn som omfatter en vertikal del og en horisontal del. Den vertikale delen er foret, mens den horisontale delen er komplettert åpent hull. C02injiseres i den horisontale åpent hull-delen gjennom den terminale åpningen av en rørstreng plassert inne i brønnen. Ingen organer for å tilveiebringe en jevn fordeling av C02-injeksjon i formasjonen langs den langsgående utstrekningen av brønnen er tilveiebrakt. Dette resulterer dermed i en ujevn fordeling av (lokal) C02-injeksjon.
WO 2009/088293 Al omhandler en fremgangsmåte for injisering av fluid inn i geologiske formasjoner. WO 2009/088293 omhandler en metode for selvjustering av fluidstrømmen gjennom multiple injeksjonsventiler i en olje produksjon prosess.
US 2010/126720 Al beskriver en metode for injeksjon av damp i en hydrokarbon bærende formasjon. I denne metoden er injeksjonsåpningene plassert i henhold til permeabiliteten til formasjonen rundt den horisontale delen av brønnen.
US 5435393 A omhandler en metode for å injisere fluider inn i et olje eller gass reservoar. Til dette formålet anvendes et drensrør hvilket rør inkluderer en eller flere innretninger for å begrense innstrømning.
Den kjente teknikken har ikke identifisert den ujevne fordelingen av C02-injektivitet langs den horisontale utstrekningen av injeksjonsbrønnen som å være problematisk. Hittil har den ujevne fordelingen, særlig den store injektiviteten i områder med høy permeabilitet, kun vært ansett for å være en fordel, siden dette maksimerer strømmen av C02inn i formasjonen.
Simuleringer utført av de foreliggende oppfinnerne har nå vist at den ikke-uniforme fordelingen av C02-injeksjon i formasjonen har negative virkninger på den totale utnyttelsen av lagringskapasiteten til formasjonen. Uten å ønske å være bundet av teorien antas det at den ujevne fordelingen av den injiserte mengden C02fører til en situasjon der store mengder C02lagres i områdene med høy permeabilitet i formasjonen, mens områdene med lav permeabilitet i realiteten forblir ubrukt. Videre har det vist seg at et betydelig trykkfall i områder med høy permeabilitet fører til ineffektiv injeksjon gjennom de mer distale delene av injeksjonsbrønnen.
I lys av manglene ved den kjente teknikken som diskuteres over, er det nå et formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe anordninger og fremgangsmåter for permanent lagring av C02i underjordiske formasjoner, hvilke anordninger og fremgangsmåter muliggjør en mer komplett utnyttelse av formasjonens tilgjengelige lagringskapasitet. Et formål med den foreliggende oppfinnelse er tilveiebringe anordninger og fremgangsmåter for å lagre en større mengde C02i en formasjon av en viss størrelse og kapasitet. Et formål med den foreliggende oppfinnelse er tilveiebringe fremgangsmåter og anordninger som effektivt utnytter lagringskapasiteten til geologiske formasjoner som har betydelige forskjeller i permeabiliteten på ulike steder innenfor formasjonen. Slik det vil fremgå av beskrivelsen av oppfinnelsen i det understående, er fremgangsmåter og anordninger ifølge den foreliggende oppfinnelse i en viss grad avhengig av maskinvarekomponenter og teknologi som allerede er tatt i bruk i andre tekniske sammenhenger, til ulike tekniske formål innenfor borebransjen.
Slike fremgangsmåter og slik teknologi vil nå bli kort beskrevet.
GB 2 325 949 omtaler en fremgangsmåte for å oppnå utjevnet produksjon fra devierte produksjonsbrønner som omfatter et flertall av atskilte strømningskontrollenheter. Hver kontrollenhet inkluderer en strømningsventil og kontrollenheter for å kontrollere innstrømning av olje til produksjonsbrønnen. Fluidet fra ulike soner trekkes på en måte som tømmer reservoaret jevnt langs hele lengden av produksjonsbrønnen. GB 2 325 949 vedrører iorganertid ikke injeksjon av fluider, særlig C02, i geologiske formasjoner. Bruken av strømningskontrollenheter for injeksjon av fluider i formasjoner forestilles eller antydes ikke. Det er heller ingen indikasjoner på at de omtalte strømningskontrollenhetene ville egne seg for injeksjon, særlig for C02-injeksjon.
GB 2 376 488 omtaler et apparat og en fremgangsmåte for å kontrollere fluidproduksjon i en deviert produksjonsbrønn som omfatter et flertall av kontrollventiler for innstrømning. Ventilene er selvregulerende eller selektivt kontrollerbare, og de holder et vesentlig konstant trykkfall mellom utsiden og innsiden av strømningsrøret. Bruk av kontrollenhetene for C02-injeksjon, eller egnetheten til kontrollventilene for innstrømning, vises eller antydes ikke.
US 5 141 054 omtaler en brønnkompletteringsfremgangsmåte for dampstimulering av vertikale og horisontale oljeproduksjonsbrønner. Damp injiseres gjennom multiple perforeringer med kontrollert størrelse og brukes for å redusere viskositeten til de viskøse hydrokarboniske fluidene i nærheten av den horisontale brønnen. Fremgangsmåten søker å oppnå en jevn oppvarming langs en ønsket lengde av den horisontale brønnen. Lagring av det injiserte fluidet, for ikke å snakke om økning av lagringskapasiteten til formasjonen for slike fluider, forestilles eller læres ikke.
US 5 826 655 omtaler en fremgangsmåte og et apparat for forbedret utvinning av viskøs olje. En horisontal brønn bores gjennom en formasjon med viskøs olje, og et spesialutformet injeksjonsrør, med multiple hull, brukes til å injisere dampen jevnt inn i et ytre hulrom i det horisontale borehullet. De multiple hullene i dampinjeksjonsrøret er alle utstyrt med et offeravbøyningsbånd for å unngå at damp treffer direkte på silrøret, og slik hindre tidlig erosjon av silrøret. Damp kommer ikke inn i den geologiske formasjonen gjennom disse multiple hullene, men gjennom spaltene i det konvensjonelle silrøret, anbrakt rundt injeksjonsrøret. Siden dampen kan bevege seg fritt i det ringformede hulrommet, lateralt utover injeksjonsrøret og lateralt innover silrøret, er det ingenting som hindrer dampen i å komme inn i den geologiske formasjonen, fortrinnsvis i deler av formasjonen som har høy permeabilitet for damp.
WO 2008/092241 omtaler en fremgangsmåte for forbedret oljeutvinning, en fremgangsmåte der damp fordeles og injiseres gjennom perforeringer inn i et ringrom mellom et innerrør og et ytre silrør i en horisontal injeksjonsbrønn. Dampen injiseres deretter fra ringrommet inn i den oljeinneholdende geologiske formasjonen gjennom spalter i det konvensjonelle silrøret. Innerrørstrengen er utstyrt med multiple porter som har en utvalgt fordeling og geometri. Dette forårsaker at dampen injiseres i ringrommet på en definert måte. Injeksjon av damp i den geologiske formasjonen kontrolleres i tillegg ved å variere tverrsnittsområdet for ringrommet mellom innerrøret og silrøret, slik at den aksiale strømningsmotstanden i ringrommet kontrolleres. I én utførelsesform plasseres det perforerte røret direkte i et åpent hull-borehull. Fremgangsmåter for å injisere C02i underjordiske formasjoner, for ikke å snakke om fremgangsmåter for å øke den tilgjengelige lagringskapasiteten i underjordiske reservoarer, forestilles ikke. Det forutses likeledes ikke at det å injisere fluider jevnt langs hele den horisontale utstrekningen av en injeksjonsbrønn ville maksimere mengden C02som kan lagres i en bestemt formasjon.
US 2 009 008 092 Al omtaler ulike kontrollenheter for innstrømning for bruk i oljeproduksjon. Kontrollenhetene for innstrømning inkluderer et flertall av åpninger som hver tilveiebringer en strømningsvei til innsiden av produksjonsrøret. Det omtales ikke at de omtalte enhetene kan brukes i de reverserte strømningsretningene, og det er heller ikke sannsynlig at de er egnet til å kontrollere strømmen av mindre viskøse fluider, slik som C02.
Kort beskrivelse av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en anordning for injeksjon av C02i en superkritisk tilstand i en underjordisk geologisk formasjon, der nevnte anordning omfatter et ledningsrør som har en proksimal del og en distal del, hvor som et minimum deler av nevnte distale del går i en vesentlig horisontal retning; multiple åpninger som tilveiebringes i nevnte distale del av nevnte ledningsrør for injeksjon av C02i nevnte geologiske formasjon; hvor nevnte multiple åpninger er utstyrt med utstrømningsbegrensende organer for å begrense strømningshastigheten av C02gjennom respektive nevnte åpning inn i nevnte geologiske formasjon ; og
hvor avstanden mellom hver to og to tilstøtende utstrømningsbegrensende organer reduseres langs lengden av nevnte ledningsrør i retningen mot den distale enden, og hvor nevnte utstrømningsbegrensende organer omfatter minst ett kapillarrør som på en fluid måte forbinder et indre hulrom i nevnte ledningsrør med nevnte geologiske formasjon.
I en foretrukket utførelsesform tilveiebringes nevnte multiple åpninger i en lateral overflate på nevnte ledningsrør.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform reduseres styrken av de utstrømningsbegrensende midlene ved reduksjon av utstrømningen mellom hver to og to tilstøtende utstrømningsbegrensende organer langs lengden av nevnte ledningsrør i retningen mot den distale enden.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform reduseres avstanden mellom hver to og to tilstøtende utstrømningsbegrensende organer langs lengden av nevnte ledningsrør i retningen mot den distale enden.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform er minst ett av nevnte utstrømningsbegrensende organer justerbart.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform er nevnte ledningsrør et forgrenet ledningsrør omfattende en primær gren og minst én sekundær gren. Den minst én sekundære grenen går fortrinnsvis ut fra nevnte primære gren i et grenpunkt, der nevnte grenpunkt er tilveiebrakt med grenstrømningskontrollerende organer for å begrense strømmen av C02inn i den respektive sekundære grenen. I denne utførelsesformen er det foretrukket at minst ett sekundært ledningsrør er vesentlig horisontal.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform kan nevnte sekundære ledningsrør som avgrenes fra nevnte primære gren i et grenpunkt nær en distal ende av det nevnte hovedledningsrøret, forbli som åpent hull.
I foretrukne anordninger ifølge oppfinnelsen er ledningsrøret lukket i dets distale ender. Alternativt kan en distal endedel av ledningsrøret forbli åpent hull.
I en foretrukket utførelsesform omfatter nevnte anordning trykkproduserende organer for å produsere et trykk i nevnte ledningsrør som er tilstrekkelig for injeksjon av C02i en superkritisk tilstand i nevnte geologiske formasjon. Anordningen kan omfatte en kilde for C02.
De trykkproduserende midlene kan f.eks. være en pumpe, en C02-trykkbeholder eller en C02-trykkrørledning.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform omfatter nevnte utstrømningsbegrensende organer minst ett kapillarrør som på en fluid måte forbinder et indre hulrom i nevnte ledningsrør med nevnte geologiske formasjon.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform åpnes nevnte kapillarrør i sin proksimale ende mot et indre hulrom i nevnte ledningsrør og åpnes i sin distale ende inn i den geologiske formasjonen.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform er nevnte kapillarrør et helisk kapillarrør, kveilet rundt, og lateralt utover, en indre overflate i nevnte ledningsrør.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform har nevnte kapillarrør et sirkulært, et triangulært, et rektangulært eller et kvadratisk tverrsnittsområde. Kapillarrøret har fortrinnsvis et tverrsnittsområde på 10 mm<2>til 500 mm<2>. Fortrinnsvis har kapillarrøret en lengde på fra 10 cm til 500 m, fra 10 cm til 200 m eller fortrinnsvis fra 1 m til 100 m. Fortrinnsvis er lengden på kapillarrøret mer enn 5 ganger, 10 ganger, 20 ganger, 100 ganger eller 1000 ganger større enn den største diameteren til kapillarrøret. Fortrinnsvis er lengden på kapillarrøret mer enn 5 ganger, 10 ganger, 20 ganger, 100 ganger eller fortrinnsvis 1000 ganger større enn kvadratroten av det største tverrsnittsområdet til kapillarrøret.
Fortrinnsvis er den geologiske formasjonen en akvifer eller en lukket akvifer eller en avstengt akvifer.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform er nevnte anordning for permanent lagring av C02i nevnte geologiske formasjon.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører også bruken av anordninger ifølge oppfinnelsen for C02-injeksjon i underjordiske geologiske formasjoner.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører også fremgangsmåter for å lagre C02i underjordiske geologiske formasjoner ved bruk av anordningene beskrevet over.
Oppfinnelsen vedrører dermed også en fremgangsmåte for lagring av C02i en underjordisk geologisk formasjon, der nevnte fremgangsmåte omfatter: introduksjon av C02i et ledningsrør som har en proksimal del og en distal del, der minst deler av nevnte distale del går i en vesentlig horisontal retning; og jevn injeksjon av nevnte C02i en superkritisk tilstand gjennom multiple åpninger inn i nevnte geologiske formasjon,
hvor nevnte multiple åpninger anbringes i nevnte distale del av nevnte ledningsrør og hver utstyres med strømningsbegrensende organer
for å begrense strømningshastigheten av C02gjennom hver av nevnte multiple åpninger inn i nevnte geologiske formasjon og hvor nevnte organer omfatter minst ett kapillarrør som på en fluid måte forbinder et indre hulrom i nevnte ledningsrør med nevnte geologiske formasjon.
I foretrukne fremgangsmåter ifølge den foreliggende oppfinnelse brukes en anordning som beskrevet i det ovenstående.
Kort beskrivelse av figurene
Figur 1 viser en første utførelsesform av oppfinnelsen.
Figur 2 viser en andre utførelsesform av oppfinnelsen.
Figur 3 viser strømningsbegrensende organer ifølge ett aspekt av den foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og en anordning for permanent lagring av C02i underjordiske geologiske formasjoner.
En "akvifer", innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, skal forstås som et undergrunnslag av vannbærende permeabelt fjell eller ukonsoliderte materialer (grus, sand, slam eller leire). En akvifer kan være forseglet av en akvitard eller akviklude ved en øvre eller nedre grense. Slike akviferer vil heretter kalles "lukkede akviferer". En akvifer kan også være forseglet både ved den øvre og den nedre grensen. Slike akviferer vil heretter kalles "avstengte akviferer". Foretrukne akviferer, ifølge oppfinnelsen, er oppoverkonvekse akviferer eller nedoverkonvekse akviferer. "Akviferen" kan, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, også kalles "reservoaret".
"Strømningsbegrensende organer" skal, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, forstås som å være et hvilket som helst middel som er egnet til å begrense massestrømmen av fluid gjennom en åpning eller ledningsrør, fortrinnsvis på en definert måte. Foretrukne strømningsbegrensende organer omfatter forlengede ledningsrør med en relativt liten diameter, f.eks. et kapillarrør. Foretrukne kapillarrør har et sirkulært, elliptisk, rektangulært eller kvadratisk tverrsnittsområde.
Et "kapillarrør" skal, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, forstås som å være et forlenget ledningsrør. Bruken av uttrykket "kapillarrør" skal ikke antyde at kapillarrøret overfører sin trykkreduserende effekt fullstendig med såkalte "kapillarkrefter". Et trykkfall langs lengden av et kapillarrør ifølge den foreliggende oppfinnelse stammer fortrinnsvis fra friksjonen av fluider som beveger seg langs kapillarrørets forlengede ledningsrør.
Et "åpent hull", eller et "brønnkomplettert åpent hull", skal forstås som å vedrøre en uforet del av en brønn, dvs. brønnen i en tilstand der den er boret, uten foring, rør eller lignende anbrakt ved den ytre omkretsen.
"Permeabiliteten" til en formasjon, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, er formasjonens evne til å overføre fluider som svar på en pålagt trykkdifferanse. Permeabilitet måles vanligvis i darcy eller millidarcy. [Konvertert til SI-enheter tilsvarer 1 darcy 9,869233x10-13 m<2>eller 0,9869233 (u m)<2>. Denne konverteringen kan approksimeres som 1 (u m)<2>.] Formasjoner som lett overfører fluider, slik som sandstein, beskrives som permeable og har tendens til å ha mange store, godt sammenkoblede porer. Impermeable formasjoner, slik som skifer og siltstein, har tendens til å være mer finkornet eller ha en blandet korn større I se, med mindre, færre eller mindre sammenkoblede porer.
"Vesentlig horisontal" skal, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, bety ved en vinkel på mellom 45°-135° eller 80°-100° eller 85°-95° eller 90° fra vertikalt.
"Vesentlig vertikal" skal, innenfor konteksten av den foreliggende oppfinnelse, bety ved en vinkel på mindre enn 45°, mindre enn 20°, mindre enn 10°, mindre enn 5° eller 0° fra vertikalt.
Den foreliggende oppfinnelsen er basert på det uventede funnet at en geologisk formasjons tilgjengelige lagringskapasitet for C02kan utnyttes mest effektivt hvis C02-et injiseres fra multiple injeksjonspunkter langs lengden av en langtrekkende horisontal brønn på en slik måte at massestrømmen av C02inn i formasjonen er tilnærmet konstant langs hele lengden av den horisontale brønnen. Mens det tidligere har vært et felles ønske i faget om å injisere store mengder C02på så kort tid som mulig, har oppfinnerne av den foreliggende oppfinnelse brukt en svært annerledes tilnærming. Ved å begrense den radiale massestrømmen av C02til en bestemt maksimumsverdi, produserer den foreliggende oppfinnelse en vesentlig jevn fordeling av den radiale massestrømmen over store deler av den horisontale utstrekningen av injeksjonsbrønnen. Dette fører til en redusert radial massestrøm [kg/s] inn i formasjonen, men dette hinderet blir mer enn oppveid av det faktum at den totale mengden C02som kan lagres i en bestemt formasjon, økes dramatisk. Figur 1 viser generelt en anordning ifølge den foreliggende oppfinnelse. Anordning 1 brukes til å injisere store mengder C02i den underjordiske formasjonen for permanent lagring av C02deri. For dette formålet er det tilveiebrakt et ledningsrør 3 som strekker seg fra et punkt over overflaten ned i formasjon 2 hvor C02-et skal lagres. Den geologiske formasjonen kan f.eks. være et uttømt oljefelt, et uttømt gassfelt eller en akvifer. Akviferen er fortrinnsvis en avstengt akvifer eller en lukket akvifer. Den geologiske formasjonen er fortrinnsvis mer enn 500 m under jorden. Den geologiske formasjonen er fortrinnsvis 5 til 1000 m, fortrinnsvis 20 til 200 m tykk.
Ledningsrør 3 omfatter en proksimal endedel 4 og en distal endedel 5. Den distale endedelen 5 omfatter en generelt horisontal del. Den horisontale (distale) delen er fortrinnsvis tilveiebrakt i form av en langtrekkende horisontal brønn og er fortrinnsvis mellom 100 m og 2000 m lang. Dette gir mulighet for at C02kan injiseres i formasjonen ved multiple injeksjonspunkter langs hele lengden av ledningsrøret. C02-Iagring fordeles dermed over et stort område/volum i reservoa rformasjonen.
Anordningen omfatter trykkproduserende organer 10, f.eks. en pumpe, for å injisere C02i den geologiske formasjonen. I andre foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen kan de trykkproduserende midlene være en C02-trykkbeholder eller en C02-trykkrørledning. C02-et, når det injiseres, er fortrinnsvis i en superkritisk tilstand. Dermed må alle komponenter i anordningen være korrekt utformet og konstruert slik at de er i stand til å tåle de krevende forholdene rundt bruken av dem. Materialer må velges på korrekt måte for å motstå de svært høye trykkene og korrosjonen, særlig når C02-et som injiseres, ikke er ren C02, men inneholder f.eks. vann og/eller andre korroderende kontaminerende stoffer, slik som 02eller S02. Trykkproduserende organer er fortrinnsvis i stand til å produsere trykk på mer enn 73, 100, 200, 500 eller 1000 bar.
Ledningsrør 3 omfatter multiple åpninger 6a-6z i en distal del, gjennom hvilke åpninger C02injiseres i formasjonen. Minst én, men fortrinnsvis alle åpninger er utstyrt med utstrømningsbegrensende organer 7a-7z. De utstrømningsbegrensende midlene 7a-7z tjener til å redusere den radiale massestrømmen av C02gjennom de individuelle åpningene 6a-6z. Den radiale massestrømmen reduseres mest effektivt i områder av formasjonen som har høy permeabilitet. Dette skyldes det faktum at den radiale massestrømmen i disse områdene - uten utstrømningsbegrensende organer - ville være veldig stor. I områder av formasjonen som har lav permeabilitet for C02, er massestrømmen inn i formasjonen lav fra begynnelsen av. Strømningsbegrensende organer har liten effekt i disse områdene. Som et resultat av den mer effektive strømningsbegrensningen i svært permeable områder oppnås det en vesentlig jevn massestrømfordeling langs hele den horisontale lengden av injeksjonsbrønnen. Med andre ord er massen av C02som injiseres per enhetstid og per enhetslengde av ledningsrøret, tilnærmet konstant.
Det er denne jevne fordelingen av den radiale massestrømraten som antas å produsere den uforutsette oppfinnelseseffekten, nemlig at den tilgjengelige C02-lagringskapasiteten i formasjonen kan brukes i mye større grad enn uten radial strømningsbeg rensning.
Figur 2 viser en andre utførelsesform av oppfinnelsen. I denne utførelsesformen er ledningsrør 3 et forgrenet ledningsrør. Sekundær gren 9 går ut fra primær gren 8 i grenpunkt 10. Multiple sekundære grener 9 kan tilveiebringes. I én utførelsesform (vises ikke) omfatter ledningsrør 3 ytterligere tertiære grener eller grener av enda høyere grad, som går ut fra de respektive grenene av lavere grad.
For å være i stand til å kontrollere massestrømmen av C02inn i de sekundære grenene 9 kan grenstrømningskontrollerende organer 13 tilveiebringes. Grenstrømningskontrollerende organer 13 kan være i form av et spjeld eller en ventil, fortrinnsvis en kontrollerbar ventil.
Utstrømningsbegrensende organer 7a-7z kan være i form av et forlenget kapillarrør. Foretrukne kapillarrør har et sirkulært, elliptisk, rektangulært eller kvadratisk tverrsnittsområde. De har fortrinnsvis et tverrsnittsområde på fra 10 mm<2>til 500 mm<2>og, uavhengig, en foretrukket lengde på fra 10 cm til 500 m, fra 10 cm til 200 m eller fra 1 m til 100 m. Foretrukne kapillarrør ifølge oppfinnelsen er helisk kveilede.
Kapillarrør ifølge den foreliggende oppfinnelse er fortrinnsvis utformet slik at de, under driftsforhold, produserer et trykkfall langs lengden av kapillarrøret på fra 0,5 bar til 5 bar.
Ifølge en annen foretrukket utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse kan de utstrømningsbegrensende midlene 7a-7z være modifiserte "kontrollenheter for innstrømning" (ICD-er), f.eks. av typen som omtales i US 2 009 008 092 Al. Det må iorganertid anføres at disse ICD-ene brukt til oljeproduksjon vanligvis ikke er egnede og har behov for betydelig modifikasjon for å være nyttige i konteksten av den foreliggende oppfinnelse. Dette skyldes, bl.a., det faktum at retningen på fluidstrømmen gjennom enhetene er reversert. Videre er viskositeten av fluider i oljeproduksjon generelt høyere enn den til C02, f.eks. i en superkritisk tilstand. Dermed må tverrsnittsområdet og/eller lengden på ledningsrører i ICD-ene endres på korrekt måte. I tillegg er det aktuelle trykksystemet annerledes i fremgangsmåter ifølge den foreliggende oppfinnelse sammenlignet med oljeproduksjon. I fremgangsmåter ifølge den foreliggende oppfinnelse kan trykket innvendig i injeksjonsbrønnen velges med overlegg, f.eks. av de riktige trykkproduserende midlene, mens i oljeproduksjon bestemmes trykket som driver fluidtransporten, vanligvis av trykket som forekommer naturlig i reservoaret.
Det må også nevnes at de kjente kontrollenhetene for innstrømning vanligvis ikke ville være passende for bruk i enheter og fremgangsmåter ifølge den foreliggende oppfinnelse uten betydelig modifikasjon, på grunn av den ekstremt korroderende naturen til det superkritiske C02-et (i det minste når urenheter, slik som vann eller andre korroderende gasser, også er til stede). Derfor må utstrømningsbegrensende organer ifølge den foreliggende oppfinnelse være laget av svært korrosjonsbestandige materialer.
Utstrømningsbegrensende organer 7a-7z kan tilveiebringes i form av et forlenget ledningsrør eller et forlenget kapillarrør 12. Strømningsbegrensende organer 7a-7z kan være justerbare. Justering av den utstrømningsbegrensende effekten kan oppnås ved å kontrollere (redusere eller øke) tverrsnittsområdet av de forlengede ledningsrørene eller kapillarrørene. Strømmen gjennom strømningsbegrensende organer 7a-7z kan også justeres ved f.eks. å kontrollere den effektive lengden av de forlengede ledningsrørene eller kapillarrørene. Alternativt kan strømmen gjennom strømningsbegrensende organer 7a-7z justeres ved å endre formen på tverrsnittsområdet i ledningsrører eller kapillarrør i strømningsbegrensende organer 7a-7z.
I utførelsesformen som vises i figur 3, er de strømningsbegrensende midlene 7 i form av et helisk kapillarrør 12, snodd rundt, og anbrakt radialt utover, en indre overflate i ledningsrør 3. Kapillarrør 12 åpnes ved en første (proksimal) ende 19 inn i indre hulrom 18 i ledningsrør 3. En andre (distal) ende 20 av kapillarrør 12 åpnes inn i formasjon 2. Andre ende 20 kan også åpnes inn i et sandfilter eller et gjennomtrengelig rør (vises ikke) som tilveiebringes radialt utover fra ledningsrør 3. Ledningsrør 3 er dermed fortrinnsvis i nær kontakt med det gjennomtrengelige røret. Det gjennomtrengelige røret er fortrinnsvis i nær kontakt med formasjonen.
Forlengede ledningsrører eller kapillarrør 12 av en bestemt lengde er, i motsetning til enkle hull, i stand til effektivt å kontrollere massestrømmen av fluid ved relativt beskjedne trykk. Derfor kan pumper med lavere ytelse og pris brukes. Videre reduserer bruk under lavere trykk også erosjon av systemets komponenter, og dermed øker levetiden til systemet.
Utstrømningsbegrensende organer 7a-7z produserer generelt et betydelig trykkfall mellom deres respektive første og andre ender. På grunn av dette er trykket som kreves i ledningsrør 4 for å indusere en tilstrekkelig radial massestrøm, betydelig høyere enn med konvensjonelle brønner med spalter. For å kunne bygge et tilstrekkelig høyt trykk i ledningsrør 3 tilveiebringes en plugg 17 fortrinnsvis i en distal ende av ledningsrøren. I andre utførelsesformer er de distale endene av ledningsrør 3 ikke tilveiebrakt med en plugg. De kan være åpent hull-brønner. De sistnevnte utførelsesformene kan være passende i situasjoner der formasjonen har lav permeabilitet ved de distale endene av ledningsrør 3, eller der den horisontale delen 5 er svært lang.
Som illustrert i figur 3 kan ledningsrør 3 omfatte multiple ugjennomtrengelige segmenter 15 og multiple utstrømningssegmenter 16, hvor de multiple åpningene 6a-6z bare tilveiebringes i utstrømningssegmentene 16 (dvs. ikke i ugjennomtrengelige segmenter 15). Det kan tilveiebringes multiple åpninger 6a-6z, eller multiple heliske kapillarrør 12, per utstrømningssegment 16. Utstrømningssegmenter 16 og ugjennomtrengelige segmenter 15 er fortrinnsvis utstyrt med en hannkobling i én ende og med en hunnkobling i den andre enden. Ugjennomtrengelige segmenter 15 kan kobles til hverandre og til utstrømningssegmenter 16. Likeledes kan utstrømningssegmenter 16 kobles til hverandre og kan kobles til ugjennomtrengelige segmenter 15. En forsegling 14 tilveiebringes fortrinnsvis mellom hvilke som helst to sammenkoblede ugjennomtrengelige segmenter 15 og/eller utstrømningssegmenter 16. Ledningsrør 3 kan derfor ha en modulær konstruksjon.
Utstrømningssegmenter 16 (og fortrinnsvis også ugjennomtrengelige segmenter 15) er fortrinnsvis i direkte kontakt med formasjonen, dvs. det er fortrinnsvis ikke noen ringformet åpning eller noe ringrom mellom utstrømningssegmentet og reservoarmaterialet. Dette er nyttig for å unngå betydelig aksial strøm av C02radialt utover ledningsrør 3. Med andre ord er ytte rf I aten på utstrømningssegment 16 (og fortrinnsvis også ytterflaten på ugjennomtrengelig segment 15) i kontakt med formasjon 2.
Alternativt kan det radialt utover ledningsrør 3, f.eks. radialt utover fra utstrømningssegmenter 16 og/eller ugjennomtrengelige segmenter 15, anbringes et sandfilter eller et gjennomtrengelig rør (vises ikke). Sandfilteret eller det gjennomtrengelige røret er fortrinnsvis i kontakt med ledningsrøren og formasjonen, slik at betydelig aksial massestrøm av C02forhindres. Det gjennomtrengelige røret er fortrinnsvis av et materiale som har en permeabilitet i den radiale retningen (for C02) som tilsvarer, eller er større enn, dens permeabilitet for C02i den aksiale retningen.
Henvisningstall
Claims (10)
1.
Anordning (1) for injeksjon av C02i en superkritisk tilstand i en underjordisk geologisk formasjon (2),karakterisert vedat nevnte anordning omfatter: et ledningsrør (3) som har en proksimal del (4) og en distal del (5), hvor som et minimum deler av nevnte distale del (5) går i en vesentlig horisontal retning; multiple åpninger (6a-6z) som anbringes i nevnte distale del (4) av nevnte ledningsrør (3) for injeksjon av C02i nevnte geologiske formasjon (2); hvor nevnte multiple åpninger (6a-6z) er utstyrt med utstrømningsbegrensende organer (7) for å begrense strømningshastigheten av C02gjennom respektive nevnte åpning (6a-6z) inn i nevnte geologiske formasjon (2); og hvor avstanden mellom hver to og to tilstøtende utstrømningsbegrensende organer (7) reduseres langs lengden av nevnte ledningsrør i retningen mot den distale enden, og hvor nevnte utstrømningsbegrensende organer (7) omfatter minst ett kapillarrør (12) som på en fluid måte forbinder et indre hulrom (18) i nevnte ledningsrør (3) med nevnte geologiske formasjon.
2.
Anordning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte kapillarrør (12) åpnes i sin proksimale ende (19) mot et indre hulrom (18) i nevnte ledningsrør (3) og åpnes i sin distale ende (20) inn i den geologiske formasjonen.
3.
Anordning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte ledningsrør (3) er et forgrenet ledningsrør som omfatter en primær gren (8) og minst én sekundær gren (9).
4.
Anordning ifølge krav 2,karakterisert vedat nevnte minst én sekundære gren (8) går ut fra nevnte primære gren (9) i et grenpunkt (10), der nevnte grenpunkt (10) er utstyrt med grenstrømningskontrollerende organer (14) for å begrense strømmen av C02inn i den respektive sekundære grenen (9).
5.
Anordning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat nevnte ledningsrør (3) er lukket ved sine distale ender.
6.
Anordning ifølge et hvilket som helst av krav 1 til 4,karakterisert vedat en distal endedel av nevnte ledningsrør (3) er åpent hull.
7.
Anordning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat nevnte anordning omfatter trykkproduserende organer (11) for å produsere et trykk i nevnte ledningsrør (3) som er tilstrekkelig for injeksjon av C02i en superkritisk tilstand i nevnte geologiske formasjon (2).
8.
Anordning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat nevnte geologiske formasjon (2) er en akvifer.
9.
Fremgangsmåte for lagring av C02i en underjordisk geologisk formasjon,karakterisert vedat nevnte fremgangsmåte omfatter: introduksjon av C02i et ledningsrør (3) som har en proksimal del (4) og en distal del (5), der minst deler av nevnte distale del (5) går i en vesentlig horisontal retning; og jevn injeksjon av nevnte C02i en superkritisk tilstand gjennom multiple åpninger (6a-6z) inn i nevnte geologiske formasjon (2), hvor nevnte multiple åpninger (6a-6z) anbringes i nevnte distale del (4) av nevnte ledningsrør (3) og hver utstyres med strømningsbegrensende organer (7) for å begrense strømningshastigheten av C02gjennom hver av nevnte multiple åpninger (6a-6z) inn i nevnte geologiske formasjon (2) og hvor nevnte organer (7) omfatter minst ett kapillarrør (12) som på en fluid måte forbinder et indre hulrom (18) i nevnte ledningsrør (3) med nevnte geologiske formasjon.
10.
Fremgangsmåte ifølge krav 9,karakterisert vedat nevnte C02injiseres gjennom en anordning ifølge et hvilket som helst av kravene 1-8.
Priority Applications (7)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20101106A NO338616B1 (no) | 2010-08-04 | 2010-08-04 | Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner |
EP11749778.4A EP2601376A1 (en) | 2010-08-04 | 2011-08-03 | Methods and arrangements for carbon dioxide storage in subterranean geological formations |
PCT/EP2011/063370 WO2012017010A1 (en) | 2010-08-04 | 2011-08-03 | Methods and arrangements for carbon dioxide storage in subterranean geological formations |
CA2807194A CA2807194A1 (en) | 2010-08-04 | 2011-08-03 | Methods and arrangements for carbon dioxide storage in subterranean geological formations |
US13/814,169 US20130223935A1 (en) | 2010-08-04 | 2011-08-03 | Methods and arrangements for carbon dioxide storage in subterranean geological formations |
BR112013003678A BR112013003678A2 (pt) | 2010-08-04 | 2011-08-03 | métodos e disposições para armazenamento de dióxido de carbono em formações geológicas subterrâneas |
AU2011287564A AU2011287564A1 (en) | 2010-08-04 | 2011-08-03 | Methods and arrangements for carbon dioxide storage in subterranean geological formations |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20101106A NO338616B1 (no) | 2010-08-04 | 2010-08-04 | Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20101106A1 NO20101106A1 (no) | 2012-02-06 |
NO338616B1 true NO338616B1 (no) | 2016-09-12 |
Family
ID=44534363
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20101106A NO338616B1 (no) | 2010-08-04 | 2010-08-04 | Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20130223935A1 (no) |
EP (1) | EP2601376A1 (no) |
AU (1) | AU2011287564A1 (no) |
BR (1) | BR112013003678A2 (no) |
CA (1) | CA2807194A1 (no) |
NO (1) | NO338616B1 (no) |
WO (1) | WO2012017010A1 (no) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR101967344B1 (ko) * | 2017-08-25 | 2019-04-09 | 한국과학기술원 | 이산화탄소의 지중 저장 시스템 및 이산화탄소의 지중 저장 방법 |
NO20210146A1 (en) | 2018-07-27 | 2021-02-05 | Baker Hughes Holdings Llc | Distributed fluid injection system for wellbores |
WO2023111613A1 (en) * | 2021-12-14 | 2023-06-22 | Totalenergies Onetech | An installation for injecting a carbon containing compound into a geological formation, comprising a concentric completion and related process |
CN114278257B (zh) * | 2021-12-24 | 2023-12-15 | 中海石油(中国)有限公司 | 海上油田开采与超临界二氧化碳封存的同步装置与方法 |
CN115059437B (zh) * | 2022-06-16 | 2023-10-31 | 西南石油大学 | 含多元杂质的co2提高枯竭气藏采收率及其有效封存的方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5435393A (en) * | 1992-09-18 | 1995-07-25 | Norsk Hydro A.S. | Procedure and production pipe for production of oil or gas from an oil or gas reservoir |
US20020189815A1 (en) * | 2001-06-12 | 2002-12-19 | Johnson Craig D. | Flow control regulation method and apparatus |
WO2009088293A1 (en) * | 2008-01-04 | 2009-07-16 | Statoilhydro Asa | Method for self-adjusting (autonomously adjusting) the flow of a fluid through a valve or flow control device in injectors in oil production |
US20100126720A1 (en) * | 2007-01-29 | 2010-05-27 | Noetic Technologies Inc. | Method for providing a preferential specific injection distribution from a horizontal injection well |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3175614A (en) * | 1960-09-30 | 1965-03-30 | Gulf Research Development Co | Underground gas storage process |
US4676313A (en) * | 1985-10-30 | 1987-06-30 | Rinaldi Roger E | Controlled reservoir production |
US5141054A (en) | 1991-03-13 | 1992-08-25 | Mobil Oil Corporation | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution |
US5503226A (en) | 1994-06-22 | 1996-04-02 | Wadleigh; Eugene E. | Process for recovering hydrocarbons by thermally assisted gravity segregation |
US5826655A (en) | 1996-04-25 | 1998-10-27 | Texaco Inc | Method for enhanced recovery of viscous oil deposits |
US6112817A (en) | 1997-05-06 | 2000-09-05 | Baker Hughes Incorporated | Flow control apparatus and methods |
NO318165B1 (no) * | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
US6840321B2 (en) * | 2002-09-24 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral injection/production/storage completion system |
MX2008011191A (es) | 2006-04-03 | 2008-09-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo de sondeo y aparato para el control de afluencia y arena durante las operaciones de pozo. |
US7828065B2 (en) * | 2007-04-12 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method of stabilizing a flow along a wellbore |
WO2009052054A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations |
WO2009108940A2 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Seqenergy, Llc | Underground sequestration system and method |
-
2010
- 2010-08-04 NO NO20101106A patent/NO338616B1/no not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-08-03 EP EP11749778.4A patent/EP2601376A1/en not_active Withdrawn
- 2011-08-03 AU AU2011287564A patent/AU2011287564A1/en not_active Abandoned
- 2011-08-03 US US13/814,169 patent/US20130223935A1/en not_active Abandoned
- 2011-08-03 CA CA2807194A patent/CA2807194A1/en active Pending
- 2011-08-03 WO PCT/EP2011/063370 patent/WO2012017010A1/en active Application Filing
- 2011-08-03 BR BR112013003678A patent/BR112013003678A2/pt not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5435393A (en) * | 1992-09-18 | 1995-07-25 | Norsk Hydro A.S. | Procedure and production pipe for production of oil or gas from an oil or gas reservoir |
US20020189815A1 (en) * | 2001-06-12 | 2002-12-19 | Johnson Craig D. | Flow control regulation method and apparatus |
US20100126720A1 (en) * | 2007-01-29 | 2010-05-27 | Noetic Technologies Inc. | Method for providing a preferential specific injection distribution from a horizontal injection well |
WO2009088293A1 (en) * | 2008-01-04 | 2009-07-16 | Statoilhydro Asa | Method for self-adjusting (autonomously adjusting) the flow of a fluid through a valve or flow control device in injectors in oil production |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2012017010A1 (en) | 2012-02-09 |
US20130223935A1 (en) | 2013-08-29 |
CA2807194A1 (en) | 2012-02-09 |
AU2011287564A1 (en) | 2013-02-28 |
BR112013003678A2 (pt) | 2016-09-06 |
NO20101106A1 (no) | 2012-02-06 |
EP2601376A1 (en) | 2013-06-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Awan et al. | A survey of North Sea enhanced-oil-recovery projects initiated during the years 1975 to 2005 | |
CN105114048B (zh) | 一种水平井分段压裂同井注采采油方法 | |
EP2588712B1 (en) | Methods for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and arrangements for use in such methods | |
WO2009071001A1 (fr) | Procédé de stockage souterrain de dioxyde de carbone basé sur l'auto-séparation d'un mélange de fluide | |
CN102747997A (zh) | 稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法 | |
CN103939071B (zh) | 一种水平井蒸汽驱井网结构及蒸汽驱方法 | |
EA031016B1 (ru) | Способ добычи углеводородов с использованием каверн | |
NO337537B1 (no) | Fremgangsmåter for å føre inn karbondioksid (CO2) i underjordiske geologiske formasjoner for permanent lagring i disse. | |
US20150204171A1 (en) | Carbon dioxide energy storage and enhanced oil recovery | |
NO338616B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner | |
EP2726701B1 (en) | A method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods | |
CN108005626B (zh) | 一种基于热管技术的天然气水合物开采装置及方法 | |
CN105587300B (zh) | 用于水平井的采油方法 | |
WO2023287792A1 (en) | Systems and methods for carbon dioxide sequestration injection | |
CN104018818B (zh) | 通过增强渗透性包裹体的浅层沥青的热采 | |
Goodyear et al. | Moving Co2 Eor Offshore | |
EP2394020B1 (en) | Recovery or storage process | |
Tüzünoǧlu et al. | Scaled 3-D model studies of immiscible CO2 flooding using horizontal wells | |
US20210396109A1 (en) | Method and system for underground gas injection | |
NO331625B1 (no) | Fremgangsmate for nedihulls gasseparasjon ved bruk av en membran. | |
US20230203918A1 (en) | Oil recovery method integrated with the capture, utilization and storage of co2 through a cavern in saline rock | |
Sajjadian et al. | Technical Evaluation of Secondary Oil Recovery Methods, A Case Study on one of the Iranian HPHT Carbonate Reservoirs | |
Pruess | Geologic Storage of Greenhouse Gases: Multiphase and Non-isothermal Effects, and Implications for Leakage Behavior | |
CN202338265U (zh) | 丝杠式封隔堵水器 | |
Gonet et al. | The analysis of CO2injection in depleted gas reservoirs during the sequestration process |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: TANDBERGS PATENTKONTOR AS, POSTBOKS 1570 VIKA, 011 |
|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |