Por Trevor K. C. Pugh
Introducción
La captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS) se ha convertido en una tecnología esencial para contribuir a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. La mayor preocupación en relación con el CCUS es
el riesgo medioambiental asociado al almacenamiento a largo plazo del CO2 capturado. Cualquier fisura o fuga en la contención anularía probablemente los beneficios medioambientales iniciales de capturar y almacenar las emisiones de CO2.
Esta tecnología se etiquetó durante muchos años como tecnología de bajo riesgo debido a las bajas tasas de inyección. Los métodos de control más comunes para los CCUS se centran en gran medida en el control del riesgo de rotura de la contención y de la integridad de la roca sello y/o del pozo. Por lo general, esto se considera como limitaciones de capacidad y permanencia de la contención en una instalación de almacenamiento. Varios estudios han destacado el riesgo de sismicidad inducida debido a la inyección de CO2.
ESG Solutions ha colaborado con un operador en la vigilancia de la sismicidad a largo plazo de un proyecto en Alberta (Canadá). El equipo del operador utiliza los datos microsísmicos recogidos para actualizar el modelo geomecánico del emplazamiento. El estudio también ha demostrado la importancia de la monitorización continua durante las operaciones de inyección para garantizar el control del almacenamiento y la permanencia de la contención.
Además, se señaló que los tipos de datos registrados y los métodos de recogida variarán con el tiempo para ofrecer una solución coherente y rentable.
Según la experiencia de ESG, los principales objetivos de supervisión de las operaciones de CCUS son:
- Reducción de riesgos
- Contención
- Evitar la activación por avería
- Sismicidad inducida
- Extensión del penacho de CO2
- Integridad de la roca caliza
Sabemos por modelización geomecánica que la presión causada por la inyección de CO2 no debería crear nuevas fracturas o la activación de fallas existentes debido a las bajas tasas de la inyección y la capacidad del depósito. Por lo tanto, la alteración del régimen de tensiones durante el trabajo de inyección de CO2 ha sido objeto de varios estudios y se ha relacionado como el principal factor desencadenante de eventos microsísmicos.
Durante el seguimiento a largo plazo de este proyecto se hizo evidente que la extensión lateral y la integridad de la roca sello no era un factor de medición directa con el seguimiento microsísmico.
Sin embargo, existen tecnologías de imágenes electromagnéticas utilizadas en los últimos 15 años que están demostrando su utilidad en la monitorización de la inyección profunda de fluidos para la fracturación hidráulica, la detección del reflujo y el análisis de EOR. En este artículo se analiza la aplicación de la imagen electromagnética combinada con el análisis microsísmico para la monitorización en el espacio CCUS.
Los recientes avances en la comprensión de la monitorización electromagnética de fuente controlada (CSEM) para la inyección de fluidos han proporcionado una importante herramienta complementaria para la monitorización de la contención a largo plazo del CO2 secuestrado.
Antecedentes
La inyección de CO2 comenzó en 2015 en la instalación de captura y almacenamiento de carbono (CAC) de Quest, situada cerca de Fort Saskatchewan (Alberta, Canadá). El CO2 se inyecta en un acuífero salino profundo a 2 km de profundidad. Se esperaba una sismicidad mínima con estas inyecciones de CO2 pero, como se observa en la figura 2, los aumentos a largo plazo de la tensión acumulada provocaron un aumento de la sismicidad registrada con el tiempo.
Los datos sugieren claramente que la vigilancia a largo plazo de los posibles efectos de las operaciones del CCUS es muy importante. Sin embargo, el conocimiento de la capacidad y la estabilidad a largo plazo del proyecto mejorará si se comprende el alcance total de la migración del penacho y la integridad de la roca sello. Aquí es donde las imágenes electromagnéticas pueden ser de gran ayuda para los operadores de CCUS.
Respuestas de campo disperso CSEM y cómo funcionan
Aquellos que no estén familiarizados con la tecnología CSEM terrestre utilizada en ESG Solutions pueden consultar las referencias [8,9,10]. Un diseño CSEM terrestre típico, mostrado en la Figura 3, tiene los siguientes componentes:
- Un conjunto de sensores de campo eléctrico basados en la superficie, sensibles en la región de los nanovoltios
- Un conjunto de superficie de receptores y transmisores sincronizados con una precisión de decenas de nanosegundos sin desviación en el tiempo.
- Un transmisor de superficie capaz de producir una potencia considerable (actualmente se dispone de 250 kW).
- Transmisor de superficie que utiliza un código numérico pseudoaleatorio (PRN) para producir una señal diseñada de banda ancha, plana y de baja frecuencia, estable durante días-hombre y con el mismo contenido frecuencial que un impulso casi infinito.
- Actualmente se trata de un mapa 2D X, Y - el llenado vertical de fluidos puede implicarse con la intensidad de la señal y el daño a la roca por los cambios de fase a lo largo del tiempo.
- Se vuelve a calcular y se muestra una respuesta de campo diferencial o de campo disperso con lapso de tiempo.
Para crear una imagen 2D de la inyección de fluido, el campo eléctrico total medido al inicio de la operación de inyección de fluido se sustrae en el dominio de la frecuencia de las lecturas a medida que continúa la inyección. Esto produce una respuesta de campo disperso tanto en amplitud como en fase.
La respuesta del campo disperso está directamente correlacionada con la actividad de los fluidos del subsuelo, como puede verse en la figura 4, que muestra los datos de campo.
Normalmente, en el mundo de la CSEM, estas respuestas se han modelado utilizando métodos de modelización avanzada bien conocidos basados en la resolución de las ecuaciones de Maxwell (cuasiestáticas) que se muestran a continuación. Estos métodos son aplicables a grandes objetivos resistivos/conductivos estacionarios que son los objetivos de la exploración offshore. Sin embargo, como se explicará en este documento, la inyección de fluidos modifica los mecanismos físicos que no se describen adecuadamente en esas ecuaciones porque pueden tratarse como fuentes "transmisoras" adicionales para generar campos EM.
Potencial de streaming (SP)
El método convencional Streaming Potential (SP) es una herramienta geofísica pasiva que mide los campos eléctricos naturales o voltajes creados por el flujo de fluidos a través de formaciones geológicas [4,5]. Las aplicaciones ampliamente reconocidas de las técnicas SP van desde la monitorización de fugas en presas, la estimación de la conductividad hidráulica en hidrogeología, la monitorización de actividades volcánicas y geotérmicas, y el registro de pozos en la industria del petróleo y el gas [1,3,6,7]. Una de las ventajas del método SP radica en su facilidad de adquisición de datos, sin necesidad de una fuente excitadora artificial activa.
La combinación de esta respuesta con una fuente CSEM activa en la superficie permite detectar tanto respuestas SP como EM. El factor interesante aquí es que las respuestas SP se producen a frecuencias mucho más altas de lo que cabría esperar en una disposición sin un transmisor CSEM. Esto da lugar a un sistema de medición único que responde a las siguientes señales en combinación:
- Corriente Potencial causado por los cambios de presión y caudal
- Medidas de resistividad CSEM convencionales
- Respuestas CSEM avanzadas que incluyen cambios de impedancia, reactancia y reluctancia (resistencia, inductancia mutua y capacitancia) basados en la frecuencia.
Constante dieléctrica a baja frecuencia en roca
Además, la Escuela de Minas de Colorado ha realizado un importante trabajo [12] en relación con la constante dieléctrica de baja frecuencia para varios tipos de roca a partir de testigos. El trabajo muestra que no sólo la constante dieléctrica (relación de permitividad) debe considerarse plenamente en el modelado EM a bajas frecuencias, sino que es un valor grande (10^6) y anisotrópico por un factor de hasta 100:1.
Esto conduce a una nueva comprensión de la respuesta de fase a partir de datos CSEM. El cambio de fase está fuertemente correlacionado con el daño de la roca. El agrietamiento de una roca estratificada cambia la constante dieléctrica vertical causando un cambio detectable en la fase. Para más detalles sobre este tema, véase la referencia [11].
Discusión y ejemplos de datos para Streaming Potential y CSEM
Como se muestra en la Figura 6, en estos datos CSEM, los campos eléctricos dispersos medidos (panel inferior) en un sensor situado en la superficie y cerca del pozo de inyección en una operación poco profunda, muestran fuertes correlaciones con la presión del pozo de inyección (azul) y el caudal de bombeo (rojo). Esto sugiere el predominio de la señal SP en los datos CSEM medidos.
Sin embargo, uno de los problemas inexplicables de esta observación es el contenido de frecuencia en los datos EM medidos. El trazo EM a lo largo del tiempo en la Figura 6 son las respuestas dispersas a100 Hz, mientras que la señal SP comúnmente aceptada debería estar cerca de DC.
Se observa una incoherencia entre los datos de campo disperso CSEM observados y la señal SP convencional en cuanto al contenido de frecuencia.
Además, la intensidad de la señal del campo disperso CSEM predicha por el modelado EM 3D habitual a bajas frecuencias es aproximadamente de 1 a 2 órdenes de magnitud menor que la observada. Se trata de otra incoherencia entre los datos observados y los previstos.
Las siguientes figuras muestran otros ejemplos reales de esta relación:
La figura 7 muestra un ejemplo adicional de una operación de fracturación hidráulica en la que la relación entre la presión, el fluido inyectado, el apuntalante y la respuesta CSEM del campo disperso normalizado del transmisor para una fracturación a ~3000 m de profundidad a 10 Hz.
En la figura 7 hay muchas características que deben tenerse en cuenta:
- Retraso de respuesta para los sensores que están más alejados en distancia horizontal del lugar de fracturación.
- Sugerencia de más de un tipo de señal, como lo tipifican los círculos azules y el recuadro rojo.
- Gran respuesta al inicio del bombeo
- Las respuestas más pequeñas tardan más en expresarse en los datos - típico de CSEM
- Datos muy localizados en la matriz de superficie adyacente verticalmente a la etapa de fracturación.
Todas estas características en los datos y algunos datos adicionales no publicados del sitio de prueba Devine de la Universidad de Texas, proporcionan impulso para una revisión de las ecuaciones EM relacionadas con el flujo de fluidos y CSEM combinados como se discute a continuación.
Comparación de modelos con datos de campo
La figura 8 demuestra que el modelado que incluye EM 3D y SP puede resolver la diferencia entre la señal recogida en el campo y la señal predicha por la solución SP analítica y el modelado EM 3D.
Obsérvese que el modelado EM 3D de la derecha predice una tensión máxima de~3,5e^-7V/m y los datos reales de la izquierda se miden a 5e^-6 V/m. La adición del modelado SP en la imagen central resuelve esta discrepancia en mayor medida. Un ajuste completo de los datos observados conduce al siguiente método spCSEM.
Un nuevo algoritmo de modelado spCSEM (pendiente de patente)
Basado en la comprensión del mecanismo de SP bajo una fuente de excitación EM externa, se propone aquí un nuevo algoritmo de modelado spCSEM. Además de la corriente excitadora normal 𝐉𝐞, la corriente potencial de flujo 𝐉𝐬p puede tratarse como una fuente adicional para generar la señal electromagnética del spCSEM. La corriente de flujo 𝐉𝐬p� puede obtenerse mediante la ecuación (1)
donde L es el coeficiente de acoplamiento cruzado entre un fluido y el flujo eléctrico en la teoría del flujo acoplado [1,2,5], y p es el campo de presión, que puede resolverse en una simulación de yacimiento o en una plataforma geomecánica. Por lo tanto, las ecuaciones EM modificadas en el dominio de la frecuencia para spCSEM podrían tener el siguiente aspecto:
A continuación, resolviendo estas ecuaciones, se pueden calcular los campos eléctrico y magnético. Esto constituye el motor de modelización directa en el dominio de la frecuencia spCSEM, que puede utilizarse en el siguiente problema inverso. A partir de la inversión spCSEM, se puede deducir la conductividad o el cambio de conductividad del fluido inyectado.
Ampliación del método spCSEM para su aplicación en CCUS
En primer lugar, cabe señalar que ESG Solutions ha proporcionado datos CSEM a clientes para operaciones de fracturación hidráulica, flow back y EOR. Las operaciones de flowback tienen caudales por pie(metro) del pozo y regímenes de presión que son del orden de los que cabría esperar dentro de CCUS. Además, ESG Solutions cuenta con una amplia experiencia en la supervisión microsísmica pasiva de operaciones CCUS.
Utilizando ejemplos de modelización y datos reales, hemos demostrado que la señal EM recibida en nuestro sistema es una combinación de respuestas SP y CSEM. El aumento de la intensidad de la señal significa que el sistema spCSEM puede utilizarse para detectar CO2 y su extensión lateral. Además, la monitorización del cambio de fase puede utilizarse para detectar la integridad de la roca sello [11].
Mediciones spCSEM:
Hay dos mediciones específicas que la tecnología spCSEM puede resolver para el CCUS:
- Extensión lateral de la pluma de CO2 a lo largo del tiempo
- Integridad de la roca caliza
Operaciones sobre el terreno:
El método de recogida de datos puede variar en función de las necesidades a lo largo de la vida del proyecto.
Por lo general, los datos se recogen antes de que comience la inyección de CO2 y, a continuación, a intervalos regulares de forma periódica. Los datos adquiridos en cada periodo de control se sustraen para obtener una imagen diferencial de lapso de tiempo que muestre la extensión de la pluma de CO2 y cómo cambia con el tiempo.
Además, se pueden recopilar datos mediante el proceso de activación y desactivación de la inyección. Los datos obtenidos mostrarán la diferencia en el campo EM causada por la respuesta SP, lo que permite al sistema monitorizar la disminución y el aumento de la presión en el subsuelo junto con cualquier movimiento de fluido que se produzca, proporcionando una visión del alcance del movimiento de CO2.
Los datos de fase pueden utilizarse para garantizar que la roca sello sigue siendo íntegra, como se ha comentado anteriormente.
La figura 9 muestra un ejemplo de disposición de una operación CCUS existente, utilizando una EMgrid:
Conclusiones:
spCSEM es una nueva herramienta importante para las industrias energética y minera, con aplicaciones especialmente beneficiosas para la supervisión a largo plazo de las operaciones de CCUS. spCSEM es especialmente útil para proporcionar información de seguridad adicional mostrando:
- Extensión lateral de la pluma de CO2 a lo largo del tiempo
- Integridad de la roca caliza
Junto con la vigilancia microsísmica a largo plazo, pueden alcanzarse los objetivos del operador para garantizar un emplazamiento de almacenamiento seguro y bien vigilado.
Además, los conjuntos de datos combinados ofrecen oportunidades para mejorar la comprensión de la integridad de los pozos (la capacidad de los pozos para retener CO2 durante las fases de inyección, post-inyección y post-cierre), la integridad de la roca sello y el riesgo de contención.
Referencias:
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[2] De Groot, S., 1951, Thermodynamics of irreversible processes, en J.de Boer, H., y H.B.G.Casimir, Eds., Selected Topics in Modern Physics , Vol.3: North Holland Publishing Company,Amsterdam.
[3] Ishido, T., y Pritchett, J. W., 1999, Numerical simulation of electrokinetic potentials associated with subsurface fluid flow: J. Geophys. Res, 104(B7), 15,247-15,259.
[4] Jouniaux, L., e Ishido, T., 2000, Electrokinetics in Earth Sciences: A Tutorial; InternationalJournal of Geophysics, Volume 2012, Article ID 286107, 16 pages, doi:10.1155/2012/286107
[5] Moore, J. R., y S. D. Glaser (2007), Self-potential observations during hydraulic fracturing, J.Geophys. Res., 112, B02204, doi:10.1029/2006JB004373.
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[7] Wurmstich, B., y Morgan, F. D., 1994, Modeling of streaming potential responses caused byoil well pumping: Geofísica, 59, 46-56.
[8] Hickey, M. S., Treviño III, S., & Everett, M. E., 2015, Monitoring and Imaging the dynamics andExtent of Hydraulic Fracturing Fluid Movement Using Ground-Based Electromagnetics, withApplication to the Eagle Ford Shale. Ponencia URTeC: 2172634 presentada en la UnconventionalResources Technology Conference celebrada en San Antonio, Texas, Estados Unidos, del 20 al 22 de julio de 2015.https://doi.org/10.15530/urtec-2015-2172634
[9] Hickey, M. S., Treviño III, S., & Everett, M. E., 2017, Monitoring Hydraulic Fracturing FluidMovement using Ground-Based Electromagnetics, with Applications to the Anadarko Basin and theDelaware Basin / NW Shelf. Paper URTeC: 2690022 Presentado en la Unconventional ResourcesTechnology Conference celebrada en Austin, Texas, Estados Unidos, del 24 al 26 de julio de 2017. https://doi.org/10.15530/urtec-2017-2690022
[10] Hickey, M., Vasquez, O., Trevino, S., Oberle, J., Jones, D., & Technologies, D. I., 2019, UsingLand Controlled Source Electromagnetics to Identify the Effects of Geologic ControlsDuring a Zipper Frac Operation - A Case Study from the Anadarko Basin. Paper SPE-194313-MSPresentado en la Conferencia y Exposición de Tecnología de Fracturación Hidráulica de la SPE celebrada en TheWoodlands, Texas, Estados Unidos, del 5 al 7 de febrero de 2019.
[11] Amanda C. Reynolds, Nabiel Eldam, Chris Galle, y Brad Bacon, Encino Energy
Trevor Pugh, Jeffrey Chen, y Suresh Dande, 2022, Subsurface Electromagnetic frac & flowback
respuesta a las redes de fracturas naturales e inducidas; presentación en la 63ª edición anual de la SPWLA.
Logging Symposium celebrado en Stavanger, Noruega, del 10 al 15 de junio de 2022.[12] Niu, Qifei, yManika Prasad, 2016, Measurement of dielectric properties (mHz - MHz) of sedimentary rocks,SEG International Exposition and 86th Annual Meeting.
