An algorithm for carbonated water injection (CWI) in carbonate reservoirs

Abstract

Resumo: Um algoritmo é apresentado para modelar o comportamento de injeção de água salgada carbonatada em rochas carbonáticas com a finalidade de armazenamento geológico de carbono. A abordagem permite customização de simulações de fluidodinâmica computacional pela inclusão de reações de dissolução de minerais ao integrar um modelo de solubilidade CO2, cálculos de especiação, reações cinéticas de dissolução e suas consequentes mudanças nas propriedades do reservatório ao longo do tempo. As reações de equilíbrio e cinética são calculadas sequencialmente, onde um controle adaptativo do passo de tempo garante que a taxa de dissolução seja computada a partir da condição correta de equilíbrio químico. O equilíbrio químico é calculado pela abordagem estequiométrica, em que um sistema de equações algébricas é solucionado pela método de Newton-Raphson com derivadas numéricas na matriz Jacobiana. O reservatório é considerado como um meio pseudo-homogêneo onde as alterações na estrutura da rocha são computadas por uma equação semi-empírica baseada em Kozeny-Carman. Finalmente, um algoritmo de estabilização baseado no gráfico de Bjerrum do H2CO3 fornece robustez numérica para os cálculos de especiação. Os resultados são obtidos procurando o menor esforço computacional, permitindo a estimação do intervalo de tempo em que o sistema atinge o equilíbrio e mudanças na estrutura da rocha. Palavras-chave: dissolução, solubilidade do CO2, armazenamento geológico de carbono, água carbonatada, meio poroso.

Abstract: An algorithm for calculating the behavior of carbonated brine injection in calcite rocks aiming at carbon geological storage is presented. The approach is designed to customize computational fluid dynamics simulations to include dissolution chemistry by integrating a CO2 solubility model, speciation calculations, mineral dissolution reactions and the consequent change in reservoir properties over time. The equilibrium and dissolution reactions are calculated sequentially, where an adaptive control of the time step ensures the rate of dissolution is computed from the correct equilibrium condition. The chemical equilibrium condition is calculated via the stoichiometric approach, where a system of three algebraic equations is solved using Newton- Raphson supplied with numerical derivatives in the Jacobian Matrix The reservoir is represented as a pseudo-homogeneous medium where alterations in rock properties are computed via a formulation based on Kozeny-Carman. Finally, a stabilization algorithm based on the Bjerrum plot of H2CO3 provides numerical robustness for the speciation calculations. The results are obtained attempting the minimum computational effort, allowing the estimation of the time frame for the system to reach the equilibrium condition and changes in rock structure. Keywords: dissolution, CO2 solubility, carbon sequestration, carbonated water, porous