Dos modelos de un yacimiento de inyección de CO2 propuesto que finalmente se pasó por alto debido a la incertidumbre introducida por las características ondulantes de la formación.

Como regla general, cuando se trata de evaluar modelos de cómo se comportará el dióxido de carbono (CO2) después de inyectarlo en una formación, tenga cuidado con un “modelo geológico que parece un pastel de capas”.

Ese consejo fue ofrecido por Amanda Livers-Douglas, subdirectora de proyectos integrados del subsuelo en el Centro de Investigación Ambiental y Energética (EERC) de la Universidad de Dakota del Norte. Explicó que los modelos en los que "todas las capas son homogéneas" son una señal de alerta porque la geología rara vez es consistente.

No es una novedad para los ingenieros petroleros que los modelos de yacimientos no transmitan dónde fluirán los gases en las formaciones llenas de características que normalmente no aparecen en las pruebas sísmicas y de otro tipo. Lo que es nuevo es el tipo de problema que se puede asociar con hacer eso mal en un proyecto de almacenamiento de CO2 .

“Cuando comienza las operaciones, si el gas encuentra un canal de alta permeabilidad no detectado, la columna actuará de manera diferente a lo previsto”, dijo durante una presentación en la reciente Conferencia de CO2 en Midland Texas.

Esto se convierte en un problema para un proyecto de almacenamiento si el penacho migra hacia los poros que se alquilaron para almacenamiento. En Dakota del Norte, el peor de los casos es “usted puede estar en incumplimiento de su permiso y tener que detener la inyección” porque ha invadido el espacio poroso no arrendado para el proyecto.

Lo que es más probable se complica. Las regulaciones de Dakota del Norte establecen un proceso que anticipa este problema y los procedimientos para monitorear y modificar permisos cuando los sitios de almacenamiento crecen fuera de las líneas. Los cambios requieren audiencias públicas “donde el desarrollador podría enfrentar una nueva oposición al proyecto por parte de los

propietarios de espacios porosos y el público”, dijo Livers-Douglas.

Fuera de Dakota del Norte, que es uno de los pocos estados con una ley que cubre las unidades subterráneas creadas para almacenamiento, el crecimiento de la pluma fuera del área arrendada puede crear una nube de incertidumbre sobre el proyecto.

Basado en una larga experiencia en la recuperación mejorada de petróleo (EOR) de CO2  , las inyecciones desbocadas pueden generar conflictos con los vecinos con derechos subterráneos, como demandas de los productores de gas natural cercanos que están pagando para eliminar los niveles crecientes de CO2 migratorio de su producción.

Los factores que preocupan a quienes predicen el crecimiento de la pluma también pueden generar problemas en las predicciones de variables clave del proyecto, como la tasa de inyección de gas esperada y el volumen total de almacenamiento.

Un proyecto reciente de modelado de penachos de CO2 realizado en el EERC muestra cómo más datos pueden cambiar drásticamente lo que se espera después de inyectar grandes volúmenes de gas.

La evaluación inicial basada en registros de fondo de pozos de exploración cercanos predijo que la columna de gas inyectado llenaría el área delimitada por la línea azul punteada.

Cuando se modelaron los datos sísmicos más los datos de registros de pozos, el resultado fue un área azul alargada que se extendía bastante más allá de los límites de la ejecución anterior.

Los datos sísmicos, cambiaron la imagen al revelar una variación vertical mucho mayor en las capas del subsuelo. Cuando se agregaron esos datos, el modelo predijo que el penacho se elevaría hasta un máximo estructural, dijo Livers-Douglas.

Cuando se le preguntó cuál de ellos es correcto, dijo que probablemente estaba en algún lugar entre los dos. Aconsejaría al desarrollador que tratara el segundo modelo como el peor de los casos al planificar el proyecto.

No hay forma de estar seguro de cuál es la correcta sin inyectar el gas, lo que no sucederá en este caso porque el desarrollador trasladó el proyecto a una ubicación a unas pocas millas de distancia. La nueva ubicación tiene menos variaciones de elevación del subsuelo que causaron tanta incertidumbre en la primera ubicación, dijo.

El modelado de penachos es un desafío emergente para los geo científicos y los ingenieros petroleros, y hay una cantidad limitada de datos de almacenamiento en los que confiar. Si bien se ha aprendido mucho de la EOR, es posible que existan diferencias significativas entre hacer circular solo el gas suficiente a través de un yacimiento para aumentar la producción e inyectar la mayor cantidad de gas posible para el almacenamiento permanente, a menudo en formaciones desconocidas.

Todo lo anterior justifica el pago de extensos datos y análisis de fondo de pozo al planificar un proyecto. Pero siempre habrá incertidumbre en estas predicciones, por lo que es aconsejable adquirir derechos de espacio poroso sobre un área lo suficientemente grande como para generar un margen de error, dijo Livers-Douglas.

“Es realmente difícil con la sísmica 3D detectar todos los deflectores o barreras que pueden influir en la migración del gas”, dijo.

Cuando el gas se almacena en campos de petróleo y gas agotados, los datos de producción pueden ofrecer detalles valiosos sobre la estructura del yacimiento. En Dakota del Norte, sin embargo, los proyectos de almacenamiento están inyectando agua en acuíferos salinos fuera del play Bakken fuertemente perforado.

Las ubicaciones debajo de las instalaciones industriales donde se captura el CO2 ahorran mucho dinero y los problemas asociados con la construcción de tuberías, pero carecen de los datos de producción de yacimientos petrolíferos que pueden proporcionar pistas valiosas sobre el rendimiento del yacimiento.

Incluso una formación bien conocida y examinada de cerca puede sorprender. Otra presentación en la Conferencia de CO2 describió el crecimiento inesperado de la pluma de CO2 en el Campo Snøhvit en la costa de Noruega. La sorpresa ocurrió a pesar de un minucioso proceso de planificación que utilizó una lista inusualmente larga de diagnósticos previos a la inyección en un área cercana a un gran campo marino.

La expansión inesperadamente amplia del CO2 amenazó con contaminar un yacimiento de gas casi en producción. Desde entonces, se ha cerrado la inyección de dióxido de carbono en el sitio.

Basado en la experiencia, Philip Ringrose, profesor adjunto de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, aconsejó a la audiencia que "espere sorpresas cuando comience a inyectarse".