Methodologies and guidelines for selection of storage sites in saline

Methodologies and guidelines for selection of
storage sites in saline aquifers
Global CCS Institute Webinar: Additional Q&A
1. What´s the difference between the numerical method and Monte Carlo method?
It is unclear whether this is a general question (what is the difference between a numerical method
and a Monte Carlo method?) or whether it is related to the content of the presentation. The
methodologies for estimating volumetric (static) capacity developed by DOE and CSLF include the
estimation of efficiency factors. This estimation requires a Monte Carlo simulation (a
numerical/stochastic method in which a deterministic computation is performed repeatedly over
randomly generated inputs to produce a distribution of results) which is populated with a distribution
of net to gross ratio values from various basin studies along with measured distributions from other
correlations, to produce a range of possible efficiencies for a given lithology.
2. What technical aspect weighs the most in the selection of saline aquifers?
The three technical aspects discussed in the presentation (capacity, containment, and injectivity)
carry the same level of importance in the selection process. If any of these aspects falls short, the
site would get immediately eliminated. Capacity is necessary to store the targeted CO2 emissions
from any point source during its operating life. Capacity is worthless, however, if low injectivity limits
CO2 access to the target volume at the required rate. Lastly, CO2 containment is absolutely
necessary not only for environmental and social reasons, but also for operational reasons.
3. How can we determine when a CO2 storage (reservoir) is already saturated?
I will assume the question is: How can we determine when a CO2 storage reservoir has reached
capacity? In the models, capacity is reached when an assigned maximum value (constraint) is
reached. Usually two constraints are assigned, one for bottom hole pressure and one for time.
Capacity is reached as soon as either constraint is reached. The same applies during the operation,
a saline aquifer reaches operational capacity when the last injectors reach the maximum operating
pressure, which is always below the formation fracture pressure, or when an economic limit is
reached. Again, this is not that different from developing a field. The oil and gas industry has vast
experience in the management of fluid flow in porous media. The Injection of fluids, regardless of
the objective (pressure maintenance, fluid displacement, storage, etc.), is considered a routine
operation.
4. As you are probably aware, Mexico has undertaken a country-level storage
assessment, and is now looking at Basin-level assessment. How long would it usually
take to do a basin-level assessment using the approach you’ve outlined?
Depending on the margin of error you are willing to accept in your capacity estimates, the amount of
data available, and the allocated resources (particularly man power) it could take from six months to
several years.
5. Most data available is from the petroleum industry. Are there data that will be needed
for these types of assessments that are not typically collected by the petroleum
industry, and what is the ball-park cost of collecting some of this additional data?
With saline aquifers being a non-economic resource, data are not even available from the petroleum
industry. The required data are very similar to the data acquired for the development of oil and gas
fields however. Sometimes vintage seismic surveys taken in the vicinity of these saline aquifers,
reach the needed depths/areas and can be very useful. In general, for the assessment of top
options, new log suits, repeat formation tests for pore pressure profiles and cores from both the
confining unit and the aquifer will be required.
6. What other types of data for regional assessment would be useful?
Any information relevant to the estimation of the net aquifer volumetrics: formation tops, isopac and
porosity maps, Vshale, etc.
7. In your presentation, you outline that you select a storage site on the basis of
injectivity, storage capacity, and containment. You have then discussed how you can
assess these three aspects. But how do you compare these aspects against each
other? For instance, if you had a site with high storage capacity but low injectivity,
how does this compare to a site with average storage but good injectivity?
Capacity and injectivity, in the dynamic context, are strongly dependent on one another. As
discussed previously, as important as the capacity itself is the rate at which the target volume can
be accessed. In fact, in spite of the estimated capacity volumes, if an aquifer cannot take the CO2 at
the rate it will be transported to the site, that aquifer is not a viable option. Some studies suggest,
however, that there is a strong correlation between capacity and injectivity, and that sites with large
capacity and low injectivity are not highly probable. Containment is an imperative.
1. ¿Cuál es la diferencia entre el método numérico y el método Monte Carlo?
No me está claro si esta es una pregunta general (¿cuál es la diferencia entre un método
numérico y un método Monte Carlo?) o si es una pregunta relacionada al contenido de mi
presentación. Las metodologías para estimar la capacidad volumétrica (estática)
desarrolladas tanto por el DOE como por CSLF incluyen la estimación de factores de
eficiencia. Esta estimación requiere una simulación Monte Carlo (un método
numérico/estocástico en el cual se realiza repetidamente un cálculo determinístico con datos
de entrada aleatorios para producir una distribución de resultados) que se lleva a cabo con
una distribución de valores net-to-gross de varios estudios de cuencas, así como también
con distribuciones tomadas de otras correlaciones, para producir un rango de posibles
eficiencias para una litología dada.
2. ¿Cuál de los factores técnicos incide de manera importante en la selección del acuífero
salino?
The three technical aspects discussed in the presentation (capacity, containment, and injectivity)
carry the same level of importance in the selection process. If any of these aspects falls short, the
site would get immediately eliminated. Capacity is necessary to store the targeted CO2 emissions
from any point source during its operating life. Capacity is worthless, however, if low injectivity limits
CO2 access to the target volume at the required rate. Lastly, CO2 containment is absolutely
necessary not only for environmental and social reasons, but also for operational reasons.
3. ¿Cómo se puede determinar que un almacenamiento de CO2 ya se encuentra saturado?
Voy a asumir que la pregunta es: ¿Cómo se puede determinar si un yacimiento ha alcanzado
su capacidad máxima? En los modelos, la capacidad se agota cuando se alcanza un valor
máximo (o restricción) asignado. Típicamente se asignan dos restricciones, una para presión
de fondo del pozo y una para tiempo. La capacidad se agota apenas se alcanza una de esas
restricciones. Lo mismo aplica durante la operación, un acuífero alcanza su capacidad
operacional cuando los últimos pozos inyectores alcanzan la presión máxima de operación,
la cual está siempre por debajo de la presión de fractura de la formación, o cuando se
alcanza un límite económico. De nuevo, la industria petrolera tiene incansable experiencia en
el manejo del flujo de fluidos en medios porosos. La inyección de fluidos,
independientemente del objetivo (mantenimiento de presión, desplazamiento de fluidos,
almacenamiento, etc.), es una operación rutinaria para la industria.
4. Como ya debes saber, México ha comenzado una evaluación de capacidad a escala
nacional, y actualmente se encuentra realizando la evaluación a nivel de cuenca, ¿Cuánto
tiempo normalmente toma completar una evaluación a nivel de cuenca siguiendo las
metodologías descritas?
Dependiendo del margen de error que se estaría dispuesto a aceptar, de la cantidad de datos
disponibles y de los recursos asignados (particularmente recursos humanos o mano de obra), una
evaluación de capacidad a nivel de cuenca podría tomar de seis meses a varios años.
5. La mayoría de los datos provienen de la industria petrolera, ¿existen datos que se
necesitan y que la industria no adquiere típicamente?; y ¿cuál es el costo aproximado
de adquisición de estos datos adicionales?
Como los acuíferos salinos no constituyen un recurso económico, existen muy pocos datos de
cualquier fuente, incluso de la industria petrolera. Los datos que se necesitan son prácticamente los
mismos datos que se adquieren para el desarrollo de campos de gas o petróleo, con la salvedad de
que también se necesitan datos del sistema de confinamiento (núcleos o corazones de sellos). A
veces pueden ser muy útiles estudios sísmicos viejos tomados en las cercanías de estos acuíferos
siempre que alcancen las profundidades requeridas. En general, para la evaluación de las mejores
opciones, se requieren paquetes nuevos de registros de pozos, perfiles de presión poral que se
adquieren con Repeat Formation Tests (RFT), y núcleos o corazones tanto del acuífero como de
los sellos.
6. ¿Qué otro tipo de datos serian útiles para una evaluación regional? [i.e. información
estructural de la cuenca que uno pudiera obtener de información gravimétrica o
magnética, hydrologia de cuenca]
Cualquier informacion relevante a la estimacion de los valores netos que se utilizan para los
calculos volumetricos del acuífero: topes de formación, mapas estructurales, mapas isopacos y de
porosidad, Vshale, etc. Tambien información con respecto a la conectividad del acuífero salino con
fuentes de agua potable.
7. En tu presentación mencionas que seleccionas una localización basándote en la
inyectividad, capacidad de almacenamiento y contención. Luego discutes como se
evalúan esos tres aspectos. Sin embargo, ¿cómo comparas esos aspectos contra
ellos mismos? Por ejemplo, si tuvieras una localización de alta permeabilidad y baja
inyectividad, como la comparas a otra localizacion de capacidad promedio y buena
inyectividad?
La capacidad y la inyectividad de un acuífero, en el contexto dinámico, dependen significativamente
la una de la otra. Como he indicado previamente, la tasa a la cual se puede acceder al volumen
anticipado es tan importante como la capacidad misma. De hecho, independientemente de los
volúmenes de capacidad estimados, si un acuífero no puede aceptar el CO2 a la tasa requerida,
ese acuífero pasa a ser una opción no viable. Sin embargo, algunos estudios indican que existe
una fuerte correlación entre capacidad e inyectividad, y que localizaciones de gran capacidad y
baja inyectividad son poco probables. La contención es imperativa.