Well testing for the monitoring of CO2 storage in depleted reservoirs and saline aquifers

In the context of climate change, one way to reduce atmospheric emissions of carbon dioxide is Carbon Capture and Storage (CCS), a combination of technical procedures to capture and to inject carbon dioxide underground to prevent its release into the atmosphere. Many major oil companies, including ENI, are developing this technology with storage in both depleted hydrocarbon reservoirs and saline aquifers. This thesis work deals with the monitoring of well injectivity within a giant CCS project in Liverpool Bay Area (LBA), off-shore UK, for which ENI is the operator. The monitoring injectivity is performed through Well Testing operations and Pressure Transient Analysis (PTA). However, it is still not extensively clarified whether these technologies could have some limitations in CO2 injection, particularly in terms of tools for data analysis. Specifically, the scope of the work was to asses if current PTA analytical models and software are suitable for the real-time monitoring of the performance of CO2 injectors. A key parameter for such analysis is the so called skin factor that measures the reduction in permeability near the well, which greatly limits the amount of CO2 that can be injected, accounting for several causes; among them: formation damage in the near wellbore area, presence of fractures and limited entry due to partial perforation. A fundamental issue, approached in this work, is whether and how the CO2-reservoir fluids-rock interaction might cause a new skin component. The activity was performed generating synthetic bottom-hole flowing pressures through a full-scale compositional model of a LBA depleted gas reservoir. Then, such data have been analysed with commercial PTA software. The main conclusions are as follows: the monitoring of bottom-hole pressures is crucial for appropriate reservoir management. In the simulated scenario, at least for the first years of injection operations, analytical PTA tools provide a reasonable characterization of the well status and no additional skin detected. In well/reservoir monitoring practice, it is strongly recommended not to rely only on fall-off analysis but also on injection periods, if acquired under carefully controlled conditions.

Nel contesto del cambiamento climatico, una via per ridurre le emissioni di anidride carbonica è costituita dalla Carbon Capture and Storage (CCS), una combinazione di procedure per ridurne la concentrazione nell'atmosfera. Le più grandi compagnie petrolifere, inclusa ENI, stanno sviluppando questa tecnologia per sequestrare la CO2 sia in giacimenti di idrocarburi impoveriti che in falde acquifere saline. Questo lavoro di tesi riguarda il monitoraggio dell'iniettività dei pozzi all'interno di un gigantesco progetto CCS in un’area costiera di Liverpool (LBA), UK, che vede ENI come operatore. Il monitoraggio dell'iniettività viene eseguito attraverso operazioni di Well Testing e Pressure Transient Analysis (PTA). Tuttavia, non è ancora del tutto chiaro se queste tecnologie abbiano limiti nell'iniezione della CO2, in particolare in termini di strumenti per l'analisi dei dati. Nello specifico, lo scopo del lavoro è di valutare se gli attuali modelli e software analitici PTA siano idonei per il monitoraggio in tempo reale delle prestazioni degli iniettori di CO2; di cui un parametro chiave è il cosiddetto fattore di skin, una misura della riduzione di permeabilità nella regione attorno al pozzo che potrebbe limitare considerevolmente la quantità di CO2 iniettabile. Lo skin tiene conto di: danni alla formazione in prossimità del pozzo, presenza di fratture e perforazione parziale. Inoltre una questione fondamentale è capire se e come l'interazione fra CO2, fluidi di giacimento e roccia possa causare una nuova componente di skin. L'attività è stata eseguita creando pressioni sintetiche al fondo attraverso un modello composizionale rappresentativo di un giacimento di gas impoverito di LBA. Quindi, tali dati sono stati analizzati con un software commerciale di PTA. Le principali conclusioni sono le seguenti: il monitoraggio delle pressioni al fondo si è rivelato fondamentale per un'adeguata gestione del giacimento. Nello scenario simulato, almeno per i primi anni delle operazioni, gli strumenti analitici di PTA forniscono una ragionevole caratterizzazione dello stato dei pozzi, con nessuno skin addizionale rilevato. Inoltre, nella pratica di monitoraggio, si raccomanda di non fare affidamento solo all'analisi dei fall-off, ma anche ai periodi di iniezione, purché acquisiti in condizioni ben controllate.