Numerical Simulation of a CO2 Plume Geothermal system

Different kind of technologies have been recently developed and installed to counteract the effects of global warming. Among those, CO2 Plume Geothermal (CPG) is a geothermal technology that couples Carbon Capture and Storage (CCS) with the utilization of carbon dioxide, as a working fluid, in the process of producing heat or electricity. This technology works similarly to a classic geothermal power plant: CPG extracts the heat of the rocks underground by injecting supercritical CO2 in a deep reservoir, usually an aquifer, with good permeability to avoid the need of artificially enhancing the properties of the chosen site. In addition, at the end of the power plant lifetime, the plume of carbon dioxide will be stored in the underground geologic formations. The purpose of the present thesis is to simulate the feasibility of implementing a CPG system in a model with real reservoir properties, in this case from the Sherwood Sandstone aquifer, and to study its performance in terms of energy production and carbon dioxide sequestration. The software used for numerical simulations is Eclipse 300, a toolkit developed by Schlumberger; and we used coupled modules of compositional and thermal simulation modelling. The results confirm the feasibility of installing a CPG technology in a real reservoir model, showing promising outcomes both in terms of (i) energy production, around 1.8E12 kJ can potentially be extracted from the studied aquifer during 20 years, and (ii) stored CO2, almost 3E10 sm3 of cumulative gas can be sequestrated in the aquifer during 50 years. Our results also show that a preliminary stage of solely CCS (1.7 Mt/year CO2 injection for 30 years) increases the aquifer average pressure by almost 60 bar, which does not surpass the limits of geo-mechanical fracking stresses. Extending the CO2 injection schedule (for another 20 years) in a CPG framework can support geothermal energy production coupled with geological CO2 trapping without any further increase of the aquifer average pressure, while more than 90% of working fluid composition contributing to the CPG scenario is supercritical CO2. We also assess the contribution of structural, residual and solubility CO2 trapping mechanisms in 150 years of the post-injection process.

Diversi tipi di tecnologie sono state recentemente sviluppate e installate per contrastare gli effetti del riscaldamento globale. Tra queste, CO2 Plume Geothermal (CPG) è una tecnologia geotermica che abbina la cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCS) con l'utilizzo di anidride carbonica, come fluido di lavoro, nel processo di produzione di calore o elettricità. Questa tecnologia funziona in modo simile a una classica centrale geotermica: il sistema CPG estrae il calore delle rocce sotterranee iniettando CO2 supercritica in un serbatoio profondo, solitamente una falda acquifera, con una buona permeabilità per evitare la necessità di migliorare artificialmente le proprietà del sito scelto. Inoltre, alla fine della vita della centrale, il volume di anidride carbonica sarà immagazzinato nelle formazioni geologiche sotterranee. Lo scopo della presente tesi è simulare la fattibilità dell'implementazione di un sistema CPG in un modello con proprietà di serbatoio reali, in questo caso del bacino Sherwood Sandstone, e studiarne le prestazioni in termini di produzione di energia e sequestro dell'anidride carbonica. Il software utilizzato per le simulazioni numeriche è Eclipse 300, un toolkit sviluppato da Schlumberger; sono stati utilizzati moduli accoppiati di modellazione compositiva e di simulazione termica. I risultati confermano la fattibilità dell'installazione della tecnologia CPG mostrando risultati promettenti sia in termini di (i) produzione di energia, circa 1.8E12 kJ può potenzialmente essere estratto dal serbatoio studiato durante 20 anni, sia di (ii) CO2 immagazzinata, quasi 3E10 sm3 di gas possono essere sequestrati nella falda acquifera durante 50 anni. I risultati mostrano anche che una fase preliminare di sola CCS (1.7 Mt/anno di iniezione di CO2 per 30 anni) aumenta la pressione media dell'acquifero di quasi 60 bar, che non supera i limiti delle sollecitazioni geo-meccaniche delle rocce nel sito. L'estensione del programma di iniezione di CO2 (per altri 20 anni) in un quadro CPG può supportare la produzione di energia geotermica accoppiata con l'intrappolamento geologico di CO2 senza alcun ulteriore aumento della pressione media, mentre oltre il 90% della composizione del fluido di lavoro che contribuisce allo scenario CPG è anidride carbonica supercritica. Valutiamo anche il contributo dei meccanismi strutturali, residuali e di solubilità dell'intrappolamento della CO2 in 150 anni di processo post-iniezione.