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SITE SELECTION AND CHRACTERISATION FOR STORAGE OF CO2 – THE CALLIDE ‘OXY-FUEL’ PROJECT EXPERIENCE & KEY CHARACTERISATION WORK

Dr Geoffrey M. Ingram

Schlumberger Carbon Services Australia ABSTACT The Callide ‘Oxy-fuel’ Project is recognized as one of the most important clean coal demonstration projects worldwide. It brings together a range of industry and Government participants (including JCOAL, JPOWER, IHI Corporation, XSTRATA, CS Energy and Schlumberger) to demonstrate the applicability of carbon capture and storage to existing power stations and Schlumberger will lead the CO2 storage phase of the project. In this presentation, we will discuss the workflow around the selection and characterisation of a suitable site for CO2 storage, discuss specifications of CO2 quality from a transportation and injection point of view and give an update on the site selection work undertaken so far. We will also discuss the issues relating to the development of large scale storage sites in Australia, particularly around the proposed legislation for separate geological storage tenements and the potential carbon pricing mechanism. INTRODUCTION Schlumberger Carbon Services Since the early 1990’s, Schlumberger has been involved in CO2 injection projects, providing services for subsurface characterization and monitoring, while also investing in carbon specific research and development projects. Leveraging on its internal know how, Schlumberger created in 2005 the Schlumberger Carbon Services (SCS) entity, which currently focuses on aligning the group strategy and resources with the current and future CO2 sequestration business environment, while managing the development of comprehensive carbon specific technologies and project management services. Currently, SCS is actively involved in numerous international forums and organizations dedicated to solving the CO2 global challenge. SCS acts as a stakeholder in the CSLF – the Carbon Sequestration Leadership Forum and is an active member of the IEA-GHG and Clean Coal R&D initiatives as well as the European Technology Platform on Zero Emission Fossil Fuel Power Plants - ZEP (EU). In addition of being involved in numerous research collaborative projects, SCS is strongly involved in the major national and international CO2 sequestration programs such as the Regional Partnerships in the U.S.A., the Otway Basin Pilot Project led by the CO₂CRC in Australia, and the majority of European storage projects (CO2ReMoVe, CO2SINK, MoveCBM, etc.).The experience gained through early participation at these projects, combined with our experience in subsurface environments, provides SCS the ability to offer industry and stakeholders a complete portfolio of services and solutions based on a well defined methodology. We are a consortium member of the Callide ‘Oxy-fuel’ project, along with CS Energy, JCOAL, JPOWER, IHI Corporation, XSTRATA. The project has been funded under the Australian Government’s Low Emissions Technology Demonstration Fund, the COAL21 Fund and funds from JCOAL and the Japanese Government to enable a full scale demonstration of a carbon capture and storage retro-fit project. The Callide ‘Oxy-fuel’ Project has been presented previously to the 2006 Clean Coal Day (http://www.jcoal.or.jp/library_en/pdf/CCD2006-e/CCD2006SymposiumH-e.pdf). SCS’s role in the project is to locate and characterise a suitable storage site for approximately 100,000 tonnes of CO2. The workflow for these phases of site selection and characterisation is given below

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Figure 1: Workflow for Site Selection and Characterisation The site screening and pre-selection phase includes all the tasks needed prior to committing to the investment of a detailed site characterization. It includes high level evaluation of candidate sites from an economical, a technical and a performance & risk perspective. The site characterization phase may last several years and corresponds to completing the tasks, the measurements, the modelling work and the studies needed to confirm the suitability of a site from an injectivity, a capacity and a containment perspective. Such characterization also includes an initial performance and risk analysis. The design phase normally follows to identify and select the development options, the technology choices, the wells trajectories and completion recommendations and the injection infrastructure. It lasts until the project economics are confirmed and the authority for expenditure (AFEs) validated. The construction phase marks the beginning of the operations and includes well construction and completion facilities, as well as infrastructure for injection and monitoring, and the commissioning of the surface facilities. If needed, old wells will be re-conditioned or (re)-abandoned. Monitoring wells are drilled and equipped with the necessary measurement devices. Surface monitoring equipment is also commissioned and tested. In the preparation phase, the surfaces facilities, the monitoring instruments and the data reporting systems are tested. The CO2 supply infrastructure is integrated with the injection facilities and first CO2 injection trials are performed while CO2 quality checks are made. Pending authorisations to inject are obtained. In that phase, the monitoring phase typically starts with the acquisition of representative baseline data. The injection phase can then start. It typically lasts 10 to 50 years and will integrate the necessary updates of the characterization work (including updates of the modelling and performance and risk assessments studies). Maintenance interruptions will be planned at regular intervals to ensure the continued performance and control of the injection system. The monitoring continues throughout and past the injection phase until long after the site is decommissioned. It is a continuous process with the purpose of controlling and adapting the injection operations and verifying that long term predictions are correct. After the end of the injection period, the site must be decommissioned and closed in order to ensure the long term containment of the injected CO2. The operation must therefore be drawn from the Performance and Risk analysis, but also conform to best practices and local regulations. The monitoring continues after that under the form of a surveillance, which can last for several years after the decommissioning of the site. At some stage, it is expected that the surveillance data will sufficiently confirm the long term containment of the fluid and the predictability of the fate of the CO2. A data package is compiled to the attention of the State, which accepts to take the liability of the storage over the longer term and continue minor surveillance work though most likely using surface or remote sensors for this. Many of the liability issues are

Site Selection

Characterization

Design

Certification at startMonitoring

Performance & Risk Management

Decommissioning

Surveillance

Transfert of Liability

Post-Operation Phase50+ years

Construction Preparation

CO2 Injection

Operation Phase10-50 years

Pre-Operation Phase1-2 year(s)

Site Selection

Characterization

Design

Certification at startMonitoringMonitoring

Performance & Risk Management

Performance & Risk Management

Decommissioning

Surveillance

Transfert of Liability

Post-Operation Phase50+ years

Decommissioning

Surveillance

Transfert of Liability

Post-Operation Phase50+ years

Construction Preparation

CO2 Injection

Operation Phase10-50 years

Construction Preparation

CO2 Injection

Operation Phase10-50 years

Pre-Operation Phase1-2 year(s)

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being worked through now in Australia through the pioneering work of the Otway Basin Pilot Project (OBPP) being undertaken by the CO2CRC and its industry partners. Study 1 of the ‘Oxy-fuel Project’ – CO2 Quality One of the earliest issues for the Callide consortium to consider was the quality specifications of the CO2 to be injected for storage. Here, we can see one of the key advantages to a consortium approach to CCS in that decisions impacting all stages of the project, such as the CO2 specifications, are made through a consultative process involving the parties responsible for capture and storage. Although there has been a number of enhanced oil recovery projects around the world as well as extensive experience in CO2 transport through pipelines, there is little guidance for new CCS projects on the aspects to consider for CO2 transport. CO2 Quality Issues In order to accelerate the introduction of CCS, it is imperative to reduce costs at each stage of the process. Part of this is the closed loop system of carbon capture and transport prior to storage. The CO2 captured should be as concentrated and as pure as possible to minimize transport and injection risks as well as ultimately reducing long term storage risk. We undertook a review of current methods of CO₂ transport for a range of projects worldwide to help set quality criteria for the CO2 output from the Callide plant. Before we discuss specifications, it is helpful to understand the physical properties of CO2. Physical Properties of CO2 Pure CO2 exists in gas phase at standard pressure/temperature conditions of 0 °C and 1.013 bar (32 °F and 14.7 psia) with a gas density of 1.976 kg/m. It exists in supercritical state at pressure/temperature conditions of beyond 73.9 bar and 31.1 °C, a point known as CO2 critical point (1072 psia and 88 °F)1. The phase diagram of pure CO2 is given as follows:

Figure 2: The phase diagram of pure CO2

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A three-dimensional representation of CO2 phase diagram is given in the following figure:

Figure 3: The 3-D phase diagram of pure CO2 The CO2 critical point could be shifted (upward in pressure and downward in temperature) in the presence of impurities. Therefore, in order to obtain a CO2-rich mixture in supercritical state, the amount of impurities must be minimized such that the final critical point of the mixture is well within the operating pressure and temperature ranges of the delivery system. Supercritical CO2 behaves as a gas with a density substantially higher than the air. Under high-pressure conditions of beyond 400 bar (6000 psi), the density of supercritical CO2 could even exceed the density of liquid water (1000 kg/m3). The phase changes from supercritical state to either liquid or gas neither requires nor releases any heat. Such property enables simplified design of CO2 compression facility due to the absence requirement in handling the heat associated with liquid-gas phase change. The amount of CO2 stored per unit volume increases with increasing CO2 density. Consequently, it is desirable to store CO2 at supercritical conditions to efficiently utilize the available storage space. The viscosity of CO2 is higher when it is in a supercritical state as opposed to that in a gaseous state. Such property would reduce the mobility of the fluid and hence limit the plume migration within the reservoir. Method of Transport The preferred method of transport depends considerably on the volume of CO2 and the distance between the CO2 source and the storage site. For the Callide Oxyfuel demonstration project, the annual CO2 requirement is estimated at ~30,000 tonnes per year over a three-year period. This requirement represents a daily transportable volume of ~82 tonnes. CO2 is generally transported using one of the following methods:

a. Truck or rail system in liquid state b. High-pressure pipeline system in supercritical state c. Low-pressure pipeline system in vapor state

Transporting CO2 in Liquid State Continuous refrigeration is required for transporting CO2 in a liquid state. It has been proposed that CO2 liquid is transported at a temperature of –50 °C and pressures of 7 to 8 bars. In the US, the CO2 truck capacity is in the order of 20-ton liquid per loading.

Schlumberger Well Services’ Safety Standard 9 outlines specific rules and procedures to be adhered to involving handling and pumping CO2 liquid in a pipeline. Schlumberger pumping equipment can safely handle the CO2 in liquid form only. CO2 liquid transport tanks are maintained at pressures and temperatures that keep

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most of the material in the liquid form. The pressure of a full 20-ton transport tank is approximately 21 bar (300 psi) at a temperature of -18 °C (0 °F). Such conditions would result in CO2 liquid occupying 90% of the tank volume and CO2 vapor occupying the remaining 10%. Such CO2 state is also known as saturated liquid CO2 state. During the pumping operation, as the CO2 liquid is drained from the tank, the tank pressure decreases, causing the remaining liquid to vaporize, increasing the CO2 vapor volume in the tank. The vaporization process takes heat from the surrounding, suppressing the temperature of the remaining liquid CO2. A tank that begins at the above conditions can be reduced to 14 bar and -33 °C (200 psi and –15 °F) at the end of the pumping operation.

One of the most hazardous conditions in transporting saturated CO2 liquid in a pipeline is to allow the CO2 to be isolated.

a. Releasing pressure from a point where CO2 vapor can vent from a gas bubble would result in rapid expansion and vaporization of the CO2 liquid. This may create a sufficient temperature drop in the remaining CO2 liquid to allow dry ice to form. Such a phase change may result in a closed-valve condition in the pipeline. In order to release pressure from the pipeline, the correct procedure to mitigate the risk of dry ice formation is to vent the CO2 liquid from the lowest point of a contained volume or line.

b. The rise of temperature in the pipeline where saturated CO2 liquid is isolated would cause a substantial increase in the CO2 vapor pressure. The predicted pressure increase due to an increase in the line temperature is given in the following diagram.

c. These safety hazards need be one of the main areas of focus in the risk assessment regarding the handling and transportation of CO2.

Transporting CO2 in High-pressure Supercritical State CO2 transportation at supercritical conditions would eliminate complicated surface facility requirements (especially in compressor and booster systems) to accommodate the potential occurrence of a two-phase flow. In addition, such method of transport would be effective in avoiding undesirable pressure surges typically associated with two-phase flow in a pipeline system. It is worth noting that all major CO2 pipelines in the US (Canyon Reef, CCP2, Central Basin, Cortez) operate at pressures beyond CO2 critical point pressure. The typical operating pressure for the high-pressure pipeline is between 117 bar and 145 bar (1700 psi and 2100 psi). A literature review has noted an operating pressure of as high as 800 bar (9200 psi). Furthermore, soil temperature generally governs pipeline’s operating temperature as the pipeline system is typically buried at a depth of 1 meter from the surface2.

Figure 4. The estimated pressure increase as a result of temperature being applied to CO2 vapor coexisting with CO2 liquid in a closed line.6

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Transporting CO2 in Low-pressure Vapor State One of the primary concerns of transporting CO2 in a low-pressure vapor state is the liquefaction of the CO2 vapor during winter months. Thus, the maximum operating pressure is usually specified to prevent CO2 condensation as soil temperature reduces. A typical maximum pressure for such pipeline is 50 bar (725 psi). The temperature concerns may not be applicable to the Callide project long term. CO2 Quality Specifications The CO2 quality specification differs between enhanced hydrocarbon recovery (EOR, EGR, ECBM) and storage applications. Based on the input from CO2CRC and Air Liquide, the expected CO2 purity level that can be handled economically ranges from 95% to 97% by mole. It is further accepted that a purity level outside the stipulated range would require expensive processing. In addition, completely separating SO2 from CO2 is difficult at a level of below 1 ppm. There is no regulatory requirement of the impurity content in the CO2 gas. In the Australian MCMPR (Mineral Council Ministerial Report), it was left to be determined by the EIA (Environmental Impact Assessment) and was deemed to be case-specific depending on subsurface environment and geology. One of the objectives of the study is to investigate the maximum concentrations of impurities that could be allowed in the CO2 stream. The impurities affect the CO2 storage capacity in a number of ways including:

1.1. Occupying available storage space (pore volume or sorption surface) 1.2. Affecting CO2 phase behavior, compressibility, solubility, and precipitation rate 1.3. Presenting additional HSE concerns 1.4. Increasing CO2 stream corrosiveness 1.5. Modifying minimum miscibility pressure (MMP) of crude oil

Safety Hazards and Operational Considerations H2S, SOx, and NOx are classified as hazardous chemicals. SO2 and O2 leach heavy metals from rock minerals.H2S, O2, N2, and CH4 lower H2O solubility in the CO2 stream. Their presence is useful in mitigating the risk of hydrate formation as well as in reducing the level of corrosiveness in the stream. EOR/ECBM Application In an EOR application, the CO2 specification is primarily governed by the impact of gas impurities on minimum miscibility pressure (MMP) of the CO2-oil mixture. The MMP is the lowest possible pressure at which the injected CO2 may attain miscibility with the reservoir oil at reservoir temperature. Once miscible, the interfacial tension between the oil phase and the CO2 phase is eliminated. Consequently, the capillary forces that trap the oil in the reservoir rock disappear and the relative permeability becomes irrelevant, resulting in a 100% displacement efficiency of the oil by the CO2 front. Therefore, it is desirable to obtain a lowest possible value for MMP in an EOR application, achieving CO2 miscibility with the lowest injection pressure requirement. In general, the presence of N2, NOx, and CH4 could substantially increase the MMP whereas the presence of H2S, SOx, C2, C3, and C4 could, on the other hand, reduce the MMP. In other words, low nitrogen and methane contents are necessary for EOR. One report suggests a maximum N2 and O2 concentration of 300 ppm and 50 ppm, respectively, in EOR application. Various data sources suggest minimum CO2 purity of 95% and maximum O2 concentration of 10 ppm. In ECBM applications, H2S and SO2 are more preferentially absorbed to the coal surface and would reduce the sorption surface available for CO2. Furthermore, O2 reacts irreversibly with the coal surfaces and results in a similar effect. On the other hand, N2, H2, and CH4 are less preferentially absorbed to the coal surface and would not reduce the amount of coal surface available for CO2 sorption. The following plot summarizes the affinity of various impurities relative to that of CO2 to the coal (Chikatamarla & Bustin, 2003).

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Storage Application CO2NET suggests an acceptable CO2 purity level of more than 95% by mole. Furthermore, N2 is allowed up to a few mole percent. A low N2 content is not mandatory; nevertheless, it is desirable in ensuring an efficient utilization of available storage space. Corrosion Control H2O, H2S, SOx, NOx, and O2 enhance hardware corrosion rate. The oxidation of SO2 forms sulfuric acid (H2SO4) in the presence of H2O whereas the oxidation of NO2 forms nitric acid (HNO3). The presence of free water in the CO2 stream should always be avoided to maintain an acceptable level of corrosion control in the delivery system. The presence of free water increases tendency for hydrate formation and enhances corrosion rate of any CO2 bearing-system through the formation of carbonic acid. Thus, it is prudent to plan for CO2 dehydration as early as possible in the system. Dry CO2 (relative humidity less than 60%) does not corrode carbon-manganese steels even in the presence of N2, NOx, or SOx. Water solubility limit in CO2 at 75 °C and 30 °C are 2000 ppm and 500 ppm, respectively, under high-pressure condition (500 bar). Such behaviour could be exploited by designing a CO2 dehydration stage within the compression stage instead of at the wellhead. In other words, lower temperature and pressure as well as the presence of hydrocarbon reduce water solubility in the CO2 phase. CO2NET proposes that water content should be reduced to a very low level and the concentration of H2S and O2 must be reduced to ppm levels. For EOR, the maximum water content for CO2 transported in pipelines is 600 ppm. In Hammerfest, Norway, the maximum water content for CO2 transported in pipelines to Tubaen formation is 50 ppm. O2 content should be kept low at ppm levels in order to avoid hardware corrosion. There is no real risk of explosion at those percentage levels. An experimental study show that corrosion rates are manageable at temperatures lower than 30°C and that it is possible to obtain corrosion rates that are lower than 0.1 mm/y with corrosion inhibitors. Recommendations The following table outlines Schlumberger’s CO2 purity requirements for injection and subsequent storage. In addition, the subsequent column in the table summarizes CS Energy’s expected composition of liquid CO2 derived from the post-capture liquefaction process.

Figure 5. The volume of gas absorbed onto the coal surface as a function of pressure.

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No Element CO2 Purity Requirements

for Injection and Storage (Schlumberger)

Liquefied CO2 Composition (CS Energy)

1 Carbon Dioxide, CO2 95 mol % 98 mol % 2 Carbon Monoxide, CO 3 Nitrogen, N2 4 mol % 2 mol % 4 Oxygen, O2 10 ppm 0.3 mol % 5 Hydrogen Sulfide, H2S 10 ppm Trace 6 Chlorine, Cl Trace 7 Methane, CH4 8 Other hydrocarbon, C2.. SOx 100 ppm Trace 9 SO2 Trace 10 SO3 Trace NOx 100 ppm Trace 11 Free Water 0 ppm 0.02 mol % 12 Dissolved Water 13 Sulphur, S 1450 ppm 14 Glycol 15 As 0.2 mg/kg CO2 liq.* 16 Be 0.2 mg/kg CO2 liq.* 17 Chromium, Cd 0.2 mg/kg CO2 liq.* 18 Mercury, Hg 0.2 mg/kg CO2 liq.* 19 V 0.2 mg/kg CO2 liq.* 20 Ceren 21 Other Trace Elements** 10 mg/kg CO2 liq.

* As, Be, Cd, Hg, V of less than 1 mg/kg of CO2 liquid. **Other Trace Elements includes B, Cl, Cr, Cu, F, Pb, Mn, Ni, Se, and Zn. Such specifications are well aligned with CO2 stream content typically encountered in various EOR and geosequestration projects summarized previously. The potential impacts of heavy metals on CO2 transport, injection, and storage processes are currently being investigated and further information has being requested from a number of regulatory bodies and industry entities (Queensland EPA, Dept. of NRW, QLD Gas Pipeline Authority, Air Liquide). The issue of heavy metal impurities will be revisited continuously as relevant information is received from these various sources. It might be worth considering that the inclusion of hazardous metals in the CO2 stream may present an alternative mean of safely disposing heavy metal wastes underground. It is also recommended that a sample of the natural gas transported via Queensland pipelines be tested for its heavy metal content in order to establish appropriate baseline for heavy metal concentrations typically managed in the oil and gas industry. It is anticipated that the transported natural gas has never been specifically tested for these chemical components previously. Study 2 – Source to Sink Matching - locating a suitable reservoir Given the relatively low volumes of CO2 that will be stored during this demonstration project, we embarked upon a study to determine what, if any, options existed for storage in the immediate vicinity of the Callide facility. This would allow costs savings to be derived on transportation costs. We undertook a survey of the local geological features ranging within 100kms of the plant to determine what potential sinks may exist and what features these sinks may have that would enable a call to be made on their potential for storing 100,000t of CO2. This data is currently being collated and will be discussed during the conference presentation. One key point that must be emphasized here is the importance of working in conjunction with the local experts in the State Geological Survey who have a strong understanding of the data availability for the areas in which you are examining. Indeed, we could not have done much of this work without the help of Dr John Draper of the Queensland Geological Survey. Often, there is limited data available in areas that have not had extensive hydrocarbon exploration done. It is only now that money is being made available for geological assessment of

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regional basins and seals for CO2 storage potential and it is expected that the knowledge base of potential storage sites in Queensland and New South Wales will increase dramatically over the next 5-10 years. Given the time constraints of the projects and again, emphasizing the limited quantity of CO2 that is to be stored in the project, we have recently engaged the large Oil and Gas operators in the Northern Denison Trough in Queensland, Santos and Origin Energy, to understand what depleted oil and gas reservoirs could be made available to the consortium for CO2 storage. This work will complement the current work done by the CO2CRC (under contractual arrangements with Schlumberger Carbon Services) to identify a ranked list of potential reservoirs for storage. This work will be made available to all consortium members once we finalise contractual arrangements for the project. It must be emphasized that a depleted reservoir offers only a potential storage site. A range of factors need to be considered prior to such a site being selected for further characterisation, not least its condition. Having to remediate existing wells can be extremely expensive and it is generally recognized that ‘greenfield’ storage sites are likely to be required for large scale storage operations. We have conceptual field designs and workflows for these large scale storage sites available. It must be emphasized that much of Australia’s long term and large scale storage capacity lies in saline acquifers (>90%). Steps to finalise site selection and initial characterisation Extensive subsurface characterization is crucial for safe and effective long-term injection of CO2 into geologic repositories. There are three primary characteristics of a storage site - capacity, injectivity and containment – with a performance and risk management approach. The workflow proposed for characterization is given in below.

Figure 6 – Workflow Stages for Site Characterisation The aim of the characterization measurement and modeling program is to provide enough information about subsurface properties and structure to evaluate with confidence the performance factors of the injection site, namely:

• Capacity. Capacity is estimated by constructing a structural model of the subsurface, identifying the seal geometry, dip and possible spill points. Pore volume should be estimated from logs. The sweep efficiency and the plume radial extension should be checked through dynamic modeling. The relative importance and kinetics of the various trapping mechanisms should also be estimated over time.

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• Injectivity. The formation permeability vertical profile should be characterized and modeling studies should be conducted to optimize possible injection rates and pressure, without over-pressurizing the reservoir and breaking the primary seal.

• Containment. Containment analysis requires a full description of the subsurface structure and properties, from the reservoir to the surface, with a sufficient radial extension. The properties (thickness, permeability, capillary entry pressure and fracture pressure, mineral composition…) of the seals should be assessed. Similarly, seismic should be processed with the objective of detecting and characterizing faults and fractured zones, if any. Finally, shallower aquifers should also be fully characterized for formation and water properties. In addition, containment analysis should also treat the risk of leakage through well bores (during and after the injection operations)

Much of the characterisation relies on sophisticated data modeling of data obtained during stages of characterisation – the key output being a 3D mechanical earth model which allows efficient design of the injection program. The Importance of Cap Rock Integrity Modelling CO2 injected in a potential storage formation might leak if the injection operation compromises the integrity of the cap rock or leads to a reactivation of the faults that links the reservoir to the overburden. Cap rock integrity under injection conditions can be impaired if a hydraulic fracture is generated from injecting wells and is not contained by the cap rock, or if changes in the state of stress in the cap rock leads to the formation of a fracture. The fracture initiation, propagation and containment in the formation are related to in-situ stresses, rock mechanical properties and the coupled pressure and thermal effects while injecting. A fault may seal if deformation processes have created a membrane seal, or if it juxtaposes sealing rocks against aquifer/reservoir rocks, and the fault has not been reactivated subsequent to the fluid charging the trap. Rock mechanical properties, pore pressures, in-situ stresses and the stress evolvement under injection or depletion conditions control whether a fault can be reactivated or not, and therefore the risk of fault seal breach. Geomechanics has been successfully applied in oil industry for decades. The newly developed wireline logging technologies such as DSI / MSIP (Dipole Shear Sonic Imager / Modular Sonic Imager Platform) or borehole imaging, completed with laboratory testing and drilling data such as leak-off tests, allow an accurate determination of rock mechanical properties and earth stresses, and therefore improve the capability of accurately predicting cap rock integrity and fault stability under injection condition. A 3D Mechanical Earth Model is critical to establish operational limits for the injection program that will not compromise the integrity of the storage. Building a static Mechanical earth model In order to be able to extrapolate the behavior of the storage in terms of cap rock integrity and fault stability, it is necessary to build a mechanical earth model that is fully representative of either the initial state of the storage or, at least, the current stage in case of the use of an existing hydrocarbon reservoir.

Building a 1D Static Mechanical Earth Model The first step, in building a static Mechanical Earth Model, consists in building a series of static Well Mechanical Earth Models or 1D-MEMs. 1D-MEMs consist of the following properties evaluated along a well trajectory:

• Facies types • Rock deformation properties (elastic moduli such as Young’s modulus and Poisson ratio)

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• Rock strength properties (Unconfined Compressive Strength, Friction Angle) • Pore-Pressure and in-situ stresses

The process starts with analyzing available logs (compressional and shear slowness, density, calipers, porosity, GR (Gamma Ray), etc.) and other well data. To ensure a good accuracy of 1D-MEM properties, the log-derived elastic moduli and rock strength properties often need to be calibrated against laboratory testing data under different confining pressures. Direction and magnitudes of principal stresses are key parameters. Principal stress direction is generally derived from breakout orientations (image and caliper data), assuming one of the principal stresses to be vertical. In addition, drilling induced fractures identified from borehole images are used to determine principal stress directions, constrain the order of principal in-situ stresses in specific intervals along the well path, and establish limits for the magnitudes of principal horizontal stresses. Data and model are validated and calibrated using the available drilling records (occurrence of kicks, mud losses, cutting analysis), as well as comparing the prediction of the formation failure modes with borehole images recorded while drilling. This methodology has been successfully developed for and applied to the oil and gas industry, especially for wellbore applications (e.g. Bradford et al., 2000). BUILDING A 3D STATIC MECHANICAL EARTH MODEL In a second step towards a full Mechanical Earth Model, the mechanical properties associated to deformation and strength are used to populate a 3D grid. The methods are similar to those used for the upscaling of reservoir properties when building a reservoir model, with the exception of also taking care of the overburden. Pore pressure is added from wellbore data. A numerical reservoir simulator is then run to equilibrate the pore pressure. As for in-situ stresses, the critical tool is a coupled reservoir/geomechanics simulator, where the reservoir and the overburden are considered as poro-elasto-plastic materials, thus effectively coupling pore pressure with rock deformation and rock stresses (e.g. Han, 2005). Boundary conditions of the model are adjusted to match log-derived stress data and wellbore observations. Automatic inversion methods are currently being studied to simplify this step. Note that once the static 3D-MEM is finished, a 1D-MEM can be extracted along any wellbore trajectory for fast computation purposes. The workflow leading to the complete static 3D-MEM is presented in Figure 7.

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Figure7: Mechanical Earth Model Modelling

BUILDING A 3D DYNAMIC MECHANICAL EARTH MODEL From the static 3D-MEM, a 3D dynamic Mechanical Earth Model can be built by using the coupled reservoir/geomechanics simulator previously mentioned. Any CO2 injection schedule can be used as an input, and pore pressure, stresses and rock mechanical properties variations can be predicted as a function of time. The results can then be exploited for two specific applications, cap rock integrity and fault stability. INJECTION-INDUCED FRACTURE INITIATION Stress changes both in the injection zone and the cap rock can lead to the creation of hydraulic fractures linked to injecting wells or to that of fractures in the cap rock itself. Data can be extracted along the trajectory of injection wells to first check whether a hydraulic fracture will be created and then to verify if it will be contained by the cap rock. Semi-analytical solutions based on fracture mechanics can be used for that purpose (see for example Simonson, 1978, Fung, 1987). Several methods can be used to obtain estimates of the state of stress in the cap rock. Either it can be obtained directly if the Mechanical Earth Model extends sufficiently into the cap rock, which is the preferred option. If that is not the case, analytical and semi-analytical methods can be used to estimate the transfer of stresses between the storage and the cap rock. Fracture initiation and containment can then be studied. Such analyses can be repeated for various injection scenarii, in order to establish operational limits for the injection program that will not compromise the cap rock integrity. Note that such an analysis could prove crucial if, during the life of the storage, it is deemed necessary to fracture the formation around the injection wells to maintain the injectivity without having to drill new injection wells. FAULT STABILITY ANALYSIS The dynamic 3D-MEM can also be used to study whether faults can be reactivated or not during the injection process. The analysis of fault stability will indicate whether fault seal can be breached or not while disposing the CO2. As a first step, one determines whether there are any faults of any orientation that would slip due to the changes in stresses (see Figure 8).

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Figure 8. The orientation of faults that can slip, weighted by stress imbalance (here in red) can be

easily visualized and compared with the orientation of existing faults. If the answer is positive, more elaborate tools taking fully into account the presence of the fault can be used to evaluate the possible displacement of the fault (Chanpura, 2001, see also Figure 3). WELLBORE INTEGRITY APPLICATIONS The same methodology can be applied to look at the effect of changing the state of stress around existing wells on the integrity of the completion, and particularly that of the cement sheath. The 3D-MEM provides boundary conditions for semi-analytical models (see e.g. Boukhelifa et al., 2004), that predict the risk of micro-annulus or the risk of fracturing the cement sheath, both leading to potential loss of zonal isolation.

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Figure 9: effect of pore pressure variations on a fault crossing a reservoir. In this case, the lower part

of the fault is destabilized, whereas the upper part of the fault that crossing the cap rock, is stabilized by pore pressure changes (Chanpura, 2001).

Finally, one should not forget more classical applications during the construction of new wells (e.g. new injectors) such that the cap rock is not damaged in the vicinity of the well during drilling of completion of the well to preserve the integrity of the cap rock. CONCLUSIONS Here, we presented a methodology to build a calibrated 3D Mechanical Earth Model. The coupling between geomechanics and reservoir simulation opens applications that are critical for the integrity of a CO2 storage, at the scale of the wellbore, the near-wellbore or that of the storage itself. The characterization of mechanical effects that could lead to leaks is of paramount importance for the analysis of storage performance and the evaluation of associated risks. It must also be emphasized that there are a number of critical key decision points in the selection and characterisation of a potential CO2 storage site. Schlumberger leverages its strong reservoir specific knowledge through workflows to acquire and interpret this data, part of the risk management system for CO2 storage. REFERENCES Boukhelifa L., Moroni N., James S. G., Le Roy-Delage S., Thiercelin M. J., Lemaire G., Evaluation of Cement Systems for Oil and Gas Well Zonal Isolation in a Full-Scale Annular Geometry, SPE Paper 87195, Proc. of the 2004 Drilling Conference, Dallas, Texas, U.S.A., 2-4 March 2004. Bradford, I.D.R., W.A. Aldred, J.M. Cook, E.F.M. Elewaut, J.A. Fuller, T.G. Kristiansen and T.R. Walsgrove, When rock mechanics met drilling: effective implementation of real-time wellbore stability control, SPE Paper 59121, Proc. of the 2000 IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, 23-25 February 2000.

Stabilized

Destabilized

σv = σ1

σh = σ3 Not depleted

Borehole intact

Reservoir after depletion Fault

In-situ stress Perturbation stress

Reservoir before depletion

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Chanpura, R.A., Fault reactivation as a result of reservoir depletion, Ph.D. Thesis, Georgia Institute of Technology, Atlanta, GA, USA, 2001. Chikatamarla, L. and M.R. Bustin, 2003: Sequestration potential of acid gases in Western Canadian Coals. In: Proceedings of the 2003 International Coalbed Methane Symposium, University of Alabama, Tuscaloosa, Alabama, 5-8 May, 2003, 16 p.

Fung, R.L., S. Vilajakumar and D.E. Cormack, Calculation of Vertical Fracture Containment in Layered Formations, SPE Paper 14707, SPE Formation Evaluation , 2, No. 4, 518-523, December 1987.

Han, G., T. Stone, Q. Liu, J. Cook and P. Papanastasiou, 3-D elastoplastic FEM modelling in a reservoir simulator, SPE paper 91181, Proc. of the 2005 SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, Texas, 31 January – 2 February 2005.

Simonson, E.R., A.S. Abou-Sayed and R.J. Clifton, Containment of Massive Hydraulic Fractures, SPE Journal, pp. 27-32, February 1978. ACKNOWLEDGEMENTS This paper contains work done by members of the Schlumberger Carbon Services team, including Jesse Claffey, Norhafiz Marmin, Thomas Berard, Suzanne Hurter, Dianne Labregere, Laurent Jammes.

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CO2貯留のサイト選定と特性評価 – CALLIDE「酸素燃焼」プロジェクトの経験および 主な特性評価作業

Dr Geoffrey M. Ingram

Schlumberger Carbon Services Australia 要約 Callide「酸素燃焼」プロジェクトは、世界でも も重要なクリーンコール実証プロジェクトの 1 つと認

められている。多くの産業界および政府の参加（JCOAL、JPOWER、株式会社 IHI、XSTRATA、CS Energy、シュルンベルジェ）を得て既存の発電所からの CO2 分離回収および貯留の適用性を実証して

いるが、シュルンベルジェは本プロジェクトの CO2 貯留を主導する。本発表では、CO2 貯留に 適な

サイトの選定と特性評価についてのワークフロー、輸送および圧入の観点から見た CO2 品質規定を論

じ、これまで行ってきたサイト選定の現状報告を行う。また、豪州の大規模貯留サイトの開発に関す

る諸問題、特に地中隔離貯留権に関する法案および炭素価格メカニズムについても論じる。 はじめに Schlumberger Carbon Services 1990 年代初頭からシュルンベルジェは CO2 圧入プロジェクトに関わってきた。地盤特性評価と監視サ

ービスを提供し、炭素固有の研究開発プロジェクトに投資を行ってきた。社内に蓄積したノウハウを

活用し、シュルンベルジェは 2005 年に Schlumberger Carbon Services (SCS)を創設した。現在、グループ

の戦略と経営資源を現在および将来の CO2 隔離ビジネス環境に適合させることに注力し、総合的な炭

素固有テクノロジーとプロジェクト管理サービスの開発管理を行っている。 現在、SCS は積極的に多くの国際フォーラムおよび組織に参加し CO2 の世界的課題の解決に当たって

いる。SCS は炭素隔離リーダーシップ・フォーラム（CSLF）の当事者としての活動を行うと共に IEA-GHG、クリーンコール R&D イニシアティブ、ゼロエミッション火力発電に関する欧州技術プラットフ

ォーム - ZEP (EU) のアクティブメンバーでもある。多くの共同研究プロジェクトへの参加に加え、SCSは主要な国内および国際 CO2 隔離プロジェクトにも大きく関わっている。それには、米国の地域パー

トナーシップ、豪州の CO2CRC が主導する Otway 堆積盆パイロットプロジェクト、および欧州の貯留

プロジェクトの大半（CO2ReMoVe、CO2SINK、MoveCBM など）が含まれる。これらプロジェクトの

初期からの参加による経験および地下環境における当社の経験により、SCS は産業界と利害関係者に、

洗練された手法による包括的なサービスポートフォリオとソリューションを提供する能力が備わった。 当社は、CS Energy、JCOAL、JPOWER、株式会社 IHI、XSTRATA と共に Callide「酸素燃焼」合弁プ

ロジェクトのメンバーである。本プロジェクトは、豪州政府の低排出技術実証基金、COAL21 基金、

および JCOAL と日本政府から資金提供を受け、CO2 分離回収と貯留プロジェクトの本格的な実証を行

うことが可能となった。 Callide「酸素燃焼」プロジェクトについては、前回の 2006 年クリーンコールデーにて発表が行われた

（http://www.jcoal.or.jp/library_en/pdf/CCD2006-e/CCD2006SymposiumH-e.pdf）。プロジェクトにおける

SCS の役割は、約 10 万トンの CO2の適切な貯留サイトを特定し、特性評価を行うことである。

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サイト選定と特性評価の数期にわたるワークフローを以下に示す。 図 1：サイト選定および特性評価ワークフロー サイトの審査と予備選別期には、詳細なサイト特性評価への投資を決定する前に必要なすべての作業

が含まれる。候補地の経済的、技術的、および性能・リスクの側面から概要評価が行われる。 サイト特性評価期は数年にわたる可能性がある。注入性、容量、封止の面からサイトの適性を確認す

るために必要な作業、測定、モデル化、および調査研究が行われる。この特性評価には 初の性能お

よびリスク分析が含まれる。 通常これに続く設計期では、開発オプション、技術の選択肢、坑井軌跡、竣工推挙、および圧入イン

フラストラクチャの特定と選択が行われる。これはプロジェクトの経済性が確認され、支出許可

（AFE）が承認されるまで続く。 工事期は、操業の開始を示すもので坑井の掘削、施設の建設、圧入および監視インフラストラクチャ

および地上設備の試運転が含まれる。必要に応じて古い坑井の再整備または（再）放棄が行われる。

監視井が掘削され、必要な測定機器が備えられる。地上監視装置の試運転と試験が行われる。 準備期では、地上設備、監視機器、データ報告システムが試験される。CO2 供給インフラストラクチャ

が圧入設備と統合され、CO2 品質チェックと共に 初の CO2 注入試運転が実施される。注入許可を取

得する。通常この期に監視期が開始され代表的な基準データの取得が始まる。 その後、注入期を開始することができる。通常、これは 10 年から 50 年にわたって行われ、必要に応

じ特性評価作業による更新が統合される（モデリング、性能・リスク評価研究の更新を含む）。定期

的な保守点検による休止が計画され、継続的な注入システムの性能および制御が確保される。 監視は、注入期およびサイトの操業終了後も長期に継続する。これは、注入作業の制御および 適化

を目的とし、さらに長期予測の正しさを検証するための連続的な過程である。 注入期終了後のサイトは、注入した CO2 の長期的な封じ込めを確実に行うよう停止させ閉鎖される。

したがって、運用は性能およびリスク分析から導かれなければならないが、ベストプラクティスと地

域の規制にも準拠しなければならない。 その後監視は、観測の形で継続されサイトの閉鎖後も長年にわたって実施される。いずれかの段階で、

観測データにより流体の長期的な封止と CO2 の挙動予測の十分な確認が行われることが期待される。

データパッケージがまとめられ、長期的貯留の責任を引き受ける州に提出される。州は恐らく地表ま

Site Selection

Characterization

Design

Certification at startMonitoring

Performance & Risk Management

Decommissioning

Surveillance

Transfert of Liability

Post-Operation Phase50+ years

Construction Preparation

CO2 Injection

Operation Phase10-50 years

Pre-Operation Phase1-2 year(s)

Site Selection

Characterization

Design

Certification at startMonitoringMonitoring

Performance & Risk Management

Performance & Risk Management

Decommissioning

Surveillance

Transfert of Liability

Post-Operation Phase50+ years

Decommissioning

Surveillance

Transfert of Liability

Post-Operation Phase50+ years

Construction Preparation

CO2 Injection

Operation Phase10-50 years

Construction Preparation

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Pre-Operation Phase1-2 year(s)

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たはリモートセンサによる小規模な観測を継続する。豪州では、多くの責任問題に関し、CO2CRC お

よび産業界の協力会社によって実行された Otway 堆積盆パイロットプロジェクト（OBPP）の先駆的事

業を通して検討を進めている。 「酸素燃焼プロジェクト」の研究 1 – CO2品質 Callide 合弁事業で考慮すべき初期の問題の 1 つは、貯留のために圧入する CO2 の品質規定であった。

ここに、CCS の合弁事業アプローチの重要な利点を見ることができる。CO2 規格のようにプロジェク

トすべての段階に影響する判断は、分離回収と貯留に責任をもつ当事者との協議のプロセスを通して

行われた。 世界中には多くの石油増進回収法プロジェクトやパイプラインによる CO2 の広範な輸送実績があるが、

新しい CCS プロジェクトにおける CO2輸送面で考慮すべきガイダンスはほとんどない。 CO2品質問題 CCS の導入を加速するには、プロセスの各段階での低コストを実現することが必要である。この一環

として、貯留のための CO2 分離回収と輸送の閉鎖ループシステムがある。分離回収される CO2 は、輸

送および圧入リスクを 小化し、 終的な長期貯留リスクを軽減するため、できるだけ濃縮し高純度

でなければならない。我々は、世界中の多くのプロジェクトについて、CO2 の現在の輸送手法をレビュ

ーし、Callide 発電所からの CO2 回収の品質基準の設定を行った。規定について説明する前に、CO2 の

物理特性を理解しておくことが有効である。 CO2の物理特性 純粋な CO2は 0 °C および 1.013 バール（32 °F および 14.7 psia）の標準気圧と温度条件で気体相であり、

気体密度は、1.976 kg/m である。気圧/温度条件が CO2 の臨界点として知られる 73.9 バールおよび

31.1 °C (1072 psia および 88 °F)1を超えると超臨界状態となる。純粋 CO2の相平衡状態図を以下に示す。

図 2：純粋 CO2の相平衡状態図

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3 次元の CO2相平衡状態図を以下に示す。

図 3：純粋の CO2の 3 次元相平衡状態図 臨界点は不純物が含まれると変化（圧力は上方、気温は下方に）する。したがって、超臨界状態の

CO2 が豊富に含まれる混合体を得るには、 終臨界点が供給システムの動作圧力および温度の範囲に納

まるよう、不純物の量を 少に抑える必要がある。 超臨界 CO2 は空気よりはるかに高い密度をもつ気体としての特性をもつ。400 バール (6000 psi)を超え

る高圧条件下では、超臨界 CO2 密度は液体の水(1000 kg/m3)さえ超える。相が超臨界状態から液体また

は気体に変化するときには、熱の吸収あるいは拡散を行わない。この特性により、液体/気体相変化に

関わる熱処理が不要になるため CO2 加圧設備は単純化できる。単位体積当たりの貯留 CO2 量は、CO2

密度が高まるにつれ増加する。したがって、CO2 は超臨界状態で貯留することが貯留空間の利用効率の

観点から望ましい。 CO2 の粘性は超臨界状態では気体状態より高い。この特性は、流体の移動度を減少させ、貯留層におけ

る羽毛状拡散を制限する。 輸送方法 望ましい輸送方法は、CO2 の量および CO2 発生源と貯留サイトの距離に大きく依存する。Callide 酸素

燃焼実証プロジェクトでは、CO2要求量は 3 年間にわたり年間 3 万トンまでと予測されている。この要

求条件では、1 日当たりの輸送量は 大 82 トンである。 CO2は通常、以下の方法のいずれかで輸送される。

a. 液体状態でトラックまたは鉄道輸送 b. 超臨界状態の高圧パイプラインシステム c. 気相状態の低圧パイプラインシステム

液体状態での CO2輸送 CO2 を液体状態で輸送するには、常に冷凍しておくことが必要である。液体の CO2 輸送には–50 °C の

温度と 7 から 8 バールの圧力が提案されている。米国では、トラック積載量は 1 台当たり 20 トン液体

の範囲である。 Schlumberger Well Services の安全基準 9 には液相 CO2の取り扱い方法とパイプラインへの注入に関して

順守すべき具体的な規則と手順が述べられている。シュルンベルジェのポンプ機器が安全に扱えるの

は液相の CO2 だけである。液体 CO2 輸送タンクは、ほとんどの物質を液体状にしておく圧力と温度を

保持できる。20 トン輸送タンクの圧力は約 21 バール (300 psi)であり、温度は-18 °C (0 °F)である。この

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条件では、液相の CO2はタンク容量の 90%を占め、残りの 10%は気相の CO2となる。この CO2状態は、

飽和液体 CO2 状態としても知られる。ポンプにより CO2 液体がタンクから放出される際には、タンク

圧が低下し残りの液体が蒸発しタンク内の CO2 気相量が増加する。蒸発過程では周囲からの熱吸収が

起き、残りの CO2 液相温度を低下させる。上記条件でポンプ動作が開始されたタンクは、動作終了時

には 14 バールおよび-33 °C(200 psi および –15 °F)まで低下する。

飽和 CO2液体をパイプラインで輸送する際の も危険な条件は、CO2分離を許容することである。 a. 気泡から CO2気相が放出される点まで圧力が低下することは、CO2液体の急速な拡散と

蒸発をもたらす。これは残りの CO2 液体の温度低下を招き、ドライアイスの形成が起

きる。この相変化はパイプラインのバルブ閉塞を起こす可能性がある。パイプラインの

圧力を放出する際の、ドライアイス形成の危険を抑える正しい手順は容器またはパイプ

ラインの 下部から CO2液体を排出することである。 b. パイプラインにおける温度上昇で CO2 液体の分離が起きると CO2 蒸気圧による相当の

昇圧となる。ライン温度の上昇による昇圧予測を以下の図に示す。 c. この安全上の問題は CO2 の取り扱いと輸送におけるリスク評価の重点領域の 1 つであ

る。 高圧超臨界状態の CO2輸送 超臨界状態による輸送は、潜在的に 2 相流を取り扱わねばならない複雑な地上施設（特にコンプレッ

サとブースタシステム）要件を回避することができる。さらに、この輸送方法はパイプラインシステ

ムの 2 相流によく起きる好ましくない圧力サージを避けることに効果的である。米国におけるすべて

の主要 CO2パイプライン(Canyon Reef、CCP2、Central Basin、Cortez)は CO2臨界点圧力を超える運転が

可能であることに注目されたい。 通常、高圧パイプラインの運転圧は 117 バールから 145 バール（1700 psi から 2100 psi）である。文献

によれば運転圧は 800 バール（9,200 psi）に達することも指摘されている。また、通常パイプラインは

地表から 1 メートルの深度に埋められるので、パイプラインシステムの動作温度を支配するのは土壌

温度である。

図 4． 閉鎖ライン内に蒸気と液体が共存する中で各温度を適用した結果の昇圧予測

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低圧気相状態の CO2輸送 低圧気相状態での CO2 の輸送に関する主な懸念の 1 つは、冬季における CO2 気相の液化である。した

がって、通常 大動作圧は土壌温度が低下するのに伴う結露を防ぐよう指定されている。この種のパ

イプラインの通常 大圧は 50 バール（725 psi）である。Callide プロジェクトにおいて、長期的に温度

は問題にならない。 CO2 品質規定 CO2品質規定は、適用の炭化水素増進回収法 (EOR, EGR, ECBM) と貯留方法によって変化する。 CO2CRC および Air Liquide の情報によれば、経済的に取り扱うことのできる期待される CO2純度水準

はモルで 95%から 97%の範囲である。さらに指定範囲外の純度水準では、高価な処理が必要になるこ

とが受け容れられている。また、CO2から完全に SO2を分離することは 1ppm 未満のレベルでは困難で

ある。 CO2ガスの不純物成分に関する規制要求はない。豪州 MCMPR (鉱物石油資源閣僚評議会報告)では、こ

れは EIA（環境影響評価）の決定に任され、また地盤環境および地質により、案件ごとに固有である

と見なされた。 本研究の目的の 1 つは、CO2流に許容される不純物の 大濃度を調査することである。不純物は以下に

示すように貯留容量にさまざまな影響を及ぼす。 1.1. 利用可能な貯留空間を占有（孔隙容量または収着表面積） 1.2. CO2の相挙動、濃縮度、溶解度、沈降速度に影響 1.3. HSE の懸念増加 1.4. CO2流の腐食性の増加 1.5. 原油の 小ミシビリティ圧力（MMP）の変化

安全上の問題と運転上の注意事項 H2S、SOx、および NOx は有害化学物質と分類されている。SO2および O2は鉱物から重金属を浸出させ

る。H2S、O2、N2、および CH4 は CO2流における H2O 溶解度を低下する。この存在は、水和物の形成

リスクの低減および CO2流の腐食性水準を低下するのに有益である。 EOR/ECBM の適用 EOR への適用では、CO2 規格は主に CO2－石油混合体の 小ミシブル圧力（MMP）に影響する気体不

純物が支配的となる。MMP は、注入された CO2が貯留層の石油を貯留層温度でミシビリティを達成で

きる 低圧力である。ミシブルが達成されると、石油相と CO2 相間の界面張力はなくなる。その結果、

貯留層岩盤で石油を分離回収している毛管力が消滅し相対的な浸透性が重要でなくなり、石油を CO2

で 100%置き換える効率が達成できる。したがって、EOR 用途では 低の注入圧で CO2 ミシブルを実

現するため、できるだけ低い MMP を得ることが望ましい。 一般的に、N2、NOx、および CH4の存在は、MMP を大きく増加する。一方、H2S、SOx、C2、C3、およ

び C4 の存在は、MMP を低下する。言い換えると、EOR には窒素とメタン成分が低いことが要求され

る。ある報告では、EOR 用途における N2と O2の濃度はそれぞれ 大 300 ppmと 50 ppmでなければな

らないと勧告している。さまざまなデータソースによると、CO2 低純度は 95%、 大 O2 濃度は

10ppm が勧告されている。 ECBM においては、H2S と SO2は石炭面への吸収度が高く、CO2にとっては収着面が減少する。さらに、

O2 は不可逆的に石炭面と反応し、同様な効果をもたらす。一方、N2、H2、および CH4 は石炭面への収

着はより少なく、石炭の CO2 収着面の減少につながらない。以下の図は、さまざまな不純物の石炭面

との親和性について CO2と比較してまとめたものである(Chikatamarla & Bustin, 2003)。

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貯留用途 CO2NET は、許容 CO2 純度レベルは、モルで 95%より大きいことと勧告している。また、N2 は数パー

セントモルまで許容される。N2 の低含有率は必須ではないが、利用可能な貯留空間の効率的利用のた

めには、望ましい。 腐食性の管理 H2O、H2S、SOx、NOx、および O2 はハードウェアの腐食率を高める。SO2 による酸化は、H2O の存在

により硫酸(H2SO4)を形成する。一方、NO2の酸化は硝酸(HNO3)を形成する。 CO2 流における自由水は、供給システムにおける腐食性を許容水準に保つためには常に避けなければな

らない。自由水の存在は、水和物の形成を増加する傾向があり、CO2 含有系において炭酸の形成による

腐食を増進する。したがって、システム内での CO2 脱水をできるだけ早く行うことが賢明である。乾

燥した CO2（相対湿度が 60%未満）は、N2、NOx、または SOx の存在があってさえも炭素マンガン鋼

を腐食しない。 75 °C および 30 °C における CO2の水溶性限度は、高圧条件(500 バール)下においてそれぞれ 2000 ppmおよび 500 ppm である。この特性は、CO2の脱水処理を坑井口でなく圧縮段階で行う設計により活用で

きる。換言すれば、低温と低圧、および炭化水素の存在は CO2相の水溶性を低下する。 CO2NET は、水分は非常に低レベルに、そして H2S と O2の濃度は ppm レベルに減少することを提言し

ている。EOR に関しては、パイプラインで輸送する CO2における 大の水分は 600 ppm である。ノル

ウェーのハンメルフェストでは、Tubaen 層への CO2パイプライン輸送における 大水分は 50 ppmであ

る。 O2 成分はハードウェアの腐食を避けるには、ppm レベルに保たねばならない。そのような割合のレベ

ルでは、爆発の危険はない。実験的な研究によれば、腐食速度は 30°C 未満の温度で管理でき、腐食防

止剤により 0.1 mm/y 未満の腐食速度を達成することができることを示した。 提言 以下の表にシュルンベルジェの CO2 圧入およびその後の貯留に関する純度要求条件の概要を示す。さ

らに、表の 後の列に CS Energy の分離回収後液化プロセスによる液体 CO2期待成分を示す。

図 5． 圧力の関数としての石炭面への気体収着量

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番

号 成分 圧入と貯留における CO2

純度要求条件（シュルン

ベルジェ）

液化 CO2成分 (CS Energy)

1 2 酸化炭素（CO2） 95 mol % 98 mol % 2 1 酸化炭素（CO） 3 窒素（N2） 4 mol % 2 mol % 4 酸素（O2） 10 ppm 0.3 mol % 5 硫化水素（H2S） 10 ppm 微量 6 塩素（Cl） 微量 7 メタン（CH4） 8 その他炭化水素（C2..） SOx 100 ppm 微量 9 SO2 微量 10 SO3 微量 NOx 100 ppm 微量 11 自由水 0 ppm 0.02 mol % 12 溶存水 13 硫黄（S） 1450 ppm 14 グリコール 15 As 0.2 mg/kg CO2 liq.* 16 Be 0.2 mg/kg CO2 liq.* 17 クロム、Cd 0.2 mg/kg CO2 liq.* 18 水銀（Hg） 0.2 mg/kg CO2 liq.* 19 V 0.2 mg/kg CO2 liq.* 20 Ceren 21 その他微量成分 10 mg/kg CO2 liq.

* CO2液体 1 kg 当たり 1 mg 未満の As、Be、Cd、Hg、V **他の微量元素には、B、Cl、Cr、Cu、F、Pb、Mn、Ni、Se、および Zn が含まれる。 この規格は、前述のさまざまな EOR および地中隔離プロジェクトで通常遭遇する CO2流成分とよく適

合する。CO2 輸送、圧入、貯留プロセスにおける重金属の潜在的影響は、現在調査中であり、多くの規

制当局（クイーンズランド州 EPA、NRW 省、QLD ガスパイプライン局、Air Liquide）および産業界に

情報提供を要求している。重金属不純物の問題は、これらさまざまなソースからの関連情報を受領次

第、継続的に見直される。CO2 流に有害金属を混入することは、安全な地中への重金属廃棄の代替手段

の提供となるかも知れず、考慮に値する。また、クイーンズランドパイプラインで輸送される天然ガ

スのサンプルを重金属成分について検査し、石油およびガス産業で通常管理されている重金属濃度の

適切な基準を確立することが勧められる。天然ガスの輸送では、これまで特にこれらの化学成分を検

査してこなかったことが予想されている。 研究 2 – ソースとシンクの適合 – 最適な貯留層の特定 実証プロジェクト中に貯留される CO2 は比較的少量であることに鑑み、我々は Callide 施設の周辺で貯

留の可能性がある場所を特定する調査を開始した。これは輸送コストにかかるコスト削減につながる。

我々は、プラントから 100Km 以内の地域の地質特性調査を請け負い、潜在的なシンクを特定すると共

にそれらシンクの特性が、10 万トンの CO2 貯留可能性をもつかどうかを判断する。このデータは現在

整理中であり、会議における発表において論じる。 ここで特筆すべき点は、州地質調査局の地域専門家との共同作業の重要性である。彼らは調査対象の

地域におけるデータの存在に非常に詳しい。実際、クイーンズランド地質調査局の Dr John Draper の協

力なしには、この仕事に大きな困難が生じたであろう。通常、広範な炭化水素の探査が行われなかっ

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た地域では限られたデータしかない。地域の堆積盆の地質評価と CO2 貯留可能性について資金が提供

されるようになったのはやっと 近のことであり、クイーンズランドとニューサウスウェールズの潜

在貯留サイトに関する知識ベースは向こう 5 年から 10 年にかけて劇的に増加することが期待されてい

る。 本プロジェクトの時間的制約と前述のようにプロジェクトで貯留すべき CO2 量の制限のため、我々は

近、クイーンズランドの北部 Denison トラフの大手石油およびガス運用会社、Santos and Origin Energy と提携し、CO2 貯留のため合弁事業にとってどの枯渇石油層およびガス貯留層が利用可能かを

理解することとした。この作業は、現在 CO2CRC が行っている作業（Schlumberger Carbon Services との

契約下）を補完し、貯留のための潜在的貯留層を特定してランク付けする。この作業には、プロジェ

クトの契約準備が整い次第、すべての合弁事業メンバーの参加が可能になる。 枯渇貯留層は、単に「潜在的」貯留サイトに過ぎないということが強調されなければならない。サイ

トがさらに特性評価の実施対象に選定されるまでには、広範な要素、特にその条件が検討されなけれ

ばならない。既存の坑井に手当てをしなければならないということは非常に高価となる可能性もあり、

一般的には大規模貯留事業には「未開発地域」が必要であろうことが認識されている。我々には、こ

れら大規模貯留サイトのフィールド概念設計およびワークフローがある。豪州の長期的および大規模

貯留可能容量の多くは塩質帯水層にある（>90%）ことに注意されたい。 サイト選定を完了させる手順と初期の特性評価 広範な地下特性評価は、地中貯留層への安全で効果的な CO2 長期注入に不可欠である。貯留サイトに

は、性能およびリスク管理のアプローチから 3 つの主要特性がある。容量、注入性、封止性である。 特性評価に提案されているワークフローを以下に示す。

図 6 － サイト特性評価のワークフロー手順

特性評価測定とモデル化プログラムの目的は、地中の特性と構造について十分な情報を提供し、信頼

の高い注入サイトの性能効率評価をすることにある。つまり、

• 容量。容量は、シール形状、傾斜、および可能性のあるこぼれ出し点を特定して地中構造モデ

ルを構築し予測を行う。孔隙容量はログから予測する。掃攻率と羽毛状放射拡散は動的モデリ

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ングで確認しなければならない。さまざまな分離回収メカニズムの相対的重要性および動力学

も長期に予測しなければならない。 • 注入性。垂直層間浸透性プロファイルの特性評価とモデル化研究を行い、貯留層に過度の圧力

を加え主要シールを破壊しないよう可能注入率と圧力を 適化しなければならない。 • 封止性。封止性分析には、貯留層から地表までの十分な放射状拡張をもった地中構造と特性の

完全な記述が必要になる。シール特性（厚み、浸透性、毛管入力圧、破損圧力、鉱物組成…）

が評価されなければならない。同様に、地震特性も断層と破砕帯の特性検出のため処理しなけ

ればならない。 後に、浅部の帯水層も層と水特性に関して完全に評価する必要がある。さら

に、封止性分析でも坑井からの漏れリスク（注入時および作業後）を扱わなければならない。 特性評価の多くは、その段階で取得されるデータの洗練されたデータモデル化に依存する。主な出力

は、3 次元の力学的地殻モデルであり、効率的な注入プログラムの設計が可能となる。 キャップロックの完全性モデル化の重要性 潜在的貯留層に注入された CO2 は、注入作業がキャップロックの完全性を侵害すると漏れたり、貯留

層と表土をつなぐ断層が再活動してしまう可能性がある。 注入井による水圧破砕が発生しキャップロックで封止されない場合、またはキャップロックの圧力状

態が変化し破砕が発生する場合、注入状態のキャップロックの完全性が損なわれる可能性がある。地

層における破砕の発生、伝播、封止は地殻応力、岩盤の力学特性、および注入における圧力と温度効

果に関連する。 断層は、変形プロセスがメンブレンシールを形成したり、シールロックが帯水層/貯留層ロックに並置

され流体がトラップから突出した後に断層が再開されない場合、塞がる可能性がある。岩盤の力学特

性、孔隙圧、地殻応力、圧入または放出に伴う応力の発達などの条件により、断層が再活動するかど

うか、したがってシールの危険性が決まる。 地質工学は何十年もの間石油産業に貢献してきた。新開発のワイヤラインロギング技術である

DSI/MSIP（Dipole Shear Sonic Imager 法 / Modular Sonic Imager Platform）または孔内可視化技術を使い、

実験室における試験とリークオフテストのような掘削データを併せることで、正確な岩盤力学特性や

地盤の圧力の特定が可能になり、圧入条件下での正確なキャップロックの完全性や断層の安定性予測

能力が向上する。 3 次元力学的地殻モデルは、貯留の完全性を損なわない圧入プログラムの運用限界を確立するために不

可欠である。 静的な力学的地殻モデルの構築

キャップロックの完全性と断層の安定性に関する貯留挙動を予測するためには、貯留の初期状態を完

全に表す力学的地殻モデルまたは、既存の炭化水素貯留層を利用する場合は、 低現状を表すモデル

を構築することが必要である。

1D 静的力学的地殻モデルの構築 力学的地殻モデルを構築する 初の段階は、坑井力学的地殻モデル（1D-MEM）を構築することであ

る。1D-MEM は坑跡に沿って評価される以下の特性で構成される。 • 相種別 • 岩盤変形特性（ヤング率やポアソン比のような弾性率）

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• 岩盤強度特性（一軸圧縮強度、摩擦角） • 孔隙圧および地殻応力

このプロセスは、入手可能なログ（圧縮およびせん断スローネス、密度、キャリパー検層、孔隙率、

GR（ガンマ線））とその他の坑井データを分析することから始まる。 1D-MEM 特性の正確さを期すため、ログからの弾性率および岩盤強度特性は、実験室での各封圧下の

試験データによって較正する必要がある。 主な圧力の方向と大きさが主要パラメータである。主な圧力の方向は、その内の 1 つは垂直と仮定す

ると、通常破壊方向（イメージおよびキャリパーデータ）から派生する。また、坑井画像によって特

定された掘削による破砕が主な圧力方向、坑跡に沿って特定の間隔における主な地殻応力の大きさを

判断し、主要水平応力の大きさの限界を確立するのに使われる。 入手可能な掘削記録（キックの発生、逸泥量、切削分析）を使ってデータとモデルが検証され、較正

されると共に、地層崩壊モード予測と掘削中に記録されたボアホール画像との比較が行われる。 この手法は、石油とガス産業界向けに成功裏に開発され、特に掘削坑への適用（例えば、Bradford et al., 2000）によく使われている。 3D 静的力学的地殻モデルの構築 完全な力学的地殻モデルを構築するための第 2 段階では、変形と強度に関連する力学特性を使い 3D グ

リッドを生成する。この手法は、貯留層モデルを構築するときに貯留層特性を改善するために使われ

るものと同様であるが表土に対する配慮もあることだけが異なっている。掘削孔データから孔圧が追

加される。次に数値貯留層シミュレータを実行して孔圧の平衡を保たせる。 地殻応力に関しての重要なツールは、貯留層/地質工学シミュレータの組み合わせであり、これによっ

て貯留層と表土が多孔質弾塑性材料として捉えられ、効果的に孔圧を岩盤変形と岩盤圧と組み合わせ

ることができる（例えば Han, 2005）。モデルの境界条件は、ログから派生する応力データと掘削坑の

観測に合致するよう調整される。現在、この段階を単純化するため、自動反転法の研究を進めている。 静的 3D-MEM が完了すると、高速計算のための 1D-MEM は坑跡に沿って抽出することができることに

注意されたい。完全な静的 3D-MEM を得るためのワークフローを図 7 に示す。

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図 7 力学的地殻モデルのモデル化

3D 動的力学的地殻モデルの構築 静的 3D-MEM から、前述の貯留層/地質工学シミュレータの組み合わせを用いて 3D 動的力学的地殻モデ

ルを構築することができる。入力としてどのような CO2圧入スケジュールを使ってもよい。孔圧、応力、

岩盤力学特性の変化を時間関数として予測することができる。その結果は、キャップロックの完全性

と断層の安定性の 2つの具体的なアプリケーションで追求することができる。 圧入が誘発する破砕の開始 圧入領域およびキャップロックの両方における応力変化が、圧入坑井による水圧破砕またはキャップ

ロック自身の破砕につながることがある。 圧入坑跡に沿ったデータを抽出し、水圧破砕が発生するか、そしてそれがキャップロックに発生する

かチェックすることができるそのためには、破砕力学に基づいた半解析解を用いることができる

（Simonson, 1978, Fung, 1987 の例を参照）。 キャップロックにおける応力状態の予測には、さまざまな手法を使用することができる。力学的地殻

モデルが十分キャップロックまで届いているならば、そこから直接得ることができ、望ましい。そう

でない場合は、分析的および半解析的手法を用いて貯留とキャップロック間の応力の伝播を予測する

ことができる。それによって、破砕の開始と抑制の検討を行うことができる。 このような分析をさまざまな圧入ケースに対して繰り返し、圧入プログラムの運用限界を確立するこ

とでキャップロックの完全性を損なわないようにする。貯留期間中、圧入坑井の周辺で地層破砕が起

きることが予測される場合、新たな圧入井を掘削せずに圧入を継続するためにはこのような分析が不

可欠であることに注意されたい。

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断層安定性分析 動的 3D-MEM は、圧入プロセス中に断層が再開するかどうかを研究するためにも使用することができ

る。断層安定性分析は、CO2 廃棄中に断層シールが損なわれる可能性があるかどうかを示す。 初の手

順として、応力の変化に伴い、いずれかの方向にずれる可能性のある断層があるかどうかを判断する

（図 8 を参照）。

図 8． ずれる可能性のある断層の方向が応力不平衡の重みづけ（赤で表示）と共に分かりやすく表示さ

れ、既存の断層方向と比較することができる。 可能性がある場合、断層の存在を考慮しより詳細に検討が行えるツールを使い、断層変位の可能性を

評価する(Chanpura, 2001、図 3 も参照)。 掘削坑の完全性への適用 同様の手法は、既存の坑井の完全性、特にセメント被覆の完全性に対する応力変化効果を調査するた

めにも適用できる。3D-MEM は半分析モデル（例えば、Boukhelifa et al., 2004 を参照）に対する境界条

件を与え、ゾーンアイソレーションの損失につながるマイクロアニュラスのリスクまたはセメント被

覆の亀裂リスクを予測する。

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図 9：貯留層を横断する断層の孔圧変化による効果この場合、断層下部では不安定となる一方、キャップロ

ックを横断する断層上部では孔圧変化により安定化する（Chanpura, 2001）

後に、新規坑井（例えば新規圧入井）の建設時には、より簡素化された方法も忘れてはならない。

つまり、坑井の周辺でキャップロックの完全性を維持するため、坑井掘削時にキャップロックに損傷

を与えないことである。 まとめ 本論では、較正された 3D 力学的地殻モデルの構築手法を説明した。地質力学と貯留層シミュレーショ

ンの組み合わせは、坑井レベル、坑井の周辺、さらには貯留自体の規模で CO2 貯留の完全性のために

重要なアプリケーションとなる。貯留性能および関連リスク評価の分析においては、漏洩につながる

力学的効果の特性評価は 重要である。 また、潜在的 CO2 貯留サイトの選定と特性評価には多くの重要な判断ポイントがあることが強調され

なければならない。シュルンベルジェは、その貯留層固有の豊富な知識を活用し、ワークフローを通

してこのデータの取得および解釈を行い、CO2貯留のリスク管理システムの一環としている。 参考文献 Boukhelifa L., Moroni N., James S. G., Le Roy-Delage S., Thiercelin M. J., Lemaire G., Evaluation of Cement Systems for Oil and Gas Well Zonal Isolation in a Full-Scale Annular Geometry, SPE Paper 87195, Proc. of the 2004 Drilling Conference, Dallas, Texas, U.S.A., 2-4 March 2004. Bradford, I.D.R., W.A. Aldred, J.M. Cook, E.F.M. Elewaut, J.A. Fuller, T.G. Kristiansen and T.R. Walsgrove, When rock mechanics met drilling: effective implementation of real-time wellbore stability control, SPE Paper 59121, Proc. of the 2000 IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, 23-25 February 2000. Chanpura, R.A., Fault reactivation as a result of reservoir depletion, Ph.D. Thesis, Georgia Institute of Technology, Atlanta, GA, USA, 2001.

Stabilized

Destabilized

σv = σ1

σh = σ3 Not depleted

Borehole intact

Reservoir after depletion Fault

In-situ stress Perturbation stress

Reservoir before depletion

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Chikatamarla, L. and M.R. Bustin, 2003: Sequestration potential of acid gases in Western Canadian Coals. In: Proceedings of the 2003 International Coalbed Methane Symposium, University of Alabama, Tuscaloosa, Alabama, 5-8 May, 2003, 16 p.

Fung, R.L., S. Vilajakumar and D.E. Cormack, Calculation of Vertical Fracture Containment in Layered Formations, SPE Paper 14707, SPE Formation Evaluation , 2, No. 4, 518-523, December 1987.

Han, G., T. Stone, Q. Liu, J. Cook and P. Papanastasiou, 3-D elastoplastic FEM modelling in a reservoir simulator, SPE paper 91181, Proc. of the 2005 SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, Texas, 31 January – 2 February 2005.

Simonson, E.R., A.S. Abou-Sayed and R.J. Clifton, Containment of Massive Hydraulic Fractures, SPE Journal, pp. 27-32, February 1978. 謝辞 本論は、Schlumberger Carbon Services チームの Jesse Claffey、Norhafiz Marmin、Thomas Berard、Suzanne Hurter、Dianne Labregere、Laurent Jammes の各氏を始めとするメンバーによる研究に基づいたものであ

る。

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氏名： Geoffrey Ingram Geoffrey Ingram is the Regional Manager, Australasia for Schlumberger Carbon Services and represents Schlumberger on the Boards of the CO2CRC and CPPL (for the Otway Basin Pilot Project). He graduated with first class honours from the Imperial College of Science, Technology and Medicine and undertook PhD studies at the University of Glasgow. He then conducted post-doctoral research at the University of Hokkaido in Japan prior to undertaking an MBA at the Melbourne Business School in Australia in 2000. Since then he has worked in technology commercialization roles with the CSIRO and Origin Energy and private equity with the Queensland Investment Corporation prior to joining Schlumberger Carbon Services in January 2006. Geoffrey Ingram は、Schlumberger Carbon Services 社の豪州地域マネージャであり、シュルンベルジェを

代表する CO2CRC および CPPL（Otway 堆積盆パイロットプロジェクト）のボードメンバーである。

Imperial College of Science, Technology and Medicine を優等で卒業後グラスゴー大学で PhD 専攻。その後、

日本の北海道大学で博士研究員として研究に従事。2000 年、豪州 Melbourne Business School で MBA 取

得。以降、CSIRO、Origin Energy、および民間の Queensland Investment Corporation 社におけるテクノロ

ジー商用化を経て、2006 年 1 月から Schlumberger Carbon Services 社にて現職。