L'anidride carbonica (CO2) è un attraente agente di sostituzione per un migliore recupero dell'olio. Poiché una gran parte della CO2 iniettata rimane sul posto nei giacimenti esauriti dopo un maggiore recupero del petrolio, questo metodo potrebbe anche essere un'opzione per sequestrare permanentemente la CO2 per mitigare il riscaldamento globale. Gli scienziati e i collaboratori di Los Alamos hanno sviluppato un quadro statistico multiscala generico per la contabilità della CO2 e l'analisi dei rischi nei siti di recupero del petrolio potenziati dalla CO2. Questo metodo di analisi fornisce informazioni per aiutare il processo decisionale per le applicazioni di recupero dell'olio e sequestro di CO2. Scienze e tecnologie ambientali pubblicato la ricerca.

Il processo di recupero dell'olio potenziato con CO2 presenta potenziali vantaggi e alcune sfide tecniche e operative. La bassissima viscosità della CO2 può farla sfondare nei pozzi di produzione, e uno scarso controllo della mobilità può lasciare non spazzate ampie aree del serbatoio. Per superare questo svantaggio, gli attuali progetti di recupero del petrolio potenziato dalla CO2 iniettano alternativamente gas e acqua (o salamoia) come lumache nel metodo del gas alternato ad acqua per controllare la mobilità della CO2 e la conformità alle inondazioni. Questo metodo può essere molto efficace. Però, studi più dettagliati sull'interazione della CO2 con il petrolio, acqua di formazione, e sedimenti eterogenei sono necessari per comprendere il meccanismo di sequestro geologico della CO2 nei giacimenti di petrolio/gas e valutare la quantità totale di CO2 stoccata in modo irreversibile nei giacimenti.

I valori esatti dei parametri del giacimento non sono ben noti nella maggior parte dei siti di recupero dell'olio potenziati con CO2. Però, si possono ottenere informazioni sufficienti per definire le distribuzioni di incertezza di questi parametri. Il team di ricerca ha utilizzato queste distribuzioni per eseguire simulazioni multiscala del flusso e del trasporto di CO2-olio-acqua. I ricercatori hanno espresso i fattori di rischio come quantità misurabili per ottenere informazioni sul rischio del progetto (ad es. rischi ambientali ed economici). Questo approccio ha eliminato la necessità di generare una struttura di conseguenza rigorosa del tasso di iniezione di CO2, stoccaggio cumulativo di CO2, iniezione cumulativa di acqua e produzione cumulativa di petrolio/gas. I risultati forniscono approfondimenti per comprendere il potenziale di stoccaggio della CO2 e i corrispondenti rischi ambientali ed economici del sequestro di CO2 su scala commerciale nei giacimenti esauriti.

I ricercatori hanno utilizzato il sito di recupero del petrolio potenziato con CO2 nell'unità di Farnsworth in Texas per studiare il loro approccio statistico multiscala per la contabilità della CO2 e l'analisi dei rischi. I valori esatti dei parametri del giacimento non sono ben noti. Perciò, il team ha utilizzato le distribuzioni per campionare i parametri incerti e condurre simulazioni Monte Carlo basate sulla geostatistica.

I ricercatori hanno eseguito simulazioni multiscala del flusso e del trasporto di CO2-olio-acqua nel serbatoio eterogeneo. Hanno usato uno schema di quattro pozzi di iniezione negli angoli di un quadrato e un pozzo di produzione al centro. Il team ha condotto 1000 simulazioni di giacimenti separati, compresa la CO2 iniettata e l'acqua, nonché la CO2 prodotta acqua, olio e gas. I ricercatori hanno sviluppato un semplice modello economico per calcolare la redditività del recupero di petrolio potenziato con CO2 per il sito. Queste informazioni aiutano a comprendere l'impatto dell'eterogeneità del giacimento e di altri parametri operativi per il processo decisionale economico e l'efficacia in termini di costi del sequestro di CO2 attraverso un maggiore recupero del petrolio in altri giacimenti esauriti.