Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

Znaleziono wyników: 2

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Wyszukiwano:
w słowach kluczowych: relative permeability hysteresis

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

The role of capillary trapping during geologic CO2 sequestration

Knapik E., Janiga D., Wojnarowski P., Stopa J.

AGH Drilling, Oil, Gas

2015

Vol. 32, no. 4

s. 657--669

Capillary trapping is thought to be one of the primary CO2 fixing mechanisms in a porous medium when it is stored. While CO2 is injected, gas displaces formation water (brine) in the process called drainage. In the case of the rock mass wetted by water, formation water remains adsorbed in wall pores and micropores. Once the injection process has been completed, gas is displaced by the natural water in the process referred to as imbibition. In that way CO2, being a non-wetting phase, is held in the form of dispersed bubbles as an immobile phase. The process occurs fast and allows for a regular storage of large amounts of CO2. The process is dependent upon numerous parameters, including capillary pressure and contact angle, but such measurements cannot be easily taken for rock cores in reservoir conditions. Another problem is the fact that it is difficult to separate the impact of such mechanisms as dissolution and mineral trapping. So far capillary trapping has been deeply analyzed in terms of hydrocarbon recovery and contaminant remediation. The goal of this article is to:– present a physiochemical basis of capillary trapping in CCS context,– simulate the impact of relative permeability hysteresis on geological CO2 storage.

In-situ determination of gas threshold pressure helps forecasting gas migration through caprock in underground gas storage and CO2 sequestration

Ostrowski Ł., Uelker B.

Archives of Mining Sciences

2007

Vol. 52, no 4

535-551

Underground gas storage operations and CO2 disposal in aquifers relay on a sealing function of the caprock. The leakage through the seal can occur by diffusion, capillary transport and two-phase migration. Modeling of two-phase flow in porous media requires the specification of the functional relationship between capillary pressure, relative permeability and saturation. 80th capillary pressure or gas threshold pressure and relative permeability control the way the liquid, as wetting phase and gas, as non-wetting phase interact. The injected gas moves to the top of the formation below the caprock due to gravity and density differences. Therefore, the ability of a cap rock to seal fluids is one of the key parameter for the successful gas storage or long term disposal of CO2. Gas mobility is controlled by sealing properties of a low permeability caprock. Capillary pressure data, which are critical for exact prediction of gas leakage through the caprock are seldom available and yet necessary. An in-situ method of gas entry pressure determination was developed and successfully implemented to help reducing uncertainties gas leakage predictions. Zonal isolation of caprock is performed followed by exchange of wellbore liquid by gas. Constant rate injection of gas is then conducted to determine the gas entry pressure into a fully water saturated caprock. The gas threshold entry pressure is used in the reservoir model to predict the leakage rates. Simulations runs accounting for relative permeability hysteresis were performed to investigate the gas leakage through the caprock for a CO2 sequestration model. It was shown that the uncertainty of predictions could be significantly reduced by using data obtained from in-situ gas threshold determination.

Podziemne przedsięwzięcia magazynowania gazu oraz sekwestracja dwutlenku węgla zależy w znacznej części od możliwości uszczelnienia czapy złoża. Wyciek poprzez warstwę nieprzepuszczalną nadkładu może zostać wywołany dyfuzją, transportem kapilarnym oraz migracją dwufazową. Modelowanie przepływu dwufazowego w ośrodkach porowatych wymaga określenia zależności funkcyjnych pomiędzy ciśnieniem kapilarnym, względną przepuszczalnością oraz nasyceniem. Zarówno ciśnienie kapilarne jak również ciśnienie progowe gazu (GTP) i przepuszczalność względna mają wpływ na przepływ, ponieważ dochodzi do oddziaływania pomiędzy fazą zwilżalną i gazową (niezwilżaną). Zatłaczany gaz przemieszcza się ku górze formacji geologicznej i gromadzi się w czapie złoża, w skutek oddziaływania grawitacyjnego i różnicy gęstości. Zatem, zdolność czapy złoża do nieprzepuszczania płynów jest jednym z kluczowych parametrów potrzebnych do udanego magazynowania gazu oraz długoterminowej sekwestracji dwutlenku węgla. Ruchliwość gazu jest kontrolowana przez właściwości nieprzepuszczalne (niską przepuszczalność względną) czapy złoża. Dane dotyczące ciśnienia kapilarnego, które są konieczne do dokładnego szacowania wycieków gazu poprzez czapę złoża, są rzadko dostępne. Metoda in situ określania ciśnienia przebicia gazu została rozwinięta i udanie zaimplementowana do pomocy przy zmniejszaniu niepewności przewidywań ucieczek gazu. Izolacja strefowa czapy złoża jest dokonywana przed wymianą płynów odwiertowych z gazem. Stały poziom zatłaczania umożliwia ustalenie ciśnienia wejściowego gazu do całkowicie nasyconej wodą czapy złoża. Progowe ciśnienie wejściowe wykorzystuje się w modelach złoża do przewidywania stopnia migracji. Symulacje wyjaśniające histerezę przenikalności względnej zostały wykonane w celu znalezienia ucieczek gazu poprzez czapę złoża dla modelu sekwestracyjnego dwutlenku węgla. Wykazano, że niepewność przewidywań może zostać znacznie zredukowana poprzez wykorzystanie danych uzyskanych z wyznaczenia in-situ ciśnienia przebicia gazu.