بررسی مکانیسمی ذخیره سازی گاز کربن دی اکسید با استفاده از منحنیهای تراوایی نسبی

یکی از مشکل های حال حاضر که جامعه های جهانی به آن گرفتار هستند، آلودگی محیط زیست ناشی از آزادسازی گازهای گلخانه ای می باشد. جدا سازی و دخیره سازی کربن یکی از مطمئن ترین راه حل های کوتاه تا بلند مدت برای کاهش گازهای اسیدی مخاطره آمیز تولید شده در صنایع گوناگون می باشد. هرچند که سفره های آب نمک عمیق کاندید مناسبی برای ذخیره سازی حجم بالایی از گاز کربن دی اکسید می باشند، ولی مخزن های تخلیه شده نفت و گاز نیز می توانند هم زمان گزینه مناسبی برای ذخیره گاز و هم روشی مطمئن برای افزایش تولید هیدروکربن ها باشند. برای آن که یک عملیات ذخیره سازی موفقیت آمیز باشد، ضروری است که توان ذخیره سازی مخزن، تزریق پذیری، و فاکتور نگهداری آن مورد بررسی قرار گیرد. هرچند تاکنون پژوهش های آزمایشگاهی کمی به ویژه روی بحث تزریق پذیری مخزن انجام شده است؛ به طوری که این فاکتور به طور مستقیم توسط ویژگی های سنگ و سیال مانند تراوایی مطلق و نسبی کنترل می شود. بنابراین، تعیین و اندازه گیری منحنی های تراوایی نسبی و نقطه های پایانی آن ها در فهم ویژگی های جریانی درون محیط متخلخل الزامی می باشد. در اولین بخش این پژوهش، منحنی های تراوایی نسبی آب/ کربن دی اکسید برای سه نمونه سنگ با تراوایی مطلق متفاوت اندازه گیری شده است. برای این منظور ارزیابی های آزمایشگاهی در بعد مغزه روی سنگ های کربناته انجام گرفته است. در ادامه برای تعیین مکانیسم های پیش رو در تزریق گاز کربن دی اکسید به یک لایه، و همچنین ارزیابی درصد گاز حبس شده، از گاز نیتروژن با همان شرایط اولیه با تقریب بسیار خوبی استفاده شده است.

MechanismBased Investigation of Carbon Dioxide Storage in Saline Aquifers Through Relative Permeability Experiments

One of the most significant current discussions in developed countries is the concern dealing with the emission of anthropogenic Green House Gas(GHG). Carbon Capture and Storage (CCS) is one of the most short to midterm trusted remedy method for reducing hazardous acid gas produced in industrial plants. Although deep saline aquifers are good choices in storage of CO2, depleted gas and oil reservoirs could be suitable candidates for either carbon storage or as one of the enhanced gas/oil recovery methods. For a CCS project to be successful, it is essential to evaluate reservoir storage capacity, injectivity, and containment as the chief parameters controlling it. However, so far there have been little investigation, especially on injectivity. This factor is directly controlled by different rock/fluid properties such as absolute and relative permeability. Hence, measurement of relative permeability and end point values are vital in understanding fluid distribution characteristics inside the porous medium.