Date of Award

4-2022

Document Type

Thesis

Degree Name

Master of Science in Petroleum Engineering (MSPE)

Department

Chemical and Petroleum Engineering

First Advisor

Abdulrazag Y. Zekri

Abstract

The objective of this study is to perform laboratory measurements and a CO₂ underground storage study to cover the knowledge gap on CO₂-Brine relative permeability and assess various variables on the storage of CO₂ in a selected aquifer. Several factors that affect CO₂ storage have been discussed in the literature. These include both macroscopic and microscopic displacement efficiency of brine as a function of CO₂ pore volume injected. It is clear from the literature that there is still more work needed to investigate the effect of various variables such as formation temperature, brine viscosity, and the possible presence of free gas in the aquifer on the CO₂ storage efficiency of the selected aquifer.

Experimental tests were conducted on four carbonate-limestone core samples to determine the capillary pressure curves and to conduct CO₂ flooding into 100% brine saturated core samples. Each core sample has with different brine salinity. Flooding tests were conducted at constant injection pressure yet, the injection temperature for each core sample was different. The brooks-Corey correlation was used to obtain the relative permeability curves of the CO₂ -Brine system. Using experimental results of capillary pressure, a modified Ritter and Drake correlation was used to determine the pore throat size distribution.

This thesis research shows the results of limestone core flooding tests and CO₂ flooding of an aquifer runs obtained using Petroleum Solution software to evaluate the effect of brine viscosity, temperature, and gas saturation on aquifer CO₂ storage capacity (storage factor). The results revealed that the CO₂ storage capacity increases as temperature increases because of thermal effects. Whereas, as the gas saturation increases, the storage capacity of the selected zone decreases. In addition to that, the flooding runs showed that relatively high viscosity of brine aquifer hider the CO₂ storage capacity of the reservoir.

Comments

الهدف من هذه الدراسة هو إخراء القياسات المختبرية ودراسة التخزين تحت الأرض لثاني أكسيد الكربون لتغطية الفجوة المعرفية حول النفاذية النسبية لثاني أكسيد الكربون ومحلول ملحي وتقييم المتغيرات المختلفة على تخزين ثاني أكسيد الكربون في طبقة المياه الجوفية المختارة، تمت مناقشة العديد من العوامل التي تؤثر على تخزين ثاني أكسيد الكربون في الأدبيات. وهي تشمل كلا من كفاءة الإزاحة المجهرية والميكروسكوبية للمحلول الملحي كدالة لحجم مسام ثاني أكسيد الكربون المحقون. يتضح من الأدبيات أنه لا يزال هناك المزيد من العمل المطلوب لاستقصاء تأثير المتغيرات المختلفة مثل درجة حرارة التكوين، ولزوجة المحلول الملحي، واحتمال وجود غاز حر في الخزان الجوفي على كفاءة تخزين ثاني أكسيد الكربون في الخزان الجوفي المحدد.

أجريت اختبارات تجريبية على أربع عينات أساسية من الحجر الجيري الكربوني لتحديد منحنيات الضغط الشعري ولإجراء عمر ثاني أكسيد الكربون في عينات القلب المشبعة بالمحلول الملحي بنسبة 100%. كل عينة أساسية لديها ملوحة ملحية مختلفة. أجريت اختبارات العمر عند ضغط حقن ثابت، لكن درجة حرارة الحقن لكل عينة لبية كانت مختلفة. تم استخدام ارتباط Brooks-Corey للحصول على منحنيات النفاذية النسبية لنظام ثاني أكسيد الكربون- محلول ملحي، باستخدام النتائج التجريبية للضغط الشعري، تم استخدام ارتباط ريتر ودريك المعدل لتحديد توزيع حجم الحلق المسامي.

يمثل هذا البحث نتائج اختبارات الغمر الأساسية للحجر الجيري وفيضان ثاني أكسيد الكربون لطبقات المياه الجوفية التي تم الحصول عليها باستخدام برنامج بتروليوم لتقييم تأثير لزوجة المحلول الملحي ودرجة الحرارة وتشبع الغاز على سعة تخزين طبقة المياه الجوفية (عامل التخزين). أوضحت النتائج أن السعة التخزينية لثاني أكسيد الكربون تزداد مع زيادة درجة الحرارة بسبب التأثيرات الحرارية. حيث إنه مع زيادة تشبع الغاز، تقل سعة التخزين للمنطقة المحددة. بالإضافة إلى ذلك، أظهرت مسارات الغمر أن طبقة المياه المالحة ذات اللزوجة العالية نسبيا تخفي سعة تخزين ثاني أكسيد الكربون في الخزان.

Download
COinS