بررسي مكانيسمي ذخيره سازي گاز كربن دي اكسيد با استفاده از منحني هاي تراوايي نسبي

Mechanism-Based Investigation of Carbon Dioxide Storage in Saline Aquifers Through Relative Permeability Experiments

يكي از مشكل هاي حال حاضر كه جامعه هاي جهاني به آن گرفتار هستند، آلودگي محيط زيست ناشي از آزادسازي گازهاي گلخانه اي مي باشد. جدا سازي و دخيره سازي كربن يكي از مطمين ترين راه حل هاي كوتاه تا بلند مدت براي كاهش گازهاي اسيدي مخاطره آميز توليد شده در صنايع گوناگون مي باشد. هرچند كه سفره هاي آب نمك عميق كانديد مناسبي براي ذخيره سازي حجم بالايي از گاز كربن دي اكسيد مي باشند، ولي مخزن هاي تخليه شده نفت و گاز نيز مي توانند هم زمان گزينه مناسبي براي ذخيره گاز و هم روشي مطمين براي افزايش توليد هيدروكربن ها باشند. براي آن كه يك عمليات ذخيره سازي موفقيت آميز باشد، ضروري است كه توان ذخيره سازي مخزن، تزريق پذيري، و فاكتور نگهداري آن مورد بررسي قرار گيرد. هرچند تاكنون پژوهش هاي آزمايشگاهي كمي به ويژه روي بحث تزريق پذيري مخزن انجام شده است؛ به طوري كه اين فاكتور به طور مستقيم توسط ويژگي هاي سنگ و سيال مانند تراوايي مطلق و نسبي كنترل مي شود. بنابراين، تعيين و اندازه گيري منحني هاي تراوايي نسبي و نقطه هاي پاياني آن ها در فهم ويژگي هاي جرياني درون محيط متخلخل الزامي مي باشد. در اولين بخش اين پژوهش، منحني هاي تراوايي نسبي آب/ كربن دي اكسيد براي سه نمونه سنگ با تراوايي مطلق متفاوت اندازه گيري شده است. براي اين منظور ارزيابي هاي آزمايشگاهي در بعد مغزه روي سنگ هاي كربناته انجام گرفته است. در ادامه براي تعيين مكانيسم هاي پيش رو در تزريق گاز كربن دي اكسيد به يك لايه، و همچنين ارزيابي درصد گاز حبس شده، از گاز نيتروژن با همان شرايط اوليه با تقريب بسيار خوبي استفاده شده است.

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 mid-term 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.