CO2-brine primary displacement mechanisms: salt precipitation as a result of supercritical gas injection

Die geologische Speicherung von CO2 gilt derzeit als die vielversprechendste großtechnische Option zur Vermeidung von Emissionen durch industrielle Tätigkeiten. Öl- und Gaslagerstätten sowie die häufiger vorkommenden salinen Aquifere werden als geeignete unterirdische Speicher angesehen. Die Injektion von trockenem oder untersättigtem überkritischem (sc) CO2 in wasserführende Formationen führt zur Bildung einer so genannten Austrocknungszone aufgrund der Verdunstung der ansässigen Sole in das injizierte Fluid und damit zur potenziellen Ausfällung ehemals gelöster Solebestandteile. Fallen Mineralien im Porenraum einer Gesteinsformation aus, wird die Porosität und damit die Durchlässigkeit beeinträchtigt, wodurch die Injektionsfähigkeit beeinträchtigen kann. Auch wenn die Beeinträchtigung der Injektionsfähigkeit betriebliche und finanzielle Herausforderungen mit sich bringt, bleiben wichtige Fragen unbeantwortet: Wie groß ist die betroffene Zone selbst? Welchen Einfluss hat die Kapillarität auf den Flüssigkeitstransport in dieser Zone? Die derzeitigen kommerziellen Simulatoren für Lagerstätten sind nicht in der Lage, den gegenseitigen Massentransfer der beteiligten Fluidphasen zu beschreiben, was zu einer erheblichen Fehlinterpretation in Bezug auf die Salzausfällung und die daraus resultierende Verringerung des Porenraums führen kann. Wir haben ein neuartiges Reservoir-Simulationsmodul auf der Basis von DuMuX entwickelt, das sowohl die Verdampfungs- als auch die Reaktionskinetik beschreiben kann. Außerdem entwickelten und bauten wir eine Kernflutungseinheit im Metermaßstab, um die Größe und Ausdehnung der Anziehungszone experimentell zu ermitteln. Eine große Errungenschaft dieser Arbeit war die experimentelle Investigation der Dry-out Zone und die dafür relevanten Transportmechanismen. Das letztendliche Ziel dieser Studie war es, den numerischen Code mit den experimentell generierten Daten zu kalibrieren, um den zukünftigen Bedarf an kostspieligen und zeitintensiven experimentellen Studien zu minimieren. In dieser Dissertation werden die für die Verdampfung des Wassers verantwortlichen Mechanismen des Flüssigkeitstransports sowie die potenzielle Verringerung der Permeabilität der Formation und damit der Injektivität dargestellt und diskutiert. Darüber hinaus werden wir Einblicke in die Umsetzung des Massentransfers zwischen den beteiligten Fluidphasen und das numerische Modell selbst geben. Eine weitere wichtige Frage ist die Zone der Gegenströmung in Richtung des Bohrlochs, die die Menge an Salz bestimmt, die potenziell im bohrlochnahen Bereich ausfällt, sowie die damit einhergehende Verringerung der hydraulischen Eigenschaften. Wir nähern uns dieser Frage mit numerischen Simulationen, um die Größe der vom untersättigten CO2 betroffenen Zone zu bestimmen. Das veränderte Sättigungsprofil in dieser Zone ermöglicht den Transport von Salz zum Injektor. Wir untersuchen die wichtigsten Parameter, die diese Zone und den Flüssigkeitstransport in ihr bestimmen.