Impacts of Injection Rate, Pore Pressure and Rock Permeability on Wormhole Generation during CO2 Sequestration in Limestone Aquifers. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF (ELVIN_MIRZAYEV_MSc_THESIS) MS_Thesis Elvin Mirzayev.pdf Restricted to Repository staff only until 25 May 2025. Download (3MB)

Arabic Abstract

يتمثل النهج الأساسي لتقليل تركيزات غازات الدفيئة في الغلاف الجوي في احتجاز ثاني أكسيد الكربون وتخزينه جيولوجيًا، حيث تعد طبقات المياه الجوفية المالحة هي الموقع الأكثر استخدامًا للتخزين. ومع ذلك، بمجرد حقن ثاني أكسيد الكربون في طبقات المياه الجوفية المالحة، فإنه يتفاعل مع ماء التكوين لتكوين حمض الكربونيك. على الرغم من كونه حمضًا ضعيفًا، إلا أن حمض الكربونيك لا يزال بإمكانه إحداث تغييرات في الخواص البتروفيزيائية والميكانيكية لصخور الخزان. هذا التغيير في الخصائص لديه القدرة على إضعاف الصخور، مما يشكل خطرا على الاستقرار الميكانيكي للتكوين. ومن أجل تجنب خطر انهيار الصخور، والذي يمكن أن ينجم عن انخفاض قوة الصخور، فمن الضروري فهم أوجه عدم اليقين المحيطة بتأثير حمض الكربونيك على الصخور. ولسوء الحظ، فقد استكشفت دراسات قليلة تأثير حمض الكربونيك على تدهور خصائص الصخور وما هي معلمات الحقن التي تؤثر على توليد الثقب الدودي. ستدرس هذه الدراسة تأثيرات حقن محلول ملحي مشبع بثاني أكسيد الكربون على الحجر الجيري، وتحلل على وجه التحديد كيفية تأثير معدل الحقن وضغط المسام ونفاذية الصخور على تكوين الثقب الدودي والتغيرات اللاحقة في الخواص البتروفيزيائية والجيوميكانيكية. تم استخدام عينات من الحجر الجيري في ولاية إنديانا (قطر 1.5 بوصة، وطول 3 بوصات) مع نفاذية متفاوتة (3، 10، 15، و22 مللي أمبير) طوال التجارب. كانت الظروف القياسية للتجارب هي ضغط مسام ثابت (2000 رطل لكل بوصة مربعة) ودرجة حرارة (60 درجة مئوية). تم الحفاظ على المحلول الملحي (120.000 جزء في المليون) الممزوج بثاني أكسيد الكربون (نسبة 70:30) عند 1200 رطل لكل بوصة مربعة في البداية. تم استخدام معدل حقن قدره 1 سم 3 / دقيقة بشكل ثابت في تجارب الفيضانات الأساسية. قبل وبعد الغمر المركزي، تم تقييم خصائص مختلفة لفهم تأثير معلمات الحقن المختلفة: معامل يونغ، ونسبة بواسون، والمسامية، والنفاذية، وصلابة السطح. تم استخدام الأشعة المقطعية الدقيقة لتصور وقياس الثقوب الدودية المتولدة داخل عينات الصخور. كشف تحليل معدل الحقن أنه من بين المعدلات التي تم اختبارها (0.25 إلى 5 سم3/دقيقة)، أدى 1 سم3/دقيقة إلى أقل وقت لاختراق حجم المسام (PVBT). وحددت الدراسة أيضًا الحاجة إلى تعديل نموذج Buijse وGlasbergen للتنبؤ الدقيق بالمحلول الملحي المشبع بثاني أكسيد الكربون. التحقيق في تأثير ضغط المسام (4000، 3000، 2000، و1500 رطل لكل بوصة مربعة) لم يسفر عن اتجاه واضح فيما يتعلق بـ PVBT. ومع ذلك، ظهرت علاقة قوية بين ارتفاع ضغط المسام وزيادة الضرر الميكانيكي في النوى، كما يتضح من التخفيضات في كل من صلابة السطح ومعامل يونغ. وأخيرا، أثرت نفاذية الصخور للعينات بشكل كبير على النتائج. أسفرت التجربة ذات النواة الأقل نفاذية (3 مللي د) عن أدنى مستوى من PVBT. ظهر اتجاه واضح حيث زاد PVBT بشكل ملحوظ مع زيادة نفاذية الصخور. ومن المثير للاهتمام أن النفاذية الأعلى أدت إلى تدهور أقل أهمية في العينات الأساسية بسبب انخفاض تأثيرات الذوبان

English Abstract

The primary approach to reduce greenhouse gas concentrations in the atmosphere is through the capture and geological storage of carbon dioxide, with saline aquifers being the most used site for storage. However, once CO2 is injected into saline aquifers, it reacts with the formation water to create carbonic acid. Despite being a weak acid, carbonic acid can still cause changes in the petrophysical and mechanical properties of the reservoir rock. This alteration in properties has the potential to weaken the rock, which poses a risk to the mechanical stability of a formation. In order to avoid the risk of rock failure, which could result from the reduction of rock strength, it is essential to comprehend the uncertainties surrounding the impact of carbonic acid on the rock. Unfortunately, few studies have explored the effect of carbonic acid on rock property deterioration and what injection parameters affect wormhole generation. This study will examine the effects of CO2-saturated brine injection on limestone, specifically analyzing how injection rate, pore pressure and rock permeability influences wormhole formation and subsequent changes in petrophysical and geomechanical properties. Indiana limestone samples (1.5 inches diameter, 3 inches length) with varying permeabilities (3, 10, 15, and 22 mD) were utilized throughout the experiments. Standard conditions of the experiments were a constant pore pressure (2,000 psi) and temperature (60°C). A brine solution (120,000 ppm) mixed with CO2 (70:30 ratio) was maintained at 1200 psi initially. An injection rate of 1 cm3/min was consistently employed for coreflooding experiments. Before and after coreflooding, various properties were assessed to understand the impact of the different injection parameters: Young's modulus, Poisson's ratio, porosity, permeability, and surface hardness. Micro-CT scans were employed to visualize and quantify the generated wormholes within the rock samples. The analysis of the injection rate revealed that among the tested rates (0.25 to 5 cm3/min), 1 cm3/min resulted in the lowest Pore Volume Breakthrough Time (PVBT). The study also identified the need to modify the Buijse and Glasbergen model for accurate prediction with CO2-saturated brine. Investigating the impact of pore pressure (4,000, 3,000, 2,000, and 1,500 psi) did not yield a clear trend with regards to PVBT. However, a strong correlation emerged between higher pore pressure and increased mechanical damage in the cores, as evidenced by reductions in both surface hardness and Young's modulus. Finally, the rock permeability of the samples significantly influenced the results. The experiment with the lowest permeability core (3 mD) yielded the lowest PVBT. A clear trend emerged where PVBT increased significantly with increasing rock permeability. Interestingly, higher permeability resulted in less significant deterioration of the core samples due to lower dissolution effects.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Research > Petroleum Research > Environment Petroleum > Rock and Fluid Properties
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Al-Ramadan, Mustafa
Committee Co-Advisor:	Al-Jawad, Murtada
Committee Members:	Ibrahim, Ahmed and Yaseri, Ahmed and Al-Yousef, Zuhair
Depositing User:	ELVIN MIRZAYEV (g202114670)
Date Deposited:	29 May 2024 06:51
Last Modified:	29 May 2024 06:51
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/142877