Influence of Microbial Acids in Cushion Gas Selection for Hydrogen Storage in Gas Reservoirs. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF FINAL MSc Thesis_Tania Farah Hasna_ g202303830 (16 June 25).pdf - Submitted Version Restricted to Repository staff only until 16 June 2026. Download (9MB)

Arabic Abstract

تُعد الميكروبات أحد العوامل المؤثرة في التخزين الجيولوجي للهيدروجين. ويعتمد نجاح تخزين الهيدروجين في خزانات الغاز على مدى دقة تحديد تأثيرات المنتجات الميكروبية، مثل حمض الأسيتيك، في الظواهر السطحية وتحسينها. ولسد هذه الفجوة، تبحث الدراسة الحالية في سلوك زاوية التلامس (CA) والتوتر السطحي (SFT) في ظل ظروف مختلفة، بما في ذلك تأثير حمض الأسيتيك، لفهم ديناميكيات السطح البيني في أنظمة تخزين الهيدروجين بشكل أفضل. أُجريت تجارب على ركائز الكوارتز وركائز طين وولف كامب مع محلول ملحي من كلوريد الصوديوم (2 و5٪ وزنيًا)، عند ضغوط متفاوتة (500-3000 رطل لكل بوصة مربعة) ودرجات حرارة (30 و50 و90 درجة مئوية)، تحت خليط من غاز الهيدروجين النقي وغاز الهيدروجين والنيتروجين. تُظهر النتائج أن زيادة الملوحة واستخدام غاز الوسادة (N₂) يعززان قيم CA، مما يشير إلى انخفاض قابلية البلل، بينما تؤدي درجات الحرارة المرتفعة إلى انخفاض CA. ازدادت قيم SFT مع زيادة الملوحة وانخفضت مع كل من درجة الحرارة والضغط. تجدر الإشارة إلى أن إضافة حمض الأسيتيك قلل بشكل طفيف من كل من CA وSFT، مما يشير إلى ميل نحو ظروف أكثر رطوبة. يُعد الخليطان 2 و3 الأنسب للتخزين نظرًا لارتفاع توترات سطح الغاز-المحلول الملحي وانخفاض زوايا التلامس، وفقًا لتحليل ارتفاعات عمود خليط الغاز. من ناحية أخرى، لا يزال تأثير النواتج الثانوية الميكروبية في الأنظمة متعددة المراحل، وخاصة في وجود غازات الوسادة والسوائل الهيدروكربونية (المكثفات)، غير مستكشف بشكل كافٍ. تبحث هذه الدراسة في تأثير حمض الأسيتيك الميكروبي (100 جزء في المليون) على CA والتوتر السطحي (IFT) في أنظمة الغاز/المحلول الملحي/المكثفات باستخدام ركائز الكوارتز والزيت الصخري من نوع Wolfcamp. أجريت التجارب في ظل ظروف متفاوتة من ملوحة كلوريد الصوديوم (2 و5٪ بالوزن)، ودرجة الحرارة (30 و50 درجة مئوية)، والضغط (1000-3000 رطل لكل بوصة مربعة)، مع تركيبات غازية تتراوح من H₂ النقي إلى مخاليط H₂-N₂. لُوحظت ظواهر مماثلة من دراسة المرحلتين في النظام ثلاثي المراحل. تُبرز هذه النتائج التفاعل المُعقّد بين النواتج الثانوية الميكروبية، وغاز الوسادة، وظروف الخزان. يُسهم هذا العمل في فهم أفضل لسلوك الواجهات في بيئات UHS، مُوفرًا أساسًا علميًا لتحسين تركيبات الغاز والتنبؤ باحتباس الهيدروجين واستعادته في الأوساط المسامية.

English Abstract

Microbes are one of the influential factors in hydrogen geo-storage. The successful storage of hydrogen in gas reservoirs depends on how well the effects of microbial products, such as acetic acid, in surface phenomena are identified and optimized. To address this gap, the current study investigates contact angle (CA) and surface tension (SFT) behavior under various conditions, including the influence of acetic acid, to better understand interfacial dynamics in H₂ storage systems. Experiments were conducted on quartz and Wolf camp shale substrates with NaCl brine (2 and 5 wt.%), at varying pressures (500-3000 psi) and temperatures (30, 50, and 90 oC), under pure H₂ and H₂-N₂ gas mixtures. Results show that increased salinity and cushion gas (N₂) enhance CA values, suggesting reduced wettability, while higher temperatures lower CA. SFT values increased with salinity and decreased with both temperature and pressure. Notably, introducing acetic acid slightly reduced both CA and SFT, indicating a tendency toward more water-wet conditions. According to an analysis of gas column heights, mixtures 2 and 3 are the most suitable for storage because of their high gas-brine surface tensions and low contact angles. On the other hand, the influence of microbial byproducts in multiphase systems, particularly in the presence of cushion gases and hydrocarbon fluids (condensate), remains underexplored. This study investigates the impact of microbial acetic acid (100 ppm) on CA and interfacial tension (IFT) in gas/brine/condensate systems using quartz and Wolfcamp shale substrates. Experiments were conducted under varying conditions of NaCl salinity (2 and 5 wt.%), temperature (30 and 50 °C), and pressure (1000-3000 psi), with gas compositions ranging from pure H₂ to H₂-N₂ mixtures. Similar phenomena from the 2-phase investigation was observed in the 3-phase system. These findings highlight the complex interplay between microbial byproducts, cushion gas, and reservoir conditions. This work contributes to a better understanding of interfacial behavior in UHS environments, providing a scientific basis for optimizing gas compositions and predicting hydrogen retention and recovery in porous media.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Haq, Md Bashirul
Committee Members:	Al Shehri, Dhafer A. and Patil, Shirish Liladhar
Depositing User:	TANIA HASNA (g202303830)
Date Deposited:	16 Jun 2025 12:22
Last Modified:	16 Jun 2025 12:22
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143537