جعفری‌راد, سید مصطفی, آذین, رضا, عصفوری, شهریار, فاتحی, روح اله. (1393). شبیه‌سازی جابجایی طبیعی در فرآیند دفع گازهای اسیدی به سازند آبده. پژوهش نفت, 24(77), 100-109. doi: 10.22078/pr.2014.359
سید مصطفی جعفری‌راد; رضا آذین; شهریار عصفوری; روح اله فاتحی. "شبیه‌سازی جابجایی طبیعی در فرآیند دفع گازهای اسیدی به سازند آبده". پژوهش نفت, 24, 77, 1393, 100-109. doi: 10.22078/pr.2014.359
جعفری‌راد, سید مصطفی, آذین, رضا, عصفوری, شهریار, فاتحی, روح اله. (1393). 'شبیه‌سازی جابجایی طبیعی در فرآیند دفع گازهای اسیدی به سازند آبده', پژوهش نفت, 24(77), pp. 100-109. doi: 10.22078/pr.2014.359
جعفری‌راد, سید مصطفی, آذین, رضا, عصفوری, شهریار, فاتحی, روح اله. شبیه‌سازی جابجایی طبیعی در فرآیند دفع گازهای اسیدی به سازند آبده. پژوهش نفت, 1393; 24(77): 100-109. doi: 10.22078/pr.2014.359
شبیه‌سازی جابجایی طبیعی در فرآیند دفع گازهای اسیدی به سازند آبده
1دانشکده مهندسی نفت گاز و پتروشیمی، دانشگاه خلیج فارس، بخش مهندسی نفت
22-دانشکده مهندسی نفت گاز و پتروشیمی، بخش مهندسی شیمی دانشگاه خلیج فارس
3دانشکده مهندسی، بخش مهندسی مکانیک، دانشگاه خلیج فارس
چکیده
یکی از راه‌های کاهش گازهای گلخانه‌ای در اتمسفر، ذخیره‌سازی و دفع این گازها در سفره‌های آب زیرزمینی می‌باشد. درک مفاهیم مربوط به فرآیند ذخیره‌سازی و مکانیزم‌های درگیر در فرآیند از قبیل جابه‌جایی طبیعی و میزان اثرگذاری آنها بر زمان لازم برای ذخیره‌سازی از اهمیت بالایی برخوردار است. یکی از مکانیزم‌های تأثیرگذار در افزایش میزان حلالیت گاز CO2 در فرآیند ذخیره‌سازی، وارد شدن پدیده جابه‌جایی طبیعی در سایر مکانیزم‌های درگیر در فرآیند می‌باشد. در این تحقیق، تزریق گاز دی‌اکسیدکربن (به عنوان مهم‌ترین جزء گازهای گلخانه‌ای) به سفره‌های آب زیرزمینی به صورت عددی شبیه‌سازی شده است. اثر میزان شوری محیط آبده تحت تزریق بر زمان شروع جابه‌جایی طبیعی مورد بررسی قرار گرفته است. برای این کار، شش سناریو با محوریت تغییر درصد شوری آبده و ثابت نگه‌داشتن سایر متغیرهای درگیر در فرآیند مطالعه شده است. نتایج به دست آمده حاکی از تأثیر مستقیم درصد شوری آبده بر زمان شروع جابه‌جایی طبیعی دی اکسید کربن محلول در آب است، به نحوی که با افزایش درصد شوری آبده، زمان وقوع جابه‌جایی طبیعی به تأخیر می‌افتد. در نتیجه، مقدار تجمعی گاز حل شده پس از زمان مشخص کمتر خواهد بود.
1Department of Chemical Engineering, Faculty of Petroleum, Gas, and Petrochemical Engineering, Persian Gulf University, Bushehr, Iran
2Department of Chemical Engineering, Faculty of Petroleum, Gas, and Petrochemical Engineering, Persian Gulf University, Bushehr, Iran
3Department of Mechanical Engineering, School of Engineering, Persian Gulf University, Bushehr, Iran
چکیده [English]
The storage and disposal of greenhouse gases in underground aquifer reservoirs is a suitable option for the reduction of these gases in the atmosphere. Understanding the concepts and mechanisms involved in the storage process such as natural convection and their impact on the amount of time required for storage is very important. Natural convection is an effective mechanism to increase the solubility of carbon dioxide in the storage process. In this study, the injection of carbon dioxide (a major component of greenhouse gases) into aquifer has been studied and numerically simulated. The effect of aquifer salinity on the onset of natural convection phenomena has been studied. To this end, six scenarios revolving around the change of aquifer salt and keeping the other variables involved constant in the process are studied. The results reveal a direct effect of salinity on the activation of natural convection. Increasing aquifer salinity delays the onset of natural convection. As a result, the cumulative amount of gas dissolved after the specified time will be less.
کلیدواژه‌ها [English]
Acid Gases, Aquifer, Gas Injection, Natural Convection, Salinity
مراجع
[1]. Houghton J. T., Ding Y., Griggs D. J., Noguer M., van der Lindin P. J., Dai X., Maskell K. and Johnson C. A, Climate change 2001: The scientific basis. Contribution of working group I to the third assessment report of the Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press, Cambridge, UK., 2001.
[2]. Marchetti C., On geoengineering and the CO2 problem, Climatic Change,.1: 59-68, 1977.
[3]. Keith D., Towards a strategy for implementing CO2 capture and storage in Canada, Ottawa, Canada, Oil, Gas and Energy Branch, Environment Canada, Ottawa, Ontario, 2002.
[4]. Bachu S. and Adams J. J., “Sequestration of CO2 in geological media inresponse to climate change: capacity of deep saline aquifers to sequester CO2 in solution”, Energy Conversion and Management, Vol. 44 (20), pp. 3151-3175, 2003.
[5]. Foster T. “Stability of a homogeneous fluid cooled uniformly from above”. Phys Fluids, pp. 8:1249–1257, 1965.
[6]. Foster T., “Effect of boundary conditions on the onset of convection”. Phys Fluids, pp. 11:1257–1262, 1968.
[7]. Hassanzadeh H., Pooladi-Darvish M. and Keith DW., “The effect of natural flow of aquifers and associated dispersion on the onset of Buoyancy-Driven Convection in a Saturated Porous Medium”. AIChE J, pp. 55: 475–485, 2009.
[8]. Javaheri M., Abedi J. and Hassanzadeh H., “Onset of Convection in CO2 Sequestrationin Deep Inclined Saline Aquifers”. JCTP, Vol. 48, No. 8, 2009.
[9]. Hassanzadeh H., Pooladi-Darvish M. and Keith D. W., “Stability of a fluid in a horizontal saturated porous layer: effect of non-linear concentration profile, initial and boundary conditions”. Trans Porous Media.65:193–211, 2006.
[10]. Ghesmat K., Hassanzadeh H. and Abedi J., “The effect of anisotropic dispersion on the convective mixing in long-term CO2 storage in saline aquifers”, AIChE J, pp. .57: 561–570, 2011.
[11]. Ghesmat K., Hassanzadeh H. and Abedi J., “The impact of geochemistry on convective mixing in a gravitationally unstable diffusive boundary layer in porous media: CO2 storage in saline aquifers”, J. Fluid Mech., Cambridge University Press , pp. 1-33 ,( 2011).
[12]. Comsol multiphysics, version 4.0, Protected by U.S. Patents 7,519,518; 7,596,474; and 7,623,991. Patents pending., copyright 2005.
[13]. Vladimir M., Sedlbauer J. and Bergin G., “Henry’s law constant and related coefficients for aqueous hydrocarbons,CO2 and H2S over a wide range of temperature and pressure”, Fluid Phase Equilibria, Vol. 272 ,pp. 65–74, 2008.
[14]. Batzle M. and Wang Z., “Seismic properties of pore fluids: geophysics”, Vol. 57, No. 11, pp. 1396-1408, 1992.
[15]. Garcia J. E., “Density of aqueous solutions of CO2”, Report LBNL-49023, Lawrence Berkeley National Laboratory, 8 p. CA 2001.
[16]. McCain W. D. Jr, “Reservoir fluid property correlations-state of the art”, SPE Reservoir Engineering, 6, pp. 266-272, 1991.
ابتدای صفحه