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Numerical Study of Sealing Performance of CO2 Hydrate Cap in Sub-Sea Sediments Considering Flow, Thermal, and Geomechanical Processes

地质学 水合物 流量(数学) 岩土工程 热的 石油工程 笼状水合物 岩石学 机械 气象学 物理 有机化学 化学
作者
Jiecheng Zhang,Geroge J. Moridis,Hailong Lu,Jin Yang,Laibin Zhang
标识
DOI:10.2118/220037-ms
摘要

Abstract CO2 sequestration in sub-sea sediments, aided by the creation of a CO2 hydrate cap, is proposed as a possible solution to reduce greenhouse gas emissions. Earlier numerical studies have considered only flow and thermal processes, neglecting geomechanics, which is crucial for understanding long-term storage processes, because of the lack of appropriate simulators designed for CO2 hydrate. This study enhances the capabilities of the pTOUGH+HYDRATE V1.5 to support CO2-H2O-NaCl systems, resulting in the development of the pTOUGH+CO2 HYDRATE V1.5. Coupled with the geomechanical software RGMS, this enables comprehensive simulation of flow, thermal, and geomechanical processes during CO2 sequestration. Buoyancy causes CO2 to migrate upward, forming a CO2 hydrate cap upon reaching the hydrate formation zone. Initially, the low saturation of the CO2 hydrate cap allows limited hindrance to CO2 migration. However, as saturation increases, hindrance becomes more pronounced, leading to enhanced lateral migration of CO2 and the formation of a larger CO2 hydrate cap, thereby improving sealing performance. Injected CO2 exhibits poor initial mobility, resulting in pore pressure accumulation and increased effective stress in sub-sea sediment. Careful consideration of injection rates is necessary during this stage. Furthermore, a comparison was conducted between the results obtained from (a) pT+CH V1.5 and (b) the coupled pT+CH V1.5 and RGMS models. Minimal differences between the models were observed, possibly attributed to relatively high permeabilities. Future research should explore diverse geological scenarios and investigate the depth of CO2 injection.
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