Nội dung được dịch bởi AI, chỉ mang tính chất tham khảo
Ảnh Hưởng Của Nhiệt Độ Đến Các Phản Ứng Hóa Học Giữa Chất Lỏng Và Đá Trong Khoáng Lưu Trữ CO2 Địa Chất
Tóm tắt
Đối với sự hình thành Bunter ở bang North Rhine Westphalia, Đức, chúng tôi sử dụng các mô hình số để xem xét các phản ứng giữa các pha nước, rắn và siêu tới hạn. Những phản ứng này có thể xảy ra trong hệ thống CO2-nước đại diện cho kịch bản lưu trữ CO2 trong tầng chứa nước mặn. Do đó, các mô hình được sử dụng để xác định mức độ phản ứng chất lỏng-đá trong quá trình hòa tan hoặc kết tủa khoáng sản. Cụ thể, chúng tôi nghiên cứu ảnh hưởng của nhiệt độ bằng cách so sánh kết quả cho hệ thống của chúng tôi ở 100 °C và 58 °C. Kết quả cho thấy rằng sự phong phú của các ion hòa tan thay đổi do nhiệt độ cao. Trong toàn bộ chu kỳ mô phỏng kéo dài 10.000 năm, hành vi địa hóa học tổng thể của đá chứa Bunter tại địa điểm Minden được giải thích bằng các biến đổi khoáng sản khác nhau, mặc dù một số không thay đổi đáng kể. Điều này chủ yếu bao gồm sự biến đổi của các khoáng chất cacbonat như canxit, và silicat nhôm như oligocla, clorit, illit, albite, kaolinit và Na-smectit. Một hành vi hóa học khác xuất phát từ sự hình thành và tiêu thụ các khoáng chất thứ cấp mới như dawsonit, pyrit và Ca-smectit. Ngược lại với nhiệt độ hệ thống 58 °C, các biến đổi khoáng học của các khoáng chất khác như siderit, ankerit, dolomit và magnesit không được quan sát thấy ở 100 °C. Ngoài ra, các kết quả mô phỏng số cho thấy rằng ở nhiệt độ cao, vai trò thống trị của cơ chế thủy động lực học làm lu mờ vai trò của các cơ chế giữ khác bao gồm hòa tan và khoáng hóa. Kết quả cũng chứng minh cách thức dữ liệu địa chất, thạch học và hóa học có thể được tích hợp để ước lượng một cách định lượng quy mô của các phản ứng chất lỏng-đá. Những phản ứng này có thể tạo ra các vấn đề địa kỹ thuật mới, chẳng hạn như tự nứt đá, điều này cuối cùng làm giảm độ an toàn của các dự án lưu giữ CO2.
Từ khóa
#Bunter formation #CO2 sequestration #geological reactions #temperature effects #mineral transformationTài liệu tham khảo
Audigane, P., Gaus, I., Czernichowski-Lauriol, I., Pruess, K., Xu, T. (2007). Two-dimensional reactive transport modeling of CO2 injection in a saline aquifer at the Sleipner site. American Journal of Science, 307, 974–1008.
Bachu, S. (2003). Screening and ranking of sedimentary basins for sequestration of CO2 in geological media in response to climate change. Environmental Geology, 44, 277–289.
Bielinski, A., Kopp, A., Schütt, H., Class, H. (2008). Monitoring of CO2 plumes during storage in geological formations using temperature signals: numerical investigation. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2, 319–328.
Borm, G., & Förster, A. (2005). Tiefe salzwasserführende Aquifere - eine Möglichkeit zur geologischen Speicherung von CO2, Energiewirtschaftliche Tagesfragen. Zeitschrift für Energiewirtschaft Recht Technik, und Umwelt, 8, 15–20.
Chadwick, R.A., Arts, R., Bernstone, C., May, F., Thibeau, S., Zweigel, P., (Eds.) (2008). In Best practice for the storage of CO 2 in saline aquifers. No. 14. Keyworth: British Geological Survey Occasional Publication.
Clauser, C. (2003). In Numerical simulations of reactive flow in hot aquifers: SHEMAT and processing SHEMAT. Berlin: Springer.
Ebigbo, A., Class, H., Helmig, R. (2007). CO2 leakage through an abandoned well: problem-oriented benchmarks. Computational Geosciences, 11, 103–115.
Essington, M.E. (2005). Soil and water chemistry: an integrative approach. Taylor and Francis CRC Press. http://books.google.com/books/about/Soil_and_Water_Chemistry.html?id=zy0KmQEACAAJ.
Gaus, I., Audigane, P., Andre, L., Lions, J., Jacquemet, N., Durst, P., Czernichowski-Lauriol, I., Azaroual, M. (2008). Geochemical and solute transport modelling for CO2 storage, what to expect from it? International Journal of Greenhouse Gas Control, 2, 605–625.
Gherardi, F., Xu, T., Pruess, K. (2007). Numerical modeling of self-limiting and self-enhancing cap rock alteration induced by CO2 storage in a depleted gas reservoir. Chemical Geology, 244, 103–129.
Helmig, R., Class, H., Huber, R., Sheta, H., Ewing, J., Hinkelmann, R., Jakobs, H., Bastian, P. (1998). Architecture of the modular program system MUFTE-UG for simulating multi-phase flow and transport processes in hetrogeneous porous media. Mathematical Geology, 2, 123–131.
Hosa, A., Esentia, M., Stewart, J., Haszeldine, S. (2010). In Benchmarking worldwide CO 2 saline aquifer injections. Edinburgh: Scottish Centre for Carbon Capture and Storage.
Johnson, J.W., Nitao, J.J., Knauss, K.G. (2004). Reactive transport modeling of CO2 storage in saline aquifers to elucidate fundamental processes, trapping mechanisms, and sequestration partitioning In S. J. Baines, & R. H. Worden (Eds.), , Geologic storage of carbon dioxide, 233, (pp. 107–128). London: Geological Society Special Publications.
Kaszuba, J., Janecky, D., Snow, M. (2003). Carbon dioxide reaction processes in a model brine aquifer at 200 °C and 200 bars: implication for geologic sequestration of carbon. Applied Geochemistry, 18, 1065–1080.
Kopp, A., Bielinski, A., Ebigbo, A., Class, H., Helmig, R. (2006). Numerical investigation of temperature effects during injection of carbon dioxide into brine. In Proceedings GHGT-8 Conference, Trondheim, Norway, CD-ROM.
Kopp, A. (2009). Evaluation of CO2 injection processes in geological formations for site screening. Ph.D. thesis, Institut fr Wasserbau Lehrstuhl fr Hydromechanik und Hydrosystemmodellierung. Universitt Stuttgart, Stuttgart.
Kühn, M. (2006). Mineralische Bindung von CO2 bei der Speicherung im Untergrund in geothermischen Reservoiren (Mineral trapping of CO2 in underground storage in geothermal reservoirs). Kohlendioxid und Klimaschutz, 76, 425–734.
Lagneau, V. (2003). R2D2-reactive transport and waterflow on an odd dimension 2 grid. Tech. Rep. No. LMH/RD/03/05, Ecole des Mines de Paris, Paris, France.
Lagneau, V., & Pipart, A. (2005). Reactive transport modelling of CO2 sequestration in deep saline aquifers. Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, 60, 231–247.
Lasaga, A. (1995). Fundamental approaches in describing mineral dissolution and precipitiation rates. In A. White & S. Brantley, (Eds.), Chemical weathering rates of silicate minerals, Reviews in Mineralogy (vol. 31, pp. 23-86). Chelsea: Mineralogical Society of America.
McPherson, B.J.O.L. (Lichtner, P. C.) CO2 sequestration in deep aquifers. In Proceeding of the 1st national conference on carbon sequestration. Washington DC, USA.
Morad, S., Bergan, M., Knarud, R., Nystuen, P. (1990). Albitization of detrital plagioclase in triassic reservoir sandstones from the snorre field, norwegian north sea. Journal of sedimentary petrology, 60, 411–425.
Nadeau, P.H. (1998). An experimental study of the effects of diagenetic clay minerals on reservoir sands. Clays and Clay Minerals, 46, 18–26.
Naderi Beni, A. (2011). Multi-phase, multi-species reactive transport modeling as a tool for system analysis in geological carbon dioxide storage. PhD thesis. Aachen: E.ON Energy Research Center, RWTH Aachen University.
Naderi Beni, A., Clauser, C., Erlström, M. (2011). System analysis of underground CO2 storage by numerical modeling for a case study in Malmö. American Journal of Science, 311, 335–368.
Naderi Beni, A., Kühn, M., Meyer, R., Clauser, C. (2012). Numerical modeling of a potential geological CO2 sequestration site at Minden (Germany). Environmental Modeling and Assessment, 17, 337–351. doi:10.1007/s10666-011-9295-x.
Nitao, J.J. (1995). Reference manual for the NUFT flow and transport code, 1st edn. Lawrence Livermore National Laboratory, Livermore, California, USA. Report UCRL-ID-113520.
Palandri, J.L. (2004). A general rate equation and database of rate parameters for mineral dissolution and precipitation in aqueous fluids (p. 64). U.S. Geological Survey Open File Report 2004–1068.
Pruess, K. (1991). TOUGH2: a general numerical for multiphase fluid and heat flow. Tech. Rep. LBL-29400: Berkeley, California, USA: Lawrence Berkeley Laboratory.
Pruess, K. (2004). Thermal effects during CO2 leakage from a geologic storage reservoir. Tech. Rep. LBNL-55913, Lawrence Berkeley National Laboratory, Berkeley, California, USA.
Pruess, K. (2005). Numerical simulations show potential for strong nonisothermal effects during fluid leakage from a geologic disposal reservoir for CO2. Geophysical Monograph Series, 162, 81–89. American Geophysical Union, Washington DC, USA, Ch. Dynamics of Fluids and Transport in Fractured Rock.
Pruess, K. (2008). Leakage of CO2 from geologic storage: role of secondary accumulation at shallow depth. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2, 37–46.
Saadatpoor, E., Bryant, S., Sepehrnoori, K. (2009). Effect of capillary heterogeneity on buoyant plumes: a new local trapping mechanism. Energy Procedia, 1, 3299–3306.
Schilling, F., Borm, G., Würdemann, H., Möller, F., Kühn, M. (2009). Status report on the first European on-shore CO2 storage site at Ketzin (Germany). Energy Procedia, 1, 2029–2035.
Spycher, N., & Pruess, K. (2011). A model for thermophysical properties of co2-brine mixtures at elevated temperatures and pressures. Stanford, California: Proceedings of the Thirty-Sixth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University. 31 January–2 February 2011. SGP-TR-191.
van der Lee, J., De Windt, L., Lagneau, V., Goblet, P. (2002). Presentation and application of the reactive transport code HYTEC. Computational Methods in Water Resources, 1, 599–606.
White, S.P. (1995). Multiphase non-isothermal transport of systems of reacting chemicals. Water Resources Research, 31, 1761–1772.
White, S.P., Weir, G.J., Kissling, W.M. (2001). Numerical simulation of CO2 sequestration in natural CO2 reservoirs on the Colorado plateau. In Proceeding of the 1st national conference on carbon sequestration. Washington DC, USA.
Wilson, M., & Monea, M. (2004). IEA GHG Weyburn CO2 monitoring and storage project summary report 2000–2004. In Proceedings of the 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies (vol. 3). Canada: Vancouver, Regina, Canada: Petroleum Technology Research Center, 5–9 September 2004.
Worden, R.H. (2006). Dawsonite cement in the Triassic Lam formation, Shabwa basin, Yemen: a natural analogue for a potential mineral product of subsurface CO2 storage for greenhouse gas reduction. Marine and Petroleum Geology, 23, 61–77.
Xu, T., & Pruess, K. (1998). Coupled modeling of non-isothermal multiphase flow, solute transport and reactive chemistry in porous and fractured media: 1. Model development and validation. Lawrence Berkeley National Laboratory Report LBNL-42050.
Xu, T., & Pruess, K. (2001). Modeling multiphase non-isothermal fluid flow and reactive geochemical transport in variably saturated fractured rocks: 1. Methodology. American Journal of Science, 301, 16–33.
Xu, T., Sonnenthal, E., Spycher, N., Pruess, K. (2004). TOUGHREACT user’s guide: a simulation program for non-isothermal multiphase reactive geochemical transport in variably saturated geologic media. Lawrence Berkeley National Laboratory Report LBNL-55460.
Xu, T., Apps, J.A., Pruess, K. (2004). Numerical simulation of CO2 disposal by mineral trapping in deep saline aquifers. Applied Geochemistry, 19, 917–936.