[论文解读] Numerical Simulation of the Impact of Different Cushion Gases on Underground Hydrogen Storage in Aquifers Based on an Experimentally-Benchmarked Equation-of-State

Qingqi Zhao, Yuhang Wang+1 more|arXiv (Cornell University)|Jul 18, 2023

CO2 Sequestration and Geologic InteractionsEnvironmental Science被引用 3

一句话总结

本研究基于实验校准的物性方程，开发了一款两相三组分的油藏模拟器，用于研究不同保压气体（CO2、CH4、N2）对含水层中氢气流动及储存效率的影响。CO2作为保压气体可因密度驱动对流增强水相溶解而使氢气纯度最高，而CH4和N2则可提高氢气的流动性和采收速率。

ABSTRACT

Underground hydrogen storage (UHS) in geological formations is a promising technology for large-scale hydrogen energy storage. Although lessons were learned from similar studies, including geological carbon sequestration and underground gas storage, the unique thermodynamic and physical properties of hydrogen distinguish UHS from the other subsurface storage projects. We developed a two-phase, three components reservoir simulator, which incorporated essential physics based on the fully coupled multi-physics framework of the Delft Advanced Reservoir Simulation (DARSim). Hydrogen rich fingers were observed in the aqueous phase when CO2 was used as the cushion gas, because dissolved CO2 increased brine density, leading to density-driven downward convection which was favorable for hydrogen dissolution into the aqueous phase. The highest purity of produced hydrogen was observed when CO2 was used as the cushion gas, whereas using CH4 and N2 as the cushion gas was favorable for the hydrogen production rate and mobility. This work is the first study that utilizes an EoS based reservoir simulator to investigate hydrogen's flow patterns and interactions with cushion gases in an underground storage system. The developed reservoir simulation tool and research findings from this study will be valuable to support decision making in practical UHS projects.

研究动机与目标

• 研究不同保压气体对盐水含水层中氢气储存性能的影响。
• 解决氢气与其它地下气体相比所面临的独特热力学与物理挑战。
• 开发一款能够准确捕捉氢气-保压气体相互作用的物理基础油藏模拟器。
• 在不同保压气体条件下，评估氢气纯度、采油速率和流动性等关键性能指标。
• 为基于实验验证的物性方程的现实地下氢气储存项目提供决策支持工具。

提出的方法

• 基于代尔夫特先进油藏模拟（DARSim）框架，开发了两相三组分的油藏模拟器。
• 整合了完全耦合的多物理场模型，以模拟流体流动、传输及热力学行为。
• 采用实验校准的物性方程（EoS），以准确表征氢气与保压气体的相行为。
• 在具有代表性的含水层模型中，对不同保压气体（CO2、CH4、N2）下的氢气注入与采出循环进行模拟。
• 跟踪氢气饱和度、相态分布及溶解氢浓度，以评估性能表现。
• 分析流动模式，包括氢气富集指状流的形成及密度驱动对流。

实验结果

研究问题

• RQ1 在地下含水层储存中，保压气体（CO2、CH4、N2）的选择如何影响氢气采出过程中的纯度？
• RQ2 当CO2作为保压气体时，密度驱动对流在氢气溶解与流动性方面起到何种作用？
• RQ3 不同保压气体如何影响储存氢气的采出速率与流动性？
• RQ4 在氢气注入与采出过程中，主导的流动模式与相态分布动力学特征是什么？
• RQ5 与传统EoS模型相比，实验校准的物性方程在多大程度上提升了模拟精度？

主要发现

• CO2作为保压气体时，氢气纯度最高，这是由于密度驱动对流增强了水相中的溶解作用。
• 当使用CO2作为保压气体时，水相中形成了氢气富集的指状流，表明存在显著的向下迁移与溶解现象。
• 使用CH4和N2作为保压气体可提高氢气的流动性和采出速率，表明其具有更高的采收效率。
• 实验校准的物性方程能够准确预测相行为及界面相互作用。
• 模拟结果表明，CO2引起的卤水密度增加促进了对流混合，从而提高了氢气的溶解度。
• 本研究首次将基于物性方程的油藏模拟器应用于地下储存中氢气流动及其与保压气体相互作用的模拟。