31967

مطالعه خواص فيزيكي سيستم‌هاي تعادلي گاز اسيدي و آب سازندي به كمك شبيه‌‌سازي ديناميك مولكولي با هدف به‌‌دام‌اندازي گاز در لايه‌‌هاي زيرزميني

دكترا

مهندسي شيمي

1397

1403/08/26

دكتر فرزانه فيضي- دكتر مهدي عصاره

ندارم

مهندسي شيمي، نفت و گاز

پيش‌بيني دقيق خواص تعادلي، انتقالي و بين‌سطحي سامانه‌‌هاي كربن‌دي‌اكسيد (CO2)/ هيدروژن سولفيد (H2S)/ گاز اسيدي (مخلوط CO2 و H2S)- آب شور سازندي نقش مهمي در بهبود راندمان و ايمني به‌دام‌اندازي گاز در سفره‌هاي آب‌ شور دارد. داده‌هاي موجود در اين زمينه، به‌دليل دشواري آزمايش‌ها در شرايط فشار و دماي بالا و سميت و خورندگي H2S، كمياب است. در اين پژوهش، شبيه‌سازي‌‌ ديناميك مولكولي جهت پيش‌بيني همزمان كشش بين‌سطحي، حلاليت، چگالي و گرانروي اين سامانه‌‌‌ها‌ استفاده‌شده است. تأثير فشار، دما، تركيب گاز، نوع و غلظت نمك (تك‌ظرفيتي NaCl و KCl و دوظرفيتي CaCl2) بر خواص در محدوده فشار تا 30 مگاپاسكال، دماي 15/323-15/393 كلوين، كسر مولي H2S 0-100% و شوري 1-4 مول/ كيلوگرم بررسي شده است. اعتبارسنجي مدل، با ميانگين انحرافات مطلق كمتر از 5/7% با داده‌هاي تجربي، صحت پارامترهاي ميدان نيرو و روش‌هاي محاسباتي را تأييد مي‌كند. نتايج شبيه‌سازي‌ها نشان مي‌دهد كه حلاليت‌ متقابل در محلول CO2/H2S-NaCl+KCl بيشتر از CO2/H2S-NaCl+CaCl2 است، درحالي‌كه براي كشش بين‌سطحي روند معكوسي مشاهده مي‌شود. حداكثر مقادير چگالي و گرانروي در همه سامانه‌ها براي آب شور حاوي CaCl2 به دست مي‌آيد. افزايش غلظت يونها منجر به كاهش حلاليت‌هاي متقابل و افزايش مقادير كشش بين‌سطحي با تشكيل جفت يون‌هاي تماسي به‌ويژه در محلول‌هاي حاوي CaCl2 مي‌شود. حضور كلسيت حلاليت CO2 را در آب شور به‌ويژه در دماي 15/323 كلوين، حدود 7/3% افزايش مي‌‌دهد. نتايج حاكي از آن است كه حلاليت H2S در آب شور در مقايسه با حلاليت CO2، به تغييرات تركيب گاز اسيدي و دما حساس‌تر است. افزايش كسر مولي H2S تا 100% در گاز اسيدي به‌طور چشمگيري كشش بين‌سطحي سامانه‌ مخلوط CO2-H2S-آب شور را كاهش داده (از 9/33 به 32/11 ميلي‌نيوتن/ متر در فشار 30 مگاپاسكال) و اختلاط همرفتي را نيز با كاهش چگالي محلول به تأخير مي‌اندازد. بالاترين محتواي H2S كه مزيت اختلاط همرفتي را در به دام‌اندازي انحلال حفظ مي‌كند، حدود 64% مولي H2S است. حداكثر ارتفاع ستون گاز اسيدي قابل‌ذخيره ايمن در به‌دام‌اندازي هيدروديناميكي، در دما و محتواي H2S پايين، بيشتر (حدود 310 متر) است. بر اساس نتايج، فشار، دما و شوري تأثير بيشتري بر گرانروي نسبت به چگالي گاز اسيدي- آب شور در محدوده‌هاي مورد مطالعه دارند. نتايج اين مطالعه مي‌تواند در توسعه مدل‌هاي پيش‌بيني‌كننده رفتار گازهاي اسيدي در سفره‌هاي آب شور استفاده شود كه به كاهش عدم قطعيت و بهينه‌سازي فرآيند ذخيره‌سازي در پروژه‌هاي واقعي كمك شاياني خواهد كرد.

1403/11/13

Study of physical properties of acid gas and formation water equilibrium systems using Molecular Dynamics Simulation with the aim of Gas trapping in the underground layers

1/1/1900 12:00:00 AM

Accurate prediction of the equilibrium, transport, and interfacial properties of CO2/H2S/acid gas (CO2-H2S mixture) systems in formation brine plays a crucial role in improving the efficiency and safety of gas trapping in saline aquifers. Experimental data on these properties are scarce due to the challenges of performing tests under high-pressure, high-temperature conditions, and the toxic and corrosive nature of H2S. In this study, molecular dynamics (MD) simulations were employed to simultaneously predict interfacial tension (IFT), solubility, density, and viscosity of these systems. The effects of pressure, temperature, gas composition, and salt concentration (monovalent NaCl and KCl and divalent CaCl2) on these properties were examined at pressures up to 30 MPa, temperatures from 323.15 to 393.15 K, H2S mole fractions from 0-100%, and salinities of 1-4 mol/kg. Model validation with average absolute deviations (AADs) of less than 7.5% from experimental data confirmed the accuracy of the force field parameters and computational methods used. The simulations show that mutual solubility in CO2/H2S-NaCl+KCl solutions is higher than in CO2/H2S-NaCl+CaCl2 solutions, while the opposite trend was observed for IFT. Maximum density and viscosity values were obtained for brine systems containing CaCl2. Increased ion concentrations reduced mutual solubility and increased IFT due to the formation of contact ion pairs, especially in CaCl2 solutions. The presence of calcite increased CO2 solubility in brine, with a 3.7% increase observed at 323.15 K. The results indicate that H2S solubility in brine is more sensitive to changes in acid gas composition and temperature compared to CO2. Increasing the mole fraction of H2S to 100% in the acid gas significantly reduced the IFT of the CO2-H2S-brine system (from 33.9 to 11.32 mN/m at 30 MPa) and delayed convective mixing by reducing the solution’s density. The highest H2S content that maintains the advantage of convective mixing in dissolution trapping is around 64% mole percent H2S. The maximum height of the acid gas column that can be safely stored in hydrodynamic trapping is significantly greater (about 310 meters) at lower H2S content and temperature. The results also show that pressure, temperature, and salt molality have a greater impact on the viscosity than the density of the acid gas-brine system. These findings can be used to develop predictive models for acid gas behavior in saline aquifers, reducing uncertainty and optimizing gas storage in real projects.

حلاليت , كشش بين‌سطحي , چگالي , گرانروي , ديناميك مولكولي , به‌دام‌اندازي گاز اسيدي

Solubility , Interfacial Tension , Density , Viscosity , Molecular Dynamics , Acid Gas Trapping

Yasaman Hosseinzadeh Dehaghani

Dr. Farzaneh Feyzi; Dr. Mehdi Assareh