Numerical modeling of non-ideal gas flow in a fractured porous medium

Abstract

La Captura Geològica de Carboni (GCS) ha sorgit com una estratègia per mitigar les emissions de diòxid de carboni (CO2) i combatre l’escalfament global. L'experiència de la indústria del petroli i el gas ha demostrat que les formacions rocoses poden emmagatzemar gasos, i compta amb experiència en la modelització de reservoris. El confinament físic, en el qual el CO2 queda atrapat dins l'estructura porosa de la roca, és fonamental per garantir la contenció a llarg termini. La modelització precisa de la injecció de CO2 és essencial per millorar la GCS. DRAC, un codi d'Elements Finits, modela problemes geomecànics, transport i reaccions químiques. DRAC també simula discontinuïtats dins de mitjans porosos utilitzant elements de junta de gruix nul amb doble node. DRAC ha estat millorat per modelar fluids compressibles, específicament CO2, utilitzant l’equació d’estat (EOS) de Peng-Robinson, seleccionada per la seva precisió en el comportament del CO2 en les fases gasosa i supercrítica. L’EOS de Peng-Robinson i altres propietats de transport del CO2 es van comparar amb bases de dades existents, i es va integrar a DRAC. El codi va ser verificat amb solucions analítiques tant en estat estacionari com transitori. Les proves inicials es van realitzar en problemes desacoblats, incloent-hi condicions isotèrmiques i isobàriques, en mitjans porosos i elements de discontinuïtat. També es va verificar un problema acoblat mecànic-gas. Després, es van avaluar casos d’aplicació de la injecció de CO2 a diferents pressions en mitjans porosos fracturats. Les simulacions van revelar l'efecte de refredament Joule-Thomson a causa de les caigudes de pressió. Els resultats de DRAC es van comparar amb els d'altres codis establerts, mostrant concordança, amb petites discrepàncies atribuïdes a diferències en les formulacions. En general, la implementació exitosa del flux de CO2 dins de DRAC representa un avanç en les capacitats de l'eina per a la recerca i aplicació del GCS.

Geological Carbon Sequestration (GCS) has emerged as a strategy to mitigate carbon dioxide (CO2) emissions and address global warming. The oil and gas industry has demonstrated that rock formations can store gases, and the industry's expertise in reservoir dynamics aids in optimizing CO2 storage. Physical trapping, where CO2 is confined within the porous rock structure, plays a key role in ensuring long-term containment. Accurate modelling of CO2 injection is essential to enhance GCS. DRAC, a Finite Element (FE) code, effectively models geomechanical problems, transport, y chemical reactions. DRAC is also simulates discontinuities within porous media using zero-thickness interface elements. DRAC has been enhanced to model compressible fluids, specifically CO2, using the Peng-Robinson equation of state (EOS), selected for its ability to represent the behaviour of CO2 in gas and supercritical phases. The CO2 transport properties were compared with existing datasets to ensure accuracy, and the Peng-Robinson EOS was integrated into DRAC. The implemented code was verified against analytical solutions in both steady-state and transient scenarios. Initial tests were conducted on uncoupled problems, including isothermal and isobaric conditions, in porous media and discontinuity elements. A gas mechanical problem was also verified. Real case studies then evaluated CO2 injection at varying pressures in fractured porous media. The simulations revealed the Joule-Thomson cooling effect due to pressure drops. DRAC's results were compared to those from other established codes, showing strong agreement, with slight discrepancies attributed to inherent formulation differences. Overall, successfully implementing compressible CO2 flow modelling within DRAC represents an advancement in the tool's capabilities, positioning it as a valuable resource for research and application in GCS.

El Secuestro Geológico del Carbono (GCS) ha surgido como una estrategia para mitigar las emisiones de dióxido de carbono (CO2) y combatir el calentamiento global. La industria de petróleo y gas ha demostrado que las formaciones rocosas pueden almacenar gases, y cuenta con experiencia en la modelación de reservorios. El atrapamiento físico, en el que el CO2 queda confinado dentro de la estructura porosa de la roca, es fundamental en garantizar la contención a largo plazo. La modelización precisa de inyección de CO2 es esencial para mejorar la GCS. DRAC, un código de Elementos Finitos (FE), modela problemas geomecánicos, transporte, y reacciones químicas. DRAC también simula discontinuidades dentro de medios porosos utilizando elementos junta de espesor nulo con doble nodo. En el contexto de este trabajo, DRAC ha sido mejorado para modelar fluidos compresibles, específicamente CO2, utilizando la ecuación de estado (EOS) de Peng-Robinson, seleccionada por su precisión en el comportamiento del CO2 en las fases gaseosa y supercrítica. La EOS de Peng-Robinson y otras propiedades de transporte del CO2 se compararon con base de datos existentes para garantizar su precisión, y se integró a DRAC. El código fue verificado con soluciones analíticas de estado estacionario y transitorias. Las pruebas iniciales se realizaron en problemas desacoplados con condiciones isotérmicas e isobáricas, en medios porosos y elementos junta. Además, se verificó un problema acoplado gas-mecánico. Después, casos de aplicación evaluaron la inyección de CO2 a distintas presiones en medios porosos fracturados. Las simulaciones revelaron el efecto de enfriamiento Joule-Thomson debido a caídas de presión. Los resultados de DRAC se compararon con los de otros códigos establecidos, mostrando concordancia, con pequeñas discrepancias atribuidas a diferencias de las formulaciones. En general, la exitosa implementación del flujo de CO2 en DRAC representa un avance en sus capacidades para la investigación y la aplicación del GCS