Simulation of CO2 sequestration in saline aquifers

Abstract

In recent years, global warming has become a serious issue in the petroleum industry and is continuously increasing over time. One of the key factors contributing to this situation is the accumulation of a large amount of Carbon Dioxide (CO2) in the atmosphere. Currently, to minimize the amount of CO2 in the atmosphere and address climate change, we need to consider effective methods for CO2 capture and storage; this is also a critical goal of Net Zero projects worldwide. In this study, the author constructed four CO2 storage models corresponding to four different trapping mechanisms, applied to the saline aquifer beneath the Meleiha oilfield in Egypt. The research was conducted with the support of three computer tools: Computer Modeling Group Ltd 2015, Techlog 2015, and Excel. The four trapping mechanisms include Structural trapping, which relies on geological structures to sequestration CO2, with the most important element being the caprock; residual gas trapping, which is based on capillary forces, was modeled by using Land's model; solubility trapping, which focuses on the dissolution of CO2 in saline water, and to clearly understand this mechanism, the author used the Peng-Robinson equation of state and Henry's law to simulate the processes involved; mineralization trapping involves CO2 reacting with components in saline water and mineral constituents present in rocks, and the author studied and used typical chemical equations to demonstrate the stable storage capacity of this trapping mechanism. The author assessed the contribution of each trapping mechanism to CO2 storage capacity and wellbore stability through pressure parameters.

GIỚI THIỆU

Các bể trầm tích như các vỉa dầu khí cạn kiệt và tầng nước mặn là những đối tượng tiềm năng để lưu trữ CO ₂ . Các tầng chứa nước sâu là các thành hệ ngầm rộng lớn được đặc trưng bởi độ rỗng và độ thấm cao, cung cấp không gian rộng rãi để lưu trữ CO ₂ với quy mô lớn và không bị giới hạn bởi kích thước như các vỉa dầu khí cạn kiệt.

Một số nghiên cứu trong nước về vấn đề này cũng được đặt ra, tuy nhiên vẫn còn chưa phổ biến. Vào năm 2019, Hung Vo Thanh và cộng sự đưa ra quy trình xây dựng mô hình đánh giá khả năng lưu trữ CO ₂ -EOR trong vỉa móng nứt nẻ ở bể Cửu Long, sử dụng mạng nơ-ron nhân tạo (ANN) để dự đoán các giá trị độ rỗng và độ thấm; kết hợp các phương pháp Gaussian và phương pháp Co-kriging để tạo mô hình địa chất tĩnh 3D, và được kiểm chứng bằng phương pháp thử nghiệm khoan (Drill Stem Test – DST) 1 . Nghiên cứu tiếp tục được phát triển (2020) với mô hình tối ưu hóa bơm 2 , tác giả sử dụng quy trình khí xen kẽ nước (WAG) trên 200 khu vực thí nghiệm địa chất để so sánh, chứng minh độ hiệu quả của quy trình WAG trong mô hình bẫy CO ₂ . Từ đó, tác giả xây dựng một quy trình mạnh mẽ có sự kết hợp của các công cụ tối ưu hóa nhân tạo để xác định giải pháp tối ưu cho việc bẫy CO ₂ trong điều kiện địa chất có nhiều yếu tố không chắc chắn.

Lưu trữ CO ₂ trong tầng nước mặn được thực hiện khá sớm ở các nước phát triển. Điển hình là nghiên cứu của Long Nghiem và cộng sự (2004, 2009) 3 , 4 đã xây dựng mô hình mô phỏng GEM-GHG, tích hợp địa vật lý và địa hóa. Kết quả của mô phỏng đã được xác minh thông qua các lần chạy thử nghiệm và quá trình cô lập CO ₂ trong các tầng ngậm nước được mô hình hóa bằng dữ liệu thực nghiệm. Nghiên cứu cho thấy rằng việc bơm nước có thể được sử dụng để đẩy nhanh và tăng cường quá trình bẫy khí dư. Ngoài ra, các tác giả đã trình bày các tính toán địa hóa kết hợp với trình mô phỏng dòng chảy, cho phép dự đoán các sự cố tiềm ẩn cho đá mũ.

Ning Wei và cộng sự (2022) 5 đã trình bày một quy trình phân cấp về công suất bơm CO ₂ , quy trình này cho phép xác định các loại công suất dựa trên nhiều yếu tố, thuật toán và bộ dữ liệu khác nhau để xem xét và đánh giá khả năng lưu trữ của tầng nước mặn ở Trung Quốc. Quy trình này cho phép kết hợp nhiều thuộc tính ước tính dung lượng lưu trữ bằng các phân tích xác suất về hệ số lưu trữ hiệu dụng, và phụ thuộc vào nhiều yếu tố, bao gồm: cơ chế lưu trữ CO ₂ , thiết kế kỹ thuật, kinh tế, rủi ro,…

Với sự phát triển mạnh mẽ của ngành kỹ thuật dữ liệu trong cuộc cách mạng công nghệ lần thứ tư, các mô hình lưu trữ CO ₂ kết hợp với các phương pháp học máy được đánh giá cao và mang lại độ chính xác lớn. Aaditya Khanal và cộng sự (2022) 6 đã phát triển mô hình vật lý ủy quyền sử dụng mô hình học máy để dự đoán các bẫy CO ₂ trong tầng nước mặn sâu. Tác giả đã sử dụng bốn phương pháp học máy khác nhau bao gồm: RF, XGB, SVR, MLP; phân tích từng phương pháp cho ba cơ chế bẫy của vỉa và kết quả cho ra các hệ số tương quan xấp xỉ 1.

He, Xupeng và cộng sự (2022) 7 đưa ra mô hình học máy để phân tích các yếu tố không chắc chắn và đánh giá độ nhạy của khả năng lưu trữ CO ₂ trong các tầng chứa nước mặn sâu. Quy trình phân tích bao gồm ba bước chính: 1) tạo tập dữ liệu. 2) Phát triển thay thế. 3) phân tích độ không chắc chắn và độ nhạy tổng thể. Kết quả cho thấy ba tham số đầu vào quan trọng hàng đầu là tốc độ phun, CO ₂ dư và độ bão hòa nước; thứ tự quan trọng của chúng có thể khác nhau và phụ thuộc vào từng cơ chế lưu trữ cụ thể.

Zheming Zhang và cộng sự (2014) 8 đưa ra thuật toán di truyền (Genetic Algorithm – GA) kết hợp với mô phỏng số dòng chảy đa pha DOE và quá trình truyền nhiệt đa pha TOUGH2 để tối ưu hóa quá trình cô lập CO ₂ . Mô hình GA-TOUGH2 này là sử dụng kỹ thuật bơm khí thay thế nước (WAG) một cách tối ưu nhất để tăng cường cô lập CO ₂ , mô hình này cũng được thiết kế tối ưu hóa tốc độ bơm phụ thuộc vào thời gian để quản lý áp suất bơm tối ưu và thiết kế tối ưu giếng bơm để giảm độ nhiễu của giếng.. Kết quả của mô hình thiết kế tối ưu này cho thấy có thể giảm hơn 50% khí CO ₂ tại chỗ, tăng khả năng hòa tan CO ₂ và cải thiện đáng kể khả năng bơm vào giếng.

Marwan Mohammed Alnuaimi (2022) 9 đã xây dựng một mô hình ủy quyền thông minh để tái tạo kết quả tương tự về áp suất và độ bão hòa của mô hình bơm CO ₂ vào tầng nước mặn được mô phỏng bằng phần mềm CMG. Mô hình này được sử dụng để dự đoán sự phân bố áp suất cũng như lượng khí CO ₂ ở bất kỳ bước thời gian nào trong suốt quá trình bơm và sau khi bơm. Tuy nhiên, bộ dữ liệu trong mô hình không thực tế về mặt địa chất nhưng đã thể hiện việc sử dụng mô hình SPM để mô phỏng hành vi của CO ₂ trong tầng nước mặn là một phương pháp hiệu quả.

Hầu hết, các phương pháp trên đều có một đặc điểm chung là bơm vào vỉa với dòng khí CO ₂ tinh khiết; Didi Li và cộng sự (2020) 10 đã nghiên cứu hiệu suất lưu trữ CO ₂ trong tầng nước mặn khi bơm bằng dòng CO ₂ không tinh khiết. Nghiên cứu này cho thấy, so với trường hợp CO ₂ tinh khiết, thì việc bơm đồng thời SO ₂ sẽ tăng cường khả năng trộn lẫn đối lưu trong tầng nước mặn.

Một nghiên cứu khác về sự ảnh hưởng của khe nứt đối với hiệu suất lưu trữ CO ₂ trong tầng nước mặn sâu được thực hiện bởi tác giả Yuhang Wang (2022) 11 . Tác giả đã trình bày sự tác động của vị trí đứt gãy, góc nghiêng và độ thấm thấp của hệ thống đơn khe nứt đối với hiệu suất lưu trữ. Kết quả chỉ ra rằng các khe nứt có tính dẫn điện cao tạo điều kiện thuận lợi cho bẫy hòa tan, đồng thời làm giảm độ hiệu quả của bẫy bão hòa khí dư.

Trong nghiên cứu này, tác giả sẽ mô phỏng quá trình lưu trữ CO ₂ với sự kết hợp của bốn cơ chế bẫy: bẫy cấu trúc, bẫy bão hòa khí dư, bẫy hòa tan và bẫy khoáng hóa. Ứng dụng mô hình vào mỏ Meleiha ở vùng sa mạc phía Tây, Ai Cập. Giải thích hành vi của CO ₂ trong tầng nước mặn của hệ tầng Bahariya.

PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

Đặc tính địa chất liên quan đến lưu trữ CO2 trong tầng nước mặn

Đặc tính địa chất liên quan đến lưu trữ CO2 trong tầng nước mặn

Đặc tính địa chất liên quan đến lưu trữ CO2 trong tầng nước mặn

Đặc tính địa chất liên quan đến lưu trữ CO2 trong tầng nước mặn

Cơ chế bẫy CO2

Cơ chế bẫy CO2

Cơ chế bẫy CO2

Cơ chế bẫy CO2

Cơ chế bẫy CO2

Khu vực nghiên cứu

Mỏ Meleiha nằm ở vùng phía Bắc của sa mạc phía Tây của Ai Cập, giữa vĩ độ 30 ^o 50’ và 31 ^o 00’N, và kinh độ 27 ^o 00’ và 27 ^o 60’E ( Figure 1 ) được phát hiện vào thế kỷ XVII và bắt đầu khai thác từ năm 1970. Mỏ này là một trong những mỏ sản xuất dầu lâu đời nhất ở Ai Cập nằm trong bể Abu Gharadig, là một lưu vực nằm ở hướng Tây Bắc-Đông Nam, được bao bọc bởi Cao nguyên Libya ở phía tây, Đồng bằng sông Nile ở phía Đông và các ốc đảo Kharga và Dakhla ở phía Nam 16 .

Figure 1 . Vị trí của khu vực Meleiha

Figure 2 . Cột địa tầng tổng quát của sa mạc Tây Bắc 17

17" width="300" height="200">

Nghiên cứu này xét đến hệ tầng Bahariya. Hệ tầng Bahariya Hạ bao gồm một chuỗi đá cát kết, đá phiến sét, đá vôi được lắng đọng trong môi trường biển nông ,và được bao phủ bởi các thành hệ Creta Thượng, bao gồm một chuỗi đá cát kết, đá phiến sét và cacbonat được lắng đọng trong môi trường biển sâu hơn. Khu vực này được khai thác từ năm 1970, hiện nay các tầng chứa nước mặn bên dưới ở Bahariya đang được xem xét để lưu trữ CO ₂ .

QUY TRÌNH MÔ PHỎNG

Để mô phỏng quá trình lưu trữ CO ₂ trong tầng nước mặn, nghiên cứu này sử dụng bộ mô phỏng GEM, được phát triển bởi Computer Modeling Group (CMG). Việc thiết lập mô hình lưu trữ CO ₂ trong các tầng chứa nước mặn liên quan đến việc giải các phương trình chuyển động của các thành phần, phương trình cân bằng nhiệt động lực học giữa các pha khí và nước, và các phương trình địa hóa giải thích các phản ứng giữa các loại nước và kết tủa/hòa tan của các khoáng chất. Có hai hướng tiếp cận chính để giải hệ phương trình: phương pháp xử lý tuần tự và phương pháp xử lý đồng thời. Trong nghiên cứu này, công cụ mô phỏng GEM sử dụng phương pháp xử lý đồng thời được phát triển bởi Nghiem (2004) 3 , kết hợp các kỹ thuật mô phỏng và mô hình hóa cho khả năng hòa tan, khí dư và bẫy khoáng chất. Trong nghiên cứu này sử dụng bộ dữ liệu Well log và dữ liệu phân tích mẫu lõi của giếng Aman 4 của mỏ Meleiha để phân tích.

Quy trình thực hiện xây dựng mô hình lưu trữ CO ₂ được thể hiện ở Figure 3 .

Figure 3 . Quy trình thực hiện

Các thông số đặc tính của nước được tính toán dựa trên nhiều phương pháp hiệu chỉnh khác nhau bao gồm các giá trị: khối lượng riêng của nước, hệ số thể tích thành hệ nước, độ nhớt. Các thông số này được tính dựa trên áp suất, nhiệt độ và độ mặn của nước trong điều kiện vỉa và được trích xuất từ bảng phân tích mẫu nước của vỉa.

Nhiệt độ của vỉa là 180 ^o F và được giả định là không đổi trong suốt quá trình mô phỏng. Giá trị áp suất tham chiếu là 1900 psi tại độ sâu 4805 ft. Độ nén của đá vỉa cũng được tính toán bằng phương trình Hall 18 . Table 2 thể hiện các kết quả của bước tiền xử lý.

Table 2 Tính chất của vỉa

Quá trình lưu trữ CO ₂ trong tầng nước mặn được mô hình hóa trong mô hình hai chiều được thể hiện như Figure 4 . Mô hình này sử dụng một lưới Descartes với 6000 ô lưới (100x1x60) có kích thước là chiều dài 10000ft x chiều sâu 1506ft được chia 60 lớp có độ dày khác nhau. Giếng bơm được đặt trung tâm với tọa độ ô lưới là (50x50x1), thời gian mô phỏng là 200 năm (1/1/2020 – 1/1/2220) được bơm trong 6 năm bắt đầu từ 1/1/2020 với lưu lượng như sau:

1/1/2020: 400 Mscfd (8181 tấn CO ₂ /năm).

1/1/2021: 800 Mscfd (16362 tấn CO ₂ /năm).

1/1/2022: 1000 Mscfd (20453 tấn CO ₂ /năm).

1/1/2023: 2000 Mscfd (40905 tấn CO ₂ /năm).

1/1/2024: 4000 Mscfd (81810 tấn CO ₂ /năm).

1/1/2025: 8000 Mscfd (163619 tấn CO ₂ /năm).

1/1/2026: đóng giếng.

Figure 4 . Mô hình lưới cho mô hình lưu trữ CO ₂ ở vỉa Meleiha

Mô hình chất lưu được xây dựng trên modun WINPROP, gồm hai thành phần là CO ₂ và C ₁ . Thành phần C ₁ được xem là thành phần vết, có độ hòa tan bằng 0 và các đặc tính của pha khí được tính toán liên tục và sử dụng phương trình trạng thái Peng-Robinson (1976) 13

KẾT QUẢ

Mô hình cơ sở: Bẫy cấu trúc

Mô hình cơ sở được xây dựng bằng công cụ mô phỏng CMG-GEM, với các thuộc tính được đề cập ở Table 2 . Trong trường hợp này, bơm CO ₂ ở trạng thái siêu tới hạn và thực hiện trên một bẫy duy nhất là bẫy cấu trúc. Sau khi mô hình hoạt động được 50 năm ( Figure 5 ), đã lưu trữ được 224,042 tấn CO ₂ . Khả năng bơm của giếng đủ tốt để hoàn thành mục tiêu bơm CO ₂ . Trong vùng này, có một đặc điểm là độ rỗng, thấm rất cao; tuy nhiên có những lớp mỏng (khoảng 5 – 6 ft) có độ rỗng, độ thấm rất thấp (độ rỗng 7%, độ thấm 0.003 md), nên các lớp này sẽ đóng vai trò là tầng chắn thứ cấp tốt trong vỉa. Sau khi quá trình mô phỏng hoàn tất, CO ₂ đã di chuyển di chuyển lên trên, vượt qua các lớp tầng chắn thứ cấp và bị giữ lại ở độ sâu 5684 ft thuộc hệ tầng BAHARIYA I.

Figure 6 thể hiện áp suất xung quanh giếng trong mô hình ở sở, trong 5 năm đầu thì áp suất vỉa tăng khá nhanh, sau đó tăng nhẹ trong những năm tiếp theo, giá trị áp suất vỉa lớn nhất vào khoảng 6500 psi được quan sát trong suốt quá trình mô phỏng và luôn nhỏ hơn giá trị áp suất khe nứt mong đợi là 7000 psi.

Figure 5 . Độ bão hòa khí CO ₂ sau khi hoạt động 50 năm ở mô hình cơ sở

Figure 6 . Áp suất xung quanh giếng trong mô hình cơ sở

Mô hình 1: Bẫy cấu trúc – Bẫy bão hòa khí dư

Bẫy khí dư trong mô hình được mô phỏng bằng cách sử dụng giá trị cho độ bão hòa khí dư tối đa. Holtz (2002) 19 và Kumar (2005) 20 cho rằng rằng loại đá và lỗ rỗng có thể có ảnh hưởng đến giá trị của S _grm . Theo nghiên cứu của Holtz, Sgrm tăng khi hàm lượng sét trong đá cát kết tăng và giảm theo kích thước hạt. Một nghiên cứu về các đặc tính lý hóa dầu đã kết luận rằng độ rỗng là đặc tính ảnh hưởng nhiều nhất đến các giá trị của S _grm . Mối tương quan sau được Holtz phát triển để tính toán S _grm và được sử dụng trong nghiên cứu này (14):

Giá trị trung bình cho S _grm cho mô hình được tính toán bằng cách sử dụng các giá trị độ rỗng có sẵn. Sau khi mô phỏng, người ta thấy rằng độ bão hòa CO ₂ xung quanh giếng sau 50 năm cao hơn tập trung nhiều ở đáy của mô hình và CO ₂ khí tự do không di chuyển lên trên nhiều như trong mô hình cơ sở ( Figure 7 ).

Lượng CO ₂ đến được lớp trên của Hệ tầng BAHARIYA I ít hơn trong mô hình cơ sở, điều này có nghĩa là một số CO ₂ đã bị giữ lại trong các lỗ rỗng do hiện tượng trễ (hysteresis) và được giữ ở các lớp dưới cùng dưới dạng kém linh động hơn, và cho thấy khả năng rò rỉ khí CO ₂ là thấp hơn so với mô hình cơ sở. Figure 10 , Figure 11 cho thấy độ bão hòa CO ₂ xung quanh giếng đối với mô hình cơ sở và mô hình 1 100 năm hoạt động.

Figure 8 cho thấy sự khác biệt rõ ràng giữa cơ chế bẫy địa tầng và sự kết hợp giữ bẫy địa tầng và bẫy khí dư sau 100 năm. Trong trường hợp cơ sở, sau khi bơm CO ₂ vào tầng nước, CO ₂ di chuyển khá nhanh lên phía trên, trong trường hợp 2, CO ₂ di chuyển nhanh trong khoảng 10 năm đầu, sau đó sự thay đổi về hình dạng di chuyển diễn ra không nhiều. Sau 200 năm mô phỏng, vỉa đã lưu trữ được 224036.53 tấn CO ₂ .

Biểu đồ Figure 9 cho thấy tổng lượng khí CO ₂ bị bẫy đều ở trạng thái siêu tới hạn, ở mô hình cơ sở, lượng khí chủ yếu ở dạng khí tự do, sau khi thêm tính chất bẫy bão hòa khí dư, phần lớn CO ₂ được lưu trữ dưới dạng kém linh động. Đường cong áp suất xung quanh giếng sau khi bơm không thay đổi đáng kể ( Figure 10 ).

Figure 7 . Độ bão hòa khí CO ₂ sau khi hoạt động 50 năm ở mô hình 1

Figure 8 . Độ bão hòa CO ₂ sau 100 năm. Mô hình cơ sở (a), mô hình 1 (b)

Figure 9 . Biểu đồ thể hiện CO ₂ bị bẫy trong mô hình cơ sở (a) và mô hình 1 (b)

Figure 10 . Áp suất của giếng trong mô hình cơ sở (a) và mô hình 1 (b)

Mô hình 2: Bẫy cấu trúc, bẫy bão hòa khí dư, bẫy hòa tan

Trong mô hình này sử dụng hệ số hiệu chỉnh của định luật Henry cho CO ₂ và được tính toán bằng phương pháp Harvey trong mô-đun WINPROP có sẵn của CMG. Hệ số Henry cho thành phần vết C ₁ được đặt ở giá trị 0 để tránh khả năng hòa tan của thành phần này trong dung dịch nước.

Figure 11 thể hiện độ bão hòa khí CO ₂ sau 50 năm mô phỏng ở mô hình 1 và mô hình 2, phần lớn lượng CO ₂ được lưu trữ ở độ sâu 5849 ft, tương ứng với hệ tầng BAHARIYA III, lượng khí tập trung ở phần đáy khá nhiều và ở các biên ngoài cũng thể hiện rõ độ bão hòa CO ₂ cao hơn so với các mô hình trước. Sự hòa tan của CO ₂ vào nước trong thành hệ tăng liên tục khi bơm CO ₂ được thể hiện bởi Figure 12 . Ở 2 trường hợp đầu, đối với bẫy cấu trúc và bẫy khí dư, dường như không có sự thay đổi đáng kể. Figure 13 thể hiện các dạng bẫy của khí CO ₂ trong vỉa, lượng khí CO ₂ bị bẫy theo cơ chế bẫy bão hòa khí dư giảm và tăng trong cơ chế bẫy hòa tan, nguyên nhân là do lượng CO ₂ có trong các lỗ rỗng bị hòa tan vào nước.

Figure 14 thể hiện áp suất xung quanh giếng trong cơ chế này. Các giá trị vẫn thấp hơn giá trị tới hạn của khe nứt là 7000 psi. Tuy nhiên, áp suất lúc này thấp hơn so với mô hình 1, vì trong vỉa lúc này có ít lượng khí CO ₂ ở dạng khí tự do linh động xung quanh giếng, phần lớn CO ₂ đều được hòa tan vào nước nên áp suất xung quanh giếng giảm. Sau 200 năm mô phỏng, lượng CO ₂ được lưu trữ khoảng 170504.46 tấn dưới dạng siêu tới hạn, và 64660.95 tấn dưới dạng hòa tan trong nước.

Figure 11 . Độ bão hòa khí CO ₂ sau 50 năm. Mô hình 1 (trái), mô hình 2 (phải)

Figure 12 . Sự thay đổi của khối lượng riêng nước sau 100 năm. Mô hình 1 (a), mô hình 2 (b)

Figure 13 . Biểu đồ phân phối các dạng khí bị bẫy ở mô hình

Figure 14 . Áp suất xung quanh giếng của mô hình 2

Mô hình 3: Bẫy cấu trúc – bẫy bão hòa khí dư – bẫy hòa tan – bẫy khoáng hóa

Các thông số của pha nước và các khoáng vật có trong đá được nhập vào mô hình chất lưu trong Modun WINPROP. Trong nghiên cứu này, tập trung vào các quá trình khoáng hóa có liên quan đến CO ₂ trong nước và khoáng vật:

Các phản ứng trong pha nước:

Các phản ứng khoáng hóa:

Phân tích nước trong hệ tầng Bahariya đã thu được Tổng chất rắn hòa tan (TDS) có trong nước được thể hiện ở Table 3 : Các phản ứng này được mô phỏng dựa trên phương trình tốc độ phản ứng. Nghiem (2004) 3 đã trình bày đầy đủ về các phương trình được sử dụng trong thành lập mô hình bẫy khoáng hóa. Với các thông số như hằng số tốc độ phản ứng ( ) Nhiệt độ tham chiếu cho các hằng số đó, Diện tích bề mặt phản ứng của khoáng vật ( ) và năng lượng phản ứng ( ) Các thông số được thể hiện qua Table 4 :

Ở mô hình 3 này, kết hợp của cả 4 cơ chế lưu trữ, càng thể hiện rõ tầm quan trọng trong việc lưu trữ CO ₂ trong tầng nước. Cũng giống như mô hình cơ sở, CO ₂ di chuyển lên trên nhưng tích tụ lại ở hệ tầng BAHARIYA III thay vì hệ tầng BAHARIYA I, Figure 15 cho thấy độ bão hòa khí trong vỉa diễn ra khá chậm so với 3 mô hình trước và bắt đầu giảm mạnh sau 40 năm giếng bơm hoạt động. Điều này được giải thích rằng ở mô hình 3, sự phản ứng của CO ₂ với nước và các khoáng vật trong đá đang diễn ra mạnh mẽ, làm lượng CO ₂ tự do trong vỉa dần mất đi và thay vào đó CO ₂ ở dưới dạng là thành phần của các sản phẩm kết tủa trong vỉa. Quá trình khoáng hóa là một quá trình diễn ra lâu dài, để đảm bảo độ hội tụ của mô hình, mô hình 3 này mô phỏng quá trình lưu trữ CO ₂ trong 1000 năm.

Table 3 Kết quả phân tích mẫu nước

Table 4 Các thông số của cơ chế khoáng hóa

Figure 15 . Độ bão hòa khí của 4 mô hình sau 10 năm giếng hoạt động. Mô hình cơ sở (a), mô hình 1 (b), mô hình 2 (c), mô hình 3 (d)

Figure 16 . Hàm lượng của Anorthite (a), Calcite (b) và Kaolinite (c) trong vỉa sau 1000 năm

Figure 16 cho thấy, CO ₂ được bơm vào vỉa và được chuyển hóa thành kaolin và calcite cao hơn so với Anorthite. Dựa vào các phương trình phản ứng ở trên (phản ứng của CO ₂ với nước và các khoáng vật) có thể xác định quan trọng là lượng CO ₂ hòa tan tạo thành ion HCO ₃ - phải rằng, để cô lập CO ₂ bằng phương pháp khoáng hóa, điều đủ. Khi có đủ HCO ₃ - và SiO ₂ (aq), CO ₂ mới có thể được lưu trữ dưới dạng kaolinite hoặc Calcite.

Phân tích kết quả mô phỏng cho thấy, lượng kaolinite và calcite tăng rõ rệt theo thời gian và Anorthite giảm mạnh ( Figure 17 ). Đây là dấu hiệu cho thấy quá trình cô lập CO ₂ trong tầng nước mặn bằng cơ chế khoáng hóa bị hạn chế. Về cơ bản, có ba cơ chế bẫy chính ảnh hưởng đến lưu trữ CO ₂ bao gồm: bẫy khí dư, bẫy hòa tan và bẫy khoáng hóa. Figure 18 a thể hiện lượng CO ₂ được lưu trữ trong 4 cơ chế theo thời gian. Trong 40 năm đầu, bẫy khí dư chiếm phần lớn, bẫy khoáng hóa không xảy ra. Chỉ sau 200 năm, lượng CO ₂ thu được từ quá trình khoáng hóa mới tăng dần, bẫy hòa tan cũng tăng theo thời gian nhưng bẫy khí dư lại giảm. Điều này được thể hiện rõ khi mô phỏng trong 1000 năm ( Figure 18 b).

Figure 19 Thể hiện áp suất vỉa xung quanh miệng giếng. Cũng giống như các trường hợp khác, áp suất vỉa không vượt quá áp suất tới hạn của khe nứt. Nhưng có sự thay đổi rõ ràng hơn so với 3 mô hình trước. Áp suất xung quanh miệng giếng cao nhất chỉ đạt 6493.96 psi ( Figure 19 a), đạt 6486.59 psi ( Figure 19 b) và giảm dần theo thời gian. Khi thời gian mô phỏng dài hơn, sự đóng góp của cơ chế khoáng hóa diễn ra nhiều hơn, làm cho lượng CO ₂ trong vỉa được chuyển hóa thành dạng kết tủa nhiều hơn nên làm cho áp suất vỉa lúc này giảm dần ( Figure 19 b). Sau 1000 năm mô phỏng, lượng CO ₂ lưu trữ trong vỉa dưới dạng siêu tới hạn đạt 140495.7 tấn, dưới dạng hòa tan trong nước đạt 58375.98 tấn, dưới dạng kết tủa của các khoáng vật đạt 28574.82 tấn và dưới dạng ion trong pha nước đạt 3737.07 tấn.

Figure 17 . Sự thay đổi số mol của các khoáng vật theo thời gian

Figure 18 . Lượng CO ₂ lưu trữ trong 4 cơ chế bẫy. Mô phỏng trong 200 năm (a) và 1000 năm(b)

Figure 19 . Áp suất của xung quanh miệng giếng được mô phỏng trong 200 năm (a) và 1000 năm (b)

THẢO LUẬN

Nghiên cứu về khả năng cô lập CO ₂ trong tầng nước mặn tại mỏ Meleiha của Ai Cập đã cung cấp một cái nhìn chi tiết về các cơ chế lưu trữ CO ₂ và ảnh hưởng của chúng đối với quá trình này. Từ những kết quả thu được, ta có thể rút ra một số nhận định quan trọng sau:

Các kết quả chi tiết từ mỗi cơ chế lưu trữ CO ₂ đã phản ánh rõ ràng về hiệu suất và khả năng ứng dụng của chúng trong việc cô lập CO ₂ trong tầng nước mặn. Sự kết hợp giữa các cơ chế bẫy đã tạo ra những hiệu ứng đa dạng, từ tăng khả năng lưu trữ đến giảm thiểu sự rò rỉ CO ₂ lên bề mặt. Điều này chỉ ra rằng việc hiểu rõ về các cơ chế lưu trữ là quan trọng để thiết kế và triển khai các chiến lược lưu trữ CO ₂ hiệu quả. Nghiên cứu đã chỉ ra rằng mỏ Meleiha có tiềm năng lớn trong việc lưu trữ CO ₂ trong tầng nước mặn. Tuy nhiên, để tối ưu hóa quá trình này, cần phải xem xét kỹ lưỡng các yếu tố địa chất và hóa học, cũng như tương tác giữa chúng.

Nghiên cứu này cung cấp một cơ sở vững chắc cho các nghiên cứu và dự án thực tiễn về lưu trữ CO ₂ trong tầng nước mặn. Tiếp tục nghiên cứu và phát triển các phương pháp lưu trữ sẽ giúp chúng ta tiến xa hơn trong việc giảm thiểu tác động của biến đổi khí hậu và bảo vệ môi trường sống của chúng ta.

KẾT LUẬN

Trọng tâm của nghiên cứu này là về hành vi của CO ₂ tầng nước mặn. Mô hình này sử dụng các phương trình trạng thái và các phương trình cân bằng để trực quan hóa hành vi của CO ₂ trong vỉa và sự ảnh hưởng của các bẫy bao gồm bẫy cấu trúc, bẫy khí dư, bẫy hòa tan và bẫy khoáng hóa đối với quá trình lưu trữ CO ₂ trong các tầng nước mặn.

Nghiên cứu thông qua hệ tầng BAHARIYA, mỏ Meleiha nằm ở phía Sa mạc phía Tây của Ai Cập, cho thấy sau 200 năm hoạt động, vỉa đã lưu trữ tổng cộng 213931 tấn CO ₂ .

1. Đối với mô hình cơ sở, chỉ xét đến cơ chế bẫy cấu trúc, tất cả CO2 đều ở trạng thái siêu tới hạn. Ở cơ chế này một lượng lớn CO2 đã xâm nhập qua các tầng chắn thứ cấp và di chuyển đến phần đỉnh của hệ tầng BAHARIYA. Đây là một mô hình không an toàn cho lưu trữ CO2.

2. Đối với mô hình 1, bao gồm cơ chế bẫy cấu trúc và bẫy khí dư, giá trị độ bão hòa khí dư là 0.4 đã được sử dụng. CO2 được lưu trữ trong các lỗ rỗng, phần còn lại ở dạng trạng thái linh động. Cơ chế bẫy khí dư bắt đầu khi quá trình bơm kết thúc, nước ngấm vào những lỗ rỗng đã bão hòa CO2 và lưu trữ chúng. Vì nguyên nhân này mà cơ chế bẫy bão hòa khí dư thường chỉ quan sát được sau khi bơm CO2.

3. Đối với mô hình 2, bao gồm cơ chế bẫy cấu trúc, bẫy khí dư và bẫy hòa tan. Phần lớn lượng CO2 được lưu trữ ở độ sâu 5849 ft tương ứng với hệ tầng BAHARIYA III, dạng hòa tan trong nước của CO2 tăng dần nhưng lượng CO2 ở trạng thái siêu tới hạn giảm.

4. Mô hình 3 cho thấy quá trình khoáng hóa là một tác động dài hạn, trong 40 năm đầu, bẫy khoáng hóa không xảy ra. Kết quả sau 200 năm, lượng CO2 thu được từ quá trình khoáng hóa tăng dần và thể hiện rõ nhất thông qua mô hình 1000 năm, bẫy hòa tan cũng tăng chậm theo thời gian nhưng bẫy khí dư lại giảm bởi sau thời gian dài lượng CO2 được lưu trữ trong các lỗ rỗng phản ứng với các thành phần khoáng vật trong đá và chuyển hóa thành các kết tủa, nên lượng CO2 theo bẫy khí dư trong mô hình này giảm. Điều này chỉ ra rằng các sự kết hợp các cơ chế trên là là hiệu quả để lưu trữ CO2 trong tầng nước mặn của vỉa Meleiha.

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

CMG: Computer Modelling Group (Nhóm mô hình máy tính)

CO2-EOR: Carbon Dioxide – Enhanced Oil Recovery (Thu hồi dầu tăng cường bằng khí Cacbonic)

GA: Genetic Algorithm (Thuật toán di truyền)

GHGMNR: CO2 as Precipitated Mineral (mol) (CO2 dưới dạng kết tủa (mol))

GHGSCRIT: CO2 as Supercritical Fluid (mol) (CO2 dưới dạng chất lỏng siêu tới hạn (mol))

GHGSOL: CO2 Soluble in Aqueous Phase (mol) (CO2 dạng hòa tan trong nước (mol))

GHGTHY: Total CO2 Trapped (mol) (Tổng lượng CO2 bị bẫy (mol))

MLP: Multilayer Perceptron (Phương pháp mạng nơ-ron nhân tạo Perceptron đa lớp)

RF: Random forest (Rừng ngẫu nhiên)

SVR: Support vector regression (Hồi quy vector hỗ trợ)

WAG: Water Alternating Gas (Phương pháp bơm ép khí nước luân phiên)

XGB: Extreme gradient boosting (Phương pháp tăng cường gradient cực đại).

XUNG ĐỘT LỢI ÍCH

Nhóm tác giả xin cam đoan rằng không có bất kỳ xung đột lợi ích nào trong công bố bài báo.

ĐÓNG GÓP CỦA TÁC GIẢ

Phạm Sơn Tùng định hướng và giám sát quá trình hình thành và hoàn thiện nghiên cứu, kiểm tra và chỉnh sửa bài báo

Nguyễn Thanh Bình thu thập dữ liệu, xây dựng mô hình, viết bản thảo bài báo