Hydrogen storage in depleted gas reservoirs using methane cushion gas : an interfacial tension and pore scale study

Abstract

This work presents the evaluation of a mixture of gases (H2 and CH4) as Cushion gas in a depleted gas reservoir. Where the flow behaviors and the different interactions between these gases are studied. The experimental tests were performed to pore scale using a micromodel that simulated a sandstone reservoir saturated with deionized water at a pressure of 30 bar. The injection dynamics used were drainage (gas injection) and imbibition (water injection) observed in geological formations. The amount of gas injected corresponds to fifty pore volumes of each of the gases (CH4, H2 and H2-CH4 in a ratio of 1:1) at room temperature (20 °C) at three injection rates (0.1, 1, 10 mL·h-1). Data collection was carried out using a videographic record and using a MATLAB algorithm for an image segmentation and analysis was carried out, this analysis was complemented with ImageJ software for the comparison of methods, ensuring precision. The main results are found in the increase in gas saturation for high Capillary Numbers NCa) and among them a greater saturation of H2-CH4 compared to individual gas systems. As capillary number increases, dissolution times become similar, with significant differences observed at lower capillary numbers. The contact angles demonstrated minimal variation, indicating weak wettability toward gases. While the gas retention capacity in the imbibition stage is affected by the capillary pressure that varies with the pore throats, favoring the presence of gases such as Cushion Gas. The study pioneers the investigation of hydrogen flow behavior in a multiphase system at the pore scale under high pressure conditions. These insights contribute to addressing the knowledge gap, advancing the potential implementation of hydrogen in diverse geological formations for energy storage. (Tomado de la fuente)

Este trabajo presenta la evaluación de una mezcla de gases (H2 y CH4) como Cushion Gas en un yacimiento de gas depletado. Donde se estudian los comportamientos de flujo de y las diferentes interacciones entre estos gases. Las pruebas experimentales utilizaron a escala de poro usando un micromodelo que imita un yacimiento de arenisca saturado con agua desionizada a una presión de 30 bar. Las dinámicas de inyección usada fueron de drenaje (inyección de gas) e imbibición (inyección de agua) observadas en formaciones geológicas. La cantidad de gas inyectado corresponde a cincuenta volúmenes porosos de cada uno de los gases (CH4, H2 y H2-CH4 en una proporción de 1:1) a temperatura ambiente (20 °C) y a tres tasas de inyección (0.1, 1, 10 m·h-1). La recolección de datos se realizó mediante un registro videográfico y usando un algoritmo de MATLAB se realizó la segmentación y análisis de imágenes, complementado con el software ImageJ para la comparación de métodos, asegurando precisión. Los principales resultados se encuentran en el aumento de la saturación de gases para altos Números Capilares NCa) y entre ellos una mayor saturación de H2-CH4 en comparación con sistemas de gas individuales. A medida que aumenta el número capilar, los tiempos de disolución se vuelven similares, con diferencias significativas observadas en números capilares más bajos. Los ángulos de contacto demostraron una variación mínima, indicando una débil humectabilidad hacia los gases. Mientras que la capacidad de retención de gases en la etapa de imbibición es afectada por la presión capilar que varía con las gargantas de poro favoreciendo la presencia de gases como Cushion Gas. Así, este estudio investiga el comportamiento del flujo de hidrógeno en un sistema multifásico a escala de poro bajo condiciones de alta presión. Estos conocimientos contribuyen a abordar la brecha de conocimiento, avanzando en la implementación potencial del hidrógeno en diversas formaciones geológicas para el almacenamiento de energía.