DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-024-84505-x
PMID: https://pubmed.ncbi.nlm.nih.gov/39747386
تاريخ النشر: 2025-01-02
المؤلف: Mojtaba Ghaedi وآخرون
الموضوع الرئيسي: احتجاز ثاني أكسيد الكربون والتفاعلات الجيولوجية
نظرة عامة
تبحث هذه الدراسة في تسرب الهيدروجين من الكهوف الملحية، التي تعتبر قابلة للتخزين تحت الأرض. تستخدم الدراسة نموذج تدفق غاز موحد يتضمن انزلاق الغاز، الانتشار الكلي، وانتشار كنوستين، القابل للتطبيق عبر مجموعة من أرقام كنوستين. تم التحقق من صحة النموذج مقابل البيانات التجريبية الموجودة، مما يكشف أن 0.36% فقط من السعة التخزينية القصوى تتسرب إلى التكوينات المحيطة بعد 30 عامًا من التخزين الدوري. من الجدير بالذكر أن معظم الهيدروجين المتسرب يميل إلى العودة إلى الكهف عندما ينخفض الضغط الداخلي دون ضغط التكوين المحيط.
تشير النتائج إلى أنه عند ضغوط التخزين المنخفضة، يكون الانتشار هو الآلية الرئيسية للنقل، بينما عند الضغوط العالية، يصبح التدفق اللزج هو السائد بسبب زيادة كثافة الهيدروجين وتقليل المسار الحر المتوسط. يؤثر وجود طبقات رقيقة داخل الصخور الملحية بشكل كبير على معدلات التسرب، حيث يرتبط حجم المسام الأكبر والتمعدن الأعلى بزيادة التسرب. على الرغم من أن تخزين الغاز الطبيعي يظهر معدلات تسرب مطلقة أعلى، إلا أن النسبة النسبية للتسرب مقارنة بالسعة القصوى أقل من تلك الخاصة بالهيدروجين. توفر هذه الدراسة رؤى قيمة حول ديناميات تسرب الهيدروجين في الكهوف الملحية، مما يوجه استراتيجيات التخزين المستقبلية والمجالات المحتملة لمزيد من البحث، مثل التدفق متعدد الأطوار والتفاعلات مع الطبقات الداخلية.
نقاش
في هذا القسم، تناقش الدراسة الإطار النظري والنتائج المتعلقة بأنظمة تدفق الغاز وآليات الانتشار في الصخور المسامية، مع التركيز بشكل خاص على تخزين الهيدروجين (H₂) في الكهوف الملحية. رقم كنوستين (Kn)، الذي يُعرف بأنه نسبة المسار الحر المتوسط لجزيئات الغاز ($\lambda$) إلى قطر المسام ($d$)، هو محور أساسي في تصنيف أنظمة تدفق الغاز إلى أنظمة مستمرة (بدون انزلاق)، مستمرة (مع انزلاق)، انتقالية، وأنظمة جزيئات حرة بناءً على قيم كنوستين المحددة. تبرز الدراسة أن $\lambda$ يزيد مع درجة الحرارة وينخفض مع الضغط، مما يؤثر بشكل كبير على نظام التدفق. بالنسبة لـ H₂، يحدث الانتقال من التدفق المستمر إلى التدفق المنزلق عند قيم Kn بين 0.001 و 0.1، بينما تشير قيم Kn > 10 إلى نظام جزيئات حرة. تحدد الدراسة أيضًا ثلاث آليات انتشار—انتشار كنوستين، انتشار فيك (كلي)، وانتشار سطحي—كل منها ذات صلة تحت ظروف مختلفة من Kn، حيث يصبح انتشار كنوستين مهمًا عند قيم Kn العالية.
يتضمن نموذج تدفق الغاز الموحد المقترح هذه الآليات وتم التحقق من صحته مقابل البيانات التجريبية، مما يوضح فعاليته في التنبؤ بتسرب H₂ من الكهوف الملحية. يأخذ النموذج في الاعتبار عوامل مختلفة، بما في ذلك انزلاق الغاز والتعقيد، ويستخدم المحاكاة العددية لتحليل خصائص نقل H₂. تشير النتائج إلى أن التدفق اللزج يقود بشكل أساسي تسرب H₂ عند الضغوط العالية، بينما يلعب الانتشار دورًا أكثر أهمية عند الضغوط المنخفضة. تؤكد الدراسة أيضًا على تأثير الطبقات الداخلية داخل التكوينات الملحية على فقدان H₂، كاشفة أن الطبقات الداخلية ذات التمعدن الأعلى وحجم المسام الأكبر يمكن أن تزيد بشكل كبير من معدلات التسرب. بشكل عام، تؤكد النتائج على أهمية تصنيف التكوينات الجيولوجية المحيطة بالكهوف الملحية بدقة لتحسين استراتيجيات تخزين H₂ وتقليل التسرب.
DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-024-84505-x
PMID: https://pubmed.ncbi.nlm.nih.gov/39747386
Publication Date: 2025-01-02
Author(s): Mojtaba Ghaedi et al.
Primary Topic: CO2 Sequestration and Geologic Interactions
Overview
This research investigates hydrogen leakage from salt caverns, which are considered viable for underground hydrogen storage. The study employs a unified gas flow model that incorporates gas slippage, bulk diffusion, and Knudsen diffusion, applicable across a range of Knudsen numbers. The model was validated against existing experimental data, revealing that only 0.36% of the maximum storage capacity leaks into surrounding formations after 30 years of cyclic storage. Notably, most leaked hydrogen tends to return to the cavern when internal pressure drops below that of the surrounding formation.
The findings indicate that at lower storage pressures, diffusion is the primary transport mechanism, while at higher pressures, viscous flow becomes dominant due to increased hydrogen density and reduced mean free path. The presence of thin interlayers within the salt rock significantly affects leakage rates, with larger pore radii and higher porosity correlating with increased leakage. Although natural gas storage exhibits higher absolute leakage rates, the relative leakage percentage compared to maximum capacity is lower than that for hydrogen. This study provides valuable insights into hydrogen leakage dynamics in salt caverns, informing future storage strategies and potential areas for further research, such as multiphase flow and interactions with interlayers.
Discussion
In this section, the research discusses the theoretical framework and findings related to gas flow regimes and diffusion mechanisms in porous rock, particularly focusing on hydrogen (H₂) storage in salt caverns. The Knudsen number (Kn), defined as the ratio of the gas molecular mean free path ($\lambda$) to the pore diameter ($d$), is pivotal in categorizing gas flow regimes into continuum (no-slip), continuum (slip), transition, and free molecule regimes based on specific Kn values. The study highlights that $\lambda$ increases with temperature and decreases with pressure, influencing the flow regime significantly. For H₂, the transition from continuum to slip flow occurs at Kn values between 0.001 and 0.1, while Kn > 10 indicates a free molecule regime. The research also identifies three diffusion mechanisms—Knudsen diffusion, Fick (bulk) diffusion, and surface diffusion—each relevant under different conditions of Kn, with Knudsen diffusion becoming significant at high Kn values.
The proposed unified gas flow model incorporates these mechanisms and is validated against experimental data, demonstrating its effectiveness in predicting H₂ leakage from salt caverns. The model accounts for various factors, including gas slippage and tortuosity, and employs numerical simulations to analyze H₂ transport properties. Results indicate that viscous flow predominantly drives H₂ leakage at high pressures, while diffusion plays a more significant role at lower pressures. The study also emphasizes the impact of interlayers within salt formations on H₂ loss, revealing that interlayers with higher porosity and larger pore radii can substantially increase leakage rates. Overall, the findings underscore the importance of accurately characterizing the geological formations surrounding salt caverns to optimize H₂ storage strategies and minimize leakage.