Detailansicht
Coupled hydro-mechanical 2-D modelling of underground hydrogen storage in a carbonate aquifer at Hontomín, Spain
Effect of reservoir permeability type (constant versus strain-dependent) on storage
Pablo Pacios Prado
Art der Arbeit
Masterarbeit
Universität
Universität Wien
Fakultät
Fakultät für Geowissenschaften, Geographie und Astronomie
Studiumsbezeichnung bzw. Universitätlehrgang (ULG)
Masterstudium Erdwissenschaften
Betreuer*in
Thilo Hofmann
DOI
10.25365/thesis.71163
URN
urn:nbn:at:at-ubw:1-14659.81656.247933-8
Link zu u:search
(Print-Exemplar eventuell in Bibliothek verfügbar)
Abstracts
Abstract
(Deutsch)
Um den Klimawandel abzumildern werden in der nahen Zukunft verschiedene Speicheroptionen für eine große Menge von Energie, gewonnen aus erneuerbaren Energien, gebraucht werden. Unterirdische Wasserstoffspeicherung (UWS) von grünem Wasserstoff (H2 produziert aus erneuerbarer Energie) scheint eine vielversprechende Option zu sein, um diese Aufgabe zu bewältigen. UWS ist jedoch in salzhaltigen Aquiferen kaum untersucht, obwohl diese Strukturen großräumig vorhanden sind und große Speicherkapazität besitzen. Daher untersucht diese Arbeit den Effekt von der Art der Permeabilität (konstant gegen dehnungsabhängig) / Art des Speichergesteins (porös gegen natürlich geklüftet) auf die Speicherkapazität einer UWS ́s in einem karbonatischen salzhaltigen Aquifer. Es wurde davon ausgegangen, dass die Speicherkapazität entweder durch das Rutschen einer Störung
oder durch das Aufbrechen der isolierenden Gesteinseinheit begrenzt ist. Hydromechanische 2-D Modellierungen zweier UWS Szenarien in einem karbonatigen Aquifer wurden durchgeführt. Beide Modellierungen unterschieden sich nur in der Art der Permeabilität des Speichergesteins (konstant
gegen dehnungsabhängig). Ihre Geometrie und hydromechanischen Eigenschaften waren angelehnt
an die Speicherstruktur der CO2-Speicherpilotanlage bei Hontomín (Spanien). Eine anschließende Störungsstabilitätsanalyse wurde anhand beider Modellen durchgeführt. Unsere Ergebnisse haben gezeigt, dass die maximale Menge an speicherbaren H2 durch das Risiko einer Rutschung der selben Störung in beiden Modellen begrenzt war. Die Speicherkapazität des porösen Speichergesteins
(M2) war 46% höher, als die des geklüfteten Speichergesteins (M1), da der Flüssigkeitsdruck und somit die Instabilität an Störungen in dem Modell M1 tendenziell stärker zunahm. Dies lag daran, da die unstatische heterogene Permeabilitätsverteilung im Modell M1 als eine Halbbarriere gegen die Ausbreitung des Anstieges des Flüssigkeitsdrucks während der UWS wirkte. Flüssigkeitsdruck und die damit einhergehende Instabilität an Störungen waren jedoch an weit entfernten Störungen in dem Modell M2 höher. Diese Werte waren aber andererseits in beiden Modellen an weit entfernten
Störungen niedriger als an Störungen, die näher an dem Injektionsbrunnen lagen. Deshalb wurde geschlussfolgert, dass die Speicherkapazität für Wasserstoff und die damit einhergehende Tauglichkeit für eine UWS eines porösen Speichergesteins dazu tendiert, höher zu sein als von einem geklüfteten Speichergestein. Nur in seltenen Fällen könnte dies andersherum sein, nämlich wenn alle
Störungen in der Nähe des Injektionsbrunnens während der UWS stabil sind, aber eine weite entfernte Störung kritisch gespannt ist. Wie stark sich allerdings die Speicherkapazität zwischen beiden Speichergesteinstypen unterscheidet ist sehr standortspezifisch und ein Bereich, in dem diese Unterschiede liegen könnten, konnte und sollte mit dieser Arbeit nicht ermittelt werden. Dies könnte allerdings das Ziel zukünftiger Untersuchungen sein.
Abstract
(Englisch)
In order to mitigate climate change, different storage options for large amounts of energy from renewable energies will be needed in the near future. Underground hydrogen storage (UHS) of green hydrogen (H2 produced renewable energy) is a promising option to accomplish this task. UHS has been, however, scarcely investigated in saline aquifers, although these structures are abundant and have large storage capacities. Therefore, this work investigates the effect of the permeability type (constant vs. strain-dependent) / reservoir type (porous vs. naturally fractured) on the storage capacity of an UHS in a carbonate saline aquifer. The storage capacity was assumed to be limited either by fault slip or caprock fracturing. Numerical modeling of two hydro-mechanical 2-D UHS scenarios were performed. Both models only differed in the permeability type (constant vs. strain-dependent) of the reservoir, representing a porous and a fractured reservoir, respectively. Their geometry and hydro-mechanical properties were inspired by the storage structure of the CO2 storage pilot
plant at Hontomín (Spain). A subsequent fault stability analysis was carried out for both models. Our results showed that the maximum stored amount of H2 was limited by the risk of fault slip of the same fault in both models. The storage capacity of the porous reservoir (M2) was 46% higher
than the fractured one (M1), as liquid pressure and, thus, fault instability tended to increase more in model M1. This was because the variable heterogeneous permeability distribution in model M1 worked as a semi barrier against spreading of liquid pressure increase during the UHS. However, liquid pressure and the accompanying fault instability were higher at far distant faults in model M2. On the other hand, these values were lower at far distant faults than at faults located closer to the injection well in both models. Therefore, it was concluded that the hydrogen storage capacity and the suitability of a porous reservoir tends to be higher than that of a fractured reservoir for an UHS. Just in rare cases the opposite could be possible, if all faults close to the injection well are stable during the UHS but a far distant fault is critically stressed. Though, the difference in storage capacity between both reservoir types is very site-specific and a range in which these difference lies could not be detected within this work. This could, however, be the target of future investigations.
Schlagwörter
Schlagwörter
(Deutsch)
Hontomin unterirdische Wasserstoffspeicherung Energiespeicherung natürlich geklüftetes Reservoir poröses Reservoir Permeabilitätstyp hydromechanisches 2-D Model erneuerbare Energien Störungsstabilitätanalyse induzierte Seismizität Speicherkapazität dehnungsabhängige Permeabilität konstante Permeabilität
Schlagwörter
(Englisch)
Hontomin underground hydrogen storage energy storage naturally fractured reservoir porous reservoir hydro-mechanical 2-D model permeability type renewable energies fault stability analysis induced seismicity storage capacity strain-depend permeability constant permeability
Autor*innen
Pablo Pacios Prado
Haupttitel (Englisch)
Coupled hydro-mechanical 2-D modelling of underground hydrogen storage in a carbonate aquifer at Hontomín, Spain
Hauptuntertitel (Englisch)
Effect of reservoir permeability type (constant versus strain-dependent) on storage
Paralleltitel (Deutsch)
Gekoppelte hydromechanische 2-D-Modellierung einer unterirdischen Wasserstoffspeicherung in einem Karbonat-Aquifer in Hontomín, Spanien
Paralleluntertitel (Deutsch)
Effekt des Reservoir-Permeabilitätstyps
Publikationsjahr
2021
Umfangsangabe
IX, 74 Seiten : Illustrationen
Sprache
Englisch
Beurteiler*in
Thilo Hofmann
Klassifikationen
38 Geowissenschaften > 38.28 Sedimentgesteine ,
38 Geowissenschaften > 38.58 Geomechanik ,
38 Geowissenschaften > 38.89 Hydrologie: Sonstiges ,
38 Geowissenschaften > 38.99 Geowissenschaften: Sonstiges ,
43 Umweltforschung > 43.47 Globale Umweltprobleme ,
52 Maschinenbau > 52.57 Energiespeicherung ,
54 Informatik > 54.76 Computersimulation
AC Nummer
AC16540895
Utheses ID
61813
Studienkennzahl
UA | 066 | 815 | |