The solubility of carbon dioxide in nacl solutions at high temperatures and pressures

Takenouchi, Sukune; Kennedy, George C.

doi:10.2475/ajs.263.5.445

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“…6 and 7). As evidenced by earlier investigations (Tödheide and Frank 1963;Takenouchi and Kennedy 1965;Gehrig et al 1986), the presence of dissolved salts significantly raises the critical line of the CO 2 -H 2 O mixture.…”

Section: Model Parameterization and Resultsmentioning

confidence: 69%

“…For many studies, the range of experimental conditions extends beyond the range listed here for the conditions of interest Table 3 Experimental studies used for the parameterization of activity coefficients for saline solutions Cramer (1982) 25-144 8-21 0.5-2 m NaCl Drummond (1981) 20-305 35-206 1-6 m NaCl Malinin and Kurovskaya (1975) 25-100 48 0.36-5.9 m NaCl Malinin and Savelyeva (1972) 20-100 48 0.44-6 m CaCl 2 Takenouchi and Kennedy (1965) 150-300 100-600 1.1-4.3 m NaCl Prutton and Savage (1945) 76-121 15-610 1.1-4 m CaCl 2 Markham and Kobe (1941) 24-40 1 1-4 m NaCl For many studies, the range of experimental conditions extends beyond the range listed here for the conditions of interest a Excluding points above 4 mol% CO 2 in the critical region fall within a narrow scatter of experimental data points, with a root mean square difference (RMSD 1 ) of about 7% (left side of Figs.1 and 2). Note that at 300 • C, the dew point data of Blencoe et al (2001) are well reproduced up to pressures of about 500 bar, above which the model reliability should be questioned as full miscibility is approached (according to Blencoe et al 2001, the critical line at 300 • C occurs at about 567 bar).…”

Section: Model Parameterization and Resultsmentioning

confidence: 99%

“…1 and 2). The computed aqueous CO 2 concentrations Gillepsie and Wilson (1982) 93-260 7-203 Sako et al (1991) 148 102-197 Malinin and Kurovskaya (1975) 100,150 48 Müller et al (1988) 100-200 3-81 Takenouchi and Kennedy (1964) 110-300 100-600 Takenouchi and Kennedy (1965) 150-300 100-600 Coan and King (1971) 100 37-52 Drummond (1981) 100-305 58-195 Blencoe et al (2001) 300 276-567 Nighswander et al (1989) 120-198 21-102 Malinin (1959) 200-300 98-588 Shagiakhmetov and Tarzimanov (1981) 100,150 100-600 Tödheide and Frank (1963) 100-300 200-600…”

Section: Model Parameterization and Resultsmentioning

confidence: 99%

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A Phase-Partitioning Model for CO2–Brine Mixtures at Elevated Temperatures and Pressures: Application to CO2-Enhanced Geothermal Systems

2009

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Correlations are presented to compute the mutual solubilities of CO 2 and chloride brines at temperatures 12-300 • C, pressures 1-600 bar (0.1-60 MPa), and salinities 0-6 m NaCl. The formulation is computationally efficient and primarily intended for numerical simulations of CO 2 -water flow in carbon sequestration and geothermal studies. The phase-partitioning model relies on experimental data from literature for phase partitioning between CO 2 and NaCl brines, and extends the previously published correlations to higher temperatures. The model relies on activity coefficients for the H 2 O-rich (aqueous) phase and fugacity coefficients for the CO 2 -rich phase. Activity coefficients are treated using a Margules expression for CO 2 in pure water, and a Pitzer expression for salting-out effects. Fugacity coefficients are computed using a modified Redlich-Kwong equation of state and mixing rules that incorporate asymmetric binary interaction parameters. Parameters for the calculation of activity and fugacity coefficients were fitted to published solubility data over the P-T range of interest. In doing so, mutual solubilities and gas-phase volumetric data are typically reproduced within the scatter of the available data. An example of multiphase flow simulation implementing the mutual solubility model is presented for the case of a hypothetical, enhanced geothermal system where CO 2 is used as the heat extraction fluid. In this simulation, dry supercritical CO 2 at 20 • C is injected into a 200 • C hot-water reservoir. Results show that the injected CO 2 displaces the formation water relatively quickly, but that the produced CO 2 contains significant water for long periods of time. The amount of water in the CO 2 could have implications for reactivity with reservoir rocks and engineered materials.

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Section: Model Parameterization and Resultsmentioning

confidence: 69%

Section: Model Parameterization and Resultsmentioning

confidence: 99%

Section: Model Parameterization and Resultsmentioning

confidence: 99%

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A Phase-Partitioning Model for CO2–Brine Mixtures at Elevated Temperatures and Pressures: Application to CO2-Enhanced Geothermal Systems

2009

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“…J. T. Nash's estimate (written commun., March 1980) of 2-10 mol percent (5-20 weight percent) C02 in fluids that were trapped in inclusions in the recrystallized (milky) quartz seems reasonable. According to Takenouchi and Kennedy (1965, fig. 2), in the temperature range of 270°-290°C and pressure range of 240-280 bars, at which the recrystallized quartz formed, 6 weight percent NaCl solution could contain a maximum of 6-7 weight percent CO2.…”

Section: Discussionmentioning

confidence: 99%

Huebnerite veins near Round Mountain, Nye County, Nevada

Shawe¹,

Foord²,

Conklin³

1984

Professional Paper

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“…The calculation results presented on Figure 6 can be favourably compared to the measurements of Takenouchi and Kennedy (1964). On the basis of the experimental data from Malinin and Kurovskaya (1975), we carried out other CO 2 solubility calculations in 0.44 M and 0.88 M CaCl 2 solutions for moderate temperatures (25 to 75°C).…”

Section: Fugacity Correctionmentioning

confidence: 99%

Improvement of the Calculation Accuracy of Acid Gas Solubility in Deep Reservoir Brines: Application to the Geological Storage of CO₂

Kervévan

Azaroual

Durst

2005

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP

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Résumé -Amélioration de la précision du calcul de la solubilité des gaz acides dans les saumures des réservoirs profonds : application au stockage géologique du CO 2 -L'évaluation des conséquences à court et long terme de l'injection de CO 2 dans les aquifères nécessite à la fois des expérimentations en laboratoire et l'utilisation de modèles afin de mieux comprendre les différents processus physicochimiques induits. La modélisation de l'injection dans un réservoir où les conditions in situ sont souvent relativement élevées en termes de température (au-delà de 50°C), pression (plusieurs centaines de bars) et salinité (supérieure à celle de l'eau de mer), implique donc d'avoir à notre disposition des outils numériques capables de prendre en compte à la fois les effets spécifiques de chaque électrolyte et la non-idéalité de la phase CO 2 gaz. Cet article propose une évaluation de la cohérence des différentes corrections (activité, fugacité, influence de la pression sur les constantes thermodynamiques) à considérer dans les modèles géochimiques afin de répondre aux besoins en termes de précision de calcul. Ces corrections ont été introduites dans le logiciel de modélisation thermo-cinétique SCALE2000 (Azaroual et al., 2004a), utilisé pour tester leur validité en comparant les résultats de calcul à des données expérimentales ou à des résultats d'autres modèles concernant la solubilité du CO 2 . Une estimation du poids relatif de chacune des corrections, dans le cas d'une saumure de salinité égale à 237 g·l -1 (60°C, pCO 2 = 200 bar), montre une surestimation systématique de la solubilité du CO 2 (supérieure à 100 %) lorsque la salinité (NaCl équivalente) est négligée ou que le gaz est considéré comme idéal ; en comparaison, l'erreur induite en considérant l'équivalent NaCl au lieu de la salinité réelle de la saumure est faible (moins de 5 %).La deuxième partie de cette étude présente un exemple d'application à un scénario hypothétique d'injection massive de CO 2 dans un réservoir carbonaté ; les données utilisées pour la composition de la saumure correspondent à des données réelles (Moldovanyi et Walters, 1992) provenant de la formation de Smackover (Arkansas, États-Unis). Les simulations réalisées en considérant un volume élémentaire représentatif de roche saturée (assemblage minéral poreux saturé avec la saumure de Smackover), soumis à une pression de CO 2 constante de 150 bar, montrent deux comportements distincts selon que le système est supposé fermé (réacteur batch) ou ouvert et alimenté par un flux constant de saumure. Dans le premier cas, les calculs réalisés avec SCALE2000 aboutissent à une modification négligeable de la composition minéralogique. Dans le second cas, plus représentatif du caractère dynamique d'un système d'injection, les résultats montrent des modifications majeures de la minéralogie aboutissant finalement à une forte augmentation de la porosité (passant de 20 % initialement à 85 % après 50 ans simulés).Une nouvelle série de calculs a ensuite été réalisée avec SCALE2000, en considérant cett...

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The solubility of carbon dioxide in nacl solutions at high temperatures and pressures

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A Phase-Partitioning Model for CO2–Brine Mixtures at Elevated Temperatures and Pressures: Application to CO2-Enhanced Geothermal Systems

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Huebnerite veins near Round Mountain, Nye County, Nevada

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