English (United Kingdom)

https://curated-unify.zendy.io/wp-json/zendy-region/v1/featured_content/oa?rat=en

https://curated-unify.zendy.io/wp-json/zendy-region/v1/highlighted_journal/

Global: Zendy Plus annual

Presents the access of premium content as premium feature

Premium Content

Presents the keyphrase highlighting as premium feature

Keyphrase Highlighting

Presents the summarisation as premium feature

Summarisation

Insights

Presents the pdf analysis as premium feature

PDF Analysis

Presents the zaia usage as premium feature

ZAIA

Global: Zendy Plus monthly

Global: Zendy Tools annual

Global: Zendy Tools monthly

Global: Zendy Free Plan

It has been long recognized that interfacial interactions (interfacial tension,  wettability, capillarity and interfacial mass transfer) govern fluid distribution and  behaviour in porous media. Therefore the interfacial interactions between CO2,  brine and reservoir oil and/or gas have an important influence on the effectiveness of any  CO2 storage operation. There is a lack of experimental data related to  interfacial properties for all the geological storage options (oil & gas  reservoirs, coalbeds, deep saline aquifers). In the case of deep saline aquifers, there is  a gap in data and knowledge of brine-CO2 interfacial properties at storage  conditions. More specifically, experimental interfacial tension values and experimental  tests in porous media are necessary to better understand the wettability evolution as a  function of thermodynamic conditions and it’s effects on fluid flow in the porous media.  In this paper, a complete set of experimental values of brine-CO2 Interfaciale  Tension (IFT) at pressure, temperature and salt concentration conditions representative of  those of a CO2 storage operation. A correlation is derived from experimental  data published in a companion paper [Chalbaud C., Robin M., Lombard J.-M., Egermann P.,  Bertin H. (2009) Interfacial Tension Measurements and Wettability Evaluation for  Geological CO2 Storage, Adv. Water Resour. 32, 1, 1-109] to model IFT values.  This paper pays particular attention to coreflooding experiments showing that the  CO2 partially wets the surface in a Intermediate-Wet (IW) or Oil-Wet (OW)  limestone rock. This wetting behavior of CO2 is coherent with observations at  the pore scale in glass micromodels and presents a negative impact on the storage capacity  of a given site.Il est admis depuis longtemps que les propriétés interfaciales (tension interfaciale,  mouillabilité, capillarité et transfert de masse) régissent la distribution et le  comportement des fluides au sein des milieux poreux. Par conséquent, les propriétés  interfaciales entre le milieu poreux constituant le réservoir, le CO2, la  saumure et/ou le gaz du réservoir jouent un rôle important sur l’efficacité de n’importe  quelle opération de stockage de CO2. Dans le cas des aquifères salins profonds,  il existe un manque de données certain en ce qui concerne les propriétés interfaciales  saumure-CO2 en conditions de stockage. Plus spécifiquement, des données  expérimentales de tension interfaciale saumure-CO2 et une meilleure  compréhension du comportement de la mouillabilité en fonction des conditions  thermodynamiques et ses effets sur l’écoulement dans le milieu poreux sont nécessaires.  Dans cet article, nous présentons un jeu de données expérimentales complet de tensions  interfaciales (IFT) en conditions de pression, température et salinité représentatives de  celles d’un site de stockage, et une corrélation semi-analytique pour modéliser les  valeurs expérimentales dont certaines ont été récemment publiées [Chalbaud C., Robin M.,  Lombard J.-M., Egermann P., Bertin H. (2009) Interfacial Tension Measurements and  Wettability Evaluation for Geological CO2 Storage, Adv. Water Resour.  32, 1, 1-109]. Cet article porte un intérêt particulier sur des tests effectués  avec des échantillons de roches qui montrent un comportement mouillant du CO2  pour des roches carbonatées de mouillabilité intermédiaire (IW) ou mouillables à l’huile  (OW). Ces résultats sont cohérents avec les observations faites à l’échelle du pore en  micromodèles. Ce comportement mouillant du CO2 a un effet négatif sur la  capacité de stockage d’un site donné

Brine/CO2Interfacial Properties and Effects on CO2Storage in Deep Saline Aquifers

Brine/CO₂Interfacial Properties and Effects on CO₂Storage in Deep Saline Aquifers