Numerical Assessment of Gas Mixing Related to UHS in Depleted Gas Fields

In the past decade with growing concerns over climate change, the shift towards cleaner and more sustainable modes of energy resources has gained special attention. In this context, hydrogen is considered as one of the most important elements, being a clean energy carrier. Hydrogen can potentially be used in the power generation and transportation sectors to facilitate decarbonization of energy systems. Nevertheless, one of the main challenges relative to the hydrogen-based energy systems belong to its storage concerns. Gaseous hydrogen has low density and high diffusivity, leading to technical and economic issues with storing hydrogen for extended periods and in large quantities. The present thesis looks into the idea of Underground Hydrogen Storage (UHS), which involves storing hydrogen in large quantities in geological media, e.g., depleted gas fields, saline aquifers, or salt caverns. UHS is considered as an essential building block of the future hydrogen economy, ensuring the management of asymmetric supply and demand of renewable energy on a seasonal basis. In the present research work, the effectiveness and viability of UHS in the E-segment of the Norn Reservoir as a depleted gas formation is examined, with a particular emphasis on the role of cushion gas, CG, composition on hydrogen recovery and purity. Numerical simulations are performed using Schlumberger's Eclipse/ Petrel package. This study focuses on the impacts of selecting CG type for UHS (typically being carbon dioxide, methane, and nitrogen), on UHS performance. Some operational aspects of UHS, including (i) reservoir depletion, (ii) initiation of UHS, (iii) ratio of cushion gas-to-working gas, CG/ WG, (iv) reservoir pressure build-up, and (v) setting up for cyclic hydrogen storage/withdrawal scenario are also assessed. The main results are that (i) the selection of CG type, and (ii) the volumetric ratio of CG/ WG, can greatly affect the purity of produced hydrogen. Nitrogen CG offers the highest purity of recovered hydrogen while carbon dioxide, instead, introduces more CG/ WG mixing. Our results further show that nitrogen has higher diffusion in caprock and dissolution in water than CO2; methane due to its initial presence in the reservoir has values much higher than nitrogen. In terms of pressure build-up, CO2 shows the lowest performance, and nitrogen the highest.

Nell'ultimo decennio, con la crescente preoccupazione per i cambiamenti climatici, l'attenzione verso modalità di risorse energetiche più pulite e sostenibili è aumentata notevolmente. In questo contesto, l'idrogeno è considerato uno degli elementi più importanti, essendo un vettore di energia pulita. L'idrogeno può potenzialmente essere utilizzato nei settori della generazione di energia e dei trasporti per facilitare la decarbonizzazione dei sistemi energetici. Tuttavia, una delle principali sfide dei sistemi energetici a idrogeno è il suo stoccaggio. L'idrogeno gassoso ha una bassa densità e un'elevata diffusività, creando difficoltà tecniche ed economiche nello stoccare grandi quantità per lunghi periodi. Questa tesi esplora lo Stoccaggio Sotterraneo di Idrogeno (UHS) in mezzi geologici, come giacimenti di gas esauriti, acquiferi salini o caverne saline, considerandolo fondamentale per l'economia dell'idrogeno futuro e la gestione dell'asimmetria tra domanda e offerta di energia rinnovabile. Nel presente lavoro, l'efficacia e la fattibilità dell'UHS sono esaminate nel segmento E del Giacimento di Norn, con un focus sulla composizione del gas cuscinetto (Cushion Gas, CG) e sul suo impatto sul recupero e sulla purezza dell'idrogeno. Le simulazioni numeriche, sviluppate nell'ambiente Schlumberger Eclipse/Petrel, valutano gli effetti di diversi tipi di CG (CO2, metano, azoto) sulle prestazioni dell'UHS e considerano anche aspetti operativi come l'esaurimento del giacimento e la pressione del serbatoio. I risultati mostrano che la scelta del tipo di CG e il rapporto volumetrico tra CG e gas di lavoro (WG) influenzano significativamente la purezza dell'idrogeno prodotto. L'azoto come CG garantisce la purezza più alta, mentre il CO2 provoca un maggiore mescolamento. Inoltre, l'azoto presenta una maggiore diffusione nel cappello roccioso e una maggiore dissoluzione in acqua rispetto al CO2; il metano, già presente nel giacimento, ha valori molto più elevati. Infine, il CO2 mostra le prestazioni di pressione più basse, mentre l'azoto le più alte.