Carbon dioxide (CO2) geo-storage in deep saline aquifers is a promising technique to mitigate anthropogenic emissions and achieve net-zero targets. The storage capacity and containment security of CO2 in subsurface systems are influenced by a range of processes, including geochemical and interfacial interactions between rock/CO2/brine and CO2/brine systems. Specifically, CO2/brine interfacial tension (IFT) directly affects capillary sealing efficiency and CO2 storage volume. Accurate characterization of IFT under realistic subsurface conditions, i.e., pressure, temperature, salinity, and formation brine composition, is thus vital to predict storage capacity and ensure containment security. Here we report new data sets of CO2/brine IFT obtained by the pendant drop method under a pressure range of 0–20 MPa at three different temperatures 298 K, 323 K and 343 K, and for three different solutions: fresh water, 21.4 wt% NaCl brine and 21.4 wt% formation brine comprising of mixed salt from a real field in the Middle East. Moreover, a detailed analysis is performed for the factors influencing IFT. Importantly, we also provide insights into the key experimental artifacts pertinent to the IFT phenomena e.g., the impact of CO2/water equilibrium on IFT. For all systems, IFT exhibits a monotonically decreasing trend with pressure until it reaches a plateau at ∼ 12 MPa, after which it stabilizes upon a critical pressure called angular point. The system IFT vs. temperature trend exhibits a monotonic increase throughout the studied experimental matrix. The lowest recorded IFT is 22.8 mN/m at 20 MPa and 298 K while the highest recorded IFT is 78.92 mN/m at 0.1 MPa and 298 K. Similarly, IFT also increases steadily when formation brine contains monovalent and divalent ions, while bivalent cations have a greater influence on IFT compared to monovalent cations. Notably, at the same salinity, temperature and pressure conditions, the CO2/brine systems IFT, on average, is greater for formation brine than synthetic NaCl brine. Importantly, we also present the effects of mixed salts on CO2 saturation and the associated storage capacity using core flooding experiments. It was found that CO2 saturation records 38 % in the NaCl saturated core while it reaches 22 % in the formation brine saturated core. The results of this study thus provide new datasets and insights into the interfacial phenomena relevant to subsurface CO2 storage applications.

Drilling through shale formations can be expensive and time-consuming due to the instability of the wellbore. Further, there is a need to develop inhibitors that are environmentally friendly. Our study discovered a cost-effective solution to this problem using Gum Arabic (ArG). We evaluated the inhibition potential of an ArG clay swelling inhibitor and fluid loss controller in water-based mud (WBM) by conducting a linear swelling test, capillary suction timer test, and zeta potential, fluid loss, and rheology tests. Our results displayed a significant reduction in linear swelling of bentonite clay (Na-Ben) by up to 36.1% at a concentration of 1.0 wt. % ArG. The capillary suction timer (CST) showed that capillary suction time also increased with the increase in the concentration of ArG, which indicates the fluid-loss-controlling potential of ArG. Adding ArG to the drilling mud prominently decreased fluid loss by up to 50%. Further, ArG reduced the shear stresses of the base mud, showing its inhibition and friction-reducing effect. These findings suggest that ArG is a strong candidate for an alternate green swelling inhibitor and fluid loss controller in WBM. Introducing this new green additive could significantly reduce non-productive time and costs associated with wellbore instability while drilling. Further, a dynamic linear swelling model, based on machine learning (ML), was created to forecast the linear swelling capacity of clay samples treated with ArG. The ML model proposed demonstrates exceptional accuracy (R2 score = 0.998 on testing) in predicting the swelling properties of ArG in drilling mud.

Liquid loading significantly hinders gas production in unconventional shale wells, restricting flow and causing productivity decline. This study presents a novel approach to address this challenge, utilizing thermochemical fluids to generate in situ pressure and heat and effectively mitigating liquid loading issues. Laboratory experiments were conducted using a specially designed flow loop system to evaluate the performance of thermochemical fluids in alleviating liquid loading. The key treatment parameters such as thermochemical volumes, injection rate, number of cycles, and optimum injection time were optimized to improve the removal efficiency. In addition, PIPESIM software (pipe simulation program) was used to validate the effectiveness of the thermochemical approach for removing the liquid loading issue. Both laboratory results and PIPESIM outcomes confirmed the efficiency of thermochemical fluids in handling liquid loading. Removal efficiency of more than 90% can be achieved using thermochemical injection. The liquid removal efficiency increases with the number of cycles due to the generation of more pressure and heat at later injection cycles. Increasing injection cycles from 1 to 3 resulted in liquid removal efficiency rising from 17 to 95%. Also, PIPESIM results indicated that the gas production rate can be improved by around 74% after applying thermochemical treatment. Overall, this study introduces an effective treatment for liquid loading mitigation with significant potential to enhance gas production. The proposed method offers several advantages, including ease of application and extended well life.

The success of extracting hydrocarbons from unconventional reservoirs heavily relies on the properties of the fracturing fluids. These fluids, typically water-based and containing polymers and cross-linkers, are essential for enhancing the solution's viscosity. With concerns over operational costs and resource availability, the oil and gas industry is increasingly turning to seawater as an alternative to freshwater in fracturing processes. The primary focus of this study is to examine how the presence of hydrocarbons affects the rheological properties of polymer-based fracturing fluids. In this study, seawater is mixed with varying concentrations of synthetic and crude oils (50, 100, 250, and 500 ppm), specifically decane (C10H22), dodecane (C12H26), tetradecane (C14H30), and light crude oil. Carboxymethyl hydroxypropyl guar gum (CMHPG) was used as the polymer, which was hydrated in these oil-laden solutions. After polymer hydration, a cross-linker (XL-Z2) was introduced. The rheological properties were analyzed using a Chandler HTHP Viscometer 5550 under the following conditions: a temperature of 70 °C, 500 psi pressure, and a shear rate of 100 s–1. The study reveals an increase in viscosity with increasing concentrations of decane and dodecane and a slight decrease in viscosity with increasing concentrations of tetradecane. The increase in viscosity is attributed to the elongation of carbon chains and the strengthening of intermolecular forces, resulting in enhanced viscosity. However, there is a sharp decrease in the viscosity in the presence of light crude oil. This decrease is due to the presence of heavy hydrocarbon atoms in the crude oil, which can be attributed to the asphaltene content in the crude oil. Additionally, over a period of 180 min, the study observed a significant increase in viscosity in the presence of synthetic oils (decane and dodecane), whereas a decrease was noted with tetradecane and light crude oil, likely due to its heavier hydrocarbon components such as asphaltenes. In conclusion, the study highlights the significant influence of hydrocarbons on the viscosity and overall rheological characteristics of polymer-based fracturing fluids in seawater. These findings offer valuable insights for the oil and gas industry, aiding in the selection and optimization of fracturing fluids by understanding the effects of different hydrocarbon types and concentrations.

To mitigate anthropogenic CO2 emissions and address the climate change effects, carbon capture and storage by mineralization (CCSM) and industrial mineral carbonation are gaining attraction. Specifically, in-situ carbon mineralization in the subsurface geological formations occurs due to the transformation of silicate minerals into carbonates (e.g., CaCO3, MgCO3) while ex-situ carbon mineralization at the surface undergoes chemical reactions with metal cations – thus leading to permanent storage. However, both processes are complex and require a rigorous investigation to enable large-scale mineralization. This paper, therefore, aims to provide an overreaching review of the in-situ and ex-situ methods for carbon mineralization for different rock types, various engineered processes, and associated mechanisms pertinent to mineralization. Furthermore, the factors influencing in-situ and ex-situ processes, e.g., suitable minerals, optimal operating conditions, and technical challenges, have also been inclusively reviewed. Our findings suggest that in-situ carbon mineralization, i.e., subsurface permanent storage of CO2 by mineralization, arguably is more promising than ex-situ mineralization due to energy efficiency and large-scale storage potential. Furthermore, the effect of rock type can be ranked as igneous (basalt) > carbonates (sedimentary) > sandstone (sedimentary) to consider for rapid and large-scale CCSM. The findings of this review will, therefore, help towards a better understanding of carbon mineralization, which contributes towards large-scale CO2 storage to meet the global net-zero targets.

Abstract Advancing towards a green transition necessitates rely in renewable energies and the mitigation of Carbon Dioxide (CO2) emissions through Carbon Capture, Usage, and Storage (CCUS) highlighting the substantial need to store greenhouse gases into geological formations, specifically tight formations. The subsurface storage and the consequent formation fluids displacement is challenging due to the rock’s pore network complexity. This work involved comprehensive laboratory work was performed on Bandera, Kentucky and Scioto sandstones including Routine Core Analyses, Mercury Injection Capillary Pressure (MICP), and Nuclear Magnetic Resonance (NMR)in order to determine novel criterion for optimal tight sand selection for safe and efficient CO2 storage. Accordingly, Scioto sandstone is elected as the most appropriate candidate for CO2–EOR among the tested sandstones due to its high micropore system capacity to store and confine injected CO2. Coreflooding runs were conducted on Scioto sandstone composite coresto assess the storage efficiency under different injection schemes and NMR technology was employed to evaluate fluid distribution pre- and post-flooding, providing insights into fluids distribution in various pore sizes of the pore network. Results indicate that continuous miscible CO2 was able to invade micropores providing the highest microscopic displacement compared to the other tested injection schemes. Such microscopic displacement can lead to permanent CO2 storage in invaded tight pores due to capillarity mechanism. Our results demonstrate the effectiveness of NMR measurements in assessing pore fluids distribution and the potential for long term microscopic CO2 storage and trapping in tight formations. Therefore, borehole NMR technology can be utilized to assess the near wellbore performance of CO2 injection for EOR and geo-storage purposes.

Summary Identifying and characterizing low resistivity pay (LRP) zones within hydrocarbon-rich formations has long been challenging in the petroleum industry due to their complex mineral composition, microporosity, and diminished resistivity contrasts. Traditional methods, such as resistivity measurements, struggle to effectively pinpoint LRP zones, prompting the need for innovative approaches in reservoir evaluation. This paper explores the feasibility of using the spectral induced polarization (SIP) method for detecting LRP zones. The SIP method measures complex conductivity across a frequency range from 1 mHz to 10 kHz. While this technique has been widely used in mining and environmental studies, its potential for petrophysics applications in the oil and gas sector remains largely unexplored. This study acts as a proof of concept, demonstrating the capability of SIP for detecting LRP zones. Laboratory experiments utilized dual-porosity silica gel samples with controlled micro- and macroporosity fractions and added pyrite content. Despite a high crude oil saturation of approximately 60%, the presence of brine in continuous micropores resulted in low resistivity readings (0.7 Ω·m) at low frequencies, as conventionally measured by direct current resistivity tools. However, at higher frequencies (>100 Hz), the study observed high average resistivity values (82 Ω·m), indicating a frequency-dependent behavior in electrical measurements. This behavior is attributed to polarization mechanisms, including the electrical double layer (EDL). This study’s findings propose the SIP method’s potential effectiveness for detecting LRP zones, paving the way for future research to delve deeper into the application of SIP in petrophysics.

Managing chemical reactivity is crucial for sustainable chemistry and industry, fostering efficiency, reducing chemical waste, saving energy, and protecting the environment. Emulsification is used for different purposes, among them controlling the reactivity of highly reactive chemicals. Thermochemical fluids (TCFs), such as NH4Cl and NaNO2 salts, have been utilized in various applications, including the oil and gas industry. However, the excessive reactivity of TCFs limits their applications and consequently negatively impacts the potential success rates. In this study, an emulsification technique was employed to control the high reactivity of TCFs explored at 50% and 70% in diesel, using three distinct emulsifier systems at concentrations of 1%, 3%, and 5% to form water-in-oil emulsions. The reactivity of 4M neat TCFs and emulsified solutions was examined in an autoclave reactor as a function of triggering temperatures of 65–95 °C, volume fraction, and emulsifier type and concentration. Additionally, this study explores an alternative method for controlling TCF reactivity through pH adjustment. It investigates the impact of TCFs at pH values ranging from 6 to 10 and the initial pressure on the resulting pressure, temperature, and time needed to initiate the TCF’s reaction. The results revealed that both emulsification and pH adjustment have the potential to promote sustainability by controlling the reactivity of TCF reactions. The findings from this study can be utilized to optimize various downhole applications of TCFs, enhancing the efficiency of TCF reactions and success rates. This paper presents in detail the results obtained, and discusses the potential contributions of the examined TCFs’ reactivity control techniques to sustainability.