CC BY
98
УДК 504.064.2.001.18;550.3
Вестник СПбГУ. Сер. 7. 2016. Вып. 4
А. В. Тудвачёв1'2, В. В. Тихомиров1
АНАЛИТИЧЕСКИЕ И ЧИСЛЕННЫЕ РАСЧЕТЫ РАСТВОРЕНИЯ СО2 В ПОДЗЕМНЫХ ВОДАХ СЕВЕРО-СТАВРОПОЛЬСКОГО ПХГ В СЛУЧАЕ ЕГО ВОЗМОЖНОГО ЗАХОРОНЕНИЯ
1 Санкт-Петербургский государственный университет, Российская Федерация, 199034, Санкт-Петербург, Университетская наб., 7-9
2 ООО «Геологический центр СПбГУ», Российская Федерация, 198854, Петергоф, Ульяновская ул., 1, лит. А
Одним из способов утилизации СО2 является его подземное захоронение. В статье впервые в России представлены оценки возможности захоронения СО2, выполненные аналитическими методами и при помощи численного TOUGH моделирования тепломассопереноса на примере Пелагиадинского поднятия действующего Северо-Ставропольского ПХГ. Детально описаны расчеты растворения СО2 в остаточных и контурных водах ПХГ. Библиогр. 15 назв. Ил. 3. Табл. 7.
Ключевые слова: подземное захоронение, углекислый газ, подземное газохранилище, моделирование тепломассопереноса, подземные воды.
A. V. Tudvachev1"2, V. V. Tikhomirov1
ASSESS THE SIGNIFICANCE OF DISSOLVED CO2 IN GROUNDWATER OF NORTH STAVROPOL UGS IN CASE OF ITS POSSIBLE GROUND DISPOSAL
1 St. Petersburg State University, 7-9, Universitetskaya nab., St. Petersburg, 199034, Russian Federation
2 St. Petersburg State University Centre for Geology LLC, 1, lit. A, Uliyanovskaya ul., Petergof, 198854, Russian Federation
To date, the global question of recycling carbon dioxide to reduce its concentration in the growth atmosphere is highly relevant. The international community considers that the disposal of carbon dioxide will prevent global warming. Many countries, including Russia, signed the Kyoto and Paris climate agreement establishing quotas for greenhouse gas emissions. One method is utilization of CO2 underground disposal. The world has already implemented a number of projects. This article presents (for the first time in Russia) an estimation of the CO2 burial opportunity to consider the current example of the Pelagiadinskogo North Stavropol UGS through analytical methods as well as with the help of numerical simulation of heat and mass TOUGH. The assessment of CO2 dissolution of residual waters and contour UGS is described in detail. Refs 15. Figs 3. Tables 7.
Keywords: underground disposal of carbon dioxide, underground gas storage, heat and mass transfer modelling, groundwater.
Концентрация газов атмосферы практически постоянна, за исключением воды (H2O) и углекислого газа (CO2). Концентрация CO2 в доиндустриальную эпоху составляла около 0,03 %. Однако интенсивное развитие промышленности привело к ее росту в атмосфере [1, 2].
Одной из технологий, позволяющих улучшить экологический баланс в окружающей среде, является утилизация промышленных выбросов путем их захоронения в глубокие геологические структуры. Эффективность такой утилизации определяется также изменчивостью свойств углекислого газа с ростом температуры и давления, что характерно для глубоких геологических структур.
© Санкт-Петербургский государственный университет, 2016
Углекислый газ может существовать в четырех фазовых состояниях — газообразном, жидком, твердом и сверхкритическом [3, 4]. В газообразном состоянии СО2 хорошо растворяется в воде (0,88 объема в 1 объеме воды), частично взаимодействуя с ней с образованием угольной кислоты. При резком охлаждении за счет расширения СО2 способен переходить сразу в твердое состояние, минуя жидкую фазу. При нормальных условиях плотность СО2 составляет 1,977 кг/м3. В жидком состоянии углекислота имеет среднюю плотность 771 кг/м3 и существует только при давлении 482-519 кПа и температуре 0 ^ -56,5 °С.
При температуре больше 31,6 °С и давлении, превышающем 7,39 МПа, СО2 находится в так называемом сверхкритическом состоянии [4-9] и проявляет свойства как жидкости (плотность), так и газа (вязкость) [6, 10, 11]. Обычно в пластах с глубиной залегания более 1000 м СО2 находится в сверхкритическом состоянии, а в выработанных пластах месторождений углеводородов из-за сниженного пластового давления вещество может находиться и в газообразном состоянии.
Физико-химические особенности взаимодействия СО2 с геологической средой более подробно изложены в обзоре [12].
В качестве одного из объектов для закачки СО2 с целью его утилизации было рассмотрено действующее Северо-Ставропольское подземное хранилище газа (ПХГ).
Северо-Ставропольское ПХГ в хадумском горизонте создано на базе достаточно крупного истощенного газового месторождения. Глубины залегания продуктивного горизонта 650-750 м (рис. 1). В структурном плане хадумская залежь приурочена к двум поднятиям платформенного типа — Северо-Ставропольскому и Пелагиадинскому, соединенным неглубокой седловиной. Северо-Ставропольское поднятие простирается с юго-запада на северо-восток. В пределах контура газоносности по хадумской залежи ее размеры составляют примерно 33x18 км.
Пелагиадинское поднятие ориентировано субширотно, его размеры в пределах контура газоносности хадумской залежи 16x11 км. Общая площадь газоносности составляет 590 км2, из которых 460 км2 приходится на Северо-Ставрополь-скую структуру, а 130 км2 относится к Пелагиадинской. Характерной особенностью указанных поднятий являются широкие своды, пологие крылья (угол падения не превышает 1°30'). Дизъюнктивных нарушений в пределах месторождения не установлено.
Хадумский горизонт представлен палеогеновыми отложениями нижнего оли-гоцена. Изучение пород — коллекторов газа Ставрополья показывает, что строение хадумского газового горизонта не является каким-то единым, однородным, выдержанным в литологическом отношении пластом. Он представляет собой систему часто чередующихся друг с другом макро-, микропрослоев и линз алевритов и глин. Выделяются две основные продуктивные пачки. Основные запасы газа хадумского горизонта были приурочены к алевритовой пачке, толщина которой составляет порядка 25-30 м. Алевритовая пачка книзу постепенно переходит в пачку переслаивания, толщина которой 55-65 м. На большей части месторождения толщина хадумского горизонта достигает порядка 100 м, в восточной части она уменьшается до 65-75 м. Нижняя граница залежи определяется положением контакта газ—вода, наклонена на восток и изменяется от отметок -463 на западе до -518 на востоке. Хадумская залежь — пластовая, сводовая со значительной по раз-
Рис. 1. Гипсометрия кровли хадумского горизонта Северо-Ставропольского ПХГ и расположение скважин. В прямоугольнике — перспективный участок под закачку СО2 (Пелагиадинское поднятие)
меру (около 110 км2) зоной отсутствия подошвенной воды. Согласно продуктивной характеристике эта часть пласта обладает высокими коллекторскими свойствами. Поэтому на Северо-Ставропольском ПХГ было принято центрально-групповое размещение эксплуатационных скважин в наиболее продуктивной части, обладающей максимальной проницаемостью и толщиной продуктивного пласта и характеризующейся отсутствием подошвенной воды. Основные характеристики пород хадумского горизонта по Северо-Ставропольской площади приведены в табл. 1, по данным которой видно, что наибольшую эффективную пористость (25-33 %) и высокую проницаемость (300-1700-10-15 м2) имеет пачка, представленная алевритами, преимущественно залегающими в верхней части. Пачка глинистых алевролитов имеет худшие коллекторские свойства: пористость — 13-25 %, а проницаемость — от 10-300-10-15 м2. Содержание обломочной части в породах составляет 75-100 %, глинистой — до 25 %. По составу пород обломочная часть представлена кварцем (80-95 %), полевыми шпатами (5-12 %), глауконитом (7 %), слюдами (3-12 %). Состав глинистых минералов — гидрослюдисто-монтмориллонитовый с небольшой примесью каолинита и хлорита.
Таким образом, хадумский горизонт представлен терригенными породами с профильной неоднородностью и фильтрационно-емкостными свойствами, ухудшающимися от кровли к подошве.
Параметр Типы пород
Алевриты Алевриты глинистые Алевролиты глинистые Алевролиты сильно глинистые
Пористость, % 37-41 35-37 33-35 26-33
Пористость эффективная, % 29-33 25-29 17-25 13-17
Проницаемость абсолютная, 11015 м2 800-1700 300-800 100-300 10-100
Плотность, объемная, 1-103 кг/м3 1,6-1,7 1,7-1,75 1,75-1,8 1,8-1,9
Плотность минеральной фазы, 1-103 кг/м3 2,66-2,68 2,68-2,69 2,69-2,7 2,69-2,72
Содержание обломков, % 95-100 90-95 85-90 75-85
Состав обломков, % Кварц — 80-90, полевые шпаты — 5-10, глауконит — 7, слюды — 3, обломки кремнистых пород — 2 Кварц — 80-90, полевые шпаты — 5-10, глауконит — 7, слюды — 3, обломки кремнистых пород — 2 Кварц — 85-95, полевые шпаты — до 10-12, слюды — до 8 Кварц — 85-95, полевые шпаты — до 10-12, слюды — до 8
Преобладающая фракция 0,1-0,05 мм, медианный диаметр 0,06-0,08 мм, от-сортированность 1,1-1,9 0,1-0,05 мм, медианный диаметр 0,05-0,07 мм, от-сортированность 1,5-2 0,1-0,05 и 0,050,01 мм, медианный диаметр 0,03-0,05 мм, от-сортированность 1,9-3 0,05-0,01 и 0,10,05 мм, медианный диаметр 0,02-0,04 мм, от-сортированность 2,7-4,7
Глинистость, % 0-5 5-10 10-15 15-25
Состав глинистых минералов Гидрослюдисто-монтмориллони-товый с небольшой примесью каолинита и хлорита Гидрослюдисто-монтмориллони-товый с небольшой примесью каолинита и хлорита Гидрослюдисто-монтмориллони-товый с небольшой примесью каолинита и хлорита Гидрослюдисто-монтмориллонито-вый с небольшой примесью каолинита и хлорита
Тип цемента Цемент отсутствует и цемент соприкосновения Цемент соприкосновения Неполно поровый и поровый Поровый и неполно поровый
Начальное пластовое давление в хадумском горизонте Северо-Ставропольско-го газового месторождения составляло 6,6 МПа, пластовая температура 66 °С. Газ по составу — метановый, с содержанием метана до 98 %. Месторождение в течение 27 лет разрабатывалось в условиях газового режима с небольшим внедрением пластовых вод. За время разработки пластовое давление снизилось до 0,8 МПа. После создания ПХГ давление в хадумском горизонте стало расти и на сегодняшний день в среднем составляет порядка 3 МПа, а пластовая температура 60 °С [13].
Подземные воды хадумского горизонта по Сулину — гидрокарбонатно-натри-евые с минерализацией около 28,5 г/л, рН 7,31, удельный вес 1,019 и низкое содержание кальция и магния — около 8 мг/л.
В случае закачки СО2 в термобарических условиях Пелагиадинского поднятия хадумского горизонта при температуре, соответствующей пластовой — 60 °С, и максимально возможном забойном давлении закачки — 5 МПа, что подтверждено результатами моделирования, СО2 будет находиться в «нормальном» газообразном состоянии.
Чтобы оценить значимость процесса растворимости СО2 в остаточных водах рассмотрим уравнения баланса метана и СО2 в залежи. При закачке в залежь объемная (мольная) доля метана и СО2 определяется уравнениями:
Ссн4 -
Осн4
Осн4 + ^ - Ж
С = дг - Ж
Сс02 - Осн4 + V - Ж' (1)
где Ссн4 и Сс02 — концентрации газов в залежи в мольных долях; q — объем закачанного С02 за время I, м3; Щ — объем растворившегося в воде С02, м3; QCH4 — количество метана в Пелагиаде до закачки С02 , м3.
Содержание С02 в воде определяется из объема этой воды w, коэффициента распределения С02 в воде Кс°2 (отношение мольной доли компонента в газовой залежи к мольной доле этого же компонента в воде) и концентрации С02 в залежи Ссо2 •
Мольная доля С02 в воде определяется по уравнению Намиота:
Ссо-К
Сс° —'
с02
Чтобы получить концентрацию С02 в объемах, воспользуемся уравнением перехода от мольной доли к объемной:
СМ,1 _ СМ ,1 СМ ,1 10 СМ ,1 _
1 -—.-—-—;-~ —-~ 18
ХС С + л-1 С См,н2° 7ш- т СМ,) СМ,н2о + ^ СМл ]—1 ]—2
= 18 С„,с°2 = 0,80 3 9 103 С
22,414 (106уш -т) (106уш -т)ш,с°2,
где Сш с°2 —- — концентрация растворенного СО2 в объемных процентах;
18 г/моль — молекулярный вес Н2О; у№ — удельный вес воды; т — минерализация воды; У( — изменение объема порового пространства коллектора за счет увеличения закачиваемой углекислоты.
Тогда парциальное давление СО2 :
р С К Р W 0,8039 103 Кр,со2 Р Рсо2 = ссо2 • Кр,со2 •Р = Ж—--^.
Если стабильно пластовое давление:
Р = КТг
(106 уш -т) $ШУ
Оси4
22,414 10-3 ^Уор
где R — универсальная газовая постоянная; Z — коэффициент сжимаемости; T — абсолютная температура, то растет объем порового пространства, занятого газом:
V, = V
пор
Оси + V - Ж Оси4
В этом случае парциальное давление С02 является функцией только концентрации Ссо2:
рсо2 = р Ссо2 •
Подставив в данное выражение вместо концентрации Ссо2 формулу (1) для СО2, получим парциальное давление:
Рсо2 = Р
{ ф - Ж Л Оси, + дг - Ж
(3)
Если постоянно пластовое давление P, то приравняем выражения (2) и (3):
0,8039 103 Кр,со2 Р „
Рсо = Ж—---— = Р
'Ш2 (106^ -т)
{ ф - Ж Л Оси + V - Ж
Ж
0,8039 • 103
КР,со2 р
(106^ -т) Оси, + $-Ж
УПОр
Оси4
= Ж
0,8039 103 Оси Кр,со2 Р (106 уш - т) вшУпор (Оси + - Ж)
= Р
г дг-ж л
Оси4 + дг - Ж '
Преобразуем:
Ж
0,8039 103 Оси4 Кр,СО2 Р (106 у„ - т) зкУг
= Р(д, - Ж) •
пор
Выразим Щ:
Ж — дг-1-^-• (4)
4 1 + 0,8039 103 Кр,с°2 У '
сн4 (106 Гш - т) ¡„Упор
По формуле (4) можно определить объем растворившегося газа в Пелагиаде. Рассчитаем объем метана Озн4 в Пелагиаде объемным методом:
Осн4 — БЬтвл/
или
СЫ, = Упор вр, (5)
Использованы следующие обозначения: Озн4 — объем метана в пласте, м3; Упор — объем порового пространства (Упор = БИт), м3; р — пластовое давление, кгс/см2; Б — площадь Пелагиады, м2; т — средняя пористость Хадумского горизонта, д. ед.; И — мощность пласта, м; — газонасыщенность, водонасыщенность, соответственно д. ед.; / — поправка на температуру.
Рассчитаем поправку на температуру по формуле
/ — (Т+гст)/(г + *пл).
Абсолютная температура Т = 273,15 К, tст = 20 °С, пластовая температура tпл = 60 °С, тогда:
/ = (273,15 + 20) / (273 + 60) = 0,88.
Расчитаем средний эффективный поровый объем Упор в Пелагиадинском поднятии исходя из того, что площадь пласта равна 155,66 млн м2, а мощность породы И = 100 м, из которой 12,5 м приходится на слой алевритов со средней пористостью 0,31, 12,5 м — на слой глинистых алевритов со средней пористостью 0,27, 37,5 м — на слой глинистых алевролитов со средней пористостью 0,21, 37,5 м — на слой сильно глинистых алевролитов со средней пористостью 0,15, таким образом:
Упор = (155660000 ■ 12,5 ■ 0,31) + (155660000 ■ 12,5 ■ 0,27) + (155660000 ■ 37,5 ■ 0,21) + + (155660000 ■ 37,5 ■ 0,15) = 3229945000 м3 = 3229,945 млн м3.
Газонасыщенность и остаточную водонасыщенность примем 0,8 и 0,2 соответственно, пластовое давление примем равным 30,5915 кгс/см2. Подставив значения в уравнение (6), получим:
Осн4 = 3229945000 ■ 0,8 ■ 30,591 ■ 0,88 = 69556173724 м3 = 69556,1737 млн м3.
Объем остаточной воды в Пелагиаде определим по формуле
ш — Упор • — 3229945000 ■ 0,2 = 645989000 м3 = 645,989 млн м3.
Рассчитаем константы равновесия СО2 через коэффициент распределения СО2 и коэффициент Сеченова по формуле
Кр,с°2 — Кс°2 -10т, (6)
где Кс°2 — коэффициент распределения СО2; в — коэффициент Сеченова, тм — значение минерализации воды, деленное на молекулярную массу №С1.
В табл. 2 представлены результаты расчетов констант равновесия по формуле (6). Примем три разных варианта закачки СО2 со значениями пластового давления Р = 30, 50 и 70 атм, а температуру постоянной, равной пластовой — 60 °С. Коэффициент Сеченова для СО2 при температуре 60 °С будет равен 0,0929 (Т. А. Мишни-на, О. И. Авдеева, Т. К. Божовская), тм = т/58, минерализация воды т = 11,4 г/л, М№а = 58, тм = 0,196.
Таблица 2. Значения констант равновесия
Пластовое давление, Р, атм Коэффициент распределения СО2 (по Якуцени), Кс°2 Константа равновесия СО2, Кр,с°2
30 126 131,36
50 86,2 89,86
70 67,1 70
Теперь можно рассчитать объем растворившегося СО2, подставив полученные данные в уравнение (4) (удельный вес воды уш = 1,019 кг/л). Результаты расчетов представлены в табл. 3.
Таблица 3. Растворимость СО2 в остаточной воде при пластовой температуре 60 °С
Пластовое давление Р, атм Объем закачанного СО2, млн м3 Объем СО2, растворившегося 3 в остаточной воде, млн м3 Доля СО2, растворившегося в остаточной воде от закачанного, %
30 255,236 20,771 8,14
50 1020,94 117,081 11,5
70 2552,36 364,135 14,27
Из таблицы видно, что растворимость СО2 в остаточных водах составляет 8,14-14,27 % от общего закачанного в пласт объема и с ростом давления увеличивается, следовательно, процесс растворения углекислоты в остаточных водах имеет значение при закачке и требует подробного изучения при проектировании закачек.
Расчет растворения углекислого газа в контурных водах
Для оценки растворения углекислого газа в контурных водах рассчитаем приблизительный объем контактной зоны между закачанным в залежь углекислым газом и контурными водами, без учета метана. Для простоты расчета примем зону контурных вод для Пелагиады замкнутой, данную зону оконтурим по площади: внутри изогипсой 450 м, снаружи изогипсой 460 м (замкнем ее в районе седловины — перехода к Северо-Ставропольскому поднятию). Примем площадь этой зоны
S = 16,23 млн м2, значение средней пористости хадумского горизонта m = 0,21, мощность пласта h = 100 м, тогда объем зоны контакта:
Vk = 16230000 ■ 0,21 ■ 100 = 340830000 м3 = 340,83 млн м3.
Поровый объем Пелагиады, согласно выражению (6), равен 3229,945 млн м3. Затем вычислим объем пористого пространства, занимаемый CO2, для чего вычтем объем зоны контакта из общего объема:
VCO2 = 3229,945 - 340,83 = 2889,115 млн м3.
Масса закачанного CO2 в газовой фазе:
mgCO2 = Vco2 ç ■ P-Sg,
где mgcOl — масса закачанного СО2 в газовой фазе; % — переводной коэффициент, равный отношению плотности CO2 к пластовому давлению p/P; P — пластовое давление, т/м2; sg — газонасыщенность.
При % = 2-10-4 м-1 пластовое давление на контуре Р = 300 т/м2, VCO2 = 2889,115 млн м3, Sg = 0,8:
mgCO2 = 2889,115 ■ 1000000 ■ 2 ■■ 10-4 ■ 300 ■ 0,8 = = 1386775200 т = 1386,7752 млн т.
Определим величину растворимости R для 30 атм и 60 °C
R = 0,48 моль СО2/кг Н2О = 0,48-44,01/1000 = 0,0211 т/т H2O.
Если принять, что объем контурной воды в куб. метрах численно равен ее массе в тоннах Vk = mK, тогда масса СО2 растворившегося в контурной воде,
mwco2 = тк ■ R = 340830000-0,0211 = 7199802 т = 7,199802 млн т.
Общая масса закачанного СО2
mwCOl + mgCO2 = 1386,7752+7,199802 = 1393,975 млн т.
Тогда процент СО2 растворившегося в контурных водах, от общей закачки
7,1999802 х 100 = 0,516 %.
1393,975
Итак, решение приближенной задачи аналитическим способом показало, что всего лишь 0,516 % СО2 растворится в контурных водах хадумского горизонта, что намного меньше значений растворенного углекислого газа в остаточных водах (8,14-14,27 %).
Для численного решения задачи утилизации СО2 в хадумский горизонт использовался программный комплекс TOUGH2 (transport of unsaturated ground water and heat), который позволяет одновременно решить нестационарную задачу фильтрации, массопереноса и теплопереноса в насыщенной и ненасыщенной по-
ристой или трещиновато-пористой среде для смешивающихся и несмешивающих-ся жидкостей и газов с учетом плотностной конвекции. Задачи могут решаться в одномерной, двумерной (прямоугольной или осесимметричной) и трехмерной постановках. Кроме того, конечно-элементный метод, реализуемый в данной программе для решения математических уравнений, позволяет задавать расчетные блоки произвольной конфигурации и произвольного расположения относительно друг друга.
Программный комплекс состоит из модулей, каждый из которых решает определенную задачу или группу задач (в настоящее время TOUGH2 имеет порядка 15 модулей). Основные функции, выполняемые расчетными модулями TOUGH2 для решения поставленной задачи:
• влагоперенос;
• учет газовой составляющей — С02;
• учет газовой составляющей — метан;
• плотностная конвекция;
• взаимодействие жидкости и газа.
Все перечисленные задачи можно решать с учетом теплопереноса, пористости и трещиноватости геологического пространства, гипсометрии геологических структур.
При построении модели рассматривается общая площадь газоносности. Модельная область в плане была разбита на 14000 блоков (по оси X — 140 блоков, по оси У — 100 блоков), разбивка на блоки равномерная с размером каждого блока 290 х 290 м.
Внешняя граница модельной области совпадает с контуром площади газоносности и является границей II рода (непроницаемая граница) (см. рис. 1).
В модели система состоит из двух слоев:
• первый слой представлен алевритами — этот слой разделен на два подслоя, различающихся коллекторскими свойствами (табл. 4);
• второй слой приурочен к алевролитам глинистым, этот слой так же, как и первый, подразделяется на два подслоя, представленных соответственно алевролитами глинистыми и алевролитами сильно глинистыми (табл. 4).
Таблица 4. Коллекторские свойства горных пород хадумского горизонта, принятые в модели
Параметры 1-й модельный слой 2-й модельный слой
алевриты алевриты глинистые алевролиты глинистые алевролиты сильноглинистые
Мощность слоя, м 12,5 12,5 35 35
Эффективная пористость, % 31 27 21 15
Проницаемость, 10-15 м2 1250 550 200 55
Плотность минеральной фазы, кг/м3 2670 2685 2695 2705
Глинистость, % 0-5 5-10 10-15 15-25
Теплопроводность, Вт/(мК) 0,3-5,73 2,52
Удельная теплоемкость, Дж/кг-К 900 900
Профильные границы рассматриваемых слоев задавались через абсолютные отметки подошвы и кровли каждого из них. Для построения цифровой матрицы
кровли хадумского горизонта использовалась структурная карта кровли. Мощность первого слоя — 25 м, второго — 70 м. Далее каждый из рассматриваемых слоев разделялся на два подслоя равной мощности соответственно: мощность 1-го и 2-го подслоев — 12,5, 3-го и 4-го — 35 м (табл. 5).
Таблица 5. Модельное представление геологического разреза
Номер модельного слоя Мощность продуктивной толщи, м Мощность подслоя, м Тип породы
1 25,0-30,0 12,5 Алевриты
12,5 Алевриты глинистые
2 70,0-75,0 35,0 Алевриты глинистые
35,0 Алевриты сильноглинистые
Начальные условия моделирования. Начальные условия в пласте задавались исходя из фондовой информации и представлены в табл. 6.
Таблица 6. Начальные условия для пласта, принятые в модели
Температура пласта, °С 60,0
Давление пласта перед закачкой СО2, МПа 3,0
Диапазон изменения пластового давления при закачке СО2, МПа 2,5-5,0
Общая мощность хадумского горизонта, м 100,0
Общая газонасыщенная мощность, м 75,0
Минерализация пластовых вод, мг/л 11394,7
Минерализация пластовых вод, ммоль/л 455,79
Удельный вес воды, г/см3 1,019
Остаточная водонасыщенность, % порового пространства
Свод Северо-Ставропольского поднятия 5,0
Переходная зона 10,0
Периферийная зона (включая Пелагиаду) 20,0
Остаточное водонасыщение пород в пределах пласта изменялось в диапазоне 0,05-0,2, т. е. предполагается, что в пласте остается до 20 % пластовой воды, «защемленной» в непроточных порах. Остаточное насыщение по СО2 приравнивалось к 0,05 (5 % СО2 остается в породе при замещении его водой). Эти значения использовались при обосновании функции относительной проницаемости.
При описании функции фазовой проницаемости была выбрана зависимость Кори—ван-Генухтена—Муалема для гидрофильных коллекторов. В работе [14] построены рассчетные зависимости для более чем 60 лабораторных опредлений ОФП по восьми месторождениям углеводородов, поэтому для дальнейших модельных расчетов были приняты средние вариативные коэффициенты для гидрофильных коллекторов, отвечающие за формы кривых ОФП из работы [14]: Я = 0,81, С = 3,34.
Поскольку хадумская залежь — пластовая, сводовая, со значительной по размеру зоной отсутствия подошвенной воды, в модели задана величина остаточного водонасыщения 0,05, в остальной части модельной области остаточное водонасы-
сут СО2, моль
Газовая фаза Водная фаза
0 1,00Е-17 7,61Е-19
500 1,43Е+10 1,37Е+09
1,15Е+04 3,30Е+11 3,09Е+10
1,35Е+04 3,88Е+11 3,60Е+10
1,55Е+04 4,45Е+11 4,10Е+10
1,83Е+04 5,24Е+11 4,77Е+10
2,63Е+04 7,44Е+11 6,55Е+10
3,43Е+04 9,47Е+11 8,14Е+10
4,20Е+04 1,13Е+12 9,54Е+10
5,00Е+04 1,29Е+12 1,08Е+11
5,80Е+04 1,44Е+12 1,19Е+11
7,11Е+04 1,64Е+12 1,34Е+11
8,71Е+04 1,86Е+12 1,52Е+11
1,03Е+05 2,04Е+12 1,66Е+11
1,10Е+05 2,11Е+12 1,72Е+11
Рис. 2. График изменения во времени количества СО2, находящегося в водной и газовой фазах. Сплошная линия — СО2 в газовой фазе, пунктирная — СО2 в водной фазе
щение распределяется от 0,1 до 0,2. Водонасыщение (контурные воды) по контуру залежи — 0,95 д.ед.
Предполагается, что закачка будет проводиться в шестнадцати скважинах, расположенных на Пелагиадинском поднятии — в прямоугольнике (см. рис. 1) при постоянном расходе, постоянной начальной температуре и давлении на забое скважин.
Оценивается количество растворенного газа в приконтактной зоне «газ— вода». Постоянно присутствует в коллекторе остаточная водонасыщенность. Исходя из того, что по контуру залежи наблюдается свободная пластовая вода, значение остаточной водонасыщенности по контуру принято 95 %. Закачка СО2 проводится в 16 скважин Пелагиадинского поднятия.
Расход для каждой скважины 43705 м3/сут или 1 кг/с.
Значения количества газа в газовой и водной фазах по результатам моделирования представлены в табл. 7. Из приведенных балансовых оценок распределе-
Рис. 3. Профильное модельное распределение СО2 в хадумском горизонте: а — 6,8 лет; б — 12 лет; в — 20,5 лет
ния СО2 в газовой и жидкой фазах следует, что не более 8-10 % СО2 растворяется в жидкой фазе (в остаточной воде), из них около 1,4 % приходится на растворение в пластовых водах на контуре Пелагиады. Такие оценки в полной мере согласуются с аналитическими расчетами, приведенными выше, и расчетными данными, приводимыми в других работах [15].
На рис. 3 показано профильное распределение С02 во времени.
Выводы
1. При закачке СО2 одной скважины 43705 м3/сут углекислый газ не перейдет в сверхкритическое состояние и будет находиться в газообразном состоянии.
2. Результаты оценки величины растворения углекислоты аналитическими методами и с помощью численного моделирования показали хорошую сходимость. Рассчитано, что 8-14 % СО2 растворится в остаточных водах Северо-Ставрополь-ского ПХГ, а в контурных водах хадумского горизонта 0,5-1,4 %.
С ростом пластового давления растворимость увеличивается, а следовательно, и процесс растворения углекислоты в остаточных водах имеет важное значение при закачке, что требует подробного изучения для проектирования закачек на подобных объектах.
Литература
1. Feely R. A., Sabine C. L., Lee K., Berelson W., Kleypas J., Fabry V. J., Millero F. J. Impact of Anthropogenic CO2 on the CaCO3 system in the oceans // Science. 2004. Vol. 305, 16 Jul. P. 362-366.
2. Sabine C. L., Feely R. A., Gruber N., Key R. M., Lee K., Bullister J. L., Wanninkhof R., Wong C. S., Wallace D. W. R., Tilbrook B., Millero F. J., Peng T. H., Kozyr A., Ono T., Rios A. F. The oceanic sink for anthropogenic CO2 // Science. 2004. Vol. 305, 16 Jul. P. 367-371.
3. Рубан Г. Н. Повышение эффективности системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией подземных хранилищ газа: автореф. дис. ... канд. техн. наук. М.: ВНИИГАЗ, 2008. 25 с.
4. Overview of CO2 sequestration opportunities in New York State New York State Energy Research and Development Authority. 2006.
5. Bachu S. Sequestration of CO2 in geological media: criteria and approach for site selection in response to climate change // Energy Conversion and Management. 2000. Vol. 41(9). P. 953-970.
6. Holloway S., Savage D. The potential for aquifer disposal of carbon dioxide in the UK // Energy Conversion and Management. 1993. Vol. 34(9-11). P. 925-932.
7. Oldenburg С. М. Carbon sequestration in natural gas reservoirs: enhanced gas recovery and natural gas storage // Proceedings TOUGH symposium 2003. Lawrence Berkeley National Laboratory, Berkeley, CA, 94720, USA.
8. Van der Meer B. The conditions limiting CO2 storage in aquifers // Energy Conversion and Management. 1993. Vol. 34(9-11). P. 959-966.
9. Van der Meer B. Carbon dioxide storage in natural gas reservoirs // Oil & Gas Science and Technology — Rev. IFP. 2005. Vol. 60, N 3. P. 527-536.
10. Flett M. A., Taggart I. J., Lewis J., Gurton R. M. Subsurface sensitivity study of geologic CO2 sequestration in saline formations // The Second Annual Conference on Carbon Sequestration. 2003. 5-8 May. Alexandria, USA. National Energy Technology Laboratory. United States Department of Energy. CDRom.
11. Henz G., Dietrich W. Measurement of the diffusion coefficients of sparingly soluble gases in water // J. Geophys. Res. 1987. Vol. 92(C10). P. 10767-10776.
12. Переверзева С. А., Коносавский П. К., Тудвачев А. В., Хархордин И. Л. Захоронение промышленных выбросов углекислого газа в геологические структуры // Вестн. С.-Петерб. ун-та. Сер. 7. Геология. География. 2014. Вып. 1. С. 5-21.
13. Рубан Г. Н. Повышение эффективности системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией подземных хранилищ газа: автореф. дис. ... канд. техн. наук. М., 2008. 25 с.
14. Тудвачев А. В., Коносавский П. К. Анализ и прогнозирование зависимостей функции фазовой проницаемости нефтенасыщенных коллекторов на примере месторождений Сургутского и Вартов-ского сводов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Вестн. С.-Петерб. ун-та. Сер. 7. Геология. География. 2013. Вып. 1. С. 31-41.
15. Методические указания по определению технологически необходимых безвозвратных потерь газа при создании и эксплуатации газохранилищ в пористых пластах / РАО «Газпром», «ВНИ-ИГАЗ». М., 1996.
Для цитирования: Тудвачёв А. В., Тихомиров В. В. Аналитические и численные расчеты растворения СО2 в подземных водах Северо-Ставропольского ПХГ в случае его возможного захоронения // Вестник Санкт-Петербургского университета. Серия 7. Геология. География. 2016. Вып. 4. С. 37-52. DOI: 10.21638/11701/spbu07.2016.404
References
1. Feely R. A., Sabine C. L., Lee K., Berelson W., Kleypas J., Fabry V. J., Millero F. J. Impact of anthropogenic CO2 on the CaCO3 system in the oceans. Science, 2004, vol. 305, 16 Jul., pp. 362-366.
2. Sabine C. L., Feely R. A., Gruber N., Key R. M., Lee K., Bullister J. L., Wanninkhof R., Wong C. S., Wallace D. W. R., Tilbrook B., Millero F. J., Peng T. H., Kozyr A., Ono T., Rios A. F. The oceanic sink for anthropogenic CO2. Science, 2004, vol. 305, 16 Jul., pp. 367-371.
3. Ruban G. N. Povyshenie effektivnosti sistemy geologo-geofizicheskogo kontrolia za ekspluatatsiei podzemnykh khranilishch gaza: avtoref. dis. ... kand. tekhn. nauk [Increasing the effectiveness of the system of geological — geophysical control over the operation of underground gas storage facilities: Thesis of PhD Diss.]. Moscow, VNIIGAZ Publ., 2008. 25 p. (In Russian)
4. Overview of CO2 sequestration opportunities in New York State New York State Energy Research and Development Authority, 2006.
5. Bachu S. Sequestration of CO2 in geological media: criteria and approach for site selection in response to climate change. Energy Conversion and Management, 2000, vol. 41(9), pp. 953-970.
6. Holloway S., Savage D. The potential for aquifer disposal of carbon dioxide in the UK. Energy Conversion and Management, 1993, vol. 34(9-11), pp. 925-932.
7. Oldenburg С. М. Carbon sequestration in natural gas reservoirs: enhanced gas recovery and natural gas storage. Proceedings TOUGH symposium 2003. Lawrence Berkeley National Laboratory, Berkeley, CA, 94720, USA.
8. Van der Meer B. The conditions limiting CO2 storage in aquifers. Energy Conversion and Management, 1993, vol. 34(9-11), pp. 959-966.
9. Van der Meer B. Carbon dioxide storage in natural gas reservoirs. Oil & Gas Science and Technology — Rev. IFP, 2005, vol. 60, no. 3, pp. 527-536.
10. Flett M. A., Taggart I. J., Lewis J., Gurton R. M. Subsurface sensitivity study of geologic CO2 sequestration in saline formations. The Second Annual Conference on Carbon Sequestration. 2003. 5-8 May. Alexandria, USA. National Energy Technology Laboratory. United States Department of Energy. CDRom.
11. Henz G., Dietrich W. Measurement of the diffusion coefficients of sparingly soluble gases in water. J. Geophys. Res., 1987, vol. 92(C10), pp. 10767-10776.
12. Pereverzeva S. A., Konosavskii P. K., Tudvachev A. V., Kharkhordin I. L. Zakhoronenie promyshlen-nykh vybrosov uglekislogo gaza v geologicheskie struktury [Disposal of carbon dioxide industrial emissions in geological structures]. Vestnik of Saint Petersburg University. Series 7. Geology. Geography, 2014, issue 1, pp. 5-21. (In Russian)
13. Ruban G. N. Povyshenie effektivnosti sistemy geologo-geofizicheskogo kontrolia za ekspluatatsiei podzemnykh khranilishch gaza: avtoref. dis. ... kand. tekhn. nauk [Increasing the effectiveness of the system of geological — geophysical control over the operation of underground gas storage facilities: Thesis of PhD Diss.]. Moscow, 2008. 25 p. (In Russian)
14. Tudvachev A. V., Konosavskii P. K. Analiz i prognozirovanie zavisimostei funktsii fazovoi pronit-saemosti neftenasyshchennykh kollektorov na primere mestorozhdenii Surgutskogo i Vartovskogo svodov Zapadno-Sibirskoi neftegazonosnoi provintsii [Analysis and prediction of the relative permeability dependence of oil-saturated reservoir on the example of deposits Surgut and Vartovsk arches in the West Siberian petroleum province]. Vestnik of Saint Petersburg University. Series 7. Geology. Geography, 2013, issue 1, pp. 31-41. (In Russian)
15. Metodicheskie ukazaniia po opredeleniiu tekhnologicheski neobkhodimykh bezvozvratnykh poter gaza pri sozdanii i ekspluatatsii gazokhranilishch v poristykh plastakh [Methodical guidelines for the definition of technologically necessary irretrievable losses of gas in the building and exploitation of gas storage facilities and porous formations]. RAO «Gazprom», «VNIIGAZ». Moscow, 1996. (In Russian)
For citation: Tudvachev A. V., Tikhomirov V. V. Assess the significance of dissolved CO2 in groundwater of North Stavropol UGS in case of its possible ground disposal. Vestnik of Saint Petersburg University. Series 7. Geology. Geography, 2016, issue 4, pp. 37-52. DOI: 10.21638/11701/spbu07.2016.404
Статья поступила в редакцию 23 сентября 2016 г.
Контактная информация:
Тудвачёв Алексей Викторович — инженер; tudvachev@dhspb.ru
Тихомиров Вячеслав Владимирович — кандидат геолого-минералогических наук, доцент; vt3329@mail.ru
Tudvachev Aleksey V. — Engineer; tudvachev@dhspb.ru Tikhomirov Vyacheslav V. — PhD, Associate Professor; vt3329@mail.ru
