Исследование возможности частичного замещения буферного газа на диоксид углерода на подземных хранилищах газа Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.691.24

A. С. Гарайшин, И.Г. Бебешко, А.В. Григорьев, С.С. Дейнеко, Н.А. Исаева,

B. В. Осадчая, С.А. Хан

Исследование возможности частичного замещения буферного газа на диоксид углерода на подземных хранилищах газа

Частичное замещение буферного метанового газа (СН4) на диоксид углерода (СО2) позволит сократить затраты на подземные хранилища газа (ПХГ) за счет уменьшения объема буферного газа. Снижения вероятности прорыва СО2 к эксплуатационным скважинам ПХГ можно достичь, закачивая его в слабодренируемые и/или удаленные области хранилища. Замена возможна на этапе сооружения, расширения или циклической эксплуатации ПХГ [1].

Для замены части буферного метанового газа на диоксид углерода необходимо наличие источников СО2. Наиболее актуальными являются дымовые газы, получаемые при сжигании природного газа. Их источниками на ПХГ служат газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с газотурбинным приводом, установки регенерации диэтиленгликоля, котельные. В последнее время остро стоит проблема парникового эффекта. Развитые страны разрабатывают концепцию энергетики без выбросов СО2.

При использовании дымовых газов технологического оборудования ПХГ в качестве источника СО2 для замены части буферного метанового газа одновременно можно решить следующие задачи:

• утилизировать СО2;

• получить дополнительное количество товарного природного газа;

• компенсировать невосполняемые пластовые потери газа, происходящие за счет его перетоков в горизонтах [2].

Исследования проводились совместно с ОАО «СевКавНИПИГАЗ» на примере Северо-Ставропольского ПХГ. Была осуществлена оценка физико-химических параметров дымовых газов данного хранилища и изучена целесообразность получения из них СО2. Наиболее приемлемой технологией улавливания СО2 является улавливание после сжигания топлива, поэтому были рекомендованы абсорбция диэтаноламином и мембранное разделение дымового газа [3].

При сооружении и эксплуатации ПХГ на долю буферного метанового газа приходится до 30 % и более капитальных вложений. Замена 20 % буферного метанового газа углекислым позволит сократить капвложения на 5 %. При расширении ПХГ экономический эффект будет получен от экономии дополнительного буферного газа. На этапе циклической эксплуатации хранилища закачка СО2 повлечет за собой «высвобождение» некоторого объема метанового газа.

Использование СО2 для частичной замены 6 % буферного метанового газа на ПХГ показывает рентабельность на уровне внутрикорпоративной. Срок окупаемости наступает на шестой год эксплуатации, внутренняя норма рентабельности достигает 18 %.

При технологическом проектировании ПХГ с комбинированным буферным объемом газа (КБГ) важно смешение газов разного состава, на которое влияют растворимость, конвекция, дисперсия, диффузия. Основную роль при смешении играют конфигурация залежи ПХГ и неоднородность пласта. Проблема расчета такого смешения состоит в том, что параметры пласта - соотношение запасов газа в плотных и хорошо проницаемых участках коллекторов, соотношение проводимостей, коэффициенты диффузионного перемешивания - не могут быть определены по истории разработки месторождения [4, 5].

№ 3 (23) / 2015

Ключевые слова:

подземное хранилище газа, углекислый газ, комбинированный буферный газ, технологическое проектирование, обустройство.

Keywords:

underground gas storage, carbon dioxide, combined buffer gas, process engineering, construction.

VGN-3-23-2015-v24.indd 79

21.08.2015 9:59:36

80

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Растворимость газов в воде возрастает с повышением давления и уменьшением температуры и минерализации воды (рис. 1).

Для сопоставления физических свойств метана и СО2 составлены зависимости плотности газов от давления при разных температурах (рис. 2). Критическая точка СО2 составляет 31 °С и 7,38 МПа, а метана - (-83) °С и 4,6 МПа. Отражено, что плотность СО2 выше, чем у метана, и при повышении давления разница плотностей газов возрастает.

Термобарические условия пластов на ПХГ РФ соответствуют газообразному, жидкому, смешанному или закритическому состоянию СО2 (рис. 3). На Щёлковском и Карашурском

ПХГ СО2 будет находиться в жидком фазовом состоянии, и замещение неэффективно.

Эффективность этой технологии проверена на примере гидродинамических расчетов по закачке СО2 в Северо-Ставропольское ПХГ (рис. 4).

При расчетах рассмотрены несколько вариантов размещения скважин, нагнетающих СО2 в неосновном куполе Пелагиада.

В первом варианте использовались существующие скважины на Пелагиаде. При этом значительная доля метанового газа останется блокированной в приконтурной части. Еще одним негативным аспектом является близость очага закачки СО2 к эксплуатационным скважинам.

Давление, МПА

Рис. 1. Зависимость растворимости СО2 в пластовой воде с минерализацией 5 %

от давления и температуры

о - ■ 1 ----------------------------------------------------------------------------------------------

0 5 10 15 20

Давление, МПа

Рис. 2. Зависимость плотности СО2 и СН4 от давления при разных температурах

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 80

21.08.2015 9:59:36

Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

81

Й102

I 101

4

100

10-1

% ! t

-- 5 4—* • : I

газ - жидкость Краснодарское ПХГ газ - твердое тело ^^9 Кущёвское ПХГ жидкость - твердое тело Невское ПХГ Гатчинское ПХГ Северо-Ставропольское ПХГ Карашурское ПХГ Увязовское ПХГ Касимовское ПХГ Щёлковское ПХГ 1 1 1 1 1 1

10-2

-80

-60

-40

-20

20

40

60 80 Температура,°С

0

Рис. 3. Фазовая диаграмма СО2 и пластовые условия некоторых ПХГ

0 0,25 0,50 0,75 1,00

Рис. 4. Трехмерная модель Северо-Ставропольского ПХГ

В начале эксперимента давления в зоне закачки СО2 и области эксплуатационных скважин ПХГ, где происходят закачка и отбор метанового газа, одинаковы, однако к концу пятилетнего периода разность давлений составляет ~ 10 бар (рис. 5).

Распространение СО2 происходит только в газонасыщенной части коллектора, несмотря на его отличную растворимость в воде. Достаточное для безопасного частичного замещения буферного объема на СО2 в течение шести лет расстояние между очагом нагнетания СО2 и ближайшими эксплуатационными скважинами составляет около 6 км при проницаемости пласта 200 мД. При проницаемости более 400 мД фронт диоксида углерода окажется на окраине дренируемой области, что повлечет за собой прорыв к эксплуатационным скважинам и необходимость сепарации СО2 из добываемого газа.

При использовании существующих скважин в купольной зоне часть метанового газа,

№ 3 (23) / 2015

находящаяся за барьером нагнетания СО2, останется блокированной. Поэтому просчитывались варианты с периферийным расположением скважин. При большей удаленности очага нагнетания СО2 от основной области появляется необходимость в бурении новых скважин, однако такое расположение скважин практически не запирает часть метанового газа. Еще более оптимальным представляется бурение новых скважин рядно вдоль дальней части, что обеспечит максимальное удаление очага закачки и исключит возможность прорыва СО2 к центральной части хранилища.

Как показали расчеты, большого влияния на характер распространения СО2 по коллектору глубина перфорации скважин не оказывает, существенного растворения СО2 в воде не наблюдается. Распространение происходит преимущественно по газонасыщенной части коллектора.

На модели были также рассчитаны варианты нагнетания в основную часть хранилища.

VGN-3-23-2015-v24.indd 81

21.08.2015 9:59:36

82

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

В первом варианте использовались существующие на ПХГ скважины северо-восточной части основного купола. Расчет был произведен на непрерывной закачке СО2 с дебитом 2 млн м3/сут в пласт при объеме закачки в 10 млрд м3 за 15 лет. Результаты показали, что остается область, занятая природным газом, который извлечь невозможно. В этом варианте фронт распространения СО2 достиг эксплуатационных скважин ПХГ.

Во втором варианте закачки СО2 в основную залежь предполагалось бурение нового фонда скважин вдоль границы газоводяного контакта (ГВК) на максимально удаленном

от эксплуатационных скважин участке. Такое рядное размещение скважин имеет преимущество - за счет более отдаленного расположения очага нагнетания фронт СО2 не достигнет эксплуатационного фонда скважин.

Также моделировался процесс растекания СО2 после закачки. Поровый объем пласта, занятый СО2, в конце периода его закачки составляет 76,5 млн м3 (рис. 6). После окончания закачки СО2 в пласт поровый объем, насыщенный диоксидом углерода, увеличивается. По мере расформирования воронки СО2 растекается по пласту-коллектору. После того как давление в зоне нагнетательных скважин урав-

0 10 20 30 40 50 60 70

Время, мес.

Рис. 5. Динамика давлений в зоне закачки СО2 и области эксплуатационных скважин ПХГ

50

45 S

40 |

35

30 §

ц

25С

20

15

10

5

0

о

о

(N

О

О

о

(N

(N

О

(N

О О

(N

О

<N

<N

ГО

О

<N

<N

О

<N

<N

«О

О

<N

<N

О О ГО

го го

го

40

о

(N

н

о

го

Г"

О

<N

<N

О

ГО

00 04

О о

<N <N

<N <N

О О

го го

Рис. 6. Динамика изменения порового объема, насыщенного СО2, и пластового давления в районе эксплуатационных и нагнетательных скважин

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 82

21.08.2015 9:59:37

Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

83

нивается со средним давлением в залежи, растекание СО2 прекращается [6].

Результаты показывают принципиальную возможность использования СО2 на ПХГ для замещения буферного метанового газа не только в многокупольных, но и в однокупольных залежах на действующих и создаваемых ПХГ. Наибольший эффект будет наблюдаться при хранении газа в многосводовых структурах. Предпочтительными для реализации являются

Список литературы

1. ПБ 08-621-03. Правила создания

и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах (утв. постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 г.

№ 57). - М., 2003.

2. Максимова Т.В. Новый показатель качества транспортируемого природного газа - молярная доля диоксида углерода / Т.В. Максимова,

А.А. Макинский, Б.Д. Донских // Газовая промышленность. - 2011. - № 2/656.

3. Крейнин Е.В. Негативное воздействие парниковых газов на глобальное изменение климата / Е.В. Крейнин // Газовая промышленность. - 2004. - № 1. - С. 70-71.

ПХГ с невысоким пластовым давлением (до ~ 9 МПа), где СО2 будет постоянно находиться в газовой фазе. Эффект обусловлен снижением затрат на создание буферного объема газа в ПХГ или его сокращением. Необходимо рассмотрение экономической целесообразности бурения новых скважин, если в периферийной области отсутствуют пригодные для нагнетания СО2 скважины.

4. Коуль А. Л. Очистка газа / А. Л. Коуль,

Ф.С. Ризенфельд; под общ. ред.

И.И. Абрамсона. - М.: Госуд. науч.-техн. изд. нефтяной и горно-топливной литературы,

1962. - 396 с.

5. Семенова Т.А. Очистка технологических газов / Т.А. Семенова, И. Л. Лейтес, Ю.В. Аксельрод

и др. - М.: Химия, 1977. - 488 с.

6. Разработка технологических решений по созданию и эксплуатации ПХГ в пористых пластах с комбинированным (природный метановый газ + углекислый газ) буферным газом: отчет о НИР / Газпром ВНИИГАЗ. -Эт. 2: Разработка технологических решений по созданию и эксплуатации ПХГ в пористых пластах с комбинированным (природный метановый газ + углекислый газ) буферным газом. - М.: Газпром ВНИИГАЗ,

2011. - 280 с., ил.

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 83

21.08.2015 9:59:37