CC BY
30ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА
УДК 622.691.24
С.А. Хан, заместитель начальника Департамента - начальник Управления по подземному хранению газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа, ОАО «Газпром» (Москва, Россия); А.С. Гарайшин, начальник лаборатории технологического проектирования ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия); И.Г. Бебешко, старший научный сотрудник лаборатории перспективных ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия); А.В. Григорьев, заместитель начальника лаборатории технологического проектирования ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия); С.С. Дейнеко, старший научный сотрудник лаборатории технологического проектирования ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия), e-mail: [email protected], Н.А. Исаева, старший научный сотрудник лаборатории технологического проектирования ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия), e-mail: [email protected]
Исследование возможности частичного замещения буферного объема газа на диоксид углерода на ПХГ
Частичное замещение буферного метанового газа на СО2 позволит сократить капитальные затраты на подземное хранилище газа (ПХГ) за счет уменьшения буферного объема газа. Снижения вероятности прорыва СО2 к эксплуатационным скважинам ПХГ можно достичь, закачивая СО2 в слабодренируемые и/или удаленные области ПХГ. Проведена оценка принципиальной возможности использования углекислого газа для частичной замены природного метанового буферного газа на подземном хранилище газа (ПХГ) в пористом пласте. Установлено, что частичная замена возможна на этапе сооружения, расширения или циклической эксплуатации ПХГ.
Рассмотрены физико-химические процессы, возникающие при закачке СО2 в пласт-коллектор. Определены потенциальные источники углекислого газа. На примере одного из крупнейших российских ПХГ - Северо-Ставрополь-ского - представлены результаты вычислительных исследований процесса замещения при различном размещении нагнетательных скважин и определении зоны распространения углекислого газа в пласте. 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 ПХГ с невысоким пластовым давлением (до « 9 МПа), где СО2 будет постоянно находиться в газовой фазе. Эффект обусловлен снижением капитальных 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.
Ключевые слова: подземное хранилище газа, комбинированный буферный объем газа, природный метановый газ, углекислый газ, смешение газов.
S.A. Khan, OJSC Gazprom (Moscow, Russia), Deputy Head of the Department - Head of the Gas Underground Storage Division of the Gas Transportation, Underground Storage and Utilization Department; A.S. Garayshin, OJSC Gazprom VNIIGAZ (Moscow Region, Russia), Head of the GUS (Gas Underground Storage) Process Engineering Laboratory; I.G. Bebeshko, OJSC Gazprom VNIIGAZ (the Moscow Region, Russia), Senior Research Worker of the Prospective GUS Laboratory; A.V. Grigorev, OJSC Gazprom VNIIGAZ (Moscow Region, Russia), Deputy Head of the GUS (Gas Underground Storage) Process Engineering Laboratory; S.S. Deyneko, OJSC Gazprom VNIIGAZ (Moscow Region, Russia), Senior Research Worker of the GUS Process Engineering Laboratory, e-mail: [email protected]; N.A. Isayeva, OJSC Gazprom VNIIGAZ (Moscow Region, Russia), Senior Research Worker of the GUS Process Engineering Laboratory, e-mail: [email protected]
Investigation of the possibility of partial substitution buffer gas volume UGS to carbon dioxide
Partial substitution of buffer methane gas by C02 will allow decreasing capital costs for gas underground storage (GUS) by means of the buffer gas volume decrease. Decrease of probability of C02 breakthrough to the GUS producing wells can be achieved by means of C02 pumping into GUS low-drained and/or remote areas. Principal possibility of carbon dioxide use for natural methane buffer gas partial replacement in the gas underground storage (GUS) in a porous bed was assessed.
58
№ 5 май 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
UNDERGROUND GAS STORAGE
It is determined that partial replacement is possible at the stage of GUS construction, expansion, or cycle operation. Physical and chemical processes arising when pumping C02 into the reservoir bed are considered. Carbon dioxide potential sources are determined. The computational studies results of the replacement process in case of the injection wells various placement and determination of the zone where carbon dioxide spreads in the bed are presented using the Severo-Stavropolskoye GUS, one of the largest Russian GUS, as an example.
The results show a principal possibility of C02 use in GUS for substitution of the methane buffer gas not only in noded spheroids, but also in plain-type spheroids in existing GUS and GUS under construction. The maximum effect will be observed in case of gas storage in multi-roof structures. GUS with a low reservoir pressure (up to « 9 MPa) where C02 is always in a gas phase is preferable for GUS implementation. The effect is conditioned by capital costs decrease for the buffer gas volume creation in GUS or its decrease. It is necessary to consider the economic expediency of new well drilling, if there are no wells suitable for C02 pumping in the peripheral area.
Keywords: underground gas storage, combined gas buffer volume, natural gaz, carbon dioxide.
При сооружении и эксплуатации ПХГ на долю буферного газа, в капитальных вложениях, приходится до 30% и более. Замена 20% буферного газа углекислым позволит сократить капвложения на 5%. При расширении ПХГ экономический эффект будет получен от экономии дополнительного буферного газа. На этапе циклической эксплуатации ПХГ закачка СО2 повлечет за собой высвобождение некоторого объема метанового газа.
Использование СО2 для частичной замены 6% буферного газа на ПХГ показывает рентабельность на уровне внутрикорпоративной. Срок окупаемости наступает на 6-й год эксплуатации,
внутренняя норма рентабельности достигает 18%.
Для замены части буферного метанового газа на СО2 необходимо наличие источников СО2. Наиболее актуальны дымовые газы, получаемые при сжигании природного газа. Их источниками на ПХГ являются ГПА с газотурбинным приводом, установки регенерации ди-этиленгликоля, котельные. В последнее время остро стоит проблема парникового эффекта, поэтому развитые страны разрабатывают концепцию энергетики без выбросов СО2 [1]. При использовании дымовых газов технологического оборудования ПХГ в качестве источника СО2 для замены
части буферного 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. Проведена оценка физико-химических параметров дымовых газов Севе-ро-Ставропольского ПХГ и целесообразность получения из них СО2. Наиболее приемлемой технологией улавливания СО2 является улавливание после сжигания топлива.Рекомендована абсорбция диэтаноламином и мембранное разделение дымового газа.
0,06
0,05
5 0,04
I 0,03
s
а
о
в
§0,02 а.
0,01
Давление, МПа
Рис. 1. Растворимость СО2 в пластовой воде с минерализацией 5% в зависимости от давления и температуры
Fig. 1. СО2 solubility in 5% mineralized formation water depending on pressure and temperature
о о / 100 »
il
н-80 -60 ё V с L4 S -40 -2 0 0,1 0 4 0 6 0 8
Пластовы температура, град.С
"Невское ПХГ
Гатчинское ПХГ 1
Северо-Ставропольское ПХГ —Краснодарское ПХГ
—Ж-Т -»-Щелковское ПХГ
•-Касимовское ПХГ -^Кущевское ПХГ »-Увяэовское ПХГ -»-Карашурское ПХГ
Рис. 2. Фазовая диаграмма СО2 и пластовые условия некоторых ПХГ Fig. 2. СО2 phase diagram and formation conditions of some GUS
Ссылка для цитирования (for references):
Хан С.А., Гарайшин А.С., Бебешко И.Г., Григорьев А.В., Дейнеко С.С., Исаева Н.А. Исследование возможности частичного замещения буферного объема газа на диоксид углерода на ПХГ // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 5. - С. 58-61.
Khan S.A., Garayshin A.S., Bebeshko I.G., Grigorev A.V., Deyneko S.S., Isayeva N.A. Issledovanie vozmozhnosti chastichnogo zameshhenija bufernogo ob'ema gaza na dioksid ugleroda na PHG [Investigation of the possibility of partial substitution buffer gas volume UGS to carbon dioxide]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 5. P. 58-61.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 5 май 2015
59
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА
Рис. 3. Трехмерная модель Северо-Ставропольского ПХГ Fig. 3. 3D model of the Severo-Stavropolskoye GUS
При технологическом проектировании ПХГ с комбинированным буферным объемом газа (КБГ) важно смешение газов разного состава, на которое влияют растворимость, конвекция, дисперсия, диффузия [2, 3]. Основную роль при смешении газов играет конфигурация залежи ПХГ и неоднородность пласта. Проблема расчета такого смешения 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]. Растворимость газов в воде возрастает с ростом давления и с уменьшением температуры и минерализации воды (рис. 1).
Критическая точка СО2 составляет 31 °С и 7,38 МПа, а метана - (-83) °С и 4,6
МПа. Термобарические условия пластов (рис. 2) на ПХГ РФ соответствуют газообразному, жидкому, смешанному или закритическому состоянию СО2. Для сопоставления физических свойств метана и СО2 составлены зависимости плотности и вязкости газов от давления при разных температурах. Плотность и вязкость СО2 выше, чем у углеводородного газа ПХГ. При повышении давления разница плотностей и вязкостей газов возрастает. На Щелковском и Карашур-ском ПХГ СО2 будет находиться в жидком фазовом состоянии, и замещение не эффективно.
Эффективность этой технологии проверена на примере гидродинамических расчетов по закачке СО2 в Северо-Став-ропольское ПХГ (рис. 3). При расчетах рассмотрено три варианта размещения скважин, нагнетающих СО2 в неосновном куполе Пелагиада, а также
варианты с размещением скважин в при-контурной области основной залежи. 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.
При одинаковом давлении в зоне закачки СО2 и области эксплуатационных скважин ПХГ, где происходит закачка и отбор метанового газа, в самом начале эксперимента, к концу пятилетнего периода, разность давлений составляет ~ 10 бар (рис. 4). При проницаемости более 400 мД фронт СО2 окажется на окраине дренируемой области, что повлечет за собой прорыв к эксплуатационным скважинам и необходимость сепарации СО2 из добываемого газа (рис. 5). Распространение СО2 происходит только в газонасыщенной части коллектора, несмотря на отличную растворимость его в воде. Для безопасного частичного замещения буферного объема на СО2 в течение шести лет достаточное расстояние между очагом нагнетания СО2 и ближайшими эксплуатационными скважинами составляет около 6 км при проницаемости пласта 200 мД. При использовании существующих скважин в купольной зоне часть метанового газа, находящаяся за барьером нагнетания СО2, останется блокированной. Поэтому просчитывались варианты с периферийным расположением скважин. При большей удаленности очага
Рис. 4. Динамика давлений в зоне закачки СО2 и области эксплуатационных скважин ПХГ
Fig. 4. Pressure history in СО2 pumping area and in GUS producing wells area
Рис. 5. Распространение СО2 к концу пятилетнего периода закачки Fig. 5. СО2 expansion by the end of the five-year pumping period
60
№ 5 май 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
UNDERGROUND GAS STORAGE
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 преимущественно происходит по газонасыщенной части коллектора.
На модели были также рассчитаны варианты нагнетания в основную часть хранилища. В первом варианте использовались существующие на ПХГ скважины северо-восточной части основного купола. Расчет был произведен для непрерывной закачки СО2 с дебитом 2 млн м3/сут. в пласт при объеме закачки в 10 млрд м3 за 15 лет . Показано, 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) в макси-
Рис. 6. Динамика изменения порового объема насыщенного СО2 и пластового давления в районе эксплуатационных и нагнетательных скважин
Fig. 6. Dynamic pattern of saturated СО2 pore volume and reservoir pressure in the area of production and injection wells
мально удаленном от эксплуатационных скважин участке. Рядное размещение скважин вдоль наиболее удаленного от ПХГ участка площади вблизи контура ГВК имеет преимущество. За счет более отдаленного расположения очага нагнетания фронт СО2 в этом варианте не достиг 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 СО2, увеличивается. По мере расформирования воронки СО2 растекается по пласту-коллектору. После того как давление в зоне нагнетательных скважин уравнивается со средним давлением в залежи, растекание СО2 прекращается.
Литература:
1. Holt, Neville. Advanced Coal Technologies with CO2 Capture. Electric Power Research Institute Global Climate Change Research Seminar, June 1-2, 2005, Washingtion D.C.
2. Рид Р., Праусниц Дж., Шервурд Т. Свойства газов и жидкостей. - Л.: Химия, 1982. - 591 с.
3. Борисов М.В., Шваров Ю.В. Термодинамика геохимических процессов: Учебное пособие. - М.: Изд-во МГУ, 1992. - 225 с.
4. Михайловский А.А., Трегуб С.И., Григорьев А.В. Мониторинг аккумулируемых и дренируемых объемов газа при его подземном хранении с использованием математических фильтрационных моделей // Наука и техника в газовой промышленности. - 2004. - № 3-4. - С. 29-33.
5. Михайловский А.А., Григорьев А.В. Исследование и прогнозирование слабодренируемых и недренируемых объемов газа на ПХГ // Газовая промышленность. - 2004. - № 5. - С. 60-62.
References:
1. Holt, Neville. Advanced Coal Technologies with CO2 Capture. Electric Power Research Institute Global Climate Change Research Seminar, June 1-2, 2005, Washingtion D.C.
2. Rid R., Prausnits J., Sherwood T. Svojstva gazov izhidkostej [Properties of gases and liquids]. Leningrad, Khimiya Publ., 1982. 591 pp.
3. Borisov M.V., Shvarov Yu.V. Termodinamika geohimicheskih processov [Thermodynamics of geochemical processes]: Tutorial. Moscow, Publishing House of Moscow State University, 1992. 225 pp.
4. Mikhaylovskiy A.A., Tregub S.I., Grigorev A.V. Monitoring akkumuliruemyh i dreniruemyh ob'emov gaza pri ego podzemnom hranenii s ispol'zovaniem matematicheskih fil'tracionnyh modelej [Monitoring of accumulated and drained gas volumes when stored under the ground using mathematical filtration models]. Nauka i tehnika vgazovoj promyshlennosti - Science and Technology in Gas Industry, 2004, No. 3-4. P. 29-33.
5. Mikhaylovskiy A.A., Grigoriev A.V. Issledovanie i prognozirovanie slabodreniruemyh i nedreniruemyh ob'emov gaza na PHG [Study and forecast of low-drained and non-drained gas volumes in GUS]. Gazovaja promyshlennost' - Gas Industry, 2004, No. 5. P. 60-62.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 5 май 2015
61
