CC BY
61
К ЗАЩИТЕ ДИССЕРТАЦИЙ
УДК 55; 553.98; 550.8:553.3/.9
Международный опыт, проблемы и перспективы подземной утилизации кислых неуглеводородных газов
ДА Пушкарева
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл.15, стр.1 E-mail: D_Pushkareva@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Подземная утилизация промышленных газов и неуглеводородных примесей широко распространена по всему миру в качестве решения экологических и геологических проблем нефтегазовой отрасли. Утилизация особенно востребована в последние годы из-за проблемы парникового эффекта и применяется как для долгосрочного хранения примесей, так и для повышения с их помощью компонентоотдачи в истощенных месторождениях. Богатый опыт подземной закачки относительно безопасного углекислого газа накоплен в Канаде и США, в меньшей степени - в странах Западной Европы, Ближнего Востока, СНГ, в том числе России. Однако проектов утилизации и долгосрочного хранения смесей агрессивных кислых газов (H2S и CO2) в мире немного, а информация по ним не является исчерпывающей. В России нет ни одного такого действующего проекта.
Адаптация международного опыта утилизации к отечественной нефтегазовой отрасли особенно актуальна на фоне нестабильного мирового рынка серы, постепенного истощения месторождений и высокого спроса на углеводородное сырье. Отсутствие объектов утилизации значительно сдерживает разработку крупных сероводородсодержащих месторождений из-за жестких экологических требований, предъявляемых к хранению продуктов переработки. В России особенно остро данная проблема проявлена на гигантском Астраханском газоконденсатном месторождении с уникальными пластовыми газами, наполовину состоящими из агрессивной углекисло-водородной смеси.
В статье приведен краткий обзор зарубежного опыта закачки кислых газов в природные подземные резервуары. Несмотря на относительно скромную практику закачки и малочисленность выполненных технических исследований, анализ зарубежной литературы показывает, что непреодолимых технических барьеров для долгосрочного подземного хранения смесей кислых газов или попутного увеличения с их помощью нефте- и газодобычи в России не существует.
Ключевые слова:
высокосернистые месторождения, утилизация кислых газов,
улавливание
флюида,
геологические
критерии хранения
промышленных
стоков,
экологическая безопасность недр.
Проблема утилизации кислых газов
В условиях истощения углеводородных запасов в последние годы интерес для нефтегазовой отрасли стала представлять разработка месторождений с большой концентрацией в сырье неуглеводородных примесей - сероводорода и сопутствующего ему углекислого газа. На данный момент в мире открыты лишь несколько сотен месторождений с высоким содержанием Н^ и С02, из них большая часть сосредоточена в сульфатно-карбонатных породах соленосных бассейнов палеозойского и мезозойского возраста. Эксплуатация месторождений часто затруднена глубоким залеганием продуктивных пластов, сложными термобарическими условиями и высокой токсичностью попутных примесей в сырье (таблица) [1].
В большинстве случаев концентрация кислых газов варьирует от долей до 1.. .2 %, что делает возможной эффективную разработку месторождений с учетом нейтрализации агрессивной примеси различными техническими и химическими способами. Реже содержание кислых газов достигает 5.10 %, в исключительных случаях - превышает 25 % (см. таблицу) [1]. Большой объем пластовых примесей при общих крупных запасах углеводородного сырья не поддается нейтрализации,
Примеры сероводородсодержащих месторождений мира [1, 2]:
ГК - газоконденсатная; НГК - нефтегазоконденсатная; НГ - нефтегазовая; Г - газовая
Месторождение Тип залежи Запасы Продуктивный пласт Глубина, м Давление, МПа / температура, °С Содержание неуглеводородной примеси, %
H2S CO2
Астраханское ГК 2,5 трлн м3 газа и 400 млн т газового конденсата C2 (карбонаты) 3880...4100 61.63 / 102.128 < 26 < 16
Оренбургское НГК 2000 млрд м3 газа, 600 млн т нефти и конденсата P1-C2 (карбонаты) 1700...1850 18.21 / 27 < 4,93 < 5,4
Тенгиз (Казахстан) НГ 3,133 млрд т нефти и 1,8 трлн м3 газа D-C2 (карбонаты) 3800.5400 80.86 / 90.120 16,2 2,6
Карачаганак (Казахстан) НГК 1,35 трлн м3 газа и 1,2 млрд т нефти и газового конденсата D3-P1 (карбонаты) 3700.5360 52.59 / 70.95 < 4 < 7
На^кеп (Иран) Г 0,4 трлн м3 газа № (карбонаты) 3100 Нет данных > 1,5 6,0
Waterton (Канада) Г = 110 млрд м3 газа D2 (карбонаты) 3700 Нет данных 19,24 4,66
Р^иа^ (Китай) Г > 200 млрд м3 газа P -T 2 M (карбонаты) 5500.6100 Нет данных 13,6.14,5 8,2.11,8
Lacq (Франция) НГК 250 млрд м3 газового конденсата, 0,7 млн т нефти № (карбонаты) 3500.5270 68 / 130 < 17 < 19
поэтому на базе сероводородсодержащих месторождений строятся мощные газохимические комплексы для разделения углеводородного (УВ) и неуглеводородного сырья. Например, более половины добываемого УВ-газа и около 5 млн т/год элементарной серы в Канаде добывается из сероводородсодержащих месторождений. Аналогичные заводы для извлечения и переработки кислых компонентов имеются в США, Франции, Германии, Нидерландах и др. странах [3]. В России со времен СССР крупнейшие газохимические комплексы с установками по выпуску товарной серы действуют на Астраханском (далее - АГКМ) и Оренбургском газоконденсат-ных месторождениях.
Однако из-за нестабильности мирового рынка спрос на товарную серу непостоянен, что в любой момент может привести к появлению нереализованных излишков неуглеводородного сырья, которые необходимо безопасно хранить. В России данная проблема наиболее остро проявлена в пределах уникального по запасам АГКМ, обеспечивающего серой до 80 % российского и 10 % мирового рынков. Волатильность цен на серу в совокупности с жесткими экологическими требованиями,
предъявляемыми к хранению сернистых соединений, значительно сдерживает темпы освоения месторождения. Одним из наиболее рациональных способов увеличить рентабельность АГКМ является утилизация неликвидного токсичного сырья [4-6]. Поскольку эмиссия кислых газов в атмосферу жестко ограничена Киотским протоколом от 2005 г., утилизировать токсичные продукты переработки планируется в подземных пластах1.
Проекты по утилизации промышленных газов известны и используются в мире уже более 50 лет в качестве решения экологических и геологических проблем нефтегазовой и др. отраслей, особенно востребованного в последние годы из-за парникового эффекта [7, 8]. В нефтегазовом секторе закачка неуглеводородных примесей в пласт применяется как в рамках утилизации, так и для попутного повышения компонентоотдачи в истощенных месторождениях. Данные технологии получили широкое распространение в Канаде и США, в меньшей степени - в странах Западной Европы, России
cm. United Nations Framework Convention on Climate Change. Kyoto protocol reference manual on accounting of emissions and assigned amount. - Bonn, Germany: Climate Change Secretariat (UNFCCC), 2008.
и СНГ и частично были заимствованы из нефтегазовой промышленности. Однако, несмотря на длительный и эффективный международный и отечественный опыт закачки углекислого газа в подземные емкости, проектов утилизации и долгосрочного хранения смесей кислых газов в мире мало, а информацию о них нельзя считать исчерпывающей. В России же на данный момент нет ни одного аналогичного действующего проекта.
Мировой опыт вторичного использования и утилизации углекислого газа
Попытки реализации сайклинг-процесса в нефтегазовой отрасли были предприняты в 1930-х гг. в США и подразумевали закачку сухого газа для поддержания пластового давления и повышения компонентоотдачи на месторождении. Первая полноценная инженерная закачка в продуктивные пласты состоялась в начале 1970-х гг. в рамках проекта по повышению нефтеотдачи с помощью CO2 в Пермском бассейне Западного Техаса и на востоке штата Нью-Мексико. Позднее закачка CO2 началась на месторождениях Скалистых гор, Мидконтинента и Мексиканского побережья, причем на некоторых из них, например на Sacroc и Devonian Unit (North Cross), это продолжается до сих пор [9].
В СССР в 1960-1980-е гг. также проводились эксперименты по закачке СО2 в растворенном в воде виде (Туймазинское, Радаевское, Козловское, Сергеевское, Елабужское и др. месторождения). Проекты показали свою эффективность, однако проблемы окупаемости и отсутствие подходящего оборудования не позволили эффективно развивать данное направление в тот период [9].
В начале 1990-х гг. популярность идеи закачки кислых газов выросла благодаря работе отдельных ученых и исследовательских групп (Bachu et al.; Baes et al.; Gunter et al.; Van der Meer; Kaarstad и др.). Нефтегазовые компании в США, Канаде, Японии, Европе и Австралии стали проявлять интерес к вторичному использованию кислых газов, поскольку данная технология делает разработку месторождений с повышенным содержанием кислых газов экономически целесообразной (примерами могут служить месторождения Natuna в Индонезии, In Salah в Алжире или Gorgon в Австралии). Углекислый газ очень перспективен для закачки в истощенные нефтяные и газовые пласты
месторождений, поскольку на момент закачки такие месторождения уже хорошо разведаны и обладают развитой инфраструктурой. Помимо этого метод повышения нефтеотдачи при постепенной добыче нефти может компенсировать часть затрат на улавливание, транспортировку и закачку С02. Однако, несмотря на большой потенциал технологии, количество мировых проектов обратной закачки СО2 ограничено. Это объясняется тем, что лишь небольшое число залежей углеводородов в настоящее время истощаются или почти исчерпаны и, соответственно, критерии использования С02 не соответствуют стадиям разработки [8].
В 1996 г. компанией Statoil и ее партнерами инициирован первый в мире крупномасштабный офшорный проект захоронения С02 на газовом месторождении Sleipner в Северном море. Закачка С02 ежегодным объемом 1 Мт (из рассчитанных 42 Мт) производится с платформы в высокоминерализованный водонасы-щенный песчаный пласт Цзта, экранированный мощным прослоем аргиллитов. Контроль пласта осуществляется методами сейсмического мониторинга и гравиразведки, а также включает регулярный отбор пластовых проб С02 из вышележащих интервалов и морской воды для отслеживания газовых утечек [6, 10].
Другим крупнейшим проектом является Weybum-Midale (Канада), с 2000 г. объединяющий метод повышения нефтеотдачи с комплексной программой мониторинга и моделирования для оценки целостности резервуара и скважин при хранении С02. Планируется, что за полный период эксплуатации в пределы нефтяного месторождения будут закачаны до 20 Мт С02, полученного с соседнего газоперерабатывающего угольного завода на территории Северной Дакоты в США. Закачиваемый газ в значительной степени состоит из С02 с небольшим количеством Н^ и легких углеводородов. Закачка на месторождении производится с помощью горизонтальных и вертикальных скважин в карбонатный коллектор, перекрытый мощной толщей ангидритов. Над коллектором присутствуют несколько протяженных водонасыщенных пластов, предусмотренных для аварийного улавливания в случае утечек газа из продуктивной залежи [8, 11].
С 2004-го по 2011 г. в Алжире действовал крупный проект по улавливанию кислого газа, подготовленный компаниями ВР, Sontrach и Statoil. Переработанный на нефтяном
месторождении Krechba углекислый газ закачивался в песчаный пласт на месторождении In Salah на глубину 1900 м в непосредственной близости от газоперерабатывающего завода. Закачка производилась горизонтальными скважинами в нижнюю часть водоносного горизонта газового резервуара, ежегодный объем закачки составлял 1...1,2 Мт газа. Опыт закачки на месторождении In Salah показал возможность хранения газа в песчаниках с относительно низкой плотностью, широко распространенных в США, Северо-Западной Европе и Китае. В 2011 г. проект временно приостановили в связи с боязнью потери покрышкой герметичности, однако за весь период существования месторождения утечек CO2 зафиксировано не было (по данным университетской программы англ. Carbon Capture and Sequestration, MIT).
Менее крупные проекты закачки углекислого газа в Норвегии, Дании, Германии, Великобритании также подробно описаны с освещением критериев выбора объектов закачки, возможных рисков, методов мониторинга и др. технических подробностей [10].
По данным Международного института улавливания и хранения углекислого газа (GCCSI) за 2019 г., закачка и геологическое хранение CO2 сейчас производятся в рамках крупных проектов (рис. 1):
• в Канаде (проекты Quest, Boundary Dam и др.),
• США (Petra Nova СС, Illinois Industrial CCS, Century Plant, Shute Creek и др.),
• Норвегии (Sleipner, Snohvit),
• Японии (Tomakomai CCS),
• Китае (Jilin Oil Field, Yanchang, Sinopec Qilu Petrochemical CCS),
• Австралии (Gorgon, Carbonnet),
• ОАЭ (Abu Dhabi CCS),
• Бразилии (Petrobras Santos Basin),
• Нидерландах (Hydrogen 2 Magnum),
• Великобритании (The Clean Gas Project) и более мелких проектах в других странах [7]. Также реализуются более сотни коммерческих проектов увеличения нефтеотдачи на месторождениях с помощью закачки CO2, причем основная их часть сосредоточена в карбонатных отложениях Пермского бассейна США [9]. Популярность данного направления в США частично объясняется наличием недорогого природного углекислого газа из близлежащих месторождений и водохранилищ и возможностью его легкой транспортировки до ближайших истощенных нефтяных месторождений. Другие мировые проекты на данный момент находятся в разработке из-за экологических ограничений.
Мировой опыт закачки смесей кислых газов
На рубеже 1980-1990-х гг. в Канаде предложили хранить СО2 совместно с небольшими количествами H2S, SO2 или NO2, поскольку экономически нецелесообразно отделять эти газы
ф • действующие ф % находящиеся в разработке ^ ® завершенные • тест-центры
Рис. 1. Крупномасштабные (более 0,4 млн т) международные проекты улавливания и хранения С02 за 2019 г. (1) и опытно-демонстрационные комплексы (2) [7]
друг от друга и использовать различные технологии их утилизации. Развитию в Канаде в начале 1990-х гг. направления совместной утилизации способствовали жесткие экологические ограничения, препятствовавшие сжиганию сернистых соединений. Поскольку мелким производителям было экономически невыгодно строить заводы по переработке серы, предпочтительным методом стала утилизация сжиженных газов в непродуктивные формации. Некоторые исследователи также предлагали использовать сжиженный кислый газ для увеличения компонентоотдачи, однако эта идея была временно отложена из-за большой нагрузки на аминный блок и опасений, что содержание кислых газов в УВ сырье будет постоянно увеличиваться [12]. В условиях жестких экологических требований, проблемного рынка серы и слабой изученности технологии повторного использования смесей кислых газов перед Канадой встала задача утилизации газов без их повторного использования с полным исключением выбросов сернистых и углекислых соединений в атмосферу.
Первая обратная закачка кислых газов в пласт проведена компанией Chevron на канадском месторождении Acheson в провинции Альберта. Проект начал работу в 1989 г. и действует до сих пор. Объемы закачки на месторождении достаточно невелики (< 140 тыс. м3/сут), закачка производится на глубину 1000.3000 м в выработанный песчаный пласт, состав закачиваемой смеси варьирует от практически чистого CO2 до чистого H2S. Сегодня аналогичные схемы закачки, направленные преимущественно на утилизацию кислых газов, в большинстве сосредоточены в канадской провинции Альберта. Это проекты West Pembina, Wayne-Rosedale, Puskwaskau, North Normandville, West Culp и Rycroft [12, 13]. Основной вклад в развитие технологии закачки и хранения смесей кислых газов внесли следующие ученые: S. Bachu, J.J. Carroll, W.D. Gunter, M. Buschkuehle, A.W. Thompson, S.J. Baines, M.A. Clark, J.J. Dooley, S. Dashtgard, C.D. Hawkes, K. Haug, H.L. Longworth, M. Wilson, S. Wong и др. [6].
В настоящее время в Канаде смесь кислых газов закачивается на различных объектах в бассейне Альберты в провинциях Альберта и Британская Колумбия [8, 13]. Наиболее подробно в открытых источниках описан действующий канадский проект Zama,
расположенный в северо-западной части провинции Альберта. С газоперерабатывающего завода производится закачка CO2 (70 %) с высокими концентрациями H2S (30 %) в объеме 250 т кислого газа в день. Закачка производится с помощью пяти нагнетательных скважин в непосредственной близости от месторождения на глубину 1600 м в одно из многочисленных рифовых поднятий, являющееся выработанной залежью и ограниченное по периметру непроницаемыми ангидритами. Проект включает масштабную программу экологического контроля недр и, как предполагается, будет работать в течение 18 лет с сохранением 1,3 Мт CO2 и 0,5 Мт H2S (по данным университетской программы Carbon Capture and Sequestration Technologies, MIT). По мнению отдельных исследователей [14, 15], многие результаты, полученные благодаря проекту Zama, можно будет применять на подобных сооружениях по всему миру.
Несмотря на то что в последние десятилетия в США активно использовалась закачка кислого газа, среди опубликованных данных мало сведений об американских проектах [11]. Согласно заключительному отчету2 Целевой группы по геологическому улавливанию CO2 Межгосударственной комиссии по нефти и газу (англ. Interstate Oil & Gas Compact Commission, IOGCC) за 2005 г. кислый газ в США закачивается в глубокие минерализованные водоносные горизонты и истощенные пласты. Закачка осуществляется на 20 участках в семи штатах (Вайоминг, Юта, Нью-Мексико, Северная Дакота, Оклахома, Техас и Мичиган) [8, 11]. При небольшом количестве проектов средний объем закачки в американских проектах превышает канадский. Например, на заводе Anadarko Brady в Вайоминге скорость закачки составляет около 150 тыс. т кислого газа, состав газовой смеси - 85 % CO2 и 14 % H2S. В литературе описаны еще несколько подобных американских проектов: Dumas (штат Техас); Lisbon (штат Юта); Artesia (штат Нью-Мексико) и др. Поскольку технология оправдывает себя, все больше и больше производителей в США рассматривают подземную утилизацию в качестве метода борьбы с нежелательным кислым газом [12].
См. https://iogcc.ok.gov/sites/g/files/gmc836/f/
co2_storage_summary-road_to_a_greener_energy_
future-2007.pdf
Одной из немногих европейских стран, применяющих технологию подземной утилизации кислого газа, является Польша. В 1993 и 1996 гг. польской нефтегазовой компанией PGNiG S.A. были спроектированы и запущены две промышленные установки для подземной закачки кислых газов: Kamien Pomorski и Borz^cin. Первой пилотной установкой кислый газ, полученный при сепарации нефти, закачивается в залежь Kamien Pomorski для увеличения нефте- и газоотдачи на месторождении и уменьшения выбросов токсичных продуктов переработки в атмосферу. Вторая установка использовалась для закачки кислых газов сепарации (60 % CO2 и 15 % H2S с небольшим количеством N2 и Q+) в водоносную толщу, изолированную от вышележащих водных горизонтов, но имеющую общий контакт с газовой шапкой месторождения Borz^cin [16-18]. За более чем двадцатилетнюю практику проект Borz^cin показал, что возможно закачивать кислый газ непосредственно в водную толщу, имеющую гидродинамический контакт с газоносной зоной, без существенного влияния на состав добываемого газа. Проект Kamien Pomorski подтвердил, что кислый газ может длительно использоваться в качестве эффективного вытесняющего компонента в рамках увеличения нефте- и газоотдачи на месторождении. Кроме того, длительный период эксплуатации подтвердил эффективность выбранных при проектировании технологий и материалов, а также показал, что проблема коррозии оборудования и труб оказалась менее серьезной, чем ожидалось [16-18].
Успешные попытки увеличения нефтеотдачи с помощью закачки кислого газа в последние годы были предприняты в Казахстане на месторождениях Кашаган и Тенгиз. Закачка кислого газа рассматривается как альтернатива закачке полимеров и классическим методам повышения нефтеотдачи, применяемым на месторождениях с 1960-х гг. По сравнению с другими методами закачки (природный газ или CO2) закачка кислого газа уменьшает вязкость и плотность нефти, что увеличивает ее подвижность, а также частично препятствует образованию асфальтенов. Другими преимуществами закачки кислых газов являются поддержание пластового давления, возможность утилизации серы и экономия средств на ее переработке/нейтрализации. Минусами, как и в других проектах, являются технические
и экологические риски, связанные с коррозионной активностью и токсичностью Н^, поскольку Кашаган и Тенгиз находятся в пределах эко-чувствительной зоны на шельфе и в непосредственной близости от Каспийского моря [19].
Основные особенности и технические проблемы утилизации кислых газов
Практически 30-летний опыт подземной утилизации кислых газов позволил сформулировать общие критерии выбора резервуаров и выделить часто возникающие при эксплуатации проблемы. Выбор объекта для закачки кислого газа подразумевает всестороннее изучение вопроса и помимо геологического должен включать технологическое, экологическое и экономическое обоснование эффективности закачки.
• Бассейны для закачки кислых газов должны располагаться в пределах платформенных областей (мощный осадочный чехол и стабильный тектонический режим), иметь вмещающие породы с высокими фильтрацион-но-емкостными свойствами или масштабными кавернами, обширные мощные непроницаемые флюидоупоры, а также обладать минимальной гидродинамической взаимосвязью между пластами. Преимуществами также являются изученность бассейна и наличие в нем разведанных или эксплуатируемых залежей. Это обеспечит развитую инфраструктуру в регионе, высокую освещенность геологоразведочными работами, помешает загрязнению невскрытых залежей и т.д.
• Закачка кислых газов обычно производится либо в истощенные/выработанные месторождения, либо в водонасыщенные высокоминерализованные пласты, намного реже -в угольные пласты, соляные каверны, базальтовые толщи, сланцы и выработанные шахты [8].
• Выбор объекта для закачки часто определяется близостью к объектам добычи и корректируется после всесторонней комплексной оценки потенциального хранилища. Знание геологических условий бассейна и характеристик пласта имеет решающее значение для оценки целостности резервуара, а также прогноза краткосрочного и долгосрочного улавливания закачанного флюида. Комплексная оценка включает:
1) определение объема резервуара, достаточного для улавливания всего рассчитанного объема кислого газа в течение всего срока реализации проекта;
2) определение толщины и протяженности вышележащего флюидоупора;
3) поиск стратиграфических ловушек или трещин, которые могут повлиять на герметичные характеристики резервуара;
4) определение расположения и протяженности подстилающих резервуар флюидо- или гидроупоров, а также диагностику боковых структурных ограничений;
5) оценку сейсмического (неотектонического) риска;
6) оценку скорости и направления движения системы пластовых вод для оценки миграции закачанного кислого газа;
7) определение фильтрационно-емкостных свойств коллектора (пористости, проницаемости и неоднородности);
8) определение химического состава пластовых флюидов (пластовой воды для водоносных горизонтов, нефти или газа - для истощенных пластов);
9) определение пластовых температур и давлений;
10) подробный анализ кернового материала из коллектора и флюидоупора;
11) полную и точную историю бурения скважин в пределах нескольких километров от нагнетательной скважины для определения гидродинамических зон, на которые может воздействовать закачиваемый кислый газ.
• С технической точки зрения большим плюсом при выборе объекта станет наличие буферного поглощающего изолированного пласта, залегающего над рабочим, для улавливания лишних объемов флюида, аварийных вертикальных утечек или снижения давления в рабочем пласте. Подходящим для буфера может являться пласт вышележащей разрабатываемой залежи с постепенно снижающимся давлением.
• Важно на начальном этапе проекта определить потенциальные пути миграции закачиваемого флюида из резервуара в другие водоносные пласты, питьевые сельскохозяйственные воды и на поверхность земли. Потенциальными путями миграции являются поровое пространство флюидоупора («эффект мембранной диффузии»), дизъюнктивные нарушения во флюидоупоре и заброшенные / ликвидированные скважины (рис. 2).
Потенциальные пути и механизмы утечки
A Превышение капиллярного
давления и вертикальная утечка
B. Утечка газа через разломы
С. Утечка газа через окна во флюидоупоре
О. Появление разломов при превышении давлением нагнетания давления в резервуаре
E. Утечка через плохо законсервированные скважины
Р. Выведение газа из залежи водным потоком
и его последующая утечка
G. Миграция растворенного газа в водные горизонты и атмосферу
Превентивные меры и способы устранения
A, B. Экстракция газа и очистка грунтовых вод
С. Удаление газа и повторная закачка в другой объект
D. Уменьшение
объемов или давлений закачки
E. Повторная цементация/ консервация скважины
F G. Остановка газового потока и проведение повторной закачки
Рис. 2. Потенциальные маршруты утечки кислых газов в пределах подземных хранилищ (См. EUB (Alberta Energy and Utilities Board), 2020. Directive 65: Resources Applications for Conventional and Gas Reservoirs. Alberta Energy and Utilities Board, Calgary, AB.)
Во избежание утечек и прорывов флюида необходимы тщательное исследование потенциальных ловушек, а также технологически корректная эксплуатация пластов при оптимальных давлениях [13, 20-25].
• Эффективность геологического хранения зависит от комбинации физических (структурных, стратиграфических и гидрогеологических) и химических механизмов улавливания. Наиболее эффективными объектами для хранения кислого газа являются те, где газ неподвижен за счет наличия геологической ловушки, гидрогеологической изолированности пласта, а также растворения в пластовой воде и минерального преобразования. Чем больше типов
улавливания задействовано, тем эффективнее хранение флюида в долгосрочной перспективе (рис. 3, 4) [8, 13].
• Знание фазовых равновесий смесей кислого газа различного состава позволит оптимизировать процесс закачки и решить часть технических проблем, связанных с коррозией, гидратообразованием и давлением на выходе из компрессора. Опытным путем установлено, что для оптимизации хранения и минимизации риска утечек необходимо вводить смесь кислого газа:
1) в сжиженном состоянии (чтобы увеличить емкость хранения и уменьшить плавучесть кислой смеси);
100 101 102 103 104 Время, прошедшее с момента окончания закачки, лет
Рис. 3. Основные механизмы улавливания флюида в пласте2
<3 10
8 -
6 -
4 -
2 -
□ 50 % Н^Э, 50 % СО2 фазовая область
..... 4-ступенчатый цикл компрессии
и охлаждения
- фазовая кривая «жидкость-газ»
---кривая гидратообразования
Область гидратообразования '
.....
•»ши*«''*«**"
• •■•••••••■•••••цда»** |
:;«:ии»»»«*".....
-160
-120
-80
-40
0
40
80
120 160
Температура, °С
Рис. 4. Фазовые диаграммы СН4, С02, H2S и смеси газов (50 % / 50 %), зона гидратообразования и 4-ступенчатый цикл компрессии2 [13]
V
2) при забойных давлениях, превышающих пластовое давление (для приемистости пласта);
3) при температурах, обычно превышающих 35 °С (чтобы избежать образования гидратов, которые могут закупорить трубопровод);
4) с содержанием воды ниже предела насыщения (чтобы избежать коррозии оборудования) (см. рис. 3).
Более подробно технические аспекты фазового поведения смесей кислых газов рассмотрены в работах, посвященных анализу действующих проектов в Канаде [13, 20-25].
• Проблемы экологической безопасности недр делятся на две взаимосвязанные группы: 1) влияние кислого газа на матрицу резервуара / цемента обсадной колонны и 2) локализация шлейфа. Когда кислый газ вступает в контакт с коллектором, он легко растворяется в пластовой воде и создает слабые углекислую и серную кислоты. Это приводит к значительному снижению рН-фактора водной среды, что ускоряет реакционную способность минералов в ней. В зависимости от состава коллектора и минерализации пластовой воды при растворенных С02 и Н^ в коллекторе начинаются различные минеральные реакции, такие как растворение и осаждение карбонатов, выпадение в осадок пирита и т.д. Аутигенное минера-лообразование и растворение активно влияют на пористость и проницаемость вмещающей породы: например, растворение части минерального скелета известняков/доломитов или растворение карбонатного цемента песчаников приводит к повышенной проницаемости пласта и последующему снижению давления нагнетания в краткосрочной перспективе. В процессе эксплуатации также повсеместно встречается снижение приемистости пласта, связанное с миграцией мелких частиц, накоплением нефти или конденсата, осаждением асфальтенов, газогидратов или элементарной серы.
Важное значение для безопасности имеет совместимость цемента обсадной колонны с закачиваемым флюидом в нагнетательных и близлежащих к объекту закачки скважинах. В то время как цемент для неразбуренного фонда скважин может быть испытан и правильно подобран еще до бурения, состояние цемента в имеющихся скважинах в основном неизвестно и требует тщательной проверки на совместимость с флюидом. Например, некарбонатные и кальциевые цементные смеси разрушались
при испытаниях в потоке кислого газа в течение всего лишь нескольких недель [13, 20-25]. Помимо несовместимости при поступлении в старые скважины кислый газ может ускорить разрушение уже деградировавшего цемента, что приведет к возможным утечкам через кольцевое пространство скважины или вдоль обсадной колонны.
• При закачке кислых газов в истощенные нефтегазовые залежи главной проблемой является влияние кислых газов на дальнейшее извлечение углеводородов из залежи. Однако, как уже упоминалось, существуют проекты (2ата и Вога^ст), в которых увеличение нефте-и газоотдачи с помощью смеси кислых газов привело к успешной интенсификации без значительного влияния на компонентный состав извлеченных углеводородов [14-18]. Если газовая смесь закачивается в водоносный горизонт, степень ее миграции и формирование шлейфа зависят от различных факторов, таких как: давление и температура, растворимость, взаимодействие между плавучестью закачиваемой смеси и гидродинамикой водоносного горизонта, неоднородности водоносного горизонта, который контролирует гравитацию и вязкую аппликатуру и т.д.
• На сегодняшний день мониторинг кислого газа непосредственно в недрах не используется из-за высокой стоимости и сложности проведения, а основными контролируемыми параметрами являются состав устьевого газа, температура, давление и скорость потока. Поэтому именно правильное понимание геологии и гидрогеологии при закачке кислого газа в УВ-насыщенный или водоносный горизонт имеет решающее значение при оценке дальнейшего поведения потока и возможности его миграции или утечки в другие блоки [13, 20-25].
***
Анализ зарубежной литературы, посвященной проблеме утилизации кислых газов, показывает, что данная область нефтегазовой отрасли имеет определенные проблемы, связанные с относительно небольшим опытом закачки и малочисленностью проведенных технических исследований. Однако, по данным исследователей из США и Канады [11, 13], во многих аспектах закачка кислого газа является аналогом долгосрочного хранения С02. Большая часть геологических исследований, а также схемы оборудования и методы мониторинга могут
быть переняты из хорошо изученных и проверенных проектов по улавливанию и долгосрочному хранению углекислого газа. Различия между проектами связаны преимущественно с их масштабами и составом закачиваемого газа: средний проект закачки кислых газов характеризуется меньшими масштабами и большими экологическими и технологическими рисками, обусловленными высокой токсичностью и коррозионной активностью Н^.
Поскольку Н^ токсичнее С02, выбросы сероводорода могут представлять большую экологическую опасность, чем выбросы углекислого газа. Аналогичным образом растворение SO2 в пластовых водах создает более сильные реакционные соединения, чем растворение СО2, следовательно, реакция кислоты и вмещающей флюид породы трудно прогнозируема. Поэтому к проектам хранения кислых газов должны предъявляться более жесткие экологические требования, нужен тщательный мониторинг поведения флюида в пласте. Необходимо изучать взаимодействие технического оборудования и скелета породы с закачиваемой смесью кислых газов, оценивать влияние дополнительных компонентов на эффективность хранения смеси кислых газов, исследовать совместное хранение СО2 и Н^, SO2 или NO2 и т.д.
Потенциальные риски для человека и всей экосистемы также могут возникать из-за утечки кислого газа. Утечка способна ухудшить качество подземных вод, повредить
вышерасположенные углеводородные залежи или минеральные ресурсы, а также оказать смертельное воздействие на растения и живые организмы грунта и экологическую безопасность в целом. Во избежание или для смягчения этих последствий необходимы тщательный выбор объекта для закачки, эффективный нормативный надзор, соответствующие программы мониторинга и внедрение методов рекультивации для прекращения или контроля выбросов. Пути достижения названных целей на данный момент разрабатываются и тестируются.
Несмотря на то что для совершенствования технологий закачки кислых газов требуется проведение многочисленных дополнительных испытаний, не существует непреодолимых технических барьеров для использования геологических хранилищ в качестве эффективного варианта утилизации кислых газов или попутного увеличения с их помощью нефте- и газодобычи в России. Однако важно учитывать, что данная технология в России требует адаптации к особенностям региона - своеобразным геологическому строению и составу геологических формаций для закачки, существенно большим объемам закачиваемого флюида, частой близости месторождений кислых газов к экологически охраняемым областям и другим технологическим и экологическим параметрам, что требует разработки собственных критериев эффективного хранения и мониторинга кислых газов в геологических формациях.
Список литературы
1. Соловьёв Н.Н. Основные закономерности размещения и формирования залежей сероводородсодержащего газа / Н.Н. Соловьёв, Л.С. Салина, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. -
№ 1 (25). - С. 125-133.
2. Фенин Г.И. Аномальные пластовые давления в зонах углеводородонакопления нефтегазоносных бассейнов / Г.И. Фенин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2010. - Т. 5. - № 4. - С. 1-20. -http://www.ngtp.rU/rub/4/46_2010.pdf
3. Хвостунова О. Астраханская нефтегазовая аномалия / О. Хвостунова // Коммерсантъ Власть. - 2008. - № 3. - С. 74-78.
4. Голубева И.А. Проблемы производства
и утилизации газовой серы в России, основные направления их решения / И.А. Голубева // НефтеГазоХимия. - 2015. - № 1. - С. 22-27. -https://cyberlemnka.ru/artide/n/proЫemy-proizvodstva-i-utilizatsii-gazovoy-sery-v-rossii-osnovnye-napravleniya-ih-resheniya/viewer
5. Лапидус А.Л. Газовая сера в России: проблемы и перспективы / А.Л. Лапидус, И.А. Голубева // Газохимия. - 2011. - № 3-4 (19-20). - С. 61-73.
6. Мирошниченко М.Г. Совершенствование геолого-технологических методов поиска
и выбора объектов для закачки кислых газов разрабатываемых сероводородсодержащих месторождений: на примере Астраханского свода: дис. ... к.т.н.: 25.00.17, 25.00.12 / М.Г Мирошниченко. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - 171 с.: ил., РГБ ОД, 61 12-5/160.
7. Global status of CCS 2019: Targeting climate change: report / Global CCS Institute. -https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2019/12/GCC_GL0BAL_ STATUS_REP0RT_2019.pdf
8. Benson S. Underground geological
storage / S. Benson, P. Cook, J. Anderson, et al. // IPCC Special report on carbon dioxide capture and storage. - 2005. - Гл. 5. - С. 196-276. -https://pdfslide.net/documents/5-underground-geological-storage.html
9. Трухина О.С. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи
пластов / О.С. Трухина, И.А. Синцов // Успехи современного естествознания. - 2016. - № 3. -С. 205-209.
10. Chadwick A. Best practice for the storage of CO2 in saline aquifers: observations and guidelines from the SACS and CO2STORE projects / A. Chadwick, R. Arts, C. Bernstone, et al. - Nottingham, UK: British Geological Survey, 2008. - 267 c. - (British Geological Survey Occasional Publication. - Вып. 14).
11. Klewicki J.K. Acid gas injection in the United States / J.K. Klewicki, B. Kobelski, A. Karimjee, et al. // Proc. of the 4th Annual conf. on carbon capture and sequestration. - 2006.
12. Carroll J.J. Acid gas injection and carbon dioxide sequestration. Ch. 9: Injection profiles / J.J. Carroll. - Austin, TX: Scrivener Publishing LLC, 2010. -D0I:10.1002/9780470893210.ch9
13. Acid gas injection: A study of existing operations. Phase I: Report PH4/18" / IEA Greenhouse Gas R&D Programme. - Cheltenham, UK, 2003. - 71 с.
14. Smith S.A. Acid gas injection and monitoring at the Zama oil field in Alberta, Canada: A case study in demonstration-scale carbon dioxide sequestration / S.A. Smith, J.A. Sorensen,
E.N. Steadman, et al. // Energy Procedia. - 2009. -Т. 1. - № 1. С. 1981-1988. - D0I:10.1016/ j.egypro.2009.01.258.
15. Smith S.A. Zama acid gas EOR, CO2 sequestration, and monitoring project / S.A. Smith, J.A. Sorensen, E.N. Steadman, et al. // Energy Procedia. - 2011. - T. 4. - C. 3957-3964. -
DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.335.
16. Kosowski P. Experience and prospects of acid gas sequestration in Poland / P. Kosowski, J. Stopa,
P. Wojnarowski, et al. // Natural Gas: Catalysing the Future: proc. of the International Gas Union Research Conference, Rio de Janeiro, Brazil: в 3 т. - 2017. - Т. 1. - С. 764-773.
17. Stopa J. Underground storage of acid gas
in Poland - Experience and forecasts / J. Stopa, J. Lubas, S. Rychlicki // 23rd World Gas Conference, Amsterdam. - 2006. -http://members.igu.org/html/wgc2006/pdf/ paper/add10684.pdf
18. Lubas J. 15-year experience of acid gas storage in the natural gas structure of Borz^cin -Poland / J. Lubas, W. Szott // Nafta-Gaz. - 2010. -№ 5. - C. 333-338.
19. Bealessio B. A review of enhanced oil recovery (EOR) methods applied
in Kazakhstan / B. Bealessio, N. Alonso, N. Mendes, et al. // Petroleum. - 2020. -DOI: 10.1016/j.petlm.2020.03.003.
20. Buschkuehle M. Subsurface characterization of the acid-gas injection operations in the Peace River Arch area: ERCB/AGS special report 090 / M. Buschkuehle, K. Michael. - Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008. -186 c.
21. Michael K. Subsurface characterization of the acid-gas injection operations in the Provost area: ERCB/AGS special report 091 / K. Michael,
M. Buschkuehle. - Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008. - 143 c.
22. Bachu S. Subsurface characterization of the Edmonton-area acid-gas injection operations: ERCB/AGS special report 092 / S. Bachu, M. Buschkuehle, K. Haug, et al. -Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008. - 134 c.
23. Bachu S. Subsurface characterization of the Pembina-Wabamun acid gas injection area: ERCB/AGS special report 093 / S. Bachu, M. Buschkuehle, K. Haug, et al. - Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008. -60 c.
24. Bachu S. Stress regime at acid gas injection operations in Western Canada: ERCB/AGS special report 094 / S. Bachu, K. Haug, K. Michael. -Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008. - 42 c.
25. Bachu S. Subsurface characterization of the Brazeau Nisku Q Pool Reservoir for acid gas injection: ERCB/AGS special report
095 / S. Bachu, K. Michael, M. Buschkuehle. -Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008. - 62 c.
International practice, challenges and outlooks for underground utilization of acid nonhydrocarbon gases
D.A. Pushkareva
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: D_Pushkareva@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Underground utilization of industrial wasted gases and nonhydrocarbon additives is widely spread all over the world as a solution of the environmental and geological challenges of the petroleum industry. Last years, utilization is especially popular due to the greenhouse effect. It is applied both for long-lasting storage of additives, and for improvement of the component recovery at the exhausted fields. Canada has the rich experience of the underground CO2 flooding, the countries of Western Europe, Middle East, and CIS have less practice. Nevertheless, there are only few projects for utilization and long storage of the aggressive mixtures of acid gases (H2S h CO2), the information about them is poor. There is no one such project in Russia.
Adjustment of the foreign practices to Russian conditions is quite topical in the context of the unstable world Sulphur market, and progressive depletion vs high demand of hydrocarbon resources. Lack of suitable facilities considerably slows development of the Sulphur-containing fields due to the severe ecological restrictions. In Russia, this is the case of the gigantic Astrakhan gas-condensate field with the unique embedded gases, which by halves consists of the aggressive mixture of carbon dioxide and hydrogen.
The article briefly reviews foreign practices of underground flooding of the acid gases. In spite of the relatively small-scale practice and studies, analysis of foreign literature shows that there are no tight technical barriers to organize the durable underground storage of mixtures of the acid gases and concurrently increase oil and gas production in Russia.
Keywords: high-sulfur fields, utilization of acid gases, fluid entrapment, geological criteria for storing industrial wastes, environmental safety of subsoil.
References
1. SOLOVYEV, N.N., L.S. SALINA, V.A. SKOROBOGATOV. Main laws for acid gas deposits localization and formation [Osnovnyye zakonomernosti razmeshcheniya i formirovaniya zalezhey serovodorodosoderzhashchego gaza]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016, no. 1 (25): Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia, pp. 125-133. ISSN 2306-8949. (Russ.).
2. FENIN, G.I. Anomalous reservoir pressure in the zones of hydrocarbon accumulation oil and gas bearing basins [Anomalnyye plastovyye davleniya v zonakh uglevodorodonakopleniya neftegazonosnykh basseynov]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya iPraktika [online], 2010, vol. 5, no. 4, pp. 1-20. ISSN 2070-5379. (Russ.). Available from: http://www.ngtp.ru/rub/4/46_2010.pdf
3. KHVOSTUNOVA, O. Astrakhan oil-gas anomaly [Astrakhanskaya neftegazovaya anomaliya]. Kommersant Vlast, 2008, no. 3, pp. 74-78. (Russ.).
4. GOLUBEVA, I.A. Problems of gas Sulphur production and utilization in Russia, ways of solutions [Problemy proizvodstva i utilizatsii gazovoy sery v Rossii, osnovnyye napravleniya ikh resheniya]. NefteGazoKhimiya, 2015, no. 1, pp. 22-27. ISSN 2310-8266. (Russ.). Available from: https://cyberleninka.ru/article/n/problemy-proizvodstva-i-utilizatsii-gazovoy-sery-v-rossii-osnovnye-napravleniya-ih-resheniya/viewer
5. LAPIDUS, A.L., I.A. GOLUBEVA. Gas Sulfur in Russia: problems and prospectives [Gazovaya sera v Rossii: problem i perspektivy]. Gazokhimiya, 2011, no. 3-4 (19-20). - C. 61-73. ISSN 2075-0218. (Russ.).
6. MIROSHNICHENKO, M.G. Perfection of geological-engineering methods for search and selection of facilities being sufficient for pumping acid gases from developed hydrogen-sulfide-containing field. The case of Astrakhan anticlinal fold [Sovershenstvovaniye geologo-tekhnologicheskikh metodov poiska i vybora obyektof dlya zakachki kislykh gazov razrabatyvayemykh serovodorodsoderzhashchikh mestorozhdeniy: na primere Astrakhanskogo svoda]. Candidate's thesis (engineering). Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2011. (Russ.).
7. GLOBAL CCS INSTITUTE. Global status of CCS 2019: Targeting climate change [online]. Available from: https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2019/12/GCC_GLOBAL_STATUS_REPORT_2019. pdf
8. BENSON, S., P. COOK, J. ANDERSON, et al. Underground geological storage. In: IPCC Special report on carbon dioxide capture and storage. 2005, chp. 5, pp. 196-276. Available from: https://pdfslide.net/ documents/5-underground-geological-storage.html
9. TRUKHINA, O.S., I.A. SINTSOV. Practices of carbon dioxide application for improvement of reservoir oil recovery [Opyt primeneniya uglekislogo gaza dlya povysheniya nefteotdachi plastov]. Uspekhi Sovremennogo Yestestvoznaniya, 2016, no. 3, pp. 205-209. ISSN 1681-7494. (Russ.).
10. CHADWICK, A., R. ARTS, C. BERNSTONE, et al. Best practice for the storage of CO2 in saline aquifers: observations and guidelines from the SACS and CO2STORE projects. Nottingham, UK: British Geological Survey, 2008. In: British Geological Survey Occasional Publication, vol. 14.
11. KLEWICKI, J.K., B. KOBELSKI, A. KARIMJEE, et al. Acid gas injection in the United States. In: Proc. of the 4th Annual conf. on carbon capture and sequestration, 2006.
12. CARROLL, J.J. Acid gas injection and carbon dioxide sequestration. Ch. 9: Injection profiles. Austin, TX: Scrivener Publishing LLC, 2010. DOI:10.1002/9780470893210.ch9
13. IEA GREENHOUSE GAS R&D PROGRAMME. Acid gas injection: A study of existing operations. Phase I: Report PH4/18". Cheltenham, UK, 2003.
14. SMITH, S.A., J.A. SORENSEN, E.N. STEADMAN, et al. Acid gas injection and monitoring at the Zama oil field in Alberta, Canada: A case study in demonstration-scale carbon dioxide sequestration. Energy Procedia, 2009, vol. 1, no. 1, pp. 1981-1988. ISSN 1876-6102. DOI: 10.1016/j.egypro.2009.01.258.
15. SMITH, S.A., J.A. SORENSEN, E.N. STEADMAN, et al. Zama acid gas EOR, CO2 sequestration, and monitoring project. Energy Procedia, 2011, vol. 4, pp. 3957-3964. ISSN 1876-6102. DOI: 10.1016/ j.egypro.2011.02.335.
16. KOSOWSKI, P., J. STOPA, P. WOJNAROWSKI, et al. Experience and prospects of acid gas sequestration in Poland. In: Natural Gas: Catalysing the Future: proc. of the International Gas Union Research Conference, Rio de Janeiro, Brazil: in 3 vls. 2017, vol. 1, pp. 764-773.
17. STOPA, J., J. LUBAS, S. RYCHLICKI. Underground storage of acid gas in Poland - Experience and forecasts [online]. In: 23rd World Gas Conference, Amsterdam, 2006. Available from: http://members.igu.org/ html/wgc2006/pdf/paper/add10684.pdf
18. LUBAS, J., W. SZOTT. 15-year experience of acid gas storage in the natural gas structure of Borz^cin - Poland. Nafta-Gaz, 2010, no. 5, pp. 333-338. ISSN 0867-8871.
19. BEALESSIO, B., N. ALONSO, N. MENDES, et al. A review of enhanced oil recovery (EOR) methods applied in Kazakhstan. Petroleum, 2020. ISSN 2405-6561. DOI: 10.1016/j.petlm.2020.03.003.
20. BUSCHKUEHLE, M., K. MICHAEL. Subsurface characterization of the acid-gas injection operations in the Peace River Arch area: ERCB/AGS special report 090. Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008.
21. MICHAEL, K., M. BUSCHKUEHLE. Subsurface characterization of the acid-gas injection operations in the Provost area: ERCB/AGS special report 091. Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008.
22. BACHU, S., M. BUSCHKUEHLE, K. HAUG, et al. Subsurface characterization of the Edmonton-area acid-gas injection operations: ERCB/AGS special report 092. Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008.
23. BACHU, S., M. BUSCHKUEHLE, K. HAUG, et al. Subsurface characterization of the Pembina-Wabamun acid gas injection area: ERCB/AGS special report 093. Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008.
24. BACHU, S., K. HAUG, K. MICHAEL. Stress regime at acid gas injection operations in Western Canada: ERCB/AGS special report 094. Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008.
25. BACHU, S., K. MICHAEL, M. BUSCHKUEHLE. Subsurface characterization of the Brazeau Nisku Q Pool Reservoir for acid gas injection: ERCB/AGS special report 095. Edmonton: Energy Resources Conservation Board, 2008.
