CC BY
15
Г.Г. Каркашадзе
РЕСУРСНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ЗАХОРОНЕНИЯ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В НЕРАБОЧИХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТАХ
Согласно обзору международного энергетическое агентство У1ЭА) (WORLD ENERGY OUTLOOK 2007) развитие мировой экономики ведет к стремительному росту потребления энергии. Согласно базовому сценарию МЭА, мировая потребность в энергии возрастёт к 2030 году в полтора раза по сравнению с нынешним уровнем. Ископаемые энергоресурсы по-прежнему будут доминировать в производстве энергии. Самый быстрый рост приходится на долю строительства угольных тепловых электростанций, что вызовет рост эмиссии диоксида углерода (СО2) в прогнозируемый период почти на 60 процентов. Без перехода к альтернативным сценариям, предполагающим более активную экономию энергии, поиск новых её источников или путей сокращения эмиссии СО2, будущее мировой энергетики выглядит, по мнению авторов обзора, выглядит угрожающе.
В последние годы большое количество масштабных исследований в мировой науке направлено на изучение возможностей захоронения парниковых газов, в частности СО2, в некондиционных и нерабочих угольных пластах, разработка которых традиционными технологиями подземной добычи экономически не целесообразна.
Физической основой реализации процесса захоронения парниковых газов в угольных пластах являются сорбционные способности угля по отношению к H2S, CO2, CH4 и N2 . Так например, молекулы диоксида углерода замещают молекулы метана, вытесняя его из структуры угля, переводя сорбированный метан в газообразное состояние. Как свидетельствуют лабораторные эксперименты процесс замещения метана диоксидом углерода сопровождается увеличением объема угольных матриц, что в свою очередь понижает проницаемость угля [1.2]. Установлено, что адсорбция газов в битуминозных и средне битуминозных углях при давлении 0,6 МПа приводит к следующему увеличению их объема для ряда газов:
200
^ (1,4-9,3 %) ^ СО2 (0,25-0,66 %) ^ СН4 (0,09-0,30 % ) ^ ^ N2 (0,004-0,026 %)
Напряженное состояние углей в результате разбухания находится в устойчивой корреляции с количеством адсорбированного газа. Десорбция метана из угля приводит к его усадке на величину в пределах от 0,4 % до 0,9 % в зависимости от типа угля. Объемная усадка угля в результате десорбции СН4 превышает разбухание угля в результате адсорбции азота N в 1,4-4,4 раза. Поэтому следует ожидать, что использование азота будет приводить к вытеснению метана из угля при одновременном повышении проницаемости угля. Нагнетание чистого Н28 и СО2, напротив, приводит к существенному понижению проницаемости вследствие разбухания угля. Так, например, при адсорбции Н28 и десорбции СН4 величина разбухания в 5 раз выше величины усадки. Это же показатель для замещения СО2 и СН4 составляет 2,2.
Как известно, коэффициент проницаемости угля определяет приемистость угольного пласта по отношению к нагнетаемому газу, а также влияет на скорость фильтрации метана в угле. Для расчета изменения проницаемости угля хорошее соответствие дает аналитическая связь фактической проницаемости к и начальной проницаемости к0 со значениями пористости ф и ф0 в виде кубической зависимости [3]: к (ф^
К
ф0
(1)
Чфо V
Влияние горного давления на величину проницаемости учитывается на базе деформационных свойств угля. Так, деформация угля вследствие изменения средней механической нагрузки Ла
приводит к изменению относительного объема еу ЛV 2 -Ла ■ (1 + у)
е =-^-_ (2)
" V Е
Полагая, что изменение объема образца происходит преимущественно за счет изменения объема порового пространства, получим
к (ф0~£ ^
к0
фо
(3)
201
Объемная деформация в случае различия вертикальной и горизонтальной компонент давления составляет
^ = ^ = (1 + )•(! + е, )-(1 + е)-1, (4)
где £х , £у, ег - относительные линейные деформации.
Коэффициент разбухания (усадки) может быть определен на основе уравнения изотермы Лангмюра, описывающего процесс сорбции (десорбции) газа в зависимости от его давления на контакте с сорбентом ае е • ре
С = ■
(5)
дф 1 " 1 1 ' 'кк | дг ' 1 1 ф
дг " 3 к - к _ к - К к.
Ф (р + Ре)
Размерный коэффициент С (Па-1) показывает относительное изменение объема на единицу изменения давления.
Для неупругой неизотермической пористой среды изменение пористости ф описывается зависимостью от величины нормальных напряжений, порового давления р и температуры Т [4]
|+[„-(.-ФК ^. (6)
где t - время, К - модуль деформации среды, находящейся в поро-вом пространстве, К - модуль деформации угля; а - коэффициент термического расширения среды в поровом пространстве, а5 - коэффициент термического расширения угля, окк - сумма диагональных элементов тензора напряжений.
В изотермических условиях объемные напряжения в угольных матрицах, вызванные их усадкой или разбуханием в процессах десорбции и сорбции, аналогичны по достигаемому эффекту термическим напряжениям. Поэтому уравнение (6) можно переписать в виде, учитывающем гидромеханическое поведение угольных матриц в изотермических условиях
дф 1 " 1 1 ' 'кк | дг ' 1 1
дг ~ 3 • К К К К ■У К ■У
+ (1 -ф)дШ (7)
I. ^ I. - ^^ ^
где С!У& -относительное изменение объема вследствие адсорбции (десорбции).
В случае малой пористости (менее 1 %), как в случае с трещиноватой пористостью и при условии, что модуль деформации твер-
202
дой фазы значительно превосходит фазу в межпоровом пространстве, уравнение (7) интегрируется во времени и принимает вид
^ -V-)] (8)
В данной модели учитывается, что в случае многокомпонентного газа итоговое значение изменения объема рассчитывается по формуле суммирования вклада в усадку каждого количества газа
п
С V =У С V (9)
г г г' г' у '
1=1
Многокомпонентная адсорбция может быть смоделирована с использованием изотермы Ленгмюра
V = Уи • К • у,Р , (10)
г п ' 4 '
1+рЕ ьы- У'
где Ъи (=1/р£,7) и Уи это постоянные Ленгмюра для 7 - того газа; у7 - содержание молекул газа в смеси; р - давление газа в угле.
Коэффициент разбухания (усадки) угля при сорбции СН4, рассчитанный по данной модели, составляет 9,47-10"4 МПа-1 при давлении 7,41 МПа. В случае сорбции СО2 этот же параметр составляет 24,0-10"4 МПа-1 при давлении 5,25 МПа. Таким образом, отношение коэффициентов разбухания (усадки) составляет 2,5, что свидетельствует о существенном различии объемов разбухания (усадки) при замещении газов и, соответственно, существенном изменении напряженного состояния угольных матриц в данном процессе.
Существуют и другие результаты экспериментальных исследований, в которых отношение коэффициентов разбухания (усадки) находится в пределах от 2 до 7 [5]. Принципиальным отличительной особенностью интенсификации извлечения метана за счет нагнетания СО2 является то, что этот процесс реализуется когда сорбированный метан вступает в непосредственный контакт с СО2. В работе [6] отмечается, что данный метод позволяет извлечь до 90 % угольного метана из пласта.
В работе [7] отмечается, что при давлении 1,2 МПа соотношение сорбционных емкостей С02, СН4 и N составляет 8,5:3,5:1. При увеличении давления до 6,0 МПа это же соотношение составляет: 5.5:2,0:1,0. Такое поведение объясняется различными значениями плотностей газа под давлением. Проведены эксперименты, в кото-
'=1
203
рых уголь, предварительно насыщенный путем адсорбции метаном под давлением 2,4 МПа, в последующем подвергался инжекции чистого СО2 (под давлениями 3,0 МПа, 4,0 МПа, 5,0 МПа и 6,0 МПа), смеси газов СО2-К2 и чистого N (под давлением 3,0 МПа и 6,0 МПа). Результаты экспериментов свидетельствуют, что сорбци-онная способность СО2 существенно выше чем СН4 и N и в том процессе СО2 практически полностью вытесняет СН4. При давлениях более 6 МПа картина сорбции может измениться вследствие растворения СО2 в твердой органической структуре угля.
На данном этапе изучения процесса сорбции парниковых газов большинство специалистов считает технологию захоронения углекислого газа в угольных пластах перспективной. С точки зрения современного понимания физических особенностей процесса сорбции СО2 в угольных пластах практическую возможность реализации технологии можно считать доказанной. Об этом же свидетельствуют пилотные проекты, реализованные в США, Канаде, Польше, Японии. Особое внимание уделяется фактору повышения экономической эффективности за счет интенсификации добычи угольного метана. Первые положительные результаты испытаниях технологии добычи метана с помощью СО2 были получены в 1995 году в бассейне «Сан Хуан» (ш. Нью Мехико) [8].
В работе [9], выполненной научно-исследовательской группой в Альберте, изложены результаты интенсификации извлечения метана путем и использования угольных пластов для захоронения СО2. В полевых испытаниях через скважину было введено 91,5 тыс.м3 СО2 в процессе 12 раздельных циклов. Затем, спустя 14 месяцев, в пласт было введено 83,5 тыс. м3 дымовых газов тепловой электростанции. Во вторую скважину. пробуренную на расстоянии 487 м от первой, ввели 75,483 тыс. м3 газовой смеси (53 % N и 47 % СО2). В ходе испытаний был апробирован вариант гидроразрыва пласта с помощью 40 м3 жидкого СО2. Апробирован также вариант закачки 160 м3 жидкого СО2 совместно с песком (концентрация 50200 кг/м3), с темпом 20 м3/мин (133,3 л/сек) под давлением 20 МПа. Получен следующий результат: после завершения обработки через 48 часов дебит газа составил 1,81 нм3/мин. В состав исходящего газа входили СН4 и СО2, который не успел полностью адсорбироваться в угольном пласте.
Исследователи констатировали неожиданный результат полевых экспериментов: приемистость угольного пласта в процессе
204
инжекции СО2 оказалась выше, чем при инжекции N2. Несмотря на известный лабораторный результат разбухания угля при адсорбции СО2, что должно привести к понижению проницаемости, имело место противоположное явление. Возможное объяснение феномена -ослабление угля в процессе обработки и его дезинтеграция под действием горного давления. Существование данного эффекта открывает, по мнению исследователей, возможность использования для хранения СО2 малопроницаемых пластов (менее 1 мД) с учетом того, что инжекция приводит к увеличению приемистости. Однако полученный результат требует тщательной проверки.
Важным фактором является приемистость угольных пластов. В работе [10] показано, что масса СО2, которая может быть адсорбирована в угольном пласте, в частном случае, описывается зависимостью
Q = k-р-P - C0
f h v
v H 0 j
(11)
где С0 - адсорбционная емкость угля по отношению к СО2 (размерность м3/т)на глубине Н0; р - плотность СО2 в нормальных условиях, при температуре 20 с и атмосферном давлении; P - масса угля в тоннах, предназначенного для захоронения СО2; h - глубина расположения пласта, м; k - коэффициент приемистости пласта, зависящий от коэффициента свойств угля: диффузии, пористости, наличия воды в порах и др., k <1; а - безразмерный коэффициент.
В частном случае (Sydney Basin), параметры, входящие в (11) следующие: С0 = 31,72 ± 6,75 м3/т; Н0 = 400 м; а = 0,625. Показательно, что с увеличением глубины залегания пласта в два раза его приемистость увеличивается в 20,б25~1,54 раза при прочих равных условиях.
Рассматривая перспективы применения технологии захоронения СО2 в Российской Федерации следует иметь в виду, что очень важным фактором является расположение тепловых электростанции в угольных регионах, в том числе в непосредственной близости от места залегания угольных пластов, в том числе некондиционных. Фактор расстояния от ТЭС до возможного места захоронения определяет производственные затраты на транспорт газа до нагнетательных скважин, в том числе по трубопроводам или передвижным транспортом. Экономическая целесообразность реализации технологии зависит также от множества условий, в том
205
числе потенциала подземного хранилища и наличия газа, стоимости квот на выбросы парниковых газов, затрат на бурение нагнетательных и промысловых скважин, оборудования для нагнетания газов в угольные пласты и извлечения метана, стоимости природного газа и др.
В качестве абстрактного примера реализации рассмотрим объект ТЭС, на расстоянии 1 км от которого имеется возможность строительства полигона для захоронения СО2. В этом месте имеются некондиционные газоносные угольные пласты на глубине 600 м суммарной мощностью 15 м, газоносностью 28 нм3/т Для реализации способа бурят ряды нагнетательных и промысловых скважин. Расстояние между скважинами в ряду принимают 150 м, а между рядами нагнетательных и промысловых скважин - 200 м.
С тепловой электростанции по трубопроводу к нагнетательной скважине доставляют дымовые газы с объемным содержанием диоксида углерода 12 %. Объемный расход дымовых газов, подаваемых к нагнетательной скважине, составляет 350 нм3/мин. Следовательно, объемный расход диоксида углерода составляет 42 нм3/мин. Через одну нагнетательную скважину можно захоронить в угольных пластах и породном массиве около 40 тыс. т СО2 в течение года.
Для получения диоксида углерода используют сепаратор емкостью 20 м3. Емкость аккумулятора для жидкого диоксида углерода составляет 5 м3. Дымовые газы компрессором подают в сепаратор с рекуперативным теплообменником, в котором на стадии сепарации поддерживают давление 5-6 МПа и температуру 50-70С. Для этого через полость теплообменника посредством вентилятора пропускают воздух с температурой окружающей среды. Регулировку давления газа в сепараторе осуществляют посредством открытия или закрытия механической заслонки. В указанных условиях заполнение гидроаккумулятора жидким диоксидом углерода произойдет в течение 130 мин. После этого заслонку в гидроаккумуляторе перекрывают. Компрессор позволяет повысить давление в гидроаккумуляторе в течение 20 мин до 25 МПа. Затем открывают заслонку на выходе из гидроаккумулятора. В течение 5мин, в процессе адиабатического расширения азота и заполнения им объема гидроаккумулятора и полости скважины, давление в сепараторе понижается до величины 16 МПа, что достаточно для проникновения диоксида углерода в
206
пласт. После полного проникновения диоксида углерода в пласт и частичного заполнения его азотом давление в сепараторе будет составлять 9,0 МПа, а в пласте с учетом давления столба сжатого азота около 9,8 МПа. Далее, после установления стационарного режима, что фиксируется манометром, заслонку гидроаккумулятора закрывают, а заслонку на выходе из скважины открывают. Регулируя открытие заслонки на устье скважины, осуществляют сброс из нее газа, преимущественно азота 30 минут, понижая давление на устье скважины до 2,5 МПа. При этом давление жидкости и газа в пласте, с учетом давления столба газа в скважине, составляет 2,7 МПа, что меньше критического давления фазового перехода жидкого диоксида углерода в газ. Температура газа в скважине с учетом его расширения составляет не более 30С. При появлении в исходящей струе вместе с азотом углекислого газа, скважину закрывают на время 120 мин перед очередным циклом закачки жидкого диоксида углерода.
Количество десорбированного метана, которое можно извлечь из пространства между двумя нагнетательными и промысловой скважинами с площади 150-400 м2 составляет 20 млн нм3.
На рисунке представлено прогнозируемое изменение финансового потока в течение пяти лет осуществления проекта. Положительный финансовый поток формируется на третьем году эксплуатации технологии, а окупаемость наступает на пятом году осуществления.
Исходные данные для расчета экономических показателей следующие
Показатели Значение
Стоимость квоты за сокращение выбросов 1 т СО2-экв. 17-24 Евро/т
Стоимость угля для ТЭС, заменяеомого метаном 600-900 руб/т
Количество вводимых нагнетательных скважин 2 скв./год
Количество вводимых промысловых скважин 1 скв./год
Стоимость бурения скважины 5,5-5,9 млн. руб
Стоимость обустройства нагнетательной скважины 3,0-3,3 млн.руб
Стоимость обустройства промысловой скважины 2,0-2,3 млн. руб
Стоимость трубопровода диаметром 300 мм для подачи 1600-1800 руб/п.м.
дымовых газов от ТЭС до скважины
Стоимость трубопровода диаметром 200 мм для подачи 600-800 руб/п.м.
метана от скважин до ТЭС
207
Стоимость обустройства траншеи для трубопроводов 1300-1600 руб/п.м.
Стоимость нагнетательного оборудоания 3-3,4 млн. руб
Стоимость оборудования для отбора дымовых газов из 150-200 тыс. руб.
ТЭС
Стоимость оборудования для сжигания метана на ТЭС 100-120 тыс. руб
Оплата работ подрядчикам за монтаж оборудования в 15 млн. руб
первый год строительства
Оплата работ подрядчикам в последующие годы 5 млн. руб/год
Услуги консультантов 4 млн. руб/год
Оплата залога Мировому банку за будущую выручку 50 тыс. Евро/год
Аренда помещений для рабочего персонала 400-600 тыс.
руб/год
Зарплата штатному персоналу 2,5-5,0 млн.
руб/год
Процентная ставка банка по кредиту 0,15
Ставка дисконтирования 0.12
Налог на прибыль 0,24
Расчет экономических показателей, выполненный при указанных условиях, дает
следующие результаты
Общий финансовый итог (№У) 10 млн. руб.
Сегодняшняя стоимость инвестиций по всему проекту 180 млн. руб.
Индекс выгодности через пять лет после начала проекта 0,056
(Р1)
208
i
год
Финансовый поток в течение пяти лет внедрения технологии захоронения парниковых газов и извлечения метана
На основе выполненного анализа можно утверждать, что технология захоронения парниковых газов в некондиционных угольных пластах является доказанной на практике технологий. При выборе пилотного участка в РФ необходимо учитывать комплекс технико-экономических показателей, включая параметры технологии, геологические возможности газоносного участка, стоимость квот за выбросы СО2 и энергоносителей. Разработана методика технико-экономических показателей, которая в рассмотренном варианте свидетельствует о возможности получения положительного итогового результата.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Implications of volumetric swelling/shrinkage of coal in sequestration of acid gases. Laxminarayana Chikatamarla; Xiaojun CUI and R. Marc Bustin Department of Earth & Ocean Sciences, University of British Columbia, Canada, Alabama Symposium on Coalbed Methane, 2004-0435.
209
2. A laboratory study of methane/co2 exchange in an enhanced cbm recovery scenario B.K. Prusty and S. Harpalani Southern Illinois University, Carbondale, IL . Alabama Symposium on Coalbed Methane, 2004-0426.
3. Permeability Changes in a CBM Reservoir During Production: an Update and Implications for CO2 Injection By Ian Palmer (Higgs Technologies LLC). Alabama Symposium on Coalbed Methane 2004-0403.
4. Neuzil, C.E., , Hydromechanical coupling in geologic processes, Hydrogeology Journal, 2003, 11, 41-83.
5. Arri, L E. et al, 1992: "Modeling Coalbed Methane Production with Binary Gas Sorption", paper SPE 24363, SPE Rocky Mountain Regional Meeting, Casper, Wyoming, p. 459-471.
6. Stevens, S.H. et al, 1999: "Enhanced Coal Bed Methane Recovery by Use of CO2", Journal of Petroleum Technology, V. 52.
7 Experimental Study on Gas Displacement in Enhanced Coalbed Methane Recovery S. Shimada, H. Li and K. Adachi Institute of Environmental Studies, Graduate School of Frontier Sciences, The University of Tokyo; and Y. Oshima. Environmental Science Center. The University of Tokyo. Alabama Symposium on Coalbed Methane, 2005-0512.
8 Stevens, S.H., Spector, D. and Riemer, P., 1998: "Enhanced Coal bed Methane Recovery Using CO2 Injection: Worldwide Resource and CO2 Sequestration Potential", SPE-48881.
9 Alberta Multiwell Micro-Pilot Testing for CBM Properties, Enhanced Methane Recovery, and CO2 Storage Potential Matthew J. Mavor, Tesseract Corporation William D. Gunter, John R. Robinson, Alberta Research Council. Alabama Symposium on Coalbed Methane, Alabama Symposium on Coalbed Methane, 2004-0412.
10 Coal seam gas recovery in australia and transition to co2-ecbm a. saghafi1, g. duffy1and m. faiz2.1csiro Energy, P.O. Box 330, Newcastle, NSW 2300, Australia; 2CSIRO Petroleum, P. O. Box 136, North Ryde, NSW 1670, Australia Alabama Symposium on Coalbed Methane, 2007-0704. r?Tm
— Коротко об авторе -
Каркашадзе Г.Г. - д.т.н., проф., Московский государственный горный университет.
210
