CC BY
20
ЭКОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-8-107-110
УДК 620.9 I Научная статья
Технология CCS: от теории к практике
Архипов В.Н., Ященко С.А., Анкудинов А.А., Мочалова А.А., Смирнова Е.В.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия [email protected]
Аннотация
В 2015 году в Париже подписано соглашение по климату, одной из основных целей которого является «обеспечение здорового образа жизни и содействие благополучию для всех в любом возрасте», достижение которой планируется за счет снижения выбросов парниковых газов до 70 % от уровня 1990 года. Данное соглашение также было подписано Российской Федерацией, которая занимает третью строчку по объемам выбросов из 192 участников соглашения. С учетом мировых тенденций и долгосрочных планов Российской Федерации ПАО «НК «Роснефть» ставит перед собой цель по достижению чистой углеродной нейтральности к 2050 году. Это планируется обеспечить за счет мероприятий по сокращению выбросов, использованию низкоуглеродной генерации, развитию энергосберегающих технологий, технологий по улавливанию и хранению углерода, а также ряда других мероприятий.
Перспективным направлением обращения с выбросами СО2 нефтяные компании выделяют технологию Carbon Capture and Storage (CCS) — отделение диоксида углерода от других газов в промышленных выбросах (как правило, на газотурбинных электростанциях или факелах по сжиганию попутного нефтяного газа), а затем сжатие и транспортировка в изолированное место для длительного хранения.
На пилотных участках недр компании ПАО «НК «Роснефть» запущен процесс технологической оценки возможности применения CCS. На сегодняшний день сформированы критерии, позволяющие организовать хранение СО2 в природных резервуарах, осуществить поиск и ранжирование геологических объектов, перспективных для долгосрочного хранения. В качестве основных локаций проанализированы пористые водоносные горизонты, пригодные для длительного хранения диоксида углерода, требующие только строительства скважин и технологической организации закачки. В процессе анализа геологических данных сформированы основные принципы выбора объекта: наличие ловушки, глинистой покрышки, достаточный объем пор и величина проницаемости, позволяющая вести закачку. Для анализа привлекались инструменты, аналогичные для поиска нефтяных ловушек: сейсмические исследования, петрофизические, гидрогеологические и геомеханические данные. Подтверждение возможности хранения выполняется с применением геологического и гидродинамического моделирования, что позволяет с высокой точностью определить возможность хранения диоксида углерода в пористых водоносных пластах, а также оценить возможность миграции газа в долгосрочной перспективе.
Материалы и методы Ключевые слова
Сформированы требования для выбора, обоснования и оценки геологическое хранение CO2, Carbon Capture and Storage (CCS),
объектов геологического хранения СО2. углеродная нейтральность, моделирование геологического
хранения CO2
Для цитирования
Архипов В.Н., Ященко С.А., Анкудинов А.А., Мочалова А.А., Смирнова Е.В. Технология CCS: от теории к практике // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 8. С. 107-110. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-8-107-110
Поступила в редакцию: 17.11.2023
ECOLOGY UDC 620.9 I Original paper
CCS Technologies: from theory to practice
Arkhipov V.N., Yaschenko S.A., Ankudinov A.A., Mochalova A.A., Smirnova E.V.
"Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia [email protected]
Abstract
In 2015, a Paris Climate Agreement was signed, one of the main goals of which is to "Ensure healthy lives and promote well-being at all ages". To achieve this goal, the greenhouse gas emissions will be reduced down to 70 % of the 1990 level. The Agreement has also been signed by the Russian Federation, which ranks third in terms of emissions out of 192 parties to the agreement.
At the St. Petersburg Economic Forum in 2022, President of the Russian Federation Vladimir Putin said: "We will generally develop clean technologies in order to achieve the goals set for the environmental modernization of enterprises and to reduce harmful emissions into the atmosphere, especially in large industrial centers. We will also continue to work within closed-loop economy projects as well as climate conservation and green projects."
Taking into account the global trends and long-term plans of the Russian Federation, "NK "Rosneft" PJSC has set a goal to achieve carbon neutrality by 2050. This will be achieved through emissions reduction measures, low-carbon generation, the development of energy-saving technologies, carbon capture and storage technologies, utilization of natural absorption potential, as well as a number of other technologies. In terms of the methods of handling CO2 emissions, oil companies distinguish two promising areas: Carbon Capture and Storage (CCS) technologies which cover separating carbon dioxide from other gases in industrial emissions (usually at gas turbine power plants or APG flares) followed by compression and transportation to an isolated place for long-term storage, and Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) technologies which also cover the separation of carbon dioxide from other gases, but for further useful utilization, in particular, to enhance oil recovery (EOR). Currently, a feasibility study on the application of CCS/CCUS technologies in the pilot subsurface areas of "NK "Rosneft" PJSC has been launched. In the CCS domain, criteria have been formed to organize the storage of CO2 in natural reservoirs. The geological targets promising for long-term storage are being searched and ranked within the pilot sites. Porous aquifers suitable for long-term storage of carbon dioxide, requiring only the construction of wells and organization of injection process, are being analyzed as the main locations. The analysis of geological data allowed
to develop the basic principles of selecting the storage targets: the presence of a trap, a shale seal, a sufficient volume of pores and permeabilities sufficient for injection. The analysis involved tools similar to those used to search for oil traps: seismic studies, petrophysical, hydrogeological and geomechanical data. The final stage of the work is geological modeling and flow simulation which allows us to determine with high accuracy the potential of storing carbon dioxide in porous aquifers, as well as to assess the gas migration potential in the longer term. In the CCUS domain, the EOR performance of injecting carbon dioxide into an oil reservoir is being assessed. To select the technology, a sequence of actions has been developed with the following stages: build an Equation of State (EOS) to determine the minimum miscibility pressure (MMP), select reservoirs suitable for miscible conditions, run laboratory studies on fluid and core samples, build composite dynamic models to evaluate process parameters, and select process equipment for injection. The computations will form the basis for a feasibility study of CO2 injection performance and will allow to determine the geological criteria of applicability and to develop standard solutions for process equipment.
Materials and methods Keywords
Approaches have been formed to justify the choice and evaluation of Carbon Capture and Storage (CCS), Carbon Capture Utilization and candidate reservoirs for CO2 storage. Storage (CCUS), geological storage of CO2, gas-enhanced EOR,
modeling of CO2 geological storage, modeling of gas-enhanced EOR, decarbonization
For citation
Arkhipov V.N., Yaschenko S.A., Ankudinov A.A., Mochalova A.A., Smirnova E.V. CCS Technologies: from theory to practice. Exposition Oil Gas, 2023, issue 8, P. 107-110. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2023-8-107-110
Received: 17.11.2023
Технология CCS
Районы с активной добычей нефти, как правило, характеризуются значительными выбросами углекислого газа, образующегося в процессе сжигания попутного нефтяного газа (на газотурбинных станциях или факелах), а с геологической точки зрения районы характеризуются наличием пористых водоносных пластов, что делает их перспективными для хранения СО2.
В процессе поиска и разведки месторождений нефти накапливается значительный объем геолого-промысловой информации, с привлечением которой возможно осуществить оценку и выбор участков, потенциально пригодных для размещения диоксида углерода. Сформированный подход условно разделен на две стадии.
Выбор объектов хранения СО2
Для геологических объектов общепринятыми являются следующие критерии выбора [1]:
• удерживающая способность объекта — отсутствие возможности утечки через ненадежные покрышки, разломы и трещины, герметичность существующих и проектных скважин;
• вместимость — возможность размещения требуемого объема выбросов;
• приемистость — влияние на количество и конструкцию нагнетательных скважин и давление нагнетания;
• близость к объектам эмиссии — снижение затрат на логистику.
Удерживающая способность объекта
Существует два основных типа водоносных объектов, используемых для размещения СО2 — открытые и закрытые. Закрытые глубинные водоносные горизонты имеют естественные границы, сформированные геологическими ловушками или непроницаемыми разломами, наличие которых значительно снижает вероятность бокового оттока и просачивания CO2 в смежные горизонты. Это делает такие объекты более благоприятными для выбора, но их объем меньше, чем у горизонтов открытого типа.
Водоносные горизонты открытого типа представляют собой протяженные горизонтальные или пологопадающие формации водоносных пород. Ввиду их открытости CO2 может перемещаться в латеральном направлении, но низкая скорость перемещения и большая протяженность горизонтов дают
основание считать, что ареал распространения СО2 будет ограничен в пространстве на существенный срок.
Как в случае структурных объектов, так и для объектов открытого типа, важно наличие надежного флюидоупора, препятствующего вертикальной миграции углекислого газа. Герметизирующая способность покрышек оценивалась с привлечением данных по стратиграфии, литологии, мощности и латеральной непрерывности первичной покрышки на основе имеющихся скважинных, керновых и сейсмических исследований.
Покрышками для выбранных объектов являются выдержанные по простиранию региональные флюидоупоры. По данным керна, породы-покрышки представлены мелкозернистыми, глинистыми аргиллитами и алевролитами с толщиной от 8 до 30 м (рис. 1).
На основании сейсмических исследований проанализированы присутствующие в районе работ системы разломов, определено, что ни одна из систем не затрагивает рассматриваемые объекты.
Закачка СО2 в районы размещения существующих или проектных скважин требует дополнительных мероприятий по обеспечению и контролю за их герметичностью. При этом объекты закрытого типа, как правило, находятся ближе к объектам эмиссии СО2, но совпадают в плане с залежами углеводородов.
В случае объектов открытого типа возможен выбор участка, не совпадающего с зоной размещения добывающих скважин, но для
транспорта СО2 к нагнетательным скважинам требуется дополнительная инфраструктура. Выбор оптимального объекта должен быть определен экономическими расчетами.
Уменьшению подвижности Ш2 в обоих случаях может способствовать растворение углекислого газа в остаточной воде, оставшейся в водоносном горизонте, что снижает эффект плавучести, а также реакции Ш2 с минералами и образование твердых соединений [2].
Оценка вместимости объектов
Для оценки порового объема, изменения параметров пласта по площади и разрезу, определения наиболее перспективных участков построена трехмерная геологическая модель, позволяющая в пространстве оценить изменение параметров пласта по площади и разрезу, поровый объем, определить наиболее перспективные участки для хранения.
Важным параметром для определения полезного объема хранилища, является эффективный объем хранения, который определяется формулой (1):
^эфф V ^эфф
(1)
где Кфф — эффективный объем хранения; V — поровый объем; .К"эфф — коэффициент эффективности хранения.
Коэффициент эффективности хранения характеризует долю объема пор, позволяющего надежно удерживать закачанный СО2.
Рис. 1. Фото керна, отобранного из коллектора и флюидоупора Fig. 1. Picture of the cores taken from the net-reservoir and seal zones
В случае объектов закрытого типа, где проявляется эффект структурного удерживания, коэффициент эффективности хранения определяется остаточной водонасыщенно-стью и коэффициентом вытеснения воды диоксидом углерода. На основе керновых данных величина Кэфф для таких объектов составила 0,31 д. ед.
По объектам открытого типа Кэфф определяется величиной остаточной насыщенности диоксидом углерода. Ввиду отсутствия прямых лабораторных исследований оценка выполнена по эмпирическим методикам: в зависимости от пористости [3] и в зависимости от глубины и минерализации пластовой воды [4] ( рис. 2).
Обе методики показали близкий результат — величина коэффициента эффективности остаточного хранения принята равной 0,041.
С учетом описанных критериев выделены потенциально пригодные объекты хранения, оценен их объем (рис. 3).
Моделирование закачки СО2 в хранилище
Оценка протекающих в пласте процессов при эксплуатации хранилища выполнялась с использованием гидродинамических моделей. Были проанализированы следующие показатели:
• потенциальный рабочий объем хранилища, доступный для размещения СО2
Рис. 2. Зависимость коэффициента эффективности хранения от пористости и минерализации
Fig. 2. Storage efficiency factor us. porosity and salinity
Рис. 3. Матрица ранжирования потенциальных объектов Fig. 3. Matrix of potential targets ranking
Рис. 4. Результаты гидродинамических расчетов для одного из участков Fig. 4. Results of simulation runs for one of the areas
при реализации планируемых сценариев закачки;
• необходимое количество и места размещения нагнетательных скважин, а также требуемое устьевое давление для достижения необходимой скорости закачки;
• пространственное распределение и механизмы удерживания СО2 в объекте хранения;
• динамика пластового давления;
• потенциальные сценарии миграции. Предпосылки проведения расчетов:
• тип заканчивания скважин — горизонтальный, для обеспечения максимальной приемистости;
• размещение скважин в купольной части закрытых объектов и в центральной части открытых - для минимизации рисков миграции газа;
• непревышение забойного давления выше 90 % давления автоГРП покрышки — для предотвращения нарушения целостности покрышки;
• ограничение суммарного объема закачки по скважинам в соответствии с объемами выбросов СО2.
Для выбора возможных соотношений устьевого давления и необходимого количества нагнетательных скважин для закачки требуемого объема выполнены расчеты серии вариантов с разным количеством скважин при разных значениях устьевого давления.
В качестве примера (рис. 4) приведены результаты для одного из участков. По результатам расчетов отмечается возможность закачки необходимого объема СО2 при различных сценариях: либо за счет большего количества скважин 7-10, либо за счет увеличения устьевого давления 10-13 МПа.
Оптимальный вариант должен быть определен на последующем этапе работ по результатам экономических расчетов соотношения стоимости наземной и подземной инфраструктуры и операционных расходов на закачку.
При неструктурном хранении возможна гравитационная миграция СО2 вдоль падения пласта. Рассматриваемые неструктурные объекты характеризуются невысокими углами падения: 0,45-0,58°, результаты моделирования хранения в течение длительного срока (2 100 лет) показывают, что гравитационная миграция СО2 в таких условиях несущественна (рис. 5).
Итоги
• Сформированы подходы для обоснования выбора и оценки объектов геологического хранения СО2.
• Для размещения СО2 пригодны два основных типа водоносных объектов — открытые и закрытые.
• Объекты закрытого типа, в случае месторождений углеводородов, совпадают в плане с зоной размещения существующих и проектных скважин нефтяного фонда, что требует дополнительных мероприятий для контроля и поддержания целостности.
• Объекты открытого типа позволяют более гибко подходить к размещению хранилища и имеют больший объем.
• С применением геологического и гидродинамического моделирования оценены статические и динамические параметры объектов размещения.
• Полученные результаты работ на последующих этапах планируется использовать
при технико-экономических расчетах наземной и подземной инфраструктуры для выбора оптимальных вариантов реализации хранилищ.
Выводы
Компания ПАО «НК «Роснефть» активно вовлечена в процесс реализации решений Парижского соглашения о климате: ведется
2050 г. ^ ' 4150 г.
4^1
Рис. 5. Результаты гидродинамических расчетов миграции СО2 на длительный срок Fig. 5. Simulation runs for long-term СО2 migration
проработка технологии CCS. В области CCS сформированы подходы для обоснования выбора объектов геологического хранения СО2, выбраны объекты структурного и неструктурного типа.
Литература
1. ГОСТ Р ИСО 27914-2023. Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Подземное размещение. М.: Российский институт стандартизации, 2023. 48 с.
2. Переверзева С.А., Коносавский П.К., Тудвачев А.В., Хархордин И.Л. Захоронение промышленных выбросов углекислого газа в геологические структуры // Вестник СПбГУ. Науки
о Земле. 2014. № 1. С. 5-21.
3. National assessment of geologic carbon dioxide storage resources, U.S. Geological Survey, Reston, Virginia: 2013. (In Eng).
4. U.S. Geological Survey Geologic Carbon Dioxide Storage Resources Assessment Team. National assessment of geologic carbon dioxide storage resources - Results. (ver. 1.1, September 2013). U.S. Geological Survey Circular 1386, 2013:
41 p., (Supersedes ver. 1.0 released June 26, 2013). (In Eng).
ENGLISH
Results
Approaches have been formed to justify the choice and evaluation of candidate reservoirs for CO2 storage.
Two main types of aquifers are suitable for CO2 injection - open-type and closed-type.
Closed-type targets, in the case of hydrocarbon deposits, coincide laterally with the zone of existing and planned oil wells, which requires additional measures to control and maintain integrity. Open-type targets allow for a more flexible approach to storage selection and have a larger storage capacity.
The geological modeling and flow simulation allowed to estimate the static and dynamic parameters of the storage targets.
• The results of the study will be used at the subsequent stages for a feasibility study of the surface and subsurface infrastructure in order to select the optimal storage options.
Conclusions
"NK "Rosneft" PJSC actively contributes to implementing the decisions of the Paris Climate Agreement through the development of the CCS and CCUS technologies.
In the CCS domain, approaches have been formed to justify the choice of geological targets for CO2 storage; the structural and non-structural types of reservoirs have been selected.
References
1. P ISO 27914-2023. Carbon dioxide capture, transportation and geological storage. Geological storage. Moscow: Russian standardization institute, 2023, 48 p.
(In Russ).
2. Pereverzeva S.A., Konosavsky P.K., Tudvachev A.V., Kharkhordin I.L. Disposal
of carbon dioxide industrial emissions in geological structures. Vestnik SPbSU. Earth Sciences, 2014, issue 1, P. 5-21. (In Russ).
3. National assessment of geologic carbon dioxide storage resources, U.S. Geological Survey, Reston, Virginia: 2013. (In Eng).
4. U.S. Geological Survey Geologic Carbon
Dioxide Storage Resources Assessment Team. National assessment of geologic carbon dioxide storage resources -Results. (ver. 1.1, September 2013). U.S. Geological Survey Circular 1386, 2013:41 p., (Supersedes ver. 1.0 released June 26, 2013). (In Eng).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Архипов Виталий Николаевич, главный менеджер,
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
Ященко Сергей Алексеевич, главный инженер проекта, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия Для контактов: [email protected]
Анкудинов Александр Анатольевич, начальник отдела, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
Мочалова Алена Алексеевна, специалист,
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
Смирнова Елена Витальевна, главный инженер проекта, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
Arkhipov Vitaly Nikolaevich, chief manager,
"Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia
Yashchenko Sergey Alekseevich, project manager, "Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia Corresponding author: [email protected]
Ankudinov Alexander Anatolievich, head of the department, "Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia
Mochalova Alena Alekseevna, specialist,
"Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia
Smirnova Elena Vitalievna, project manager, "Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia
