georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2025.3.10geores-582Research ArticleГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫGAS HYDRATESОценка параметров закачки диоксида углерода в насыщенный пористый пласт с неоднородной проницаемостью при наличии гидратообразованияEstimation of the parameters of carbon dioxide injection into a saturated porous reservoir with heterogeneous permeability in the presence of hydrate formationМусакаевН. Г.MusakaevN. G.

Наиль Габсалямович Мусакаев – доктор физ.-мат. наук, профессор, главный научный сотрудник

625026, Тюмень, ул. Таймырская, д. 74

Nail G. Musakaev – Dr. Sci. (Physics and Mathematics), Professor, Chief Researcher

74 Taymyrskaya St., Tyumen, 625026

musakaev68@yandex.ruБородинС. Л.BorodinS. L.

Станислав Леонидович Бородин – кандидат физ.-мат. наук, старший научный сотрудник

625026, Тюмень, ул. Таймырская, д. 74

Stanislav L. Borodin – Cand. Sci. (Physics and Mathematics), Senior Researcher

74 Taymyrskaya St., Tyumen, 625026

S.L.Borodin@yandex.ruТюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАНРоссияTyumen Branch of the Khristianovich Institute of Theoretical and Applied Mechanics of the Siberian Branch of the Russian Academy of SciencesRussian Federation202527092025273121129Copyright © Мусакаев Н.Г., Бородин С.Л., 20252025Мусакаев Н.Г., Бородин С.Л.Musakaev N.G., Borodin S.L.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/582

Одним из эффективных методов борьбы с ростом концентрации диоксида углерода в атмосфере является его секвестрация в пористых средах в твердой газогидратной форме. Уникальные свойства газовых гидратов, такие как их высокая газоемкость, низкая проницаемость и естественная стабильность, делают их привлекательным вариантом для долговременного захоронения СО2 . В статье в рамках рассмотрения проблематики организации геологического газогидратного хранилища диоксида углерода записана математическая модель, позволяющая осуществить теоретическое изучение процесса образования гидрата СО2 при его закачке в пласт, поры которого в исходном состоянии заняты метаном и водой. В предложенной математической модели осуществлен учет зональной неоднородности пористого коллектора, течения в нем при наличии фазовых превращений (гидратообразование и растворимость диоксида углерода в воде) газовой (СН4 и/или СО2 ) и жидкой (вода и растворенный CO2 ) фаз, переноса тепла из рассматриваемой области пласта в окружающие горные породы; процесс гидратообразования рассматривается как равновесный фазовый переход. Представлены расчетные уравнения для изучаемого в работе процесса и построены численные решения задачи, описывающие распределения параметров (температуры, давления, насыщенностей фаз) в пласте. Расчетным путем показано, что при закачке СО2 в пласт в нем возможно формирование нескольких характерных зон, отличающихся по составу насыщающих их флюидов. Продемонстрирована необходимость учета при описании температурного поля в пласте таких факторов, как теплота, выделяемая при фазовых переходах, эффект Джоуля-Томсона, теплообмен пористого коллектора с окружающими горными породами. Приведены и проанализированы результаты вычислительных экспериментов при размещении нагнетательной скважины в высоко- или низкопроницаемом участке пористого коллектора. Проведенное численное исследование показало, что для организации эффективного газогидратного хранения диоксида углерода необходимы пористые среды с достаточно высокими значениями проницаемости.

One of the effective methods of combating the increase in the concentration of carbon dioxide in the atmosphere is its sequestration in porous media in the solid gas hydrate form. The unique properties of gas hydrates, such as their high gas capacity, low permeability and natural stability, make them an attractive option for long-term disposal of carbon dioxide. In the context of considering the problem of organizing geological gas hydrate storages of carbon dioxide, a mathematical model is written down that allows a theoretical study of the process of carbon dioxide hydrate formation during its injection into a reservoir whose pores are initially saturated with methane and water. The proposed mathematical model takes into account zonal heterogeneity of a porous reservoir, the flow in it in the presence of phase transformations (hydrate formation and solubility of carbon dioxide in water) of the gas (СН4 and/or СО2 ) and liquid (water and dissolved CO2 ) phases, heat transfer from the considered region of a reservoir to the surrounding rocks; the hydrate formation process is considered as an equilibrium phase transition. Calculation equations for the studied process are presented and numerical solutions of the problem are constructed, describing the distribution of parameters (temperature, pressure, phase saturations) in a reservoir. It has been shown by calculations that when CO2 is injected into a reservoir, several characteristic zones can form in it, differing in the composition of the fluids saturating them. It has been demonstrated that it is necessary to take into account such factors as heat released during phase transitions, the Joule-Thomson effect, and heat exchange between the porous reservoir and its surrounding rocks when describing the temperature field in the reservoir formed when carbon dioxide is injected into it. The results of computational experiments are presented and analyzed when placing an injection well in a high- or low-permeability zone of a porous reservoir. The conducted numerical study showed that for the organization of effective gas hydrate storage of carbon dioxide, porous media with sufficiently high permeability values are required.

фильтрациядиоксид углеродаобразование газового гидратазональная проницаемостьматематическая модельfiltrationcarbon dioxidegas hydrate formationzonal permeabilitymathematical modelИсследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда № 24-29-00093, https://rscf.ru/ project/24-29-00093/ Публикация статьи поддержана Министерством науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-10-2022-011 в рамках программы развития НЦМУ.The research was funded by the Russian Science Foundation (project No. 24-29-00093), https://rscf.ru/ project/24-29-00093/. The publication of the article was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement No. 075-10-2022-011 within the framework of the development program for a world-class Research Center.ReferencesБаренблатт Г.И., Лобковский Л.И., Нигматулин Р.И. (2016). Математическая модель истечения газа из газонасыщенного льда и газогидратов. Доклады Академии наук, 470 (4), с. 458–461. https://doi.org/10.7868/S0869565216280148Aminu M.D., Nabavi S.A., Rochelle C.A., Manovic V. (2017). A review of developments in carbon dioxide storage. Applied Energy, 208, pp. 1389– 1419. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.09.015Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. (1993). Подземная гидромеханика. М.: Недра, 416 с. Бородин С.Л., Бельских Д.С. (2020). Математическое моделирование равновесного полного замещения метана углекислым газом в газогидратном пласте при отрицательных температурах. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 6 (2). с. 63–80. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2020-6-2-63-80Barenblatt G.I., Lobkovsky L.I., Nigmatulin R.I. (2016). A mathematical model of gas outflow from gas-saturated ice and gas hydrates. Doklady Earth Sciences, 470, pp. 1046–1049. https://doi.org/10.1134/S1028334X16100019Бородин С.Л., Мусакаев Н.Г. (2024). Методика расчета параметров процесса закачки углекислого газа в зонально-неоднородный пористый пласт с учетом образования газового гидрата. Материалы Первой Российской газогидратной конференции «Газовые гидраты – энергия будущего» (РГК I). СПб.: ВНИИОкеангеология, c. 51–56. https://doi.org/10.24412/cl-37274-2024-1-51-56Basniev K.S., Kochina I.N., Maksimov V.M. (1993). Underground Hydrodynamics. Moscow: Nedra, 416 p. (In Russ.)Воронов В.П., Городецкий Е.Е., Григорьев Б.А., Муратов А.Р. (2011). Экспериментальное исследование процесса замещения метана в газовом гидрате диоксидом углерода. Вести газовой науки, 2(7), с. 235–248.Bondarev E.A., Rozhin I.I., Popov V.V., Argunova K.K. (2018). Underground Storage of Natural Gas in Hydrate State: Primary Injection Stage. Journal of Engineering Thermophysics, 27 (2), pp. 221–231. https://doi.org/10.1134/S181023281802008XИбрагимов И.И., Индрупский И.М., Гарифуллина Ч.А., Халиуллин Т.Ф., Валиуллин И.В., Залятдинов А.А., Садреева Р. Х., Бурлуцкий Е.А., Мингазутдинов А.Н., Ремеев М.М., Кашапов И.Х. (2024). Экспериментальная оценка эффективности вытеснения нефти дымовыми газами для объекта разработки в карбонатных отложениях Урало-Поволжского региона. Георесурсы, 26 (1), с. 127–135. https://doi.org/10.18599/grs.2024.1.11Borodin S.L., Belskikh D.S. (2020). Mathematical modeling of the equilibrium complete replacement of methane by carbon dioxide in a gas hydrate reservoir at negative temperatures. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy, 6 (2), pp. 63–80. (In Russ.) https://doi.org/10.21684/2411-7978-2020-6-2-63-80Истомин В.А., Якушев В.С. (1992). Газовые гидраты в природных условиях. М.: Недра, 235 с. Корзун А.В., Ступакова А.В., Харитонова Н.А., Асеева А.В., Осипов К.О., Пронина Н.В., Макарова Е.Ю., Вайтехович А.П., Лопатин А.Ю., Карпушин М.Ю., Перегудов Ю.Д., Сауткин Р.С., Большакова М.А., Ситар К.А., Редькин А.С. (2023). Применимость природных геологических объектов для хранения, захоронения и утилизации углекислого газа (обзор). Георесурсы, 25 (2), с. 22–35. https://doi.org/10.18599/grs.2023.2.2Borodin S.L., Musakaev N.G., Belskikh D.S. (2022). Mathematical Modeling of a Non-Isothermal Flow in a Porous Medium Considering Gas Hydrate Decomposition: A Review. Mathematics, 10 (24). 4674. https://doi.org/10.3390/math10244674Нигматулин Р.И. (1987). Динамика многофазных сред. М.: Наука. Цыпкин Г.Г. (2014). Математическая модель инжекции углекислого газа в пласт с образованием гидрата. Доклады Академии наук, 458(4), с. 422–425. https://doi.org/10.7868/S0869565214220113Borodin S.L., Musakaev N.G. (2024). Methodology for calculating the process parameters of carbon dioxide injection into a zonally heterogeneous porous reservoir, taking into account the formation of gas hydrate. Proc. First Russian Conference on Gas Hydrates “Gas Hydrates — Energy of the Future” (RCGH I). Saint Petersburg: VNIIOkeangeologiya, pp. 51–56.(In Russ.) https://doi.org/10.24412/cl-37274-2024-1-51-56Чувилин Е.М., Гурьева О.М. (2009). Экспериментальное изучение образования гидратов СО2 в поровом пространстве промерзающих и мерзлых пород. Криосфера Земли, 13(3), с. 70–79.Cao X., Wang H., Yang K., Wu S., Chen Q., Bian J. (2022). Hydratebased CO2 sequestration technology: Feasibilities, mechanisms, influencing factors, and applications. Journal of Petroleum Science and Engineering, 219, 111121. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.111121Aminu M.D., Nabavi S.A., Rochelle C.A., Manovic V. (2017). A review of developments in carbon dioxide storage. Applied Energy, 208, pp. 1389– 1419. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.09.015Chuvilin E.M., Guryeva O.M. (2009). Experimental investigation of co2 gas hydrate formation in porous media of frozen and freezing sediments. Earth’s Cryosphere, 13 (3), с. 70–79. (In Russ.)Bondarev E.A., Rozhin I.I., Popov V.V., Argunova K.K. (2018). Underground Storage of Natural Gas in Hydrate State: Primary Injection Stage. Journal of Engineering Thermophysics, 27 (2), pp. 221–231. https://doi.org/10.1134/S181023281802008XHassanpouryouzband A., Yang J., Tohidi B., Chuvilin E., Istomin V., Bukhanov B. (2019). Geological CO2 Capture and Storage with Flue Gas Hydrate Formation in Frozen and Unfrozen Sediments: Method Development, Real Time-Scale Kinetic Characteristics, Efficiency, and Clathrate Structural Transition. ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 7(5), pp. 5338–5345. https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.8b06374Borodin S.L., Musakaev N.G., Belskikh D.S. (2022). Mathematical Modeling of a Non-Isothermal Flow in a Porous Medium Considering Gas Hydrate Decomposition: A Review. Mathematics, 10(24), 4674. https://doi.org/10.3390/math10244674Hu T., Xu T., Tian H., Zhou B., Yang Y. (2021) A study of CO2 injection well selection in the naturally fractured undulating formation in the Jurong Oilfield, China. International Journal of Greenhouse Gas Control, 109, 103377. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2021.103377Cao X., Wang H., Yang K., Wu S., Chen Q., Bian J. (2022). Hydratebased CO2 sequestration technology: Feasibilities, mechanisms, influencing factors, and applications. Journal of Petroleum Science and Engineering, 219, 111121. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.111121Ibragimov I.I., Indrupskiy I.M., Garifullina Ch.A., Khaliullin T.F., Valiullin I.V., Zalyatdinov A.A., Sadreeva R.Kh., Burlutskiy E.A., Mingazutdinov A.N., Remeev M.M., Kashapov I.Kh. (2024). Experimental assessment of oil displacement efficiency by flue gases for a developed reservoir in carbonnate formation of Urals-Volga region. Georesursy = Georesources, 26(1), pp. 127–135. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2024.1.11Hassanpouryouzband A., Yang J., Tohidi B., Chuvilin E., Istomin V., Bukhanov B. (2019). Geological CO2 Capture and Storage with Flue Gas Hydrate Formation in Frozen and Unfrozen Sediments: Method Development, Real Time-Scale Kinetic Characteristics, Efficiency, and Clathrate Structural Transition. ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 7(5), pp. 5338–5345. https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.8b06374Istomin V.A., Yakushev V.S. (1992). Gas hydrates in nature. Moscow: Nedra, 235 p. (In Russ.)Hu T., Xu T., Tian H., Zhou B., Yang Y. (2021) A study of CO2 injection well selection in the naturally fractured undulating formation in the Jurong Oilfield, China. International Journal of Greenhouse Gas Control, 109, 103377. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2021.103377Khasanov M.K., Musakaev N.G., Stolpovsky M.V., Kildibaeva S.R. (2020). Mathematical Model of Decomposition of Methane Hydrate during the Injection of Liquid Carbon Dioxide into a Reservoir Saturated with Methane and Its Hydrate. Mathematics, 8(9), 1482. https://doi.org/10.3390/ math8091482Khasanov M.K., Musakaev N.G., Stolpovsky M.V., Kildibaeva S.R. (2020). Mathematical Model of Decomposition of Methane Hydrate during the Injection of Liquid Carbon Dioxide into a Reservoir Saturated with Methane and Its Hydrate. Mathematics, 8 (9), 1482. https://doi.org/10.3390/math8091482Khasanov M.K., Stolpovsky M.V., Gimaltdinov I.K. (2019). Mathematical model of injection of liquid carbon dioxide in a reservoir saturated with methane and its hydrate. International Journal of Heat and Mass Transfer, 132, pp. 529–538. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2018.12.033Khasanov M.K., Stolpovsky M.V., Gimaltdinov I.K. (2019). Mathematical model of injection of liquid carbon dioxide in a reservoir saturated with methane and its hydrate. International Journal of Heat and Mass Transfer, 132, pp. 529–538. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2018.12.033Kim S., Santamarina J.C. (2014). Engineered CO2 injection: The use of surfactants for enhanced sweep efficiency. International Journal of Greenhouse Gas Control, 20, pp. 324–332. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2013.11.018Kim S., Santamarina J.C. (2014). Engineered CO2 injection: The use of surfactants for enhanced sweep efficiency. International Journal of Greenhouse Gas Control, 20, pp. 324–332. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2013.11.018Korzun A.V., Stoupakova A.V., Kharitonova N.A., Pronina N.V., Makarova E.Yu., Vaytekhovich A.P., Osipov K.O., Lopatin A.Yu., Aseeva A.V., Karpushin M.Yu., Sautkin R.S., Peregudov Yu.D., Bolshakova M.A., Sitar K.A., Redkin A.S. (2023). Applicability of natural geological objects for storage, disposal and utilization of carbon dioxide (review). Georesursy = Georesources, 25(2), pp. 22–35. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2023.2.2Lu P., Hao Y. Bai Y., Liu W., Chen X., Zheng H., Liu J., Chen Y., Gao J. (2021). Optimal selection of favorable areas for CO2 geological storage in the Majiagou Formation in the Ordos Basin. International Journal of Greenhouse Gas Control, 109, 103360. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2021.103360Lu P., Hao Y. Bai Y., Liu W., Chen X., Zheng H., Liu J., Chen Y., Gao J. (2021). Optimal selection of favorable areas for CO2 geological storage in the Majiagou Formation in the Ordos Basin. International Journal of Greenhouse Gas Control, 109, 103360. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2021.103360Mac Dowell N., Fennell P.S., Shah N., Maitland G.C. (2017). The role of CO2 capture and utilization in mitigating climate change. Nature Climate Change, 7, pp. 243–249. https://doi.org/10.1038/nclimate3231Mac Dowell N., Fennell P.S., Shah N., Maitland G.C. (2017). The role of CO2 capture and utilization in mitigating climate change. Nature Climate Change, 7, pp. 243–249. https://doi.org/10.1038/nclimate3231Makogon Y.F. (2010). Natural gas hydrates - A promising source of energy. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2, pp. 49–59. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2009.12.004Makogon Y.F. (2010). Natural gas hydrates - A promising source of energy. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2, pp. 49–59. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2009.12.004Misyura S., Strizhak P., Meleshkin A., Morozov V., Gaidukova O., Shlegel N., Shkola M. (2023). A Review of Gas Capture and Liquid Separation Technologies by CO2 Gas Hydrate. Energies, 16(8), 3318. https://doi.org/10.3390/en16083318Misyura S., Strizhak P., Meleshkin A., Morozov V., Gaidukova O., Shlegel N., Shkola M. (2023). A Review of Gas Capture and Liquid Separation Technologies by CO2 Gas Hydrate. Energies, 16 (8), 3318. https://doi.org/10.3390/en16083318Musakaev N.G., Borodin S.L., Gubaidullin A.A. (2020). Methodology for the Numerical Study of the Methane Hydrate Formation During Gas Injection into a Porous Medium. Lobachevskii Journal of Mathematics, 41(7), pp. 1272–1277. https://doi.org/10.1134/S199508022007032XMusakaev N.G., Borodin S.L., Gubaidullin A.A. (2020). Methodology for the Numerical Study of the Methane Hydrate Formation During Gas Injection into a Porous Medium. Lobachevskii Journal of Mathematics, 41(7), pp. 1272–1277. https://doi.org/10.1134/S199508022007032XMusakaev N.G., Borodin S.L. (2023). Numerical Study of the Process of Gas Extraction from a Gas Hydrate Reservoir with Inhomogeneous Permeability. Lobachevskii Journal of Mathematics, 44 (5), pp. 1765–1770. https://doi.org/10.1134/S199508022305044XMusakaev N.G., Borodin S.L. (2023). Numerical Study of the Process of Gas Extraction from a Gas Hydrate Reservoir with Inhomogeneous Permeability. Lobachevskii Journal of Mathematics, 44(5), pp. 1765-1770. https://doi.org/10.1134/S199508022305044XShagapov V.Sh., Urazov R.R., Musakaev N.G. (2012). Dynamics of formation and dissociation of gas hydrates in pipelines at the various modes of gas transportation. Heat and Mass Transfer, 48 (9), pp. 1589–1600. https://doi.org/10.1007/s00231-012-1000-3Nigmatulin R.I. (1991). Dynamics of Multiphase Media. New York: Hemisphere Publ. Corp. Shagapov V.Sh., Urazov R.R., Musakaev N.G. (2012). Dynamics of formation and dissociation of gas hydrates in pipelines at the various modes of gas transportation. Heat and Mass Transfer, 48 (9), pp. 1589–1600. https://doi.org/10.1007/s00231-012-1000-3Xu G., Schwarz P., Yang H. (2020). Adjusting energy consumption structure to achieve China’s CO2 emissions peak. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 122, 109737. https://doi.org/10.1016/j.rser.2020.109737Tsypkin G.G. (2014). A mathematical model of carbon dioxide flooding with hydrate formation. Doklady Physics, 59, pp. 463–466. https://doi.org/10.1134/S1028335814080035Zhang P., Liu B., Hu L., Meegoda J.N. (2022). Coupled multiphase flow and pore compression computational model for extraction of offshore gas hydrates. Computers and Geotechnics, 145, 104671. https://doi.org/10.1016/j.compgeo.2022.104671Voronov V.P., Gorodetskiy Ye.Ye., Grigor’yev V.A., Muratov A.R. (2011). Experimental study of the process of methane substitution in gas hydrate with carbon dioxide. Vesti gazovoy nauki, 2(7), pp. 235–248. (In Russ.)Zhou X., Xu Ch., Wen H., Huang Zh., Chuvilin E., Liang D. (2024) Thermal stabilities of CH4 and CO2 hydrates in quartz sands and modeling. Fluid Phase Equilibria, 583, 114120. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2024.114120Xu G., Schwarz P., Yang H. (2020). Adjusting energy consumption structure to achieve China’s CO2 emissions peak. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 122, 109737. https://doi.org/10.1016/j.rser.2020.109737Zhang P., Liu B., Hu L., Meegoda J.N. (2022). Coupled multiphase flow and pore compression computational model for extraction of offshore gas hydrates. Computers and Geotechnics, 145, 104671. https://doi.org/10.1016/j.compgeo.2022.104671Zhang P., Liu B., Hu L., Meegoda J.N. (2022). Coupled multiphase flow and pore compression computational model for extraction of offshore gas hydrates. Computers and Geotechnics, 145, 104671. https://doi.org/10.1016/j.compgeo.2022.104671Zhou X., Xu Ch., Wen H., Huang Zh., Chuvilin E., Liang D. (2024) Thermal stabilities of CH4 and CO2 hydrates in quartz sands and modeling. Fluid Phase Equilibria, 583, 114120. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2024.114120Zhou X., Xu Ch., Wen H., Huang Zh., Chuvilin E., Liang D. (2024) Thermal stabilities of CH4 and CO2 hydrates in quartz sands and modeling. Fluid Phase Equilibria, 583, 114120. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2024.114120

The authors declare that there are no conflicts of interest present.