Оценка параметров закачки диоксида углерода в насыщенный пористый пласт с неоднородной проницаемостью при наличии гидратообразования

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.

1. Баренблатт 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/S0869565216280148

2. Басниев 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/10.21684/2411-7978-2020-6-2-63-80

3. Бородин 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-37274-2024-1-51-56

4. 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.

5. Ибрагимов 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.2024.1.11

6. Истомин 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.2023.2.2

7. Нигматулин 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/S0869565214220113

8. Чувилин 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.

9. Aminu 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.2017.09.015

10. 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/S181023281802008X

11. Borodin 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/math10244674

12. 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.2022.111121

13. Hassanpouryouzband 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.8b06374

14. 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.2021.103377

15. Khasanov 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/math8091482

16. Khasanov 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.2018.12.033

17. Kim 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.2013.11.018

18. Lu 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.2021.103360

19. Mac 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/nclimate3231

20. Makogon 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.2009.12.004

21. Misyura 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/en16083318

22. Musakaev 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/S199508022007032X

23. Musakaev 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/S199508022305044X

24. 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/s00231-012-1000-3

25. Xu 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.2020.109737

26. Zhang 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.2022.104671

27. 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.2024.114120