МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАКАЧКИ CO2 В ПОДЗЕМНОЕ ХРАНИЛИЩЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Автор: Андрей Александрович Афанасьев

Организация: НИИ механики МГУ

Расширена функциональность гидродинамического симулятора MUFITS для численного моделирования закачки многокомпонентных газов в водонасыщенные пласты. Расширение связано с развитием композиционного модуля симулятора, в котором парожидкостные равновесия многокомпонентных смесей рассчитываются с помощью кубического уравнения состояния [1]. В модуль встроена новая библиотека коэффициентов уравнения состояния для уточненного расчета растворимости CO₂, N₂, CH₄, H₂, O₂, H₂S и других углеводородных компонент в растворах соли. Для моделирования водных растворов используется подход, предполагающий использование различных и зависящих от солености коэффициентов парного взаимодействия для водной и газовой фаз [2]. Для уточненного моделирования растворимости газа и плотности жидкой фазы разработано несколько модификаций данного подхода [2].

Проведено тестирование разработанных алгоритмов в рамках расчета тестовых задач о закачке чистого сверхкритического CO₂ в водонасыщенные пласты. Также проведены расчеты более сложных процессов, демонстрирующие потенциальные области приложения разработанного расширения симулятора. Во-первых, проведено моделирование закачки дымового газа, т.е. смеси воздуха и CO₂, в водонасыщенный пласт. Показано, что даже небольшое количество воздуха (N₂ и O₂) в закачиваемом газе приводит к значительно более быстрому распространению газа по пласту. Во-вторых, проведено трехмерное моделирование закачки СО₂ в подземные хранилища природного газа (ПХГ) с целью замещения буферного газа сверхкритическим СО₂. Построена синтетическая 3-D модель ПХГ, в которой задано две группы скважин. Одна группа использовалась для закачки и отбора природного газа (CH₄) с целью сглаживания сезонных колебаний спроса на природный газ. А вторая группа скважин, расположенная на периферии ПХГ, использовалась только для закачки сверхкритического CO₂ на начальном этапе создания и эксплуатации ПХГ. Показано, что за счет циклического изменения направления фильтрации газов, вызванного закачкой и отбором CH₄, более половины закачанного CO₂ удается растворить в пластовой воде. При этом объем растворенного CO₂ в несколько раз больше рабочего (активного) объема ПХГ. Проведено моделирование распространения CO₂ в подземном хранилище в рамках расчета несколько сезонов закачки и отбора природного газа (CH₄). Показано, что уже через 3 сезона эксплуатации ПХГ концентрация CO2 в отбираемом природном газе может превысить 4%, что снижает рентабельность предложенного подхода из-за необходимости сепарации CO₂ от природного газа.

Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда (проект № 19-71-10051). 

1. Afanasyev A., Vedeneeva E. Compositional modeling of multicomponent gas injection into saline aquifers with the MUFITS simulator // 2021 J. Nat. Gas Sci. Eng. DOI: 10.1016/j.jngse.2021.103988

2. Søreide I., Whitson C.H. Peng-Robinson predictions for hydrocarbons, CO₂, N₂, and H₂S with pure water and NaCl brine // 1992 Fluid Phase Equil. 77, 217–240.