|
ИСТИНА |
Войти в систему Регистрация |
ИСТИНА ИНХС РАН |
||
Моделирование закачки CO2 в подземное хранилище природного газатезисы доклада
- Автор: Афанасьев А.А.
- Сборник: Всероссийская конференция молодых ученых-механиков YSM-2021, посвященная 60-летию первого полета человека в космос. (3 − 12 сентября 2021 г., Сочи, «Буревестник» МГУ)
- Тезисы
- Год издания: 2021
- Место издания: Издательство Московского университета Москва
- Аннотация: 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.
- Добавил в систему: Афанасьев Андрей Александрович