RU2583029C1 - Method for disposal of co2 (versions) - Google Patents

Abstract

FIELD: ecology.

SUBSTANCE: group of inventions intended for use in underground storage of CO₂ and other harmful gases, as well as environmental protection. In first version of method for pumping CO₂ trap of water-bearing formation with thermo-baric parameters promoting prolonged burial of CO₂ in liquid state is selected. Wells are drilled in dome part of trap structure. Liquid CO₂ is pumped in central well and in lowering of contact of “liquid CO₂-water” CO₂ is pumped to peripheral wells. Control of formation pressure dynamics with simultaneous monitoring of occurrence of liquid CO₂ in observation wells. Pumping of liquid CO₂ is terminated when detecting of it in observation wells, as well as when trap pressure corresponding to maximum allowable formation pressure is achieved. Control of lateral tightness of trap is carried out by means of observation wells located near closing contour line of trap, and in trap vertical line is by control wells arranged on overlying beds. In second version of method gaseous CO₂ is pumped. At same time dynamics of reservoir pressure is controlled using bottom hole pressure gauges. When pressure in trap reaches value corresponding to liquid aggregate state of CO₂, pumping of CO₂ is continued already in liquid state in near-contact trap areas, controlling dynamics of reservoir pressure using bottom hole pressure gauges.

EFFECT: high reliability of storage and reduction of costs for its creation.

2 cl, 6 dwg

Description

Группа изобретений относится к области подземного хранения CO₂ и других вредных газов, а также защиты окружающей среды и предназначена для длительного захоронения газовых выбросов, дымовых, парниковых и других вредных газов.The group of inventions relates to the field of underground storage of CO ₂ and other harmful gases, as well as environmental protection and is intended for long-term disposal of gas emissions, flue, greenhouse and other harmful gases.

Вредные газы, как известно, могут находиться в различных агрегатных состояниях в зависимости от температуры и давления: твердом, жидком, газообразном и сверхкритическом. Каждому агрегатному состоянию присущи свои физические свойства и особенности. Наиболее распространенным вредным газом является CO₂, значительное его количество вырабатывает энергетическая отрасль, автотранспорт и т.д.Harmful gases, as you know, can be in various states of aggregation depending on temperature and pressure: solid, liquid, gaseous and supercritical. Each state of aggregation has its own physical properties and features. The most common harmful gas is CO ₂ , a significant amount of which is produced by the energy industry, motor vehicles, etc.

В настоящее время захоронение газов, не утилизируемых и загрязняющих окружающую среду, таких как, например, дымовые, выхлопные газы, стало достаточно острой проблемой. До недавнего времени вредные газы, в том числе и CO₂, предпочитали захоранивать в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, а также месторождениях, не имеющих промышленного значения, водоносных пластах, шахтах, кавернах. CO₂ обычно закачивали в ловушки с пластом-коллектором с достаточной емкостью и герметичной покрышкой. Как правило, известные технологии направлены на хранение газа без учета его агрегатного состояния, что приводит к большей подвижности газа при закачке в газообразном и сверхкритическом состоянии и, как следствие, к меньшей вместимости пласта, в котором хранится газ.Currently, the burial of gases that are not recyclable and polluting the environment, such as, for example, fumes, exhaust gases, has become a rather acute problem. Until recently, harmful gases, including CO ₂ , were preferred to be disposed of in depleted oil and gas fields, as well as fields of no industrial importance, aquifers, mines, and caverns. CO _{2 was} typically pumped into reservoir traps with sufficient capacity and an airtight cover. As a rule, well-known technologies are aimed at storing gas without taking its aggregate state into account, which leads to greater gas mobility when injected in a gaseous and supercritical state and, as a result, to a lower capacity of the reservoir in which the gas is stored.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является снижение затрат на создание хранилищ вредных газов требуемой емкости за счет хранения вредных газов в жидком агрегатном состоянии, а также исключение утечки вредных газов при таком их хранении.The technical result of the invention is to reduce the cost of creating harmful gas storages of the required capacity by storing harmful gases in a liquid state of aggregation, as well as eliminating the leakage of harmful gases during such storage.

Указанный технический результат достигается за счет разработки такого способа захоронения CO₂, который заключается в том, что для закачки CO₂ в геологических структурах выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO₂ в жидком агрегатном состоянии, бурят скважины в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать жидкий CO₂ в центральные скважины, затем по мере опускания контакта «жидкий CO₂-вода» используют для закачки скважины, отдаленные от купольной части структуры, причем в процессе закачки жидкого CO₂ осуществляют контроль динамики пластового давления посредством глубинных манометров с одновременным мониторингом появления жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, при этом закачка жидкого CO₂ прекращается в случае обнаружения жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению, при этом контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляется посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин.The indicated technical result is achieved due to the development of such a method of CO ₂ burial, which consists in the fact that for the injection of CO ₂ in geological structures, a trap of an aquifer with thermobaric parameters is selected that contributes to the long-term burial of CO ₂ in a liquid aggregate state, wells are drilled in the dome part of the structure trap, and then begin to pump the liquid CO ₂ into the central hole, then lowering the contact as "liquid CO ₂ -water" is used to pump the well remote from the dome hour and the structure, wherein during injection of the liquid CO ₂ is carried out of reservoir pressure dynamics control by means of deep gauges while monitoring the appearance of the liquid CO ₂ in observation wells located near the closing contour line traps, the injection of the liquid CO ₂ is stopped in case of liquid CO ₂ in observational wells, as well as when the trap reaches a pressure corresponding to the maximum permissible formation pressure, while monitoring the tightness along the lateral of the trap tsya by observation wells located near the closing contour line traps, and traps vertically - by means located in the overlying horizons control wells.

Кроме того, указанный технический результат достигается за счет реализации способа захоронения CO₂, заключающегося в том, что для закачки CO₂ выбирают ловушку истощенного месторождения углеводородов с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO₂ в жидком агрегатном состоянии, бурят скважины в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать в них газообразный CO₂, в ходе чего осуществляют контроль динамики пластового давления глубинными манометрами, а при достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO₂, продолжают закачку CO₂ уже в жидком агрегатном состоянии непосредственно в приконтактные зоны ловушки, осуществляя контроль динамики пластового давления глубинными манометрами с одновременным мониторингом появления жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, при этом закачка жидкого CO₂ прекращается в случае обнаружения жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению, при этом контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляется посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин.In addition, the indicated technical result is achieved due to the implementation of the method of CO ₂ burial, which consists in the fact that for the injection of CO _{2 a} trap is used for an exhausted hydrocarbon field with thermobaric parameters that contribute to the long-term burial of CO ₂ in a liquid aggregate state, wells are drilled in the dome part of the trap structure , after which gaseous CO _{2 is} started to be pumped into them, during which the dynamics of the reservoir pressure is monitored by depth gauges, and when the pressure in the trap is reached, According to the liquid state of CO ₂ aggregation, they continue to inject CO ₂ already in the liquid state of aggregation directly into the contact zones of the trap, monitoring reservoir pressure dynamics with depth gauges while monitoring the appearance of liquid CO ₂ in observation wells located near the trap closure isohypses, pumping liquid CO ₂ is stopped in case of liquid CO ₂ to observation wells, and when the pressure in the trap corresponding to the maximum d admissible reservoir pressure, the control of the tightness laterally traps performed by observation wells located near the closing contour line traps, and traps vertically - by means located in the overlying horizons control wells.

Сущность заявленного изобретения подтверждается чертежами, на которых показаны принципиальные схемы размещения нагнетательных скважин на структурах водоносного пласта и истощенного месторождения углеводородов:The essence of the claimed invention is confirmed by the drawings, which show the basic layout of injection wells on the structures of the aquifer and the depleted hydrocarbon field:

Фиг. 1 - фазовая диаграмма CO₂;FIG. 1 is a phase diagram of CO ₂ ;

Фиг. 2 - принципиальная схема размещения скважин в купольной части месторождения при закачке жидкого CO₂ в ловушку водоносного пласта;FIG. 2 is a schematic diagram of the location of wells in the domed part of a field when liquid CO _{2 is} injected into an aquifer trap;

Фиг. 3 - принципиальная схема размещения скважин и закачки жидкого CO₂ в ловушку водоносного пласта;FIG. 3 - schematic diagram of placement wells and pumping liquid CO ₂ trapped in the aquifer;

Фиг. 4 - принципиальная схема размещения скважин и закачки CO₂ в ловушку истощенного месторождения углеводородов;FIG. 4 is a schematic diagram of the location of wells and the injection of CO ₂ into the trap of an exhausted hydrocarbon field;

Фиг. 5 - схема ловушки с указанием замыкающей изогипсы;FIG. 5 is a schematic diagram of a trap indicating trailing isogypses;

Фиг. 6 - схема месторождения с указанием контрольных скважин.FIG. 6 is a diagram of a field indicating control wells.

Указанные чертежи включают в себя следующие позиции:These drawings include the following items:

1 - ловушка истощенного месторождения углеводородов или водоносного пласта, куда осуществляется закачка CO₂;1 - trap depleted hydrocarbon deposits or aquifers, where the injection of CO ₂ ;

2 - приконтактная зона (контакт «жидкий CO₂-вода»);2 - contact zone (contact "liquid CO ₂ -water");

3 - центральные скважины (скважины, расположенные в купольной части местрождения);3 - central wells (wells located in the domed part of the field);

4 - периферийные скважины (скважины, удаленные от купольной части месторождения);4 - peripheral wells (wells remote from the domed part of the field);

5 - замыкающая изогипса ловушки;5 - trailing isogypsum traps;

6 - подошва ловушки;6 - the sole of the trap;

7 - контрольные скважины, расположенные на вышезалегающих горизонтах.7 - control wells located on overlying horizons.

Реализация заявленного изобретения описана ниже.The implementation of the claimed invention is described below.

Известно, что в жидком состоянии вещество занимает существенно меньший объем, чем в газообразном и сверхкритическом состояниях, поэтому один и тот же объем ловушки будет вмещать большую массу CO₂, находящегося в жидком агрегатном состоянии.It is known that in a liquid state a substance occupies a substantially smaller volume than in a gaseous and supercritical state, therefore, the same volume of a trap will contain a large mass of CO ₂ in a liquid state of aggregation.

Масса газообразного CO₂:Mass of gaseous CO ₂ :

Масса сверхкритического CO₂:Mass of supercritical CO ₂ :

Масса жидкого CO₂:The mass of liquid CO ₂ :

ρг, ρcк, ρж - плотность газообразного, сверхкритического, жидкого CO₂;ρг, ρcc, ρж - density of gaseous, supercritical, liquid CO ₂ ;

Vл - поровый объем ловушки;Vl - pore volume of the trap;

αг, αск, αж - коэффициент вытеснения газообразным, сверхкритическим, жидким CO₂;αg, αsk, αzh - coefficient of displacement by gaseous, supercritical, liquid CO ₂ ;

βг, βcк, βж - коэффициент использования ловушки газообразным, сверхкритическим, жидким CO₂.βg, βcc, βzh - utilization coefficient of the trap by gaseous, supercritical, liquid CO ₂ .

В пластовых условиях CO₂ может находиться в различных агрегатных состояниях в зависимости от температуры и давления: жидком, газообразном и сверхкритическом.In reservoir conditions, CO ₂ can be in various aggregate states depending on temperature and pressure: liquid, gaseous, and supercritical.

Зависимость агрегатного состояния CO₂ от таких характеристик, как температура и давление, показана на фазовой диаграмме (Фиг. 1).The dependence of the state of aggregation of CO ₂ on such characteristics as temperature and pressure is shown in the phase diagram (Fig. 1).

В газообразном состоянии CO₂ - бесцветный газ. Газообразному состоянию CO₂ соответствует широкий диапазон температур и давлений, не превышающий кривую кипения АВ. Вязкость порядка 10^-5 Па·с, коэффициент диффузии - 10^-5 м²/с.In the gaseous state, CO ₂ is a colorless gas. The gaseous state of CO ₂ corresponds to a wide range of temperatures and pressures, not exceeding the boiling curve AB. Viscosity is on the order of 10 ^-5 Pa · s, diffusion coefficient is 10 ^-5 m ² / s.

При температуре ниже 31°C и давлении, ограниченном линией кипения АВ, CO₂ находится в жидком состоянии. Он представляет собой бесцветную жидкость. В зависимости от термобарических условий его плотность меняется от 600 до 1200 кг/м³. Вязкость порядка 10^-3 Па·с, коэффициент диффузии - 10^-9 м²/с.At temperatures below 31 ° C and pressure limited by the boiling line AB, CO ₂ is in a liquid state. It is a colorless liquid. Depending on thermobaric conditions, its density varies from 600 to 1200 kg / m ³ . The viscosity of the order of 10 ^-3 Pa · s, the diffusion coefficient - 10 ^-9 m ² / s.

При давлении 73,8 бар и температуре 31°C и выше CO₂ находится в сверхкритическом состоянии, это значит, что различия между жидкой и паровой фазами отсутствуют. В сверхкритическом агрегатном состоянии CO₂ ведет себя как газоподобный сжимаемый флюид, но вместе с этим имеет плотность, близкую к плотности жидкости. При повышении температуры или давления плотность CO₂ приближается по значению к плотности жидкости, а его вязкость - к вязкости газа. При пластовых температуре и давлении, соответствующих области сверхкритического состояния, плотность меняется в пределах от 600 кг/м³ до 900 кг/м³. Вязкость порядка 10^-5-10^-4 Па·с, коэффициент диффузии - 10⁸ м²/с.At a pressure of 73.8 bar and a temperature of 31 ° C and above, CO ₂ is in a supercritical state, which means that there are no differences between the liquid and vapor phases. In the supercritical state of aggregation, CO ₂ behaves like a gas-like compressible fluid, but at the same time it has a density close to the density of the liquid. With increasing temperature or pressure, the density of CO ₂ approaches in value to the density of the liquid, and its viscosity - to the viscosity of the gas. At reservoir temperature and pressure, corresponding to the region of supercritical state, the density varies from 600 kg / m ³ to 900 kg / m ³ . Viscosity is on the order of 10 ^-5 -10 ^-4 Pa · s, diffusion coefficient is 10 ⁸ m ² / s.

При давлении 230 бар и температуре 32°C значение плотности сверхкритического CO₂ максимально и равно 900 кг/м³, а то же значение плотности в жидком состоянии СО₂ достигается при давлении 150 бар и температуре 23°С. Такая разница в требуемом давлении для хранения с одинаковой плотностью приведет к наиболее существенной экономии потребляемой мощности компрессорных станций для сжатия CO₂.At a pressure of 230 bar and a temperature of 32 ° C, the density value of supercritical CO _{2 is} maximum and equal to 900 kg / m ³ , and the same density value in the liquid state of CO _{2 is} reached at a pressure of 150 bar and a temperature of 23 ° C. Such a difference in the required pressure for storage with the same density will lead to the most significant savings in the power consumption of compressor stations for CO ₂ compression.

При постоянной температуре вязкость воды будет в 16 раз больше вязкости жидкого CO₂ и в 30 раз - сверхкритического CO₂, плотность которого равна 800-900 кг/м³, а также в 48 раз больше плотности газообразного CO₂. Из этого следует, что жидкий CO₂ будет лучше оттеснять воду, чем CO₂, находящийся в газообразном или сверхкритическом состоянии. Это приведет к увеличению вместимости пласта по CO₂ вследствие более высокого коэффициента вытеснения.At a constant temperature, the viscosity of water will be 16 times higher than the viscosity of liquid CO ₂ and 30 times higher than supercritical CO ₂ , whose density is 800-900 kg / m ³ , and also 48 times higher than the density of gaseous CO ₂ . It follows that liquid CO ₂ would be better for displacing water than CO ₂ in a gaseous or supercritical state. This will increase the CO ₂ formation capacity due to the higher displacement ratio.

Коэффициент диффузии самый высокий у CO₂, находящегося в газообразном агрегатном состоянии, меньше - у CO₂ в его сверхкритическом агрегатном состоянии, и самый низкий - у жидкого CO₂. Тогда динамика уменьшения скорости диффузии CO₂ выглядит так: газообразный, сверхкритический, жидкий.The diffusion coefficient is highest for CO ₂ in a gaseous state of aggregation, less for CO ₂ in its supercritical state of aggregation, and the lowest for liquid CO ₂ . Then the dynamics of the decrease in the diffusion rate of CO ₂ looks like this: gaseous, supercritical, liquid.

Из-за идентичности значений плотностей и вязкостей сред жидкий CO₂-вода, контакт «жидкий CO₂-вода» будет иметь более горизонтальную форму, чем при газообразном или сверхкритическом агрегатном состоянии CO₂, при которых контакт «CO₂-вода» имеет негоризонтальную форму, тем самым занимая не весь объем ловушки. То есть при горизонтальном контакте «жидкий CO₂-вода» вместимость пласта по CO₂ увеличивается.Due to the identity of the densities and viscosities of the media, liquid CO ₂ -water, the contact “liquid CO ₂ -water” will have a more horizontal shape than in the gaseous or supercritical state of aggregation of CO ₂ , in which the contact “CO ₂ -water” has a non-horizontal form, thereby occupying not the entire volume of the trap. That is, with horizontal “liquid CO ₂ -water” contact, the reservoir capacity for CO ₂ increases.

Из вышеизложенного следует, что для захоронения CO₂ больше подходит жидкое агрегатное состояние, нежели газообразное или сверхкритическое. В пластовых условиях все физические свойства жидкого CO₂ превышают свойства CO₂ в газообразном и сверхкритическом агрегатных состояниях, но не свойства воды. Следовательно, жидкий CO₂ будет находиться в породах выше водонасыщенных, обладать меньшей подвижностью, а также находиться в более компактном состоянии в пласте по сравнению с другими агрегатными состояниями. Такой вывод можно сделать не только относительно CO₂, но и относительно любого вредного газа, находящегося в жидком агрегатном состоянии, плотность которого в этом состоянии меньше плотности воды. При таком соотношении плотностей для захоронения могут быть использованы ловушки различных типов. Если плотность вредных газов в жидком агрегатном состоянии будет больше плотности воды, то ловушки должны быть приурочены к синклинальной структуре, чтобы предотвратить растекание вредного газа, находящегося в жидком агрегатном состоянии, за пределы ловушки. В этом случае обязательна непроницаемая подошва пласта в ловушке.It follows from the foregoing that a liquid state of aggregation is more suitable for the disposal of CO ₂ than a gaseous or supercritical state. In reservoir conditions, all physical properties of liquid CO ₂ exceed the properties of CO ₂ in gaseous and supercritical aggregate states, but not the properties of water. Therefore, liquid CO ₂ will be in the rocks above the water-saturated, have less mobility, and also be in a more compact state in the reservoir compared to other aggregate states. Such a conclusion can be made not only with respect to CO ₂ , but also with respect to any harmful gas in a liquid state of aggregation, the density of which in this state is less than the density of water. With this ratio of densities, various types of traps can be used for burial. If the density of harmful gases in the liquid state of aggregation is greater than the density of water, then the traps should be confined to the synclinal structure in order to prevent the spread of harmful gas in the liquid state of aggregation outside the trap. In this case, an impermeable sole of the formation in the trap is required.

При долгосрочном хранении жидкий CO₂ необходимо закачивать в пласт, породы которого не вступают в химическую реакцию с угольной кислотой, образующейся при взаимодействии жидкого CO₂ с пластовой водой. Такими породами являются песчаники, аргиллиты, бескарбонатные разновидности алевролитов и алевритов. При несоблюдении данного условия взаимодействие угольной кислоты с породой приведет к разрушению породы, за чем последует бесконтрольное растекание CO₂. Другим условием, способствующим растеканию жидкого CO₂, является наличие тектонических нарушений.During long-term storage, liquid CO ₂ must be pumped into a formation whose rocks do not chemically react with carbonic acid produced by the interaction of liquid CO ₂ with produced water. Such rocks are sandstones, mudstones, carbonate-free varieties of siltstones and siltstones. If this condition is not met, the interaction of carbonic acid with the rock will lead to the destruction of the rock, followed by uncontrolled spreading of CO ₂ . Another condition contributing to the spreading of liquid CO ₂ is the presence of tectonic disturbances.

При реализации заявленного способа для долгосрочного хранения CO₂ в геологической структуре выбирают ловушку с такими термобарическими параметрами, которые обеспечили бы нахождение CO₂ внутри выбранной ловушки в самом оптимальном для его длительного хранения агрегатном состоянии. Далее в купольной части указанной структуры ловушки бурят скважины, через которые осуществляют закачку CO₂ в ловушку. Для длительного хранения CO₂ выбирают ловушки как водоносных пластов (Фиг. 2, 3), так и истощенных месторождений углеводородов (Фиг. 4), таких как, например, нефтегазовое, или газовое, или газоконденсатное месторождение.When implementing the inventive method for long-term storage of CO ₂ in a geological structure, a trap with such thermobaric parameters is selected that would ensure that CO _{2 is} inside the selected trap in the most optimal state for its long-term storage. Further, the dome portion of said trap structure of wells are drilled, through which the injection is performed in CO ₂ trap. For long-term storage of CO ₂ , traps of both aquifers (Fig. 2, 3) and depleted hydrocarbon deposits (Fig. 4), such as, for example, an oil and gas, or gas, or gas condensate field, are selected.

Как известно, CO₂ является коррозионно-активным газом. Поэтому, чтобы предотвратить преждевременный выход из строя скважинного оборудования необходимо провести превентивные мероприятия, такие как, например: выбор коррозионно-устойчивого материала для изготовления скважинного оборудования, подача ингибитора коррозии в ствол скважины в процессе закачки CO₂ в пласт. Широко используемый вид труб для закачки углекислого газа выполнен из высокоуглеродистой стали с полимерным покрытием или из стекловолокна с цементно-песчаным покрытием. Все наземное оборудование, на котором осуществляется подготовка газообразного CO₂ к закачке в жидком состоянии в пласт, а также все соединительные и подводящие коммуникации, по которым осуществляется подача сжиженного CO₂, должны быть выполнены из материалов, устойчивых к воздействию CO₂.As you know, CO ₂ is a corrosive gas. Therefore, in order to prevent premature failure of downhole equipment, it is necessary to carry out preventive measures, such as, for example: selecting a corrosion-resistant material for the manufacture of downhole equipment, supplying a corrosion inhibitor to the wellbore during the injection of CO ₂ into the formation. A widely used type of carbon dioxide injection pipe is made of high-carbon steel with a polymer coating or of fiberglass with a cement-sand coating. All ground equipment on which the preparation of gaseous CO _{2 is} carried out for injection in a liquid state into the reservoir, as well as all connecting and supply lines through which liquefied CO ₂ is supplied, must be made of materials that are resistant to CO ₂ .

В случае использования для хранения CO₂ ловушки (1) (Фиг. 2, 3) водоносных пластов закачку жидкого CO₂ осуществляют в центральные скважины (3), пробуренные в купольной части месторождения. Температура внутри ловушки равна температуре, при которой CO₂ находится в жидком агрегатном состоянии, то есть от 0°C до 30°C (см. Фиг. 1). Давление в ловушке равно давлению, обеспечивающему длительное захоронение жидкого CO₂, то есть от 40 бар и выше (см. Фиг. 1) По мере опускания контакта «жидкий CO₂-вода» к закачке подключают скважины (4), отдаленные от купольной части, при этом осуществляют контроль динамики пластового давления посредством глубинных манометров, спускаемых на забой скважины, или путем измерения устьевого давления, по которому расчетным способом определяют пластовое давление. Одновременно проводят мониторинг появления жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы (5) (Фиг. 5) ловушки. При этом в случае обнаружения жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах его закачку сразу прекращают.In the case of using traps (1) for storage of CO ₂ (Figs. 2, 3) of aquifers, liquid CO _{2 is} injected into central wells (3) drilled in the domed part of the field. The temperature inside the trap is equal to the temperature at which CO ₂ is in a liquid state of aggregation, that is, from 0 ° C to 30 ° C (see Fig. 1). The pressure in the trap is equal to the pressure providing a long-term burial of liquid CO ₂ , that is, from 40 bar and above (see Fig. 1) As the contact of “liquid CO ₂ water” drops, wells (4) remote from the dome part are connected to the injection , while they monitor the dynamics of reservoir pressure by means of deep gauges, lowered to the bottom of the well, or by measuring wellhead pressure, which calculates the formation pressure using a calculation method. At the same time, the appearance of liquid CO ₂ is monitored in observation wells located near the trailing isogypsum (5) (Fig. 5) of the trap. In this case, if liquid CO ₂ is detected in observation wells, its injection is immediately stopped.

В случае использования для хранения CO₂ ловушки (1) истощенного месторождения углеводородов (см. Фиг. 4) выбирают ловушку, пластовая температура в которой равна температуре, при которой CO₂ находится в ловушке в жидком агрегатном состоянии, то есть от 0°C до 30°C, а проектное значение пластового давления равно давлению, обеспечивающему длительное захоронение жидкого CO₂, то есть от 40 бар и выше (см. Фиг. 1). Затем бурят скважины (3) в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать в них газообразный CO₂, в ходе чего осуществляют контроль динамики пластового давления посредством глубинных манометров, спускаемых на забой скважины, или путем измерения устьевого давления, по которому расчетным способом определяют пластовое давление. При достижении давления в ловушке значения, соответствующего указанному выше давлению, при котором CO₂ находится в ловушке в жидком агрегатном состоянии, продолжают закачку CO₂ уже в жидком агрегатном состоянии непосредственно в приконтактные зоны ловушки (2), осуществляя контроль динамики пластового давления глубинными манометрами с одновременным мониторингом появления жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы (5) (Фиг. 5) ловушки (1), при этом закачка жидкого CO₂ прекращается в тех же случаях, что описаны выше в случае закачки CO₂ в ловушку водоносного пласта.In the case of using traps (1) of a depleted hydrocarbon field for storage of CO ₂ (see Fig. 4), a trap is chosen, the reservoir temperature at which is equal to the temperature at which CO ₂ is trapped in a liquid state of aggregation, i.e., from 0 ° C to 30 ° C, and the design value of the reservoir pressure is equal to the pressure providing long-term disposal of liquid CO ₂ , that is, from 40 bar and above (see Fig. 1). Then, wells (3) are drilled in the dome part of the trap structure, after which gaseous CO _{2 is} started to be pumped into them, during which the dynamics of reservoir pressure is monitored by means of depth gauges launched to the bottom of the well, or by measuring wellhead pressure, which is determined by calculation reservoir pressure. When the pressure in the trap reaches a value corresponding to the pressure indicated above, at which CO ₂ is trapped in the liquid state of aggregation, the injection of CO ₂ is continued in the liquid state of aggregation directly into the contact zones of the trap (2), monitoring the dynamics of reservoir pressure with depth gauges with simultaneous monitoring of the appearance of liquid CO ₂ in observation wells located near the trailing isogypsum (5) (Fig. 5) of the trap (1), while the injection of liquid CO ₂ ceases in the same cases as described above in the case of injection of CO ₂ into an aquifer trap.

Кроме того, закачку останавливают при достижении давления в ловушке как водоносного пласта, так и истощенного месторождения углеводородов, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению.In addition, the injection is stopped when the pressure in the trap of both the aquifer and the depleted hydrocarbon field corresponding to the maximum allowable reservoir pressure is reached.

При технологических расчетах по созданию и эксплуатации подземных хранилищ газа в случае водоносного пласта указанное максимально допустимое пластовое давление принимается в пределах Р_max=(0,12-0,17)Н_о в зависимости от глубины Н_о залегания пласта (свода поднятия).In technological calculations for the creation and operation of underground gas storages in the case of an aquifer, the indicated maximum permissible reservoir pressure is taken within the limits of P _max = (0.12-0.17) Н _о depending on the depth Н _{о of the} bedding (arch elevation).

В случае истощенного месторождения углеводородов для оценки максимального давления широкое применение находит методика гидроразрыва пласта. Герметичность покрышки оценивается по возможности исключения образования вертикальных трещин или раскрытия имеющихся. Герметичность покрышки определяется исходя из зависимости:In the case of a depleted hydrocarbon field, hydraulic fracturing is widely used to estimate maximum pressure. Tightness of the tire is assessed by the possibility of eliminating the formation of vertical cracks or opening existing. Tire tightness is determined based on the relationship:

где ΔР - допустимое превышение начального пластового давления в геологической структуре, (МПа);where ΔР is the permissible excess of the initial reservoir pressure in the geological structure, (MPa);

$$P_{б}^{п}=\mathrm{0,6}{P}_{гор}$$

- боковое горное давление для покрышки, МПа; $$P_b^P=0.6P_{g\mathrm{about}R}$$

- lateral mountain pressure for tires, MPa;

$$P_{б}^{к}=\mathrm{0,4}(P_{гор}-{Р}_{Н})$$

- боковое горное давление для коллектора геологической структуры, МПа; $$P_b^{\mathrm{to}}=0.4(P_{g\mathrm{about}R}-R_N)$$

- lateral rock pressure for the reservoir of the geological structure, MPa;

P_гор=γН - горное давление, МПа;P _mountains = γH - rock pressure, MPa;

γ - плотность горных пород, т/м³;γ is the density of rocks, t / m ³ ;

Н - глубина залегания геологической структуры, м;H - the depth of the geological structure, m;

h_к, h_n - толщина коллектора и покрышки, соответственно, м.h _to , h _n - the thickness of the collector and tires, respectively, m

(А.С. Гарайшин. Обоснование максимально допустимых давлений при проектировании и эксплуатации ПХГ. М.: ВНИИГАЗ. Сборник научных трудов «Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы», 2003. С. 180-183.)(A. Garaishin. Justification of the maximum allowable pressures for the design and operation of underground gas storage facilities. M .: VNIIGAZ. Collection of scientific papers “Underground gas storage. Problems and prospects”, 2003. P. 180-183.)

Как в случае захоронения CO₂ в водоносном пласте, так и при захоронении в истощенном месторождении углеводородов контроль за герметичностью по латерали (горизонтали) ловушки осуществляется посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы (5) (Фиг. 5) ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин (7) (Фиг. 6).As in the case of CO ₂ burial in an aquifer, and when buried in a depleted hydrocarbon field, the tightness control in lateral (horizontal) traps is carried out by means of observation wells located near the trailing isogypsum (5) (Fig. 5) of the trap, and in the vertical trap - by means of control wells located on the overlying horizons (7) (Fig. 6).

Расположение и наличие контрольных горизонтов зависит от агрегатного состояния CO₂ в пластовых условиях и от соотношения плотности жидкого CO₂ и плотности пластовой воды в пластовых условиях. Если плотность CO₂ в жидком состоянии в пластовых условиях превышает плотность пластовой воды, то выбирать контрольные горизонты необходимо под подошвой пласта-коллектора. Если плотность CO₂ в жидком состоянии в пластовых условиях меньше плотности пластовой воды, то мониторинг миграции жидкого CO₂ будет осуществляться сетью наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы (5) (Фиг. 5) ловушки.The location and presence of control horizons depends on the state of aggregation of CO ₂ in reservoir conditions and on the ratio of the density of liquid CO ₂ and the density of formation water in reservoir conditions. If the density of CO ₂ in the liquid state under reservoir conditions exceeds the density of the formation water, then control horizons must be selected under the bottom of the reservoir. If the density of CO ₂ in the liquid state under reservoir conditions is less than the density of the produced water, then the migration of liquid CO ₂ will be monitored by a network of observation wells located near the trailing isogypsum (5) (Fig. 5).

В случае если скважина вскрывает малопроницаемые участки пласта, необходимо регулировать темпы закачки жидкого CO₂ для предотвращения превышения давления в прискважинной зоне над максимально допустимым давлением для предотвращения разрушения покрышки.If the well reveals low-permeable sections of the reservoir, it is necessary to adjust the rate of injection of liquid CO ₂ to prevent excess pressure in the near-wellbore zone above the maximum allowable pressure to prevent collapse of the tire.

Указанный способ захоронения вредных газов позволяет значительно снизить затраты на обустройство объектов хранения вредных газов именно за счет подземного хранения их в структуре с термобарическими характеристиками, при которых захораниваемое вещество находится в структуре в том агрегатном состоянии, в котором на долгий срок исключается его утечка, что также положительно влияет на состояние окружающей среды.The specified method for the disposal of harmful gases can significantly reduce the cost of arranging storage facilities for harmful gases precisely due to their underground storage in a structure with thermobaric characteristics, in which the buried substance is in the structure in that aggregate state in which its leakage is excluded for a long time, which also positively affects the environment.

Claims (2)

1. Способ захоронения CO₂, заключающийся в том, что для закачки CO₂ в геологических структурах выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO₂ в жидком агрегатном состоянии, бурят скважины в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать жидкий CO₂ в центральные скважины, затем по мере опускания контакта «жидкий CO₂-вода» используют для закачки скважины, отдаленные от купольной части структуры, причем в процессе закачки жидкого CO₂ осуществляют контроль динамики пластового давления посредством глубинных манометров с одновременным мониторингом появления жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, при этом закачку жидкого CO₂ прекращают в случае обнаружения жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению, при этом контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин.1. A method for the disposal of CO ₂ , which consists in the fact that for the injection of CO ₂ in geological structures, an aquifer trap is selected with thermobaric parameters that contribute to the long-term disposal of CO ₂ in the liquid aggregate state, wells are drilled in the dome part of the trap structure, and then the liquid is injected CO ₂ into the central wells, then, as the contact drops, “liquid CO ₂ -water” is used to inject wells remote from the dome part of the structure, and during the injection of liquid CO ₂ , the dyne is monitored formation pressure mics by means of depth gauges while monitoring the appearance of liquid CO ₂ in the observation wells located near the trailing trailing isogypsum, while the injection of liquid CO _{2 is} stopped if liquid CO ₂ is detected in the observation wells, as well as when the pressure in the trap reaches the maximum permissible formation pressure, while monitoring the tightness along the lateral trap is carried out by means of observation wells located near the trailing isohyp s traps, and traps vertically - by means located in the overlying horizons control wells. 2. Способ захоронения CO₂, заключающийся в том, что для закачки CO₂ выбирают ловушку истощенного месторождения углеводородов с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO₂ в жидком агрегатном состоянии, бурят скважины в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать в них газообразный CO₂, в ходе чего осуществляют контроль динамики пластового давления глубинными манометрами, а при достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO₂, продолжают закачку CO₂ уже в жидком агрегатном состоянии непосредственно в приконтактные зоны ловушки, осуществляя контроль динамики пластового давления глубинными манометрами с одновременным мониторингом появления жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, при этом закачку жидкого CO₂ прекращают в случае обнаружения жидкого CO₂ в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению, при этом контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин. 2. The method of CO ₂ burial, which consists in the fact that for the injection of CO _{2 a} trap is selected for an exhausted hydrocarbon field with thermobaric parameters that contribute to the long-term burial of CO ₂ in a liquid aggregate state, wells are drilled in the dome part of the trap structure, after which gaseous gas is pumped into them CO _2, which is carried out during the formation pressure dynamics control depth gauges, and when the pressure in the trap value corresponding to the liquid state of aggregation of CO _2, continue to download CO ₂ already in the liquid state directly to the contact zone of the trap by carrying out the formation pressure dynamics control depth gauges while monitoring the appearance of the liquid CO ₂ in observation wells located near the closing contour line traps, the injection of the liquid CO ₂ is stopped in case of liquid CO ₂ in observation wells, as well as when the trap reaches a pressure corresponding to the maximum allowable reservoir pressure, while lateral tightness control and traps are carried out by means of observation wells located near the trailing trailing isogypsum, and vertically by traps by means of control wells located on overlying horizons.

Images