USD 85.4176

+2.79

EUR 91.4543

+2.36

Brent 85.06

-0.64

Природный газ 2.71

-0.02

11 мин
933

ПХГ Анализ методов сокращения эмиссии метана

Технологические процессы в нефтегазовой промышленности способствуют увеличению уровней концентрации парниковых газов в атмосфере Земли, которые оказывают влияние на глобальное изменение климата. В отношении воздействия объектов газовой промышленности на окружающую среду, подземные хранилища газа являются одним из наиболее малоисследованных. По предварительным оценкам объем технологических и геологических потерь газа при подземном хранении составляет порядка 1,5 млрд м3. В статье рассмотрены основные причины эмиссии метана на примере действующих подземных хранилищ газа в России и предложены решения по сокращению пластовых потерь.

ПХГ Анализ методов сокращения эмиссии метана

В XXI веке стала очевидной угроза глобального изменения климата, в первую очередь вызванная прогрессирующим ростом уровней концентрации парниковых газов в атмосфере Земли. Согласно Бюллетеню Всемирной метеорологической организации по парниковым газам [1], в 2020 году концентрация диоксида углерода (СО2) составляла 149 %, метана (СH4) – 262 % от доиндустриального уровня (1750 г.). Накопление парниковых газов вызывает ряд серьезных проблем, от климатических, таких как увеличение числа экстремальных погодных явлений, повышение уровня Мирового океана, таяния вечной мерзлоты до социально-экономических последствий и ухудшения здоровья населения [2-4]. Любое повышение глобальной температуры влияет на человека, в первую очередь с негативными последствиями. В работе [5] приведены риски изменения климата для природных и человеческих систем. Последствия изменения климата вызывают бедность и неблагополучие народов целых стран, что приводит к миграции людей [6-7].

Для благополучия человечества в 2015 г. мировое сообщество на конференции ООН приняло «Парижское соглашение по климату», включающее борьбу с изменением климата.

Основными парниковыми газами, влияющими на климатические изменения, являются диоксид углерода и метан. На рисунке 1 представлена динамика роста эмиссии СО2 от сжигания ископаемого топлива по странам с наибольшим объемом выбросов. На рисунке 2 представлен график увеличения концентрации метана в атмосфере Земли.


Во многих научных работах [11-13] отмечено, что метан вызывает более сильный потенциальный вклад в глобальное потепление, чем СО2. За последние 20 лет эмиссия СH4 в мире выросла более чем на 25 % и составляет около 10 млрд т СО2 эквивалента [10, 14].

Основными источниками эмиссии метана в атмосферу являются:

* Естественные, такие как заболоченные территории, пресноводные водоемы, поверхность океана, многолетняя мерзлота, гидраты метана, а также колонии термитов и сжигание биомассы в результате пожаров;

* Антропогенные:

– сжигание попутного нефтяного газа;

– сельское хозяйство (расширение рисовых плантаций и разведении крупного рогатого скота);

– полигоны захоронения бытовых и промышленных отходов, а также очистка сточных вод;

– угольные шахты;

– добыча, транспортировка и переработка нефти и газа.

На долю антропогенных источников выбросов метана приходится примерно 60 % от глобальной эмиссии, в том числе 30 % от сельского хозяйства, 10 % – отходы и мусорные свалки и 20 % энергетический сектор [12, 14]. В энергетическом секторе основной объем выбросов метана обеспечивает нефтегазовая отрасль (60 %). Ключевыми факторами опережающего роста эмиссии метана в нефтегазовой отрасли стало увеличение доли добычи нетрадиционной нефти (с 15 % в 2005 г. до 31 % в 2022 г.) и сланцевого газа (с 10% в 2005 г. до 27% в 2022 г.).

Для каждой страны антропогенные выбросы метана изменяются со временем и зависят от уровня развития и отраслевой ориентации экономики. Так в письмах об экологических исследованиях [15] представлен анализ изменения экстремальных климатических явлений на западе и в центре Африки, при этом основной объем выбросов метана приходится на страны с развитой промышленностью, однако изменение климата ощущаются во всех регионах мира, что подтверждает масштаб глобальной проблемы. В РФ на нефтегазовую отрасль приходится до 60 % выбросов метана [16]. В связи с тем, что Россия один из крупнейших производителей и экспортеров нефти и газа в мире, то проблема эмиссии метана является весьма актуальной, рисунок 3.



Эмиссия метана в нефтегазовой отрасли РФ

Эмиссию метана от нефтегазовой отрасли можно разделить на три категории:

– прямые выбросы метана при добыче, транспортировке и переработке нефти и газа;

– эмиссия при факельном сжигании попутного нефтяного газа;

– выбросы метана при аварийных ситуациях.

В работе [18] представлена оценка эмиссии метана (природного газа) в атмосферу в результате деятельности нефтегазовой промышленности. Наибольшие выбросы метана характерны в процессе транспортировки газа – порядка 400 – 500 млн. т. в год. Потери природного газа при подземном хранении в РФ составляют около 25 млн. т. в год. Структура выбросов метана в нефтегазовой отрасли России на 2020 год представлена на рисунке 4.


Выбросы метана в атмосферу происходят вследствие ряда процессов производственного цикла в нефтегазовой отрасли. Они включают работу различных систем вентиляции, рассеивание попутного нефтяного газа и его неполное сжигание, продувка трубопроводов, компрессоров, вентиляционных систем, скважин, а также утечки из-за отсутствия плотного прилегания конструкций и герметичности оборудования, стравливание газа перед ремонтными работами и аварийные ситуации. Значительный объем выбросов метана имеет место при подготовке к ремонтным работам, поскольку капитальный и текущий ремонт требует откачки всего газа и разгерметизации ремонтируемого отсека. Хранение углеводородного сырья в контейнерах и резервуарах также связано с утечками метана в атмосферу.

Эмиссия метана при подземном хранении газа

В отношении воздействия объектов газовой промышленности на окружающую среду, подземные хранилища газа (ПХГ) являются одним из наиболее малоисследованных. Неблагоприятным явлением при эксплуатации ПХГ являются утечки и миграции газа, обусловленные целым спектром как технологических, так и геологических проблем. При создании и разведывательно-промышленной эксплуатации подземных хранилищ газа технологические утечки и миграции газа значительно выше, чем при их выходе на циклический режим работы, что стоит учитывать при создании новых хранилищ [19]. Для оценки национальных коэффициентов выбросов метана от хранения природного газа необходимы исходные данные о составе закачиваемого в ПХГ природного газа и данные об объемах стравливания, продувок и эксплуатационных утечек при хранении природного газа в ПХГ. В работах [20, 21] дается примерная оценка технологических и геологических потерь газа при подземном хранении, которая в процентном выражении достигает 2,25 % от активного объема, учитывая, что активный объем газа в системе ПХГ РФ в 2020 году составлял около 75,07 млрд м3 [22], то объем утечек составляет порядка 1,5 млрд м3.

В работе [23] представлены данные о значительных пластовых потерях в ПХГ созданных в водоносных горизонтах, так для хранилищ, расположенных в пологозалегающих пластах утечки газа могут достигать 50 % от общего объема. Опираясь на представленные данные можно предположить, что, например, для Гатчинского ПХГ с оперативным резервом газа в 0,2 млрд м3, объем потенциальных потерь может составить 100 000 000 млн м3. В работе [24] потери на одном из ПХГ в РФ оцениваются в 500 млн м3 в год. При этом по данным ПАО «Газпром» выбросы метана ежегодно сокращаются и на 2020 год составляют 25,9 млн т СО2 эквивалента.

Анализ литературного материала показал противоречивость представленных в научной литературе данных об объеме утечек метана при подземном хранении газа, однако тот факт, что потери и миграция газа существуют является неоспоримым.

Специфические особенности эксплуатации скважин ПХГ, работающих в циклическом режиме, добавляют дополнительные знакопеременные нагрузки на скелет породы. Эксплуатационные скважины пересекают множество различных геологических пластов и пропластков. Пересекаемые пласты и пропластки различаются по литологическому составу, характеру насыщения и пластовым давлениям, которые зачастую отличаются от гидростатических в большую или меньшую сторону. При бурении скважины разрушаются перемычки, изолирующие пласты с разными пластовыми давлениями, тем самым создаются каналы перетока. Для предотвращения данной проблемы скважина обсаживается стальными трубами (обсадными колоннами) и цементируется.

Некачественный цементаж, дефекты и технические нарушения обсадных труб и муфтовых соединений приводят к перетокам по трубному, затрубному и заколонному пространствам. Перетоки негативно сказываются на эффективности эксплуатации ПХГ, так как непроизводительно теряется пластовая энергия, создаются техногенные залежи. В некоторых случаях при перетоках загрязняются водоносные горизонты, в том числе используемые для питьевого водоснабжения или образуются газовые грифоны, которые резко ухудшают экологическую обстановку в районе расположения скважины и могут привести к взрывам и пожарам. Поэтому техническое состояние скважины является основополагающим фактором безопасной эксплуатации подземных хранилищ газа [25].

При создании и эксплуатации ПХГ максимально допустимое пластовое давление значительно превышает начальное гидростатическое давление в своде структуры, превышение давления выше начального гидростатического повышает риски возникновения перетоков по негерметичным межколонному и заколонному пространствам. Так же неорганизованные выбросы связаны, в основном, с утечками, причиной которых являются неплотности разъемных соединений технологического оборудования и газопроницаемость материалов. Кроме того, происходит эмиссия сквозь толщу пород, перекрывающих газовые залежи.

При эксплуатации ПХГ различают прямые и косвенные признаки негерметичности [25]:

Прямыми признаками являются:

• газопроявления в виде выхода свободного газа на поверхность земли, или водоемов в виде газовых грифонов;

• непредвиденные газопроявления в процессе бурения скважин при проходке верхних частей разреза;

• избыточное давление на устьях контрольных скважин, перфорированных на водоносные пласты в надпродуктивной части разреза;

• превышение фоновых показателей содержания углеводородного газа глубинного генезиса в приповерхностной части разреза по результатам геохимической съемки.

Косвенные признаки:

• наличие межколонного давления в скважинах;

• подъем уровня воды в скважинах, пробуренных на контрольные водоносные горизонты;

• заколонные перетоки газа в надпродуктивной части пласта;

• повышенное газосодержание в пробах воды, отобранной из контрольных водоносных горизонтов;

• дисбаланс газа в объекте хранения.

Материалы и методы

Предлагаемые решения по сокращению пластовых потерь на ПХГ

Основными причинами пластовых потерь являются следующие [25, 26, 27]:

– газ, находящийся за пределами ловушки и изолированный от основной залежи ПХГ;

– газ, мигрирующий в вышележащие водоносные горизонты и не участвующий в технологии отбора газа, а также не оказывающий влияния на процесс эксплуатации хранилища, рисунок 5.


Пластовые потери газа фиксируются практически на всех ПХГ, как созданных в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях, так и в водоносных пластах.

Горно-геологические условия эксплуатации являются основными причинами пластовых потерь на Невском, Краснодарском, Калужском, Северо-Ставропольском и Кирюшкинском ПХГ.

На Кирюшкинском, Пунгинском, Дмитриевском, Аманском, Михайловском и Щелковском ПХГ наблюдаются межколонные и заколонные перетоки газа за счет физического износа подземного оборудования, что требует постоянного наблюдения за изменением технического состояния эксплуатационных скважин. На ПХГ, созданных в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях, часто эксплуатационный фонд включает скважины, введенные в работу еще при разработке месторождения, на базе которого создано хранилище, что сказывается на их техническом состоянии. Например, на Северо-Ставропольском ПХГ (ССПХГ) доля скважин старого фонда составляет около 15 % [28], кроме того, многие скважины имеют одноколонную конструкцию. Такие скважины являются наиболее уязвимым местом в системе эксплуатации ПХГ. При этом стоит отметить, что межколонные и заколонные перетоки характерны так же для скважин нового фонда, пробуренных в период создания и эксплуатации хранилища, в том числе высокодебитных.

На ПХГ фиксируются как вертикальные, в вышележащие и нижележащие горизонты, так и латеральные перетоки в результате которых формируются скопления свободного газа. Так особенности геологического строения ССПХГ, а именно наличие неактивных периферийных зон стали причиной образования грифонов. Наиболее мощный выброс газа произошел в селе Пелагиада Ставропольского края [29], при этом дебит выходящего газа на поверхности достигал 800 м3/сут.

Основными показателями работы ПХГ являются герметичность и минимизация негативных последствий его эксплуатации. Для обеспечения надежной и безопасной работы газохранилища необходимо выявление источников образования техногенных скоплений газа, их разгрузка и ликвидация, а также усиление контроля герметичности хранилища по вертикали и латерали, поиск и ликвидация путей миграции газа из объекта хранения, минимизация пластовых потерь газа.

Таким образом, для сокращения пластовых потерь газа требуется развивать индивидуальный подход с учетом особенностей геологического строения и условий эксплуатации отдельно взятого ПХГ. В свою очередь своевременное обнаружение технологических потерь газа на ПХГ будет зависит от объема и периодичности проведения комплексных исследований, включающих:

- геофизические исследования;

- газодинамические исследования;

- трассерные (индикаторные) исследования;

- геохимические исследования пластовых флюидов;

- визуальные наблюдения.

В случае необходимости возможно применение дополнительных методов исследования.

Наблюдение за распространением газа по объему ПХГ осуществляют через наблюдательные геофизические и пьезометрические скважины. Помимо исследований, проводимых в скважинах, для контроля за герметичностью ПХГ в пределах горного отвода осуществляется площадная газогеохимическая съемка.

Для эффективного определения концентрации метана необходима работающая в оперативном режиме методика контроля содержания природного газа в приповерхностных слоях грунта. В статье [30] рассмотрена возможность определения косвенного содержания метана в грунте с применением результатов измерений характеристик Земли и атмосферы. По данным атмосферно-электрического мониторинга повышенного сброса метана, было выявлено направление растекания метана по пласту-коллектору на Касимовском ПХГ (рисунок 6), что подтверждает наличие миграции газа как непосредственно в границах геологической структуры, так и за пределы ловушки.

Своевременно проведенный экологический мониторинг окружающей среды на территории размещения ПХГ, предотвращает чрезвычайные и аварийные случаи на ранней стадии, которые грозят опасностью для здоровья и жизни людей, а также позволяет разработать комплекс мер для предупреждения таких ситуаций.

В результате проведенного исследования по эмиссии метана в системе подземного хранения газа, установлено, что на всех ПХГ независимо от геологической структуры, в которой создано хранилище, фиксируются геологические потери. Стоит отметить, что обнаружение миграции газа в системе подземного хранения связано с большими трудовыми и временными затратами, при этом необходимо учитывать множество влияющих факторов, поэтому своевременная идентификация, а лучше прогнозная оценка утечек газа является актуальной задачей для всей газовой отрасли. В настоящее время для решения поставленной задачи необходимо разработать комплексную методику обнаружения существующих и потенциально возможных путей миграции газа в геологических структурах ПХГ

Заключение

Растущая потребность человечества в дополнительных объемах углеводородов приводит к росту добычи полезных ископаемых. Процесс добычи, транспортировки и хранения углеводородов связан с процессом образования парниковых газов, которые являются причиной глобального изменения климата. Этот процесс ставит новые вызовы перед человечеством. Накопленные результаты исследований по снижению потерь газа на ПХГ показывают наибольшую эффективность следующих методов: геофизические, газодинамические исследования, различные технологические обследования скважин при капитальном ремонте, индикаторные (трассерные) методы и другие. Применение данных методов поможет значительно снизить выбросы парниковых газов. Снижение эмиссии метана на объектах ПХГ, за счет реализации дополнительных мероприятий, открывает возможность реализации проектов по снижению выбросов с последующим получением сертификатов единиц сокращения парниковых газов или привлечения финансирования в рамках государственной таксономии.



Статья «ПХГ Анализ методов сокращения эмиссии метана » опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№2, Февраль 2023)

Авторы:
Комментарии

Читайте также