СИСТЕМА И СПОСОБ ЗАХОРОНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА (СО2) И ИЗВЛЕЧЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЗЕМНОЙ КОРЫ.

Изобретение относится к способу хранения диоксида углерода в естественных (природных) или искусственных впадинах или скважинах, и может быт использовано в области охраны окружающей среды от загрязняющих атмосферу выбросов газотехногенного характера, захоронение парниковых газов в частности СО₂ от ТЭЦ и ТЭС в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, а также извлечения тепловой энергии земной коры для отопления, горячего водоснабжения и хладоснабжения в комбинированном виде.

Захоронение парниковых газов в частности СО₂ от ТЭЦ и ТЭС представляет особый интерес с точки зрения удаления диоксида углерода из дымовых газов, работающих на ископаемом топливе в частности угля с целью сокращения выбросов диоксида углерода, которая рассматриваются как главная причина возникновения парникового эффекта.

Известен способ захоронения CO₂ (Варианты) [1]. В первом варианте реализации способа для закачки CO₂ выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO₂ в жидком агрегатном состоянии. Бурят скважины в купольной части структуры ловушки. Закачивают жидкий CO₂ в центральные скважины и по мере опускания контакта «жидкий CO₂-вода» закачивают CO₂ в периферийные скважины. Во втором варианте реализации способа закачивают газообразный CO₂. Одновременно контролируют динамику пластового давления глубинными манометрами. При достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO₂, продолжают закачку CO₂ уже в жидком агрегатном состоянии в приконтактные зоны ловушки, контролируя динамику пластового давления глубинными манометрами.

Недостатками данного способа являются бурение нагнетающих, извлекающих и контрольных скважин, стоимость каждой из которых в зависимости от глубины не менее 800м по международным требованиям для захоронения углекислого газа в геологических формациях составит в среднем 450 долл. США за 1 погонный метр. Для бурения одной скважины глубиной 1000м затраты составят 450000 долл. США, таких скважин необходимо не менее 3-х штук.

Известен способ утилизации диоксида углерода в водоносном пласте при котором, выделяют подземный водоносный пласт, предпочтительно имеющий выход на поверхность земли и область питания в виде реки, моря, озера, а также с общим активным режимом фильтрации; - определяют в выделенном пласте по меньшей мере одну локальную ловушку; - осуществляют подготовку выбранного водоносного пласта и локальной ловушки к промышленному использованию с определением в выделенном пласте химического состава воды, а также пород по образцам горных пород - керну; - закачивают в выделенный пласт диоксид углерода по меньшей мере через одну нагнетательную скважину, размещенную со стороны области питания пласта и обеспечивающую возможность нисходящего потока закачиваемого диоксида углерода в пласте. [2].

Недостатками данного способа являются бурение нагнетающих, извлекающих скважин, поверхность извлекающих скважин должны быть ниже поверхности области питания реки, моря или озера в противном случае углекислый газ выйдет на поверхность области питания, необходим четкий мониторинг параметров закачки углекислого газа, чтобы исключить выход на поверхность области питания.

Известен способ нагнетания диоксида углерода, относящиеся к способу хранения диоксида углерода (CO₂) в пористом и проницаемом подземном пласте – коллекторе резервуаре и в частности, к способу закачивания CO₂ в коллектор углеводородов для его хранения [3].

Способ хранения CO₂ в пористом и проницаемом коллекторе углеводородов, где требуется, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и, по меньшей мере, одна эксплуатационная скважина, включающий следующие стадии:

а) извлечение из эксплуатационной скважины потока добываемого флюида, состоящего из добываемых углеводородов, воды и CO₂;

б) направление потока добываемого флюида на технологический объект, где от этого потока флюида отделяют парофазный поток, включающий диоксид углерода и летучие углеводороды;

в) сжатия полученного парофазного потока до давления выше максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для состава полученного парофазного потока;

г) охлаждения сжатого потока с образованием охлажденного потока в плотнофазном состоянии;

д) направление к нагнетательному оборудованию поступающего со стороны потока CO2,который может быть либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии;

е) смешение охлажденного потока;

г) с потоком поступающего со стороны CO₂ с образованием объединенного потока, представляющего собой поток плотнофазного вещества;

ж) закачивание упомянутого объединенного потока в коллектор углеводородов через нагнетательную скважину.

Недостатками данного способа являются, отсутствует информация в какой части месторождений в купольной или в периферийной части применить нагнетающие скважины и в какой части добывающие (эксплуатационные) и если это действующее нефтяное месторождение, то скважин должно быть достаточное количество и на всех добывающих и нагнетающих скважин необходимо вести мониторинг закачки и извлечение СО₂.

Известен способ Геотермальное устройство геотермального тепла. Геотермальное устройство содержит геотермальную скважину, сепаратор, теплообменник для подогрева сетевой воды, выполненный в виде рубашки охлаждения сепаратора, водогрейный котел с газовой горелкой, газоаккумулирующее устройство, дизель-генератор, теплообменник для утилизации тепла уходящих газов, а также линию закачки уходящих газов в скважину [4].

Недостатками данного способа являются очень низкий КПД сепаратора с водяной рубашкой как теплообменника, КПД теплообменника на прямую зависит от ее площади теплопередачи.

Известен способ использования геотермального тепла [5]. Указанный технический результат достигается за счет способа, используемого геотермальное тепло, получаемое из скважины и используемое для нужд тепло- и холодоснабжения, при помощи теплового насоса, и включающего подвод нагретой воды из геотермальной скважины к генератору абсорбционного теплового насоса, затем использование для догрева водопроводной воды в системе горячего водоснабжения, предварительно подогретой в абсорбере.

Для нужд теплоснабжения в холодный период вода после подогревателя системы горячего водоснабжения подается в испаритель теплового насоса, а из него обратно в скважину, а нагрев воды для системы отопления осуществляется в конденсаторе.

Для нужд теплоснабжения в теплый период вода после подогревателя системы горячего водоснабжения используется у потребителя, а затем подается в конденсатор теплового насоса, а из него обратно в скважину, а охлаждение воды для системы холодоснабжения осуществляется в испарителе.

Недостатками данного способа являются бурение скважин, использование минерализованных вод из скважин напрямую тепловыми насосами без деминерализации и без фильтрации, что приводит к быстрому выходу из строя тепловых насосов и всей системы теплоснабжения.

Известен способ использования тепловой энергии земной коры с применением истощенных нефтяных или газовых скважин, их гидравлическую обвязку, закачку воды в пласт, нагрев и подачу потребителю, отличающийся тем, что скважины разделяют на нагнетательные и всасывающие, посредством насосной станции через нагнетательную скважину закачивают воду в истощенный нефтяной или газовый пласт, тепловую энергию через всасывающую скважину и теплообменник отбирают и подают потребителю [6].

Недостатками данного способа является то что, при постоянной температуре вязкость воды 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. При захоронение углекислый газ отличается от воды рядом преимуществ - при пластовых температурах и давлениях, соответствующих области критического и сверхкритического состояния, плотность углекислого газа меняется в пределах от 600 кг/м³до 900 кг/м³. Вязкость порядка 10^-5-10^-4Па·с, коэффициент диффузии - 10⁸м²/с.

В целом все выше перечисленные технические решении не позволяют нам эффективным образом захоронит диоксид углерода в истощенных нефтяных и газовых скважинах, и одновременно использовать тепловую энергию земной кори посредством теплообменников, которая разделяет второй контур теплоснабжения, где техническая вода должна быть химически обработанная до минимальной жесткости от первого контура добычи тепла, где содержится высоко минерализованная вода.

Следует отметит, что выше перечисленные технические решения осуществляются отдельно поэтому не могут, служит в качестве прототипа.

Основной целью изобретения является захоронение углекислого газа СО₂ в истощенные нефтегазовые месторождение и одновремееное использование возобновляемых источников энергии в комбинированном виде.

Сущность изобретений состоящее из системы и способа и заключается в захоронение парниковых газов СО₂ в существующие истощенные нефтяные и газовые месторождение в жидком критическом состоянии при температуре до +30°С, а также извлечение тепловой энергии земной коры для отопления и горячего водоснабжения с применением абсорбционных тепловых насосов.

Система для захоронения углекислого газа (СО₂) и извлечение тепловой энергии земной коры, состоит из: 1 – ТЭЦ или ТЭС; 2 – цех улавливания, очистки и разделения парниковых газов; 3 - насосная станция для перекачки критического состояния СО₂; 4 - трубопровод высокого давления для транспортировки углекислого газа; 5 - нагнетающие скважины; 6 – насосная станция обратной закачки пластовой воды и СО₂; 7 – цех водо-газоочистки и сепарации; 8 - добывающие скважины; 9 – цех шламоотделитель и систем прискважных фильтров; 10 - теплообменники; 11 - насосная станция; 12 – солнечные коллекторы; 13 - абсорбционные тепловые насосы (АБТН); 14 - промышленные объекты; 15 - частный жилой сектор; 16 - жилой массив; 17 - водноспортивный комплекс.

Сущность заявленного технического результата поясняется чертежом Фиг. 1, на котором в качестве примера показана принципиальная схема осуществления системы для захоронения углекислого газа СО₂ и способа извлечения тепловой энергии земной коры, включающая: 1-ТЭЦ, которая работает на ископаемом топливе угле в пылевидной форме с применением специальных форсунок и трехслоевом сжигание углей для снижения выбросов NO_X и SO₂, 3 - цех с использованием передовых технологий по низкому уровню энергозатрат на улавливание из дымовых газов ТЭЦ, ТЭС, углекислого газа СО₂. Углекислый газ в жидком критическом состоянии при температуре до +30^°С по высоконапорному трубопроводу 4 из высоколегированных материалов направляется в истощенные нефтяные и газовые скважины 5 для захоронения на долгие годы, при постоянном контроле всех параметров жидкости (температура, давление, плотность и объема закачки жидкости).

Нагнетающие скважины 5, выбираются по картам изогипс месторождений в купольной части. Следует, отметит, что истощенные нефтяные и газовые месторождение в конце эксплуатации полностью обводняются, и становится экономически выгодным добыча тепловой энергии земной коры. 

Способ извлечения тепловой энергии земной коры осуществляется следующим образом: Вытеснение пластовых вод происходит посредством закачки углекислого газа в нагнетающие скважины 5, через извлекаемые скважины 8, которые выбираются в периферийной части месторождений, пластовая вода из скважин 8 через прискважных фильтров и цеха шламоотделитель 9 и теплообменники 10 попадает в цех водо-газоочистки и сепарации 7.

Пластовая вода, проходя через систему прискважных фильтров цеха шламоотделитель 9, очищается от шлама и направляется в теплообменники 10 для отбора тепловой энергии земной коры, после пластовая вода попадет в цех водо-газоочистки и сепарации 7, где происходит очистка, выделение СО₂, нефти и газа в сепараторах, излишки (остатки) пластовой воды выделяется и утилизируется, а СО₂ посредством насосной станции 6 обратно закачивается в скважины 5.

Отбор тепловой энергии земной коры происходит через теплообменники 10 (второй контур), химически обработанная техническая вода, посредством насосной станции 11 с использованием инфраструктуры ТЭЦ, вода при необходимости догревается солнечными коллекторами 12, через обратимые абсорбционные тепловые насосы АБТН 13 обратно подается в теплообменник 10, на этом цикл по второму контуру замыкается.

Теплоснабжение, вентиляция (кондиционирование) и горячее водоснабжение потребителей производится через обратимые абсорбционные тепловые насосы (АБТН) 13, предпочтительно с применением настенных, потолочных и наполных фанкойлов, которые могут работать в осенне-зимний период как отопление и в летный период как кондиционер.

Следует отметит, что захоронение углекислого газа СО₂ и извлечение тепловой энергии земной коры могут происходит раздельно в зависимости от времени года, когда работает или не работает ТЭЦ. Теплоснабжение, ГВС и хладоснабжения будут происходит и зависят тоже от времени года раздельно от ТЭЦ, те в осенне-зимний период от ТЭЦ, а в весенне-летний период без ТЭЦ на прямую от скважин через теплообменники.

Транспортировка, закачка и извлечение СО₂ и пластовой воды происходит при постоянном мониторинге всех параметров (температуры, давление, плотность, объем закачиваемой и извлекаемой жидкости, качественные характеристики пластовых вод), температура закачиваемой жидкого СО₂ должен быть в критическом состоянии, те. до +30⁰С.

После заполнения всех пластов истощенного нефтяного или газового месторождение жидким СО₂, захоронение СО₂ в истощенное месторождение прекращается. СО_2, прокачивается по замкнутому кругу первого контура через насосные станции 6, нагнетающие скважины 5, извлекающие скважины 8, цех шламоотделитель и системы прискважных фильтров 9, теплообменники 10 (первый контур), цех водо-газоочистки и сепарации 7, насосная станция 6 и цикл на этом по первому контуру замыкается.

Все задвижки и обратные клапана высоконапорного трубопровода, нагнетающих 5, извлекаемых скважин 8, системы прискважных фильтров и оборудования цеха 9 шламоотделитель, теплообменников 10, оборудования цеха водо-газоочистки и сепарации 7, насосные станции 3 и 6 изготавливаются из высоколегированных материалов для исключения преждевременной коррозии и выхода их из строя.

Для экономии ископаемого топлива и электрической энергии в летный период, для нужд горячего водоснабжение и кондиционирование потребителей используется возобновляемые источники энергии с применением тепловой энергии земной коры Фиг.1., по первому контуру: от нагнетающих скважин 5, извлекающих (добывающих) скважин 8, системы прискважных фильтров и цеха шламоотделения 9, теплообменника 10, цеха водо-газоочистки, газоотделения и сепарации 7, насосная станция 6, и скважина 5 цикл по первому контуру на этом завершается. Отбор тепловой энергии происходит по второму контуру: теплообменники 10, насосная станция 11, солнечные коллекторы 12, абсорбционные тепловые насосы 13 и теплообменники 10 на этом цикл по второму контуру завершается.

В осенне-зимний период отопление и горячее водоснабжение производят с использованием ТЭЦ и котельных установок с применением абсорбционных тепловых насосов АБТН. Работа АБТН поясняется чертежом Фиг.2. В осенне-зимний период для отопления потребителей АБТН работает по следующей схеме, подача тепловой энергии осуществляется от теплотрассы Т₁, ТЭЦ и котельных установок подключается к трехходовому крану 10, Вход 3, Выход 2 крана 10 на Вход испарителя АБТН, Выход испарителя АБТН 16 на Вход 2 трехходового крана 13, Выход 3 трехходового крана 13 к обратной теплотрассы Т₂, ТЭЦ, ТЭС и котельных установок. Тепловая энергия для отопления потребителей снимается из Конденсатора и Абсорбера АБТН, которые соединяются последовательно.

В летный период для охлаждения (кондиционирования) и горячего водоснабжения АБТН работает по следующей схеме: подача горячая вода Т₁, от теплотрассы возобновляемых источниках энергии ВИЭ, те. второго контура теплообменника 10, через солнечные коллекторы 12, подается на вход 3 трехходового крана 11, Выход 2 трехходового крана 11 на Вход Абсорбера АБТН 13, Выход Абсорбера на Вход Конденсатора АБТН, Выход Конденсатора АБТН на вход 2 трехходового крана 12, Выход 3 трехходового крана 12 к обратной теплотрассы Т₂ теплообменника 10. Холодная энергия для вентиляции и кондиционирования потребителей снимается с испарителя АБТН. Вход в испаритель осуществляется от подачи холодной системы потребителей Т₁₁, на Вход 1 трехходового крана 10, Выход 2 трехходового крана 10 на Вход Испарителя АБТН, Выход Испарителя АБТН на Вход трехходового крана 13, Выход трехходового крана 13 на обратную Т₂₁ систему холодоснабжения потребителей.

Критическая температура углекислого газа СО₂ Т_к,=30,75^°С, критическое давление P_к, =7,375 Мпа, плотность ρ = 468, кг/м³, Табл. 1. 

При давлении 7,375 МПа и температуре 30,75°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 флюид, но вместе с этим имеет плотность, близкую к плотности жидкости.

Параметры критического состояния CO₂.

Табл.1

При повышении температуры или давления плотность CO₂ приближается по значению к плотности жидкости, а его вязкость, к вязкости газа.

При пластовых температурах и давлении, соответствующих областях критического и сверхкритического состояния, плотность меняется в пределах от 600 кг/м³ до 900 кг/м³. Вязкость порядка 10^-5-10^-4Па·с, коэффициент диффузии - 10⁸ м²/с. При давлении 230 атм. и температуре 32°C значение плотности сверхкритического CO₂ максимально и равно 900 кг/м³.

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 вышеизложенного следует, что жидкий CO₂ в критическом состоянии будет лучше оттеснять пластовую воду, чем CO₂, находящийся в газообразном или сверхкритическом состоянии. Это приведет к увеличению вместимости пласта жидким CO₂ вследствие более высокого коэффициента вытеснения пластовой воды.

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, в следствии излагаемого захоронение CO₂, способом предлагается выполнить в области жидкого критического состояния при положительных температурах до +30^°С Фиг. 4.

Из вышеизложенного следует, что для захоронения CO₂ больше подходит жидкое агрегатное состояние, нежели газообразное или сверхкритическое.

В геологических условиях, истощенных нефтяных или газовых месторождениях, физические свойства жидкого CO₂ превышают свойства CO₂ в газообразном и сверхкритическом агрегатных состояниях, жидкий CO₂ будет находиться выше водонасыщенных горизонтах и обладать меньшей подвижностью чем пластовая вода, а также находиться в более компактном состоянии в пласте по сравнению с другими агрегатными состояниями.

Вывод: CO₂ следует захоронить в жидком виде в области критического состояния с температурой до +30°С, СО₂ в таком состоянии будеть выше пластовых вод и лучше оттеснять пластовые воды.

Зависимость давления от температуры СО₂ иллюстрируется Фиг.5, из которого следует сделать вывод, что при увеличении температуры, давления СО₂ увеличивается. Плотность углекислого газа в нормальных условиях равна 1,913 кг/м³ и существенно зависит от температуры и давления. При повышении давления плотность увеличивается, а при повышении температуры плотность снижается. Необходимо отметить, что рост давления газа приводит к пропорциональному увеличению значения его плотности, то есть при 10 атм. удельный вес углекислого газа в 10 раз больше, чем при нормальном атмосферном давлении.

Вывод: предпочтительно захоронить CO₂ при высоких давлениях и температурах не выше +30^°С.

На практике, изобретение может быть использована для сокращения выбросов парниковых газов от ТЭЦ Душанбе-2 и при оборудовании установками по улавливанию парниковых газов ТЭЦ Душанбе-1 и цементного завода г. Душанбе их парниковые газы тоже могут быть захоронены в истощенном газовом месторождение «Комсомольское», которая расположена на расстояние 1,5-2 км от ТЭЦ Душанбе-2.

Предлагается на территории ТЭЦ Душанбе-2 Фиг.1. Построит цех 2 по улавливанию и очистки парниковых газов углекислый газ CO₂ в жидком критическом состоянии при температуре до +30 °С, направит на захоронение посредством трубопровода высокого давления 4 в истощенное газовое месторождение «Комсомольское» длиной 1,5-2км. Далее по технологии описанной выше сущность изобретения.

Отбор тепловой энергии, теплоснабжение и горячее водоснабжение объектов производится с применением абсорбционных тепловых насосов АБТН, переключение АБТН зимой и летом производит специально обученный персонал с учетом температурных факторов.

Все оборудование первого контура отбора тепловой энергии с использованием скважин и теплотрасса от ТЭЦ Душанбе-2 должны бить изготовлены из высоколегированных материалов, для исключения преждевременного выхода из строя связанные с коррозией, т.к. углекислый газ является агрессивным газом.

Углекислый газ CO₂ будет захоронятся в истощенном газовом месторождении «Комсомольское» с целью извлечения тепловой энергии земной коры для отопления, вентиляции (холодоснабжение) и ГВС г. Душанбе с использованием инфраструктуры ТЭЦ Душанбе-2, которая сократить расходы на захоронения CO₂.

ТЭЦ Душанбе-2 работает порядка 4-х месяцев в году с 15 ноября по 15 марта. Весной  и  летом,  порядка восьми месяцев в году, население использует электрическую энергию для ГВС и хладоснабжения используя кондиционеры и термексы.