Ученые Центра Хериот-Ватт Томского Политеха разработали модель для оценки эффективности «связывания» CO2

Москва, 24 мая - ИА Neftegaz.RU. Ученые Центра Хериот-Ватт Томского политехнического университета (ТПУ) разработали цифровую модель, позволяющую оценить пригодность геологических резервуаров для хранения углекислого газа.
Результаты исследования, опубликованы в журнале Expert Systems with Applications.

Хериот-Ватт?

В 2022 г. шотландский университет ожидаемо прекратил сотрудничество Томским университетом.
Ученые ТПУ решили дерзко перезагрузить свои брендовые нефтегазовые программы на базе центра, чтобы студенты могли и дальше получать нефтегазовые профессии.
Не ясно, зачем в названии Центра осталось бренд Хериот-Ватт, если нет совместных магистерских программ и нет возможности диплом Университета Heriot-Watt.
Может быть уже пора назвать центр просто Сибирским? Это звучит гораздо понятнее.
В 2022 г. ТПУ стал участником федеральной программы Передовые инженерные школы.
Тема ПИШ Томского политеха - Интеллектуальные энергетические системы.
У ПИШ 2 основные задачи:

• разработка российских технологий для промышленной энергетики с высоким уровнем цифровизации;
• подготовка квалифицированных, современных инженеров.

Партнеры ПИШ - Росатом, Газпром нефть, Россети.
Хериот-Ватта среди партнеров уже нет..

Цифровая модель, позволяющая оценить пригодность геологических резервуаров для хранения углекислого газа.

Геологическое хранение CO₂ (GCS) может понизить проблему выбросов парниковых газов в атмосферу.
Эффективность проектов GCS зависит от растворимости и остаточной эффективности улавливания углекислого газа (диоксида углерода,CO₂) в соленом водоносном горизонте.
Есть различные перспективные места хранения CO₂:

• глубокие засоленные водоносные горизонты;
• истощенные месторождения нефти и газа;
• трещиноватые гранитные образования фундамента;
• морские отложения.

Среди этих хранилищ соленые водоносные горизонты имеют наибольшую емкость, предлагая наиболее эффективное решение для геологического хранения в глобальном масштабе.
Модель позволяет прогнозировать динамику связывания CO₂ при его закачке в глубокозалегающие водоносные пласты.
Сложные симуляторы резервуаров разработаны для моделирования работы нефтяных резервуаров.
Они могут быть адаптированы для прогнозирования процессов секвестрации CO₂ в потенциальных подземных резервуарах-хранилищах.
Но комплексное имитационное моделирование коллектора требует огромного количества информации о недрах, такой как геологические и геофизические данные.
Среди механизмов улавливания остаточное улавливание и улавливание растворимости, как правило, материализуются в подземных условиях быстрее.
Эти механизмы улавливания более надежны и безопасны, чем структурные ловушки в долгосрочной перспективе.
В соленых водоносных горизонтах дерзким сибирским ученым вместе с иранским аспирантом Томского политеха Шадфаром Давуди удалось смоделировать:

• индекс улавливания растворимости (STI);
• индекс остаточного улавливания (RTI) CO₂.

Ученые применили 4 алгоритма машинного обучения и глубокого обучения:

• машина экстремального обучения (ELM),
• машина опорных векторов наименьших квадратов (LSSVM),
• нейронная сеть общей регрессии (GRNN),
• сверточная нейронная сеть (CNN).

Было смоделировано 6811 записей.
Результаты исследования:

• модель LSSVM обеспечивает самые низкие значения RMSE: 0,0043 (STI) и 0,0105 (RTI);
• LSSVM выделяется как наиболее заслуживающая доверия модель среди всех 4 изученных моделей;
• в моделях учитываются 8 входных переменных, из которых прошедшее время и скорость закачки имеют самую сильную корреляцию с STI и RTI соответственно;
• LSSVM лучше всего подходит для мониторинга эффективности связывания CO₂ на основе рассматриваемых переменных данных;
• ее использование позволяет избежать трудоемкого сложного моделирования и дает возможность быстро и надежно оценить осуществимость проекта GCS.

Геологическая закачка СО₂ осуществляется в 2 основных этапа:

• сначала СО₂ закачивается в глубокие формации;
• после этого он взаимодействует с частицами подводных и горных пород, растворяясь в пластовом флюиде.

В результате с течением времени доля свободного газа уменьшается, т.к. он переходит в «связанное» состояние.
Соотношение доли «связанного» CO₂ к начальному объему закаченного газа называется коэффициентом эффективности захвата, на который влияет множество природных и геологических параметров.

Чтобы спрогнозировать воздействие этих параметров, исследователи из ТПУ создали цифровую модель, которая на основе предоставляемых данных выявляет закономерности, а затем применяет их к новым статистическим рядам.

Тезисы инженера-исследователя Центра ТПУ Ш. Давуди:

• сначала модель обучается на основе предоставленных ей исходных данных, которые представляют собой множество пар: «входная переменная» и соответствующий ей «результат»;
• наша модель получает на входе 5 450 рядов данных;
• затем она определяет зависимость между переменными и результатом;
• потом учится прогнозировать аналогичные зависимости на новых данных;
• после обучения модель способна выполнять прогноз целевых показателей с высокой точностью.

Цифровая модель может использоваться при оценке пригодности геологических резервуаров для хранения углекислого газа.

Проекты улавливания и хранения углерода (CCS) в ближайшие годы могут получить широкое распространение не только в мировом нефтегазе.
Для любознательных напомним, что конечный пункт назначения захваченного СО₂ является ключевым отличием CCS от CCUS:

• CCUS - уловленный CO₂ используется для закачки в нефтегазоносные пласты с целью увеличения добычи нефти и газа, одновременно обеспечивая долгосрочное хранение углерода;
• CCS - ориентирован только на эффективность хранения в целевых пластах.

Консорциум во главе с британской INEOS в рамках проекта Greensand уже осуществил демонстрационную закачку улавливаемого СО₂ в истощенное нефтяное месторождение в датском секторе Северного моря.

Планируются и другие проекты:

• индонезийская Pertamina и японская Mitsui планируют во 2^й половине 2020^х гг. использовать для хранения CO₂ истощенные нефтегазоносные пласты месторождений Дури и Минас;
• в США недалеко от побережья Мексиканского залива будет создан подводный резервуар углекислого газа, емкость которого к 2030 г. достигнет 50 млн т, а к 2040 г. – 100 млн т (источником диоксида углерода станут НПЗ и нефтехимические предприятия, расположенные в промышленной зоне Хьюстона).