中国西南地区CCUS区域中心建设路径与政策建议

西南地区正在加快推动成渝地区双城经济圈和国家天然气(页岩气)千亿立方米产能基地等国家战略实施,面临能源消费量增长硬需求和碳减排硬约束之间的矛盾,推动CCUS产业发展是解决该问题的必由之路,而建设CCUS区域中心是CCUS产业规模化、集群化发展的必然趋势,其中四川盆地是西南地区打造CCUS区域中心的最佳选择。为了加快建设中国西南地区CCUS区域中心,系统梳理了国外的经验做法,分析了其优势和挑战,结合我国西南地区的CO_(2)排放及分布情况、封存地质条件、源汇匹配关系,针对性提出了建设路径和政策建议。研究结果表明:①打造中国西南地区CCUS区域中心具有企业减碳和增产的需求巨大、高耗能行业企业碳源丰富且较为集中、地质封存潜力大且分布集中、源汇匹配情况较好、地方政府积极支持等5大优势;②当前面临的主要问题是缺乏顶层设计和统一规划、缺乏全产业链协同技术攻关的共享平台、缺乏碳减排的激励和约束政策体系等;③下一步应聚焦CCUS-EGR、CCS、DACCS等3条路径,分启动、扩展、规模化发展3个阶段打造西南地区CCUS区域中心,形成两个千万吨级产业集群和3个百万吨级产业集群,并比选技术路径和商业化路径。结论认为,要重点从完善顶层设计,出台统一的战略规划;强化科技攻关体系建设,加快形成技术成熟、经济可行的CCUS全链条技术;强化政策支持、推动国际合作等3个方面入手,加快推动中国西南地区CCUS区域中心建设。

西南油气田天然气与新能源深度融合的路径探索

中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)正全力推进国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地建设,面临绿色低碳转型发展和实现“双碳”目标的双重挑战,迫切需要推动天然气与新能源深度融合发展。为此,分析了融合发展的资源基础,梳理总结了过往融合发展的思路与探索历程,并明晰了当前面临的3方面挑战:内部资源禀赋差、外部资源获取难度大;新技术新装备不够成熟、经济效益偏差;新业务资源认识不系统、利用不充分。在此基础上,提出了天然气与新能源深度融合的路径思路:“区内有序、区外聚焦”发展风光地热业务;大力发展余压发电、伴生资源、CCUS、氢能等特色业务;探索发展地下空间利用和生物天然气等新赛道业务。最后,提出4方面建议:立足当前、着眼未来,统筹考虑经济性;考虑业务成长性及技术迭代需要,有序推进产业规模由小及大;培育市场竞争意识,深化合作交流,共同推动产业发展;创新机制,探索通过多种机制、模式助力产业发展。

二氧化碳-水-岩作用机理及微观模拟方法研究进展

系统综述CO_(2)-水-岩复杂作用机理、多孔介质反应输运(溶解、沉淀及沉淀运移)微观模拟、CO_(2)-水-岩系统微观模拟3个方面的研究进展,指出目前研究存在的主要问题并提出了关于未来研究方向的建议。CO_(2)注入储集层后,不仅存在常规渗流体系的流动和传质作用,还会产生溶解、沉淀及沉淀运移等特殊物理化学现象,其耦合作用导致多孔介质的孔渗参数变化规律复杂。孔隙尺度的微观渗流模拟,可以得到孔喉三维空间内的详细信息,且能显性观察到多孔介质流-固界面随反应的变化。目前研究主要在复杂作用机理解耦合、多矿物差异性反应表征、沉淀生成机理及表征(晶体成核和矿物脱落)、沉淀-流体相互作用模拟方法、多物理化学过程耦合渗流机制等方面存在局限。未来研究中,需要创新实验方法对“溶解—沉淀—沉淀运移”解耦合,提高矿物地球化学反应相关参数实验测试的准确度,在不同沉淀机理可靠表征的基础上,建立沉淀-流体相互作用模拟方法,并有机耦合各个物理化学过程,最终实现对CO_(2)-水-岩系统中“溶解—沉淀—沉淀运移”的耦合渗流模拟。

衰竭底水气藏注CO_(2)提高天然气采收率与碳封存机理

气藏注CO_(2)提高天然气采收率并实现碳封存有望成为大幅度提高天然气产量与碳减排协同的潜在关键技术。为了给底水气藏注CO_(2)高效开发提供指导,针对地层水盐度对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、气藏注气过程中压力变化对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、注采方案对注CO_(2)提高气藏采收率影响、盐度对注CO_(2)提产及封存影响等目前认识不清的问题开展了CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡规律及注CO_(2)提采与封存数值模拟研究。研究结果表明:①随着盐度增加,CO_(2)和CH_(4)在盐水中的溶解度降低,液相的密度和黏度增加,盐度对气相性质几乎没有影响;②随着压力增加,CO_(2)和CH_(4)在液相中的溶解度均增加,气相、液相密度和黏度均增加,液相偏差因子随压力增加而增加,气相偏差因子先减小后增加;③同注同采方案CH_(4)产量更稳定且产出的CO_(2)少,而先注后采方案则会加速CO_(2)与CH_(4)的混合,CO_(2)封存量低,前者更适合注CO_(2)提采及封存;④在不考虑盐析效应的前提下,盐度对CH_(4)采收率和CO_(2)封存量的影响几乎可以忽略不计,不同盐度的衰竭底水气藏中CH_(4)采收率均超过80%、CO_(2)封存率均超过99%,短期注CO_(2)过程中,CO_(2)主要以气态或超临界态的形式被封存,少部分CO_(2)溶解在液相中,100年后CO_(2)在液相中的溶解质量分数约为5%。结论认为,衰竭底水气藏注CO_(2)能增压补能、驱替置换残余天然气,提高采收率并实现碳封存。

油气田水伴生资源提取技术进展及应用

近年来,随着油气勘探力度的逐渐增大,油气田水量逐年增加,由此带来诸多环境问题,而部分油气田水中的伴生元素的含量均超过工业开采品位,适合综合开采或者单独开采。因此,分析油气田水中伴生元素综合利用的可行性并提出可行技术路线具有重要意义。对油气田水的水质特点和资源分布特征进行了总结,剖析了油气田水中伴生元素锂、溴、钾提取技术的研究和应用现状,阐述了目前盐湖卤水中锂、溴、钾提取技术对于油气田水的适用性及其存在的问题。结合油气田水中伴生元素提取技术和应用现状,认为吸附法提锂+热溶冷结晶法(或冷分解−浮选工艺)提钾+电氧化法提溴是油气田水中伴生有价元素综合利用可行的技术路线。目前的油气田水产业化只针对提锂,应尽快打通伴生资源综合利用全流程,寻求环保经济的油气田水伴生资源综合利用和达标处理工艺,为进一步工业化应用提供理论支撑,助力油气行业绿色高质量发展。

气藏注CO_(2)提高采收率及封存评价方法研究进展

CO_(2)利用与封存是CCUS的两个重要环节,其中CO_(2)-EGR技术对于实现绿色碳减排与天然气增产的双重目标具有巨大的发展潜力。梳理了CO_(2)提高天然气采收率及封存机理、CO_(2)提高天然气采收率及封存的潜力与评价方法。结果表明:CO_(2)提高天然气采收率机理主要为:物性差异、竞争吸附及筛滤置换作用、连续对流排驱作用、恢复气藏压力与抑制水侵作用以及储层溶蚀改造作用;CO_(2)气藏封存机理包括构造封存、残余气封存、溶解封存以及矿化封存;CO_(2)提高天然气采收率评价方法有数值模拟评价、理论评价、物理实验评价;气藏CO_(2)封存评价方法包括有效容积法、物质平衡法、数值模拟评价、理论评价等;尽管CO_(2)提高天然气藏采收率及封存评价方法已初步建立,但适用范围仍较小,需要结合中国天然气藏地质特征进一步完善,提高封存评价准确性。

碳达峰碳中和背景下发展CO_(2)-EGR的思考

2020年9月,中国政府提出了在2030年前碳达峰以及争取在2060年前碳中和两阶段减排目标,该目标的确立为中国CO_(2)驱提高天然气采收率(CO_(2)-EGR)产业技术的发展和应用带来了机遇。为了对碳达峰碳中和(“双碳”)目标下CO_(2)-EGR的发展形成全局性的认识,系统分析了“双碳”目标下发展CO_(2)-EGR的意义,CO_(2)-EGR的潜力、发展现状以及面临的挑战,进而针对我国CO_(2)-EGR的发展提出了建议。研究结果表明:①发展CO_(2)-EGR对于保障我国能源安全、加速清洁能源体系建设推动能源转型、进而尽早实现“双碳”目标均具有重要推动作用;②我国应明确CO_(2)-EGR发展路径,构建CO_(2)-EGR空间布局,强化CO_(2)-EGR数字融合及其在多能互补能源系统中的减排作用,助推可再生能源规模化运用和传统难减排的煤炭行业深度脱碳;③充分借鉴欧美税收抵免政策和创新基金政策,加速建立CO_(2)-EGR政策支持体系;④积极开展CO_(2)-EGR关键技术攻关,加快构建CO_(2)-EGR方法学与标准体系,助推行业快速规范发展;⑤在四川盆地建立CO_(2)-EGR示范区,进而向全国推广运用,通过建立规模产业集群提升综合经济效益。结论认为,“双碳”目标的提出给中国CO_(2)-EGR产业技术的发展带来了新机遇,大力发展CO_(2)-EGR产业技术,既可以促进天然气产量上产,又可以推动枯竭气藏CO_(2)封存技术示范,对保障我国能源安全,以及助力“双碳”目标具有积极意义。

页岩气藏超临界CO_(2)压裂—提采—封存研究进展

为了解决页岩气开发过程中使用水基压裂液造成的耗水量大和储层伤害等问题,将CO_(2)注入页岩气藏,利用超临界CO_(2)(SCCO_(2))独特的物理化学性质,可在提高页岩气采收率的同时封存CO_(2),达到“利用与封存一体,增产与减排双赢”的效果。为实现SCCO_(2)强化页岩气开采与地质封存一体化,系统综述了SCCO_(2)页岩气压裂、置换驱替及地下封存的研究进展,梳理了目前研究存在的主要问题及技术瓶颈,并针对性地提出了未来研究方向。研究结果表明:①相较于水基压裂液压裂,CO_(2)进入储层后将弱化页岩的力学性能,导致起裂压力更低,并且易于形成更复杂、更粗糙的裂缝网络;②页岩对于CO_(2)的吸附能力远大于CH4,利于有效置换出CH4,且CO_(2)不会与CH4进行大范围的混合,而是倾向于对CH4进行类活塞状驱替,从而提高页岩气采收率;③目前缺乏定量评价不同封存机制对CO_(2)封存潜力贡献的计算模型,同时长时间尺度上CO_(2)与盖层相互作用机理及突破压力的变化研究有待完善;④提升SCCO_(2)携砂能力、解决地面与井下设备腐蚀问题、降低CO_(2)的捕集与运输成本,是超临界CO_(2)提高页岩气采收率(SCCO_(2)-ESGR)技术大规模工程应用的前提。结论认为,SCCO_(2)-ESGR为我国页岩气资源规模效益开采提供了一种绿色、高效的新技术,能够加快我国“双碳”战略目标的实现。

含硫天然气脱水装置技术改造及效果分析

中国石油西南油气田分公司重庆气矿目前共有脱水站 19座、脱水装置 2 6套 ,对 2 4个气田的来气进行脱水处理 ,实现了干含硫天然气输送。从第一套脱水装置开始运行至今 ,各套脱水装置运行状况基本良好 ;但由于设计流程不够优化、设备选型不尽合理等 ,致使出现了脱水装置运行成本上升、脱水运行不稳定等问题。文章简述了重庆气矿天然气脱水装置的分布特点、主要设计参数、工艺流程、运行现状 ,指出了脱水装置运行过程中存在的各种问题 ,并对其原因进行了分析 ;进而重点阐述了针对这些问题所实施的技术改造及其效果 ;

天东9井引进天然气橇装脱水装置分析

为确保重庆市境内大天池气田的天然气集输工程安全可靠地输送含硫天然气 ,川东开发公司在气田上普遍采用三甘醇 (TEG)脱除进入集输管线的含硫天然气中的水分 ,以实现干含硫气输送。文章介绍具有代表性的安装在天东 9井的 1 0 0× 1 0 4 m3/d引进橇装TEG脱水装置的情况 ,包括装置橇块构成、工艺流程、主要工艺设备和实际运行参数等 ,其中列出了冬、夏干气露点控制 ,TEG浓度、TEG循环量等参数 ,并介绍了自动调节回路和联锁回路。最后 ,对实际运行中出现的问题进行了分析 ,并针对存在问题提出了建议。

中国石油陆上首个高含硫气田国际合作项目开发理念及管理模式

高含硫气藏安全清洁高效开发是世界性难题。2008年2月,成立川东北高含硫对外合作项目(CDB项目),是中国石油陆上首个高含硫天然气对外合作项目,目前已累产天然气超130×108m3,实现了安全清洁高效开发,其经验值得学习和推广。为了充分总结高含硫气田安全清洁高效开发的经验,为国内高含硫气田开发生产提供借鉴,以川东北天然气国际合作项目为例,全面分析了高含硫气田在设计、建设、运行、应急响应的先进做法。研究结果表明:(1)在设计阶段,充分运用LPM、HAZOP-LOPA、冗余容错、QRA等风险识别和分析模型、方法、技术,有助于提升设计本质安全水平;(2)在建设阶段,遵循严格的程序开展设备材料等级划分及验收、A类设备材料关键控制节点及工厂验收测试、焊接管理、法兰管理、氦氮验漏等,保留大量过程资料,有助于实现设备材料质量、施工质量的可追溯性管理;(3)在运行阶段,应重视管理体系建设,研究表明,OEMS体系、AIM体系的实效运行,建立完善的管理体系,能有效的管控人的风险、物的风险和环境风险;(4)在应急响应方面,组建完善的专职队伍,划分层级分明的应急响应等级,设定全员覆盖的有效避险地点,开展经常性的企地联动演练和常态化的应急设备测试,为高含硫气田安全清洁开发提供了有效的保障。结论认为,川东北高含硫国际合作项目是高含硫天然气开发从设计到运行全过程采用先进理念与管理模式的典型代表,其开发理念、生产运营和管理模式可以为国内外相同类型高含硫气田的安全清洁高效开发提供参考与借鉴。

优质高效推进川东北高含硫气田重点工程实施

为深入总结高含硫气田重点工程优质高效推进经验,以川东北高含硫气田项目为例,通过列举法兰管理、氦氮试压检漏等特色技术,展示了高含硫天然气生产作业现场多项目实施全过程安全、质量管控经验,确保边生产边作业、多项目交叉作业现场进度、安全受控和质量达标。实践结果表明:高含硫气田重点工程项目需要抓好统筹协调管理,做好进度管控;高含硫气田重点工程项目需要关注承包商管理、中高风险作业核实与验证及隔离管理等关键环节,做好安全过程管控;高含硫气田重点工程需要关注设计方案、物资采购、施工过程及系统精密检漏等关键环节,做好质量管控。结论认为:统筹协调甲乙双方资源、坚持优良作业管理、落实属地管理职责、做好承包商管理是高含硫气田多作业施工现场进度、安全、质量管控的保证,运用甲方的管理制度去影响、培养承包商,实现甲方对现场作业在进度、安全、质量的全方位管控是有效的。

湿气输送管道爆裂原因分析与整改措施

系统分析了达县—卧龙河湿气管道爆裂的原因和干气管道内硫化铁粉尘产生的原因及其危害。指出提高施工质量是保证输气管道安全运行的关键,采用干气输送技术是提高管道输送效率、延长管道使用寿命的有效手段。针对减少管内粉尘、加强干气输送管道技术管理等问题,提出了可行性建议。

重庆气矿高压采气管线堵塞分析及应对措施

近年来,中国石油西南油气田公司重庆气矿为加快产能建设步伐,节省投资,采取建设高压采气管线、实现无人值守的建站方式来开发补充开发井,但管线投产初期受井下脏物较多、地形复杂、运行压力高、冬季地温低等因素影响,致使高压采气管线冬季频繁堵塞,影响了气井正常生产。为此,对该气矿高压采气管线投产以来导致管线堵塞的各种因素——地形、脏物或积液、天然气组分及工况、地温、输送压力和温度、保温材料、高压采气管线管径、流速等进行了深入、细致的分析总结,并提出了在井下适当节流、添加抑制剂、用电加热、采取保温措施及参数优化配置等防堵措施,确保了高压采气管线的正常运行。

高含硫气井安全高效钻完井配套技术--以川东北罗家寨气田为例

四川盆地东北部罗家寨气田具有高含H_2S、高压、高产等特点,钻井过程中面临喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等难题。为此,以高含硫气井安全高效钻完井为目标,将目前先进的钻完井工艺技术进行了技术集成应用;按照国际一流水准的HSE管理体系要求,充分利用JSA、BBS卡、PTW、SWA、上锁挂签等安全工具.对各个专业化施工单位进行安全、环境及质量的全过程受控管理,真正做到界面清晰、衔接有序、高效运作。现场应用效果表明:①合成基钻井液完全满足本区域高含硫气井钻井要求;②PDC+旋转导向+随钻测井测斜+循环堵漏短节配套井下工具能满足高钻速、井眼轨迹优质、精控钻井液密度、及时应对堵漏等要求,且能钻达固井井深即可下套管;③采用封隔式尾管悬挂器为主体的防气窜配套工艺技术,配合使用弹性水泥浆体系,成功解决了喇叭口窜气问题,完全满足了后续作业对井筒完整性的要求;④LJ20井钻井周期较该气田平均钻井周期缩短了20%,平均机械钻速提高了41%.创造了该地区钻井的新纪录。所形成的钻完井配套技术可以有效地指导类似地区高含硫气田的安全高效开发。

引进橇装天然气脱水装置试运分析

原川东气田采出的天然气经集中脱硫脱水后再输出，这种集中脱硫脱水管网布置会使单井至脱硫厂输送湿含硫天然气管道腐蚀严重，爆管事故频繁发生；管内积水严重，管输效率低，冬天经常发生管道冰堵，影响安全生产。为了有效缓解湿天然气给管线站场带来的危害，在新建大天池输气干线沿线进气点均设置了脱水装置，保证了干线干气输送。其中，引进的四套橇装脱水装置均采用三甘醇作为脱水剂。整个脱水装置采用橇装布置，由吸收橇、再生橇、燃料气脱硫橇、仪表风橇四个橇块组成。引进脱水装置试运考核的结果表明，装置各项技术指标均达到或接近设计值。并简要介绍了龙门气田引进的四套天然气脱水装置主要工艺流程、设计参数及试运情况，详细分析主要工艺参数、消耗指标、突出特点及尚需完善的问题，并从现场操作维护的角度对引进脱水装置作出评价、建议。

大天池工程讲渡管道干气输送管理

介绍了大天池输气工程讲治—渡舟管道的概况、新工艺和新技术的运用、干燥施工和生产管理。详细分析了管道投运初期硫化铁粉尘的产生、持续生成、发生运移的原因及其后果,指出于气输送生产管理中存在的问题,并针对如何减少管内粉尘的产生及运移在技术和管理方面提出了可行性建议。

甘醇泵节能改造效果评价

处理能力为50×104m3/d以上天然气脱水装置甘醇循环泵,由电机带动柱塞泵往复运动,传统的调速、调节流量的方式不节能、噪音大,泵使用寿命及维护周期短,对电机加装变频器改造后节能显著,泵运行状态良好,根据改造后的运行效果,在部分脱水站推广应用。

SCADA系统在川东气田的应用

结合川东气田天然气生产工艺和基本地质情况,分析了川东气田SCADA系统(包括大天池SCADA系统和重庆输气管网SCADA系统)的设计、工艺需求、监控对象、体系结构、硬件及软件组成、系统功能以及维护管理等情况。重点从川东气田天然气生产、输送工艺需求、SCADA系统功能等方面阐述了SCADA系统在川东气田的成功应用。分析了其运行特点、使用效果,剖析了运行中存在的问题,并针对工艺的不适应性提出了合理的整改措施。

气举排水采气在川东石炭系气藏治水中的应用

气举排水采气在川东石炭系气藏治水中的应用越来越广泛且取得了保护气藏、延长气井无水采气期和提高采收率的良好效果。在对天东90井和池27井高压排水采气情况进行分析研究的基础上,总结了排水采气工艺在应用于川东石炭系气藏治水中取得的成效和存在的问题,提出了相关建议,为其他气井的排水采气提供了经验和技术支持。