炼油厂CO_2-EOR产业链的经济评价

在中国明确了到2020年减排目标的形势下,炼油厂作为一个大的排放源,承担着重要的减排任务。将炼油厂捕集的CO2用于提高原油采收率(EOR),构建CO2-EOR产业链,不仅可以实现减排的目的,还可为炼油厂及油田带来经济和社会双重效益。将CO2-EOR产业链分为CO2回收、运输、EOR 3个单元,建立了快速有效的经济评价模型。结果表明,在偏保守、适中、较乐观情景下,产业链的CO2成本分别为411.12、376.30和361.16元(RMB)/t;CO2回收单元费用最高,约占总费用的70%,其后依次是运输费用和EOR费用;产业链计算期内,油藏可完全埋存炼油厂捕集的CO2;基于国际油价(90 USD/bbl),在较乐观情景下,产业链不仅可以补偿全部费用,还有约13亿元(RMB)的盈余,经济效益可观。

基于GIS的海上油田CO_2-EOR-S数据库建设方法

海上油田的CO_2-EOR-S潜力评价过程涉及多源、多尺度、多类型的大数据管理与分析问题,基于GIS提出了一种针对海上油田CO_2-EOR-S潜力和适宜性评价的地质空间数据库搭建方法。首先按照资源潜力评价需求,以通过区域石油地质调查与勘探开发、石油工业测试分析等方式获取的原始数据为源数据;再对源数据进一步细化、归类和共享,并进行关联性编码和分析;最后采用地质数据库数据模型存储数据,同时整合资源潜力评价方法和结果,进行静态和动态分析评价,从而实现数据的共享、管理、可视化以及分析评价应用,为CO_2-EOR-S技术实施提供决策依据。

CO_2-EOR环境碳钢和Cr13钢腐蚀产物膜稳定性研究的展望

从CO2腐蚀产物膜稳定性出发,对CO2腐蚀过程中影响碳钢和Cr13钢产物膜稳定性的因素进行了综述,提出了目前存在的问题和解决的方向。

“CO_2-EOR”技术的国内外研究及应用现状

CO2-EOR不仅能够减少向大气中排放CO2的量,同时还能够将以往认为是废气的CO2利用起来,提高油田的采收率。因此,CO2-EOR已经引起世界各国越来越多的注意。本文介绍了目前国内外CO2-EOR技术的应用现状,分析了CO2-EOR技术的驱油机理、地质条件和筛选标准,结合CO2-EOR技术存在的气源、腐蚀和波及系数低等问题,提出了今后的发展方向。

CO_(2)-EOR井中低温对封隔器及密封圈性能影响

“双碳”背景下,碳捕集、利用与封存(carbon capture, utilization and storage, CCUS)技术将发挥关键作用,其中针对CO_(2)-EOR井中低温对封隔器及密封圈老化问题,首先建立CO_(2)在注入井中温度分布理论模型;然后通过有限元方法建立密封圈数值模拟模型,开展不同温度下橡胶密封圈的等效应力、接触压力和真实应变的研究,并分析低温对密封圈力学性能影响和低温老化的原因。结果表明:CO_(2)注入井中封隔器密封工作温度在其玻璃化转变温度T_g以上,正常工作不会产生低温老化;低温对注入管阀门密封圈的力学性能影响显著,较常温环境下的Mises应力和接触压力上升3~4倍。当环境温度低于T_(g)后,密封圈将会从高弹态转变为玻璃态,其硬度增加、弹性降低,老化程度逐渐加深,导致密封圈接触压力小于介质压力而失效。

胜利油田G89-1区块CO_2气驱封窜剂的性能评价

胜利油田G89-1区块属于高温、低渗、非均质油藏。针对该油藏研发了耐温抗酸CO2气驱封窜剂,其配方如下:丙烯酰胺4.5%(质量分数,下同),N,N-亚甲基双丙烯酰胺0.05%,改性剂0.3%,乳化型引发剂0.25%,甲醛溶液0.25%,缓聚剂ES0.5%。该凝胶溶液的pH为3～7时,成胶时间可控制在6 h左右,受pH影响较小,形成的凝胶在126℃、pH=3条件下放置3个月,黏度基本无变化。封窜剂体系在126℃、CO2压力0～10 MPa条件下,成胶黏度达到150×104mPa·s以上。该凝胶的抗剪切性能良好,在183 s-1下搅拌20 min后,黏度仍达62×104mPa·s。填砂管封堵实验表明,该体系能显著降低地层渗透率,注水冲刷40 PV后封堵率大于90%。填砂管驱油实验表明,该体系有很好的CO2封窜性能,同时能进一步提高原油采收率9.32%。

CO2-EOR技术在美国的应用

随着油田的持续开发，EOR技术在增产、稳产和进一步提高采收率方面所起的作用日渐突出。《油气杂志》从1974年开始，每两年发布一次“全球EOR调查”结果，为了解EOR技术的应用提供了翔实的数据。根据该杂志的统计，CO2-EOR是近10a内全球增长最快的注气采油方法，其中美国的工业化应用居行业领先地位。2010年，美国CO2-EOR项目占到了全球同类项目的88．4％和产量的93．67％，其中绝大多数位于德克萨斯州二叠纪盆地。CO2-EOR在美国不但技术上取得成功，而且具有良好的经济效益。美国的成功应用可以为该项技术在中国油田的进一步推广提供借鉴。

南海北部珠江口盆地惠州21-1油田CO2-EOR与碳封存潜力快速评价

广东省是二氧化碳(CO_2)排放大省,CO_2大型排放源集中于南海北部沿岸,与珠江口盆地大型油气田构造形成良好源汇匹配关系,因此,珠江口盆地油气田的CO_2驱提高采收率(EOR)和碳封存潜力与适宜性对于广东省低碳发展具有重要意义。采用UT快速评价模型,对珠江口盆地惠州21-1油田的主要油层开展了油层级别的CO_2-EOR和碳封存潜力初步评价,结果表明:(1)惠州21-1油田的6个主要油层中,M10与L60两个层具有最高的采收率(51%),其次为L40Up层(40%),这3个层的突破时间(tDo)也较短,驱油条件优于其他层。各层CO_2封存量(S_(CO2))约0.8PV(PV为孔隙体积),差别不大。结合油藏地质条件综合分析认为,M10层的CO_2-EOR和碳封存潜力将是各层中最高的。(2)参数敏感性分析表明,注入开始时含油饱和度(S_(oi))和注入压力(P_(inj))对采收率影响较大,变化幅度可达45%;tD0和S_(CO2)受Pinj影响较大,且S_(CO2)对于压力条件比tDo敏感;最小混相压力(PMM)对评价结果的影响呈非线性。因此,当油田S_(oi)和P_(MM)已确定时,要取得较好的采收率和CO_2封存效果,则主要通过适当提高注入压力来实现。

海上强底水砂岩油藏CO2-EOR-S数值模拟研究

二氧化碳驱提高采收率及地质封存(CO2-EOR-S)技术是目前实现温室气体减排和应对全球气候变暖最经济有效的手段之一。文章以珠江口盆地惠州21-1油田M10层为对象,利用Petrel和CMG-GEM油藏数值模拟方法进行了注CO2驱提高采收率能力评价、注CO2流体状态方程拟合以及不同方案注采参数优化、合理方式优选,以探讨该油层的CO2-EOR-S潜力。对比9个模拟方案结果表明:1)在不同开采条件下,混相驱、近混相驱和非混相驱方案比例4︰3︰2;混相驱方案的采收率提高效果最为明显,相较于未注入CO2,提高约5.48%~8.73%,而近混相驱和非混相驱仅分别提高为2.96%~4.33%和2.01%~2.67%;基于细管模拟结果 (最小混相压力约31MPa),在M10原始地层压力条件下,CO2与原油达到近混相状态;2)模拟注入CO2五年,采用两口井同时以41MPa的井底流压注入CO2效果最佳,采收率从34.7%提高到43.4%,累计产油量从2.22×106m3提高到2.78×106m3;含水率从约96%降到约59%;共注入CO2 9.2Mt,封存6.7Mt,占注入量的73%,封存速率约1.33×106t·a-1;3)对于单井注入,原油采收率与CO2封存量呈负相关影响,而两口井注入条件下呈正相关,因此增加注入井数有助于在提高采收率的同时加大封存量。

胜利油田老油区CO_2提高原油采收率及其地质埋存潜力评估

胜利油田经过近40年的开采,大部分油藏已进入开发中后期,注CO2提高原油采收率(CO2EOR)及地质埋存技术应用前景广阔。以胜利油田老油区3个采油厂共183个油藏作为评估对象,依次从区域地质、CO2埋存油藏筛选、CO2EOR油藏筛选、增产油量及埋存潜力计算4个方面进行CO2EOR及埋存潜力评估。评估结果表明,胜利油田老油区距离CO2主要排放源近,具备CO2埋存的地理和地质条件,共有41个油藏适合埋存,其中18个适合EOR,23个可作为废弃油藏直接埋存,期望总增产油量为999.72×104t,CO2总埋存量为9 553.92×104t,整体可提高采收率5.76%。油藏的地质储量越大,CO2埋存量和增产油量越大,越适合大规模的埋存工程。地质储量大的CO2EOR油藏是将来CO2埋存的首选场地。可用于埋存的(即将)废弃油藏数量多且地质储量大,在不久的将来很有可能成为CO2埋存的主力油藏。

高温高矿化度CO_2泡沫性能实验研究

在高温、高矿化度条件下,通过测试起泡剂浓度、温度、矿化度和压力对CO2泡沫性能的影响,筛选出了耐温、耐盐性能良好的表面活性剂作为起泡剂,并通过动态驱替实验,考察了起泡剂在高温、高矿化度条件下的CO2泡沫的流度控制和封堵能力。实验结果表明,HLB值在14率16之间的两性和非离子表面活性剂复配的起泡剂泡沫稳定性较好;高压下（15MPa）所产生CO2泡沫更为稳定,在100℃下驱替实验所测得最大阻力因子达130,表现出良好的封堵和流度控制性能。泡沫仪测试和驱替实验结果对比表明,泡沫半衰期对阻力因子的影响更为敏感,是衡量泡沫稳定性和封堵能力的主要因素。

注CO_2前置段塞+N_2顶替提高采收率机理

SJ油田为一低渗透油藏,天然能量低。受CO2气源不足以及油井管柱抗腐蚀能力差的限制,持续的CO2-EOR不适合SJ油田的实际情况。鉴于此,一个改进的对策是用N2推动的CO2前置段塞驱代替持续的CO2驱油。本文根据SJ油田先导试验区的流体特征,对比了连续注入CO2驱油和N2推动的CO2前置段塞混相驱油的效果和机理。在注CO2、N2细管驱替效率及最小混相压力实验测试基础上,通过注CO2、N2与地层原油多级接触混相驱机理相态模拟,长细管前置CO2混相驱替+后续N2段塞顶替驱替机理一维数值模拟研究,分析了前置CO2段塞+后续N2顶替驱油时原油与注入气的互溶情况、气驱界面张力变化规律、气驱过程中C2—C6的中间烃组分在油气两相中的分布、气驱过程中油气两相的黏度以及密度变化。结果表明SJ油田实施前置CO2段塞+后续N2顶替驱油时,后续的N2与前置的CO2段塞不会出现严重的扩散弥散,注气前缘仍能保持CO2的富集并实现稳定的混相驱油即在注气总量相同的情况下,N2推动的CO2前置段塞驱可以获得与持续的CO2驱相同的驱油效果;同时减少了CO2的注入量,从而可减缓CO2长期注入对油井管柱产生的腐蚀。所得认识对CO2驱提高采收率技术的改进和发展具有一定的启发作用。

油田CO2 EOR及地质埋存潜力评估方法

地质埋存是减少CO2排放、防止全球变暖的有效途径之一。实践证明，将CO2注入油藏提高采收率（EOR）是一种技术和经济都可行的地质埋存方法。在调研的基础上，分析总结了油田CO2埋存潜力评估工作内容及评价方法：油田CO2埋存潜力工作应当包括地质评估、埋存筛选、EOR筛选及潜力评估四方面的内容。目前埋存潜力评估方法没有统一的存储能力准则，但计算方法都以物质平衡为基础。油田CO2埋存潜力评估工作，应结合国内油田的开发状况、油品特点，制定新的CO2 EOR和埋存油藏筛选标准以及埋存潜力评估方法。完善不同EOR操作方式下的CO2埋存潜力评估方法，以适应不同情况、不同等级的评估要求。应用国内外专家提出的标准和方法对胜利油田老油区的CO2 EOR和埋存潜力进行了评估。

CO_2注入技术提高采收率研究

21世纪环境保护受到高度关注,由于温室气体大量排放而引起的全球气候变暖问题日趋严峻,必须采取积极有效的措施。应用CO2提高采收率是埋存CO2的重要途径,CO2注入包括水与气交替注入方式和重力稳定注入方式。通过研究CO2注入机理和最佳应用思路,实现CO2埋存与提高原油产量的有机结合。CO2提高采收率技术应用广泛,必将为全球石油资源的高水平、高效益开发和可持续发展提供理论及实践依据。

低渗油藏CO_2驱中注采方式优化设计

低渗油藏储层致密,衰竭与注水效果差,由于CO2具有易流动、降黏、体积膨胀的特点,在解决低渗透油藏开发方面表现出独特的优势。讨论了低渗油藏CO2驱中的注采方式,分析了目前常用的连续注气、水气交替和生产井控制等注采方式的优缺点,提出应综合考虑原油采收率、CO2埋存量、经济效益及其在低渗油藏中的适用性。并针对以上方法的不足提出了另外3种改进注采方式,通过油藏工程研究、典型模型和实例油藏的数值模拟进行测试分析,表明改进的依据生产井气油比和平均静压两种指标实施开关井控制的CO2驱注采方法能够满足低渗油藏注气能力需要,且具有开发周期短、油藏采收率高、CO2埋存潜力大等特点,油田实施简易,能够取得较好经济、社会效益。

水驱废弃油藏CO_2驱提高采收率技术研究

中原油田经过30多年高速水驱开发,已进入总体递减阶段,但油藏高温、高地层水矿化度特点限制了化学驱的应用。为改善特高含水开发后期油藏开发效果,中原油田在濮城油田沙一下水驱废弃油藏开辟了先导试验区。以CO2驱提高水驱废弃油藏采收率为目的,研究形成的特高含水期油藏剩余油微差异刻画技术、CO2驱驱油机理认识、注采参数优化方法,以及配套防腐、防窜工艺技术,已应用于2个试验井组,采出程度提高了6.5%。预计濮城沙一下整体实施后,原油采收率提高9.9%,年增产原油超过2×104t,为探索水驱废弃油藏及特高含水油藏提高采收率提供了一项新技术。

油田穿透气回收CO_2技术方法比较及评估

针对含有H2S、CH4、C2H6以及重烃等复杂组分的驱油穿透气,综述介绍了几种回收CO2穿透气的方法,并从分离效果、生产操作及生产成本等方面,对各方法的优缺点进行分析与评估。

塔河托甫台区块注天然气与CO_2提高采收率实验研究

采用国际上公认测定最小混相压力的通用方法,开展了细管注气驱替最小混相压力实验测试研究。明确了目标区块油藏条件下CO_2/天然气与原油的最小混相压力值;并根据缝洞型储集体特征,运用相似理论,创新设计了可旋转多缝洞串联填充物理模型。开展了目标区块在油藏条件下注CO_2/天然气在垂直模型下注下采与水平模型同端注采两种井位条件下的吞吐实验,评价了油藏条件下注CO_2/天然气的吞吐效果,研究分析了注天然气、CO_2吞吐效果的主要作用机理,形成了最佳注采井位,为后续目标区块注气开发注气介质优选方面提供了重要的实验支撑。

老油田二次开发与CO_2驱油技术研究

分析了老油田提高采收率的必要性和可行性,阐述了老油田二次开发工程的基本概念和方法,讨论了CO2驱油的主要机理、驱油方式、驱油效率和国内外研究与试验进展,总结了老油田二次开发和CO2驱油技术的发展前景。"二次开发"的核心是运用新理念和新技术重新构建老油田新的开发体系,大幅度挖掘老油田潜力和提高最终采收率,其技术路线是重构地质认识、重建井网结构、重组地面工艺流程。CO2驱油既能大幅度提高采收率,又能实现"碳埋存"和环境保护。二次开发与CO2驱油相结合,是未来中国石油提高采收率的发展方向与重点技术之一。

适合陕北CCUS的含杂质的CO_2气源品质指标研究

二氧化碳捕集,利用和储存(CCUS)作为世界流行的碳减排技术具有广阔的应用前景。陕北地区拥有丰富的石油资源和大量的煤化工项目,可用于发展CCUS。煤化工项目提供了大量高浓度二氧化碳资源,但从其中捕获的二氧化碳通常含有各种杂质,会影响二氧化碳强化采油(CO_2-EOR)和从化工厂到油田的管道运输。煤化工厂的二氧化碳捕获通常使用Rectisol工艺。本文通过状态方程和相图研究了捕获的二氧化碳中各种杂质的含量对输送工艺和输送能力的影响,在此基础上提出了CCUS管道输送CO_2气源质量指标。