恩平15-1油田开发CO_(2)回注封存工程方案研究

恩平15-1油田CO_(2)回注封存项目是中国首个海上超百万吨级CO_(2)回注封存示范工程。该油田部分伴生气CO_(2)含量高达95%,累产约8.3亿m3。为积极响应国家“双碳”目标和要求,中国海油以此油田为试点首次提出了海上回注地层封存方案。本文从CO_(2)浓度对脱水工艺的影响和三甘醇与分子筛脱水工艺比选两方面开展了CO_(2)脱水工艺研究,认为分子筛脱水工艺更适用于海上高含CO_(2)气体脱水;开展了压缩回注设备选型及国产化研究,首次在海上采用超临界大分子三级往复式压缩机,可以适应本油田压缩流量较小、压比较高的工况;采用高温高压釜室内实验研究超临界CO_(2)对碳钢的腐蚀情况,发现在不饱和含水工况下釜内和釜底超临界CO_(2)相中的试样平均腐蚀速率很低;对CO_(2)回注封存环境监测提出了回注前、回注中和停注后的环境监测方案,对于海上CO_(2)回注工程安全具有重要意义;开展CO_(2)回注设施安装方案的比选研究,认为模块化安装有利于恩平15-1CEP平台整体实施进度,形成海上CO_(2)回注封存工程技术体系。恩平15-1油田CO_(2)回注封存示范工程填补了中国海上CO_(2)捕集与封存的技术空白,对于推动中国海上二氧化碳捕集、利用与封存的发展应用具有重要的指导意义。

海上X气田老井回注CO_(2)可行性评估

针对海上X气田老井回注CO_(2)可行性的问题,基于De Warrd模型,计算老井2002年至2021年间油套管腐蚀速率,参考AP1 5C3等标准,结合温度效应,得到老井的油套管柱剩余强度计算模型,评估海上X气田老井回注CO_(2)可行性,为海上老井改造工程提供参考。研究表明:老井油套管柱由于长时间的服役,其强度会发生衰减,回注前必须综合考虑腐蚀、高温的影响,计算管柱剩余强度,避免剩余强度计算不准确引起的工程决策失误;X气田A井油层套管抗外挤强度降低约14.01%,抗内压强度降低约8.70%。而油管抗外挤强度降低约17.55%,抗内压强度降低约10.44%。

海上H油田CO_(2)回注井工艺参数优化研究

海上H油田CO_(2)回注井拟采用药剂管线注气,为优化注气工艺参数,采用PR状态方程分析了回注气物性变化特征,在此基础上总结了注气管线内流体温压剖面及相态分布规律,并对回注气组分进行了敏感性分析。综合考虑地面设备最大注入能力、管线注入安全性以及工艺施工可行性,优选3/4in管线注气,设计井口注入温度为90℃。管线内流体温度在空气海水段急剧降低,之后随地层温度升高逐渐上升。管线内流体压力受重力梯度和摩阻梯度变化的影响,呈现空气段小幅下降,之后先上升后下降的趋势。注入过程中管线内流体为超临界相,无水合物生成风险。地面注气设备可以满足回注气体中CO_(2)在60%~80%之间变化所需的井口压力,且注入管线内流体压力在安全范围内。

海上平台超临界CO_(2)管道泄漏扩散规律实验研究

CO_(2)封存是实现中国“双碳”目标的有效技术途径之一,海上CO_(2)封存通常依托海上油气平台管道回注,CO_(2)回注过程中可能发生泄漏而严重影响作业人员安全。以恩平15-1海上平台为研究对象,开展超临界CO_(2)泄漏扩散规律实验研究。通过缩比设计,搭建与恩平15-1相应的物理模型实验平台,利用相似理论和量纲分析方法,设计了超临界CO_(2)泄漏扩散参数,开展了海上平台管道CO_(2)在不同泄漏压力(1.5~3.0 MPa)、泄漏孔径(0.5~6.2 mm)、泄漏方向(水平、竖直、斜45°)及环境风速(0~0.5 m/s)下的相似模型实验,研究泄漏CO_(2)在平台上的扩散情况及浓度分布规律。结果表明:压力和环境风速的变化,会影响CO_(2)泄漏后的近场射流,但对其远场扩散的影响较小;CO_(2)浓度会在泄漏约20 s后达到峰值并保持稳定,不会随泄漏时间的增加而增大;泄漏口径会显著影响泄漏口轴向CO_(2)浓度的分布规律。研究结果为海上平台CO_(2)泄漏监测与安全防护设计提供了参考。

海上CCS项目中CO_(2)回注井钻完井作业难点及工艺设备优化

海上CCS工程项目中CO_(2)回注井的钻完井作业成效至关重要。然而由于海上作业的极端复杂性,常规工艺技术及其配套设备面临着诸多困难与挑战。因此,必须对现有的钻完井工艺设备进行调整与优化,这也是确保CO_(2)回注井钻完井作业顺利实施的最现实方式。基于此,本文以中海油某海上CCS项目中CO_(2)回注井作业为例,在详细分析CO_(2)回注井作业难点基础上,从工艺技术及设备配套方面针对性地提出了解决CO_(2)回注井钻完井作业难点的针对性措施,有效保障了国内海上首次CCS项目中浅层大位移回注井的钻完井作业。

吉林油田二氧化碳捕集、驱油与埋存技术及工程实践

系统总结吉林油田在CO_(2)捕集、驱油与埋存技术研究和工程实践方面形成的成型技术和矿场应用经验,阐述形成的全产业链配套技术系列。采用“模拟计算+中试试验+矿场应用”方法,研究证实了不同CO_(2)浓度捕集工艺在油田的适应性,研发了以新型活化剂为主的低耗能活化N-甲基二乙醇胺脱碳工艺技术,建立了主干网CO_(2)气相输送、井口超临界注入、采出流体气液分输的运行模式。根据不同气源条件,应用液相、超临界相、高压密相增压技术和设施,形成了气密封管、连续油管等井下注入工艺及配套防腐防堵技术。驱油实践中研发了锥形水气交替驱、CO_(2)泡沫驱、高气油比CO_(2)驱等采油技术与采出流体处理技术。通过数值模拟和现场试验探索,形成了直接回注、分离提纯后回注、混合回注3种产出气循环注入CO_(2)驱技术,并完建10×104m3/d循环注入站,实现了伴生气“零排放”。形成了碳通量、流体组分、碳同位素等监测一体分析的CO_(2)埋存安全监测技术,并确立了以防腐药剂为主、防腐材料为辅的全过程防腐技术路线。目前已建成高效低耗的CO_(2)捕集驱油与埋存集成示范区,累计增油32×104t,CO_(2)埋存量达250×104t。

某巴西FPSO上部模块油气生产工艺设计研究

针对超大型FPSO上部模块油气生产工艺设计的问题,本文以某最大原油生产能力15万桶/天;气体处理能力6百万标方/天;含油生产水处理能力15万桶/天;储油能力2百万桶的巴西超大型FPSO为研究对象,采用油、气、水处理三条主线的方法,研究了其上部模块原油分离、稳定处理工艺;天然气压缩回收、脱H2S、脱H_(2)O、露点控制、分离CO_(2)、天然气外输、气举、回注工艺;以及含油生产污水处理工艺.研究结果表明:该FPSO上部模块油气生产工艺包含了上游油气工业,原油、天然气、生产水处理绝大部分工艺过程,是最全最复杂的FPSO之一,可以为类似FPSO工艺设计提供依据参考.