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。

回注参数对增强型地热超临界CO_(2)循环热力性能的影响

采用超临界CO_(2)循环的增强型地热系统(enhanced geothermalsystems,EGS)是干热岩开发技术之一,回注参数决定了生产井口CO_(2)的压力和温度,进而影响循环的热力性能。基于青海共和盆地干热岩特性,建立井下换热模型,揭示井下沿程CO_(2)的压力、温度及相关热物性参数的变化规律,分析回注参数对CO_(2)-EGS循环热力性能的影响。结果表明:回注压力一定,增大过冷度,可提高生产井出口压力,进而提高净输出功率,且回注压力越大,增大过冷度对提高净输出功率的作用越明显。回注温度低于23.5℃时,净输出功率和发电效率随回注压力的升高先增加后降低;回注温度为20℃,回注压力为6.29MPa时系统的净输出功率最大,达3.17MW。

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。

超临界CO_(2)发泡技术精制TPU泡沫材料:泡孔结构、硬段结构对力学性能的影响研究

热塑性聚氨酯弹性体(TPU)是热塑性弹性体(TPE)的代表,具有优异的回弹性、可熔融再加工、耐久性、耐磨性、柔韧性和拉伸性能等优点。TPU可根据化学结构差异分为芳香族、脂肪族和脂环族三类。物理发泡技术制备的轻质TPU泡沫,具有吸能减震、隔热等特性,在3C电子、运动防护、汽车制造、生物医学等领域应用广泛。然而,现有报道缺乏对其泡孔结构、硬段化学结构与弹性性能之间系统性关联的研究,制约了高性能TPU泡沫的开发和实际应用。利用超临界CO_(2)物理发泡技术,制备了2种不同泡孔结构的TPU泡沫材料。采用红外光谱、核磁共振氢谱和扫描电镜技术表征了其微观泡孔与化学结构,采用差示扫描量热法分析了其热行为差异,利用万能试验机、回弹仪评估了其循环压缩性能和回弹率。结果表明,TPU泡孔尺寸及密度主要受饱和压力的调控,而其膨胀倍率主要依赖于饱和温度。随着饱和压力的增加,泡孔尺寸显著降低。TPU泡沫的压缩强度与泡孔尺寸成反比,压缩回弹性随泡孔尺寸的减小而增大。泡沫的压缩强度随膨胀倍率的增大而显著降低,而其压缩回弹性则随膨胀倍率的增大先上升后降低。TPU硬段分子结构的对称性对力学性能影响显著,使得脂肪族TPU泡沫的压缩强度和回弹性相较于芳香族TPU泡沫均有提高,最高提高了160%和82%。本研究深化理解了TPU微孔发泡材料的泡孔结构与硬段化学结构对其力学性能及回弹性的影响,为工业领域制备性能优异、成本效益高、功能更为复杂的TPU泡沫材料提供了理论基础。

某油田CO_(2)驱伴生气杂质对回注条件的影响

为保证循环回注CO_(2)驱油田伴生气的注入效果,将某油田先导试验区见气井气质组分按比例做离散处理形成初始数据并建立了仿真模型。利用所建模型分别对含氮气、硫化氢和轻烃三种杂质的伴生气物性进行了计算,分析了各杂质含量对临界压力、临界温度、相平衡以及密度的影响。结果发现,氮气含量的变化对相平衡影响最大,硫化氢和乙烷的影响较小。含杂质的伴生气其临界压力均高于纯CO_(2),临界温度的升高或降低则取决于杂质的种类。在实际工程中,为了减少伴生气在回注过程中的密度波动,注入压力应高于伴生气的临界压力;当伴生气氮气含量高达20%时,回注压力需在12.56 MPa以上;当伴生气轻烃含量在80%以内,回注压力保持10.31 MPa以上即可保证回注效果。

海上X油田大位移CO_(2)回注井油管尺寸优选及井筒流态分析

对于海上X油田大位移CO_(2)回注井,采用412″油管即可满足工程压缩机对回注压力的限制。在不同注气量下,井筒流体的温度、压力及流态各异。首先,在高、中注气量下,井筒流体温度随井深增加而降低;在低注气量下,井筒流体温度在空气段和海水段迅速下降而后随井深增加而升高。其次,在高注气量下,井筒流体压力随井深增加而增大,直至接近水平段时开始随井深增加而降低;在中、低注气量下,井筒流体压力随井深增加而增大。此外,当处于温压超临界状态时,流体在高、中注气量下呈气态,在低注气量下呈不同流态依次转换。

两级节流中间完全冷却CO_(2)跨临界双级压缩制冷循环特性研究

CO_(2)是零ODP、低GWP的天然制冷剂,在冷库制冷系统中应用前景广阔。本文针对用于低温冷库的两级节流中间完全冷却CO_(2)跨临界双级压缩制冷循环(DTCC循环)建立数学模型,通过计算不同工况,分析蒸发温度、压缩机等熵效率、气冷器出口温度、排气压力以及回热循环方式对DTCC循环制冷系数的影响规律;给出DTCC循环的最优排气压力和最佳中间压力的计算式。研究表明:在蒸发温度-30~10℃、气冷器出口温度30~45℃范围内,DTCC循环的最优排气压力约比相同工况下的单级跨临界制冷循环的最优排气压力低0.3 MPa;低压级排气采用预冷气冷器、在高压级气冷器出口设置回热器均可有效改善DTCC循环的制冷系数。

气田采出水回注协同二氧化碳地质封存分析

天然气上产与CO_(2)减排是我国实现“双碳”目标的重要战略举措,与之密切相关的气田采出水回注与CO_(2)地质封存已成为能源环境领域的热点话题.目前,地下水环境保护政策趋紧,气田采出水地下回注一定程度受限,CO_(2)地质封存规模化发展缓慢,二者均需探寻新的实施路径和效益路径.本文系统分析了气田采出水回注与CO_(2)地质封存在场地选址、建井与注入、运行监控与环境监测以及流-固相互作用与运移影响等方面的异同.结果表明:①储层可注性与盖层封闭性均为二者选址的核心,井筒完整性与材质同是保护地下水的关键,过程控制与风险监测均为保障工程长期安全的重要手段,流-固相互作用与地层响应及流体时空分布均是两类工程的关键科学问题.②CO_(2)强化卤水/咸水资源开采协同气田采出水回注、CO_(2)强化天然气开采协同气田采出水回注是实现二者协同的潜在效益路径.研究显示,气田采出水回注协同CO_(2)地质封存,在充分利用地层空间、注入井及监测等基础设施的同时,能提升采出水回注能力,促进CO_(2)矿化封存,是推进减污降碳协同、实现环境效益与气候效益及经济效益多赢的潜在重要途径.

多法联用CO_(2)捕集提纯工艺模拟

将CO_(2)驱油气产出气中的CO_(2)捕集提纯后再循环回注,不仅能提高油气采收率,而且还可实现CO_(2)的地质封存,具有良好的社会经济效益。随着CO_(2)驱油气开发模式的投运推进,单一的捕集提纯工艺难以应对产出气中CO_(2)含量逐年增加并呈现大范围变化的状况。为了给油气田CO_(2)-EOR技术的推广提供支持,提出了4种多法联用的CO_(2)捕集提纯工艺方案,包括两级醇胺法、一级膜分离+一级醇胺法、二级膜分离+一级醇胺法、一级膜分离+两级醇胺法,并结合某油田CO_(2)驱工况数据开展了HYSYS软件模拟,重点分析了不同方案捕集提纯CO_(2)的富集程度及其能耗与经济性。研究结果表明:①产出气中CO_(2)浓度低时,可先投产两级醇胺循环工艺实现天然气脱酸工艺,同时须外购纯CO_(2)气按一定比例掺混后才能满足回注气CO_(2)纯度要求;②产出气中所含CO_(2)浓度增加时,宜在两级醇胺循环工艺前投用膜分离技术,可满足富集提纯气直接回注CO_(2)纯度的要求。结论认为,该研究成果可以为CO_(2)驱油产出气中CO_(2)富集提纯气工艺方案的确定提供工程实践指导。

油藏CO_(2)驱过程中最小混相压力的动态变化及其影响因素分析

为了进一步研究CO_(2)驱过程中最小混相压力(MMP)的动态变化,为油气CO_(2)驱产出伴生气回注提供理论依据,针对吉林油田CO_(2)驱示范区的油藏工况,利用经验模型法和PVT方法分析计算MMP,进行了CO_(2)驱过程中油气组分及MMP变化的动态分析,研究了MMP的变化规律及其影响因素。结果表明,2种方法所得MMP差值为4%~8%,与实验值的误差为5.36%。在油藏CO_(2)驱生产过程中,由于CO_(2)的抽提作用使原油中的中轻质组分(C_(2)~C_(6))减少,导致MMP增大。注入气的组分对MMP也有较大影响,纯CO_(2)中加入C_(2)H_(6)等轻质组分会降低MMP。CO_(2)驱油藏产出气中含有CO_(2),CH_(4)和(C_(2)~C_(4))等轻质组分,可以将其与纯CO_(2)混合后回注,当产出气中CO_(2)含量在80%之上,(C_(1)+N_(2))含量在10%以下时可以直接将产出伴生气进行回注。该研究成果对CO_(2)驱油藏最小混相压力动态变化及CO_(2)产出伴生气的处置及回注具有借鉴价值。

我国气田采出水处置面临的关键挑战与对策建议

气田采出水的低成本安全高效处置已成为制约我国天然气稳产增产的主要因素,解决气田开发水处置难题对保障国家能源安全具有重要意义。基于对我国陆上四大含油气盆地中主要气田产水现状的梳理,分析了我国气田采出水处置面临的关键挑战,提出了解决气田采出水处置难题的对策建议。研究表明,分布于我国鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地以及柴达木盆地的气田多数面临气水同采、产水激增的状况。“双碳”战略目标下,气田采出水面临产水量逐年增加、国家层面回注管理制度与标准规范缺失、地表达标外排成本高且适用地区有限、综合资源化利用尚处起步阶段等关键挑战。需加强气藏整体治水研究,健全国家层面气田采出水回注管理与技术标准体系,推进气田采出水低成本综合资源化利用,拓展气田采出水处置新路径。我国气藏类型多样,地质地貌水文气候条件复杂多变,需因地制宜推进气田采出水的回注处置、达标外排与综合资源化利用,多措并举支撑我国“稳油增气”与“双碳”战略目标实现。

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.

火驱采出气处理技术研究现状与发展趋势

随着国家和油气行业对大气污染物和温室气体排放的控制日益严格,缺乏成熟、经济的火驱采出气处理技术已成为制约火驱开发方式进一步大规模推广的瓶颈。通过对回注埋存、回收利用和达标排放等不同火驱采出气处理技术研究现状进行分析,认为应因地制宜、因时制宜,综合考虑技术发展水平和环境保护要求,确定合理的火驱采出气处理工艺技术路线。在此基础上对火驱采出气处理技术发展方向进行了展望,指出:为实现降低工程投资、缩短施工周期及方便运行维护等目的,亟需针对火驱采出气不同的组分类型和产量规模,开展基于小型化、模块化和橇装化的不同处理技术路线的研究;应充分借鉴其他类型油气田开发的成熟经验,如逐步推广应用湿法脱硫技术;回注埋存工艺将兼具“增油”与“减排”双重功能,亟需借鉴国外酸气回注项目经验,开展火驱采出气回注埋存工艺技术研究,重点在脱水的基础上实现“全组分回注”。