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中石油CCS-EOR环境风险评估与管控

李清 中石油吉林油田

时间:2018-10-09 08:43     作者:admin      点击:

中国石油吉林油田CCS-EOR开发公司李清博士介绍了“中国石油吉林油田CCS-EOR项目环境风险评估与管控”

从CCUS项目发展来看,美国技术最成熟,规模最大,起步最早。当时真正的目的并不是CCUS,是为了EOR,美国大型油田的效果全部取决于油田采收率。美国的管道输送非常普及,达到了上千公里,对于开展CCUS非常便利。项目最早开始是为了提高采收率。我认为CCUS是一个优选的项目,公司从06年开始就大规模注入,整体来看,随着国内的材料、设备、工艺的各种进步,成本是可控的,发展前景可观,效果是好的。

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汇报分为三个部分,一是CCS-EOR项目进展情况。核心的就是EOR更关注采收率,从油田的条件来说,必须有封闭的空间,才能保证油气不逸散。二氧化碳逸散大规模泄漏的可能性我们认为是非常低的,可以忽略不计。松辽盆地是石油非常丰富的地区,也是地震多发地,但是保证不逸散,我们认为非常可控。

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下面详细介绍一下二氧化碳驱技术。提高开采效率是刚性的需求,全球范围都在考虑EOR形式提高采收率。国际上开展EOR项目的分布图,主要还是以北美地区为主。

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中国石油整个企业理念就是奉献能源创造和谐。2005年我们在松辽盆地发现了含有二氧化碳的气藏,当时选用在毗邻气藏附近的油藏开展工作。

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气藏和油藏都在松辽盆地,整体规模还是可观的。

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当时在国家以及中石油的支持下,开发的重大科技专项,从二氧化碳捕集、输送、腐蚀防护等一系列风险管控和采收率的技术。现在吉林油田国内唯一一个走过气态注入、液态注入、超临界注入全过程的CO2驱油项目,目前也是整个中国地区最大的项目,现在年埋存能力60万吨,受天然气产生二氧化碳能力影响现在是年23万吨。

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这给大家简单展示一下整个吉林油田CCS-EOR项目从90年代的初步尝试,一直到2017年实现二氧化碳工业化推广。现在采区注入井69口,采油井522口,累计注气112万吨,增油是12万吨。

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4种二氧化碳捕集方式:一是MDEA脱碳装置,二是膜分离实验装置,三是变压吸附实验装置,四是变温吸附装置。建成101公里二氧化碳输送管道,气相输送和液相输送还有超临界输送。建成2种3座二氧化碳注入站,二氧化碳液相注入站和超临界注入站。

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整个项目实施之后,为了加快认识,开展了黑79井区二氧化碳驱油示范工程,产量较标定提高4倍以上,预测提高采收率19%以上,动态埋存率90%以上。

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蓝色为水驱油预测曲线,最终采收率27%;粉色曲线预测最终采收率45%,实际生产过程是绿色预测曲线,最终达到55%的采收率,因此CCS对老油田焕发青春非常有作用。

 

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现在具备了一些实现分析的能力,跟国家配合建成了国家级能源的技术研发中心,同时也是我们中石油二氧化碳驱油与埋存试验基地。

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同时这些年攻关中取得了30件相关技术专利,标准25项。现在主要在中石油内部的几个企业,如长庆、南方勘探公司开展合作,配合中石油勘探开发研究院,在阿联酋阿布扎比开展相关的技术支持。

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项目得到了国内外相关领导专家的认可,这是去年在阿斯塔纳举办世博会上的展出,这是其他的一些国外大牌公司到我们公司参观的情况。参加这次培训的很多科研院所在埋存这块走到了先进行列,希望多到我们油田进行指导。我们油田毗邻松花江,欢迎大家到我们那里交流。

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第二个环境风险评估与管控方面做的工作。

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这个图是我们公司实际出现的问题,一口注气井套管出了问题,总体重量7吨左右飞出去40多米,油管在空中舞动,泄漏的安全风险非常高。这张图片,是地表的情况,当时有一个储存二氧化碳的气点,由于工艺材料没有做好完整性的分析,当时工艺材料不是那么好,这是90年代投产的,发生了套外气窜。

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在风险评估过程中,首先要做的就是做好顶层设计,无外乎从捕集、循环注入和埋存的长期进行可靠性。

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在不同的阶段要开展不同内容的相关内容的环境影响分析。我们选址是不是在环境敏感区内,周围的人文地理环境怎么样,要明确要求出来。设计阶段要针对前期可研的分析结构,制订针对性的措施。施工要严格把握环境风险防控措施施工质量,竣工阶段严格按竣工方案要求验收,生产阶段,要按监测环境风险评估方案监测,防范风险。

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环境风险评价,主要是针对从5个单元进行,一是捕集,二是输送,三是注入,四是集输,五是循环注入。

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然后选用相应的方法。针对风险,分析环境影响因素,确定风险等级。

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把不同的风险描述对应的可能发生的概率事件,通过专家打分确定可能性,以及影响程度,这样找出存在的高风险、中风险、低风险或者超低风险,来严格管控。

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在日常管理过程中,在监测这块要做的工作,也是结合指南给出的指标和参数。整个油田所在区域的状态,属于基本农田加草原的平原地区。因此监控的时候一些指标可以简化,结合企业本身自身的能力,能够进行长期监控的9大指标,一是PH,二是ORP,三是TDS等等,用现有的手段能完全监控。

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首先要掌控二氧化碳在地层当中的状态是怎么样的,是聚集还是向周边扩散,方向,流动的通道,流动的阻力都不一样,开展监测主要是采用两种方法结合,一是大地电位法,二是示踪剂方法。

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通过这个监测,整个的二氧化碳,现在认为在地层里面运移的主方向还是与地层里裂缝方向一致。通过方向判断清楚之后,还要判断驱替的前缘沿在哪个位置,方便后期调整二氧化碳运移的方向,从而提高采收率,这也是为监测二氧化碳泄漏以及埋存状况的分析提供数据支持。

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埋存主要采用三种方式,一是二氧化碳浓度监测,二是碳通量监测,三是碳同位素检测。

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这是我们开展的工作,通过浅层井取样分析,从这个图看到,上部分显得井多一些,边部是非主力区域,通过这些井区别进行监测。在边缘的井发现非常明显的二氧化碳运移,说明方向发生了改变,原来只是在密集注气区域,现在方向发生了改变。

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土壤监测评价,在井组建立12个监测点和1个对比点,监测结果表明该井组地下没有二氧化碳泄漏迹象。

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环境风险管控。刚才说了主要风险来自井口和二氧化碳泄漏。有五个关键环节,井口、井筒、套外水泥环、集输管线、地面设备。控制二氧化碳泄漏主要还是取决于他的物理特性,主要是腐蚀控制,压力控制也是一个核心的关键。

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从井筒泄漏,井筒在地下,怎么进行有效控制,首先建立风险评价的模板和流程,可以看到从注气井从井口密封,井下密封,这是注入井口结构进行评价。控制的关键点是考虑二氧化碳腐蚀和密封性。

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如何评价套管的安全性,主要是三种方法,一是水泥胶结的评价,看看老井存不存在隐患,有隐患要采取封井的措施。二是四十臂+电磁探伤,进行监测分析看看是否存在泄漏风险。三是可视化监测。另外是密封性的,看连接处、套管连接处的检测,防止质量问题。

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在生产管理过程中,参数压力的监控,注气井套管的压力,油管和套管之间分开的,不让二氧化碳接触到套管,这样保证套管安全性。从防腐的角度,从注入采出到循环注入,注入和采出过程中参数的管控。

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现在主要的管控措施,我们现在企业建的QHSE管理体系相结合,把指南里要求的风险管控的要求落实到管理体系里面,实现风险管控。

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地面系统防控措施。

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实施循环注气。

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在各项工作中落实环境风险评估,强化风险管理。

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针对指南要求,把指南的相关内容进行考核,包括领导和员工,与绩效进行挂钩。CCS-EOR项目标准体系,通过明确标准,大家统一操作,实现风险管控。

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CCS-EOR标准体系

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关于应急体系,完善了相应的应急管理体系和方案,编制了应急预案和程序。

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认识及体会。

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吉林油田CCS-EOR项目已经实现了大规模应用,为各个油田发展CCSEOR提供可参考的模式和技术支撑。二是做好项目环境风险,不仅要做好项目前期及运行期间评估,还要做好封存后的长期评价。最后是我个人对CCS-EOR的技术介绍,这是一项非常好的技术,解决老油田开发的技术难题,如果要实施需要国家政策一系列的支持。

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谢谢大家。

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