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CO2封存驱动技术的研究与应用
工程18(2022)79研究非常规和智能油气工程-文章CO_2净零排放驱油技术研究刘跃良a,b,c,芮振华a,b,c,d,刘a中国石油大学(北京)石油资源与勘探国家重点实验室,北京102249b中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249c中国石油大学(北京)碳中和未来技术学院,北京102249d中国石油大学石油学院,中国克拉玛依834000阿提奇莱因福奥文章历史记录:2021年12月8日收到2022年1月18日修订2022年2月10日接受2022年3月22日在线提供保留字:CO2提高采收率二氧化碳净排放量CO2驱气CO2固井A B S T R A C T将全球气候变化稳定在1.5 °C以内,需要减少温室气体排放,主要关注二氧化碳(CO2)排放。CO2驱油是通过将CO2储存在油藏中来减少CO2排放的重要途径。提出了一种先进的CO2提高采收率(EOR)方法--封存驱动CO2EOR,其主要目标是在实现最大采收率的同时,最大限度地封存油藏中的CO2,实现CO2的零排放甚至负排放二甲醚(DME)是一种高效的辅助CO2三次采油剂,可提高CO2在油藏中的封存率结果表明,二甲醚提高了CO2在原油中的溶解度,有利于CO2封存的溶解度捕获;二甲醚的存在抑制了CO2抽提作用导致的轻烃类从原油中驱替CO2提高采收率在提高波及系数方面优于常规CO2提高这项工作表明,存储驱动的CO2提高采收率显示出比常规CO2提高采收率更高的石油地质储量(OIP)。此外,封存驱动的CO2 EOR中封存的CO2的量超过了燃烧所生产的石油的排放量;也就是说,封存的CO2不仅抵消了当前的排放,而且还抵消了过去的CO2排放。通过改变开发方案,如水交替储存驱动的CO2EOR,可以实现更多的CO2这项工作表明,二甲醚作为一种有效的添加剂,以提高石油采收率,同时提高CO2储存在油藏的潜力。©2022 The Bottoms.由爱思唯尔有限公司代表中国工程院和高等教育出版社有限公司出版。这是一篇CC BY-NC-ND许可下的开放获取文章(http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/)中找到。1. 介绍随着人类据报道,2021年人为二氧化碳排放量达到3300亿吨,其中超过四分之三来自化石燃料的燃烧[1,3,4]。由CO2排放引起的全球气候变化已成为世界范围内不容忽视的严重环境问题[5,6]。在过去的几十年里,由于实施的简单性,全球范围内大量的CO2被储存在深层盐水层中[7近年来,枯竭油气藏已被认为是油气勘探的理想地质体,*通讯作者。电子邮件地址:zhenhuarui@gmail.com(中)Rui)。CO2储存,因为除了众所周知的地质特征之外,还存在必要的基础设施,包括地面设施、注入井和输送管道[10当注入枯竭的油气藏时,CO2可用作替代剂,导致额外的油气回收,这可能抵消CO2捕获和储存的部分成本[14除了这些类型的存储,CO2由于其在改善油藏条件下的流体性质方面的优势而用于采油CO2提高原油采收率(EOR)的基本机理在于界面张力(IFT)降低、原油粘度降低、原油膨胀以及对轻烃组分的萃取作用[17与天然气、空气、氮气等典型气体相比,CO2与原油的最小混相压力(MMP)较低,因此,CO2被认为是实现混相驱的最佳候选气体https://doi.org/10.1016/j.eng.2022.02.0102095-8099/©2022 THE COMEORS.由爱思唯尔有限公司代表中国工程院和高等教育出版社有限公司出版。这是一篇基于CC BY-NC-ND许可证的开放获取文章(http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/)。可在ScienceDirect上获得目录列表工程杂志首页:www.elsevier.com/locate/engY. Liu和Z. 瑞工程18(2022)7980××[25]第10段。据报道,美国雪佛龙公司投资的第一个商业CO2驱油项目于1981年在德克萨斯州SACROC的Kelly-Snyder油田实施[26]。随着常规油藏CO2EOR技术的成熟,截至2021年,全球已实施了数百个CO2项目,仅在美国就贡献了超过30万桶(bbl; bbl = 158.9873 L)/天的累积石油产量[27]。基于水平井和多级水力压裂的技术发展,基于 CO2 的策略正被用于致密油开采[28大量的工作已经被用于研究CO2EOR在提高致密油采收率方面的机理[32一些研究认为,由于致密储层中存在复杂的裂缝,导致早期出现严重的气窜,因此CO2EOR在致密储层中效率低下[36气水交替驱可以控制流度比,并且已被证明比单一CO2EOR方法具有更好的波及和驱替效率[39在这种情况下,间歇注水,成功地防止了早期气窜[42]。先前的研究已经深入研究了影响气水交替驱的关键因素,包括进行的循环次数、段塞比和段塞尺寸[43]。在致密储层研究中,对主要控制参数(即浸泡时间)的讨论比常规储层研究中更深入,浸泡时间对CO2和原位油之间的质量传递很重要[44除采油外,CO2EOR工艺具有在储层中储存大量CO2的潜力,从而减轻温室效应[49第一个涉及CO2 EOR和储存的项目于2000年在加拿大的Weyburn油田实施[542500万吨二氧化碳[58]。CO2的地质封存是近年来化石燃料行业研究的热点CO2封存的基本机制包括矿物捕集、溶解度捕集、残余捕集和结构捕集[59]。最近的研究已经解决了采油和CO2储存的共同优化问题,尽管大多数研究仅分析了非常有限的数据和简单的案例[60因此,CO2提高采收率与油藏封存的协同优化仍面临技术例如,CO2EOR和储存期间的一些现象对最终采油和CO2封存能力产生负面影响,包括CO2超覆、重力分离和粘度指进[68,69]。今后应加强对CO2提高采收率和CO2储集的基本机理的研究,探索提高采收率和CO2储集能力的新方法。本文提出了新一代CO2提高采收率方法--封存驱动CO2提高采收率方法,其目的是在最大限度地提高采收率的同时,封存CO2,实现CO2 零二甲醚(DME)是一种新型的CO2三次采油助剂,可以提高原油采收率,同时改善CO2在油藏中的储存本文阐述了封存驱动CO2提高采收率方法的基本机理,并期望对CO2提高采收率方法有新的启发,即未来CO2提高采收率不应只关注单一目标(即,石油开采),但也关注如何在油藏中创造最大的CO2储存能力。2. 建模方法为了提高Weyburn油藏的采收率和CO2的储存,对储存驱动CO2提高采收率的效率Weyburn水库位于加拿大萨斯喀彻温省东南部,深度为1310储层温度和压力为336.15K,14.0 MPa。平均储层渗透率、孔隙度和初始含油饱和度分别为20.0mD、30%和0.8根据Pedersen的基于权重的分组[71],储层流体中的组分可被归为12个伪组分使用先前工作[71]中的相关性来估计储层流体的临界性质,其是分子量和密度的函数。计算机建模组(CMG)Win-Prop的回归工具用于通过根据原始储层条件设置流体性质来调整这种相关性。表1给出了流体样品和相关性之间的匹配结果,验证了该相关性的可靠性。 Weyburn油藏流体的物理性质和各组分的二元相互作用系数见附录A中的表S1和S2。油藏的相对渗透率是由参考文献[1]得到的[72].储层模拟使用CMG-GEM中的组分模拟器进行使用表1中的储层和流体样品的物理性质来开发二维模型。模拟油藏的网格尺寸为50 -50 1,x、y和z方向的尺寸分别为2500、2500和20 ft(1 ft = 0.3048m)。注水井位于模拟油藏左边缘的区块1,生产井位于模拟油藏的另一边生产井井底压力保持在10.0MPa,注气量保持在700m3·d总模拟 时 间 设 定 为 10 年 。 在 Weyburn 油 藏 中 , 固 定 DME 浓 度 为20.0mol%,进行了常规CO2驱油和储存驱动CO2驱油此外,为了进一步验证该数值模型的可靠性,还利用细管实验模拟计算了CO2与油样的混相压力。发现压力与实验数据非常接近,约为14.0 MPa,14.2 MPa[70],相对偏差为3. 相位特性测量图1提供了使用压力-体积-温度(PVT)设置测量原油中实验油样的粘度、密度、膨胀因子和饱和压力是1.81 mPa·s、810 kg·m-3、1.072m3·m-3和4.90 MPa,与数值模拟中使用的模拟油的压力相近模型首先,在给定的温度和压力下将原油引入PVT室然后在较高的压力下喷射具有给定摩尔浓度的DME此后在相同温度下将CO2引入PVT电池在高压条件下将原油用气相色谱法测定了原油-DME-CO2混合物的组成接着,将系统压力重置为实验压力并保持至少24小时,直到系统达到平衡。然后用GC分析来测定气相和油相的组成,以便通过打开连接到PVT池的阀来分析CO2在原油中的溶解度。这样的设置可以承受高达100MPa的压力和高达473.15 K的温度。温度和压力测量的不确定度被控制在± 0.5 K和± 0.1 MPa,溶解度不确定度约为± 0.5%。4. 结果和讨论4.1. CO2在原油中的溶解度CO2在原油中的溶解度对提高原油采收率和CO2储存的CO2EOR项目的性能至关重要Y. Liu和Z. 瑞工程18(2022)7981表1的物理性质Weyburn油藏流体[70]。饱和压力(MPa)粘度(mPa·s)密度(kg·m-3)膨胀系数(m3·m-3)Gas–oil ratio样品4.921.76806.41.08532相关性4.921.76805.81.08932相对误差(%)00-0.070.370Fig. 1.用PVT装置测量CO2在原油中的相组成和溶解度的示意图BPR:背压调节器;P:压力。图2给出了在不同压力条件下引入DME时CO2在原油中的溶解度结果表明,系统压力对CO2的溶解度有很大影响,即压力越大,溶解的CO2越多。更有趣的是,DME显著地促进了CO2在原油中的溶解度,特别是在高压条件下(> 4 MPa);随着添加更多DME,溶解度进一步改善。引入DME后,DME分子易于与烃类碳链形成氢键,导致长碳链重排成更规则有序的排列,有利于CO2在原位原油中的溶解。此外该提高二氧化碳的溶解度,使更多的二氧化碳被困在原油是CO2在油藏中储存的必要条件图3显示了不同温度下CO2-原油和CO2-DME-原油混合物中气相中较轻组分(即C1-C5 为了验证该模拟模型的可靠性,我们将模拟模型的预测结果与实验数据进行了比较。计算结果与实验数据吻合较好,表明该模型是可靠的。如图3所示,随着温度的升高,气相中较轻烃的摩尔分数增加,表明图二、CO2在原油中的溶解度随压力和DME浓度的变化图三.不同温度下CO2-原油和CO2-DME-原油混合物气相中轻组分(C1-C5)的摩尔分数Y. Liu和Z. 瑞工程18(2022)7982在较高的温度下,CO2可提取更多的轻质烃另外,CO2-DME-原油混合物气相中轻烃的摩尔分数小于CO2-原油混合物气相中轻烃的摩尔分数这一发现表明,当DME引入时,特别是在高温条件下,对较轻组分的萃取效果被大大抑制。在油藏中实施CO2提高采收率工程时,CO2溶解在原油中,原油中的轻质组分由于CO2的抽提作用而趋于然而,随着DME的加入,大多数轻质烃保持4.2. 改进油采收二甲醚在提高CO2溶解度方面的优势使其具有提高采收率的潜力,同时有助于CO2在油藏中的储存在这一部分中,传统的CO2提高采收率的性能与存储驱动的CO2提高采收率的性能进行了比较,以评估二甲醚提高采收率的潜力。图4示出了在不同气体注入速率下常规CO2EOR和储存驱动CO2EOR如图 4、常规CO2提高采收率工程在初期采收率呈线性增长,直到生产井产出CO2(1200 d左右)。此外,在采油早期,注气速度似乎不影响采收率在气体突破之后,石油采收率随着气体注入速率的增加而增加;然后趋于平稳并且产生较少的石油引入二甲醚后,初期采收率提高,后期采收率持续提高,说明封存驱动CO2提高采收率有利于可持续采收。图 5给出了孔隙体积(PV)为0.5时常规 CO2EOR 和储存驱动CO2EOR的储层含油饱和度数字图像。在主河道中,大部分原位油被驱替,导致含油饱和度相对较低常规CO2提高采收率时,主孔道含油饱和度仍高于0.40,而引入DME后,由于额外的油被调动,主孔道含油饱和常规CO2驱油波及系数较低,导致大部分原油未被波及,而储存驱动CO2提高采收率在扩大波及系数、提高采收率方面具有优越性见图4。在不同注气速度下,常规CO2提高采收率和储存驱动CO2气水交替注入是为了进一步提高原油采收率而进行的。图6描绘了在不同井底压力下水交替气体注入的采油时间的函数。图中的实线表示水交替CO2EOR,而虚线表示水交替储存驱动的CO2EOR。如图如图4和图6所示,水交替气驱提高采收率一般比常规气驱提高采收率。液态CO2的粘度很小,注入时接触前缘不稳定,重力分离,导致CO2驱油效率低下。而水变气提高采收率技术克服了这些缺点,因而在开采地下油方面具有优越性。 如图6所示,在采油后期,水交替储存驱动的CO2提高采收率高于水交替CO2提高采收率。这一发现表明,水交替储存驱动的CO2提高采收率实现了可持续的石油采收率。4.3. 改善二氧化碳储存本部分重点研究了CO2三次采油过程中 图 7给出了常规CO2提高采收率和封存驱动CO2提高采收率的CO2封存比,其中CO2封存比定义为封存CO2与注入CO2总量的比值。在石油生产初期(1200d)在低注气速率下,油藏具有极高的CO2地质封存能力。在采油后期,CO2在残余油、岩石孔隙等中的饱和度逐渐增加,导致CO2储存效率降低。在这两种情况下,CO2的储存率随着注气速率的增加而降低.注气速率高时,注入的CO2容易发生气变,大部分通过主通道,导致CO2储集效率降低。如图7所示,在相同条件下,储存驱动的CO2EOR的CO2储存比显著高于常规CO2EOR的CO2储存比相同的气体注入速率和生产时间)。因此,可以合理地推断,二甲醚可以作为一种有利的剂,以提高CO2储存在油藏。CO2存储率,然后获得的情况下,涉及水交替注气法。图8给出了不同井底压力下水交替CO2提高采收率和水交替储存驱动CO2提高采收率随采油时间的CO2一般而言,水交替注气法比常规注气法表现出更高的CO2储存率(图1和图2)。第7和第8段)。水交替注气方法克服了重力分离和气驱效应,有利于提高油层的波及系数和CO2储存效率。与水交替CO2驱油相比,水交替CO2驱油具有更高的CO2驱油效率,即使在3000d的生产后,CO2驱油效率仍高达0.95 图图9给出了两种EOR方案在2000 d生产时间、井底压力为6.0 MPa时油藏中游离气与溶解CO2之比的数字图像。可以看出,溶解的CO2的量高于游离态CO2的量。在两种开发方法中,随着接近生产井,溶解CO2的相对量逐渐减少而DME的存在使CO2的游离气/溶解气的比值降低,说明DME改善了CO2在原油中的溶解度,在提高采收率的同时,还能起到储层CO2封存的作用Y. Liu和Z. 瑞工程18(2022)7983图五、(a)常规CO2EOR和(b)0.5 PV时储存驱动CO2EOR的储层含油饱和度数字图像INJ:注入井; RPOD:生产井。见图6。不同井底压力下水交替注气开采时间的采收率图8.第八条。不同井底压力下水交替CO2驱油和水交替CO2驱油CO2储气率与采油时间的见图7。在不同注气速度下,常规CO2提高采收率和储存驱动CO2提高采收率的CO24.4. 封存驱动CO2提高采收率首次提出了封存驱动CO2提高采收率的概念,其目的是在最大限度地提高原油采收率的同时,将CO2封存在油藏中,实现CO2的零排放甚至在这里,净二氧化碳排放量被定义为燃烧亲,在常规CO2EOR或储存过程中,驱动CO2提高采收率[73]。一次和二次生产通常从储层中回收约30%的原地石油。根据模拟结果,常规CO2提高采收率可达到原油采收率的60%左右,而储存驱动CO2提高采收率和水交替储存驱动CO2提高采收 率 具 有 技 术 潜 力 , 可 分 别 将 原 油 采 收 率 提 高 到 约 68% 和73%CO2EOR项目的经济性在很大程度上取决于CO2源的成本和项目生命周期内的油价这里,我们以一个假设的2亿桶石油储量的油田为例,如表2所示。在一次采油和二次采油后,假设该假想油田分别实施常规CO2提高采收率、封存驱CO2提高采收率和水交替封存驱CO2提高采收率采油。其中,“封存驱动CO2EOR”是指DME辅助CO2EOR,“水交替封存驱动CO2EOR”是指水交替DME辅助CO2EOR. 图图10显示了增量生产的净CO2排放量和作为油田寿命期内累积石油产量的函数的净CO2排放量。在一次采油和二次采油过程中,CO2排放量随采油量的增加而线性增加.当常规的CO2 EOR开始时,注入的CO2的一部分被封存在储层中,抵消了石油燃烧增加的CO2排放的一部分相比之下,当使用储存驱动的CO2 EOR时,隔离的CO2超过来自石油燃烧的CO2排放;也就是说,Y. Liu和Z. 瑞工程18(2022)7984见图9。 在生产时间为2000 d时,(a)水交替储存驱动的CO2提高采收率和(b)水交替储存驱动的CO2提高采收率,(b)水交替CO2提高采收率,井底压力6.0MPa。表2假设分析中的假设和物理性质总回收率(OIP %)石油开采总量(百万桶)CO2EOR采油量(百万桶)CO2注入量(百万吨)使用时排放的二氧化碳(百万吨)二 氧 化碳 净 排放量( 百 万吨)增量生产排放的二氧化碳(百万吨)增量生产排放的二氧化碳净额(百万吨)初级和次级生产30 60 0 0 25.8 25.8--常规CO2提高采收率a60 120 60 12 51.6 39.6 25.8 13.8驱替CO2提高采收率b68 136 76 39 58.48 19.48 32.68-6.32水交替封存驱动CO2提高采收率B73146865162.7811.7836.98-14.02注:假设初始OIP为2亿桶。a在2.5 bbl/m3CO2时。b在1.25 bbl/m3CO2时。图10个。增量生产排放的净CO2和油田寿命期内累积石油产量的函数净CO2排放封存的CO2不仅抵消了当前的CO2排放量,而且抵消了过去的一些CO2排放量,导致图10所示的CO2净排放量线性下降。在另一个实施例中,当使用水交替储存驱动的CO2EOR时,甚至更多的CO2被封存在储层中,导致来自增量石油生产的净CO2排放的更大减少。 如图 10(右),采用常规CO2EOR,而储水驱动和水交替储水驱动CO2提高采收率的CO2净排放量均为负值,分别为这些结果表明,采用储水驱动和水交替储水驱动CO2提高采收率时,封存的CO2远远超过增产所释放的净CO2,这表明储水驱动CO2提高采收率是实现石油生产和CO2封存双赢的一种有前途的方式。Y. Liu和Z. 瑞工程18(2022)7985表3常规CO2提高采收率与封存驱CO2提高采收率石油价格(美元每桶-1)二氧化碳购置成本(美元)CO2获取成本(美元/桶-1产量)其他相关费用(美元/桶)税前净利润(美元)CO2提高采收率产量(百万桶)EOR项目利润(百万美元)CO2注入量(百万吨)二氧化碳收支平衡价格(美元/吨)项目利润(百万美元)a常规CO2提高采收率b驱气CO2提高采收率水交替存储驱动CO2提高采收率80电话:+86-15-35 30 60 1800 12--60电话:+86-12-35 13 60 780 1240-19-8-35-3 60-180 1280电话:+86-31-56-7 76-532 39 60 63860电话:+86-23-56-19 76-1444 39 57-27440电话:+86-15-56-31 76-2356 39 56-118680电话:+86-25-45 10 86 860 51 18 239060电话:+86-15-45 086 051 15 153040电话:+86-10-45-15 86-1290 51 22 240a如果计入碳的社会成本(30美元/吨),则为增量储存。b在2.5 bbl/m3CO2时。c在1.25 bbl/m3CO2时。CO2EOR项目的经济性在很大程度上取决于石油价格、CO2获取成本、与CO2 EOR相关的其他成本等【73】。表3给出了常规CO2EOR和存储驱动CO2EOR的经济分析。‘‘Low,”60和80美元/桶。经济分析还考虑了CO2的获取成本及其他相关费用。尽管封存驱动CO2提高采收率的产油量高于常规CO2提高采收率,但前者的提高采收率工程利润小于后者。当调整EOR方案时,可以看出,封存驱动的CO2EOR-特别是水交替封存驱动的CO2 EOR-产生最大的EOR项目裕度。项目利润不仅对油价敏感,而且对CO2获取成本、CO2排放收费等也敏感[73]。换句话说,如果不对二氧化碳排放征收费用,实施封存驱动的二氧化碳EOR可能对投资者没有经济吸引力。我们的分析表明,储存驱动的CO2 EOR 与常规的CO2EOR相比CO2驱油效果在15 ~ 22美元/吨水,CO2驱油效果在56 ~ 60美元/吨水。5. 结论本文提出了一种CO2封存驱动的CO2提高采收率方法,该方法包括将二甲醚作为CO2的添加剂,以提高原油采收率,同时辅助CO2在油藏中的封存。主要结论如下:试验结果表明,DME的引入大大抑制了模拟结果表明,封存驱CO2提高采收率技术在扩大波及系数方面优于常规CO2提高采收率技术,可大幅度提高原油采收率,特别是在采油后期。这一发现表明,二甲醚通过辅助常规CO2提高采收率,有利于原油的可持续开采此外,当开发方案转换为涉及水交替注气时,与涉及注气方法的方案相比,石油采收率得到更大提高与常规CO2提高采收率相比,驱替CO2提高采收率技术具有更高的CO2采用气水交替注气方式,可进一步提高CO2的储集率这这一发现表明,二甲醚可以作为一种有利的剂与CO2一起使用,以提高石油采收率,同时辅助CO2储存,储油层封存驱动的CO2EOR封存的CO2超过了燃烧生产的石油产生的CO2排放量;因此,封存的CO2不仅抵消了当前的CO2排放量,还抵消了过去的排放量。此外,水交替储存驱动的CO2EOR比储存驱动的CO2EOR在储层中封存更多的CO2然而,实施封存驱动的CO2EOR可能在经济上对投资者没有吸引力,而传统的CO2EOR没有对CO2排放征收任何其他费用。致谢我们感谢中国石油大学自然科学基金(2462021QNXZ012和2462021YJRC012)的资助。这项研究也得到了中央大学基础研究基金的支持。遵守道德操守准则刘跃良及芮振华声明彼等并无利益冲突或财务冲突须予披露。附录A.补充数据本文的补充数据可在https://doi.org/10.1016/j.eng.2022.02.010上找到。引用[1] 奥尼尔 全球二氧化碳排放量在2019年趋于平稳,预计2020年将有所下降。 Engineering2020;6(9):958-9.[2] 姜刚,孙建,何勇,崔凯,董涛,杨丽,等。改善钻井过程中井眼质量的新型水基钻井完井液技术。工程.在出版社。[3] IPCC。IPCC关于二氧化碳捕获和储存的特别报告。次报告. 蒙特利尔:IPCC,2005年9月。[4] 谢宏,岳宏,朱军,梁波,李春,王勇,等。利用工业废弃物和天然矿物矿化二氧化碳的科学与工程进展。 Engineering 2015;1(1):150-7.[5] 王凯,徐涛,王芳,田宏.深部煤层CO2封存过程中CO2-卤水-岩石相互作用的实验研究Int J Coal Geol2016;154:265-74.[6] He X.用于燃烧后CO2捕集的聚乙烯胺基促进传递膜:从材料到工艺的挑战和前景。工程2021;7(1):124-31。Y. 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