二氧化碳地质封存系统泄漏风险研究进展

CO₂地质封存技术是缓解温室效应的重要手段,而对于地质封存系统泄漏风险的评价是确保CO₂安全高效封存的前提。针对CO₂泄漏风险,系统论述了CO₂地质封存系统中井筒和盖层因素对CO₂泄漏风险的影响机理,包括固井质量、CO₂腐蚀及井筒组合体受交变应力损坏等,以及盖地比、盖层厚度、岩性等对盖层低速渗漏和高速泄漏的影响。最后,论述了基于上述影响因素综合作用下的井筒泄漏风险评价方法、盖层泄漏风险评价方法和CO₂封存系统泄漏风险综合评价方法,并指出了不同评价方法的优缺点。该研究可为CO₂地质封存工程中的选址、选层和泄漏风险评估提供理论支持。     

地质封存过程中CO2泄漏途径及风险分析

CO₂捕集和地质封存可望成为减少温室气体排放的重要且有效的方法,但其安全性一直受到广泛关注。在研究各种CO₂地质封存体及其圈闭机理的基础上,根据不同封存体中潜在的泄漏途径及主控因素,结合实例对可能的CO₂泄漏进行了描述和相应的风险分析。研究结果表明,枯竭油气藏的地质封闭性已得到证实,井的失效将是CO₂泄漏的主要途径。通过与提高油气采收率技术相结合,在油气藏中封存CO₂具有一定的经济性,但由于油气田分布不广,封存潜力有限,仅适合于中短期的CO₂处置。深部盐水层分布较广,可选择的圈闭和封存机理较多,泄漏途径和未知因素也较多,泄漏风险较高,但封存潜力巨大,是最具前景的CO₂封存体。煤层通过吸附可达到封存CO₂的目的,但其圈闭机理单一,对煤层压力的依附性较大,且影响未来煤资源的利用,其安全性和经济性相对较差。海底水合物封存方案具有热力学可行性,但海底水合物层埋深浅,地质圈闭性差,CO₂泄漏风险较高,其封存和泄漏机理以及CO₂注入方法有待进一步研究和关注。     

深水高温高压气井井筒服役安全状态评价

随着深水油气资源开发不断深入,地质条件日趋恶劣,高温高压环境逐渐成为常态,常伴有井筒完整性失效问题发生。针对深水高温高压气井开发过程中存在的井筒完整性失效问题,基于相关完整性标准,考虑生产过程中井况风险因素及屏障风险因素,完善了深水高温高压气井井筒完整性风险评价体系,并基于深水井相关定义及温度压力管理经验,采用层次分析及风险矩阵方法对井深、水深、压力、产量、温度、H₂S分压与CO₂分压等风险因素进行了量化,优化了深水高温高压气井井筒完整性风险评价模型,对井筒完整性风险等级进行了划分,开展了实例评价。结果表明,通过模型评价可量化得到深水高温高压气井井筒完整性风险值及风险等级,且螺纹密封、油套管材料、防腐措施等因素为影响深水井井筒完整性的主要因素。在设计及生产管理过程中应对风险主控因素重点考虑。     

超临界CO2管道破裂泄漏影响探讨

近年来，随着碳捕集与封存的需求不断提高，CO₂输送管道成为关键支撑，大规模发展趋势明显。相比气态输送，长距离CO₂输送管道采用超临界输送模式经济性更好，但具有泄漏后压力台阶较高、管道止裂韧性要求较高、泄漏后果与油气介质不同等显著特点。尤其对于超临界CO₂管道泄漏问题，受CO₂密度大于空气、具有窒息性等特性影响，泄漏后果分析日益受到关注，值得深入研究。目前，国内外已经发布了相关CO₂管道输送技术规范，但未见对泄漏后果定量分析方法与临界阙值指标的明确要求，对工程设计的详细指导尚显不足，且鲜有与实验测试结果分析比对的探讨。基于CO₂相态特点，结合超临界CO₂输送特点，探讨了超临界CO₂泄漏后果的安全阙值选取问题，开展了国外超临界CO₂管道破裂实验的深度调研，比对性地开展了超临界泄漏后果模拟分析。研究表明，推荐选择摩尔浓度4%作为CO₂线路管道破裂影响范围评价浓度值；国外大规模...     

二氧化碳地质封存中盖层力学完整性数值模拟研究综述

要保证CO₂稳定封存不逸散,关键是正确评价盖层力学完整性。数值模拟方法能定量分析CO₂封存中复杂的耦合过程,具有速度快、精度高等显著优点。对CO₂封存中盖层力学完整性问题的数值模拟研究现状进行了分析总结,对比分析了用于CO₂封存数值模拟研究的力学本构模型、耦合分析方法及模拟软件,归纳总结了数值模拟在CO₂咸水层封存中盖层力学完整性分析方面的研究现状,讨论了当前研究面临的问题和挑战,并指出了未来的研究方向。该研究结论可为CO₂封存的相关研究提供有益参考。     

珠江口盆地CO2地质封存适宜性GCA评价

珠江三角洲地区CO₂大量集中排放,利用毗邻的珠江口盆地进行CO₂地质封存是破解区域经济发展与降碳需求矛盾的重要途径。本文以珠江口盆地7个二级构造单元,即北部隆起、珠一坳陷、珠三坳陷、中央隆起、珠二坳陷、南部隆起、潮汕坳陷为研究对象,基于构造、沉积、储盖组合、地温、热流等条件,采用灰色关联分析法对7个评价单元的CO₂封存适宜性进行综合评价,同时结合层次分析法计算评价因子权重。研究建立了3个准则层、8个指标的评价指标体系,该指标体系的建立对珠江口盆地筛选CO₂封存有利靶区具有借鉴意义;珠一坳陷关联度最大,具有较好的封存适宜性,是开展CO₂地质封存的首选区域。本文研究成果为珠江三角洲地区开展CO₂地质封存指明了方向。     

碳封存区块内弃置井泄露机制及控制方法模拟

弃置井筒作为CO₂地质封存中的主要泄露途径,其密封完整性直接关乎封存效果。为此,针对弃置井筒泄露问题,基于耦合孔隙压力的Cohesive单元法,建立了三维水泥塞-地层有限元模型,模拟了CO₂沿弃置井筒运移过程,分析了水泥浆体系、胶结质量对泄露风险的影响。模拟结果表明：CO₂聚积会诱发水泥塞-地层界面微环隙,形成泄露通道,且微环隙倾向于轴向发育;选择高模量、高泊松比、微膨胀性水泥密封井筒时,井筒泄露风险低;微环隙对胶结质量极为敏感,密封井筒时应重点控制胶结质量。研究结果对指导碳封存区块内井筒弃置具有重要意义。     

CO2驱油对注气区域地表环境因子影响效应评价

环境风险监测贯穿于长庆油田CO₂-EOR项目的前期准备、项目运行和项目结束的各个阶段,对于确定CO₂驱地质封存的安全性、对周围环境的影响发挥着决定性作用。为研究长庆油田CO₂-EOR项目开发、生产过程中存在的CO₂泄漏风险及环境生态效应问题,确保CO₂驱油技术不会对环境产生显著负面影响,通过制定方案对试验区大气、土壤气CO₂浓度变化,土壤理化及生物学特征、植被、地表水环境等环境因子进行监测,并与试验区环境背景值进行比较,确定监测网覆盖区域内各环境指标的变化趋势。结果表明：长庆油田CO₂-EOR项目实施以来,并未对试验区各环境因子产生明显影响,这对验证CO2-EOR的安全稳定运行有着重要意义。     

超临界CO2输送管道泄漏监测系统研究

为了减少超临界CO₂输送管道泄漏产生的危害,有必要研究监测泄漏的方法。超临界CO₂管道输送是碳捕集、利用和封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)全产业链中的关键环节,由于CO₂具有较高焦耳—汤姆逊系数,泄漏中温度大幅下降会使管道韧性下降,极可能造成管道脆性断裂扩展,导致管道断裂和介质泄漏扩散。对超临界CO₂输送管道泄漏特性进行分析,提出了管道泄漏监测和站内泄漏监测的方法、相关仪表选型、报警点的设置及处理方案。研究成果可为超临界CO₂输送管道泄漏监测系统设计提供参考。     

基于CO2提高采收率的海上CCUS完整性挑战与对策

利用CO₂提高海上油气田的采收率，既能提高油气资源利用率，又有利于区域CO₂的捕捉封存，但海上油气井长期安全性是CCUS的关键因素，理论和技术亟待完善。在分析、总结国内外海上油气田CCUS井筒完整性关键技术的基础上，分析了制约浅海油田CCUS井筒完整性的技术挑战，研究了碳封存井固井、碳封存套管外腐蚀研究及预防、碳封存水岩反应井筒堵塞及井筒环境监测诊断等方面的技术，并从国家“双碳”目标、EOR/EGR技术需求及国内外新进技术经验等方面展望了我国浅海油气田CCUS的开发前景。虽然我国已初步具备开展海上CCUS的能力，仍需要在高韧性防CO₂腐蚀水泥浆体系、低成本防腐选材、井筒高效除垢解堵工艺、CO₂泄漏监测技术和地下圈闭三维应力场研究等方面加强技术攻关，以提高我国的CCUS应用水平。