DB61T-液态CO2驱油与封存注入操作规范编制说明.docx

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1、陕西省地方标准液态CCh驱油与封存注入操作规范编制说明一、工作概况1.1 任务来源本项地方标准是根据陕市监标20196号文件关于下达2019年第一批地方标准制修订计划项目的通知。1.2 任务背景陕北能源化工基地地处鄂尔多斯盆地，是陕西省主要的能源化工基地，这个基地将利用陕北丰富的煤炭、石油、天然气等资源，按照“煤向电力转化，煤电向载能产品转化，煤油气盐向化工产品转化的思路，形成1200万吨采油、1000万吨炼油、100亿立方米天然气、1亿吨原煤、300万吨煤制油和300万吨煤制甲醇的生产能力，把陕北建设成为我国重要的煤油气生产基地、“西电东送”煤电基地和以甲醇为龙头的煤化工基地。但是,随着陕北

2、大型能源化工项目的逐步投产,每年将有近1000万吨/年（纯度高于85%）的CO2被排放到大气中，为陕北、陕西乃至西北地区落实国家十二五CO2减排指标带来严峻挑战。鄂尔多斯盆地低渗特低渗透油藏地质储量丰富，注水开发难度大，采收率低。CO2注入储层后，可以补充地层能量使原油体积膨胀，黏度下降，还可以降低油水间的界面张力，形成溶解气驱，提高原油流动能力及油藏性质，从而提高油田驱油效率与原油采收率。为此，地处陕北鄂尔多斯盆地的陕西延长石油集团和中国石油长庆油田相继开展了CO2驱油与封存现场试验。2012年起，依托国家科技支撑计划项目“陕北煤化工CO2捕集、埋存与提高采收率技术示范，和国家863计划课题

3、“二氧化碳地质封存关键技术”，延长油田开始实施CO2驱油与封存项目。在靖边、吴起建立了两个示范区，两个试验区10口注气井累计注入CO2（液态）13.68x10%受益油井38口，见效油井27口，平均单井见效日增油0.3t,控制递减累计增油量11247.13预计在水驱基础上可提高采收率6i2个百分点，同时有效封存CCN3.67xlO%长庆油田在定边建立了定边县冯地坑乡黄3试验区，截止2018年底，黄3区已实现9井组整体注入，已累计注入CO22.4万吨，增油3（X）0余吨，减少无效水量近6000立方米，降水增油效果明显。CO2驱油与封存创造性地把油田开发与煤化工相结合，走出一条绿色环保、高效开发之路

4、。实现了CO2有效减排、高效驱油和封存，具有良好的推广应用前景。在国家的应对气候变化进程中，Co2驱油与封存作为温室气体减排的一项重要举措,其矿场实践规模必将逐步扩大，并向工业化应用迈进。在此背景下急需制定液态CO2驱油与封存注入操作规范，以推进CO2驱油过程中注入操作的标准化、规范化，保障CO2驱油与封存矿场试验安全、平稳运行，促进陕西省C02驱油与封存技术进一步应用和推广，起到行业内的技术示范作用。1.3 标准主要起草人及其分工本项目组由10名工作人员组成，共同实施完成本标准的编制工作，具体分工如下：江绍静：项目负责人，负责标准的立项，技术分析评价和标准编制工作。赵习森：负责标准资料调研和

5、现行标准的收集。陈龙龙：负责标准中地面工艺部分的绘图和编写。王蒋蕾：负责标准起草、意见汇总和修改工作。王维波：负责标准中注入地面工艺部分和编制说明编写。王贺谊：负责标准校对，格式和注入流程的编写。尚庆华：负责标准中C02注入设备部分的编写。黄海：负责现场相关资料收集整理。张志升：负责标准的前期调研工作。高超利：负责现场操作方法的验证。1.4 工作过程本标准是在参照相关标准规范基础上，结合液态CO2驱油与封存现场注入流程特点而制订的。具体制定工作从2019年5月开始。编制过程如下：第一阶段制定实施方案（2019年5月15日2019年6月15B）2019年5月15日陕西省质量技术监督局下达陕西省地

6、方标准液态CCh驱油与封存注入操作规范编制任务后，陕西延长石油（集团）有限责任公司积极组织，成立标准编写领导小组和标准起草小组，明确标准编写任务。随后标准起草小组对相关国家、行业标准的修订更新等方面开展调研，收集了相关的国家标准、石油行业标准和有关技术应用及发展资料，结合室内实验及现场实际应用，经过讨论制定了标准编制的实施方案。第二阶段完成工作组讨论稿（2019年6月16日2019年8月30日）2019年5月5日8月5日，根据调研情况制定工作路线和预期水平，完成了标准工作组讨论稿的编写。第三阶段完成小范围征求意见稿（2019年8月6B-2019年11月30日）2019年8月6日2019年11月

7、30日，根据单位内部评审会专家意见，完成了标准小范围征求意见稿的编写。第四阶段完成征求意见稿（2020年6月1日2021年4月29日）2019年12月1日2020年5月31日，进行省内十家单位征求意见。2020年6月1日2021年4月29日，根据省内征求意见，修改完成标准征求意见稿的编写。二、标准编制原则和主要内容2.1编制原则本标准根据标准化工作导则GB/T1.1-2020编写规定进行编写，符合以下原贝上1、科学合理，技术先进，积极借鉴、采用国内外先进技术方法、标准;2、目的明确，有利于促进技术进步，提高科研水平，提高现场实施效果;3、经济适用，有利于合理利用油气田废水资源，提高经济效益；4

8、、安全可靠，可操作性强；5、符合国家的政策，贯彻国家的法律法规。2.2主要内容本标准规定了液态CO2驱油与封存注入的术语和定义、液态CO2地面注入系统、注入前检查、空载试车、注入系统运行、停注、注入参数监测、安全环保注意事项、相关记录表格等内容。四、主要实验（或验证）情况分析4.1 情况说明1、液态CO2注入操作规范条7.2先打开低温气相阀门6,待管线压力稳定后，打开液相阀5”。先打开气相阀门后打开液相阀门（1）是防止因液态低温CO2突然进入未充液管线后造成管线冻堵。此现象出现的原因是液态CO2温度低,进入相对温度很高的管线后,液态CO2汽化吸热,温度骤然下降液态CO2变为固态（干冰），从而堵

9、塞管线；（2）保证部分CO2气回流到罐顶，保持罐压平衡。2、注入参数监测条9.2”新投运的注气井组，数据录取的频次为1次h,运行稳定后视情况改为1次/d”是参考注水的资料录取要求，通过实践证明，上述录取时间间隔合理可行。3、安全环保注意事项（1）长时间暴露在高浓度CO2环境中会造成现场操作人员伤害，实际操作中需遵照GBZ2.1-2019工作场所有害因素职业接触限值第一部分：化学有害因素。（2）由于液态C02为-20流体，当人接触时会造成局部皮肤的伤害，在操作过程中需遵循GB278-2016职业性冻伤的诊断。（3）在操作过程中排出的CO2对人体会产生伤害，因此需遵循GBZTll651-2008个

10、体防护装备选用规范规定执行。4.1 主要验证情况分析延长石油CO2先导试验区分靖边和吴起2个区块，注入井共10口，累计注入液态Co213.68万吨，靖边试验区注入压力从注入前的2.5MPa上升到8MPa左右，吴起试验区注入压力从4MPa上升至8.5MPa左右，地层压力得到了有效补充，阶段累计增油量达到一万余吨。运行近5年，未发生一起CCh安全事故。1、注入动态分析靖边CO2试验区从2012年9月5日投运注气，截止2018年12月，注气井5口，累积注入CO2（液态）9.32xl（,注气间平均注入压力8.0MPa,平均单井日注气量20.9to具体参数如表1所示；表1靖边CO2试验区注入数据井号注入

11、压力注气量2012-20132014年2015年2016年2017年2018年累积注入量MPat/dttttttt455437.920.53960.65484.35425.22916.34759.673734.2726280.3445543-037.421.26304333.9561430064796.663221.442160245543-059.622.44747.355805419.313473431.592779.7423304.9345543-087.516.74509.44828.51811.7798.432099.0314047.0645543-097.823.52901.914

12、08.12041.81091.83494.047937.67合计：8.020.99337.922809.522695.211122.714878.1812328.5293I72.吴起CO2试验区从2014年12月吴38-28井投运注气；截止2018年12月，注气井5口；平均注入压力8.5MPa；单井日注气量1320td,平均单井15.1t/d。累积注入CCh（液态）4.57104to具体参数如表2所示。表2吴起CO2试验区注入数据井号注入压力注气量2014年2015年2016年2017年2018年累积注入量Mpat/dtttttt吴38-2810.014.5172.12900.52422.82

13、322.82389.7610207.43吴38-1114.013.51624.02084.02723.63776.9010208.48吴38-2110.016.51814.02137.43409.94836.6012197.90吴38-1124.516.8815.62712.22405.53575.419508.68吴38-1Il4.014.0687.41364.91492.273544.56合计8.515.1172.17154.110043.812226.216070.945667.052、驱油与埋存效果分析根据靖边CCh试验区注采动态分析，截止2018年12月，见效井13口；稳产2口，日增

14、油量0.163其中一线井12口，日增油量0.173稳产2口，二线井1口，日增油量0.06t,控制自然递减增油3697.9t,开采特征呈现“三升”态势，即日产液量、日产油量上升，含水稳步上升；单井日产液由0.47?上升至Llm3,单井日产油由0.17t上升至0.33t;平均单井日增油0.153单井最高日增油达0.59t;综合含水稳定上升；见效平均单井日产油0.33t,是见效前的1.91倍；是非受控区的2.5倍,CO2驱油效果明显。表3是靖边CXh先导试验区受益井产量数据。吴起先导试验区由于先期采用注水开发(2008年6月实施注水开发)，地层能量得到一定补充后实施CO2驱油先导试验，因此，在注入C02一月后，对应油井相继见效,其驱油效果已显现。截止2018年12月，见效井陆续增加至17口(开井16口)；日均增油量045t,控制自然递减增油7549.23如表4所示，分析表明，试验区的开采特征呈现“两升一降”，即日产液量、日产油量上升，含水下降；单井日产液由2.49?上升至2.75?,单井日产油由1.68t上升至2.05t;平均单井日增油0.4t；综合含水下降5.7%0表3靖边CO2先导试验区受益井产量级别分类井号见效前平均产状见效后平均产状见效前后对比日产液(m3)日产油(t)含水(%)日产液(m3)日产油(t)含水(%)日增液(m3)日增油(t)含水(%)一线井见效明显J