CN104675360B - 注超临界co2开采干热岩地热的预防渗漏工艺 - Google Patents
注超临界co2开采干热岩地热的预防渗漏工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104675360B CN104675360B CN201410804911.XA CN201410804911A CN104675360B CN 104675360 B CN104675360 B CN 104675360B CN 201410804911 A CN201410804911 A CN 201410804911A CN 104675360 B CN104675360 B CN 104675360B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- supercritical
- rock
- slug
- inorganic salt
- heat storage
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 78
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims abstract description 45
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims abstract description 33
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 9
- 241001597008 Nomeidae Species 0.000 claims abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 73
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 52
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 52
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 claims description 43
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 36
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 7
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 7
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 abstract description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 8
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract description 5
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 abstract 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 14
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 10
- 229960004756 ethanol Drugs 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 229910001388 sodium aluminate Inorganic materials 0.000 description 8
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 239000007832 Na2SO4 Substances 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229960000935 dehydrated alcohol Drugs 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910001626 barium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- RQPZNWPYLFFXCP-UHFFFAOYSA-L barium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ba+2] RQPZNWPYLFFXCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- JLDSOYXADOWAKB-UHFFFAOYSA-N aluminium nitrate Inorganic materials [Al+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O JLDSOYXADOWAKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000329 aluminium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000001320 lysogenic effect Effects 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Inorganic materials [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24T—GEOTHERMAL COLLECTORS; GEOTHERMAL SYSTEMS
- F24T10/00—Geothermal collectors
- F24T10/30—Geothermal collectors using underground reservoirs for accumulating working fluids or intermediate fluids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明涉及地热开发领域，提供了一种注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏工艺。该方法利用：①高浓度盐水溶液与沉淀诱导剂混合；②高浓度无机盐溶液与弱酸/弱碱性气体混合；③高浓度无机盐溶液与高浓度无机盐溶液混合；④超临界CO2流动时蒸发携带围岩中残余地层水等四种可生成无机盐沉淀机理，通过向干热岩储层交替注入前置/后置段塞，利用超临界CO2将各段塞驱替至泄露区围岩附近，使各段塞溶液混合后产生一定的物理化学反应，产生沉淀。进而利用产生的沉淀，封堵岩石孔隙裂缝。同时结合超临界CO2蒸发携带作用，进一步利用沉淀封堵孔隙。其封堵效果在实验实验证下，效果良好。
Description
技术领域
本发明涉及地热开发领域，特别涉及一种注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏的工艺方法。
背景技术
地热是一种储量丰富的清洁可再生能源，但目前煤炭、石油等化石燃料仍是世界能源消费结构的主要构成，CO2资源化利用及地质埋存技术被认为是减少温室气体排放、缓解气候变暖的一项有效措施。将CO2资源化利用的思想应用于地热开发，即利用超临界CO2替代常规的水作为工作介质，进行循环携带地热或驱替地下热水，是一种新颖的地热开发技术，受到广泛关注。2000年，Brown首次提出利用超临界CO2作为携热介质开采干热岩地热。随后Pruess等人分析了CO2在干热岩储层中的热力学性质、热交换规律以及可能发生的地球化学反应等。Randolph等人提出了将CO2注入深部盐水层或废弃油藏进行加热，利用后再回注地下。庞忠和等人也提出利用CO2改善热储物性从而达到提高地热采收率的目的，受到国际同行关注。
超临界CO2特殊的热物性决定了其自身的携热优势。首先，超临界CO2的密度接近于液态，粘度接近于气态，质量热容是水的0.3～1倍，根据达西定律，在相同注采压差下其质量流量可以达到水的1～6倍，采热速率可以达到水的1.4～2.7倍，因此超临界CO2比水更易于注入和在岩层中渗流，特别适用于低渗储层地热资源的开发；其次，超临界CO2的热物性对温度压力条件敏感，相同注采温差下的CO2密度变化比水大，因此注采井筒间具有比水更强烈的热虹吸现象，可以为地面工艺流程提供驱动压差，降低注采泵功率；第三，超临界CO2与岩石矿物之间的物理化学作用非常微弱，在完全取代水作为携热介质的情况下，可以有效避免井筒、管线、地面设备中的结垢问题，以及微量有害矿物排放引起的环境污染等问题。此外，CO2作为主要温室气体，还可以结合地质埋存技术，将大部分CO2封存在地下。深部盐水层、油气田以及地压型地热储层，都可以用于CO2埋存。根据实施目标的不同，利用CO2开采地热与同时实现埋存之间，存在着一个权衡和优化问题。
干热岩是埋藏在地下3000～10000m，温度在150～650℃的高温岩体，原生孔隙度和渗透率极小，不存在地层水或仅有少量地层水。因此，在开发干热岩地热时，需要对储层进行水力压裂，将注采井连通，并向储层中注入大量水，通过水的循环将地热开采出来。由于干热岩储层的渗流空间是由人工压裂而成，且渗流区域的边界相对封闭，与周围岩体之间的流体交换较弱，为携热介质的选择带来较大的自由空间。干热岩成为第一个被提出可以利用超临界CO2来开发的地热类型，即利用超临界CO2进行储层压裂和循环携带地热。采用超临界CO2作为压裂液，可以避免采用水基压裂液引起的地化问题，有利于避免地热开采初期的产水过程，降低对地热开采工艺的要求。
现场经验表明，采用水开采干热岩地热时，存在水向围岩中的渗漏，渗漏速度约为注入速度的0～64％(水损失率)，一般按照7％～12％进行估算。采用超临界CO2作为携热介质时也会存在类似问题，但渗漏速度可能有所降低。CO2向围岩中的缓慢渗漏将引起地层水的蒸发进而导致溶解的矿物沉淀。围岩的孔隙度和渗透率降低，将导致CO2的渗漏速度降低，预计为注入速度的5％。为保证地面输出功率，需要向地热储层中不断补充注入额外的CO2。例如，装机容量为1000MW的干热岩地热发电系统，需要3000MW的煤电系统补偿每天的CO2渗漏量。但从埋存角度考虑，CO2向围岩中的渗漏存在着极大的安全隐患。为避免CO2向围岩中的渗漏，应当改进压裂工艺，采用物理化学等方法封堵围岩中的渗漏通道，使CO2能够安全有效的在压裂区域进行渗流和热交换。
发明内容
本发明针对注CO2开采干热岩地热过程中存在的渗漏问题，利用三种无机盐生成机理，改进压裂工艺，提供一种预防CO2渗漏的工艺方法。
工艺步骤如下：
步骤1：先钻取1口注入井至干热岩目标储层，大排量注入水基压裂液进行水力压裂，建造人工地热储层，人工热储半径在500-1000m，厚度在500-1000m；在注入井的两侧各钻取1口生产井，生产井穿过人工热储的两翼，形成注采回路。
步骤2：向注入井和生产井中，同时等速依次注入前置段塞(共0.3PV)、间隔段塞(共0.15PV)和后置段塞(即诱导段塞，共0.3PV)，并持续利用超临界CO2将各段塞驱替至人工热储深处，随着各段塞向人工热储深处运移，间隔段塞逐渐溶解于前缘的前置段塞和后缘的后置段塞中，最终前置段塞和后置段塞在人工热储边缘及围岩中相接触，导致两段塞中的物质发生一定的物理化学反应，，最终产生大量的无机沉淀，沉淀出来的盐类堵塞人工热储边缘及围岩中的原生孔隙、微裂缝等渗漏通道。
步骤3：注入井注入CO2，生产井生产CO2，进行干热岩地热开发；随着超临界CO2在人工热储中渗流，及向热储围岩中的缓慢渗漏，围岩孔隙中的残余地层水不断蒸发，溶解在地层水中的盐类及其他矿物成分会进一步沉淀出来，加强对人工热储边缘及围岩渗漏通道的堵塞，降低超临界CO2在循环采热过程中向围岩中的渗漏损失，有助于超临界CO2的循环采热以及地质埋存安全。
在步骤2中，采用不同的前置段塞、间隔段塞和后置段塞，会发生不同的物理化学过程，产生不同的无机沉淀。本文提出三种不同的无机盐沉淀机理来预防CO2渗漏：①高浓度无机盐水溶液前置段塞与沉淀诱导剂后置段塞混合，导致无机盐溶解度降低而发生沉淀；②高浓度无机盐水溶液前置段塞与弱酸/弱碱性气体后置段塞混合，发生化学反应生成不溶物进而沉淀；③高浓度无机盐溶液前置段塞与高浓度无机盐溶液(包括酸与碱溶液)后置段塞混合，发成化学反应生成两种至多种不溶物进而沉淀。
机理①：高浓度无机盐水溶液与沉淀诱导剂混合后可以引起沉淀现象，并对地层渗流造成堵塞。其中高浓度无机盐水溶液可以是NaCl、KCl、CaCl2等，沉淀诱导剂可以是乙醇、乙二醇等醇类。无机盐采用NaCl最为经济实用，本文以NaCl溶液和无水乙醇为例，进行了混合静态沉淀实验和动态沉淀实验。
盐醇混合静态沉淀实验：混合不同浓度(质量含量)NaCl溶液和无水乙醇，改变NaCl溶液的比例，模拟无水乙醇注入NaCl溶液的情况，测量NaCl在混合后析出的含量，分析沉淀的封堵能力。实验步骤为：(1)配置不同浓度(5％、10％、20％、24％和26.4％)的NaCl溶溶；(2)取一定体积该浓度下NaCl溶液，加入到100mL的容量瓶中；(3)向容量瓶中加入无水乙醇，直至100mL刻度；(4)静置一定时间(以一小时为准)，过滤混合溶液，测量沉淀质量。实验结果见表1。可见，NaCl溶溶浓度越高，沉淀效果越强，故建议现场采用25％NaCl溶液。同时，在NaCl溶溶饱和浓度(质量分数26.4％)时，存在沉淀最优比例，NaCl溶溶与乙醇比例大体为1：1。已知NaCl在水中溶解度基本不随压力和温度的变化而变化，而NaCl不溶于乙醇，室内实验模拟结果适用于干热岩储层环境。
表1 不同浓度NaCl溶溶在不同体积分数下NaCl析出量
盐醇混合动态沉淀实验：向岩心中依次注入饱和NaCl溶液和乙醇段塞，测量注入前后岩心渗透率变化。实验步骤为：(1)通过饱和蒸馏水法，测量不同岩样孔隙度；(2)将岩心岩样放入岩心夹持器中；(3)水测岩心渗透率；(4)注入饱和NaCl溶液段塞；(5)注入乙醇段塞，NaCl溶液和乙醇总体积0.5PV；(6)注入后静置一小时，水测岩心渗透率。实验结果见表2，可以看出交替注入饱和NaCl溶液和乙醇后，岩心渗透率大幅度降低，驱替后渗透率约为驱前渗透率10％-30％。按照业内封堵率计算公式η＝(K前-K后)/K前可计算出，封堵率在本实验中约达到70％-90％。可以看出NaCl溶液/乙醇驱替岩心实验封堵效果十分明显。该工艺运用到干热岩围岩裂隙封堵前景良好。
表2 NaCl溶液/乙醇驱替实验数据
机理②：可以混合的种类繁多，结合现场应用实际，对于高浓度的无机盐溶液与弱酸/弱碱性气体混合，优先考虑后置段塞为CO2的组合方式，现将一些可以产生沉淀的组合形式列于表3中；表3中只列举了该机理包括的几种存在形式，由于不同的气体具有不同的性质，现场主要以无毒的CO2为主。
表3 无机盐与酸/碱气体混合注入组成
| 前置段塞 | NaAlO2 | KAlO2 | Ba(OH)2 | MgCl2 | AlCl3 | FeCl3 |
| 间隔段塞 | 蒸馏水 | 蒸馏水 | 蒸馏水 | 蒸馏水 | 蒸馏水 | 蒸馏水 |
| 后置段塞 | CO2 | CO2 | SO2 | NH3 | NH3 | NH3 |
以NaAlO2、蒸馏水和CO2为例，其在地层中封堵的主要机理为：将高浓度的NaAlO2溶液作为前置段塞注入到地层中，然后注入一定量的蒸馏水作为间隔溶液，防止后续注入的CO2在近井与NaAlO2溶液发生反应(公式1、2)，随后注入超临界CO2作为后置段塞，并持续注入CO2将前面各段塞驱替至人工热储深处，驱替同时CO2不断溶解于间隔段塞蒸馏水中，最终高浓度的NaAlO2溶液与溶解CO2蒸馏水发生反应1、2，生成Al(OH)3沉淀，堵塞围岩中的渗漏隙，起到预防CO2泄露目的。
2NaAlO2+CO2+3H2O＝2Al(OH)3↓+Na2CO3 (1)
NaAlO2+CO2+2H2O＝Al(OH)3↓+NaHCO3 (2)
机理③：高浓度无机盐溶液与高浓度无机盐溶液(包括酸与碱溶液)混合，将可以反应生成沉淀的组合形式列于表4中。
表4 无机盐溶液混合注入组合形式
| 前置段塞 | 无机盐 | 无机盐 | 无机盐 |
| 间隔段塞 | 空气 | 空气 | 空气 |
| 后置段塞 | 无机盐 | 弱酸 | 碱 |
其中，无机盐与无机盐混合可产生沉淀的无机盐有：AlCl3与NaAlO2；BaCl2与Na2CO3；BaCl2与Na2SO4等。当间隔段塞空气逐渐溶于前后段塞时，无机盐与无机盐发生沉淀反应，以AlCl3与NaAlO2为例，反应如3：
AlCl3+3NaAlO2+6H2O＝3NaCl+4Al(OH)3↓ (3)
其中，无机盐与弱酸混合产生可沉淀的有：NaAlO2与H2CO3；KAlO2与H2CO3；NH4AlO2与H2CO3；NaAlO2与H3PO 4；KAlO2与H3PO 4；NH4AlO2与H3PO 4等。以KAlO2与H2CO3为例，反应如4：
2KAlO2+CO2+3H2O＝2Al(OH)3↓+K2CO3(4)
其中，无机盐与碱混合产生可沉淀的有：Na2SO4与Ba(OH)2；Al2(SO4)3和Ba(OH) 2；NaNO3与Ba(OH)2；Al(NO3)3和Ba(OH)2等。以Na2SO4与Ba(OH)2为例，反应如5：
Na2SO4+Ba(OH)2＝Ba SO4↓+2Na OH (5)
为证明步骤3中，超临界CO2向人工热储围岩缓慢渗漏过程中，会不断蒸发携带围岩中残余地层水，导致残余水中NaCl和其他矿物成分沉淀，进一步加强对人工热储边缘及围岩渗漏通道的堵塞，进行了地层水蒸发(静态)沉淀实验。实验步骤为：(1)配置不同浓度(5％、15％和26.4％)的NaCl溶液；(2)测量岩心孔隙度和渗透率；(3)将岩心分别饱和不同浓度的NaCl溶液后，加热烘干；(4)测量烘干后岩心的孔隙度和渗透率。实验结果见表5，可以看出不同浓度NaCl溶液蒸发后，NaCl析出，结晶于岩石孔隙中，导致孔隙度和渗透率减少。岩石初始孔隙度渗透率对其改变率不大，NaCl溶液浓度对孔隙度渗透率的减少影响较大。可以看出NaCl溶液浓度越大，孔隙度渗透减小率越大。实验说明地层中NaCl溶液的蒸发，会导致NaCl析出，堵塞地层岩石孔隙，起到封堵的作用
表5 饱和不同浓度NaCl溶液岩心孔隙度渗透率变化
附图说明
附图1为本发明具体实施方式的工作原理图
其中，1、压裂裂缝，2、人工热储，3、干热岩储层，4、生产井，5、生产井井口装置，6、前置段塞储罐，7、间隔段塞储罐，8、后置段塞储罐，9、前置段塞注入泵，10、间隔段塞注入泵，11、后置段塞注入泵，12、前置段塞储罐，13、间隔段塞储罐，14、后置段塞储罐，15、前置段塞注入泵，16、间隔段塞注入泵，17、后置段塞注入泵，18、压裂液注入泵，19、支撑剂注入泵，20、支撑剂储罐，21、压裂液储罐，22、后置段塞段塞注入泵，23、间隔段塞注入泵，24、前置段塞注入泵，25、后置段塞储罐，26、间隔段塞储罐，27、前置段塞储罐，28、压裂(注入)井井口装置，29、生产井井口装置，30、地面，31、压裂(注入)井，32、生产井，33、盖层。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步说明。
注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏工艺，具体步骤如下：
(1)经前期地质勘查，选取合适干热岩储层位置，钻取注入井31；
(2)采用注入泵18和19，将储罐21和20中的水基压裂液和支撑剂，通过注入井31的井口装置28，大排量注入到干热岩储层3中，进行水力压裂，建造人工地热储层，一口井大约需要注入10000m3水，人工热储半径在500～1000m，厚度在500～1000m(本图为一注两采式，当采用其他井网时，应视具体情况设计井间间距)；
(3)在注入井31的两侧各钻取1口生产井，生产井4和32穿过人工热储的两翼，形成注采回路；
(4)打开注入泵9、15和24，将储罐6、12、27中的高浓度无机盐水溶液，通过井4、31和32，同时等速注入到人工热储中，作为前置段塞，共0.3PV，然后关闭注入泵9、15、24；
(5)打开注入泵10、16和23，将储罐7、13、26中的气体或水，通过井4、31和32，同时等速注入到人工热储中，作为间隔段塞，共0.15PV，然后关闭注入泵10、16和23。注入到人工热储中的气体或水，对前期注入的高浓度无机盐溶液和后续注入的溶液或气体起到有一定的隔绝作用，防止后置段塞注入在近井地带造成前置段塞的沉淀，堵塞近井地层。
(6)打开注入泵11、17和22，将储罐8、14、25中的后置段塞(盐、酸或CO2)，通过井4、31和32，同时等速注入到人工热储中，作为诱导段塞，共0.3PV，然后关闭注入泵11、17和22；
(7)再打开CO2注入泵，同时向人工热储中持续注入高压CO2，CO2在地热储层中处于超临界状态，并将各段塞顶替至人工热储深处；
(8)同时采用微地震手段，监测超临界CO2向人工热储深处运移的前缘，当监测到的超临界CO2运移前缘超出之前的人工热储边界，并可观察到CO2注入压力明显升高，停止CO2的注入，关闭注入泵10、16和23和井4、31和32。随着各段塞向人工热储深处运移，间隔段塞不断溶解于前缘的无机盐溶液和后置段塞中，最终高浓度无机盐溶液前置段塞和后置段塞在人工热储边缘及围岩中相接触，导致高浓度盐溶液发生沉淀现象，沉淀出来的盐类堵塞人工热储边缘及围岩中的原生孔隙、微裂缝等渗漏通道。
(9)向注入井31中持续注入常温高压CO2，注入速率为25～35kg/s，采用生产井4和32生产高温高压CO2，利用超临界CO2将干热岩地热携带出来，用于发电、供暖等用途；
(10)随着超临界CO2在人工热储2中渗流，及向热储围岩3中的缓慢渗漏，围岩孔隙中的残余地层水不断蒸发，溶解在地层水中的盐类及其他矿物成分会进一步沉淀出来，加强对人工热储边缘及围岩3渗漏通道的堵塞，降低超临界CO2在循环采热过程中向围岩中的渗漏损失，有助于超临界CO2的循环采热以及地质埋存安全。
Claims (7)
1.一种注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏工艺，其特征在于：其具体工艺步骤为：
(1)经前期地质勘查，选取合适干热岩储层位置，钻取注入井；
(2)采用注入泵，将水基压裂液和支撑剂，通过注入井的井口装置，大排量注入到干热岩储层中，进行水力压裂，建造人工地热储层，人工热储半径在500～1000m，厚度在500～1000m；
(3)在注入井的两侧各钻取1口生产井，穿过人工热储的两翼，形成注采回路；
(4)将高浓度无机盐溶液，同时等速注入到人工热储中，作为前置段塞，共0.3PV；
(5)将气体或水，同时等速注入到人工热储中，作为间隔段塞，共0.15PV，注入到人工热储中的气体或水，对前期注入的高浓度无机盐溶液和后续注入的溶液或气体起到有一定的隔绝作用，防止后置段塞注入在近井地带造成前置段塞的沉淀，堵塞近井地层；
(6)将由盐、酸或CO2组成的后置段塞，同时等速注入到人工热储中，作为诱导段塞，共0.3PV；
(7)再同时向人工热储中持续注入高压CO2，CO2在地热储层中处于超临界状态，并将各段塞顶替至人工热储深处；
(8)同时采用微地震手段，监测超临界CO2向人工热储深处运移的前缘，当监测到的超临界CO2运移前缘超出之前的人工热储边界，并可观察到CO2注入压力明显升高，停止CO2的注入，随着各段塞向人工热储深处运移，间隔段塞不断溶解于前缘的无机盐溶液和后置段塞中，最终高浓度无机盐溶液前置段塞和后置段塞在人工热储边缘及围岩中相接触，导致高浓度盐溶液发生沉淀现象，沉淀出来的盐类堵塞人工热储边缘及围岩中的原生孔隙、微裂缝等渗漏通道；
(9)向注入井持续注入常温高压CO2，采用生产井生产高温高压CO2，利用超临界CO2将干热岩地热携带出来，用于发电、供暖用途；
(10)随着超临界CO2在人工热储中渗流，及向热储围岩中的缓慢渗漏，围岩孔隙中的残余地层水不断蒸发，溶解在地层水中的盐类及其他矿物成分会进一步沉淀出来，加强对人工热储边缘及围岩渗漏通道的堵塞，降低超临界CO2在循环采热过程中向围岩中的渗漏损失，有助于超临界CO2的循环采热以及地质埋存安全。
2.如权利要求1中所述的注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏工艺，其特征在于：步骤(2)中压裂液压裂干热岩所需用量为压裂一口井大约需要10000m3水。
3.如权利要求1中所述的注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏工艺，其特征在于：步骤(3)中采用一注两采式井网时，井间间距为500～1000m，当采用一注一采或一注四采式生产井网时，应视具体情况设计井间间距。
4.如权利要求1中所述的注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏工艺，其特征在于：步骤(4)、步骤(5)和步骤(6)中所采用前置/中间/后置段塞应依据高浓度无机盐水溶液与沉淀诱导剂醇类混合后产生沉淀、高浓度无机盐溶液与弱酸/弱碱性气体混合后产生沉淀、高浓度无机盐溶液与高浓度无机盐溶液混合后产生沉淀这三种无机盐沉淀机理之一来选择。
5.如权利要求4中所述的注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏工艺，当采用高浓度无机盐水溶液与沉淀诱导剂混合产生无机盐沉淀时，无机盐采用NaCl最为经济实用，选择乙醇作为沉淀诱导剂，NaCl溶液浓度采用质量比例25％，NaCl溶液前置段塞与乙醇后置段塞体积比为1：1。
6.如权利要求1中所述的注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏工艺，其特征在于：步骤(6)中当选择CO2作为后置段塞时，由于和后续操作中继续注入的CO2相同，故当注入CO2作为后置段塞时，步骤(6)和步骤(7)在现场可直接作为同一步骤实施。
7.如权利要求1中所述的注超临界CO2开采干热岩地热的预防渗漏工艺，其特征在于：步骤(9)中采用超临界CO2采热时，其注入速率为25～35kg/s。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410804911.XA CN104675360B (zh) | 2014-12-22 | 2014-12-22 | 注超临界co2开采干热岩地热的预防渗漏工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410804911.XA CN104675360B (zh) | 2014-12-22 | 2014-12-22 | 注超临界co2开采干热岩地热的预防渗漏工艺 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104675360A CN104675360A (zh) | 2015-06-03 |
| CN104675360B true CN104675360B (zh) | 2017-03-29 |
Family
ID=53310888
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410804911.XA Expired - Fee Related CN104675360B (zh) | 2014-12-22 | 2014-12-22 | 注超临界co2开采干热岩地热的预防渗漏工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104675360B (zh) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105332681B (zh) * | 2015-10-28 | 2018-04-20 | 吉林大学 | 干热岩热储层的热刺激与化学刺激联合工艺 |
| CN105696996B (zh) * | 2016-01-29 | 2018-12-11 | 太原理工大学 | 一种干热岩地热人工热储的建造方法 |
| CN105805969B (zh) * | 2016-04-14 | 2017-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 |
| CN107664029B (zh) * | 2016-07-28 | 2019-12-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 砂岩热储地热资源可循环利用最优井网布局方法 |
| CN106437497B (zh) * | 2016-09-23 | 2018-05-29 | 太原理工大学 | 水压爆破致裂建造干热岩人工热储的方法 |
| CN106354983B (zh) * | 2016-10-20 | 2019-09-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定co2埋存泄漏风险监测点的方法 |
| CN107051336A (zh) * | 2017-06-13 | 2017-08-18 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 利用地热能进行化工生产的系统及其方法 |
| CN108868723B (zh) * | 2018-05-28 | 2020-04-28 | 中国石油大学(华东) | 双井闭式循环井下热电发电系统及方法 |
| CN109538177A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-03-29 | 中国石油大学(北京) | 一种超临界co2压裂的新工艺 |
| CN112796729B (zh) * | 2020-12-24 | 2023-03-21 | 克拉玛依科美利化工有限责任公司 | 准干法液态超临界co2酸压方法 |
| CN114163982B (zh) * | 2021-11-22 | 2022-12-02 | 中国矿业大学 | 一种用于修复深部地层co2泄露的化学注浆液及其制备方法 |
| CN114575798A (zh) * | 2022-02-28 | 2022-06-03 | 哈尔滨工业大学 | 一种利用超临界co2开采中低温枯竭气藏地热能的热力系统 |
| US12006794B1 (en) | 2023-03-08 | 2024-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Thermochemical fluid injection to prevent cool front invasion in CO2 geothermal reservoirs |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4060988A (en) * | 1975-04-21 | 1977-12-06 | Texaco Inc. | Process for heating a fluid in a geothermal formation |
| US4142108A (en) * | 1976-04-06 | 1979-02-27 | Sperry Rand Corporation | Geothermal energy conversion system |
| US6668554B1 (en) * | 1999-09-10 | 2003-12-30 | The Regents Of The University Of California | Geothermal energy production with supercritical fluids |
| FR2881482B1 (fr) * | 2005-02-02 | 2007-04-06 | Inst Francais Du Petrole | Procede de production d'energie mecanique a partir d'energie geothermique |
| CN101190743A (zh) * | 2007-11-30 | 2008-06-04 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 基于混合流体自分离的二氧化碳地质封存方法 |
| JP2010019502A (ja) * | 2008-07-11 | 2010-01-28 | Toru Hayashi | 地中熱利用の冷暖房システム。 |
| CN102348614A (zh) * | 2009-03-11 | 2012-02-08 | 莫里斯·B·杜西奥尔特 | 用于在地质构造中埋存流体的方法 |
| CN102425870A (zh) * | 2011-12-26 | 2012-04-25 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 提高地热回灌率和co2地质封存一体化方法 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1794509A1 (en) * | 2004-09-08 | 2007-06-13 | Sovani Meksvanh | Solar augmented geothermal energy |
| DE102006018215A1 (de) * | 2006-04-25 | 2007-11-22 | Werner Foppe | Verfahren und Vorrichtung zur Nutzung von SC-GeoSteam in Kombination mit SC-Wärme- und Druckwasser-Kraftwerke |
| AU2010223059B2 (en) * | 2009-03-13 | 2014-08-14 | Regents Of The University Of Minnesota | Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto |
-
2014
- 2014-12-22 CN CN201410804911.XA patent/CN104675360B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4060988A (en) * | 1975-04-21 | 1977-12-06 | Texaco Inc. | Process for heating a fluid in a geothermal formation |
| US4142108A (en) * | 1976-04-06 | 1979-02-27 | Sperry Rand Corporation | Geothermal energy conversion system |
| US6668554B1 (en) * | 1999-09-10 | 2003-12-30 | The Regents Of The University Of California | Geothermal energy production with supercritical fluids |
| FR2881482B1 (fr) * | 2005-02-02 | 2007-04-06 | Inst Francais Du Petrole | Procede de production d'energie mecanique a partir d'energie geothermique |
| CN101190743A (zh) * | 2007-11-30 | 2008-06-04 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 基于混合流体自分离的二氧化碳地质封存方法 |
| JP2010019502A (ja) * | 2008-07-11 | 2010-01-28 | Toru Hayashi | 地中熱利用の冷暖房システム。 |
| CN102348614A (zh) * | 2009-03-11 | 2012-02-08 | 莫里斯·B·杜西奥尔特 | 用于在地质构造中埋存流体的方法 |
| CN102425870A (zh) * | 2011-12-26 | 2012-04-25 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 提高地热回灌率和co2地质封存一体化方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104675360A (zh) | 2015-06-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104675360B (zh) | 注超临界co2开采干热岩地热的预防渗漏工艺 | |
| Xu et al. | A review of development methods and EOR technologies for carbonate reservoirs | |
| Jing et al. | Mechanism simulation of oil displacement by imbibition in fractured reservoirs | |
| AU2013217930B2 (en) | Enhanced oil recovery process using low salinity water | |
| Shakiba et al. | Investigation of oil recovery and CO2 storage during secondary and tertiary injection of carbonated water in an Iranian carbonate oil reservoir | |
| CN104594859B (zh) | 一种纳米流体开采致密油油藏的方法 | |
| Khalilinezhad et al. | Characterizing the role of clay and silica nanoparticles in enhanced heavy oil recovery during polymer flooding | |
| CN105505360A (zh) | 一种氟硼酸解堵剂及酸化解堵方法 | |
| Torrealba et al. | Conformance improvement in oil reservoirs by use of microemulsions | |
| Fei et al. | Numerical simulation of chemical potential dominated fracturing fluid flowback in hydraulically fractured shale gas reservoirs | |
| CN103821486B (zh) | 一种新型化学吞吐增产方法 | |
| Chang et al. | The use of oil-soluble polymers to enhance oil recovery in hard to recover hydrocarbons reserves | |
| Wang et al. | Experimental study on gas-assisted cyclic steam stimulation under heavy-oil sandstone reservoir conditions: Effect of N2/CO2 ratio and foaming agent | |
| Stas’Eva Liubov | Laboratory testing of acidic EOR oil-displacing compositions based on surfactants, inorganic acid adduct and polyols | |
| CN103289665A (zh) | 驱油组合物、含其的多元热流体驱油组合物及驱替方法 | |
| RU2203405C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| Fangxiang | Discussions on tridimensional reservoir development models | |
| RU2012114259A (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| CN104179488B (zh) | 一种提高开发低渗透碳酸盐岩稠油油藏效果的方法 | |
| CN102827595B (zh) | 随汽注入高温调剖剂 | |
| CN103113873B (zh) | 一种地层残留聚合物再利用调驱剂及其应用 | |
| Alfarge et al. | Water injection in unconventional reservoirs | |
| CN104087279A (zh) | 用于酸性稠油储层的自生热化学提温药剂及使用方法 | |
| SHOLIDODOV et al. | JOURNAL OF SIBERIAN FEDERAL UNIVERSITY. CHEMISTRY |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20170329 Termination date: 20191222 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |