CN117022982A - 基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法和系统 - Google Patents
基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法和系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117022982A CN117022982A CN202311008274.0A CN202311008274A CN117022982A CN 117022982 A CN117022982 A CN 117022982A CN 202311008274 A CN202311008274 A CN 202311008274A CN 117022982 A CN117022982 A CN 117022982A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- carbon dioxide
- gas
- injection
- oil
- 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.)
- Pending
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 192
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 95
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 82
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 73
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 73
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 50
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 70
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 14
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 12
- 230000006837 decompression Effects 0.000 claims description 11
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 claims description 11
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 10
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 7
- JYYOBHFYCIDXHH-UHFFFAOYSA-N carbonic acid;hydrate Chemical compound O.OC(O)=O JYYOBHFYCIDXHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 4
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 3
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 claims description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- VCNTUJWBXWAWEJ-UHFFFAOYSA-J aluminum;sodium;dicarbonate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O VCNTUJWBXWAWEJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229910001647 dawsonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
- B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
- B65G5/005—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth in porous layers
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
本发明公开了基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法和系统，所述方法通过采集枯竭油气田相关数据来选取目标注入井，在注入井周围钻取监测井，在第一注入压力下，向注入井持续注入二氧化碳饱和溶液形成空腔，当在第二注入压力下向注井注入二氧化碳气体将井底空腔中的溶液挤出后在10～15MPa注入压力下实现液化二氧化碳的封存并持续测量监测；本发明为二氧化碳封存技术提供了新思路，同时能够产生一定的经济价值，提高封存的安全性。
Description
技术领域
本发明涉及二氧化碳地质封存技术领域，特别是涉及基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法和系统。
背景技术
随着国际社会对气候变化的科学认识不断深入，人为活动引起气候变化，尤其是人为排放CO2等温室气体引起气候变化的结论得到较为普遍的认可；提高效能、发展替代能源和CO2捕集利用与储存成为减少温室效应的有效手段，其中将CO2埋入地下封存成为目前研究的热点方向。
我国西南地区的油气资源相对丰富，有许多油气田储层为碳酸盐岩，如栖霞组白云岩储层、安岳气田等。在这类油气田的开发后期，往往用水注入“水平井+体积压裂”的方式，采集储层裂缝中的油气，提高油气产量，然而当油气枯竭后，油气田很难找到二次利用价值；由于碳酸盐岩中的碳酸根离子可溶于水，当CO2注入储层后，CO2会溶于与储层内的赋存水中，形成碳酸，在一定条件下碳酸可与储层内碳酸根离子发生反应，转化为碳酸氢盐，实现CO2的长期稳定封存，因此，碳酸盐岩枯竭储层在进行CO2地下封存时更具有优势。
然而，利用碳酸盐岩枯竭储层实现CO2封存的技术少有报道，目前亟需一种可靠的利用碳酸盐岩枯竭储层封存CO2方法。
发明内容
为解决现有技术存在的问题，填补目前的技术空缺，本发明提供如下技术方案：
提供基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法，所述方法包括如下步骤：
S1，采集枯竭油气田区域碳酸盐岩储层分布数据，获取区域内各油气井的井深数据和底水数据，选取目标注入井。
进一步地，所述目标注入井的井深不小于700米。
S2，在所述目标注入井周围钻取至少一口监测井，所述监测井的底部的和目标注入井的底部通过底水通道连接。
进一步地，所述监测井与所述注入井的距离范围为200～1000米
S3，在第一注入压力下，向目标注入井持续注入二氧化碳饱和溶液，井底的碳酸盐岩逐步溶解后形成空腔，同时挤压油气井下底水以及裂隙中的原有液体通过监测井排出，输出含碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物；所述第一注入压力为5～8MPa。
进一步地，所述碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物在输出监测井后，经过减压处理，使碳酸氢盐从溶液中析出并进一步分解为碳酸盐和氧化碳，然后对其进行气、液、固分离，得到可利用的油气，并将分离出的二氧化碳继续用于步骤S4或步骤S5中。
S4，在第二注入压力下，向目标注井注入二氧化碳气体，保持第一压力不变，将井底空腔中的溶液挤出后，关闭监测井输出口；所述第二注入压力为4～7MPa。
S5，在10～15MPa注入压力下，向目标注井注入待封存的液化二氧化碳并持续测量监测井输出井输出口的压力值，当所述压力值超过15MPa停止注入。
S6，待井口压力低于10MPa时，重复步骤S5。
进一步地，在所述注入井和监测井连线方向，距离监测井100～200米范围内钻取抽水井，所述抽水井的井深为200～400米，当所述监测井输出口的压力值超过15MPa时，采用抽水井抽水的方法降低所述监测井输出口的压力值至10MPa以内。
本发明还提供基于碳酸盐岩枯竭油气井实现二氧化碳封存的系统，所述系统包括：二氧化碳吸收塔、气体阀门，第一增压泵、液体阀门，第二增压泵、液化室、注入室、检测室、减压沉淀室、以及分离器。
进一步地，所述二氧化碳吸收塔设有二氧化碳进气口和出气口，进水口和饱和溶液出口，通过二氧化碳进气口接收来自工厂的二氧化碳废气以及分离器分离出的二氧化碳气体，所述出气口分别与所述第一增压泵和所述液化室连接，所述饱和溶液出口与所述第二增压泵连接，所述第一增压泵和所述第二增压泵的前段分别设置有气体阀门和液体阀门。
进一步地，所述注入室设置在注入井的井口上方位置，所述注入室设置有用于将增加泵和所述液化室输送来的二氧化碳增压至预定压力后送入注入井。
进一步地，所述检测室设置在监测井的井口上方位置，所述检测室设置有井压监测装置，用于实时监测井口压力，所述检测室还用于排出井下碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物。
进一步地，所述减压沉淀室与所述检测室连接，所述减压沉淀室将碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物进行减压处理，将碳酸氢盐从碳酸氢盐的水溶液中析出后，将剩余的油气及水的混合物传送至分离器。
进一步地，所述分离器用于进一步将油气及水的混合物进行分离，所述分离器设有二氧化碳排出口和水排出口，所述二氧化碳排出口和水排出口分别与所述二氧化碳吸收塔的二氧化碳进气口和进水口连接，实现二氧化碳的循环利用；所述分离器还用于将可燃油气分离出来。
进一步地，所述系统还包括抽水井，其设置在注入井和监测井的连线方向，距离监测井100～200米范围内，用于控制井下压力值。
本发明具有如下的优点和有益效果：
本发明利用枯竭碳酸盐岩油气井和监测井，通过持续注入二氧化碳饱和溶液形成二氧化碳封存空腔，同时可以收集残余的油气混合物，能够产生一定的经济价值，在封存过程中，实时监测地下压力值，设置抽水井调节地下压力，使得二氧化碳的封存更加安全。
附图说明
图1为本发明的基于碳酸盐岩枯竭油气井实现二氧化碳封存的方法的流程图。
图2为本发明的注入井和监测井相对位置示意图。
图3为本发明的基于碳酸盐岩枯竭油气井实现二氧化碳封存的系统组成示意图。
图中，附图标记：
1-注入室，2-检测室，3-二氧化碳吸收塔，4-减压沉淀室，5-分离器，6-气体阀门，7-第一增压泵，8-液体阀门，9-第二增压泵，10-液化室。
具体实施方式
下面结合附图进一步详细描述本发明的技术方案。
实施例1
如图1所示，为本发明的基于碳酸盐岩枯竭油气井实现二氧化碳封存的方法的流程图，该方法包括如下步骤：
S1，采集枯竭油气田区域碳酸盐岩储层分布数据，获取区域内各油气井的井深数据和底水数据，选取目标注入井。
需要说明的是，采集的枯竭油气田区域碳酸盐岩储层分布数据包括储层的厚度和密度信息；CO2在常温常压下以气体形式存在，但是，随着温度和压力条件改变，CO2还会呈现出另外三种形态：固态、液态、超临界态，二氧化碳在温度和压力达到临界点(31.06℃，7.38MPa)即变成超临界状态，该相态的二氧化碳具有独特的理化性质，其体积会剧烈减小，密度较大(200～1000kg/m3)跟液体接近，黏度和扩散系数跟气体相当，拥有超强的流动性能，因此，在进行封存前，需要调查储层的物理信息，致密储层可以使得封存更安全。
目标注入井的井深应理论上应不小于700米，小于700米的储层由于地下压力不够，不足以使二氧化碳变成超临界状态，不利于二氧化碳的安全存储，随着注入深度的增加，CO2的密度变化不大。
S2，在目标注入井周围钻取至少一口监测井，监测井的底部的和目标注入井的底部通过底水通道连接。
需要说明的是，监测井与注入井的距离范围为200～1000米，如图2所示，为本发明的注入井和监测井相对位置示意图，一般而言，注入井在油气开采后期，往往采用竖井加水平井的方式，向储层中注入水以达到压裂增产的效果，在此期间会逐渐形成底水通道，所以我们再设置监测井的时候，应该将监测井，设置在和目标注入井的底部通过底水通道连接储层区域内，最好是设置在和水平井方向相同的储层区域。
S3，在第一注入压力下，向目标注入井持续注入二氧化碳饱和溶液，井底的碳酸盐岩逐步溶解后形成空腔，同时挤压油气井下底水以及裂隙中的原有液体通过监测井排出，输出含碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物；第一注入压力为5～8MPa。
碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物在输出监测井后，经过减压处理，使碳酸氢盐从溶液中析出并进一步分解为碳酸盐和氧化碳，然后对其进行气、液、固分离，得到可利用的油气，并将分离出的二氧化碳继续用于步骤S4或步骤S5中。
需要说明的是，步骤S3持续的时间和需要设计的需求空间有关，一个测算的方法是，可以通过测量沉积室中排出的碳酸氢盐的体积来估算地下储层空腔扩大的容积，当空腔容积达到要求后即可停止步骤S3。
S4，当在第二注入压力下，向目标注井注入二氧化碳气体，保持第一压力不变，将井底空腔中的溶液挤出后，关闭监测井输出口；第二注入压力为4～7MPa。
S5，在10～15MPa注入压力下，向目标注井注入待封存的液化二氧化碳并持续测量监测井输出井输出口的压力值，当压力值超过15MPa停止注入。
需要说明的是，注入的二氧化碳会跟储层中的水以及其他化学组分发生化学反应，生成新的碳酸盐矿物沉淀固定在地层中。当二氧化碳被注入含水层，部分二氧化碳溶于水形成碳酸，经过水解后出现大量的H+，导致一些碳酸盐矿物、绿泥石和长石类矿物发生溶解，产生Na、Ca、Mg、Al、Fe等离子。
当地层水中的这些离子浓度较高时，继续注入的二氧化碳就会与他们反应形成新的矿物沉淀，例如片钠铝石、铁白云石等，将注入的二氧化碳最终以矿物形式被固定在深部含水层中，整个反应的过程是一个持续状态，随着反应的进行储层中的压力会逐渐减小。
S6，待井口压力低于10MPa时，重复步骤S5。
需要说明的是，为了控制整个储层的压力值，可以在注入井和监测井连线方向，距离监测井100～200米范围内钻取抽水井，抽水井的井深为200～400米，当监测井输出口的压力值超过15MPa时，采用抽水井抽水的方法降低监测井输出口的压力值至10MPa以内。
因为岩石孔隙的压缩空间是有限的，从地层中原位抽取流体是一种有效缓解压力聚集的方法，设置抽水井不但可以有效调控地层压力，还可以增加超临界状态二氧化碳的迁移距离和地层水中的CO2溶解度，同时平稳的注入压力能够节约成本。
实施例2
如图3所示，为本发明的基于碳酸盐岩枯竭油气井实现二氧化碳封存的系统的组成示意图，该系统包括：二氧化碳吸收塔3、气体阀门6，第一增压泵7、液体阀门8，第二增压泵9、液化室10、注入室1、检测室2、减压沉淀室4、以及分离器5，该系统能够用来执行实施例1中的方法。
二氧化碳吸收塔3设有二氧化碳进气口和出气口，进水口和饱和溶液出口，通过二氧化碳进气口接收来自工厂的二氧化碳废气以及分离器分离出的二氧化碳气体，出气口分别与第一增压泵7和液化室10连接，饱和溶液出口与第二增压泵9连接，第一增压泵7和第二增压泵9的前段分别设置有气体阀门6和液体阀门7。
注入室1设置在注入井的井口上方位置，注入室1设置有用于将增加泵和液化室输送来的二氧化碳增压至预定压力后送入注入井。
检测室2设置在监测井的井口上方位置，检测室2设置有井压监测装置，用于实时监测井口压力，检测室2还用于排出井下碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物。
减压沉淀室4与检测室2连接，减压沉淀室4将碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物进行减压处理，将碳酸氢盐从碳酸氢盐的水溶液中析出后，将剩余的油气及水的混合物传送至分离器5；
分离器5用于进一步将油气及水的混合物进行分离，分离器5设有二氧化碳排出口和水排出口，二氧化碳排出口和水排出口分别与二氧化碳吸收塔的二氧化碳进气口和进水口连接，实现二氧化碳的循环利用；分离器5还用于将可燃油气分离出来。
系统还还以设置有抽水井，其设置在注入井和监测井的连线方向，距离监测井100～200米范围内，用于控制井下压力值。
以上的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
S1，采集枯竭油气田区域碳酸盐岩储层分布数据，获取区域内各油气井的井深数据和底水数据，选取目标注入井；
S2，在所述目标注入井周围钻取至少一口监测井，所述监测井的底部的和目标注入井的底部通过底水通道连接。
S3，在第一注入压力下，向目标注入井持续注入二氧化碳饱和溶液，井底的碳酸盐岩逐步溶解后形成空腔，同时挤压油气井下底水以及裂隙中的原有液体通过监测井排出，输出含碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物；
S4，在第二注入压力下，向目标注井注入二氧化碳气体，保持第一压力不变，将井底空腔中的溶液挤出后，关闭监测井输出口；
S5，在10～15MPa注入压力下，向目标注井注入待封存的液化二氧化碳并持续测量监测井输出井输出口的压力值，当所述压力值超过15MPa停止注入；
S6，待井口压力低于10MPa时，重复步骤S5。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标注入井的井深不小于700米，所述监测井与所述注入井的距离范围为200～1000米。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一注入压力为5～8MPa，所述第二注入压力为4～7MPa。
4.根据权利要求1所述的方法，所述碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物在输出监测井后，经过减压处理，使碳酸氢盐从溶液中析出并进一步分解为碳酸盐和氧化碳，然后对其进行气、液、固分离，得到可利用的油气，并将分离出的二氧化碳继续用于步骤S4或步骤S5中。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在所述注入井和监测井连线方向，距离监测井100～200米范围内钻取抽水井，所述抽水井的井深为200～400米，当所述监测井输出口的压力值超过15MPa时，采用抽水井抽水的方法降低所述监测井输出口的压力值至10MPa以内。
6.基于碳酸盐岩枯竭油气井实现二氧化碳封存的系统，其特征在于，所述系统包括：二氧化碳吸收塔、气体阀门，第一增压泵、液体阀门，第二增压泵、液化室、注入室、检测室、减压沉淀室、以及分离器；
所述二氧化碳吸收塔设有二氧化碳进气口和出气口，进水口和饱和溶液出口，通过二氧化碳进气口接收来自工厂的二氧化碳废气以及分离器分离出的二氧化碳气体，所述出气口分别与所述第一增压泵和所述液化室连接，所述饱和溶液出口与所述第二增压泵连接，所述第一增压泵和所述第二增压泵的前段分别设置有气体阀门和液体阀门；
所述注入室设置在注入井的井口上方位置，所述注入室设置有用于将增加泵和所述液化室输送来的二氧化碳增压至预定压力后送入注入井；
所述检测室设置在监测井的井口上方位置，所述检测室设置有井压监测装置，用于实时监测井口压力，所述检测室还用于排出井下碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物；
所述减压沉淀室与所述检测室连接，所述减压沉淀室将碳酸氢盐的水溶液以及油气混合物进行减压处理，将碳酸氢盐从碳酸氢盐的水溶液中析出后，将剩余的油气及水的混合物传送至分离器；
所述分离器用于进一步将油气及水的混合物进行分离，所述分离器设有二氧化碳排出口和水排出口，所述二氧化碳排出口和水排出口分别与所述二氧化碳吸收塔的二氧化碳进气口和进水口连接，实现二氧化碳的循环利用；所述分离器还用于将可燃油气分离出来。
7.根据权利要求6所述的基于碳酸盐岩枯竭油气井实现二氧化碳封存的系统，其特征在于，所述系统还包括抽水井，其设置在注入井和监测井的连线方向，距离监测井100～200米范围内，用于控制井下压力值。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311008274.0A CN117022982A (zh) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | 基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法和系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311008274.0A CN117022982A (zh) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | 基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法和系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117022982A true CN117022982A (zh) | 2023-11-10 |
Family
ID=88644281
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202311008274.0A Pending CN117022982A (zh) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | 基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法和系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117022982A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117819119A (zh) * | 2024-03-06 | 2024-04-05 | 太原理工大学 | 一种烟道气地下岩层捕集封存分离连续一体化装置及方法 |
-
2023
- 2023-08-10 CN CN202311008274.0A patent/CN117022982A/zh active Pending
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117819119A (zh) * | 2024-03-06 | 2024-04-05 | 太原理工大学 | 一种烟道气地下岩层捕集封存分离连续一体化装置及方法 |
| CN117819119B (zh) * | 2024-03-06 | 2024-05-10 | 太原理工大学 | 一种烟道气地下岩层捕集封存分离连续一体化装置及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108868706B (zh) | 定向钻进超临界二氧化碳致裂置换开采天然气水合物方法 | |
| CN107905844B (zh) | 盐矿老腔全采动空间注气排卤方法 | |
| CN100587227C (zh) | 一种开采天然气水合物的方法及装置 | |
| CN1304728C (zh) | 从水合物中回收烃的方法 | |
| CN110821448B (zh) | 一种海相天然气水合物的开采方法及开采装置 | |
| CN106677745B (zh) | 一种天然气水合物降压开采和co2埋存结合的工艺方法 | |
| US10415388B2 (en) | Apparatus for making underground reservoir | |
| US20240167364A1 (en) | System and method for permanent storage of carbon dioxide in shale reservoirs | |
| CN106904616A (zh) | 一种二氧化碳地质封存结构和封存方法 | |
| CN116816439A (zh) | 一种利用煤矿废弃矿井采空区封存co2的方法 | |
| CN105545273A (zh) | 一种陆域天然气水合物co2压裂置换开采的装置及方法 | |
| CN117022982A (zh) | 基于碳酸盐岩枯竭储层封存二氧化碳的方法和系统 | |
| CN102720473A (zh) | 开采煤层气的方法 | |
| US20160298425A1 (en) | System and Method for Permanent Storage of Carbon Dioxide in Shale Reservoirs | |
| US20160102538A1 (en) | Three-phase method for injecting carbon dioxide into oil reservoirs | |
| CN111255419A (zh) | 一种天然气水合物复合开采方法 | |
| CN103982165A (zh) | 一种利用co2和h2的混合气体开采天然气水合物的方法 | |
| CN114575800A (zh) | 一种烟道气就地深地超临界封存方法 | |
| WO2017025820A1 (en) | System and method for permanent storage of carbon dioxide in shale reservoirs | |
| CN103603642A (zh) | 一种采用co2驱替地层深部高盐卤水的方法 | |
| US9303504B2 (en) | In-situ artificial pressurization of a well with carbon dioxide recycling to increase oil production | |
| CN108518240B (zh) | 兼具煤层自燃阻化与瓦斯抽采增透的试剂及施工方法 | |
| CN207243472U (zh) | 一种二氧化碳地质封存结构 | |
| CN115573690A (zh) | 一种基于二氧化碳存储的天然气水合物热采系统及方法 | |
| CN205477571U (zh) | 一种陆域天然气水合物co2压裂置换开采的装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |