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融合发展 打造CCUS2.0版
吉林油田CCUS探索攻关纪实
  新闻来源:石油商报 2022-04-07 09:26  

  3月7日,吉林油田编制完成的中国石油集团第一个20万吨CCUS-EOR开发方案顺利通过板块专家组审查。目前,正在进行方案优化及现场实施准备,同时组织编制《大情字井油田百万吨CCUS规划方案》。

  吉林油田用30年的时间探索攻关,创新形成了陆相油藏CCUS-EOR全产业链配套技术系列,建成了国内首个全产业链、全流程CCUS-EOR示范项目。该项目是全球21个正在运行的大型CCUS项目中唯一一个中国项目,也是亚洲最大的CCUS-EOR项目,覆盖地质储量1183万吨,年产油能力10万吨,年二氧化碳埋存能力35万吨,已累计埋存二氧化碳225万吨。

  进入新发展阶段,吉林油田将依托大情字井油田驱油核心区,优化源汇匹配,升级管控手段,持续完善CCUS1.0版本。同时,融合新能源,依托智慧化手段,拓展驱油和埋存区域,高标准打造CCUS2.0版本,建设国内首个绿色低碳油田开发基地。

吉林油田黑46区块二氧化碳驱油与埋存循环注入站。

  构建全流程CCUS产业链 规模化工业应用快速推进

  吉林油田在打造CCUS-EOR技术创新基地实践中,针对二氧化碳驱油与埋存关键技术问题,从基础理论研究、技术研发、配套技术集成优化等方面首次系统开展一体化攻关,创新形成了精雕细刻的油藏模式、精益求精的注采模式、精打细算的地面模式、精准高效的防腐模式、精心管控的生产模式,这一CCUS全产业链配套技术模式目前处于国内领先水平。与此同时,吉林油田还形成了产学研一体化CCUS全产业链专业人才团队,建立了CCUS全流程工艺模式,落实了核心装备。

  目前,吉林油田建成的5类CCUS示范区,一次可埋存二氧化碳206万吨,动态埋存率91.6%,通过循环回注实现了二氧化碳全部埋存;证实了用二氧化碳驱油可以实现二氧化碳埋存和提高采收率,油田是实现温室气体有效埋存和大规模利用的理想场所。吉林油田通过构建全流程CCUS产业链,快速推进规模化工业应用进程。

  2000年,大情字井油田投入开发,由于受注水、井况等因素影响,产量逐年下降,采用常规技术提高采收率空间有限,预测水驱采收率不足20%,亟需转变开发方式。从矿场试验看,二氧化碳驱油技术是解决大情字井油田目前开发矛盾、提高资源利用效率的最佳途径。为加快全过程评价,认识混相驱开发规律和提高采收率潜力,吉林油田于2012年7月开辟了黑79北小井距试验区,主要经历能量补充、局部混相、全面见效3个阶段,当前日产油26吨。小井距矿场实践证实,大情字井油田实施二氧化碳驱可大幅提高采收率,幅度可达25%,相当于重新开发一个新的大情字井油田。目前,吉林油田在持续推进黑79北小井距全生命周期试验。

  2020年,吉林油田以“降投资、控成本、提效果”为目的,建成黑125加密五点工业化试验区,建设理念更先进,工艺技术手段更完善。经过一年多的工业试验,桶油成本大幅下降。黑125试验区建立了集约化注气模式,系统优化井网、集约化平台布井、差异化射孔、多专业一体优化设计,建成16口注气井大平台,形成了模块化地面工艺,注气、注水系统一体化设计,设备集成橇装,井站可无人值守。目前,黑125试验区的长停井和转抽井逐步实现自喷生产,开井率由53%提高到90%,日产油由12.5吨上升到51吨,大大超过了方案预期效果。此后,吉林油田将持续推进黑125工业化应用试验,扩大试验成果。同时,吉林油田将全力推进20万吨CCUS开发方案落地实施,规划建设百万吨CCUS示范区。

  融合新模式新技术新能源 打造低碳节能减排安全示范基地

  吉林油田践行绿色发展理念,融合新模式、新技术、新能源,协同上下游努力实现捕集、驱油、埋存一体化,科学规划CCUS工作路线图,高效推动示范区建设。在转变开发方式战略布局的基础上,地面系统践行新理念,开发应用智能管控系统,重构CCUS地面管理新模式,打造低碳节能减排安全示范基地。

  结合油藏部署与实施节奏,吉林油田优化场站布局,根据气源管网走向合理布站,创新建设模式,采用主体站场+橇装增压的“1+n”模式,从注入站峰谷差盈余设备橇装搬迁到后期改扩建站场,控制系统建设规模,提高设备利用率;优化工艺流程,确立了低压超临界输送、高压超临界注入的经济模式,超临界压缩机注入优化为密相注入,注入成本持续降低,吨成本节约23.1元;创新管理模式,全面推进“智慧油田”建设,开发智慧管控与决策平台,实现数据互联共享、CCUS全流程可视化展示和智能预警分析,持续推进劳动组织形式向大巡检与无人值守转变,让智慧油田形成生产力、提升管理效率。

  吉林油田利用废弃井场和已建供电线路部署风光电项目,按最大负荷匹配自发自用、余电上网项目,装机9.5万千瓦,年替代电量2.5亿千瓦时,剩余用电上网置换中和,同时富余井场部署风电市场并网项目。按照“能替则替”原则,吉林油田利用废弃井实施地热储层和井筒取热,热泵回收污水余热,逐步替代站场天然气消耗,年可替代天然气3033万立方米,相当于4万吨标煤;结合“智慧油田”建设,油田部署多能互补智慧管控平台,助力大情字井百万吨产能级CCUS基地建设,打造中国石油首个智慧化负碳油田示范区。

  为确保CCUS产业规模化发展,近年来,在中国石油集团的支持下,吉林油田形成了拥有自主知识产权的二氧化碳干法压裂装备体系,实施干法压裂117口。“十四五”期间,吉林油田将重点针对页岩油、页岩气、致密油等非常规领域,扩大二氧化碳干法压裂增产试验,井数达150口井以上,拓展增效途径。同时,研究盐水层埋存和长岭气田注二氧化碳提效技术,提高生产应急调控能力。

  吉林油田始终致力于CCUS项目全生命周期安全体系建设,围绕完整性管控核心,优化设备选型、工艺设计,强化二氧化碳驱全流程完整性状况监测与防控措施落实,全面提升CCUS项目本质安全。同时,油田完善了二氧化碳地下埋存、地面泄漏等全方位安全监测技术,持续提高二氧化碳埋存状况分析能力,形成二氧化碳埋存安全状况评价、泄漏监测等标准体系。

  整体规划统筹协调 上下游联动全产业链协同发展

  CCUS是一项复杂的系统工程,零打碎敲的举措不行、个别行业发力也不行,必须是上下游各领域、全方位协调联动和集成。

  吉林油田积极接洽上游的石化行业、电力企业等,建立战略互信,以碳源能力和埋存(驱油)能力最优匹配为原则,全系统考虑,优化设计二氧化碳捕集、输送、注入的规模,紧密结合上下游装置建设周期,有序推进CCUS项目实施。

  通过内部挖潜,吉林油田利用周边资源,积极沟通协调,利用管输形式与中国石化松原采气厂达成年供10万吨二氧化碳战略协议,实现双方的互利共赢。同时,立足现有气源和发展需要,积极谋求外部碳源协作,目前吉林油田与中国石油吉林石化公司达成初步合作协议,按照“上下联动、长远规划、分步实施”的原则,在现有年注气能力的基础上逐步推广扩大,预计2025年,年注气能力可达190万吨。

  吉林油田按照全生命周期及全过程协调发展、推动经济高效持续发展的思路,成立了跨单位、跨板块、跨专业的工艺化设计联合体,形成了集约化平台建井、橇装化地面建设、智能化生产管控、低成本注采工艺一体化工业应用设计模式,建成二氧化碳驱现场智能管控,实现了各系统的协同运行。在公司梦想云的总体部署下,依托已有A11数据采集成果,建设形成集地质、工程、地面、运行管理为一体的“智慧管控平台”,地面系统通过自动化调控,运行参数实时共享,实现了精细高效管控和安全平稳运行。

 
  【作者: 王珊珊】 关闭窗口
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