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注水
图5.20典型的二氧化碳注入井,井口配置。
一个备份注入井或方法来安全地发泄二氧化碳到大气中。
二氧化碳注入井的正确保养是必要的,以避免泄漏和失败。几个实用程序可以用来降低概率的二氧化碳灭(控制流)和减轻负面影响,如果一个人应该发生。这些包括周期性钻注水井井筒完整性调查,提高吹预防(BOP)维修、安装额外的怀疑井防喷器,提高人员意识、应急计划和应急响应培训(斯金纳,2003)。
CO2注入,通过现有的和旧井的关键因素包括机械条件和水泥的质量和维护。二氧化碳的泄漏井筒环空可以是一个途径迁移。详细的日志记录项目检查井筒完整性可以由操作员来保护地层,防止储层错流。也用于注射(图5.20)必须配备一个封隔器隔离压力注射间隔。注水井中使用的所有材料应旨在预测峰值体积,压力和温度。的湿天然气(含游离水),使用耐蚀材料是至关重要的。
5.5.2好放弃程序
放弃程序对石油、天然气和注水井是为了防止污染饮用水含水层。如果井仍然打开后不再使用,卤水、碳氢化合物或二氧化碳可以迁移到浅饮用水含水层。为了避免这种情况,许多国家已经开发出规定雷竞技手机版app的“放弃”或“关闭”(例如,美国联邦法规144部分的代码和阿尔伯塔省能源和公共事业委员会,2003年)。这些程序通常需要将水泥或机械插头的全部或部分。格外小心通常采取封堵油井附近饮用水含水层。废弃包装程序和裸眼井的例子如图5.21所示。测试往往需要定位的深度插头和在压力下测试其机械强度。
预计放弃放弃二氧化碳井可以大致遵循程序方法用于石油和天然气井和酸性气体处理井。但是,必须特别注意使用密封插头和水泥抗退化的二氧化碳。碳dioxide-resistant水泥已为油田和地热开发的应用程序。有人建议把外壳和衬垫渗透的盖层可以避免腐蚀钢,可能以后创建渠道渗漏。可以被拉伤或生产套管钻井(铣)。删除套管后,水泥塞可以放在开放钻孔,如图5.21所示。
水泥塞将作为未来二氧化碳的主要障碍迁移。一个主要问题是关于密封的水泥塞质量与渗透到盖层和焊接质量。对于创建在钻井井筒附近或铣操作应与水泥密封。残留的液体也可以进入贮水池取代二氧化碳和有助于提高固井质量和焊接密封盖层。套管防护材料和替代套管材料,如复合材料,也应评估
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- 图5.21的例子如何放弃今天下套管和外露的井。特殊要求可能为放弃二氧化碳存储开发井,包括使用耐腐蚀水泥塞和删除全部或部分外壳的注射间隔和盖层。
可能弃和替代程序。密封性能的废弃井可能需要监控存储操作完成后一段时间。
5.5.3注入井压力和储层的约束
吸水特征的流体可以注入地质形成并被定义为注射速率除以内注入点之间的压力差形成。虽然二氧化碳吸水应该显著大于盐水吸水(因为二氧化碳比盐水粘度要低得多),这并非总是如此。感谢(2005)分析了二氧化碳性能的洪水在西德克萨斯州和得出结论,在超过一半的项目中,随着时间的推移吸水低于预期或减少。,Gorell(1990)表明,意想不到的采油中CO2-injectivity行为操作导致流主要是由不同几何和流体性质的石油。吸水变化也可以与不足相对渗透率的影响。
介绍二氧化碳存储形成,井下注入压力必须高于储层流体的压力。另一方面,增加地层压力可能会诱发骨折形成。监管机构通常限制最大井下压力避免压裂注入地层。原位形成的压力和孔隙流体压力测量需要建立安全注射压力。生产过程中损耗的流体压力会影响储层的应力状态。一些废弃的水库表明水平岩石应力分析减少50 - 80%的孔隙压力下降,而增加的可能性压裂储层(斯特雷特和希利斯,2003)。
安全注射压力可以相差很大,这取决于国家的压力和盆地的构造历史。监管机构已经确定安全注射压力从经验在特定的石油和天然气的省份。范德梅尔先生(1996)派生的最大安全注射压力的关系。这种关系表明,深度1000米,最大注射压力估计静水压力的1.35倍,这对深度1 - 5公里增加到2.4。允许的最大压力梯度对天然气存储在一个含水层在德国是16.8 kPa m - 1 (Sedlacek, 1999)。这个值超过了德国东北部海域形成的自然压力梯度,这是在10.5 - -13.1 kPa m - 1的顺序。在丹麦、英国、天然气的最大压力梯度含水层储存不超过静压梯度。在美国,o o
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