注水井技术与现场作业
到目前为止，在本章中，我们只考虑了存储站点的性质。但是，一旦确定了合适的地点，我们是否有技术可以向地下注入大量二氧化碳(1-10万吨二氧化碳/年)，并有效、安全地运行该地点?本节讨论技术可用性问题。
5.5.1注水井技术
正如本章前面所指出的，大规模地质储存二氧化碳所需的许多技术已经存在。油气行业注水井的钻井和完井技术已经发展到一个高度复杂的状态，现在可以在深层地层钻完井直井和大位移井(包括水平井)，多道完井井以及能够处理腐蚀性流体的井。在广泛的基础上石油行业根据经验，二氧化碳注入井的钻井、注入、增产和完井技术已经存在，并在当前的二氧化碳储存项目中进行了一些调整。在CO2注入井中，主要的井设计考虑因素包括压力、耐腐蚀材料、产量和注入速度。
注CO2井的设计与油田注气井的设计非常相似天然气存储项目。大多数井下组件需要升级以获得更高的额定压力和耐腐蚀性。CO2处理技术已经发展到EOR作业和酸性气体处理(章节5.2.4)。水平井和大位移井是提高单井CO2注入速度的好选择。加拿大Weyburn油田(专栏5.3)就是一个例子，该油田使用水平注水井提高了石油采收率，增加了二氧化碳储量。水平注水井减少了油田开发所需的注水井数量。水平注入井的另一个优势是，它可以创建注入剖面，减少注入气体优先流过高渗透层的不利影响。
储油项目所需的井数取决于许多因素，包括总注入速率、地层渗透率和厚度、最大注入压力和注入井的陆地表面积可用性。一般来说，对于厚储层的高渗透沉积物和水平井注入项目，需要较少的井数。例如，Sleipner项目向200米厚的高渗透性地层注入二氧化碳，只使用一口井每年注入100万吨二氧化碳(Korbol和Kaddour, 1994)。相比之下，在阿尔及利亚的In Salah项目中，二氧化碳被注入了20米厚、渗透率低得多的地层(Riddiford et al.， 2003)。在这里，使用了3口长位移水平井，裂缝长度超过1km，每年注入1万吨co2(图5.5)。成本在一定程度上取决于这些井的数量和完井技术。因此，仔细设计和优化数量和开槽间隔对于具有成本效益的存储项目非常重要。
注水井和井口如图5.20所示。注水井通常配备两个控制阀，一个用于常规使用，另一个用于安全关闭。在酸气注入井中，油管中安装了井下安全阀，如果地面设备出现故障，就可以自动关闭井，防止倒流。Jarrell等人(2002)建议在所有CO2井上安装自动关闭阀，以确保不会发生释放，并防止CO2无意中回流到注入系统中。注水井的典型井下配置包括双夹紧封隔器、开关工具和井下关闭阀。环空压力监控器有助于检测封隔器和油管中的泄漏，这对于采取快速纠正措施非常重要。为了防止危险的高压积聚在地面设备上，并避免二氧化碳释放到大气中，一旦发生泄漏，必须立即停止二氧化碳注入。破裂片和安全阀可以用来缓解积聚的压力。如果需要关闭注入井，则需要制定适当的计划来处理过量的二氧化碳。选项包括
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