当前位置: 石油网 » 石油科技 » 油气勘探 » 正文

冀东油田气驱提高采收率技术攻关纪实

日期:2023-03-30    来源:中国石油报  作者:杨军 邢丽洁

国际石油网

2023
03/30
11:38
文章二维码

手机扫码看新闻

关键词: 冀东油田 油气勘探 中石油

中海壳牌石油化工有限公司(下称中海壳牌)启动惠州三期160万吨/年乙烯项目。

界面新闻从中国海洋石油集团有限公司(下称中海油)获悉,3月27日,中海壳牌惠州三期乙烯项目初步投资协议签约仪式在北京举行,标志着该项目进入实质性推进阶段。

该项目计划总投资约521亿元,拟建设160万吨/乙烯裂解装置及其下游共18套化工装置,以及配套的公用工程、储运、消防和火炬等配套系统。

其中,七套装置采用壳牌专有技术,有四套装置工艺技术是国内首次应用。其中α-烯烃、聚α-烯烃技术在亚太地区首次应用,项目将建成全球单套最大的茂金属聚乙烯装置。

乙烯是全球产量最大的化学产品之一,乙烯工业是石油化工产业的核心。乙烯的工业用途广泛,是合成树脂、合成纤维、合成橡胶、医药、染料、农药、化工新材料和日用化工产品的基本原料。

中海油表示,该项目产品将减少中国市场对高性能茂金属聚烯烃、高端聚醚多元醇、高碳烯烃聚合单体等产品的进口依赖,填补国内高端化工品的空白。

茂金属聚烯烃包括茂金属聚乙烯、茂金属聚丙烯等,它们都是由单体通过茂金属催化剂进行聚合。相较于普通的聚乙烯,茂金属聚乙烯拉伸度更好、抗冲击强度加,热封温度较低,透明度更好等。雾度值更低等优势。

中海油表示,上述项目通过大型压缩机组电气化及相关“减碳”设计方案,将推动可再生绿色能源电力的利用。

天眼查APP显示,中海壳牌成立于2000年,由壳牌南海私有有限公司和中海石油化工投资有限公司分别持股50%。

2002年11月,中海油和壳牌集团合作总投资达43亿美元(约合301亿元人民币)的中海壳牌一期80万吨/年乙烯项目进入实施阶段,成为当时国内最大的中外合资项目。

2006年1月,中海壳牌惠州乙烯一期项目建成投产;2012年12月产能提升后,乙烯年产量突破100万吨。

2014年12月,总投资约49亿美元(约合343亿元人民币)的中海壳牌二期120万吨/年乙烯项目开工建设;2018年4月,该项目建成投产。

2018年,中国海油和壳牌集团宣布各持股50%,投资三期乙烯项目,并于当年10月签署了惠州石化化工项目合作谅解备忘录。

三期项目投产后,中海壳牌惠州乙烯项目合计产能达380万吨/年,这约占去年中国乙烯总产能的8%。

2022年,中国乙烯产能达到4675万吨/年,超越美国成为全球产能最大的乙烯生产国;2022年中国乙烯产量为2898万吨,同比增加2.5%。

分地区来看,辽宁、广东、江苏三省位居国内乙烯产量前三名。国家统计局数据显示,去年辽宁省乙烯产量为399.5万吨,广东为391万吨,江苏为390万吨。

壳牌由原荷兰皇家石油与英国的壳牌两家公司合并组成,目前总部位于英国伦敦。1980年,壳牌在北京建立了办事处,1996年在北京注册成立了壳牌(中国)有限公司。

1999年9月,壳牌与中国石油签署了产品分成合同,共同合作开发长北致密气田。这是壳牌在中国开展的第一个陆上上游合作开发项目。

壳牌也在中国运营加油站网络。通过合资企业和独资企业,其在中国运营约1700座加油站,以及1000余个电动汽车充电终端。截至3月28日,冀东油田两项重点气驱提高采收率项目平稳运行。其中,柳北天然气重力驱阶段注气920万立方米,高66X1断块碳驱油碳埋存阶段注气1.5426万吨,均按计划运行。

今年年初以来,冀东油田积极攻关气驱提高采收率项目的井筒完整性评估、注采安全、埋存监测等关键技术,确保提高采收率方案高效安全。

建立评价方法形成完善技术

3月上旬,冀东油田钻采工艺研究院二级工程师路海伟,连续7天带领技术攻关团队在柳3-12井现场指导套管头更换施工,以确保气驱试验老井处置按时间节点完成。

柳3-12井是冀东油田柳北天然气重力驱复杂井处置中的一口。充分利用老井作为注采井是目前老区提高采收率最经济有效的做法。注气井较常规注水井在井筒状况、密封性能方面均有更高要求,安全风险更大。借鉴气驱井完整性理念,依据气驱相关标准,冀东油田提高采收率技术攻关团队建立了气驱井完整性评价体系,明确了老井利用要求,通过40臂井径和电磁探伤成像测井、RBT扇区水泥胶结测井、套管试压等井筒测试,对气驱井的固井质量、生产套管剩余强度及生产套管承压能力等进行了全方位评价,综合评估老井的可利用性和可靠性。

冀东油田通过完善气驱井的套管头和井口,提高了井口的气密封性和耐温耐压等级,并在广泛技术调研的基础上,通过材料优选、工艺优化等多方面攻关,形成了完善的气密封井口技术,并及时总结技术成果,发布油田企业标准《老井套管头更换推荐做法》。截至目前,冀东油田累计完成气驱井完整性评价109口,老井密封性完善28口。

攻关注采工艺确保注采安全

“注气与注水有本质区别,在研究气驱注采工艺时一定要抛开注水的老思路,时刻不忘气体比水更难注入、更易发生危险。”冀东油田一级工程师宋显民说。

今年年初以来,针对柳北天然气重力驱复杂井处置技术研究,冀东油田气驱提高采收率技术攻关团队根据预测注入介质、注入压力和注入量,明确了注气工具技术指标。结合多臂井径测试结果,建立了注入管柱剩余强度计算方法,完成了注入油管和套管柱强度校核。同时,与吉林、塔里木等油田注气区块进行对标,进一步优化管柱结构,形成“采用环空保护气密封碳钢管柱+高温缓蚀剂协同”的注气工艺,现场累计实施7口井,效果良好。

高气液比有效举升是气驱提采过程中举升方面的重点和难点。针对技术难题,技术人员优选经过防腐工艺处理的泵筒、柱塞和阀组,提高泵体对腐蚀环境的适应性。同时,通过配套使用防腐阻垢管等工具,提升了举升管柱在高腐蚀环境下正常生产的能力。此外,技术人员还完成了高气液比举升管柱中井下控套装置的选型,通过开展控套阀计算方法的理论研究,初步形成了“控套+防气”提高机采效率的举升工艺。通过开展防气配套工具适应性评价,满足了气液比600以内油井的正常生产。

研究监测方案确保封存可控

近年来,冀东油田坚定不移走生态优先、绿色发展之路,依靠二氧化碳精准吞吐与碳埋存技术实现增油增效降碳目标,形成了二氧化碳利用与封存产业化新模式。

冀东油田积极开展高深北区高66x1断块深层低渗油藏二氧化碳驱矿场试验。截至目前,先导试验注气能力优于方案设计指标,吸气剖面动用程度显著提高。

为确保碳埋存安全可控,冀东油田调研国内外CCS/CCUS试验项目的碳埋存监测方案,根据高66X1区块碳驱油碳埋存先导试验区地质条件,明确碳驱油与封存过程中储层、盖层、断层、井筒等可能存在的风险点。“通过每一个监测点的监测,建立全生命周期的动态监测方案,实时把握二氧化碳运动规律,以保障二氧化碳封存的安全性。”冀东油田钻采院采收率所所长彭通说。

今年年初以来,技术人员运用气相色谱、浓度检测、碳通量、同位素等技术手段,结合碳封存体的完整性、碳运移特征和泄漏途径及后果,部署了大气、地面、浅地层、油藏四类监测节点,从风险评估、科学选址、监测预警、系统性应对策略等方面开展深入研究,建立了一套适用于碳地质封存工程完整生命周期的监测机制,实现了油田碳封存监测方案从无到有的突破。

“针对冀东中深层油藏特点,攻关团队将从分层注气、高温腐蚀综合防治、气窜防治、老井弃置等方面继续攻关研究,确保气驱提高采收率试验达到设计目标。”冀东油田钻采工艺研究院副院长郑家朋说。

返回 国际石油网 首页

能源资讯一手掌握,关注 "国际能源网" 微信公众号

看资讯 / 读政策 / 找项目 / 推品牌 / 卖产品 / 招投标 / 招代理 / 发新闻

扫码关注

0条 [查看全部]   相关评论

国际能源网站群

国际能源网 国际新能源网 国际太阳能光伏网 国际电力网 国际风电网 国际储能网 国际氢能网 国际充换电网 国际节能环保网 国际煤炭网 国际石油网 国际燃气网