Research Progress and Development Suggestions on Wellbore Integrity forCCUS Geological Storage
-
摘要:
CO2地质利用与封存的实施过程中气体泄漏与逃逸问题不仅影响工程效果，还会威胁人员和环境安全。井筒是CO2泄漏的高风险途径，井筒完整性对保障CO2长期稳定封存意义重大。针对CO2地质封存中井筒密封失效可能引发的气体泄漏问题，在总结国内外相关研究成果的基础上，分析了CO2注入和封存条件下井筒完整性失效机理与影响因素，讨论了不同封存地质体条件下可能出现的井筒完整性问题。基于国内CO2地质封存技术现状，提出了井筒完整性技术对策及建议：优化设计水泥浆体系与施工参数，优选封存地层与管柱材料，加强CO2泄漏监测技术研究，将预防措施与应对手段相结合，形成完整的技术体系。
Abstract:The gas leakage and escape during the implementation of CO2 geological utilization and storage will affect the engineering effect and threaten the safety of personnel and the environment. Wellbore is a high-risk pathway for CO2 leakage, and wellbore integrity is of great significance to ensure the long-term stability of CO2 storage. To address the issue of gas leakage caused by wellbore sealing failure in CO2 geological storage, the failure mechanism and influencing factors of wellbore integrity under CO2 injection and storage conditions were analyzed based on the summary of relevant research results in China and abroad, and the wellbore integrity problems that may occur under different geological storage conditions were discussed. According to the current status of Chinese CO2 geological storage technology, countermeasures and suggestions for wellbore integrity were given, including optimizing the design of the cement slurry system and construction parameters, selecting storage formation and pipe string materials, strengthening the research on CO2 leakage monitoring technologies, combining preventive measures with response measures, and developing a complete technical system.
-
压裂开发深层页岩气藏时，要求所用支撑剂具有良好的抗压强度和导流能力，这是深层页岩气效益开发的关键[1-2]。压裂施工材料以“压裂液+支撑剂”为主，主要通过压裂液将支撑剂运移到裂缝中，起到防止裂缝闭合并形成有效通道的作用。支撑剂的抗压强度越高，导流能力越强，储层改造效果越好，增产效果越好[3-5]。传统支撑剂主要为石英砂、传统覆膜砂和陶粒，其使用量占压裂支撑剂的90%以上。但是，石英砂抗压强度不够，不能应用于高闭合压力的油气井；传统覆膜砂在高温高闭合压力下覆膜的树脂层易软化黏结，导致导流能力变差，影响后期排水产气；陶粒具有优异的抗压强度，但体积密度大、价格高，限制了其大规模使用[6]。因此，在保证压裂效果的前提下降低支撑剂成本，是目前页岩气开发中的一大难题。
截至目前，国内外对覆膜支撑剂已进行了大量研究[7-13]，以酚醛树脂、环氧树脂及其他添加剂，采用不同方法制得了一些覆膜支撑剂，比如：李祥[14]以水性聚氨酯和酚醛树脂为覆膜材料，制备出体积密度1.48 g/cm3、69 MPa压力下破碎率为1.09%的覆膜石英砂；徐泉等人[15]以石墨烯和纳米复合材料为原料，研制出体积密度1.41 g/cm3、69 MPa压力下破碎率为2.5%的悬浮型支撑剂。这些支撑剂抗压强度高，但原材料价格昂贵，难以规模化应用。另外，夏冰冰[16]用改性二元共混树脂，通过超声搅拌制备出覆膜石英砂，其53 MPa压力下的破碎率为2.61%；王萌等人[17]制备的超低密度树脂覆膜砂，具有良好的运移能力，其52 MPa压力下的破碎率为8.2%；R. B. Reddy [18]以二氧化钍和高分子聚合物为覆膜材料制得一种覆膜支撑剂，具有良好的化学稳定性，抗压强度可达55 MPa。但这3种支撑剂的不足在于，只能适用于压裂闭合压力60 MPa以下的地层。S. Monastiriotis等人[19]以多元树脂为原料制得的固结增强型覆膜支撑剂，抗压强度可达82.7 MPa；L. K. Vo等人[20]在对支撑剂覆膜时，采用湿法覆膜工艺进行覆膜，能克服高温下软化黏结的问题。但上述2种支撑剂由于技术保护，难以在国内进行大规模推广应用。
基于上述分析，笔者以石英砂、酚醛树脂、多元醇聚合物、固化剂等为原材料，通过物理涂覆和化学改性相结合的方法进行二次覆膜制得双壳型覆膜支撑剂DSCP。然后通过室内性能评价试验证明DSCP具有良好的抗压强度和导流能力。最后进行了现场试验，现场试验中压裂规模及工艺参数均与同规格陶粒相当，说明DSCP适用于69 MPa以上高闭合压力油气井压裂。
1. 双壳型覆膜支撑剂DSCP的制备
1.1 DSCP的结构设计
以石英砂、酚醛树脂、多元醇聚合物和固化剂等为原材料，用物理涂覆和化学改性相结合的方法，通过控制温度、时间和加料顺序，在支撑剂表面形成内外两层“壳”。其中，选用石英砂或者河砂，能大幅度降低产品成本；内壳的主要成分为工业上覆膜石英砂最常用的酚醛树脂，用于提高支撑剂的抗压强度；外壳选用多元醇聚合物合成的惰性合成树脂，在进一步提高抗压强度的同时，能有效改善高温下软化黏结，提高支撑剂的导流能力。DSCP的结构如图1所示。
1.2 制备用材料及相关仪器
主要材料：酚醛树脂、多元醇聚合物、固化剂（六次甲基四胺）、硅烷偶联剂（KH550）、增塑剂（邻苯二甲酸二丁酯）、润滑剂（硬脂酸钙）、二乙烯三胺和金属催化剂，以上材料均为工业级；40/70目和70/140目的石英砂和陶粒。
主要仪器：电子分析天平，全自动智能混砂机，高温恒温试验箱，马弗炉，视体显微镜，长期裂缝导流能力评价装置，自动振筛机。
1.3 DSCP的制备步骤
1）将经过筛分的石英砂用蒸馏水、有机试剂进行清洗，然后烘干；
2）将石英砂放在硅烷偶联剂中浸泡1 h，然后将石英砂加热至210 ℃；
3）将石英砂迅速转入全自动智能混砂机中，按一定比例依次加入酚醛树脂、增塑剂、固化剂和润滑剂，搅拌、冷却至75 ℃；
4）按一定比例依次加入多元醇聚合物、二乙烯三胺、固化剂和金属催化剂，搅拌、冷却至50 ℃；
5）加入硬脂酸钙，搅拌、冷却至室温；
6）将部分粘结的固体破碎后，用不同目数的振动筛分选出相应规格产品，封袋保存，即得双壳型覆膜支撑剂DSCP。
2. DSCP的性能评价
2.1 体积密度评价试验
体积密度是影响支撑剂在压裂液中悬浮及其运移能力的重要因素，体积密度越小，在压裂液中的悬浮性越好，越能运移到裂缝远端，压裂改造效果越好。将酚醛树脂和多元醇聚合物的质量之和与石英砂质量的比定义为聚合物总量，理论上，当加入的聚合物均能完全覆在石英砂上时，聚合物总量越大，DSCP体积密度越小。暂定酚醛树脂和多元醇聚合物的质量比为1∶1，将按不同聚合物总量（1.0%～5.0%）覆膜的石英砂（DSCP），按照支撑剂体积密度测定方法分别测出其体积密度，并与石英砂（聚合物总量为0%）进行对比，结果如图2所示。
![]()
图 2 不同聚合物总量DSCP的体积密度Figure 2. Bulk density of DSCP with different total polymer amount由图2可知：随着聚合物总量增大，DSCP体积密度逐渐降低；聚合物总量大于3.0%时，DSCP体积密度的变化开始不规律，可能是由于石英砂圆球度和粒径大小分布不同所致，推测当聚合物总量为3.0%时有效聚合物覆膜量达到最大，故认为最佳聚合物总量为3.0%。
2.2 灼烧损耗评价试验
用灼烧损耗率表征DSCP的覆膜程度。将清洗过的石英砂置于950 ℃马弗炉中灼烧2 h后，取出置于干燥箱中冷却至室温，按照不同聚合物总量（1.0%～5.0%）进行覆膜；再用振筛机筛选出40/70目DSCP将其置于950 ℃马弗炉中灼烧2 h，然后取出并在干燥器中冷却至室温。通过称量灼烧前后的质量，计算其灼烧损耗率，结果如图3所示。
![]()
图 3 不同聚合物总量DSCP的灼烧损耗率Figure 3. Burning loss rate of DSCP with different total polymeramount由图3可知，灼烧损耗随着聚合物总量增加而增加，当聚合物总量大于3.0%时，灼烧损耗率几乎不变。聚合物总量在3.0%～5.0%时，DSCP的灼烧损耗率与聚合物总量3.0%时的灼烧损耗率相近，证明聚合物总量为3.0%时已经达到覆膜最大值。结合体积密度试验结果，推测由于石英砂的圆球度不同和粒径大小分布存在差异，导致聚合物总量在3.0%～5.0%时DSCP的有效覆膜量呈不规则变化，故确定最佳聚合物总量为3.0%。
2.3 抗压强度和导流能力评价试验
支撑剂最大的作用是填充支撑地层裂缝，为后期排采提供通道。抗压强度往往决定支撑剂的适用范围，抗压强度越高，适用范围越广，越能在高闭合压力下填充并支撑裂缝。孔隙度是直接表现排水采气效率的性能，在实验室通常以导流能力来表征孔隙度，孔隙度越高，导流能力越强，排水采气效果越好。抗压强度和导流能力在一定程度上呈正相关关系，即抗压强度越高，导流能力越强，但某些支撑剂在高温高压下易变形黏结导致孔隙度降低，此时抗压强度可能没有明显变化，但导流能力会明显降低。所以，要结合抗压强度和导流能力客观地评价支撑剂的综合性能。
控制聚合物总量为3.0%，将酚醛树脂和多元醇聚合物按不同质量比混合给石英砂覆膜，测试DSCP在69和86 MPa压力下的破碎率和90 MPa压力下的导流能力，结果如图4所示。
![]()
图 4 酚醛树脂与多元醇聚合物质量比对DSCP主要性能的影响Figure 4. Effect of mass ratio of phenolic resin to polyol polymer on main properties of DSCP由图4可知，随着酚醛树脂与多元醇聚合物质量比减小，DSCP的破碎率先降低后升高。两者质量比在9∶1～6∶4时，由于整体酚醛树脂比例大，抗压强度高，惰性合成树脂具有一定包裹能力，导致压碎的支撑剂吸附在外壳内，破碎率逐渐降低；随着多元醇聚合物比例增大，惰性树脂的防黏结能力变强，导流能力增强。质量比在6∶4～1∶9时，由于酚醛树脂量减少，抗压强度降低，抗压强度不够导致破速率迅速升高。试验结果表明：酚醛树脂的加量决定抗压强度；导流能力受支撑剂破碎率和软化形变能力综合影响，破碎率越高、形变能力越强，导流能力越弱。酚醛树脂和多元醇聚合物的质量比在9∶1～5∶5时，多元醇聚合物加量增大，外壳惰性材料增多，支撑剂形变能力减弱，此时形变能力对导流能力的影响大于破碎率，导流能力增强；两者质量比在5∶5～1∶9时，破碎率对导流能力的影响大于形变能力，导流能力减弱。根据综合性能及性价比考虑，酚醛树脂与多元醇聚合物的最佳质量比为6∶4。
2.4 不同温度下导流能力评价试验
导流能力是支撑剂非常重要的性能，特别是高温高压下的导流能力更贴合地层实际情况。常规酚醛树脂覆膜砂结构中的酚羟基和亚甲基易氧化，导致耐热性、耐氧化性受到影响，固化后的酚醛树脂受温度影响易软化、黏结，导流能力变差，影响后期返排液产出。为此，在室内以相同树脂加量制备出酚醛树脂覆膜砂和双壳型高强度覆膜砂DSCP，并在温度25～150 ℃、压力10～90 MPa条件下测试两者的导流能力变化情况，结果如图5和图6所示。
![]()
图 5 酚醛树脂覆膜砂在不同温度和压力下的导流能力Figure 5. Flow conductivity of sand coated with phenol-formaldehyde resins at different temperatures and pressure![]()
图 6 DSCP在不同温度和压力下的导流能力Figure 6. Flow conductivity of DSCP at different temperature and pressure由图5可知：酚醛树脂覆膜砂的导流能力随温度变化较大，受温度影响较明显；温度由常温升至100 ℃时，酚醛树脂覆膜砂不同压力下的导流能力均降低了一半以上；在150 ℃温度、90 MPa压力下酚醛树脂覆膜砂的导流能力仅为0.18 mD·cm，表明此时酚醛树脂已软化黏结，支撑剂形变导致孔隙度急剧降低，导流能力变差。
由图6可知，DSCP的导流能力随温度升高有所下降，但降幅远低于树脂覆膜砂，在温度150 ℃、压力90 MPa下仍达4.34 mD·cm，表明DSCP在高温高压下仍具有良好的导流能力。
2.5 DSCP的综合性能
利用长期裂缝导流能力评价装置，在室内评价了树脂覆膜砂、DSCP和陶粒在不同压力下的破碎率和导流能力。然后，利用视体显微镜观察树脂覆膜砂、DSCP和陶粒试验前后的表面结构，并进行对比，以评价不同支撑剂的综合性能。树脂覆膜砂、DSCP和陶粒在不同压力下的破碎率和在90 ℃温度、不同压力下的导流能力见表1，树脂覆膜砂、DSCP和陶粒试验前及在90 ℃温度、90 MPa压力下试验后的表面结构如图7所示。
表 1 树脂覆膜砂、DSCP和陶粒的综合性能Table 1. Comprehensive properties of resin coated sand, DSCP and ceramsite支撑剂 不同压力下的破碎率，% 不同压力下的导流能力/(mD·cm) 69 MPa 86 MPa 10 MPa 30 MPa 50 MPa 70 MPa 90 MPa 40/70目树脂覆膜砂 11.54 15.23 11.10 6.61 2.86 1.63 0.88 40/70目DSCP 1.21 2.35 17.14 12.61 8.86 5.63 3.12 40/70目陶粒 5.73 7.12 18.73 13.95 9.77 6.59 3.86 70/140目树脂覆膜砂 8.11 11.66 9.93 4.73 2.81 0.53 0.31 70/140目DSCP 1.12 2.16 11.93 7.73 5.25 3.06 1.78 70/140目陶粒 4.64 6.23 13.40 9.23 6.51 4.12 2.43 由表1可知：DSCP的破碎率明显低于同规格的陶粒，说明该产品具有优异的抗压强度；导流能力略低于陶粒，一方面是由于石英砂的圆球度不如陶粒，另一方面是由于DSCP在高温高压条件下会轻微形变，颗粒之间的孔隙变小，但也明显优于树脂覆膜砂，表明DSCP具有良好的综合性能。
由图7可知，覆膜总量相同的树脂覆膜砂和DSCP圆球度差异不大（见图7（a）和图7（c）），说明主要受石英砂自身圆球度的影响。树脂覆膜砂由于其覆膜的树脂软化黏结，导致其在高温高压下试验后黏结在一起（见图7（b）），覆膜的树脂已大量破碎、脱落，破碎颗粒附着在树脂表面，导致测试出的破碎率较低，但实际破碎率远高于测试结果；其次由于树脂软化黏结，支撑剂孔隙度降低，导流能力急剧变差。DSCP在高温高压下试验前后整体变化不大（见图7（c）和图7（d）），试验后有部分颗粒外壳破碎（见图7（d）），但几乎没有颗粒黏结情况，大部分依旧呈分散状态，整体情况与陶粒（见图7（e）和图7（f））类似，表明DSCP具有良好的抗压能力和导流能力。由于内壳酚醛树脂为黄色，外壳多元醇聚合物是白色，从图7（d）可以看出部分颗粒白色外壳破裂、脱落，露出黄色内壳，进一步证明DSCP具有双壳结构。
![]()
图 7 树脂覆膜砂、DSCP和陶粒试验前后的表面结构Figure 7. Surface structure of resin coated sand, DSCP and ceramsite before and after test3. 现场试验
双壳型覆膜支撑剂DSCP在涪陵页岩气田平桥南区块的JY03HF井进行了现场试验。该井是一口小井眼水平井，摩阻高、施工难度大。与其同期且同平台的3口井压裂时以陶粒为支撑剂，3口井的平均施工压力105 MPa，平均闭合压力80 MPa，最大砂比12%，平均单井加砂量1 235 m3，平均单段加砂量95 m3，压裂后稳定平均产气量7.12×104 m3/d。
根据现场实际情况，JY03HF井采用“高降阻率滑溜水+DSCP”的加砂模式。为了更好地评价DSCP的性能，在保证压裂施工安全的前提下，该井除了采用DSCP，其他所有参数均不变。JY03HF井的压裂施工曲线如图8所示。
由图8可知，JY03HF井施工中最高压力达110 MPa，最高排量16.5 m3/min，最大砂比12%，平均单段加砂量99.6 m3，总加砂量1 300 m3（40/70目和70/140目DSCP的质量比为6∶4）。压裂规模与同平台3口以陶粒为支撑剂的井相当，全程无砂卡、砂堵等异常情况，顺利完成压裂作业。压裂结束后，稳定产气量达到8×104 m3/d以上，套压稳定在10 MPa左右。相较于使用陶粒的同压裂规模的水平井，JY03HF井压裂支撑剂费用降低30%左右，取得了良好的经济效益。
4. 结 论
1）在室内以酚醛树脂、多元醇聚合物、固化剂等为原材料，采用物理表面涂覆和化学改性相结合的方法，按一定质量比制备了双壳型覆膜砂支撑剂DSCP。室内评价结果表明，酚醛树脂和多元醇聚合物的质量比为6∶4、聚合物总量为3.0%时制得DSCP的综合性能最佳。
2）DSCP在69和86 MPa压力下的破碎率分别为1.21%和2.35%，在90 MPa压力下的导流能力为3.12 mD·cm，表明其具有良好的抗压强度和导流能力。
3）现场试验表明，与以陶粒为支撑剂相比，在相同压裂规模和工艺参数下，采用DSCP 时单井压裂支撑剂费用降低30%左右，DSCP具有较好的推广应用价值。
-
![]()
表 1 CO2腐蚀水泥环的影响因素
Table 1 Influencing factors of cement sheath corrosion by CO2
影响因素 具体影响 影响程度 环境温度 温度越高，CO2扩散速率和腐蚀反应速率越快；温度升高对扩散速率和化学反应的促进作用大于对CO2溶解度降低的减速作用 强 反应时间 反应时间越长，反应发生的越彻底，腐蚀程度越高 一般 CO2分压 压力会影响CO2的溶解度，进而影响腐蚀损伤速率，总体上腐蚀程度随着CO2分压升高而增强 较强 地层水矿化度 地层水中含Cl−、Mg2+、S2−等离子，协同CO2对水泥腐蚀具有催化作用，地层水矿化度越高，腐蚀速率越快 一般 水泥特性 水泥中Ca（OH）2等碱性物质多，腐蚀快；水泥石的孔隙度越大，腐蚀介质与水泥石接触面积越大，反应速率越高，腐蚀越严重；水泥孔隙迂曲度越高，酸性流体在水泥中的扩散运移速度越慢，单位时间与水泥石接触面积小，腐蚀速率低；水泥石的液固比越大，水泥浆中的自由水越多，所形成水泥石的孔隙越多、平均孔径越大，腐蚀速率越大 强 腐蚀介质流动状态（动态/静态） 动态腐蚀条件加速了离子的迁移和交换速率，增加了腐蚀反应的速率，腐蚀程度大于静态腐蚀条件 一般 固井质量 固井质量差，水泥渗透率大，腐蚀速率大 一般 
下载: 导出CSV
表 2 CO2腐蚀井筒钢铁构件的影响因素
Table 2 Influencing factors of steel component corrosion in wellbore by CO2
影响因素 条件 具体影响 影响程度 环境温度 <60 ℃ 腐蚀产物FeCO3膜软且无附着力，金属表面光滑，均匀腐蚀 强 ≈100 ℃ 腐蚀产物为粗结晶FeCO3，局部腐蚀，腐蚀速率高 >150 ℃ 腐蚀产物为FeCO3，Fe3CO4膜细致、紧密、附着力强，腐蚀速率降低 pH值 pH值越低，腐蚀程度越严重 较强 CO2分压 腐蚀程度随CO2分压升高而增大 强 流速 <0.32 m/s 腐蚀速率随流速增快而增大 一般 0.32～10 m/s 腐蚀速率不随流速增快而变化，基本趋于平衡 离子介质 Cl− 腐蚀速率随浓度升高先增大后减小 一般 HCO−3 腐蚀速率随浓度升高逐渐增大 Ca2++Mg2+ 腐蚀速率随浓度升高先增大后减小 SO2−4 对腐蚀有抑制作用 材料性质 钢材添加Cr、Mo等元素后对腐蚀有抑制作用 一般
下载: 导出CSV
表 3 国内外封存CO2泄漏监测技术
Table 3 Domestic and international CO2 storage leakage monitoring technologies
应用场景 监测技术 技术特点 地表以下CO2泄漏监测 基于压力变化的监测方法 对早期泄漏压力波动敏感，适用于大规模气体泄漏监测 基于电磁性能的监测方法 可连续监测CO2分布，受地质条件影响，需校正 基于热导性能的监测方法 对温度变化敏感，可进行长距离监测，受环境温度影响 基于CO2剩余饱和度的监测方法 可监测CO2存储状态，依赖校准和地质模型 基于声学传感器的监测方法 可定位泄漏源，受环境噪声影响较大 基于电动力势能的监测方法 对CO2微小运移敏感，可能受其他电活性物质干扰 基于pH测量传感器的监测方法 直接反映环境影响，传感器需定期校准和维护 基于生态系统−生物学的监测方法 用于长期监测生态环境变化，不确定性较大 基于地球化学效应的监测方法 可提供化学变化即时信息，对地质化学专业能力要求较高 基于烃类和有机物的监测方法 提供CO2泄漏有效证据，样品分析和解释较为复杂 地表以上CO2泄漏监测 红外线气体分析仪 灵敏度高，适用于定点检测 长程开放路径红外线探测和调制激光 覆盖范围广，可进行远程监测 涡量相关（EC）监测方法 可直接测量CO2通量，适用于碳交换研究 聚集气室（AC）检测 通过定期采样分析，评估泄漏速率 测井微震（MSW）检测 CO2泄漏间接判断方法，缺乏可靠性 激光雷达（LIDAR）检测 空间分辨率高，适用于大气层CO2监测 示踪剂追踪监测方法 监测泄漏路径和范围 碳稳定同位素监测方法 区分CO2来源，提高监测准确性 超光谱成像检测 适用于大面积快速识别泄漏特征 无线传感器（WSN）监测技术 适用于大范围、长时间连续监测
下载: 导出CSV
表 4 部分油田或项目中应用的监测技术
Table 4 Monitoring technologies used in some oilfields or projects
项目 监测技术 应用描述 Sleipner油田 地震监测和重力监测 关注质量变化，提供双重解释 Rangely油田 土壤气体取样 测试土壤气体组成、碳同位素，对比储存前后CO2的通量 Gorgon项目 地震监测和土壤气体取样 CO2封存量大，重点关注地表泄漏，评估对环境的影响 Nagaoka油田 微震监测、温度压力监测、地球化学流体和岩心取样 研究CO2储存长期行为，多监测技术手段评估封存安全性 SACROC油田 地下水取样 评估CO2运移对水质的影响 Cranfield油田 测井检测、岩心取样、压力监测 评估长期封存对井筒材料的影响 Carbfix项目 温度压力监测、井口CO2气体探测仪 通过地面装置监测井筒泄漏行为 Wallula Basalt项目 土壤气体取样 检测CO2向地表的运移
下载: 导出CSV
-
[1] 王敏生,姚云飞. 碳中和约束下油气行业发展形势及应对策略[J]. 石油钻探技术,2021,49(5):1–6. doi: 10.11911/syztjs.2021070 WANG Minsheng, YAO Yunfei. Development situation and countermeasures of the oil and gas industry facing the challenge of carbon neutrality[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(5): 1–6. doi: 10.11911/syztjs.2021070
[2] 赵震宇,姚舜,杨朔鹏,等. “双碳”目标下:中国CCUS发展现状、存在问题及建议[J]. 环境科学,2023,44(2):1128–1138. ZHAO Zhenyu, YAO Shun, YANG Shuopeng, et al. Under goals of carbon peaking and carbon neutrality: Status, problems, and suggestions of CCUS in China[J]. Environmental Science, 2023, 44(2): 1128–1138.
[3] 刘瑛,王香增,杨红,等. CO2驱油与封存安全监测体系的构建及实践:以黄土塬地区特低渗透油藏为例[J]. 油气地质与采收率,2023,30(2):144–152. LIU Ying, WANG Xiangzeng, YANG Hong, et al. Establishment and practice of safety monitoring system during CO2 flooding and storage: a case study of ultra-low permeability reservoirs in loess tableland[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2023, 30(2): 144–152.
[4] 任韶然,李德祥,张亮,等. 地质封存过程中CO2泄漏途径及风险分析[J]. 石油学报,2014,35(3):591–601. doi: 10.7623/syxb201403024 REN Shaoran, LI Dexiang, ZHANG Liang, et al. Leakage pathways and risk analysis of carbon dioxide in geological storage[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(3): 591–601. doi: 10.7623/syxb201403024
[5] ABANADES J C, AKAI M, BENSON S, et al. IPCC special report on carbon dioxide capture and storage[M]. Cambridge: Cambridge University Press, 2005.
[6] 李阳,王锐,赵清民,等. 中国碳捕集利用与封存技术应用现状及展望[J]. 石油科学通报,2023,8(4):391–397. doi: 10.3969/j.issn.2096-1693.2023.04.030 LI Yang, WANG Rui, ZHAO Qingmin, et al. Status and prospects for CO2 capture, utilization and storage technology in China[J]. Petroleum Science Bulletin, 2023, 8(4): 391–397. doi: 10.3969/j.issn.2096-1693.2023.04.030
[7] 李阳,王敏生,薛兆杰,等. 绿色低碳油气开发工程技术的发展思考[J]. 石油钻探技术,2023,51(4):11–19. doi: 10.11911/syztjs.2023025 LI Yang, WANG Minsheng, XUE Zhaojie, et al. Thoughts on green and low-carbon oil and gas development engineering technologies[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2023, 51(4): 11–19. doi: 10.11911/syztjs.2023025
[8] PATIL P A, CHIDAMBARAM P, EBINING AMIR M S B, et al. Safeguarding CO2 storage by restoring well integrity using leakage rate modeling LRM along wellbore in depleted gas fields offshore Sarawak[R]. SPE 205537, 2021.
[9] PATIL P A, CHIDAMBARAM P, BIN EBINING AMIR M S, et al. FEP based model development for assessing well integrity risk related to CO2 storage in central Luconia gas fields in Sarawak[R]. IPTC 21472, 2021.
[10] 高德利,窦浩宇,董雪林. 二氧化碳注入条件下井筒水泥环完整性若干研究进展[J]. 延安大学学报(自然科学版),2022,41(3):1–9. GAO Deli, DOU Haoyu, DONG Xuelin. Research progress in wellbore cement sheath integrity under conditions of CO2 injection and storage[J]. Journal of Yan’an University(Natural Science Edition), 2022, 41(3): 1–9.
[11] ZHANG Jingtian, MU Lingyu, GUO Qingfeng, et al. Research on well integrity during CO2 geological utilization and storage based on CT scanning technique[R]. CMTC 553321, 2019.
[12] DOU Ninghui, HU Zhiqiang, WANG Zhiyuan, et al. Risk assessment of annular pressure caused by tubing leakage in offshore gas wells with high CO2[J]. Geofluids, 2023, 2023(1): 9072217.
[13] LI Ben, ZHOU Fujian, LI Hui, et al. Prediction of CO2 leakage risk for wells in carbon sequestration fields with an optimal artificial neural network[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2018, 68: 276–286. doi: 10.1016/j.ijggc.2017.11.004
[14] 李杨. 二氧化碳地质存储过程中井筒完整性研究[D]. 大庆:东北石油大学,2016. LI Yang. Research on well integrity during carbon dioxide geological sequestration[D]. Daqing: Northeast Petroleum University, 2016.
[15] 刘永忠,王乐,张甲六. 封存CO2的泄漏过程预测与泄漏速率的影响因素特性[J]. 化工学报,2012,63(4):1226–1233. doi: 10.3969/j.issn.0438-1157.2012.04.033 LIU Yongzhong, WANG Le, ZHANG Jialiu. Prediction on leakage and rate characteristics of CO2 storage[J]. CIESC Journal, 2012, 63(4): 1226–1233. doi: 10.3969/j.issn.0438-1157.2012.04.033
[16] 李晓蓉,刘旭丰,张毅,等. 基于分布式光纤声传感的油气井工程监测技术应用与进展[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):309–320. LI Xiaorong, LIU Xufeng, ZHANG Yi, et al. Application and progress of oil and gas well monitoring techniques based on distributed optical fiber sensing[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 309–320.
[17] 周仕明,陆沛青. 井筒密封完整性监测与智能感知技术进展与展望[J]. 石油钻探技术,2024,52(5):35–41. ZHOU Shiming, LU Peiqing. Advancements and prospects of monitoring and intelligent perception technology for wellbore sealing integrity[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2024, 52(5): 35–41.
[18] 张志超. 二氧化碳封存井筒完整性变化机理研究及泄漏风险评价[D]. 大庆:东北石油大学,2018. ZHANG Zhichao. Study on mechanism of integrity change and risk assessment of leakage of wellbore during CO2 storage[D]. Daqing: Northeast Petroleum University, 2018.
[19] ROY P, MORRIS J P, WALSH S D C, et al. Effect of thermal stress on wellbore integrity during CO2 injection[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2018, 77: 14–26. doi: 10.1016/j.ijggc.2018.07.012
[20] 廖加栋. CO2驱注入井筒完整性评价研究[D]. 荆州:长江大学,2020. LIAO Jiadong. Study on wellbore integrity evaluation of CO2 flooding injection[D]. Jingzhou: Yangtze University, 2020.
[21] 朱良松. 二氧化碳注入过程井筒力学完整性研究[D]. 北京:中国石油大学(北京),2020. ZHU Liangsong. Research on wellbore mechanical integrity during carbon dioxide injection[D]. Beijing: China University of Petroleum(Beijing), 2020.
[22] DONG Xuelin, DUAN Zhiyin, GAO Deli. Assessment on the cement integrity of CO2 injection wells through a wellbore flow model and stress analysis[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2020, 74: 103097. doi: 10.1016/j.jngse.2019.103097
[23] AURSAND P, HAMMER M, LAVROV A, et al. Well integrity for CO2 injection from ships: simulation of the effect of flow and material parameters on thermal stresses[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2017, 62: 130–141. doi: 10.1016/j.ijggc.2017.04.007
[24] WANG Dian, LI Jun, LIAN Wei, et al. CO2 sequestration wells sealing evaluation model: Jimusar Depression, China as an example[J]. Geoenergy Science and Engineering, 2025, 244: 213439. doi: 10.1016/j.geoen.2024.213439
[25] MENG M, FRASH L P, CHEN B, et al. Experimental study of water and CO2 transport along the casing-cement interface[R]. ARMA 2021-1196, 2021.
[26] 柏明星,谯志. 二氧化碳地质存储过程中注入井完整性分析[J]. 石油钻采工艺,2012,34(4):85–88. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.04.024 BAI Mingxing, QIAO Zhi. Well integrity analysis of injection wells during CO2 sequestration[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34(4): 85–88. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.04.024
[27] XIE Xiyang, LAURA E, PIERRE C. CO2-induced creep on Draupne shale and impact on cemented wellbore integrity[R]. ARMA 2021-1399, 2021.
[28] 高德利,刘奎,王宴滨,等. 页岩气井井筒完整性失效力学机理与设计控制技术若干研究进展[J]. 石油学报,2022,43(12):1798–1812. doi: 10.7623/syxb202212010 GAO Deli, LIU Kui, WANG Yanbin, et al. Some research advances in the failure mechanism and design & control technologies of shale gas well integrity[J]. Acta Petrolei Sinica, 2022, 43(12): 1798–1812. doi: 10.7623/syxb202212010
[29] ŠAVIJA B, LUKOVIĆ M. Carbonation of cement paste: Understanding, challenges, and opportunities[J]. Construction and Building Materials, 2016, 117: 285–301. doi: 10.1016/j.conbuildmat.2016.04.138
[30] WANG Dian, LI Jun, LIAN Wei, et al. Evolution of cementing properties of wellbore cement under CO2 geological storage conditions[J]. Construction and Building Materials, 2024, 452: 138927. doi: 10.1016/j.conbuildmat.2024.138927
[31] ZHANG Weicheng, ECKERT A, HILGEDICK S, et al. Wellbore integrity: an integrated experimental and numerical study to investigate pore pressure variation during cement hardening under downhole conditions[J]. SPE Journal, 2022, 27(1): 488–503. doi: 10.2118/208574-PA
[32] 辜涛. 二氧化碳地质封存条件下固井水泥石腐蚀损伤与防护研究[D]. 成都:西南石油大学,2017. GU Tao. Study on degradation of oilwell cement and anticorrosion technology under CO2 geological storage conditions[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2017.
[33] 贺凯. CO2地质封存系统完整性演化及其泄漏研究[D]. 大庆:东北石油大学,2019. HE Kai. Research on integrity evolution and leakage of CO2 geological storage system[D]. Daqing: Northeast Petroleum University, 2019.
[34] BAI Mingxing, ZHANG Zhichao, FU Xiaofei. A review on well integrity issues for CO2 geological storage and enhanced gas recovery[J]. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2016, 59: 920–926. doi: 10.1016/j.rser.2016.01.043
[35] 杨礼明. 高性能混凝土的化学腐蚀、盐结晶和应力腐蚀及其微结构演变规律[D]. 南京:南京航空航天大学,2013. YANG Liming. Chemical attack, salt crystallization and stress attack to high performance concrete and the microstructural evolution during corrosion process[D]. Nanjing: Nanjing University of Aeronautics and Astronautics, 2013.
[36] 万伟,陈大钧. 水泥石防CO2、H2S腐蚀性能的室内研究[J]. 钻井液与完井液,2009,26(5):57–59. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2009.05.019 WAN Wei, CHEN Dajun. Laboratory studies on the resistance of set cement to corrosion caused by CO2 and H2S[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2009, 26(5): 57–59. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2009.05.019
[37] DAHI TALEGHANI A, LI G, MOAYERI M. Smart expandable cement additive to achieve better wellbore integrity[J]. Journal of Energy Resources Technology, 2017, 139(6): 062903. doi: 10.1115/1.4036963
[38] 朱克华,刘云,苏娜,等. 油井二氧化碳腐蚀行为规律及研究进展[J]. 全面腐蚀控制,2013,27(10):23–26. doi: 10.3969/j.issn.1008-7818.2013.10.009 ZHU Kehua, LIU Yun, SU Na, et al. Behavior pattern and research progress of carbon dioxide corrosion in oil well[J]. Total Corrosion Control, 2013, 27(10): 23–26. doi: 10.3969/j.issn.1008-7818.2013.10.009
[39] 霍宏博,刘东东,陶林,等. 基于CO2提高采收率的海上CCUS完整性挑战与对策[J]. 石油钻探技术,2023,51(2):74–80. doi: 10.11911/syztjs.2023009 HUO Hongbo, LIU Dongdong, TAO Lin, et al. Integrity challenges and countermeasures of the offshore CCUS based on CO2-EOR[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2023, 51(2): 74–80. doi: 10.11911/syztjs.2023009
[40] 郝锋,李基伟,唐登宇,等. 海上CCS井固井关键技术探讨[J]. 当代石油石化,2023,31(6):33–38. doi: 10.3969/j.issn.1009-6809.2023.06.007 HAO Feng, LI Jiwei, TANG Dengyu, et al. Discussion on key cementing technology of offshore CCS well[J]. Petroleum & Petrochemical Today, 2023, 31(6): 33–38. doi: 10.3969/j.issn.1009-6809.2023.06.007
[41] 吴俊霞,伊伟锴,孙鹏,等. 文23储气库封堵井完整性保障技术[J]. 石油钻探技术,2022,50(5):57–62. doi: 10.11911/syztjs.2022027 WU Junxia, YI Weikai, SUN Peng, et al. Integrity assurance technologies for plugged wells in Wen 23 Gas Storage[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2022, 50(5): 57–62. doi: 10.11911/syztjs.2022027
[42] 马平华. 衰竭油藏二氧化碳驱油关键技术研究[D]. 北京:中国地质大学(北京),2013. MA Pinghua. Key technologies study on carbon dioxide flooding in depleted reservoir[D]. Beijing: China University of Geosciences(Beijing), 2013.
[43] 杨睿芝. 枯竭气藏CO2注入和埋存中与地层水岩石相互作用研究[D]. 成都:西南石油大学,2016. YANG Ruizhi. Study on the interaction of CO2 with formation water and rock during injection and storage in depleted gas reservoirs[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2016.
[44] 张统得,李前贵,吴金生. 软弱破碎地层孔壁失稳机理及钻井液技术对策研究[C]//中国地质学会探矿工程专业委员会. 第十八届全国探矿工程(岩土钻掘工程)技术学术交流年会论文集. 成都:中国地质科学院探矿工艺研究所,2015:502-506. ZHANG Tongde, LI Qiangui, WU Jinsheng. Study on the mechanism of hole wall instability and drilling fluid technology countermeasures in weak fractured formation[C]//Geological Society of China Prospecting Engineering Committee. Proceedings of the 18th National Exploration Engineering (Geotechnical Drilling Engineering) Technical Academic Exchange Conference. Chengdu: Institute of Exploration Technology, Chinese Academy of Geological Sciences, 2015: 502-506.
[45] 周银邦,王锐,何应付,等. 咸水层CO2地质封存典型案例分析及对比[J]. 油气地质与采收率,2023,30(2):162–167. ZHOU Yinbang, WANG Rui, HE Yingfu, et al. Analysis and comparison of typical cases of CO2 geological storage in saline aquifer[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2023, 30(2): 162–167.
[46] CLAYTON J L, LEVENTHAL J S, RICE D D, et al. Atmospheric methane flux from coals-preliminary investigation of coal mines and geologic structures in the Black Warrior Basin, Alabama[R]//HOWELL D G. The Future of Energy Gases: Geological Survey Professional Paper 1570. [S. l. ]: United States Geological Survey, 1994: 471-492.
[47] 于航,刘强,李彦尊,等. 大规模海上CCS/CCUS集群项目研究与思考[J]. 石油科技论坛,2023,42(2):90–95. doi: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.011 YU Hang, LIU Qiang, LI Yanzun, et al. Research and thinking of large-scale offshore CCS/CCUS cluster projects[J]. Petroleum Science and Technology Forum, 2023, 42(2): 90–95. doi: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.011
[48] 李琦,李彦尊,许晓艺,等. 海上CO2地质封存监测现状及建议[J]. 高校地质学报,2023,29(1):1–12. LI Qi, LI Yanzun, XU Xiaoyi, et al. Current status and recommendations of offshore CO2 geological storage monitoring[J]. Geological Journal of China Universities, 2023, 29(1): 1–12.
[49] ZHANG Weicheng, LIAO Wenyu, ECKERT A, et al. Wellbore integrity evaluation for CO2 sequestration wells: an integrated experimental, geochemical, and numerical investigation[R]. ARMA 2022-0816, 2022.
[50] 郝宁,刘琦,包琦,等. 纳米改性固井水泥在CO2地质封存中的应用现状及进展[J]. 应用化工,2023,52(9):2621–2626. doi: 10.3969/j.issn.1671-3206.2023.09.027 HAO Ning, LIU Qi, BAO Qi, et al. Application status and progress of nano-modified oil well cement in CO2 geological storage[J]. Applied Chemical Industry, 2023, 52(9): 2621–2626. doi: 10.3969/j.issn.1671-3206.2023.09.027
[51] 赵莉,刘琦,马忠诚,等. 用于CO2地质封存的pH响应型智能凝胶封窜剂研究进展[J]. 油田化学,2020,37(2):374–380. ZHAO Li, LIU Qi, MA Zhongcheng, et al. Progress on pH responsive smart gels as sealants for CO2 geologic storage[J]. Oilfield Chemistry, 2020, 37(2): 374–380.
[52] 刘建新,田启忠,张瑞霞,等. 耐CO2腐蚀油井管材的选用[J]. 腐蚀科学与防护技术,2012,24(1):77–78. LIU Jianxin, TIAN Qizhong, ZHANG Ruixia, et al. Selection of CO2 corrosion-resistant oil well pipe[J]. Corrosion Science and Protection Technology, 2012, 24(1): 77–78.
[53] 殷宏. CO2驱油集输系统管线腐蚀特性及选材技术研究[J]. 油气田地面工程,2021,40(12):65–69. doi: 10.3969/j.issn.1006-6896.2021.12.013 YIN Hong. Study on corrosion characteristics and material selection technology of pipeline in CO2 flooding gathering and transportation system[J]. Oil-Gas Field Surface Engineering, 2021, 40(12): 65–69. doi: 10.3969/j.issn.1006-6896.2021.12.013
[54] 刘向斌,黄伟明,马文海,等. 水驱老井转CCUS注入井风险评价方法[J]. 石油钻采工艺,2022,44(6):752–757. LIU Xiangbin, HUANG Weiming, MA Wenhai, et al. Risk evaluation method for converting previous water injection wells to CCUS injection wells[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(6): 752–757.
[55] ZULQARNAIN M, ZEIDOUNI M, HUGHES R G. Risk based approach to identify the leakage potential of wells in depleted oil and gas fields for CO2 geological sequestration[R]. CMTC 486032, 2017.
[56] 王晓桥,马登龙,夏锋社,等. 封储二氧化碳泄漏监测技术的研究进展[J]. 安全与环境工程,2020,27(2):23–34. WANG Xiaoqiao, MA Denglong, XIA Fengshe, et al. Research progress on leakage monitoring technology for CO2 storage[J]. Safety and Environmental Engineering, 2020, 27(2): 23–34.
[57] 刘文武,李超,刘家荣,等. 二氧化碳地质封存钻探关键技术研究[J]. 矿产勘查,2023,14(4):625–630. LIU Wenwu, LI Chao, LIU Jiarong, et al. Research on key drilling technology of carbon dioxide geological storage[J]. Mineral Exploration, 2023, 14(4): 625–630.
[58] ZHANG Zhen, HE Xupeng, LI Yiteng, et al. Locating CO2 leakage in subsurface traps using Bayesian inversion and deep learning[R]. SPE 213522, 2023.
[59] YANG Baolin, SHAO Chun, HU Xinling, et al. Advances in carbon dioxide storage projects: assessment and perspectives[J]. Energy & Fuels, 2023, 37(3): 1757–1776.
-
期刊类型引用(1)
1. 马统师，梁军成，谷正高，程建文，田旭超. 煤层气井用清水压裂支撑剂制备及性能研究. 粘接. 2024(11): 110-112+116 . 
百度学术
其他类型引用(3)
计量
- 文章访问数: 249
- HTML全文浏览量: 88
- PDF下载量: 118
- 被引次数: 4
