本技术公开了一种热CO<subgt;2</subgt;辅助电磁加热原位储碳与制氢协同方法,属于油气储层原位储碳与制氢技术领域,解决了目前注氧燃烧储层原位制氢会生成CO<subgt;2</subgt;等气体的问题,方法包括选择目标储层、打井并布制制氢协同设备、基于目标储层类型对目标储层改造和开发、注入高温CO<subgt;2</subgt;、开启电磁加热制氢及产氢井的微波发射装置继续加热储层至生氢温度并保持当前储层温压条件生氢、开启电磁加热制氢及产氢井进行生产:待氢气产量迅速下降时关井停产;本发明避免了氢气产生过程CO<subgt;2</subgt;气体的产出,同时简化了含氧气体、水蒸气等多次注入流程;本发明采用注入高温CO<subgt;2</subgt;预热储层的方式降低电磁加热的成本,同时又可实现CO<subgt;2</subgt;的利用与地质封存,从而保证了CO<subgt;2</subgt;地质封存和原位制氢协同效果。
背景技术
温室气体排放导致全球气候变化问题日益严峻,“碳达峰、碳中和”有助于减少温室气体排放,减缓全球变暖的速度,同时,氢气(H2
)被认为是21世纪最具潜力的清洁能源,美国约95%的氢气是通过以天然气和水为原料的蒸汽甲烷重整(SMR)生产的。该技术的缺点是二氧化碳排放量高,约为9-10kgCO2
e/kgH2
,这加重了CCUS减轻温室气体足迹负面影响的负担,集成SMR和CCUS是一项相对成熟的技术,要将其成本大幅降低是一个巨大的挑战。
将石油和天然气通过地下热裂解等方式转化为清洁的氢气是有望实现2050年石油工业脱碳的技术方案,储层原位制氢可以直接从油气储层中生成和提取氢气,同时利用井下氢膜分离器将所有碳产物锁定在地下。基于油气田现有的基础设施,不需要碳氢化合物的提取、分离、运输,可以显著降低制氢成本,而目前储层原位制氢技术多为向煤储层、稠油油藏或者废弃油藏注入空气点燃,即使用原位燃烧气化(ISCG)的方法制氢。虽然技术经济评估(TEA)显示,在不同实验假设下ISCG方法的成本可显著降低。然而,即使在地下,使用原位燃烧气化(ISCG)的方法制氢过程也不可避免地会因注入空气而产生大量的CO2
。
中国专利202311482466.5公开了一种适用于油藏地下原位制氢的方法,该方法公开了一种在同一储层中设置上、中、下三口水平井和一口温度检测井的原位制氢方式,其中,中部水平井设置加热装置,井周围进行密切割体积压裂并以催化剂和导热剂填充形成反应区;下部水平井进行原位点火并注入含氧气体,以使其不完全燃烧以产生CO和CO2
并形成气化区;利用加热升温装置升温至450℃以上,当气化区气体进入反应区时,注入水蒸气进行高效制氢;但是该方法存在以下不足:
(1)该技术需要打四口水平井,经济效益较差;
(2)其本质仍为注氧燃烧加热储层,无法避免CO2
气体的生成,虽然可以通过氢气过滤膜避免其开采到地面,但是同样无法实现CO2
的利用;
(3)储层点火燃烧对有机质的要求较高,不具有油藏的普适性。
中国专利202210955852.0公开了一种利用井下电加热实现近井地带原位制氢方法,所述方法通过在井下设置电加热装置和温度监测装置对近井地带储层进行加热,储层中的天然气在经过生产井的近井地带地层时,在高温条件下与原位产生的水蒸气混合,在岩石表面的纳米催化剂作用下发生制氢反应,产生包括氢气和以二氧化碳为主的其它组分产出物,最终将产出的氢体和其它组分进行分离并将其它组分通过临近的注入井回注入地层中,但是该方法存在以下不足:
(1)所述方法本质仍为有机质与水蒸气加热分解,无法避免CO2
气体的生成,且该技术不能通过过滤膜实现CO2
等伴生气的原位封存,即使回注也增加了成本,更无法实现CO2
的利用。
(2)该技术方法完全用地下电加热的方式加热储层,成本较高。
针对上述问题,我们提出了一种热CO2
辅助电磁加热原位储碳与制氢协同方法。
实现思路