王維波，黃春霞，江紹靜，湯瑞佳

陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，西安710075

CO2驅(qū)油與封存的地面注入工藝技術(shù)

王維波，黃春霞，江紹靜，湯瑞佳

陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，西安710075

延長油田靖邊喬家洼油區(qū)開展了CO2驅(qū)油與封存先導(dǎo)試驗(yàn)，初步建成單井CO2注入能力為10～20 t/d的地面注入系統(tǒng)。該系統(tǒng)主要由低溫儲罐、屏蔽泵、注入泵、水浴式汽化器及閥門儀表組成，儲罐為系統(tǒng)連續(xù)供液，屏蔽泵為注入泵預(yù)增壓，水浴式汽化器為儲罐增壓。運(yùn)行初期發(fā)現(xiàn)儲罐充液速度慢，注入泵進(jìn)口壓力低、預(yù)冷周期長、易氣阻。通過工藝改造和操作優(yōu)化，該系統(tǒng)逐步實(shí)現(xiàn)了正常注入，為低滲油藏中小規(guī)模CO2注入工藝積累了經(jīng)驗(yàn)。

CO2；驅(qū)油；封存；注入工藝；采收率

0 引言

CO2捕集、利用與封存（CCUS）和CO2提高采收率（CO2-EOR）是近年來國內(nèi)外備受關(guān)注的溫室氣體減排及提高原油采收率技術(shù)。美國、澳大利亞、加拿大等國已實(shí)現(xiàn)大規(guī)模管輸埋存驅(qū)油，管道輸送技術(shù)比較成熟[1]；國內(nèi)大慶、吉林等油田也進(jìn)行了CO2捕集、液化、輸送、儲存、注入、回收等一系列技術(shù)實(shí)踐［2-4］，并走在了CO2埋存與驅(qū)油技術(shù)的前列。

CO2地面注入工藝技術(shù)的難點(diǎn)在于工藝流程設(shè)計(jì)要合理，設(shè)備運(yùn)行參數(shù)要匹配。延長油田通過前期地質(zhì)研究和油藏評價(jià)，2012年在靖邊喬家洼油區(qū)開展了CO2驅(qū)油與封存的地面注入工藝先導(dǎo)試驗(yàn)，并逐漸向規(guī)模性注入工藝發(fā)展。

1 試驗(yàn)區(qū)概況

靖邊喬家洼CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部，含油層位為三疊系延長組長6層，油層埋深1 409.0～1 661.0 m，油層溫度44℃，原始地層壓力12 MPa；探明地質(zhì)儲量339.95萬t，油層有效厚度12.3 m，平均滲透率1.22×10-3μm2，平均孔隙度8.18%，屬典型的低孔、低滲巖性油藏。由于注水開發(fā)收效不明顯，為有效動用低滲透油藏儲量，采取CO2驅(qū)油提高采收率并實(shí)現(xiàn)溫室氣體地質(zhì)埋存。

2 地面工藝流程

目前試驗(yàn)區(qū)設(shè)計(jì)注入井5口，地面工藝流程主要由臥式低溫儲罐、出口配套的屏蔽泵、水浴式汽化器及多臺并聯(lián)注入泵等設(shè)備構(gòu)成。

設(shè)備參數(shù)如下：

液態(tài)CO2儲罐：有效容積為50 m3，設(shè)計(jì)壓力為2.5 MPa，設(shè)計(jì)溫度-40℃。

水浴式汽化器：汽化量為2 m3/h，設(shè)計(jì)壓力為2.0 MPa。

屏蔽電泵：排量10～15 m3/h，揚(yáng)程為40 m，出口壓力為2.0～3.0 MPa。

注入泵：進(jìn)口壓力為2～3 MPa，出口壓力為20 MPa，理論排量1.2 m3/h。

低溫罐車將化工廠捕集、壓縮、液化后的液態(tài)CO2運(yùn)輸至井場并卸入固定儲罐中，由儲罐出來的CO2經(jīng)屏蔽泵加壓送至注入泵再被注入井中。屏蔽泵后的汽化器在儲罐內(nèi)壓力不足的情況下啟用，可以將CO2氣化并返回至儲罐的氣相空間增壓，注入泵后的回流管道將注入泵出口多余排量回流至儲罐，維持注入泵出口壓力恒定。

注入初期的井口注入壓力為2～3 MPa，注入壓力隨注入量的增加逐步上升到8 MPa左右，單井注入能力為10～20 t/d。

3 運(yùn)行中存在的問題及優(yōu)化

3.1 注入泵進(jìn)口壓力不足

流程中采用的注入泵為往復(fù)高壓泵，理論排量為1.2 m3/h，要求進(jìn)口壓力2～3 MPa、出口壓力20 MPa。往復(fù)高壓泵雖有自吸能力，但其吸真空高度隨泵安裝地區(qū)的大氣壓力、液體的性質(zhì)和溫度而變化，而儲罐壓力一般維持在1.8～2.0 MPa，當(dāng)儲罐內(nèi)CO2剩余不足，壓力降低時(shí)，注入泵便無法啟動。為解決注入泵進(jìn)口壓力不足問題，在儲罐出口、注入泵之前加裝屏蔽泵（見圖1），可起到預(yù)增壓的作用，水浴式汽化器可利用氣化后的CO2返回儲罐氣相空間增壓，這樣即可滿足注入泵對進(jìn)口壓力的要求。

圖1 CO2驅(qū)單井注入流程示意

3.2 儲罐充液速度慢

CO2運(yùn)輸罐車往儲罐充液時(shí)，隨著儲罐中壓力的上升，充液速度變慢，甚至充不進(jìn)液。經(jīng)過摸索探討，充液時(shí)在罐車儲槽與儲罐氣相容器之間連接一根管子，使兩壓力容器間的氣相循環(huán)，借此平衡壓力，達(dá)到快速充液的目的。

3.3 注入泵預(yù)冷周期長

注入泵及進(jìn)出口管道充分預(yù)冷才能保證優(yōu)良的泵況，連續(xù)出液。夏季外界溫度高，管道開始預(yù)冷到結(jié)霜往往需要30 min甚至更長時(shí)間。由于管道、泵體溫降速度與其中通過流體的流量和流速成正比，預(yù)冷時(shí)，將進(jìn)出口管道上的排氣閥打開，并將柱塞泵上的排氣孔打開，逐步緩慢增大管道中的液體流量，加快液體循環(huán)，可以加快預(yù)冷速度，縮短啟泵時(shí)間。

3.4 注入泵氣阻不出液

注入泵進(jìn)口壓力要求2.0 MPa以上，運(yùn)行中經(jīng)常遇到泵出口不升壓或壓力波動，嚴(yán)重時(shí)泵內(nèi)有液體沖擊聲，甚至泵體振動，無法工作。這是由于泵內(nèi)液體大量氣化而堵塞流道造成的。液體的氣化溫度與壓力有關(guān)：壓力越低（或越高），所對應(yīng)的氣化溫度也越低（或越高），如果進(jìn)到泵內(nèi)的液體溫度高于進(jìn)口壓力所對應(yīng)的氣化溫度，則部分液體會產(chǎn)生氣化，形成氣泡。理論上要避免氣阻，應(yīng)該對流體采取加壓降溫的措施，將其溫度、壓力維持在P-T相圖的液相區(qū)。

實(shí)際操作時(shí)，啟泵之前充分預(yù)冷管道、泵體，盡量減少液態(tài)CO2在管道中吸熱氣化；泵在正常運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)，不定期將柱塞的排氣孔打開放空，減少泵腔氣堵的可能性。另外低溫儲罐不宜充裝過滿，否則罐內(nèi)壓力升高，泵出口回流難以回壓至儲罐中，泵體容易憋壓。泵本身也要避免空轉(zhuǎn)，防止產(chǎn)生氣化現(xiàn)象。

4 認(rèn)識及建議

注入系統(tǒng)自投入運(yùn)行以來，已成功注入液態(tài)CO2達(dá)1.0萬t以上。注入工藝操作靈活、注入平穩(wěn)、安全可靠，特別適合中小規(guī)?；蛘卟槐憬ㄕ镜膮^(qū)塊開展注氣，同時(shí)可以滿足不同地質(zhì)條件、不同壓力下的注入需要。在井口加裝放噴管道和放噴罐，單井注入系統(tǒng)也適用于CO2吞吐采油。如果對現(xiàn)有流程進(jìn)行必要的改造，該系統(tǒng)也可適用于脈沖式注入或水氣交替注入。

設(shè)備選型時(shí)要特別注意屏蔽泵與注入泵排量要匹配，避免“大馬拉小車”或“小馬拉大車”。屏蔽泵排量過大會造成大量液體回流，降低注入效率；屏蔽泵排量小，注入泵進(jìn)口供液不足會嚴(yán)重影響配注量。另外對于注入壓力、溫度、流量等數(shù)據(jù)的采集目前主要依靠人工，建議采用數(shù)據(jù)自動化采集系統(tǒng)，以增大數(shù)據(jù)采集量、提高數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性，為規(guī)模化注入實(shí)施提供技術(shù)積累。

[1]Bert Metz，Ogunlade Davidson，Heleen de Coninck，et al.IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage[R]. Cambridge，UK：Cambridge University Press，2005：179-192.

[2]谷延斌.低滲透油田二氧化碳注入工藝研究及認(rèn)識[J].油氣田地面工程，2005，24（6）：21-22．

[3]倪雙明，胡梅，解飛.二氧化碳驅(qū)礦場試驗(yàn)效果[J].油氣田地面工程，2013，32（2）：20-21．

[4]孫銳艷，王憲中，馬曉紅，等.黑59區(qū)塊二氧化碳驅(qū)地面工程技術(shù)[J].油氣田地面工程，2012，31（2）:37-38.

Surface Injection Technologyfor CO2Flooding and Sequestration

Wang Weibo，Huang Chunxia，Jiang Shaojing，Tang Ruijia
Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum（Group）Co.，Ltd.，Xi’an 710075，China

The pilot experiment of CO2flooding and sequestration was conducted in Qiaojiawa Block of Yanchang Oilfield and the surface injection system with CO2injection capacity of 10～20 t/d for single well was built preliminarily.The system consists of a low temperature storage tank，a shielding pump，an injection pump，a water bath vaporizer，valves and instruments.The storage tank supplies liquid continually for the system，the shielding pump pressurizes the injection pump in advance，the water bath vaporizer pressurizes the storage tank.Some problems were found in primary operation stage，such as the slow liquid filling rate of the storage tank，the low pressure，long pre-cooling period and prone to air lock at the injection pump inlet.Through process reformation and operation optimization，the injection system realizes normal injection gradually.The experience accumulated from the practice is useful for medium or small scale CO2injection into low permeability oilreservoirs.

CO2；flooding；sequestration；injection process；recovery rate

圖片報(bào)道：中亞管道某大型壓縮機(jī)站

國家科技支撐計(jì)劃“陜北煤化工CO2捕集、埋存與提高采收率技術(shù)示范”（2012BAC26B00）

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.02.011

王維波（1982-），男，陜西扶風(fēng)人，2012年畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，碩士，主要從事提高采收率理論與技術(shù)研究工作。

2014-09-14