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CO2 吞吐技术在油田应用中的研究发布时间：2022-01-05T02:53:10.276Z 来源：《中国科技人才》2021年第21期作者：黄倩廖宇李慧姝刘静静[导读] CO2 吞吐主要采用的是同井注采方式，将一定量的液态 CO2 通过油井的油套环空注入油藏后进行焖井处理，待焖井一段时间后再重新恢复采油，以此来补充地层能量，降低原油黏度，改善油藏孔渗结构，进而达到提高注入流体渗流能力、单井产量和油藏采收率的效果[1]。
苏州经贸职业技术学院江苏苏州 215000摘要： CO2 吞吐作为一种高效的三次提高采收率技术，其主要原理包括 CO2 与原油的溶解降粘作用、 CO2 与原油的萃取抽提作用、CO2-地层水-岩石间的相互作用、 CO2 的溶解气驱作用。
CO2 吞吐技术在致密油藏、稠油油藏、低渗裂缝油藏中均有较广泛的应用，可通过 CO2 单井吞吐、单井多轮次吞吐以及油水井联作式吞吐等方式进行增产开采，且在实施 CO2 吞吐以后油井含水率降低，原油增产效果显著。
关键词： CO2；CO2 吞吐；提高原油采收率；油田应用；吞吐效果CO2 吞吐主要采用的是同井注采方式，将一定量的液态 CO2 通过油井的油套环空注入油藏后进行焖井处理，待焖井一段时间后再重新恢复采油，以此来补充地层能量，降低原油黏度，改善油藏孔渗结构，进而达到提高注入流体渗流能力、单井产量和油藏采收率的效果[1]。
CO2 吞吐是一种稠油冷采的工艺技术，适用于低孔、低渗、低能、非均质性强或无法建立注采系统的稠油油藏和致密油藏[2]。
1 CO2 吞吐技术提高原油采收率原理1.1 CO2 与原油的溶解降粘作用将 CO2 注入地层进行焖井处理后， CO2 凭借自身较强的溶剂化能力可溶解于原油，并与原油之间形成油包气状态，使其体积系数、膨胀系数及溶解气油比增大，进而降低原油粘度，提升储层弹性能量，增加原油在地层孔隙中的流动性[3]，其中 CO2 在吉林扶余油藏原油中的溶解度测试结果如表 1 所示。
油气藏评价与开发第2卷第4期2012年8月RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT腰英台油田二氧化碳驱油地面注入工艺技术徐银祥，彭一宪，邵焕彬（中国石化华东石油局工程技术设计研究院，江苏南京210031）摘要：随着油气资源勘探开发程度的加深,开采难度逐步加大，常规注水开发条件下地质储量不能经济有效的动用，利用CO2驱油提高采收率已成为研究焦点之一。
2009年中国石化针对腰英台油田特低渗透油藏特征，在腰西区块DB33井区开展了CO2驱油开发试验。
采用“CO2循环预冷，注入泵前喂液增压，泵后CO2换热升温”的液相注入工艺技术。
从运行效果来看，系统运行安全稳定，配注井的注入量、压力、温度等各项指标正常，证明采用液态泵注工艺能满足CO2驱油提高采收率的要求。
关键词：腰英台油田；CO2驱油试验；泵注工艺；采收率中图分类号：TE357.7文献标识码：ACO2flooding surface injection technology of Yaoyingtai oilfieldXu Yinxiang,Peng Yixian and Shao Huanbin(Engineering Design Research Institute,East China Petroleum Bureau,SINOPEC,Nanjing,Jiangsu210031,China)Abstract:With the further development of hydrocarbon resources,exploitation become more difficult.Geological reserves under the conventional water flooding development conditions can not be used effectively.As a result,using CO2flooding to improve oil recovery has become one of the research focuses.In2009,CO2flooding development experiment had been done in west Yao area DB33block because of the low permeability of Yaoyingtai oilfield.This experiment applied the technology of CO2circulation pre-cooling,boosting before injection,and CO2heat exchange and temperature rise after pumping.The effect of operation proved that the operation system is safe and stable,the well injection quantity,injection pressure,temperature index are normal,and the liquid pump injection process can meet the requirement of improving oil recovery by CO2flooding.Key words:Yaoyingtai oilfield,CO2flooding test,pump injection process,recovery腰英台油田为低孔特低渗透油藏，油井自然产能低，采油速度低，地层压力下降快，采收率仅9.9%。
注二氧化碳采油技术及施工准备工作初探摘要：因二氧化碳与原油的特殊作用机理，二氧化碳采油技术越来越受到各大油田的重视。
该技术既可适用于埋藏深、储油物性差的油藏，也可适用于低渗透、高粘、高凝油等难开采油层，既可适用于油田的中后期开采，也可适用于新油田的开发。
本文简要介绍了二氧化碳采油技术以及施工前准备工作，仅供大家参考和讨论。
关键词：二氧化碳驱油，二氧化碳吞吐，三次采油，施工准备自从沃顿（Whorton）等人于1952年取得第一个利用二氧化碳（CO2）采油的专利以来，CO2采油技术始终是石油开采领域的研究重点。
CO2采油技术应用较多的主要是美国、前苏联、加拿大、英国等国家。
研究表明，将CO2注入油层，不仅能大幅提高采收率，而且可达到CO2减排的目的，满足环保和油藏高效开发的双重要求。
一、CO2采油机理CO2驱油机理极其复杂，且与油藏压力、油藏温度、油藏流体性质有密切关系。
通过研究国外CO2在现场中的应用，联系我国油藏工程所做的研究工作，得出CO2驱油的主要机理有降低原油粘度、改善流度比、原油体积膨胀、萃取和汽化原油中的轻烃、混相效应、降低界面张力、溶解气驱作用，同时由于酸化作用的存在可以提高储层渗透率。
二、注CO2采油技术目前注CO2采油技术主要有CO2驱油和CO2吞吐两大类，其中CO2驱油应用最为普遍。
1. CO2驱油CO2混相驱和CO2非混相驱是CO2驱油应用最为普遍的两大措施，采油机理主要有促使原油膨胀、改善油水流度比、溶解气驱等。
1.1 混相驱混相驱油是在地层高温条件下，原油中轻质烃类分子被CO2析取到气相中，形成富含烃类的气相和溶解CO2的液相（原油）两种状态。
在稀油油藏条件下CO2易与原油发生混相，在混相压力下，处于超临界状态的CO2可以降低所波及油水的界面张力，CO2注入浓度越大，油水相界面张力越小，原油越易被驱替。
通过调整注入气体的段塞使CO2形成混相，可以提高原油采收率增加幅度。
1.2 非混相驱非混相CO2驱开采稠油的主要机理是：降低原油黏度，改善油水流度比，使原油膨胀，乳化作用及降压开采。
二氧化碳采油技术在超稠油热采上的应用工作总结针对油田开发后期，注水开发已经越来越困难，采出程度也越来越低的情况，研究应用二氧化碳三元复合吞吐采油技术，利用CO2吞吐技术与化学吞吐、化学解堵、气举助排相结合的复合性增产措施，解决了超稠油热采开发的问题。
该工艺技术有降粘，提高油层能量，增强原油流动性和调整油层纵向吸汽剖面，提高油层纵向动用程度的作用。
二氧化碳超稠油热采表面活性剂1 概述进入油田开发后期，注水开发已经越来越困难，采出程度也越来越低。
提高原油采收率成为油田主要的研究课题。
二氧化碳三元复合吞吐采油技术是针对超稠油热采开发的具体情况采取的一种单井增产措施。
该项技术是把CO2吞吐技术与化学吞吐、化学解堵、气举助排相结合的复合性增产措施。
在稠油热采前，先注入一定量的表面活性剂，再注入一定量的二氧化碳，焖井反应后注汽，其工艺技术有降粘、提高油层能量，增强原油流动性和调整油层纵向吸汽剖面，提高油层纵向动用程度的作用。
2 采油机理2.1 CO2采油机理研究2.1.1 CO2溶解气使原油体积膨胀大量室内实验表明，原油中充分溶解CO2后可使原油的体积膨胀10%-40%，注入CO2后原油的体积增加，其结果不仅增加了原油的内动能，而且也大大减少了原油流动过程中的毛管阻力和流动阻力，从而提高了原油的流动能力。
2.1.2 CO2溶解气降低了原油的粘度当原油中的CO2溶解气饱和后，能够大大降低原油的粘度。
在地层条件下，压力越高，CO2在原油中的溶解度也就越高，原油的粘度降低越显著。
2.1.3 CO2溶解气具有气驱及解堵能力油层中的CO2溶解气，在井下随着温度的升高部分游离汽化，以压能的形式储存部分能量。
当油层压力降低时，大量的CO2将从原油中游离，将原油驱入井筒，起到溶解气驱的作用，由于气体具有较高的运移速度，从而将油层堵塞物返吐出来。
用CO2溶解气驱可采出地下油量的18.6%，对油气采收率的提高具有非常重要的意义。
CO2注入技术在油田提高采收率中的应用与优化摘要：CO2注入技术是一种有潜力提高油田采收率的高级方法。
它基于增加压力、降低黏度和改进驱替效率的原理，但需要精心规划、监测和优化，以确保其成功应用于油田开发。
同时，应综合考虑环境和经济因素，以实现可持续的油田开发。
关键词：CO2注入技术；油田提高采收率；应用；优化1CO2注入技术在油田提高采收率中的应用原则CO2注入技术，也被称为二氧化碳驱替法，是一种用于提高油田采收率的高级采收率方法。
这项技术的原则是在油田中注入二氧化碳（CO2），以增加油藏中的压力，减少原油黏度，并促使原油更容易流动，从而提高采收率。
以下是CO2注入技术在油田中应用的原则。
1.1增加储层压力CO2注入通过增加储层内部的压力来推动原油向井口移动。
这种增加的压力有助于克服地层中的阻力，使原油更容易流向生产井。
1.2降低原油黏度CO2与原油发生物理和化学反应，降低原油的黏度。
这有助于减少黏度阻力，使原油更容易流动，提高采收率。
1.3提高驱替效率CO2注入改善了驱替效率，因为CO2具有较低的相对渗透能力，可以将原油中的残余油推出来。
此外，CO2还可以提高油藏中的原油的可驱性，使更多的原油可被驱替出来。
1.4选择适当的注入策略选择适当的CO2注入策略非常重要。
这包括确定注入速率、注入压力、注入气体浓度和注入周期等参数，以最大限度地提高采收率。
1.5监测和优化持续的监测和优化是CO2注入成功的关键。
通过定期监测注入后的油田性能，可以识别任何问题并采取适当的措施来改进注入策略。
CO2注入技术虽然有助于提高采收率，但也需要考虑其对环境和经济的影响。
确保CO2来源可持续和环保，并考虑气候变化政策对CO2排放的影响。
2CO2注入技术在油田提高采收率中的应用措施CO2注入技术在油田提高采收率中的应用需要采取一系列措施，以确保技术有效实施和最大程度地提高采收率。
以下是一些关键的应用措施。
2.1地质和储层评估在应用CO2注入技术之前，需要对油田的地质特征和储层条件进行详细评估。
co2在油田注井驱油的应用CO2在油田注井驱油的应用引言：油田开发是现代社会能源供给的主要来源之一，为了提高油井的产能和延长油田的寿命，注水驱油技术被广泛应用。
然而，传统的注水驱油技术存在着一些问题，如水资源的浪费和环境的污染。
近年来，CO2注井驱油技术逐渐受到关注，被认为是一种环境友好且高效的油田开发方法。
本文将重点介绍CO2在油田注井驱油中的应用。
1. CO2注入技术的原理CO2注入技术是通过将CO2气体注入到油层中，改变油水相对渗透率的比例，从而提高原油的采收率。
CO2在高压下可以存在于气态、液态和超临界态，这使得CO2能够在油层中表现出独特的溶解和驱替油的能力。
CO2注入后，会与原油中的组分发生物理化学反应，改变原油的流动性，减小油与岩石的粘附力，促进原油的流动，从而提高采收率。
2. CO2注入技术的优势CO2注入技术相比传统的注水驱油技术具有以下几个优势：2.1 环境友好：CO2注入过程中不消耗水资源，并且CO2气体可以从工业废气中回收利用，减少对大气的污染。
2.2 高效提高采收率：CO2注入可以改变油层的渗透性，减小油与岩石的粘附力，促进原油的流动，提高采收率。
2.3 增加油田寿命：CO2注入技术可以延缓油井的衰竭速度，延长油田的寿命。
2.4 降低开发成本：CO2注入技术可以提高采收率，减少开发成本，增加经济效益。
3. CO2注入技术的应用案例3.1 美国埃尔克山油田美国埃尔克山油田是CO2注入技术应用最早、最成功的案例之一。
通过将CO2气体注入油层，原油采收率从传统的30%提高到了50%以上，使得该油田成为美国最大的CO2驱油项目之一。
3.2 挪威斯诺韦特油田挪威斯诺韦特油田是北海地区最大的CO2驱油项目，通过将CO2气体注入油层，原油采收率提高了10%以上。
此外，CO2注入还可以将原本难以开采的重质油转化为易开采的轻质油。
4. CO2注入技术的挑战与展望尽管CO2注入技术在油田驱油中有许多优势，但也面临一些挑战。
腰英台油田DB33井区注CO2工艺应用浅谈
【摘要】腰英台油田为低孔特低渗油藏，为提高腰英台油田采收率，2010年在腰英台油田db33井区利用松南气田脱出的co2气开展了co2驱油先导试验。
腰英台油田db33井区注co2站投产时，由于是在冬季，投产过程中遇到诸多问题。
经过参建单位共同努力，最终圆满完成了腰英台油田db33井区注co2站投产工作。
此论文主要是对压注系统在运行过程中遇到的问题进行分析总结，为同类系统运行作为参考材料。
【关键词】腰英台油田压注工艺问题措施分析总结
co2驱油自上世纪50年代开始作为提高采收率的一种方法，中石化华东分公司自2005年在苏北盆地草舍油田泰州组油藏进行了co2混相驱油提高采收率先导试验，对应采油井已出现见效趋势。
腰英台油田为低孔特低渗油藏，均属于低-特低渗难采储量。
主要依靠水驱补充地层能量，由于储层物性差，水驱标定采收率仅18%。
集团公司决定2010年在腰英台油田db33井区利用松南气田脱出的
co2气开展co2驱油先导试验，既能有效利用松南气田采出的co2，又能开展co2驱油解决腰英台油田低渗难采储量的动用问题，克服水驱存在的油井见水后产液指数大幅度下降、油井含水率上升、产油量急剧递减等问题，提高腰英台油田采收率。
1 腰英台油田db33井区注co2地面工艺简介
此次腰英台油田db33井区地面压注、co2回收系统分三个阶段实施，2010年已完成的属于第一阶段，此次工艺流程为：靠近松南气
站建成co2压注站1座，从松南天然气处理站的co2储罐来液co2，经喂液泵升压至2.0mpa以上，进入专用co2压注泵再增压至20mpa，进入水套加热炉的盘管换热，液态co2由-20℃升温至10℃后进入高压分液器，分配至db33井区已建db33-6-4注水配水间，再经计量后分配至各注水井井口，注入井下。
2 投产运行中遇到的问题、分析及采取的措施
co2地面压注系统生产初期，由于此时只是对两口注气井进行投注，注入总量与原设计投注量相差较大，以及因为站外注气支干线设计为利用老注水管线、屏蔽泵回气管线设计不合理等因素，初期运行过程中遇到诸多问题，投产小组立足于现场进行具体分析，奋战一个多月，最终使整个压注系统平稳运行。
2.1 对屏蔽泵、压注泵进行灌泵时，液态co2气化严重，灌泵时间较长
分析：松南气田球罐内c o2压力为1.85mpa，温度为-210c，根据co2相态变化曲线，此时进入co2压注站的介质处于气液相平衡态附近，由于原管线内为常压，液态介质进入空管道后压力降低，开始不断气化，所以增加了灌泵排气时间。
措施：对新管道投入液态co2介质前，先利用球罐内气相co2迅速为新管线进行充压，待新管道内压力与球罐内压力持平（1.85 mpa 左右），则液态co2投入新管道时将不再或是少量进行气化。
因为利用球罐内气相co2为新管线进行充压时间较短，所以大大缩短了整个排气、灌泵时间。
2.2 屏蔽泵、压注泵灌泵、排气阶段，放空管线汇管出现冻堵现象
分析及措施：原设计中各个设备的放空管线最终汇总在一根汇管上，原放空管线管径小，并且管线内有存水，造成了放空汇管冻堵不畅。
经设计方同意，将屏蔽泵、压注泵、分液器放空管线分开，每台设备单独新敷设一条放空管线，沿地面敷设，解决了放空管线不畅的问题，并便于以后放空管线的管理。
2.3 此次利用老注水管线注co2，管线冻堵现象严重；
分析：
（1）液态co2低压流动时，因压降而气化，造成温度下降，因为老注水管线内的存水无法保证完全清除干净，遇老注水管线内含有大量的水分后易结冰形成冰堵；
（2）液态co2中可能含有过量水分，水分和co2形成“水合物”（当气体中含有过饱和状态的水蒸汽或液态水，合适的压力温度，同时存在压力波动，气体流向突变引起的扰动以及存在晶种等辅助条件，就可以形成水合物。
co2生成水合物的临界最高温度为10℃）操作人员在开启阀门时过猛，造成管道内压力波动较大，水合物从管壁脱落下来，随介质流动时堵在弯头或阀门处，造成管道堵塞，水合物在常压（低压）下容易分解，时间一长就会自行解堵。
措施：堵塞管段为dn50长度800米的20号碳钢管线，容积大概为1.6方。
首先对堵塞管段进行泄压，后将此管段两端敞口，使水合物在常压下自行分解，12小时后从堵塞管段两端自行排出部分堵
塞物，但整段管线未全部畅通。
后利用手摇计量加油泵对堵塞管段注入工业酒精0.95方，利用工业酒精低熔点的特性使管道内水合物自行分解。
经过近24个小时的自行分解、泄压，较好的解决了老注水管线冻堵问题。
2.4 屏蔽泵进口过滤器有堵塞现象；
分析及措施：屏蔽泵进口过滤器堵塞主要原因是过滤网过密，过滤网前后压差较大，致使在过滤网处干冰形成较严重。
后采取两项措施缓解了干冰在过滤网处的形成：
（1）将滤网规格进行了调整，孔目数调整为60目（之前为200目）；
（2）在屏蔽泵进液前先利用球罐内气相co2迅速为屏蔽泵管段进行充压，使管道内压力达到1.85 mpa左右，降低屏蔽泵进液后过滤网前后压差。
2.5 屏蔽泵运行不正常，屏蔽泵本体温度过热，泵在运行过程中并没有出现泵体该有的结霜现象，对屏蔽泵造成了损伤
分析及措施：液态co2需经喂液泵电机转子与定子间形成的环形空间，对电机冷却，自身汽化，这部分气液混合物经屏蔽泵回气管线回流到储罐，通过分析认定为设计院对屏蔽泵回气管线设计不合理，导致屏蔽泵回气不畅，以致屏蔽泵无法进行自身冷却而烧毁轴承。
经向设计院建议，对屏蔽泵的回气管线进行了改造，自泵接口到球罐接口不再有下弯存液处，并且管线全部架空敷设，改造完成后屏蔽泵运行良好。
2.6 压注泵运行过程中，压注泵存在“气锁现象”，（所谓“气锁”就是co2气体进入泵筒后，柱塞运转压缩气体，使固定凡尔打不开，液态co2不能进泵）并且压注泵出口时常震动较大
分析：压注泵输送介质为液态co2，液态co2具有极强的气化趋势、很低的粘度（与水相比），由液态到气态，co2体积膨胀为500-550倍左右，压注泵吸入介质时压注泵进液阀阻力损失的存在，处于气液平衡状态的液态co2将发生气化，同时柱塞要对液态co2做功，泵头降温又不够，使液态co2温度一定程度上升高。
松南天然气处理厂球罐内co2来液压力为1.85mpa，温度为-210c，根据co2相态变化曲线，此时进入co2压注站的介质状态已经在气液相平衡附近，所以由于压力损失及对其做功使温度升高的原因，液态co2在泵筒中气化较为严重。
措施：
（1）在液态co2进压注泵前用屏蔽泵进行增压，保证进入泵腔的co2为过饱和蒸汽压以上的液相状态；
（2）适当延长压注泵泵头排气阀开启时间，同时使泵头结霜，保证泵头处在低温度状态；
（3）压注泵出口时常震动较大原因是压注泵进口供液不足，启用屏蔽泵同时也解决了压注泵因自吸供液不足产生的震动现象。
2.7 db33老配注间新更换的co2流量计存在
干冰堵塞现象
分析及措施：db33老配注间原单井配注管线为dn50，新更换的
co2流量计为dn25，在流量计上下游存在变径接头、截止阀等截流处，使流量计前后压差较大，在流量计阀芯位置干冰形成较严重。
经过实地操作实验，在流量计启用前将流量计上下游管段注入少量工业酒精，启用流量计时小幅度、慢节奏开启上下游阀门，就较好减缓了干冰形成。
2.8 加热炉燃烧室出现大量冷凝水，加热炉无法正常运行
分析：压注站加热炉介质流量偏小，达不到设计流量，出现了“大马拉小车”现象，在这种低温、低流量运行状态下，燃烧室才出现了大量冷凝水，造成燃烧器压力开关进水，导致燃烧器因故障熄火，点火失灵。
措施：
（1）在加热炉燃烧室增设外排冷凝水措施；
（2）将加热炉介质出口温度放宽到25℃，燃烧器运行范围控制在15℃-25℃，较好延缓了燃烧室内冷凝水的形成。
3 总结及建议
（1）与co2介质有关的所有流程管线，在投产前尽可能清空管线内的杂质，特别是存水。
在投注初期流程内介质状态很难一开始就达到设计中的物理状态，在缩颈、节流位置，容易因co2气化吸热，遇管线内水分后形成冰堵；
（2）流程投入液态co2前尽可能先利用气相co2为流程充压，建立合理压力场后，可以减缓投入液态co2时液态介质气化程度，并且能够减缓由于节流位置前后压差大而形成干冰的趋势；
（3）设备排气管线要合理，避免由于管径小，排气时在缩颈位置出现干冰堵塞现象；并且各自设备的排气管线尽可能单独敷设，运行过程中互不影响，便于以后生产管理；
（4）由于升温、降压，部分液态co2汽化形成气液混合物，易使喂液泵气蚀、注入泵气锁，工艺管路设计时要减少管路盲段，即液体不流动区，防止盲管内液体汽化，而影响机泵的正常使用；（5）液态co2中可能含有过量水分，水分和co2形成“水合物”，操作人员在开启阀门时过猛，易造成管道内压力波动大，形成水合物并脱落下来，容易造成管道堵塞，所以开关阀门时要小幅度、慢节奏操作；
（6）喂液泵入口压头需保证大于喂液泵允许气蚀余量；屏蔽泵是依靠液态co2在泵体内经过对自身进行冷却的，屏蔽泵回气管线内的co2是气、液相共存，回气管线如存在下湾存液处，则容易因为出现气堵现象，影响屏蔽泵运行；
（7）co2压注泵自吸能力较差，如果无屏蔽泵提前为其进行增压供液，压注泵运行中会出现“出口震动较大”、“气锁”等诸多问题，长时间运行影响压注泵设备生产寿命，同时易使流程出现疲劳损伤，存在安全隐患；
（8）常压加热炉不像真空加热炉，其燃烧室内如出现大量冷凝水，则很难顺着烟道排出加热炉，建议常压加热炉选型时应要求其燃烧室有排水口。
参考文献
[1] 周正平；稠油井co2吞吐采油技术[j].海洋石油，2003，（03）
[2] 郭文斌，陈晓威；管道输送二氧化碳单井吞吐工艺[j].石油钻采工艺，1999，（01）。
