曹万岩

大庆油田设计院有限公司

0 引言

CCUS-EOR（CO2捕集利用封存与提高石油采收率）技术不仅是中国实现“碳达峰、碳中和”的重要举措，也是低渗透油田大幅度提高采收率的战略性接替技术［1-6］。国家发展和改革委员会、国家能源局在发改能源〔2016〕513 号《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》中提出，在CO2封存利用领域，要重点发展驱油驱气、微藻制油等技术［7］。

中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）贯彻绿色低碳发展理念，将绿色低碳纳入公司发展战略，提出“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走的总体部署。CCUS-EOR 技术是绿色低碳发展的重要支撑技术［8-14］。中国石油大庆油田有限责任公司（简称大庆油田）积极践行绿色低碳发展理念，规划“十四五”期间建成百万吨级注入规模的CCUS-EOR 全产业链示范工程，以期带动国内CCUS-EOR 技术的规模化应用。

CCUS-EOR 全产业链示范工程包括CO2低能耗、大规模捕集，CO2安全可靠的长距离运输，以及CO2驱油埋存示范区建设，其中CO2驱油埋存示范区是全产业链建设的核心工程。因此，以前期试验为基础，统筹规划地面系统，高质量、高水平、高效益建设驱油埋存示范区，对于油田的效益开发与“双碳”目标的实现至关重要。

1 CO2 驱油前期试验地面工程取得的成果及经验

1.1 取得的成果

大庆油田于1965年首次在中国开展了小井距单井组碳酸水试注试验，开始探索CO2驱油技术，至今历经早期试验、先导试验、扩大试验、水敏油藏先导试验和工业化试验5 个阶段。尤其是2014年开展了“榆树林油田难采储量CO2非混相驱工业化试验”和“海拉尔苏德尔特油田CO2混相驱10×104t工业化试验”，扩大了实施规模。截至2022年底，累计注气211×104t，累计产油84.8×104t。工业化试验区连续6年产油量保持在9×104t/a 以上。伴随大庆油田CO2驱试验进程，地面工程形成了覆盖采出液集输处理、注入、腐蚀防护等各个生产单元的技术体系［15］。

1.1.1 特色集油技术

由于CO2驱采出液气油比高，采出液中含有大量CO2气体，使得采出液物性、井口出油温度及压力与常规水驱、聚驱等驱替方式相比均发生变化，采用常规集输处理工艺不能很好地适应CO2驱集油处理工艺需要。因此，大庆油田通过前期试验项目，不断摸索适用于大庆油田CO2驱开发需要的集油处理工艺技术［16］。

1.1.1.1 单井架罐拉油工艺

先导试验阶段，由于油井较为分散且产量较低，不利于集中建站集输，通常采取“单井井场架罐集油、罐车拉运”的生产方式。该工艺主要应用于榆树林油田树101 区块，集油工艺为：井口出油→高架集油罐缓冲存油→罐车拉油→卸油点。该工艺可保障过渡期小规模生产需求。由于油井间歇产出大量CO2，现场出现集油罐安全阀开启频繁且携带一定量原油外泄等问题。因此，先导试验阶段研制出“CO2驱油井井口集油罐”，该集油罐对出油口、出气口进行结构调整，同时增设两级孔板，以过滤“气中液”和“液中气”，解决了环保和生产问题，保障了开发试验进程。

1.1.1.2 环状掺水集油工艺

由于单井架罐拉油工艺井口设备较多，增加了管理点，同时伴生气就地放空造成资源浪费，并污染环境，因此工业化试验阶段采用了环状掺水集油的密闭集油工艺，并在常规环状掺水集油流程的基础上，对集油工艺进行了优化。采用小环掺水集油流程，将常规3～5 口油井组成1 个集油环的方式调整为2～3 口油井组成1 个集油环（集油环长度尽量小于1.5 km）；对于单井产液量为1 t/d 左右的采出井，采用“羊角环”集油工艺，即：适当增加单环辖井数，同时在单井管道进入集油环前设置截断阀，避免了1 口井冻堵影响整个集油环情况的发生。大庆榆树林油田CO2驱集输系统2015年全面投产，累计完成15×104t 原油的生产任务，集输系统运行较好，未出现冻堵、失效等情况。

1.1.2 转油工艺优化调整

大庆油田CO2驱油部署在低渗透油田。低渗透油田由于单井产量低、设计规模小，为了简化工艺流程、降低投资、提高效率，站场采出液处理通常采用高效节能的多功能组合装置，如转油站多采用“四合一”（分离、沉降、加热、缓冲组合装置）。在CO2驱油工艺中，针对采出液物性特征，在常规处理流程的基础上，增设了预处理工艺，即：CO2驱采出液进站后，在进入多功能组合装置之前，首先进入油气分离器进行气液的初步分离，该工艺较好地适应了采出液气液比变化较大，甚至间歇性出现CO2气段塞的工况。同时，为了提高气液分离效率，对油气分离器的内部结构进行了优化调整。

1.1.3 多种CO2注入模式

CO2气源，按相态可分为固态、液态、气态、超临界态、高压液态（密相态）。对于CO2注入相态的选择，需根据气源供应、输送方式、油藏注入参数等条件综合考虑。试验初期针对小规模的CO2驱油试验，研发了井场活动注入工艺。随着开发试验规模的扩大，形成了“建站集中注入”工艺模式。注入工艺也相应不断完善，由单泵单井注入工艺优化为“一泵多井”工艺。榆树林油田试验区采用“一泵多井”、液相集中注入工艺。已建集中注入站1 座、注入间6 座，建成液态CO2注入能力600 t/d，自2008年投产以来安全平稳运行多年，截至2022年底，累计注气114×104t。

1.1.4 采出气回收循环注入模式

针对伴生气外排污染环境、回收经济效益差的问题，确定了回收利用经济点。当伴生气中CO2体积含量小于等于30%时，伴生气可作燃料气使用；当伴生气中CO2体积含量大于30%时，对伴生气进行循环回注，形成了分离提纯后回注和混合回注两种技术路线，满足环保要求的同时，实现低成本循环注入。

1.1.5 采出液处理试验系统

通过开展采出液室内静置沉降分层试验和电脱水模拟试验，初步确定了现场试验装置的设计参数。在榆树林油田开展CO2驱采出液脱水现场试验，试验系统包括气液分离器、游离水脱除器、电脱水器及配套系统。通过试验，明确了脱水温度、停留时间、破乳剂加药量对于脱水的影响规律，确定并优化了游离水脱除及电脱水工艺参数。

1.1.6 CO2驱地面采出系统腐蚀防护技术体系

针对CO2驱采出液腐蚀性强的介质特性，对CO2驱地面采出系统进行在线腐蚀监测，建立了CO2驱地面采出系统腐蚀防护技术体系，采用“材质药剂，相互结合”的技术措施，实现地面采出系统的本质安全。海拉尔油田、榆树林油田CO2驱采出系统300 余口采出井已运行8年，未发生穿孔、渗漏等失效问题，应用效果较好。

1.1.7 采出系统配套化学剂

开展了CO2驱采出系统配套化学剂研究工作，研制的配套化学剂包括资产完整性保护化学剂、相分离化学剂。资产完整性保护化学剂：采用缓蚀剂CI-1009，加药量200 mg/L。现场应用期间，试验装置腐蚀速率由投加前的0.118 mm/a 降至0.012 mm/a，缓蚀率达89.8%，有效降低了地面系统的腐蚀速率。相分离化学剂：采用破乳剂DE-1215、絮凝剂CL-5013、浮选剂CL-2019、消泡剂AF-1005，提高了油水分离效果，确保了处理后水质达到低渗透油藏回注水指标，并保证系统平稳运行。

1.2 前期试验生产运行经验

针对CO2驱地面集输系统采出气量存在间歇性突高，从而导致采出液集输系统极易出现气段塞等不稳定工况的情况，加强对采出井油压、套压的监测，生产过程中出现异常时及时关井，防止管道冻堵。当发现管道及阀门轻微堵塞时，采取热水加热、泵车打压等方法进行疏通；堵塞严重时，采取管道放空、降压解堵等方法。

CO2注入地层后，为保证有效注入，防止发生地层注气气窜现象，采用水气交替注入的方式控制采出井见气速度。为探索水气交替的可行性，在海拉尔油田先导试验区优选贝14-X58-58 井开展了单井组橇装水气交替试验，气水比1∶1；2020年，在气窜严重的工业化一区，利用注水系统推广水气交替方式，共实施4 口井，气水比1∶1，有效控制了采出井产出气量。

2 驱油埋存示范区规划技术路线

“十四五”期间，大庆油田规划建成百万吨级注入规模的CCUS-EOR 全产业链示范工程。根据油藏潜力和碳源分布特点，部署源汇匹配（二氧化碳排放源与封存场地之间的空间优化对接）。碳源主要来自以下4 个方面：化肥厂合成氨装置放空高浓度CO2捕集，以及热电厂燃煤锅炉烟道气、炼油厂催化裂化烟道气、热电公司燃煤锅炉烟道气等低浓度CO2捕集。根据源汇位置，规划东西部各建一条输气干线，管道互通，输气量根据生产需求灵活调配。

先期建设长垣外围南部油田驱油示范工程，通过示范工程建设，形成可复制、可推广的CCUSEOR 地面工程配套技术。为充分发挥示范工程的引领作用，对建设区域实施大区域、全系统的统筹规划，应用“四化”（工艺优化、布局优化、管控智能化、用能清洁化）技术措施，打造CO2百万吨级注入规模“负碳”示范区。

2.1 工艺优化

在总结前期试验的实际运行情况以及阶段性成果的基础上，在示范工程中应用5 项技术实施工艺优化，从采出环节到回注环节均采用密闭流程，实现采出液集输处理到CO2伴生气回收循环利用全流程密闭，降低油气损耗，实现CO2零排放，在满足低碳环保总体要求的同时，降低工程投资。

2.1.1 “环状掺水、油气混输+分输”的采出液集输工艺

建立集输系统机理模型，通过对采出井产量、集油半径等工况的模拟计算，分别对油气混输、计量间分输、井口分输工艺进行对比。根据对比结果，结合榆树林油田CO2驱实际生产情况，优选集油工艺为：初期采用环状掺水集油混输工艺，后期随着气油比升高采用气液分输工艺。

2.1.2 “高效分离、混合处理”的采出液处理工艺

采出液处理站增设预分离装置，根据采出液物性设计新型油气分离器，优化分离器结构、提高分离效率。充分利用水驱已建脱水设备，对水驱与CO2驱采出液混合处理。

2.1.3 “密相注入、一泵多井、一管双注”的注入工艺

根据地质条件、注气井的注气压力等资料，合理选择注入模式。针对CO2气态、液态和超临界态3 种相态，进行全流程输送和注入方案比选，优选超临界（初期）/密相（后期）输送、密相注入方案。同时，采用“一泵多井”注入工艺，减少注入泵设置；注入管网采取“一管双注”实施水气交替，减少管网建设。示范工程一期规划注入规模90×104t/a，共计309 口注入井，规划减少注入管网148 km，节省投资5 000 余万元。

2.1.4 “分子筛脱水、压缩机增压、混合注气”的CO2回收循环利用工艺

充分利用外输高浓度CO2气源，简化CO2回收系统伴生气处理工艺。首先将伴生气进行除油、除杂质和分子筛脱水处理，然后通过压缩机增压后与外输气源混合，直接回注地下。与常规伴生气分离脱碳、液化增压注入相比，工艺简单、节省占地，并减少高耗能装置。

2.1.5 “材质药剂，相互结合”的CO2腐蚀防护措施

根据介质温度、压力等输送条件，对CO2腐蚀较严重的采出液站外集输管道及CO2回收集输管道采用耐蚀材质；在转油站设置预分离流程，提前分离出CO2后，介质腐蚀性大大减小，气液分离后的管道采用普通碳钢配合缓蚀药剂进行防腐。

2.2 布局优化

由于CO2驱是在已有水驱建设区域内开发利用，区域内已建有较为完善的油、气、水、电等地面设施。与水驱相比，CO2驱采出液物性和集输条件均有变化，且采出液腐蚀性较强，注入系统介质和注入压力也均有变化，如何在满足CO2驱采出、注入需求的同时，充分利用已有设施合理布局，是地面系统规划布局的重点。

详实的现状调查是优化布局的基础。首先，对各系统已建管道的设计参数、建设年限、材质、生产运行情况等进行调查；其次，对各系统站外工艺现状，如原油集输系统布站方式、集输工艺、井站管辖关系，目前系统生产参数、运行情况等进行梳理；最后，对各级站场建设现状，如站场主体工艺、设备设施建设年限、生产运行情况等进行调查。

接下来，应用“三步法”规划思路，将CO2驱新建工程和已建系统进行有机整合，实施大区域、全系统的布局优化。

第一步：优化调整已建系统。对于原油集输系统，考虑对区域内CO2驱油井采出液进行集中处理，对站外系统布局进行优化调整，尽量减少涉及已建转油站的数量，从而减少站场改造工程量。示范工程一期，将改造转油站由7 座优化至2 座，同时，通过集输系统优化调整，核减区域内水驱转油站1 座。对于供注水系统，做好产注平衡分析，根据CO2驱开发预测，结合水驱目前建设及运行情况，站外系统在满足注入压力的条件下尽量利用已建系统；由于注入水量减少，结合区域内产注平衡情况优化整合站场，示范工程一期，优化核减地下水深度处理站1 座。

第二步：合理布局新建系统。CO2驱油埋存建设的新建系统主体工程为CO2注入系统、伴生气循环回注系统。CO2注入系统、伴生气循环回注系统的建设，应充分考虑井区注入井的井位部署和未来规划部署，以及注入管道路由走向等因素。考虑到系统之间有较强的关联性，示范工程的总体布局统筹考虑了CO2注入、伴生气循环回注、CO2输送等多方面因素，经综合对比，优选“集中建设循环回注站，分别建设注入站”的布局。

第三步：集成优化区域系统。根据各系统之间的关联性，对建设区域内油、气、水、电等系统进一步进行集成优化，如：统筹考虑伴生气回收系统和原油集输系统，通过适当提高原油集输系统采出液进站压力的方式提高伴生气输送起点压力，从而实现伴生气自压输送至循环回注站，可减少新建天然气增压站1 座。对建设区域与周边系统进行集成优化，如：示范工程含油污水处理系统采用区域调配污水的方式，可解决注入系统水气交替作业带来的区域内注水量波动较大，以及污水处理后无法就地回注的问题。

2.3 管控智能化

通过建设油气生产物联网，实现井、站各类数据的自动采集、处理与应用。对井、站重要生产参数进行自动采集，区域雷达视频与站场视频相结合，实现生产动态全面感知；根据CO2驱采出、注入介质的特殊性，站场、管道设置远程泄漏监测，保障安全生产；通过中国石油A11（油气生产物联网）系统平台对生产状况进行智能分析，实现状态监控、远程启停，并能自动生成优化运行方案，从而提升管理水平、降低生产运行成本、提高生产本质安全。

2.3.1 提供生产依据，提升管理水平

采用无线压力变送器、温度变送器、载荷传感器等仪表设备采集油井、计量间的压力、温度、载荷位移等参数，采集数据通过无线方式传送至附近大中型站场，再通过光缆上传至作业区生产管理中心。大型联合站采用集中监控建设模式，在中心控制室对工艺生产过程进行监视和控制管理；作业区生产管理中心设置SCADA（数据采集与监视控制）系统对所辖采出井、注入井、计量间、配注间、转油站、注入站、伴生气循环回注站的生产过程进行监视、控制与管理。

2.3.2 设置泄漏检测，保障安全生产

为监测地层是否发生气窜，在油藏工程和采油工程已采用监测措施的基础上，地面工程采集油井的回油压力、电机参数、载荷位移、套管压力等参数，并在注入阀组间设置CO2气体探测器，在转油站进站阀组间、注入站泵房设置CO2气体探测器，在值班室设置CO2浓度指示报警器并联锁启动通风系统。另外，对低洼地区注入干线设置管道泄漏监测系统，泄漏报警信号和定位信号上传至作业区生产管理中心，实现实时泄漏报警。

2.3.3 优化劳动组织结构，提高管理效率

通过井站一体、电子巡护、远程监控和智能管理运行，实现井场和小型站场无人值守、合建站场集中监控，达到员工集中管理、运行集中控制、数据集中处理。

2.4 用能清洁化

新能源建设对减少碳排放、构建清洁低碳能源体系及促进社会经济可持续发展具有重大意义。因此，示范工程同步开展新能源建设。

根据区域消纳能力，坚持总体布局、统筹兼顾、有序实施的原则进行新能源建设。坚持就近、就地自主消纳，以“不向上级电网反送电”为基本原则，“宜风则风、宜光则光、能接尽接、应接尽接”。示范工程区域内光资源丰富，通过对光拟合曲线和全年光伏发电相关性的分析，优选光伏配置方案。一期工程区域内规划新建光伏电站两座，光伏发电产生的绿电占工程新增电量的42.07%，年替代标准煤约0.542×104t，年减排CO2约1.41×104t。

3 持续优化完善驱油埋存示范区建设的建议

一是，通过工程实践，不断优化简化工艺。目前，由于CO2驱现场实施规模有限，工艺技术还有待进一步验证完善。随着CO2驱应用规模的不断扩大、认识的不断提高，需要对各系统工艺、技术参数、关键设备等不断优化简化。

二是，加强各系统之间的集成优化是布局优化的关键。相较常规水驱开发，CO2驱地面工程原油集输处理系统、注入系统、伴生气循环回注系统等关联性更强，在规划布局时，各系统应相互结合、集成优化，确保总体布局方案最优。

三是，利用数字化手段优化生产运行的同时，可测算CO2埋存量。通过对采出井、注入井、计量间、配注间、转油站、注入站、伴生气循环回注站生产数据的实时在线监测，将地面生产数据与油藏工程、采油工程录取数据相结合（如地层压力、泵况、故障频率及动液面等），实施地上、地下一体化，指导生产运行；同时，进一步完善地上、地下碳监测体系，对工程各环节用能消耗、碳排放、泄漏点等进行监测，支撑碳埋存量测算、核证，促进CCUS 项目获得碳资产收益。

4 结束语

根据生态环境部环境规划院《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）——中国CCUS 路径研究》，2060年中国CCUS 减排需求为14.1×108t。大庆油田周边工业碳源年排放量约为3 000×104t，以低浓度气源为主（占比高于95%），需要不断优化完善低成本捕集技术，实施建设百万吨级碳捕集工程。同时，进一步筛选潜力储量，重点针对低—特低渗透油藏、致密油藏和页岩油藏开展CO2驱技术攻关和试验，应用多种驱替方式组合开发，提高区块采收率，推动效益开发；在驱油埋存基础上，进一步攻关CO2利用技术，逐步推行埋存CO2再利用，助力未来碳循环经济的发展。