一、前言

受CO₂气藏的限制，我国注CO₂驱油地面工艺一直没有得到广泛推广。目前海南某油田白莲油气藏发现高含CO₂气藏，CO₂含量达到90%左右，距白莲油藏约7km。白莲油藏为向南倾斜、由断层控制的构造油藏，含油面积小并呈三角形，适合在构造高部位夹角部署注气井形成气顶驱。在油藏适合CO₂驱油、且CO₂气源充足的情况下，采用注CO₂驱油势在必行，与之配套的地面注气工艺也将得到一个实践的机会。

国内对注CO₂驱油地面工艺的相关研究，主要建立在CO₂以高纯度的液态注入地下的基础上进行的。由于海南某油田CO₂气藏气源充足，且与油藏距离较近，气藏附近没有可依托的液化设施，故采用液态注入需新建液化和低温储存装置，流程较为复杂。所以本文主要针对海南某油田白莲油藏注CO₂驱油工艺的具体情况，谈谈更为简单、合理的地面配套工艺。

二、分离工艺

2.1国内外现状

CO₂与烃类的分离工艺主要包括吸收—解吸分离、低温分离、变压吸附分离、膜分离以及这些技术的联合工艺。

在国外，以上工艺在CO₂的提纯上都有广泛的应用实例，技术较为成熟。

在国内，特别是在石油行业，活化MDEA作为MEA、DEA水溶液的更新产品对天然气中的CO₂进行吸收—解吸分离已经推广，CPPE天津分公司已在实际工程中得到成功经验。采用MDEA吸收—解吸分离流程见附图。

变压吸附分离法是一种吸附与再生过程皆在常温下进行的工艺，具有明显的节能优势，故以此法进行气体组分分离是国内外都广泛应用。但此法迄今很少应用于天然气脱碳，主要原因是常用吸附剂对CO₂/CH₄两者的亲和力相差甚微，分离效果很差。膜分离工艺由于在国内缺少自主开发的专有技术和工程经验，目前还处于试验阶段，缺少实例。

2.2 海南某油田分离工艺选择

从海南某油田白莲CO₂气藏组分分析，CO₂含量为90%左右，其余为C₁～C₅。白莲油藏注入CO₂相态和纯度暂不明确，分离工艺主要从地面工艺设施是否可行考虑。

（1）注入相态因素

CO₂临界状态为31.26℃，7.29MPa,当CO₂含量高于95%时，容易液化。考虑CO₂的注入压力为28MPa，在地层温度高于31.26℃的环境中为超临界状态，地面注入相态为液相、气相对地下状态影响不大。

附图  MEDA吸收—解吸分离流程图。

（2）输送条件因素

目前国内还没有CO₂长距离输送的实例。白莲CO₂气藏距白莲油藏约7km，中间建有一座集气站，将注气装置建在集气站，距CO₂气藏约5km，距油藏约3.5km，属于短距离输送，沿线温降和压降均在合适的范围之类。

（3）结论

由于海南某油田CO₂气藏和油藏距离较近，在油藏对注入相态和含量没有名确要求的情况下，不需设置精细分离装置，对CO₂提纯。如CO₂必须以液态注入地下，为满足CO₂液化工艺，则需设置精细分离装置，推荐采用膜分离＋活化MDEA分离工艺。

3、脱水工艺

3.1国内现状

目前国内常用的脱水工艺包括：固体干燥剂吸附法、溶剂吸收法、低温分离法。

固体干燥剂吸附法常用的吸附剂主要有分子筛、氧化铝、硅胶。分子筛脱水脱水主要用在深度脱水的场合，可使脱水后的气体含水量<1ppm（V）。氧化铝和硅胶一般适用于水露点要求不很低的场合。分子筛脱水工艺由于其稳定、高效的脱水效果在需要深度脱水的装置中得到了广泛的应用。  

溶剂吸收法适用于水露点高于-15℃的场合，常用的吸收剂有二甘醇和三甘醇。目前石油行业在水露点要求不高的场合常采用三甘醇脱水，该工艺技术成熟。三甘醇脱水装置分为吸收和甘醇再生两部分，流程较为简单。其优点是能耗小，操作运行费用低。

低温法脱水主要涉及两个方面，一是制冷、一是抑制水合物的生成。制冷一般采用冷剂制冷和膨胀制冷，冷剂制冷常用的制冷剂有丙烷、氨。由于氨对环境的影响较大，近年来丙烷有取代氨一统天下的趋势。膨胀制冷适合于气源有足够压力能，膨胀后不需再增压的场合。目前天然气行业采用较多的为丙烷冷剂制冷。水合物抑制剂常用的包括：甲醇、乙二醇、二甘醇。在用量较大的场合均需回收。该工艺在储气库工程中大量采用。

3.2海南某油田脱水工艺选择

海南某油田注气驱油采用的注气介质为CO₂，注气压力为28 MPa。CO₂在有游离水存在的环境下，对管材有较强的腐蚀性。采用溶剂吸收法脱水，由于游离水大量带入脱水系统，会加速CO₂的腐蚀，同时CO₂会对三甘醇溶液产生污染，削弱脱水效果。由于注气压力较高，如果脱水深度不够，CO₂增压过程中，会产生游离水，对后续设备和管线造成较强的腐蚀，故为减小CO₂的腐蚀性，尽量脱除CO₂中含有的饱和水，使高压下气体的露点合格。推荐采用分子筛吸附脱水工艺。

四、注入工艺

4.1国内外现状

目前注CO₂驱油注入工艺主要以液相注入和气相注入为主。国外采用气相注入的实例较多，主要利用压缩机多级增压后直接将CO₂注入地下。国内主要采用液相注入，需将CO2液化后利用变频柱塞泵增压后注入地下。

4.2 海南某油田注入工艺选择

海南某油田注CO₂驱油要求的注入压力为28MPa，如果采用气相注入，压缩机单级增压无法实现，需要采用多级压缩。压缩机在增压过程中CO₂的相态一直处于变化过程，特别是在超临界状态CO₂的物性还不是很明确，故采用气相注入对压缩机的设计提出了更高的要求。通过调研，国产压缩机还没有这方面的应用实例，这也是大多数工程没有采用气相注入的制约条件。经与进口压缩机厂家联系，进口压缩机可以满足海南某油田注CO₂工况，同时为了得到采用气相注入对采油工艺的影响提供有力数据，建议采用气相注入。

海南某油田如果采用液相注入，由于周边没有CO₂液化设施可以依托，须在站内新建液化装置和低温液相储存装置（2.2MPa，-20℃），同时为了满足液化条件，需要对CO₂进行提纯，增设精细分离装置，然后在利用柱塞泵增压，分配阀组分注去各注气井。该工艺流程较为复杂，在油藏没有明确要求液相注入施，建议不采用。

结语： 随着注CO₂驱油工艺的广泛采用，相应的地面配套设施也会全面的展开，本文试图打开思路，全方便的考虑地面工艺，寻求一种更为简单、合理的注入CO₂地面配套工艺。

参  考  文  献

[1] 国家发展和改革委员会.天然气脱水设计规范.北京：石油工业出版社，2008.8。

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[3] 张东玉 姜婷. 二氧化碳驱提高采收率技术及其在胜利油田的应用前景. 三次采油技术研讨会，2003，86～91。