孫立輝

（中國石化中原油田分公司，河南濮陽 457000）

中原油田根據(jù)油藏特點(diǎn)，經(jīng)過前期技術(shù)攻關(guān)，自2010年起，先后在濮城沙一、胡96、文181、衛(wèi)42等區(qū)塊進(jìn)行二氧化碳驅(qū)擴(kuò)大試驗(yàn)。截至目前，累計(jì)實(shí)施11個(gè)區(qū)塊32個(gè)井組，累計(jì)注氣69.87萬噸，增油16.44萬噸，取得了良好的增油效果。但在實(shí)施二氧化碳驅(qū)過程中，因二氧化碳的特性以及受設(shè)備、地面系統(tǒng)配套等的限制，出現(xiàn)了套漏、套管錯(cuò)段、管線穿孔、二氧化碳外排等現(xiàn)象，引發(fā)了一系列安全環(huán)保問題[1-3]。文章在整理分析井下管柱數(shù)據(jù)及地面系統(tǒng)現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，對中原油田二氧化碳驅(qū)安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行了識別與評估，并制定了有效的預(yù)防和控制措施，對于保障中原油田二氧化碳驅(qū)安全環(huán)保生產(chǎn)具有重要意義。

1 二氧化碳驅(qū)工藝流程

1.1 注入流程

液體CO2通過槽車運(yùn)輸至注氣站內(nèi)的CO2儲罐（–20℃，2.0 MPa）中，經(jīng)喂液泵升壓至2.5 MPa，輸送至CO2注入泵，增壓后輸送至注入井口，注入地層。

1.2 產(chǎn)出液集輸流程

采出氣液利用原單井管線輸至單拉罐，在重力作用下進(jìn)行氣液分離，氣體排空，液體輸送至聯(lián)合站，利用現(xiàn)有的油水分離設(shè)施進(jìn)行集中處理，分離后的原油進(jìn)入聯(lián)合站外輸系統(tǒng)，污水進(jìn)入聯(lián)合站污水處理系統(tǒng)[4]。

2 安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)分析

2.1 注入、產(chǎn)出井風(fēng)險(xiǎn)分析

1）水泥返高未到地面。水泥返高井中有注入井32口、產(chǎn)出井79口，油套水泥返高1 000米以下的98口；未下技套的39口，詳見表1。

2）固井質(zhì)量差。固井質(zhì)量合格及未評98口，其中有77口1 000米以上油套固井較差（連續(xù)優(yōu)質(zhì)25 m或累計(jì)優(yōu)質(zhì)段50 m），固井質(zhì)量不合格14口。

表1 中原油田CO2驅(qū)水泥返高井統(tǒng)計(jì)

3）油、套管非抗CO2腐蝕材質(zhì)。注采井套管材質(zhì)主要為N80、P110，油管材質(zhì)主要為N80，非氣密封、非抗CO2腐蝕材質(zhì)，目前已有39口井出現(xiàn)故障（見表2）。

水泥返高未到地面、固井質(zhì)量差、油套管均非抗CO2腐蝕材質(zhì)，存在泄漏、井口飛起傷人、窒息、井噴等風(fēng)險(xiǎn)，現(xiàn)場情況見圖1。

2.2 注入系統(tǒng)風(fēng)險(xiǎn)分析

1）儲罐腐蝕、液態(tài)CO2氣化排空。儲罐腐蝕穿孔發(fā)生CO2泄漏；液態(tài)CO2在儲罐內(nèi)由于溫差變化容易氣化，造成大罐壓力升高引發(fā)爆炸風(fēng)險(xiǎn)，定期泄壓排空引發(fā)環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)。

表2 中原油田CO2驅(qū)故障井統(tǒng)計(jì)

2）注入泵連續(xù)排氣。中原油田共有25臺CO2注入泵，在注氣過程中需要連續(xù)排氣，平均單臺泵排放量約1.38 t/d。

3）安全間距不足。P1-32井、V42-27井距離民宅不足100 m，安全距離不足。

儲罐腐蝕穿孔、液態(tài)CO2氣化儲罐壓力升高、儲罐泄壓排空、注入泵連續(xù)排氣、安全間距不足，存在泄漏、爆炸、窒息、凍傷等風(fēng)險(xiǎn)，現(xiàn)場情況見圖2。

2.3 集輸系統(tǒng)風(fēng)險(xiǎn)分析

1）產(chǎn)出井單井管線采用普通碳鋼材質(zhì)，未做防腐處理，易出現(xiàn)腐蝕穿孔，且在泄壓、生產(chǎn)過程中，溫差急劇變化導(dǎo)致管線焊口脆斷，有5口井出現(xiàn)進(jìn)罐管線自焊口處崩斷的情況。

圖1 井口漏氣、井噴以及井口上移現(xiàn)場

圖2 儲罐泄漏、注入泵排氣、安全間距不足現(xiàn)場

2）產(chǎn)出液采用單拉罐儲存，產(chǎn)出CO2外排；目前共有單拉罐19個(gè)，外排CO2約9 885 m3/d。

3）分離出的污水pH值約為5.0，需增加預(yù)處理流程，藥劑量增加，造成污泥量增加。以濮二污水站為例，A劑加藥濃度由360 mg/L增加到1 300 mg/L，每年增加酸性水預(yù)處理費(fèi)用180萬元；污泥量由60 m3/d增加到200 m3/d，年增加處理費(fèi)用40萬元。

單井管線穿孔、進(jìn)罐管線焊口脆斷、單拉罐CO2外排、污泥露天堆放，存在窒息、環(huán)境污染等風(fēng)險(xiǎn)，現(xiàn)場情況見圖3。

圖3 單井管線穿孔、產(chǎn)出液單拉罐現(xiàn)場

3 防控措施及建議

3.1 防控措施

1）定期整體檢測液態(tài)CO2儲罐，防止穿孔泄漏；施工人員進(jìn)入現(xiàn)場必須穿戴齊全勞保防護(hù)服，防止人員凍傷，并配備CO2檢測儀監(jiān)測CO2濃度，防止發(fā)生窒息。

2）采用連續(xù)加藥裝置加注抗CO2緩蝕劑保護(hù)泵口以上管柱，采用固體緩蝕劑保護(hù)泵口以下管柱，防止管桿腐蝕造成泄漏、井口飛起傷人、井噴等風(fēng)險(xiǎn)。

3）環(huán)空帶壓井采用鋼絲繩加地錨固定，井口裝遠(yuǎn)傳壓力表，在生產(chǎn)指揮中心實(shí)時(shí)監(jiān)控壓力變化，井場安裝監(jiān)控探頭，及時(shí)發(fā)現(xiàn)井場異常情況；連接生產(chǎn)流程及油套連通，出現(xiàn)滲漏等異常能夠及時(shí)泄壓。

4）采用第三代集成撬裝式注入設(shè)備，實(shí)現(xiàn)CO2零排放（見圖4）。

5）單井管線、干線采用抗CO2材質(zhì)，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)出液全部進(jìn)入集輸系統(tǒng)；中轉(zhuǎn)站配套不銹鋼三相分離器，實(shí)現(xiàn)油氣水分別處理。

圖4 第三代集成撬裝式注入設(shè)備

6）完善、建立CO2回注系統(tǒng)和分離液化回收系統(tǒng)，將產(chǎn)出的CO2進(jìn)行回注。

3.2 建議

1）注采方案選井要綜合考慮套管水泥返高、固井質(zhì)量等情況，對于水泥返高未至地面、固井質(zhì)量差、套管存在嚴(yán)重變形和損傷的井，不建議作為CO2驅(qū)注采井使用。

2）定期對CO2驅(qū)注入井及產(chǎn)出井開展井況監(jiān)測，對套管損壞嚴(yán)重的井停止生產(chǎn)；定期監(jiān)測產(chǎn)出井CO2含量，對CO2含量升高的井要加大監(jiān)測力度，對不能有效控制腐蝕的停止生產(chǎn)。

3）對油井采用可加藥穿越式封隔器卡封生產(chǎn)，保護(hù)上部套管、減緩套管腐蝕。

4）開展防氣竄技術(shù)、酸性水處理技術(shù)攻關(guān)。

4 結(jié)論

通過對中原油田實(shí)施CO2驅(qū)工藝流程分析，找出了注入、產(chǎn)出、集輸?shù)裙に嚵鞒讨写嬖诘陌踩h(huán)保風(fēng)險(xiǎn)。通過加強(qiáng)現(xiàn)場管理可以避免CO2驅(qū)部分安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)，但在方案部署、地面配套、工藝技術(shù)等方面要進(jìn)一步優(yōu)化完善，從源頭保障CO2驅(qū)安全環(huán)保實(shí)施。