孫立輝

（中國石化中原油田分公司，河南濮陽 457000）

中原油田根據油藏特點，經過前期技術攻關，自2010年起，先后在濮城沙一、胡96、文181、衛(wèi)42等區(qū)塊進行二氧化碳驅擴大試驗。截至目前，累計實施11個區(qū)塊32個井組，累計注氣69.87萬噸，增油16.44萬噸，取得了良好的增油效果。但在實施二氧化碳驅過程中，因二氧化碳的特性以及受設備、地面系統(tǒng)配套等的限制，出現(xiàn)了套漏、套管錯段、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)據及地面系統(tǒng)現(xiàn)狀的基礎上，對中原油田二氧化碳驅安全環(huán)保風險進行了識別與評估，并制定了有效的預防和控制措施，對于保障中原油田二氧化碳驅安全環(huán)保生產具有重要意義。

1 二氧化碳驅工藝流程

1.1 注入流程

液體CO2通過槽車運輸至注氣站內的CO2儲罐（–20℃，2.0 MPa）中，經喂液泵升壓至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)有的油水分離設施進行集中處理，分離后的原油進入聯(lián)合站外輸系統(tǒng)，污水進入聯(lián)合站污水處理系統(tǒng)[4]。

2 安全環(huán)保風險分析

2.1 注入、產出井風險分析

1）水泥返高未到地面。水泥返高井中有注入井32口、產出井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）固井質量差。固井質量合格及未評98口，其中有77口1 000米以上油套固井較差（連續(xù)優(yōu)質25 m或累計優(yōu)質段50 m），固井質量不合格14口。

表1 中原油田CO2驅水泥返高井統(tǒng)計

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

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

2.2 注入系統(tǒng)風險分析

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在儲罐內由于溫差變化容易氣化，造成大罐壓力升高引發(fā)爆炸風險，定期泄壓排空引發(fā)環(huán)保風險。

表2 中原油田CO2驅故障井統(tǒng)計

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、凍傷等風險，現(xiàn)場情況見圖2。

2.3 集輸系統(tǒng)風險分析

1）產出井單井管線采用普通碳鋼材質，未做防腐處理，易出現(xiàn)腐蝕穿孔，且在泄壓、生產過程中，溫差急劇變化導致管線焊口脆斷，有5口井出現(xiàn)進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）產出液采用單拉罐儲存，產出CO2外排；目前共有單拉罐19個，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，每年增加酸性水預處理費用180萬元；污泥量由60 m3/d增加到200 m3/d，年增加處理費用40萬元。

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

圖3 單井管線穿孔、產出液單拉罐現(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；施工人員進入現(xiàn)場必須穿戴齊全勞保防護服，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緩蝕劑保護泵口以上管柱，采用固體緩蝕劑保護泵口以下管柱，防止管桿腐蝕造成泄漏、井口飛起傷人、井噴等風險。

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

4）采用第三代集成撬裝式注入設備，實現(xiàn)CO2零排放（見圖4）。

5）單井管線、干線采用抗CO2材質，實現(xiàn)產出液全部進入集輸系統(tǒng)；中轉站配套不銹鋼三相分離器，實現(xiàn)油氣水分別處理。

圖4 第三代集成撬裝式注入設備

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

3.2 建議

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

2）定期對CO2驅注入井及產出井開展井況監(jiān)測，對套管損壞嚴重的井停止生產；定期監(jiān)測產出井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。

3）對油井采用可加藥穿越式封隔器卡封生產，保護上部套管、減緩套管腐蝕。

4）開展防氣竄技術、酸性水處理技術攻關。

4 結論

通過對中原油田實施CO2驅工藝流程分析，找出了注入、產出、集輸?shù)裙に嚵鞒讨写嬖诘陌踩h(huán)保風險。通過加強現(xiàn)場管理可以避免CO2驅部分安全環(huán)保風險，但在方案部署、地面配套、工藝技術等方面要進一步優(yōu)化完善，從源頭保障CO2驅安全環(huán)保實施。