曹萬(wàn)巖

大慶油田設(shè)計(jì)院有限公司

0 引言

隨著中國(guó)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)任務(wù)的不斷推進(jìn)，大力發(fā)展CCUS（CO2捕集、利用與封存）技術(shù)不僅是未來(lái)減少 CO2排放，也是構(gòu)建生態(tài)文明和實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的重要手段。根據(jù)工程技術(shù)手段的不同，CO2利用可分為CO2地質(zhì)利用、CO2化工利用和 CO2生物利用等。其中，CO2地質(zhì)利用是將 CO2注入地下，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)提高油氣采收率、促進(jìn)資源開采（如開采地?zé)?、深部咸水或鹵水、鈾礦等多種類型資源）的過(guò)程。CCUS-EOR（CO2捕集利用封存與提高石油采收率）即 CO2捕集封存的同時(shí)，強(qiáng)化石油開采。全球陸上CO2理論封存容量為6×1012～42×1012t，海底理論封存容量為 2×1012～13×1012t。在所有封存類型中，深部咸水層封存占據(jù)主導(dǎo)位置，其封存容量占比約98%，且分布廣泛，是較為理想的 CO2封存場(chǎng)所；油氣藏由于存在完整的構(gòu)造、詳細(xì)的地質(zhì)勘探基礎(chǔ)等條件，是適合 CO2封存的早期地質(zhì)場(chǎng)所。

中國(guó)油田主要集中于松遼盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地和準(zhǔn)噶爾盆地，通過(guò) CO2強(qiáng)化石油開采技術(shù)可以封存約51×108t CO2［1］。大慶油田所在的松遼盆地低滲透和致密油儲(chǔ)量大，適合 CO2驅(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量約為3×108t。長(zhǎng)垣外圍低產(chǎn)低滲透油田已開發(fā)區(qū)塊產(chǎn)量遞減快、采油速度低，通過(guò)優(yōu)化應(yīng)用CCUS-EOR技術(shù)，在實(shí)施碳減排的同時(shí)，可以轉(zhuǎn)變開發(fā)方式、提高采收率。因此，急需根據(jù)新的形勢(shì)加快推進(jìn)、超前部署，有序開展大規(guī)模CCUS-EOR示范與產(chǎn)業(yè)化集群建設(shè)。統(tǒng)籌規(guī)劃油田上下游系統(tǒng)布局，綜合考慮 CO2捕集、輸送、驅(qū)油與埋存全流程工藝環(huán)節(jié)，同時(shí)，加快突破CCUS-EOR全流程相關(guān)技術(shù)難題，明確配套地面工藝技術(shù)路線，提高全鏈條技術(shù)單元之間的兼容與集成優(yōu)化，對(duì)于推進(jìn)CCUS-EOR的工業(yè)化示范基地建設(shè)，創(chuàng)造能源與環(huán)境的和諧雙贏至關(guān)重要。

1 CCUS-EOR全流程工藝環(huán)節(jié)簡(jiǎn)介

CCUS是指將CO2從工業(yè)過(guò)程、能源利用或大氣中分離出來(lái)，直接加以利用或注入地層以實(shí)現(xiàn) CO2永久減排的一系列技術(shù)的總和［2］。對(duì)于 CO2的驅(qū)油利用，美國(guó)和歐盟處于領(lǐng)先地位，中國(guó)CCUS-EOR技術(shù)整體處于工業(yè)化示范階段。CCUS-EOR全流程主要由捕集、輸送、驅(qū)油與埋存三大環(huán)節(jié)構(gòu)成。

1.1 CO2捕集

發(fā)展CCUS-EOR技術(shù)的前提是需要充足的碳源保障，而 CO2捕集就是獲取優(yōu)質(zhì)、豐富碳源的關(guān)鍵步驟。因此CO2捕集是CCUS-EOR的基礎(chǔ)保障［3］。

目前碳源濃度分類尚無(wú)具體標(biāo)準(zhǔn)，一般認(rèn)為：小于30%為低濃度碳源，30%～90%為中濃度碳源，大于90%為高濃度碳源。對(duì)于石油化工企業(yè)，低濃度碳源典型氣源有煙道氣、天然氣制化肥變換氣、煉化企業(yè)乙二醇裝置EO（環(huán)氧乙烷）反應(yīng)副產(chǎn)氣等；中濃度氣源有煤化工變換氣、油田高含碳采出氣等；高濃度氣源有低溫甲醇洗放空尾氣等。油田上游生產(chǎn)業(yè)務(wù)及下游煉化業(yè)務(wù)，主要以低濃度碳源為主。上游業(yè)務(wù)相對(duì)分散，單一碳源規(guī)模較??；下游煉化企業(yè)相對(duì)較集中，單一碳源規(guī)模大，燃煤動(dòng)力鍋爐和催化燒焦尾氣規(guī)?？蛇_(dá)百萬(wàn)噸級(jí)。

碳捕集技術(shù)可按不同角度進(jìn)行分類。根據(jù)碳捕集與燃燒過(guò)程的先后順序，可將碳捕集技術(shù)分為燃燒前捕集、富氧燃燒和燃燒后捕集，使用何種技術(shù)與碳排放源含碳濃度相關(guān)。根據(jù)分離工藝，可將碳捕集技術(shù)分為化學(xué)吸收法、物理吸收法、吸附法、膜分離法等。按照發(fā)展歷程和技術(shù)成熟度，可分為第一代捕集技術(shù)和第二代捕集技術(shù)。其中，第一代捕集技術(shù)以吸收法為代表，化學(xué)吸收法如醇胺法，物理吸收法如聚乙二醇二甲醚法、低溫甲醇法等，此類技術(shù)發(fā)展日漸成熟，現(xiàn)階段已能進(jìn)行大規(guī)模示范應(yīng)用；第二代碳捕集技術(shù)，如新型吸收（吸附）技術(shù)、新型膜分離技術(shù)、增壓富氧燃燒技術(shù)等，仍處于實(shí)驗(yàn)室研發(fā)或小試階段，技術(shù)成熟后預(yù)計(jì)其能耗和成本會(huì)較第一代技術(shù)降低30%以上。

世界上最大的碳捕集項(xiàng)目“新佩特拉”設(shè)施已于2017年1月10日正式投入使用，投產(chǎn)后該設(shè)施每年從發(fā)電站尾氣中捕集超過(guò)140×104t的CO2，捕集后的CO2被注入附近油田用于驅(qū)油。

目前，中國(guó)油氣田企業(yè)絕大多數(shù)碳源為低壓低濃度，由于常壓、低 CO2濃度的尾氣、煙氣組成復(fù)雜、排放量巨大，碳捕集難度較大。從目前的碳捕集技術(shù)來(lái)看，低成本是此類碳源捕集的難點(diǎn)［4］。

1.2 CO2輸送

CO2輸送是CCUS產(chǎn)業(yè)鏈中連接CO2捕集與封存利用之間的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。CO2運(yùn)輸效率和成本將直接影響CCUS整體規(guī)模和經(jīng)濟(jì)效益。CO2輸送主要有活動(dòng)式（車載或船運(yùn)）和管道輸送兩種方式，選擇何種運(yùn)輸方式，需根據(jù) CO2氣源、注入或封存場(chǎng)所具體情況綜合評(píng)價(jià)確定。一般來(lái)講，活動(dòng)式車船運(yùn)輸是周期性的，且需要臨時(shí)儲(chǔ)存，因此對(duì)于長(zhǎng)距離、大規(guī)模、連續(xù)性輸送 CO2，采用管道輸送較為經(jīng)濟(jì)高效。

CO2分固、液、氣和超臨界 4種相態(tài)。超臨界CO2是一種可壓縮的高密度流體，既有氣體的高擴(kuò)散性和低黏度，又兼有液體的密度和對(duì)物質(zhì)優(yōu)良的溶解能力。在工業(yè)化應(yīng)用中，CO2在液、氣和超臨界態(tài)輸送均有應(yīng)用。對(duì)于 CO2管道輸送，采用何種相態(tài)輸送，需結(jié)合管道水力、熱力、強(qiáng)度以及水合物生成等約束條件，進(jìn)行工藝計(jì)算，制訂不同技術(shù)可行方案；在此基礎(chǔ)上，需考慮經(jīng)濟(jì)流速、運(yùn)維費(fèi)及燃料動(dòng)力費(fèi)等經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，找出在給定任務(wù)輸量和管道路由情況下的最優(yōu)輸送方案。

目前，世界上大部分的 CO2管道位于美國(guó)，其正在運(yùn)營(yíng)的CO2干線管網(wǎng)超過(guò)5 000 km，其他的分布于加拿大、挪威和土耳其。國(guó)外已有40余年的商業(yè)化 CO2管道輸送實(shí)踐，大部分管道輸送采用超臨界相態(tài)輸送。國(guó)外多數(shù) CO2驅(qū)油項(xiàng)目均使用工業(yè)來(lái)源的CO2作為氣源，如，加拿大Weyburn油田的CO2來(lái)自美國(guó)合成燃料廠凈化裝置，采用超臨界輸送，管道長(zhǎng)度約300 km。

中國(guó) CO2管道輸送技術(shù)起步較晚，在現(xiàn)有 CO2輸送技術(shù)中，罐車運(yùn)輸和船舶運(yùn)輸技術(shù)已達(dá)到商業(yè)應(yīng)用階段，主要用于規(guī)模小于10×104t/a的CO2輸送。中國(guó)已有的CCUS示范項(xiàng)目規(guī)模較小，大多采用罐車輸送，僅個(gè)別油田采用氣態(tài)或液態(tài)管道輸送。

1.3 CO2驅(qū)油與埋存

歐盟于2016年6月啟動(dòng)計(jì)劃，將CO2利用與埋存作為重大研究方向，日本也制定了 CO2利用與埋存規(guī)劃路線。中國(guó)國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)、國(guó)家能源局在《能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動(dòng)計(jì)劃（2016—2030年）》中提出“在CO2封存利用領(lǐng)域，要重點(diǎn)發(fā)展驅(qū)油驅(qū)氣、微藻制油等技術(shù)”，并將研究CO2驅(qū)油利用與封存技術(shù)作為重點(diǎn)任務(wù)。

CO2在油和水中溶解度都很高。與水相比，地層吸CO2能力更強(qiáng)，注CO2能夠有效補(bǔ)充地層能量；與其他氣體驅(qū)油介質(zhì)相比，CO2在油藏條件下更易達(dá)到超臨界狀態(tài)。對(duì)于油田而言，將捕集的 CO2地質(zhì)埋存的同時(shí)，實(shí)施有效利用，即：將 CO2注入地下，在實(shí)現(xiàn) CO2注入深部地質(zhì)儲(chǔ)層，實(shí)現(xiàn) CO2與大氣長(zhǎng)期隔絕封存的同時(shí)，通過(guò)注入 CO2，使常規(guī)注水開發(fā)條件下，難以經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用的特低滲透地質(zhì)儲(chǔ)層改善開發(fā)效果、建立有效驅(qū)動(dòng)體系，從而提高原油采收率。

美國(guó)是較早研發(fā)和應(yīng)用 CO2-EOR（CO2驅(qū)油提高采收率）技術(shù)的國(guó)家。1958年，CO2驅(qū)油在美國(guó)Permain盆地開始礦產(chǎn)應(yīng)用。中國(guó)自20世紀(jì)60年代開始關(guān)注CO2驅(qū)油理論和技術(shù)，90年代中國(guó)多個(gè)油田相繼開展 CO2驅(qū)油礦場(chǎng)試驗(yàn)，但由于油藏類型與國(guó)外不同，國(guó)外成熟的技術(shù)和做法無(wú)法照搬使用，且受到氣源的限制，國(guó)內(nèi) CO2驅(qū)油發(fā)展緩慢。隨著吉林長(zhǎng)嶺含 CO2氣藏的發(fā)現(xiàn)與開發(fā)，中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司在吉林油田率先推動(dòng)了 CO2驅(qū)工業(yè)化技術(shù)研究和實(shí)踐，隨后又分別在大慶油田和長(zhǎng)慶油田開展了CO2驅(qū)工業(yè)化試驗(yàn)并取得了成功［5］。

2 大慶油田上下游系統(tǒng)布局規(guī)劃

2.1 碳源潛力分析

大慶油田碳源主要有兩大來(lái)源。一是周邊煉油廠、電廠及油田站場(chǎng)等工業(yè)碳源，主要有龍鳳熱電廠、大慶石化公司等，年排放量3 000×104t左右，可捕集 CO2約 700×104t/a。大慶石化公司 2020年排放廢氣中約含912×104t CO2，具有年捕集230×104t CO2的潛力（其中，合成氨裝置排放的高濃度可捕集 CO2約 40×104t/a，燃燒爐排放的低濃度856.4×104t/a碳源中可捕集約190×104t/a的CO2）?！笆奈濉逼陂g，應(yīng)優(yōu)先考慮捕集大慶石化公司CO2用于油田驅(qū)油。二是高含 CO2氣藏。中國(guó)存在大量高含 CO2天然氣田，氣田產(chǎn)出天然氣中含有大量CO2。CO2等雜質(zhì)的存在會(huì)影響天然氣燃燒，在銷售天然氣之前，須將 CO2等雜質(zhì)分離出來(lái)。目前，徐深氣田是大慶、哈爾濱、齊齊哈爾等周邊地區(qū)工業(yè)和民用所需原料和燃料的重要?dú)庠?，原料氣?CO2含量較高，其中，徐深9、徐深21、徐深23等區(qū)塊原料氣綜合含碳約12.7%，徐深 9區(qū)塊原料氣中可捕集 20×104t/a的CO2。

2.2 氣源輸送建設(shè)思路

目前，大慶油田根據(jù)不同試驗(yàn)區(qū)自身特點(diǎn)，采用了兩種輸送方式。

一是車載輸送方式。大慶海拉爾油田 CO2氣源井與試驗(yàn)區(qū)距離 100 km，目前采用罐車?yán)\(yùn)液態(tài)CO2的方式；大慶榆樹林油田為了彌補(bǔ)自產(chǎn)液態(tài)CO2的不足，采用定價(jià)招標(biāo)的方式，選取了大慶市、吉林省、遼寧省等地方企業(yè)生產(chǎn)的液態(tài) CO2，由供方負(fù)責(zé)用汽車?yán)朐囼?yàn)區(qū)。

二是管道輸送方式。大慶榆樹林油田建有 CO2液化站1座，主要供給樹101、樹16等試驗(yàn)區(qū)用氣，該站距離樹16區(qū)塊10.7 km，采用液相管道輸送，埋地敷設(shè)，管頂埋深為-1.5 m，全線保冷設(shè)計(jì)。大慶榆樹林油田自產(chǎn)部分的原料氣體CO2為徐深9天然氣凈化廠輸送來(lái)的 CO2產(chǎn)品氣，是高含 CO2天然氣通過(guò)胺法脫除而來(lái)，采取干氣管道輸送，管道長(zhǎng)度13.8 km，埋地敷設(shè)，管頂埋深為-1.5 m，目前日均輸氣330 t。

考慮到 CO2工業(yè)碳源的提供及相關(guān)技術(shù)的不斷完善，大慶油田CCUS-EOR項(xiàng)目擬分期實(shí)施。一期工程規(guī)劃注入CO240×104t/a，若采用汽車?yán)\(yùn)，運(yùn)費(fèi)按 0.7～1.0元/（t·km）測(cè)算，若年注入量 40×104t，運(yùn)輸距離100 km，則每年CO2運(yùn)費(fèi)約4 000×104元。考慮汽車?yán)\(yùn)成本較高，為了適應(yīng) CCUS項(xiàng)目今后大規(guī)模工業(yè)化輸送 CO2的要求，規(guī)劃以管道輸送為主。由于大慶油田氣候嚴(yán)寒，管道輸送熱力條件受限，因此管道輸送以超臨界輸送為主。

2.3 CO2驅(qū)油示范區(qū)選擇

大慶油田于 1965年首次在中國(guó)開展了小井距單井組碳酸水試注試驗(yàn)，開始探索 CO2驅(qū)油技術(shù)，至今歷經(jīng)早期試驗(yàn)、先導(dǎo)試驗(yàn)、擴(kuò)大實(shí)驗(yàn)、水敏油藏先導(dǎo)試驗(yàn)和工業(yè)化試驗(yàn)5個(gè)階段。前期主要在長(zhǎng)垣老區(qū)薩南油田開展先導(dǎo)性試驗(yàn)，通過(guò)先導(dǎo)試驗(yàn)，薩南東部過(guò)渡帶中高滲透油藏特高含水期 CO2非混相驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)采收率提高了4～5個(gè)百分點(diǎn)，換油率0.42 t/t，但含水率下降幅度低，最大降幅 3.5個(gè)百分點(diǎn)，氣體黏度低，非均質(zhì)性嚴(yán)重，整體經(jīng)濟(jì)效益不明顯。由于高滲油藏非混相氣竄嚴(yán)重，后續(xù)主要在長(zhǎng)垣外圍低滲透油田開展先導(dǎo)性試驗(yàn)研究。大慶長(zhǎng)垣外圍約4×108t特低滲透扶楊油層儲(chǔ)量，在常規(guī)注水條件下不能動(dòng)用；海拉爾油田低滲透、強(qiáng)水敏部分地層儲(chǔ)量大，采用常規(guī)注水整體開發(fā)效果差。為了實(shí)現(xiàn)大慶油田難采儲(chǔ)量有效動(dòng)用的突破，2014年，大慶油田將 CO2驅(qū)油納入戰(zhàn)略儲(chǔ)備技術(shù)，擴(kuò)大CO2產(chǎn)能建設(shè)和驅(qū)油試驗(yàn)區(qū)規(guī)模，開展榆樹林油田CO2非混相驅(qū)及蘇德爾特油田 CO2混相驅(qū)工業(yè)化試驗(yàn)項(xiàng)目。截至2021年底，CO2驅(qū)油工業(yè)化推廣試驗(yàn)累積注氣189×104t，累積產(chǎn)油75.8×104t，換油率0.4 t/t，累積埋存CO2172×104t。目前CO2驅(qū)平均年產(chǎn)油保持在9×104t以上。

目前，在總結(jié)長(zhǎng)垣外圍油田提高采收率現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果的基礎(chǔ)上，與油藏類型、開發(fā)需求、混相程度等相結(jié)合，從長(zhǎng)垣外圍油田200余個(gè)區(qū)塊中進(jìn)行優(yōu)選，最終確定適用于 CO2驅(qū)油的潛力儲(chǔ)量約 5×108t，主要集中在長(zhǎng)垣外圍扶楊油層及薩葡油層。

3 地面工程技術(shù)路線研究應(yīng)用

3.1 CO2捕集技術(shù)研究應(yīng)用情況

3.1.1 大慶石化公司合成氨排放氣體碳源捕集技術(shù)

大慶石化公司化肥廠合成氨裝置建于 20世紀(jì)70年代初，裝置主要原料為油田伴生氣、水蒸氣、空氣，主要產(chǎn)品為合成氨，副產(chǎn)品為 CO2。裝置經(jīng)歷次改造后，目前合成氨年產(chǎn)量為45×104t，合成氨排放氣體中的 94%為 CO2。為了滿足油田驅(qū)油需要，規(guī)劃建設(shè)年生產(chǎn)規(guī)模40×104t的CO2回收裝置，回收后CO2純度為99%。

脫碳工藝技術(shù)主要分為溶劑吸收法（包括熱鉀堿法、醇胺法、物理溶劑法）、膜分離法、變壓吸附法及壓縮-冷凝法等幾大類［6］。工程應(yīng)用中，需根據(jù)實(shí)際需求選擇適應(yīng)的技術(shù)進(jìn)行碳捕集。根據(jù)工程特點(diǎn)，考慮到原料來(lái)自合成氨裝置放空的高純度CO2，只需簡(jiǎn)單處理、脫水即可，因此，選擇采用壓縮-冷凝法用于CO2回收處理。該方法生產(chǎn)成本低、工藝流程簡(jiǎn)單、設(shè)備投資較低，經(jīng)高壓及深冷使氣體冷凝為液體，并利用冷凝點(diǎn)不同得到工業(yè)用CO2。

3.1.2 大慶油田天然氣凈化廠碳源捕集技術(shù)

基于“生產(chǎn)合格天然氣、捕集利用 CO2”的雙贏目的，多年來(lái)大慶油田一直對(duì)氣田氣和油田伴生氣中所含 CO2進(jìn)行捕集和利用，已具備一定規(guī)模，CO2捕集能力達(dá)22.1×104t/a。其中：徐深氣田建有徐深9天然氣凈化廠，建成CO2捕集能力20×104t/a，紅壓油氣處理廠建成CO2捕集能力2.1×104t/a。

目前適用于油氣田的脫碳工藝技術(shù)主要有以下幾類：膜分離法、變壓吸附法、低溫分餾法，以及溶劑法中的醇胺法和物理溶劑法。其中，醇胺法工藝是目前油氣田應(yīng)用最多和最重要的脫碳工藝。該工藝流程相對(duì)復(fù)雜，適用于CO2含量不大于30%的場(chǎng)合，近年來(lái)以 MDEA（甲基二乙醇胺）為溶劑的工藝廣泛應(yīng)用于氣體凈化。大慶油田徐深9天然氣凈化廠及紅壓油氣處理廠碳捕集均采用此項(xiàng)技術(shù)。

紅壓油氣處理廠是大慶油田長(zhǎng)垣老區(qū)伴生氣和氣田氣系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)的樞紐，也是油田伴生氣向長(zhǎng)輸管道輸送的唯一節(jié)點(diǎn)。目前，紅壓油氣處理廠原料氣為86.3×104m3/d，CO2濃度3.17%～4.57%，天然氣凈化產(chǎn)生的脫碳尾氣 CO2排放量約為 3.58×104m3/d。為減少尾氣對(duì)空氣的污染，同時(shí)充分利用CO2資源，2021年，在紅壓油氣處理廠北側(cè)新建90×104m3/d天然氣凈化裝置，處理紅壓深冷裝置原料氣，解析出 CO2進(jìn)入尾氣回收裝置（設(shè)計(jì)處理規(guī)模 4×104m3/d），可產(chǎn)液態(tài)CO2約2.1×104t/a。天然氣凈化裝置包括脫碳單元、脫水單元；尾氣回收裝置包括尾氣增壓、尾氣脫硫、尾氣脫水和尾氣液化儲(chǔ)存。脫碳單元中采用溶劑吸收法吸收天然氣中的 CO2，溶劑采用活化 MDEA；尾氣脫水采用分子篩脫水裝置進(jìn)行脫水，脫水后 CO2尾氣液化至-20 ℃后儲(chǔ)存至液化儲(chǔ)罐，裝車?yán)\(yùn)至榆樹林油田樹 101 CO2注入試驗(yàn)站。

3.2 CO2輸送技術(shù)研究應(yīng)用情況

為滿足大慶油田“十四五”CCUS開發(fā)需要，需建設(shè)大慶石化公司 CO2氣源地至目標(biāo)試驗(yàn)區(qū)長(zhǎng)距離、大規(guī)模輸送管道。

利用PipePhase、PIPESIM、OLGA和HYSYS這4款國(guó)際頂流多相介質(zhì)輸送管道工藝模擬計(jì)算軟件，對(duì)輸送距離100 km，輸送量40×104t/a及100×104t/a管道，開展不同管徑、不同季節(jié)、不同保溫方式的工藝模擬計(jì)算。對(duì)4款軟件在相同輸送條件下進(jìn)行建模計(jì)算對(duì)比，PIPESIM、OLGA和 HYSYS與PipePhase壓降相對(duì)誤差在9%以內(nèi)，驗(yàn)證了工藝模擬計(jì)算的可行性與準(zhǔn)確性。大慶油田氣候嚴(yán)寒，且管道中間不加熱，通過(guò)工藝模擬計(jì)算，即使管道保溫，CO2在輸送一段距離后溫度自然降溫至臨界溫度以下，相態(tài)由超臨界變?yōu)槊芟啵尸F(xiàn)“超臨界”相態(tài)。因此，結(jié)合 CO2氣源捕集工藝和 CO2驅(qū)油注入需求，初步確定 CO2輸送采用“超臨界”相態(tài)輸送工藝。

3.3 CO2驅(qū)油地面建設(shè)技術(shù)研究應(yīng)用情況

CO2驅(qū)采出流體物性與水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)相比，主要具有以下特點(diǎn)：CO2對(duì)原油具有萃取性，輕質(zhì)組分隨開發(fā)先增加、后減少，重質(zhì)組分隨開發(fā)先減少、后增加；采出流體氣油比高，間歇性突高、甚至出現(xiàn)氣段塞。因此常規(guī)的地面系統(tǒng)處理工藝不能較好地適應(yīng) CO2驅(qū)集輸處理工藝需求［7］。大慶油田通過(guò)前期先導(dǎo)性試驗(yàn)及工業(yè)化推廣項(xiàng)目，不斷研究、完善CO2驅(qū)油配套技術(shù)，推動(dòng)CO2驅(qū)技術(shù)發(fā)展應(yīng)用［8］。

（1）從機(jī)理研究入手，創(chuàng)新特色集油技術(shù)，緩解凍堵。

在常規(guī)環(huán)狀摻水集油工藝中，集油環(huán)凍堵受油井間歇大量見(jiàn)氣影響，現(xiàn)場(chǎng)易凍堵部位通常為見(jiàn)氣井井口100 m以內(nèi)。因此，創(chuàng)新特色集油工藝——“羊角環(huán)”集油工藝，該工藝主要應(yīng)用于榆樹林油田。油井井口處設(shè)置羊角式單管自壓集油段，避免了 1口井集油管道發(fā)生凍堵影響環(huán)上其他油井生產(chǎn)。油井井口羊角式單管自壓集油段管材采用碳鋼內(nèi)襯316L不銹鋼電加熱管，具備加熱維溫的作用，在管道發(fā)生凍堵時(shí)，可以采取電加熱解堵這一最簡(jiǎn)便的管道解堵措施，快速恢復(fù)油井生產(chǎn)。

（2）采用“預(yù)分離”處理工藝，保障采出液平穩(wěn)接轉(zhuǎn)。

為預(yù)防 CO2驅(qū)采出液對(duì)設(shè)備的腐蝕，轉(zhuǎn)油站設(shè)置預(yù)分離流程。即：轉(zhuǎn)油站 CO2驅(qū)采出液進(jìn)站后先進(jìn)入油氣分離器，再通過(guò)合一設(shè)備進(jìn)行油、氣、水三相分離。

（3）創(chuàng)新多種注入模式，基本滿足開發(fā)試驗(yàn)需要。

針對(duì)小規(guī)模的 CO2驅(qū)油試驗(yàn)，研發(fā)了井場(chǎng)活動(dòng)注入工藝技術(shù)。該注入工藝主要針對(duì)開發(fā)形勢(shì)不明確、注氣井分布分散、不能形成規(guī)模的注入需求，通過(guò)采用注氣泵車對(duì) CO2罐車來(lái)液進(jìn)行增壓，進(jìn)行井口注入。

隨著開發(fā)試驗(yàn)規(guī)模擴(kuò)大，形成了“建站集中注入”工藝模式。具體注入工藝有單泵單井和一泵多井兩種，根據(jù)開發(fā)提出的注氣井地質(zhì)條件和注氣壓力等資料來(lái)選擇合適的注入工藝。

（4）初步建立“伴生氣回收循環(huán)注入”模式，促進(jìn)CO2循環(huán)回注。

根據(jù)伴生氣中 CO2回收利用經(jīng)濟(jì)點(diǎn)，初步建立“伴生氣中二氧化碳回收循環(huán)注入”模式。國(guó)際上公認(rèn)：氣體低位熱值大于8.4 MJ/m3即可燃燒，大慶油田天然氣低位熱值為36.8 MJ/m3左右，因此，理論上講天然氣含量大于 23%、CO2含量小于 77%時(shí)伴生氣即可以燃燒。工程應(yīng)用中，由于 CO2熱值為零，在燃燒過(guò)程中 CO2將吸收天然氣燃燒所放出的部分熱量以高溫?zé)煔獾男问脚欧?，同時(shí)考慮到燃燒裝置熱值適應(yīng)性、加熱設(shè)備排煙溫度規(guī)定、伴生氣產(chǎn)量和成分等因素，經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)跟蹤，確定伴生氣回收利用經(jīng)濟(jì)點(diǎn)，并根據(jù)回收利用經(jīng)濟(jì)點(diǎn)，初步建立伴生氣回收利用模式，即：當(dāng)伴生氣中 CO2體積含量小于等于30%時(shí)，作為燃料氣使用，伴生氣經(jīng)簡(jiǎn)單除油干燥后，供站內(nèi)加熱爐燃燒自耗；當(dāng)伴生氣中CO2含量大于30%時(shí)，需對(duì)伴生氣處理后回注。回注工藝考慮與純 CO2混合注氣的處理方式，簡(jiǎn)化處理工藝，降低處理成本。

（5）初步建立“CO2驅(qū)地面采出系統(tǒng)腐蝕防護(hù)技術(shù)”體系。

在 CO2驅(qū)采出流體集輸與處理系統(tǒng)中，介質(zhì)溫度及 CO2分壓是影響腐蝕速率的主要因素。集油系統(tǒng)當(dāng)CO2分壓為1.0 MPa，溫度為40～50 ℃時(shí)，腐蝕速率約為0.9 mm/a，腐蝕等級(jí)達(dá)到嚴(yán)重腐蝕（腐蝕速率大于 0.254 mm/a即為嚴(yán)重腐蝕），因此，集油系統(tǒng)需采取防腐措施。通過(guò)對(duì) CO2集輸系統(tǒng)中儲(chǔ)油罐等關(guān)鍵環(huán)節(jié)、不同摻水介質(zhì)腐蝕和管道防腐的大量研究，形成了一套適用于 CO2驅(qū)集輸系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)有效的防腐技術(shù)措施。針對(duì)集輸系統(tǒng)處理的設(shè)備，經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證，涂層防腐技術(shù)較為適用，具有較好的防腐效果，其中油田常用環(huán)氧酚醛涂料在含CO2油水介質(zhì)中性能優(yōu)于普通涂料；針對(duì)摻水和集輸管道可采用連續(xù)增強(qiáng)塑料復(fù)合連續(xù)管或胺固化玻璃鋼管材［9］。

4 加快推進(jìn)CCUS-EOR建議

4.1 全產(chǎn)業(yè)鏈綜合考慮，各環(huán)節(jié)優(yōu)選適用技術(shù)

（1）需要將CO2的捕集、輸送及驅(qū)油進(jìn)行統(tǒng)籌考慮。前端 CO2捕集采用何種工藝，以及碳源的壓力、溫度、純度等輸出條件應(yīng)該與 CO2輸送方式及后端注入需求相結(jié)合，優(yōu)選出經(jīng)濟(jì)、適用的全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)路線［10］。全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)方案對(duì)比示意見(jiàn)表1。

表1 全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)方案對(duì)比示意表

（2）對(duì)于CCUS工程中的CO2驅(qū)油，縱向上需要將油藏、采油、地面工程統(tǒng)籌考慮，全過(guò)程、全流程、多專業(yè)融合，突出經(jīng)濟(jì)效益，整體優(yōu)化，從而確定最優(yōu)方案。

（3）需要加強(qiáng)關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)。

對(duì)于低濃度碳源的捕集是 CCUS技術(shù)鏈條的薄弱環(huán)節(jié)，需要加強(qiáng)關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)，提高技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，降低捕集成本。

安全可靠地運(yùn)輸 CO2對(duì)于 CCUS的應(yīng)用至關(guān)重要。在對(duì)管道輸送相態(tài)、輸送管材進(jìn)行研究應(yīng)用的同時(shí)，對(duì)于管道的運(yùn)行和維護(hù)、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估和完整性管理、CO2管道泄漏分析以及發(fā)生事故時(shí)的緊急響應(yīng)等措施，應(yīng)開展 CO2管道輸送設(shè)計(jì)、施工、管理的體系建設(shè)。

為保證 CO2注入和埋存安全，以及對(duì) CO2驅(qū)油實(shí)施后的埋存情況做出客觀評(píng)價(jià)，需要建立地上、地下一體化的監(jiān)測(cè)方案。通過(guò)對(duì) CO2驅(qū)油建設(shè)區(qū)域內(nèi)大氣、地表、井筒等實(shí)施實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，可及時(shí)、準(zhǔn)確地掌握 CO2埋存泄漏狀況，從而為 CCUS開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目的安全運(yùn)行保駕護(hù)航。

4.2 政策扶持，積極推進(jìn)示范工程進(jìn)程

CCUS開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目技術(shù)環(huán)節(jié)較多、產(chǎn)業(yè)鏈長(zhǎng)，需要建立跨地區(qū)、跨部門的監(jiān)管和協(xié)調(diào)機(jī)制；同時(shí)，需要盡快建立政策支持下系統(tǒng)性核算標(biāo)準(zhǔn)和方法，為碳減排量的測(cè)算提供理論基礎(chǔ)；CCUS-EOR項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益受碳源價(jià)格影響較大，因此，需要加大經(jīng)濟(jì)激勵(lì)機(jī)制，推動(dòng)高排放行業(yè)綠色低碳發(fā)展轉(zhuǎn)型的同時(shí)，促進(jìn)CCUS-EOR項(xiàng)目效益建設(shè)。