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【摘要】腰英台油田为低孔特低渗油藏，为提高腰英台油田采收率，2010年在腰英台油田DB33井区利用松南气田脱出的CO2气开展了CO2驱油先导试验。腰英台油田DB33井区注CO2站投产时，由于是在冬季，投产过程中遇到诸多问题。经过参建单位共同努力，最终圆满完成了腰英台油田DB33井区注CO2站投产工作。此论文主要是对压注系统在运行过程中遇到的问题进行分析总结，为同类系统运行作为参考材料。
【关键词】腰英台油田 压注工艺 问题 措施 分析 总结
CO2驱油自上世纪50年代开始作为提高采收率的一种方法，中石化华东分公司自2005年在苏北盆地草舍油田泰州组油藏进行了CO2混相驱油提高采收率先导试验，对应采油井已出现见效趋势。腰英台油田为低孔特低渗油藏，均属于低-特低渗难采储量。主要依靠水驱补充地层能量，由于储层物性差，水驱标定采收率仅18%。集团公司决定2010年在腰英台油田DB33井区利用松南气田脱出的CO2气开展CO2驱油先导试验，既能有效利用松南气田采出的CO2，又能开展CO2驱油解决腰英台油田低渗难采储量的动用问题，克服水驱存在的油井见水后产液指数大幅度下降、油井含水率上升、产油量急剧递减等问题，提高腰英台油田采收率。
1 腰英台油田DB33井区注CO2地面工艺简介
此次腰英台油田DB33井区地面压注、CO2回收系统分三个阶段实施，2010年已完成的属于第一阶段，此次工艺流程为：靠近松南气站建成CO2压注站1座，从松南天然气处理站的CO2储罐来液CO2，经喂液泵升压至2.0MPa以上，进入专用CO2压注泵再增压至20MPa，进入水套加热炉的盘管换热，液态CO2由-20℃升温至10℃后进入高压分液器，分配至DB33井区已建DB33-6-4注水配水间，再经计量后分配至各注水井井口，注入井下。
2 投产运行中遇到的问题、分析及采取的措施
CO2地面压注系统生产初期，由于此时只是对两口注气井进行投注，注入总量与原设计投注量相差较大，以及因为站外注气支干线设计为利用老注水管线、屏蔽泵回气管线设计不合理等因素，初期运行过程中遇到诸多问题，投产小组立足于现场进行具体分析，奋战一个多月，最终使整个压注系统平稳运行。
2.1 對屏蔽泵、压注泵进行灌泵时，液态CO2气化严重，灌泵时间较长
分析：松南气田球罐内C O2压力为1.85Mpa，温度为-210C，根据CO2相态变化曲线，此时进入CO2压注站的介质处于气液相平衡态附近，由于原管线内为常压，液态介质进入空管道后压力降低，开始不断气化，所以增加了灌泵排气时间。
措施：对新管道投入液态CO2介质前，先利用球罐内气相CO2迅速为新管线进行充压，待新管道内压力与球罐内压力持平（1.85 Mpa左右），则液态CO2投入新管道时将不再或是少量进行气化。因为利用球罐内气相CO2为新管线进行充压时间较短，所以大大缩短了整个排气、灌泵时间。
2.2 屏蔽泵、压注泵灌泵、排气阶段，放空管线汇管出现冻堵现象
分析及措施：原设计中各个设备的放空管线最终汇总在一根汇管上，原放空管线管径小，并且管线内有存水，造成了放空汇管冻堵不畅。经设计方同意，将屏蔽泵、压注泵、分液器放空管线分开，每台设备单独新敷设一条放空管线，沿地面敷设，解决了放空管线不畅的问题，并便于以后放空管线的管理。
2.3 此次利用老注水管线注CO2，管线冻堵现象严重；
分析：
（1）液态CO2低压流动时，因压降而气化，造成温度下降，因为老注水管线内的存水无法保证完全清除干净，遇老注水管线内含有大量的水分后易结冰形成冰堵；
（2）液态CO2中可能含有过量水分，水分和CO2形成“水合物”（当气体中含有过饱和状态的水蒸汽或液态水，合适的压力温度，同时存在压力波动，气体流向突变引起的扰动以及存在晶种等辅助条件，就可以形成水合物。CO2生成水合物的临界最高温度为10℃）操作人员在开启阀门时过猛，造成管道内压力波动较大，水合物从管壁脱落下来，随介质流动时堵在弯头或阀门处，造成管道堵塞，水合物在常压（低压）下容易分解，时间一长就会自行解堵。
措施：堵塞管段为DN50长度800米的20号碳钢管线，容积大概为1.6方。首先对堵塞管段进行泄压，后将此管段两端敞口，使水合物在常压下自行分解，12小时后从堵塞管段两端自行排出部分堵塞物，但整段管线未全部畅通。后利用手摇计量加油泵对堵塞管段注入工业酒精0.95方，利用工业酒精低熔点的特性使管道内水合物自行分解。经过近24个小时的自行分解、泄压，较好的解决了老注水管线冻堵问题。
2.4 屏蔽泵进口过滤器有堵塞现象；
分析及措施：屏蔽泵进口过滤器堵塞主要原因是过滤网过密，过滤网前后压差较大，致使在过滤网处干冰形成较严重。后采取两项措施缓解了干冰在过滤网处的形成：
（1）将滤网规格进行了调整，孔目数调整为60目（之前为200目）；
（2）在屏蔽泵进液前先利用球罐内气相CO2迅速为屏蔽泵管段进行充压，使管道内压力达到1.85 Mpa左右，降低屏蔽泵进液后过滤网前后压差。
2.5 屏蔽泵运行不正常，屏蔽泵本体温度过热，泵在运行过程中并没有出现泵体该有的结霜现象，对屏蔽泵造成了损伤
分析及措施：液态CO2需经喂液泵电机转子与定子间形成的环形空间，对电机冷却，自身汽化，这部分气液混合物经屏蔽泵回气管线回流到储罐，通过分析认定为设计院对屏蔽泵回气管线设计不合理，导致屏蔽泵回气不畅，以致屏蔽泵无法进行自身冷却而烧毁轴承。经向设计院建议，对屏蔽泵的回气管线进行了改造，自泵接口到球罐接口不再有下弯存液处，并且管线全部架空敷设，改造完成后屏蔽泵运行良好。
2.6 压注泵运行过程中，压注泵存在“气锁现象”，（所谓“气锁”就是CO2气体进入泵筒后，柱塞运转压缩气体，使固定凡尔打不开，液态CO2不能进泵）并且压注泵出口时常震动较大 分析：压注泵输送介质为液态CO2，液态CO2具有极强的气化趋势、很低的粘度（与水相比），由液态到气态，CO2体积膨胀为500-550倍左右，压注泵吸入介质时压注泵进液阀阻力损失的存在，处于气液平衡状态的液态CO2将发生气化，同时柱塞要对液态CO2做功，泵头降温又不够，使液态CO2温度一定程度上升高。松南天然气处理厂球罐内CO2来液压力为1.85Mpa，温度为-210C，根据CO2相态变化曲线，此时进入CO2压注站的介质状态已经在气液相平衡附近，所以由于压力损失及对其做功使温度升高的原因，液态CO2在泵筒中气化较为严重。
措施：
（1）在液态CO2进压注泵前用屏蔽泵进行增压，保证进入泵腔的CO2为过饱和蒸汽压以上的液相状态；
（2）适当延长压注泵泵头排气阀开启时间，同时使泵头结霜，保证泵头处在低温度状态；
（3）压注泵出口时常震动较大原因是压注泵进口供液不足，启用屏蔽泵同时也解决了压注泵因自吸供液不足产生的震动现象。
2.7 DB33老配注间新更换的CO2流量计存在
干冰堵塞现象
分析及措施：DB33老配注间原单井配注管线为DN50，新更换的CO2流量计为DN25，在流量计上下游存在变径接头、截止阀等截流处，使流量计前后压差较大，在流量计阀芯位置干冰形成较严重。经过实地操作实验，在流量计启用前将流量计上下游管段注入少量工业酒精，启用流量计时小幅度、慢节奏开启上下游阀门，就较好减缓了干冰形成。
2.8 加热炉燃烧室出現大量冷凝水，加热炉无法正常运行
分析：压注站加热炉介质流量偏小，达不到设计流量，出现了“大马拉小车”现象，在这种低温、低流量运行状态下，燃烧室才出现了大量冷凝水，造成燃烧器压力开关进水，导致燃烧器因故障熄火，点火失灵。
措施：
（1）在加热炉燃烧室增设外排冷凝水措施；
（2）将加热炉介质出口温度放宽到25℃，燃烧器运行范围控制在15℃-25℃，较好延缓了燃烧室内冷凝水的形成。
3 总结及建议
（1）与CO2介质有关的所有流程管线，在投产前尽可能清空管线内的杂质，特别是存水。在投注初期流程内介质状态很难一开始就达到设计中的物理状态，在缩颈、节流位置，容易因CO2气化吸热，遇管线内水分后形成冰堵；
（2）流程投入液态CO2前尽可能先利用气相CO2为流程充压，建立合理压力场后，可以减缓投入液态CO2时液态介质气化程度，并且能够减缓由于节流位置前后压差大而形成干冰的趋势；
（3）设备排气管线要合理，避免由于管径小，排气时在缩颈位置出现干冰堵塞现象；并且各自设备的排气管线尽可能单独敷设，运行过程中互不影响，便于以后生产管理；
（4）由于升温、降压，部分液态CO2汽化形成气液混合物，易使喂液泵气蚀、注入泵气锁，工艺管路设计时要减少管路盲段，即液体不流动区，防止盲管内液体汽化，而影响机泵的正常使用；
（5）液态CO2中可能含有过量水分，水分和CO2形成“水合物”，操作人员在开启阀门时过猛，易造成管道内压力波动大，形成水合物并脱落下来，容易造成管道堵塞，所以开关阀门时要小幅度、慢节奏操作；
（6）喂液泵入口压头需保证大于喂液泵允许气蚀余量；屏蔽泵是依靠液态CO2在泵体内经过对自身进行冷却的，屏蔽泵回气管线内的CO2是气、液相共存，回气管线如存在下湾存液处，则容易因为出现气堵现象，影响屏蔽泵运行；
（7）CO2压注泵自吸能力较差，如果无屏蔽泵提前为其进行增压供液，压注泵运行中会出现“出口震动较大”、“气锁”等诸多问题，长时间运行影响压注泵设备生产寿命，同时易使流程出现疲劳损伤，存在安全隐患；
（8）常压加热炉不像真空加热炉，其燃烧室内如出现大量冷凝水，则很难顺着烟道排出加热炉，建议常压加热炉选型时应要求其燃烧室有排水口。
参考文献
[1] 周正平；稠油井CO2吞吐采油技术[J].海洋石油，2003，（03）
[2] 郭文斌，陈晓威；管道输送二氧化碳单井吞吐工艺[J].石油钻采工艺，1999，（01）
【关键词】腰英台油田 压注工艺 问题 措施 分析 总结
CO2驱油自上世纪50年代开始作为提高采收率的一种方法，中石化华东分公司自2005年在苏北盆地草舍油田泰州组油藏进行了CO2混相驱油提高采收率先导试验，对应采油井已出现见效趋势。腰英台油田为低孔特低渗油藏，均属于低-特低渗难采储量。主要依靠水驱补充地层能量，由于储层物性差，水驱标定采收率仅18%。集团公司决定2010年在腰英台油田DB33井区利用松南气田脱出的CO2气开展CO2驱油先导试验，既能有效利用松南气田采出的CO2，又能开展CO2驱油解决腰英台油田低渗难采储量的动用问题，克服水驱存在的油井见水后产液指数大幅度下降、油井含水率上升、产油量急剧递减等问题，提高腰英台油田采收率。
1 腰英台油田DB33井区注CO2地面工艺简介
此次腰英台油田DB33井区地面压注、CO2回收系统分三个阶段实施，2010年已完成的属于第一阶段，此次工艺流程为：靠近松南气站建成CO2压注站1座，从松南天然气处理站的CO2储罐来液CO2，经喂液泵升压至2.0MPa以上，进入专用CO2压注泵再增压至20MPa，进入水套加热炉的盘管换热，液态CO2由-20℃升温至10℃后进入高压分液器，分配至DB33井区已建DB33-6-4注水配水间，再经计量后分配至各注水井井口，注入井下。
2 投产运行中遇到的问题、分析及采取的措施
CO2地面压注系统生产初期，由于此时只是对两口注气井进行投注，注入总量与原设计投注量相差较大，以及因为站外注气支干线设计为利用老注水管线、屏蔽泵回气管线设计不合理等因素，初期运行过程中遇到诸多问题，投产小组立足于现场进行具体分析，奋战一个多月，最终使整个压注系统平稳运行。
2.1 對屏蔽泵、压注泵进行灌泵时，液态CO2气化严重，灌泵时间较长
分析：松南气田球罐内C O2压力为1.85Mpa，温度为-210C，根据CO2相态变化曲线，此时进入CO2压注站的介质处于气液相平衡态附近，由于原管线内为常压，液态介质进入空管道后压力降低，开始不断气化，所以增加了灌泵排气时间。
措施：对新管道投入液态CO2介质前，先利用球罐内气相CO2迅速为新管线进行充压，待新管道内压力与球罐内压力持平（1.85 Mpa左右），则液态CO2投入新管道时将不再或是少量进行气化。因为利用球罐内气相CO2为新管线进行充压时间较短，所以大大缩短了整个排气、灌泵时间。
2.2 屏蔽泵、压注泵灌泵、排气阶段，放空管线汇管出现冻堵现象
分析及措施：原设计中各个设备的放空管线最终汇总在一根汇管上，原放空管线管径小，并且管线内有存水，造成了放空汇管冻堵不畅。经设计方同意，将屏蔽泵、压注泵、分液器放空管线分开，每台设备单独新敷设一条放空管线，沿地面敷设，解决了放空管线不畅的问题，并便于以后放空管线的管理。
2.3 此次利用老注水管线注CO2，管线冻堵现象严重；
分析：
（1）液态CO2低压流动时，因压降而气化，造成温度下降，因为老注水管线内的存水无法保证完全清除干净，遇老注水管线内含有大量的水分后易结冰形成冰堵；
（2）液态CO2中可能含有过量水分，水分和CO2形成“水合物”（当气体中含有过饱和状态的水蒸汽或液态水，合适的压力温度，同时存在压力波动，气体流向突变引起的扰动以及存在晶种等辅助条件，就可以形成水合物。CO2生成水合物的临界最高温度为10℃）操作人员在开启阀门时过猛，造成管道内压力波动较大，水合物从管壁脱落下来，随介质流动时堵在弯头或阀门处，造成管道堵塞，水合物在常压（低压）下容易分解，时间一长就会自行解堵。
措施：堵塞管段为DN50长度800米的20号碳钢管线，容积大概为1.6方。首先对堵塞管段进行泄压，后将此管段两端敞口，使水合物在常压下自行分解，12小时后从堵塞管段两端自行排出部分堵塞物，但整段管线未全部畅通。后利用手摇计量加油泵对堵塞管段注入工业酒精0.95方，利用工业酒精低熔点的特性使管道内水合物自行分解。经过近24个小时的自行分解、泄压，较好的解决了老注水管线冻堵问题。
2.4 屏蔽泵进口过滤器有堵塞现象；
分析及措施：屏蔽泵进口过滤器堵塞主要原因是过滤网过密，过滤网前后压差较大，致使在过滤网处干冰形成较严重。后采取两项措施缓解了干冰在过滤网处的形成：
（1）将滤网规格进行了调整，孔目数调整为60目（之前为200目）；
（2）在屏蔽泵进液前先利用球罐内气相CO2迅速为屏蔽泵管段进行充压，使管道内压力达到1.85 Mpa左右，降低屏蔽泵进液后过滤网前后压差。
2.5 屏蔽泵运行不正常，屏蔽泵本体温度过热，泵在运行过程中并没有出现泵体该有的结霜现象，对屏蔽泵造成了损伤
分析及措施：液态CO2需经喂液泵电机转子与定子间形成的环形空间，对电机冷却，自身汽化，这部分气液混合物经屏蔽泵回气管线回流到储罐，通过分析认定为设计院对屏蔽泵回气管线设计不合理，导致屏蔽泵回气不畅，以致屏蔽泵无法进行自身冷却而烧毁轴承。经向设计院建议，对屏蔽泵的回气管线进行了改造，自泵接口到球罐接口不再有下弯存液处，并且管线全部架空敷设，改造完成后屏蔽泵运行良好。
2.6 压注泵运行过程中，压注泵存在“气锁现象”，（所谓“气锁”就是CO2气体进入泵筒后，柱塞运转压缩气体，使固定凡尔打不开，液态CO2不能进泵）并且压注泵出口时常震动较大 分析：压注泵输送介质为液态CO2，液态CO2具有极强的气化趋势、很低的粘度（与水相比），由液态到气态，CO2体积膨胀为500-550倍左右，压注泵吸入介质时压注泵进液阀阻力损失的存在，处于气液平衡状态的液态CO2将发生气化，同时柱塞要对液态CO2做功，泵头降温又不够，使液态CO2温度一定程度上升高。松南天然气处理厂球罐内CO2来液压力为1.85Mpa，温度为-210C，根据CO2相态变化曲线，此时进入CO2压注站的介质状态已经在气液相平衡附近，所以由于压力损失及对其做功使温度升高的原因，液态CO2在泵筒中气化较为严重。
措施：
（1）在液态CO2进压注泵前用屏蔽泵进行增压，保证进入泵腔的CO2为过饱和蒸汽压以上的液相状态；
（2）适当延长压注泵泵头排气阀开启时间，同时使泵头结霜，保证泵头处在低温度状态；
（3）压注泵出口时常震动较大原因是压注泵进口供液不足，启用屏蔽泵同时也解决了压注泵因自吸供液不足产生的震动现象。
2.7 DB33老配注间新更换的CO2流量计存在
干冰堵塞现象
分析及措施：DB33老配注间原单井配注管线为DN50，新更换的CO2流量计为DN25，在流量计上下游存在变径接头、截止阀等截流处，使流量计前后压差较大，在流量计阀芯位置干冰形成较严重。经过实地操作实验，在流量计启用前将流量计上下游管段注入少量工业酒精，启用流量计时小幅度、慢节奏开启上下游阀门，就较好减缓了干冰形成。
2.8 加热炉燃烧室出現大量冷凝水，加热炉无法正常运行
分析：压注站加热炉介质流量偏小，达不到设计流量，出现了“大马拉小车”现象，在这种低温、低流量运行状态下，燃烧室才出现了大量冷凝水，造成燃烧器压力开关进水，导致燃烧器因故障熄火，点火失灵。
措施：
（1）在加热炉燃烧室增设外排冷凝水措施；
（2）将加热炉介质出口温度放宽到25℃，燃烧器运行范围控制在15℃-25℃，较好延缓了燃烧室内冷凝水的形成。
3 总结及建议
（1）与CO2介质有关的所有流程管线，在投产前尽可能清空管线内的杂质，特别是存水。在投注初期流程内介质状态很难一开始就达到设计中的物理状态，在缩颈、节流位置，容易因CO2气化吸热，遇管线内水分后形成冰堵；
（2）流程投入液态CO2前尽可能先利用气相CO2为流程充压，建立合理压力场后，可以减缓投入液态CO2时液态介质气化程度，并且能够减缓由于节流位置前后压差大而形成干冰的趋势；
（3）设备排气管线要合理，避免由于管径小，排气时在缩颈位置出现干冰堵塞现象；并且各自设备的排气管线尽可能单独敷设，运行过程中互不影响，便于以后生产管理；
（4）由于升温、降压，部分液态CO2汽化形成气液混合物，易使喂液泵气蚀、注入泵气锁，工艺管路设计时要减少管路盲段，即液体不流动区，防止盲管内液体汽化，而影响机泵的正常使用；
（5）液态CO2中可能含有过量水分，水分和CO2形成“水合物”，操作人员在开启阀门时过猛，易造成管道内压力波动大，形成水合物并脱落下来，容易造成管道堵塞，所以开关阀门时要小幅度、慢节奏操作；
（6）喂液泵入口压头需保证大于喂液泵允许气蚀余量；屏蔽泵是依靠液态CO2在泵体内经过对自身进行冷却的，屏蔽泵回气管线内的CO2是气、液相共存，回气管线如存在下湾存液处，则容易因为出现气堵现象，影响屏蔽泵运行；
（7）CO2压注泵自吸能力较差，如果无屏蔽泵提前为其进行增压供液，压注泵运行中会出现“出口震动较大”、“气锁”等诸多问题，长时间运行影响压注泵设备生产寿命，同时易使流程出现疲劳损伤，存在安全隐患；
（8）常压加热炉不像真空加热炉，其燃烧室内如出现大量冷凝水，则很难顺着烟道排出加热炉，建议常压加热炉选型时应要求其燃烧室有排水口。
参考文献
[1] 周正平；稠油井CO2吞吐采油技术[J].海洋石油，2003，（03）
[2] 郭文斌，陈晓威；管道输送二氧化碳单井吞吐工艺[J].石油钻采工艺，1999，（01）