二氧化碳吞吐井的安全管理

范志勇工程師 孫 亮 孟凡強 姚江龍

（中國石油冀東油田分公司 南堡油田作業區，河北 唐山 063200）

0 引言

隨著油田的逐步開發，為了提高常規油藏，尤其是低滲、特低滲透油藏的采收率，國內外都在逐步開展二氧化碳吞吐驅油技術。冀東油田南堡作業區近幾年來也在擴大二氧化碳吞吐驅油的應用規模，雖然二氧化碳吞吐驅油措施在提高油井采收率方面效果明顯，但是施工作業過程中CO2的低溫、弱酸、高壓等不利因素，使作業過程和后期油井安全生產存在不少隱患，因此，在施工過程中，應該采取相應的防護措施，減少安全事故的發生[1-2]。

1 CO2物性及危害機理

CO2為無色、無味，比空氣重的氣體，密度為1.977g/l。二氧化碳吞吐驅油措施是向油井內注入增壓至1～30MPa的液態CO2，液態CO2具有高壓、氣化時吸收熱量的特性，溶于水后呈弱酸性，對金屬有腐蝕性。

2 二氧化碳注入流程

二氧化碳吞吐作業采用撬裝一體式注入方式，利用油管和彎頭將注入泵和井口相連。吞吐注入泵為二氧化碳注入專用泵，型號：3RCF75-5/35，理論排量5m3/h，出口壓力35MPa；注入管線采用35MPa油管；井口采用350采油樹，承壓35MPa。

二氧化碳注入流程，如圖1，現場施工照片，如圖2。

圖1 二氧化碳注入流程Fig.1 Carbon dioxide injection process

圖2 現場施工照片Fig.2 Photo of on-site construction

二氧化碳吞吐施工工序：

（1）將油井油壓、套壓放壓至0，觀察2小時無異常，緊固井口螺栓，拆下井口光桿。

（2）按照設計要求連接二氧化碳槽車，注入裝置至井口套管閘門間施工管線。

（3）對注入管線進行試壓合格。

（4）按設計壓力和排量注入CO2，注入壓力控制在25MPa以內，如果壓力上升較快，停止注氣，待壓力下降后繼續注氣。

（5）注氣完成后繼續擠入二氧化碳緩蝕劑頂替液。

（6）關閉套管閥門，燜井。

（7）持續關注套管壓力，當壓力≤5MPa時，連接井口至大罐放壓流程，對油井實施放壓后正常生產。

3 二氧化碳吞吐風險點源及監管要點

3.1 吞吐過程中高壓風險及防范措施

（1）泵本體、注入管線刺漏。 注入泵本體和注入管線，如果存在缺陷，在高壓的工況下會發生刺漏，甚至管線脫節，造成設備損壞或人員傷害。因此注入流程連接過程要滿足以下要求：各游壬卡箍連接緊固；高壓注入管線及連接彎頭必須使用硬管線并落地鋪設，并每隔8m錨定；注入泵及注入管線上設置不高于泵設計壓力的安全閥。放壓流程所用40方罐與井口套管之間必須采用硬管線連接并處在井口30m以外的下風口，每隔10～15m用標準地錨或填充式基墩固定。在注CO2前必須對整個流程的管線及設備設施進行試壓，注入過程中嚴禁人員和車輛跨越、碾壓高壓施工管線。不按照以上要求進行施工作業，泵本體和注入管線就有可能在注入過程中，因高壓發生刺漏。

（2）井口及閘門在高壓工況下因低溫、腐蝕、設施缺陷導致刺漏。井口及閘門低溫或受腐蝕情況下，密封件會收縮并被CO2弱酸液侵蝕，同時由于高壓而發生刺漏情況。因此，需采取以下措施：做簡易井口前，應對抽油機進行憋壓操作，檢查泵效的同時，可以發現采油樹閘門是否內漏，防止注入、悶井過程中，低壓端漏氣刺漏。做簡易井口時，井口需安裝抽油桿懸掛密封裝置，可以有效處置在注入及悶井過程中，采油樹生產閘門因腐蝕或者老化導致的刺漏緊急情況。在套管注入端使用雙閘門、安全閥和單向閥，可以預防注入端超壓或流程刺漏無法控制的情況發生。

3.2 吞吐過程低溫凍堵

（1）注入泵、流程及井口發生凍堵。液態CO2從注入泵出來后，存在一個壓降體積膨脹降溫的過程，因此會產生結霜現象，逐漸累加會形成局部凍堵，如果凍堵且發現不及時，容易造成注入流程或者井口刺漏[3]。因此在吞吐前井口采用額定工作壓力35MPa，滿足-30～120℃額定工作溫度的采油樹或閘門；井口采用防凍、抗震式壓力表，確保壓力表不凍，能夠準確監控壓力；需要交替注入的井，注入管線需及時排空，防止凍堵；并在注入過程中，觀察注入流量，一旦降低需及時對注入流程進行重點檢查，排除凍堵點。

（2）井下管柱凍堵。在井下管柱內，同樣存在低溫情況，如果油管內有液態水存在，就會在注入過程中，出現液態水凍結，導致油管漲裂，為避免這種情況，在做簡易井口前，先用水泵車洗壓井，然后從套管內注入比重輕的微泡，啟動抽油機，使微泡替換油管內存液，使微泡充滿整個油管，井口放空出微泡后，再停抽，卸載、安裝簡易井口。

（3）人身凍傷。人員日常巡查，對泵的維護，以及應急處置過程中，都會接觸到低溫的管線或者泵體，如果人員在無勞保護具的情況下，觸摸低溫注入管線及CO2低溫儲罐，就會造成凍傷，因此，在各類操作中，要嚴格遵守操作規程，佩戴好勞動保護用品，必要時停注作業待溫度上升后再操作。

3.3 注入、悶井及放壓過程腐蝕風險

CO2引起的腐蝕風險存在于所有CO2存在的地方，腐蝕雖然是緩慢的，但會引起井口刺漏、套管破損、抽油桿接箍斷脫、油管穿孔、油管絲扣脫落、生產井口流程穿孔、閘門刺漏[4]。因此，需要采取以下措施進行防范：注完CO2后，套管內擠氮氣，將井筒內CO2全部擠入地層然后開始悶井，使注入地層內的CO2發揮作用。悶井結束后在開井前要進行放噴操作，將井筒積壓的CO2氣體放噴至地面的收液罐內，減少進入集輸系統的CO2量。油井重新生產后要控制采液強度，一般控制在10t/天以下，可以減少CO2與原油的分離速度，降低采出液的CO2含量，減小對油套管及集輸系統的腐蝕；同時在保證生產、安全的前提下，禁放套管氣，控制較低的液面以減少CO2對液面以上位置的套管和油管外壁的腐蝕。對于二氧化碳重新掛抽進入生產流程的油井，在日常生產中要關注好該井所涉及的地下流程及計量間的運行狀況，因目前還缺少有效的管線設備腐蝕情況檢測條件，所以需要日常巡檢時給予關注，一旦發現滲漏或者地面異常滲水的情況，要及時查明原因進行處置，避免事態擴大。

3.4 放壓過程的刺漏風險

（1）放壓過程中，液量突增導致儲罐溢流。在放壓過程中，二氧化碳井悶井完畢后，需要打開套管閘門放壓進40方罐以便于后續的抽油機掛抽生產。放壓過程中，地層壓力是不穩定，且無法預測和掌握的，因此放壓過程中必須加裝小直徑油嘴放壓，即使在油壓、套壓接近零時，也不能為加快出液進度而拆卸油嘴，避免地層壓力波動，套管突然放噴導致儲罐溢油。為避免此類事故的發生，造成環境污染，應在40方罐上安裝便攜式的浮球式液位報警裝置，在40方罐內液位達到較高液位時聲光報警，提示值班人員及時檢查井口出液情況，采取相應措施避免溢油發生[5]。

（2）放壓過程中，低溫導致管線破裂，閘門刺漏。二氧化碳悶井后放壓過程中，高壓的CO2氣體經套管閘門及油嘴后，變成低壓氣體，吸收大量的熱量，放壓管線的溫度甚至會低至-17℃，因此放壓管線及放噴罐有凍裂刺漏的風險，需要崗位員工加強巡回檢查及時處置。另外，在悶井及放壓過程中應該完善放壓流程及單流閥位置，這樣在悶井過程中如果出現套管、大法蘭等不可控情況，可以增大放空速度。在正常放壓情況下，可以使用雙油管雙油嘴套加裝較小油嘴的方式進行平穩放壓，這樣既降低了放壓的壓差，減少了溫降，也增加了放壓管線與空氣的換熱面積，最終提高放壓管線的溫度，減少低溫對放壓管線的凍裂、刺漏等風險影響。

4 結論

通過對二氧化碳吞吐技術現場應用過程中遇到的各類問題進行分析和總結，本文提出必要的防范措施，以減少作業過程中的各類風險隱患，并取得了良好的實踐效果。

我國石油開發中，大部分區塊已進入高含水開發階段，且比例逐年增加，二氧化碳吞吐技術作為高含水開發階段重要的增產穩產技術，將會在油田得到了大規模應用。而基層采油隊在二氧化碳注入過程的風險辨識和控制方面，部分安全管理措施還不到位，本文提出的建議和措施，可以給予一定的參考，以此來降低施工作業風險，提高吞吐作業安全管理水平。