二氧化碳吞吐井的安全管理

范志勇工程师 孙 亮 孟凡强 姚江龙

（中国石油冀东油田分公司 南堡油田作业区，河北 唐山 063200）

0 引言

随着油田的逐步开发，为了提高常规油藏，尤其是低渗、特低渗透油藏的采收率，国内外都在逐步开展二氧化碳吞吐驱油技术。冀东油田南堡作业区近几年来也在扩大二氧化碳吞吐驱油的应用规模，虽然二氧化碳吞吐驱油措施在提高油井采收率方面效果明显，但是施工作业过程中CO2的低温、弱酸、高压等不利因素，使作业过程和后期油井安全生产存在不少隐患，因此，在施工过程中，应该采取相应的防护措施，减少安全事故的发生[1-2]。

1 CO2物性及危害机理

CO2为无色、无味，比空气重的气体，密度为1.977g/l。二氧化碳吞吐驱油措施是向油井内注入增压至1～30MPa的液态CO2，液态CO2具有高压、气化时吸收热量的特性，溶于水后呈弱酸性，对金属有腐蚀性。

2 二氧化碳注入流程

二氧化碳吞吐作业采用撬装一体式注入方式，利用油管和弯头将注入泵和井口相连。吞吐注入泵为二氧化碳注入专用泵，型号：3RCF75-5/35，理论排量5m3/h，出口压力35MPa；注入管线采用35MPa油管；井口采用350采油树，承压35MPa。

二氧化碳注入流程，如图1，现场施工照片，如图2。

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

图2 现场施工照片Fig.2 Photo of on-site construction

二氧化碳吞吐施工工序：

（1）将油井油压、套压放压至0，观察2小时无异常，紧固井口螺栓，拆下井口光杆。

（2）按照设计要求连接二氧化碳槽车，注入装置至井口套管闸门间施工管线。

（3）对注入管线进行试压合格。

（4）按设计压力和排量注入CO2，注入压力控制在25MPa以内，如果压力上升较快，停止注气，待压力下降后继续注气。

（5）注气完成后继续挤入二氧化碳缓蚀剂顶替液。

（6）关闭套管阀门，焖井。

（7）持续关注套管压力，当压力≤5MPa时，连接井口至大罐放压流程，对油井实施放压后正常生产。

3 二氧化碳吞吐风险点源及监管要点

3.1 吞吐过程中高压风险及防范措施

（1）泵本体、注入管线刺漏。 注入泵本体和注入管线，如果存在缺陷，在高压的工况下会发生刺漏，甚至管线脱节，造成设备损坏或人员伤害。因此注入流程连接过程要满足以下要求：各游壬卡箍连接紧固；高压注入管线及连接弯头必须使用硬管线并落地铺设，并每隔8m锚定；注入泵及注入管线上设置不高于泵设计压力的安全阀。放压流程所用40方罐与井口套管之间必须采用硬管线连接并处在井口30m以外的下风口，每隔10～15m用标准地锚或填充式基墩固定。在注CO2前必须对整个流程的管线及设备设施进行试压，注入过程中严禁人员和车辆跨越、碾压高压施工管线。不按照以上要求进行施工作业，泵本体和注入管线就有可能在注入过程中，因高压发生刺漏。

（2）井口及闸门在高压工况下因低温、腐蚀、设施缺陷导致刺漏。井口及闸门低温或受腐蚀情况下，密封件会收缩并被CO2弱酸液侵蚀，同时由于高压而发生刺漏情况。因此，需采取以下措施：做简易井口前，应对抽油机进行憋压操作，检查泵效的同时，可以发现采油树闸门是否内漏，防止注入、闷井过程中，低压端漏气刺漏。做简易井口时，井口需安装抽油杆悬挂密封装置，可以有效处置在注入及闷井过程中，采油树生产闸门因腐蚀或者老化导致的刺漏紧急情况。在套管注入端使用双闸门、安全阀和单向阀，可以预防注入端超压或流程刺漏无法控制的情况发生。

3.2 吞吐过程低温冻堵

（1）注入泵、流程及井口发生冻堵。液态CO2从注入泵出来后，存在一个压降体积膨胀降温的过程，因此会产生结霜现象，逐渐累加会形成局部冻堵，如果冻堵且发现不及时，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额定工作压力35MPa，满足-30～120℃额定工作温度的采油树或闸门；井口采用防冻、抗震式压力表，确保压力表不冻，能够准确监控压力；需要交替注入的井，注入管线需及时排空，防止冻堵；并在注入过程中，观察注入流量，一旦降低需及时对注入流程进行重点检查，排除冻堵点。

（2）井下管柱冻堵。在井下管柱内，同样存在低温情况，如果油管内有液态水存在，就会在注入过程中，出现液态水冻结，导致油管涨裂，为避免这种情况，在做简易井口前，先用水泵车洗压井，然后从套管内注入比重轻的微泡，启动抽油机，使微泡替换油管内存液，使微泡充满整个油管，井口放空出微泡后，再停抽，卸载、安装简易井口。

（3）人身冻伤。人员日常巡查，对泵的维护，以及应急处置过程中，都会接触到低温的管线或者泵体，如果人员在无劳保护具的情况下，触摸低温注入管线及CO2低温储罐，就会造成冻伤，因此，在各类操作中，要严格遵守操作规程，佩戴好劳动保护用品，必要时停注作业待温度上升后再操作。

3.3 注入、闷井及放压过程腐蚀风险

CO2引起的腐蚀风险存在于所有CO2存在的地方，腐蚀虽然是缓慢的，但会引起井口刺漏、套管破损、抽油杆接箍断脱、油管穿孔、油管丝扣脱落、生产井口流程穿孔、闸门刺漏[4]。因此，需要采取以下措施进行防范：注完CO2后，套管内挤氮气，将井筒内CO2全部挤入地层然后开始闷井，使注入地层内的CO2发挥作用。闷井结束后在开井前要进行放喷操作，将井筒积压的CO2气体放喷至地面的收液罐内，减少进入集输系统的CO2量。油井重新生产后要控制采液强度，一般控制在10t/天以下，可以减少CO2与原油的分离速度，降低采出液的CO2含量，减小对油套管及集输系统的腐蚀；同时在保证生产、安全的前提下，禁放套管气，控制较低的液面以减少CO2对液面以上位置的套管和油管外壁的腐蚀。对于二氧化碳重新挂抽进入生产流程的油井，在日常生产中要关注好该井所涉及的地下流程及计量间的运行状况，因目前还缺少有效的管线设备腐蚀情况检测条件，所以需要日常巡检时给予关注，一旦发现渗漏或者地面异常渗水的情况，要及时查明原因进行处置，避免事态扩大。

3.4 放压过程的刺漏风险

（1）放压过程中，液量突增导致储罐溢流。在放压过程中，二氧化碳井闷井完毕后，需要打开套管闸门放压进40方罐以便于后续的抽油机挂抽生产。放压过程中，地层压力是不稳定，且无法预测和掌握的，因此放压过程中必须加装小直径油嘴放压，即使在油压、套压接近零时，也不能为加快出液进度而拆卸油嘴，避免地层压力波动，套管突然放喷导致储罐溢油。为避免此类事故的发生，造成环境污染，应在40方罐上安装便携式的浮球式液位报警装置，在40方罐内液位达到较高液位时声光报警，提示值班人员及时检查井口出液情况，采取相应措施避免溢油发生[5]。

（2）放压过程中，低温导致管线破裂，闸门刺漏。二氧化碳闷井后放压过程中，高压的CO2气体经套管闸门及油嘴后，变成低压气体，吸收大量的热量，放压管线的温度甚至会低至-17℃，因此放压管线及放喷罐有冻裂刺漏的风险，需要岗位员工加强巡回检查及时处置。另外，在闷井及放压过程中应该完善放压流程及单流阀位置，这样在闷井过程中如果出现套管、大法兰等不可控情况，可以增大放空速度。在正常放压情况下，可以使用双油管双油嘴套加装较小油嘴的方式进行平稳放压，这样既降低了放压的压差，减少了温降，也增加了放压管线与空气的换热面积，最终提高放压管线的温度，减少低温对放压管线的冻裂、刺漏等风险影响。

4 结论

通过对二氧化碳吞吐技术现场应用过程中遇到的各类问题进行分析和总结，本文提出必要的防范措施，以减少作业过程中的各类风险隐患，并取得了良好的实践效果。

我国石油开发中，大部分区块已进入高含水开发阶段，且比例逐年增加，二氧化碳吞吐技术作为高含水开发阶段重要的增产稳产技术，将会在油田得到了大规模应用。而基层采油队在二氧化碳注入过程的风险辨识和控制方面，部分安全管理措施还不到位，本文提出的建议和措施，可以给予一定的参考，以此来降低施工作业风险，提高吞吐作业安全管理水平。