二氧化碳驱油原理

第一章二氧化碳驱油机理第一节驱油机理22CO是一种在油和水中溶解度都很高的气体，当它大量溶解于原油中时，可以是原油体积膨CO溶于水后形成的探究还可以起到酸化作用。它不受井深、温度、压力、地层水矿化度等条件的影响，由于以上各种作用和广泛的222使用条件，注CO提高采收率的应用格外广泛。222 人们通过大量的室内和现场试验，都证明白CO是一种有效的驱油剂，并相继提出了很多注入方案。包括：连续注CO气体；注碳酸水法；注CO气体或液体段塞后紧接着注水；注CO2气体或液体段塞后交替注水和CO2气体〔WAG法)；同时注CO222 222 2 2 2 2 2 连续注入CO驱替油层时，由于不利的流度比及密度差，宏观涉及系数很低，CO用量比较CO段塞在经济上更有吸引力。用碳酸水驱油实质是利用注入的水和CO溶液与地层油接触后，从其中集中出来的CO来驱油，但此集中过程较慢，与注入纯CO段塞相比到达的采收率比较低。注CO段塞的工艺包括；注COCOCO222 2 2 2 2 2 注水系统同时注水和CO〔见以下图沃纳〔Warner1977〕和费耶尔斯〔Fayers〕等人在模拟争论中证明，WAG注入法要比连续CO2可采出潜在剩余油量的20%；注入CO225%WAG38%；同时注入气与水可47%的原油，但此法仍存在着严峻的操作问题。由此看来，WAG法仍旧是最经济可行的CO2驱工艺，但它不适合于低渗透砂岩，由于在这种砂岩中，由于水的流度很低，变换注入方式可能造成注入速度严峻降低。不管CO2是以何种方式注入油层，CO2之所以能有效地从多孔介质中驱油，主要是由于以下各因素作用的结果：使原油膨胀；降低原油粘度；转变原油密度；对岩石起酸化作用；可以将原油中的轻质馏分汽化和提取；压力下降造成溶解气驱；降低界面张力；CO2驱工程来说，其主要驱替特效性应处于图1-2中所示的五个区域中的一个：1：低压环境；2：中压、高温环境；3：中压、低温环境；4：高压环境；5：高压、低温〔液体〕环境。当CO2处于-56.6OC,0.422MPa时，固体、液体和气体同时存在，即三相点。当二氧化31○C，7.39MPa31○C时，压力增1.31.4。就是二氧化碳提高原油采收率的关键。下面具体分析二氧化碳驱油提高采收率的机理。降低原油粘度二氧化碳溶于原油后，降低了原油粘度，原油粘度越高，粘度降低程度越大，见表。40○C时，二氧化碳溶于沥青可大大降低沥青的粘度。温度较高时12C以上上升，降粘作用随之提高。但是，压力过高，假设压力超过饱和压力时，粘度反而上升。原油粘度降低时，原油流淌力量增加，从而提高原油产量改善原油与水的流度比45○C12.7MPa油田注入水中的溶解度为5〔质量，而在大庆油田原油中的溶解度为15〔质量；由于大量二氧化碳溶于原油中9.8mPs降到2.9mP17.2，化碳溶于水中，可使水的粘度提高20%以上，见图，同时也降低了水的流度。由于碳酸化以后，油和水的流度趋向靠近，所以改善了油与水流度比，扩大了涉及体积。使原油体积膨胀子量的大小，而取决于二氧化碳的溶解量。二氧化碳溶于原油，使原油体积膨胀液体内的动能，从而提高了驱油效率。大庆勘探开发争论院用萨尔图油田南4-丁2-346氧化碳溶于原油后，油相的体积与原始油样的体积比与压力的关系。8006.7MP0.798g/c3二氧化碳纯度96.86，试验温度48C，测试压力7.00~28.12MP。试验结果如图分别表示原油样体积与二氧化碳体积比1：1.71：1.6的状况。当压力上升到10.55MPa理。使原油中轻烃萃取和汽化当压力超过肯定值时，二氧化碳混合物能使原油中不同组分的轻质烃萃取和汽化。S·B·MikaelF·S·Palmer对路易斯安娜州承受二氧化碳混相驱的SU64号井的产该井注二氧化碳〔CO284%11%5%〕0.8398；1982年注入CO2混合物后，初期产出油平均相对密度渐渐上升，从0.75870.8815；这说明原油中轻质烃首先萃取和汽化，以后较重质烃也被汽化产出，最终到达稳定。但是，注入CO2混合物后，产出油的最大相对密度是0.8251；1984产出油的相对密度为0.8251；1985年以后产出油相对密度根本稳定在0.81550.8398注入CO2混合物确实存在原油中轻质烃萃取和汽化现象。萃取和汽化现象是CO2混相驱油的重要机理。10.3MPa时，CO27.85MPa时，采收率就相当高，可以高达90%。混相效应混相的最小压力称为最小混相压力〔MMP)。最小混相压力取决于CO2的纯度、原油组分和油藏温度。最小混相压力隋朝油藏温度的增加而提高；最小很想压力随着原油中C5以上组分分子量的增加而提高；最小混相压力受CO2纯度〔杂质〕的影响，假设杂质的临界温度低于CO2的临街温度，最小混相压力减小，反之，假设杂质的临界温度高于CO2的临界温度，最小混相眼里增大。CO2CO2和轻质烃混合的油带oilbankin。油带移动是最有效的驱油过程，它可以使采收率到达90以上。分子集中作用非混相CO2驱油机理主要建立在CO2溶于油引起油特性转变的根底上。为了最大限度地降低油的粘度和增加油的体积，以便获得最正确驱油效率，必需在油藏温度和压力条件下，要有足够的时间使CO2饱和原油。但是，地层基岩是简单的，注入的CO2也很难与油C2过程是很慢的。特别是当水相将油相与CO2气相隔开时，水相阻碍了CO2分子向油相中的集中，并且完全抑制了轻质烃从油相释放到CO2相中。在三次采油中，通过CO2驱动水驱替后的剩余油的机理至今还没有完全把握。假设是因为油碰撞的结果，则油水弯月面的变化，引起毛细管力平衡的破坏，相的重排列可能导致油的流淌。假设水相被完全驱替，油和CO2直接接触，将使原油降粘和膨胀，增加了原油的内能，也可导致采收率提高。不管是哪种作用，都必需有足够的时间使CO2分子充分地集中到油中。在高温顺高压条件下，在现场测定CO2集中系数是格外困难的，通常用下面的阅历公式进展计算。CO2在油中的集中系数0Ds.0=1.41×10-10μ-0.4900式中 Ds·o——CO2在油中的集中系数，m2/s；μ——油的粘度，mPa·s。0CO2在水中的扩展系数：Dsw5.7210-12 T式中 Ds·w——CO2在水中的集中系数，m2/s；T——温度，K；wμ——水的粘度，mPa·s。w假设CO2通过水堵段的集中距离是X，通过水堵段集中所需的时间是t，可用下式表示它们之间的关系。t=X2/Ds·w也可以用试验室岩心驱集中时间，计算现场CO2集中时间。Xpt tp e

( )2Xe式中 tp——现场CO2集中时间；te——试验集中时间；X——现场集中距离；XpXe——试验集中距离。降低界面张力试验证明：剩余油饱和度随着油水界面张力减小而降低；多数油藏的油水界面张力为10~20mN/m，想使剩余油饱和度趋向于零，必需使油水界面张力降低到0.001mN/m或者更低。界面张力降到0.04mN/m一下，采收率便会更明显地提高。CO2驱油的主要作用是使原油中轻质烃萃取和汽化，大量的烃与CO2混合，大大降低了油水界面张力，也大大降低了剩余油的饱和度，从而提高了原油采收率，见图。从图中可以看出，随着见面张力的降低，采收率渐渐提高。溶解气驱作用大量的CO2溶于原油中，具有溶解气驱作用。降压采油机理与溶解气驱相像，随着压力下降CO2从液体中溢出，液体内产生气体驱动力，提高了驱油效果。另外，一些CO2驱替原油后，占据了肯定的空隙空间，成为束缚气，也可使原油增产。提高渗透率CO2藏更有利于CO2驱油。其次节驱油机理的综合利用CO2因CO2溶于原油后使原油体积膨胀、粘度降低等转变油流特性的有点。在美国，由于存在丰富的CO2自然气源，所以CO2驱得到广泛的应用，并被认为是最有潜力的油田开采方法。依据国内外大量CO2驱油现场试验资料分析，综合利用CO2驱油机理的驱油方式主要有一下几种：二氧化碳混相驱替在混相驱替过程中，CO2面张力等作用是CO2驱重要的提高采收率的机理。由于受底层裂开压力等条件的限制，混相驱替只适用于oAPI重度比较高的轻质油藏。CO2混相驱替在浅层、深层、致密层、高渗透层、碳酸岩层、沙岩中都有过应用阅历，分析以往阅历，CO2混相驱对开采下面几类油藏具有更重要的意义。水驱效果差的低渗透油藏；水驱完全枯竭的砂岩油藏；接近开采经济极限深层、气质油藏；利用CO2重力稳定混相驱开采多盐丘油藏。二氧化碳非混相驱CO2CO2非混相驱的开采机理，也能到达提高原油采收率的目的主要应用包括：2〔1〕可用CO2但由于油藏中存在的游离气相将分散CO及效率增大。2特别是对于低渗透油藏，在不能以经济速度注水或驱替溶剂段塞来提高油藏的压力时，承受注CO2就可能办到，由于低渗透性油层对注入CO2这类低粘度流体的阻力很小。〔2)重力稳定非混相驱替。用于开采高倾角、垂向渗透率高的油藏。〔3)重油CO2驱，可以改善重油的流度，从而改善水驱效率。〔4)应用CO2驱开采高粘度原油。这种单井开采方案通常有用那些在经济上不行能打很多井的小油藏藏也可使用。此种三次采油方式最适合那次额不能承受油田范围id很大前沿投资的油藏。周期性注入CO2与重油的注蒸汽增产措施相像，但它不仅限于重油开采，而且已成功的用CO2济极限。该方法的一般过程是把大量的CO2注入到生产井底，然后关井几个星期，让CO2渗入部的剩余油也是可能的。CO2其次章影响二氧化碳驱油的因素第一节油藏条件对二氧化碳驱油的影响油藏深度对二氧化碳的驱油的影响CO2CO2混相压力〔MMP)随着油藏温度增加而增加，见图，也可以用下式表示：MMP=Po+γT 〔1〕式中 Po和γ值取决于原油组分，他们反映了原油组分和CO2最小混相密度之间的关系；他们是建立在CO2能是原油中轻质烃萃取和汽化的根底上。其值可以从表中查出油组分和需要的CO2密度关系表T是油藏温度，由下式表示

T=Ts+Gd

〔2〕式中 Ts——年度平均地面温度，oC；G——地热梯度，oC/m；d——油藏深度，m；21得：MMP=Po+γ〔Ts+Gd〕 〔3〕由式3可以看出，最小混相压力随油藏深度增加而增加。油藏深度有关，见图由图可以看出，裂开压力梯度随油藏深度的增加而增加，也可用下式表示：gf=1.0-B·e-Adf式中 g——裂开压力梯度，MPa/m；fAB——拟合参数，可由表查出。

〔4〕众所周知，裂开压力是依据裂开压力梯度计算的，计算公式如下：P式中 ——裂开压力Pf

Pf=gfd=d(1-B·e-Ad)

(5)由式5比最小混相压力随油藏深度增加的更快。CO2混相驱极限定义为裂开压力与最小混相压力的差，用下式表示：fΔP=P－MMPf式中 ΔP——CO2混相驱压力极限。把〔3〕式和〔5〕式代入〔6〕式得

(6)ΔP=d(1－γG－B·e-Ad〕－Po－γT 〔7〕由〔7〕式和图可以看出，CO2混相驱压力极限ΔP随着油藏深度的增加而增加。从上面的分析可以看出，无论是最小混相压力，还是CO2混相驱油压力极限，都随着油藏深度的增加而增加。这说明油藏深度对CO2混相驱油确实存在影响。油藏非均值性质对二氧化碳去驱油的影响油藏非均值性影响CO2驱油的缘由是由于原油的粘度比CO2的粘度高得多。地层对原油的渗透率〔Ko〕比地层对CO2的渗透率〔KCO2〕低得多。依据流体流度的概念，CO2的流度〔KCO2/μco2〕比原油的流度〔K0/μ0〕大的多。所以简洁造成CO2串流、效果越差。除非想方法降低CO2的流度，转变油和CO2的流度比，才能提高CO2的扫油效率。还可以用地层垂向渗透率与水平向渗透率比〔Kv/Kh〕CO2驱油的影响，见图。Kv/Kh值减小时，CO2段塞法和CO2与水同时注入法都显示采收率增加。当Kv/Kh0.01时，CO2与水同时注入方法对Kv/Kh值变化的灵敏成都比CO2段塞法小。可是，当Kv/Kh0.01时，与所用的CO2注入方法根本无关，两条线根本平行。这是由于Kv/Kh0.01，说明KvKh来说相当小，所以能有效地阻挡CO2和水的重力分别。在上述条件下，两种方法采收率之间的差异，不是校友0.01的Kv/KhCO2与水同时注入时固有的良好流度掌握引起的。还可以用非均质系数的概念，在进一步分析非均质性对CO2驱油的影响。油藏的渗透率与最大渗透率的比，用下式表示：K Kk K

(8)maxK式中 ——油藏非均质系数，无因次；Kk——油藏平均渗透率，μ㎡；K——油藏最大渗透率，μ㎡；KmaxKoval下式表示：HMM”

(9)式中 H——非均质程度〔非均质系数，无因次；M——有效流度比，被驱动流体的流度/驱动流体的流度，无因次；M＇——有效粘度比，被驱动流体粘度/驱动流体粘度，无因次。8989则动态的描述了油藏的非均质性，后再在三次采油过程中更有意义。对于渗透率为正态对数分布的非均质连续层油藏来说，累积注入流体量可用下式表示：

2f QMM”(1f)f

2exp k

inverfc 2 k

m”(1f)f式中 Q——以孔隙体积表示的积存注入流体量，无因次；ｆ——注入流体的产量，无因次；δk假设把注入流体的突破定义为注入流体浓度到达某一值时，那么，Q就近似对于托破时的采收率。因而，从式〔10〕可以得出这样的结论：CO2驱油效率与原油和CO2的有效粘度比C2的产量〔ｆ〕和正态分布标准方差〔δ〕有关。而f和

这三个参k k数都与油藏非均质程度有关，所以油藏非均质程度影响CO2的驱油效果。2依据上面分析可以得出，严峻层状非均质性和裂缝性油藏应避开承受CO混相驱。2油藏压力对二氧化碳驱油的影响2 2 2 2 2 CO驱油有两种类型-混相驱油和非混相驱油。假设油藏压力高于CO与原油的最小混相压力，向油藏注入CO才有可能实现CO混相驱油；假设油藏压力低于CO与原油的最2 2 2 2 2 22CO驱油过程中，无论是混相驱还是非混相去，注入压力越高，驱油机理越能充分发挥作用。试验证明，CO非混相驱油效果虽然不如混相驱油效果好，但也具有较高的驱油效果，并随着驱动压力的提高而增加，如下图。22245℃的油层温度下所做的CO驱油试验效果。2由于油层允许的最大工作压力〔驱动压力〕必需小于油层裂开压力，所以最大注气压力等于油层允许的最大工作压力加上井筒摩擦阻力减去井筒气柱压力800～1200m时井口允许的最大注气压力，见表。大庆油田井口允许的最大注气压力油藏温度对二氧化碳驱油的影响油藏温度小于120℃时，能顺当地向地层注入CO2，实现混相驱油。并且，在其它条件一样的状况下，地层温度较低时，更简洁实现CO2混相驱油。假设油藏温度较高，要实现CO2混相驱油就比较困难，这是由于所需要的最小混相驱油压力随着油藏温度的上升而增加，见图。图是用长12.2C20.8708相对密度的原油。假设油藏温度从44.4121.1℃,最小混相压力也从12.6MPa20.96MPa。岩石潮湿性对二氧化碳驱油的影响E·T·S·HuangL·W·Hol用不同的润湿性的贝雷砂岩岩心〔3.8×3.8×12.9cm〕进展了CO248.917.2Mpa的压力下进展的，试验结果见表岩心水潮湿混合潮湿油潮湿岩心水潮湿混合潮湿油潮湿开头油饱和度/%PV水驱后剩余油饱和度/%PVCO2驱后剩余油饱和度/%pvCO2段塞+水与CO交替注入2≠11155846363606072663629292844341279730221921141034230.4PVCO22%的盐水；0。8PVCO2交替流体〔水/CO2=1：1〕2%的盐水。L·M·Holm等人也曾用贝雷砂岩心进展了CO2与水同时注入是三次采油是颜，试验的结果见图。从图中可以看出，CO2CO2性对CO2驱油效果的影响较大，隋朝注入CO2孔隙体积百分数的削减，剩余油采收率快速下降。而油潮湿性对CO2驱油效果的影响却较小，随着注入CO2空隙提提百分数的削减，剩余油采收率缓慢下降。CO2驱油的影响在CO2去有中，地层水或注入水会溶解一局部注入的CO2。这就削减了CO2的有效驱油体积。CO2加而削减，见图。水中溶解的CO2在水中的溶解度随水中含盐量的增加而削减；随压力的增加而增加；随温度的增加而削减，见图。水中溶解的CO2增加，水的粘度增加，流度降低，因而改善了油与水的流度比，从而提高了涉及效率。其次节CO2驱油的影响５ ５ 原油组分主要指的是C~C30C~C30了解C~C12和C５ ５ ~C12烃的含量对CO2的最小混相压力影响比C30烃的含量和类型影响更大。在长12.2~24.4m，之间0.63㎝的高压管中布满干净的砂子，在不同的油藏温度和压力下进展了CO2驱替试验，试验结果见图。14.60.63m57.2CO2驱油试90%以上。第三节二氧化碳含量对驱油的影响５ CO2之所以能与原油混相是由于原油中含有丰富的中〔C~C 〕组份，并且只有在足够高的压力〔最小混相压力〕下，屡次与CO2接触才形成混相。假设原油中缺乏中间组份，会严峻地影响CO2与原油混相，也会影响采收率。假设在CO2中参加肯定量的轻、中质组份，不仅可以削减CO2５ CO2和C2~C6富化的CO2，在油藏温度及与油藏实际注入一样的注入压力和注入量条件下，进展了以富化的CO2驱替雁翎原油的试验，试验结果见表。注入气体注入气组成/%注入压力/MPa饱和压力/MPa注入量/%PV采收率/%CO210037.72.4512075CO210027.92.4512055CO210020.812050CO2+〔C2~C6〕50+5027.912091CO2+〔C2~C6〕75+2527.912078T·G·MongerCO245%CO255%的甲烷混合气进展了岩心吞吐驱替试验，试验条件见表，试验结果见图。CO2吞吐岩心驱替试验条件从图中可以看出，用纯CO2驱油是，初始的水驱剩余油饱和度为0.437，其次个周期吞吐完毕0.3855甲烷富化的C2其次周期吞吐完毕时，油饱和度只有0.315。这充分说明用55%甲烷富化的CO2的驱油效果优于用纯CO2的驱油效果。大庆油田进展了CO2与原油接触时，原油泡点压力大变化试验。试验温度48℃，油样100ml5～10mlCO，测一次泡点压力。测泡点压力钱，是平和压力比24～5MPa482～6h，然后测定泡点压力。始终测到连续增加CO2用量泡点压力不再上升为止。试验结果见图。图说明，油相的泡点压力随着CO2含量的增加而上升。泡点压力增加，说明自然气在CO2含量低于20%时，泡点压力上升比较缓慢，CO220%时，泡点压力急剧上升，CO2含量到达32%以上时，油相上面开头形成富含轻烃的高密度CO2这时，注入的CO2已不能全部溶解在原油中。所以，CO232%以后，CO2的用量是不是CO2在原油中的溶解量。这时测得的泡点压力也不是真实的泡点压力，而是在液气平衡条件下油相的饱和压力。从图可以看出，CO232%，曲线上面是单液相，曲线下面是液气平衡体系。CO232%CO248%时间是液气平衡条件下油相的饱和压力，它不再随着CO2含量的增加而上升。第四节二氧化碳驱替速度对驱油的影响2JShelton等人，用富化气和CO〔见表试验。试验是在48.9℃的温度和11.5MPa的压力下进展的，试验中，始终连续注入几个空隙体积〔PV)的溶解，知道采收率根本不再增加位置，试验结果见图。2驱油需要完成组份传递或微观绕流和集中。从图中还可以看出CO2屡次接触混相驱油的效果随着驱替速度的变化比富化气更敏感，也就是说，随着CO2驱替速度的增加，剩余油饱和度增加，驱替效率快速下降。而富化气CO2的分子量比富化气更高，所以比富化气中的富化组份集中的更慢。因此，在CO2混相驱中，CO2驱替速度进展优选是格外必要的。通常，前沿推动速度应掌握在等于或小于临界速度下，临界速度用下式表示： u 0 s

〔11〕c式中 k——渗透率，μ㎡；

0 sρ0——油的密度，g/cm3；ρs——油的粘度，mPa·s；μs——溶剂的粘度，mPa·s；在重力稳定驱油状况下，把达西定律用于溶剂〔CO2)和油。假设uZ方向向前推动时，单位横截面积的体积流速，就可以得到如下关系式：u

kd((

p)

k

(dp)

〔12〕2可导出：

d s s z

d 0 00 zd( p)d zd

usku

gs

〔13〕( p)d z

0k

g依据稳定驱油的标准，假设：

usk

u 0gus k 0即，假设：0u00

skgs

〔14〕此时，水平界面见保持稳定，换言之，假设速度的值等于或者小于临界速度uc时，那么水平界面将是稳定的。依据临界速度的定义，方程〔14〕的右边恰是临界速度。以为在CO2混相驱油时，前沿向于舌进和指进，导致垂向和水平向涉及效率变差。因此，为了到达较高的采收率，工艺上都推举在等于或者低于临界速度的驱替速度下进展混相驱油。第五节集中对二氧化碳混相驱段塞大小和驱油效率的影响2A·T·Crongan等人进展了集中对CO2混相驱段塞大小和驱油效率的影响争论。争论溶剂〔CO〕后，会形成大量的通过界面的流窜，这会导致整个油藏趋向于均匀涉及，这就2是横向集中作用的影响。通常选择的层间横向集中系数比为1.25~3.75。假设两层间横向集中界浓度而降低了段塞的驱油效率。0.5~0.9之间。A·T·Crogan等人建立了影响驱油效率的各参数间的关系式。假设两层间流体的流速及集中系数，就可用下式推测有限段塞的涉及效率：E as

a(1

2a(

2a(

)2a4

(s)21

(15)式中 Es——涉及效率，%；γγ=1.25～2.25；v vγ——段塞注入开头时层间集中系数之比，通常选γ

=1.2～1.8；ki kiγ——段塞注入完毕时层间集中系数之比，通常选γ=1.25～3.75；kt ktS1此式系数值为：α=0.0440α=-0.0011α=0.0052α=-0.0013α=0.0144α=-0.00035从式〔15〕可以看出，涉及效率随层间流体的流度比和层间集中系数比而变化。涉及效率：Es=α0+α1〔γv)2＋α2(γki)+α3(γkt)2+α4〔c+1)+α5〔c+1)2+α6〔c+1)3 〔16〕式中 c——注入段塞浓度，%；此式系数值为：α=3.2450α=-0.0091α=0.0042α=-0.0023α=-4.6944α=2.4795α=-0.4766从式〔16〕可以看出，涉及效率随着注入段塞浓度的变化而变化。由下式可以推测在油藏条件下，段塞大小与最大采收率的关系：Es=α0+α1〔γv)2＋α2(γki)+α3(γkt)2+α4〔R)+α5〔R)2+α6ln(R)式中 R——段塞大小，%PV；

(17)此式系数值为：α0=-88.065α1=0.229α2=0.523α3=0.1461α=-434.5354α=-545.5495α=23.3826由式〔17〕比和溶解段塞的大小而变化。第四章二氧化碳的来源及其净化处理2油田现场混相驱需要大量的二氧化碳。一个1.6×107m3储量的大型混相驱，在几年到10年或者更长的一段时间里，可能需要1.4×109~2.8×109m3的二氧化碳。即使是一个1.4×105~2.8×105m3CO，因此油田CO2混相驱能否顺当进展，经济效益如何，都与二氧化碳的来源有亲热的关系。下面介绍二氧化碳的可能来源。2一、二氧化碳的来源二氧化碳可以从以下几个途径中得到：自然的二氧化碳矿藏2二氧化碳有时以接近纯CO的形势或与氮气、烃气一起储集在地层中。在美国某些地区的井就能产出接近纯的二氧化碳或具有高二氧化碳浓度的气体碳矿藏的地区一般集中在西部和西南部的州及密西西比中部化碳资源，二氧化碳混相驱进展的特别快，而且还被认为是最有潜力的驱替方法。2自然气处理厂化碳气体可用于二氧化碳驱工程。氨气自然气合成氨的副产品——二氧化碳中的二氧化碳浓度大约可达98%。这种高质量的0~0.1MPa的压力，并饱和有水。单个氨厂只能为混相驱供给有限的二氧化碳，常不到3×104m3/d，但有的也可以到达1.4×106~1.7×104m3/d这局部二氧化碳是油田进展先导性试验或小型混相驱试验最有价值的来源。电厂烟道气电厂烟道气是分布最广的单个二氧化碳气源。它含的CO2的浓度低〔6%~16%)这主要还包括氮气和氧气，烟道气的压力根本上只有0.1MPa的气压，为供给油田作为混相驱使用还必需对其进展精制、脱水并输送到油田。其他气源CO2CO2很有价值的油厂的制氢厂副产品，其含二氧化碳的浓度足以满足油田应用要求，除需要脱水和压缩外，CO2H2SCO2，需要对其进行分别。作为环氧乙烷和丙烯〔有个字不生疏，没五笔，不知道怎么打〕厂副产品的CO2浓度也很低，在用于混相驱前也需要进展精制。二氧化碳气体分别技术CO2的分别技术。由于初始注气所用的二氧化碳是外购的开支。因此，在二氧化碳通过油层产出后，就必需加以净化和保存以备再注入，从而避开超量购置CO2并造成不允许的大气污染。二氧化碳驱工程伴生气的分别方法很多。主要有如下几类：化学溶剂法；物理溶剂法；薄膜分别法及低温分馏法。化学溶剂法该工艺过程是将原料气体和某种化学溶解接触使其发生化学反响，酸气成分 CO2(和H2S〕被吸取在溶剂中然后从富含CO2的溶液中汽提出CO2，到达分别的目的。〔ME乙醇胺〔DEA)、三乙醇胺〔TEA)、二甘醇胺〔DGA)、二异丙醇胺〔DIPA〕及甲基二乙醇胺〔MDEA〕等，而碱盐溶液则以碳酸钾最为典型。2图所示为醇胺累脱出CO2的工艺流程简图。原料气自下而上通过吸取塔，溶剂则从塔CO2被吸取在溶剂中由吸取塔底部排出到汽提塔进展汽提释放出CO。2图所示为使用碳酸钾溶液脱出酸气成分的苯菲尔〔Benfield〕方法流程图。在吸取塔中〔0.7~14MPa表压〕〔CO2和H2S)被吸取。富液压力下降到接近常压，并在再生塔中汽提以释放出被吸取的酸性气体。低；溶剂循环率高，需要较多的吸取装置，因此投资及运行费用较大。物理溶解剂法物理溶解剂法是在肯定压力下用溶解对酸性气体进展物理吸取来脱除酸性气成分发生化学反响。溶剂的再生则通过降压来实现。典型的物理溶剂法有Shell公司的环丁砜〔Sulfinol)工艺和Norton公司的聚乙二甲醚〔Selexol〕用。聚乙二醇二甲醚工艺流程包括一个吸取塔和一套闪蒸和/或汽提的解析装置。原料气进溶液可送入汽提塔用空气或惰性气体解析掉剩余的酸性气，再生过的溶剂送往吸取塔顶部〔见图。溶剂中回收CO2并使之再生所需要的能量相当少。假设伴生气是在较高压力下采得，那么C2气体吸取。通常要加到2.1~4.2MP〔表，这样费用就昂贵了。薄膜分别法某些聚合材料制成的薄膜可用来分别气体。70年月初消灭了高通量不对称薄膜后，薄膜气体分别法在经济上的竞争力开头显现出来。研制工业用的气体分别薄膜还是70年月的事情，因此，薄膜分别法对提高石油采收率工程来说是一种较的气体处理技术。同的气体显示不同的渗透率，即不同的气体能以不同的渗透率透过薄膜，以CO2和甲烷为CO225倍之多。压力是薄膜渗透的驱动力，当薄膜两边存在压〔称为渗透率侧即低压侧侧〔即高压侧〕形成残留气流。两股气流分别引出而到达气体分别的目的。薄膜分别系统的主要性能取决于：原料气成分和状态〔压力和温度；渗透气中CO2的纯度要求；残留气体允许的CO2浓度；要求回收的CO2总量。薄膜分别的驱动力是分压差，股CO2驱提高石油采收率工程的伴生气在进入薄膜装置处理之前，应先加压到2.1~4.1MPa〔表压〕或更高。而得到的CO2渗透气压力通常在0.14~0.17MPa〔表压。薄膜法从烃类气流中脱出CO2的量是很敏捷的。例如，单级薄膜可分别出含95%CO2CO2从70%~90%下降到15%~50%CO2下降到15%〔MEA、DEASelexol〕以最终2脱除CO。2薄膜系统中的主要问题是：薄膜组件的使用寿命和构造的进一步完善；气体中固体粒子和外表碎屑对薄膜面的堵塞；气体收集系统中的液体所产生的液体所产生的阻滞作用。进到薄膜装置的CO2-EOR伴生气的温度应在露点以上，以保证不会有液滴。这可能要求对原料气进展预处理，主要是过滤、捕获液滴和露点的掌握。薄膜的主要应用范围是从CO2〔40%~50%〕EOR伴生气中对CO2作大容量粗脱除。CO2有其他型式的CO2脱除级以到达最终的净化。低温分馏法在低温下分馏可将EOR工程伴生气分别成甲烷流CO2EOR工程伴生气的最典型的低温分馏法是美国KochPrncess(KPS)公司的RyanHolms。该工艺主要涉及到三个主要分别过程，即甲烷和CO2的分别、CO2CO2H2S的分别过程，在这三个分别过程中都使用了添加剂以解决各自遇到的问题。在甲烷和CO2分别过程中，甲烷和CO2的相对挥发度不同，通常在典型的甲烷脱除塔条件下，两者挥发度约为5：1，因此通过分馏把它们分别开来是简洁的。但是在甲烷脱除塔的条件下，假设原料气中CO2的浓度较高，则在塔的某一局部分馏将无法进展下去。这可以由图看出。图是在3.5、4.2、5MPa的分馏压力下分馏纯二元CH4/CO2原料气时，塔盘上液体组分3.5MPa是，CO26%~7%CO280%CO2液体4.2MPa的压力，则在9%~65%50%CO2/50%CH42CO5MPa以上，计和运行也相当困难。23+2 为此，Ryan/Holms工艺承受在分馏塔或冷凝器中参加C烃简洁混合物作添加剂的方法以防止形成固体COCO3+2 在C2C2乙烷--CO2共沸物，Ryan/Holms工艺中使用丁烷和其它重烃作为添加剂。Ryan/Holms工艺中涉及的第三个分别过程是把CO2H2S分别开来。典型的CO2产品的技术指标要求H2S100ppm。但由于这两种物质的相对挥发度很小，故分馏很困Ryan/Holms工艺承受正丁烷作为添加剂加到系统里可以提高CO2和乙烷的相对挥发度，大大改善了分别效果。以上三个主要分别过程所用的添加剂都是以液态自然气为主的混合物，这可以从Ryan/Holms工艺过程本身得到，因而很便利。用于EOR工程的Ryan/Holms工艺流程有不同的方案：三塔方案、四塔方案分别见图。CO2CO2先乙烷回收塔中降压成为气态CO2的塔顶流，然后再次对该气态CO2压缩以用于再注。而四塔方案避开了CO2液化和再次汽化，CO22次压缩是对CO2回收塔塔顶的液态CO用泵加压实现的，因而压缩费用较节约。另外，四22CO浓度较高的EOR工程伴生气的处理来说，四塔方案更为优越。2争论说明，常用的胺法和热碳酸钾溶液吸取法处理含CO2高的气流时，耗能大而且费22 用高，物理溶剂吸取法尽管从较贫气流中脱CO更有吸引力，但由于溶剂的粘染C和重烃而使处理过程简单化，所以也不适用于三次采油工程中从生产井产生CO22 22 COCO驱的伴生气处理设施材料气成分、CO22 第五章二氧化碳驱油工艺技术第一节二氧化碳混相驱的注入设施设计2222 使用CO来提高原油采收率，气特点是要是要向地层注入大量的化学剂，而且注入速度很高，所以工艺上就好解决大量CO的运输、大吨位储存、安排和往地层注入等问题、当压2.5MPa，温度为-15~40℃之间是，COCO的工艺流程的选择主要是取决于注入速度，当CO2222 2理；当日注入量达3.5×105m3CO2

驱油工艺从先导试2验向工业化使用阶段进展，CO2

CO

注入量的波动范围230~570km3/d。221.CO的管道输送22用管道运送CO时，可以以不同的相态来进展输送，通常有一下几种相态：2①气态——在温度超过临界温度或者是压力低于蒸汽压的条件下；②液态——压力高于蒸汽压或是超过临界压力条件下；③两相状态。两相状态输送方式只能在输送距离不太长的状况下方可承受形敷设的管线输送两相混合物，常常会产生特别高的压力损失。在超临界温度，即t>31.04℃的条件下，由于工期管线始端CO2的温度比较高，可形成气相。但在以后的管段上，由于热交换，输送介质的温度很快就会降低到四周介质的温度，管线埋深处的土壤温度通常不超过15~17℃.在临界温度条件下用管线输送二氧化碳只能在〔等)。CO2〔其中包括在临界压力下，同时温度低于临界温度。管道输送的工艺流程管道输送CO2的工艺流程种类很多，到底承受何种流程取决于从气源输送到CO2管线首站后的CO2压力、温度以及所必需的设备等因素。那么可承受一下三种根本流程来输送。①管线的距离不太长时，可承受非压缩输送。这时的CO2以气态形式存在。在这种流程中，管线找那个各点的压力计算值应保证CO2沿管线流淌过程中不析出冷凝液。在管线内流淌的CO2的压力、温度变化特点见图。由于在该流程中，管线的起点压力低于相应于管线中最低温度的