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(yè)區(qū)，河北 唐山 063200）

0 引言

隨著油田的逐步開發(fā)，為了提高常規(guī)油藏，尤其是低滲、特低滲透油藏的采收率，國內(nèi)外都在逐步開展二氧化碳吞吐驅(qū)油技術(shù)。冀東油田南堡作業(yè)區(qū)近幾年來也在擴大二氧化碳吞吐驅(qū)油的應(yīng)用規(guī)模，雖然二氧化碳吞吐驅(qū)油措施在提高油井采收率方面效果明顯，但是施工作業(yè)過程中CO2的低溫、弱酸、高壓等不利因素，使作業(yè)過程和后期油井安全生產(chǎn)存在不少隱患，因此，在施工過程中，應(yīng)該采取相應(yīng)的防護措施，減少安全事故的發(fā)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(qū)油措施是向油井內(nèi)注入增壓至1～30MPa的液態(tài)CO2，液態(tài)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(yè)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(xiàn)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(xiàn)場施工照片F(xiàn)ig.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(shè)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(shè)計壓力和排量注入CO2，注入壓力控制在25MPa以內(nèi)，如果壓力上升較快，停止注氣，待壓力下降后繼續(xù)注氣。

（5）注氣完成后繼續(xù)擠入二氧化碳緩蝕劑頂替液。

（6）關(guān)閉套管閥門，燜井。

（7）持續(xù)關(guān)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(chǎn)。

3 二氧化碳吞吐風險點源及監(jiān)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(fā)生刺漏，甚至管線脫節(jié)，造成設(shè)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(shè)，并每隔8m錨定；注入泵及注入管線上設(shè)置不高于泵設(shè)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(shè)備設(shè)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(yè)，泵本體和注入管線就有可能在注入過程中，因高壓發(fā)生刺漏。

（2）井口及閘門在高壓工況下因低溫、腐蝕、設(shè)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(fā)生刺漏情況。因此，需采取以下措施：做簡易井口前，應(yīng)對抽油機進行憋壓操作，檢查泵效的同時，可以發(fā)現(xiàn)采油樹閘門是否內(nèi)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(chǎn)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(fā)生。

3.2 吞吐過程低溫凍堵

（1）注入泵、流程及井口發(fā)生凍堵。液態(tài)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(chǎn)生結(jié)霜現(xiàn)象，逐漸累加會形成局部凍堵，如果凍堵且發(fā)現(xiàn)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(jiān)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(nèi)，同樣存在低溫情況，如果油管內(nèi)有液態(tài)水存在，就會在注入過程中，出現(xiàn)液態(tài)水凍結(jié)，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(nèi)注入比重輕的微泡，啟動抽油機，使微泡替換油管內(nèi)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(yīng)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(guī)程，佩戴好勞動保護用品，必要時停注作業(yè)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(chǎn)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(nèi)擠氮氣，將井筒內(nèi)CO2全部擠入地層然后開始悶井，使注入地層內(nèi)的CO2發(fā)揮作用。悶井結(jié)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(nèi)，減少進入集輸系統(tǒng)的CO2量。油井重新生產(chǎn)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(tǒng)的腐蝕；同時在保證生產(chǎn)、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(chǎn)流程的油井，在日常生產(chǎn)中要關(guān)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(shè)備腐蝕情況檢測條件，所以需要日常巡檢時給予關(guān)注，一旦發(fā)現(xiàn)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(tài)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(xù)的抽油機掛抽生產(chǎn)。放壓過程中，地層壓力是不穩(wěn)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(fā)生，造成環(huán)境污染，應(yīng)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(nèi)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(yīng)措施避免溢油發(fā)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(jīng)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(yīng)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(xiàn)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(wěn)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(jié)論

通過對二氧化碳吞吐技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用過程中遇到的各類問題進行分析和總結(jié)，本文提出必要的防范措施，以減少作業(yè)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(fā)中，大部分區(qū)塊已進入高含水開發(fā)階段，且比例逐年增加，二氧化碳吞吐技術(shù)作為高含水開發(fā)階段重要的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)，將會在油田得到了大規(guī)模應(yīng)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(yè)風險，提高吞吐作業(yè)安全管理水平。