长庆油田CO2驱气体组分监测系统研发与应用

2022-02-17杨金峰赵艳艳万文春杨飞涛

石油化工应用 2022年11期

杨金峰，赵艳艳，万文春，杨飞涛

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

近年来，长庆油田持续快速发展，2013年油气当量突破5 000×104t，为实现油田长期稳产和可持续发展，急需探索和丰富提高采收率的新途径、新方法。前期研究发现长庆油田已动用地质储量中可实现CO2混相驱-近混相驱地质储量为10.5×108t，预测可增加可采储量1.14×108t。因此，开展CO2驱油项目，探索低渗油藏有效补充能量、大幅提高单井产量和采收率技术，对长庆油田可持续发展具有重要意义。但是，在CO2驱提高采收率过程中，随着注入量的增加，油井见气问题突出，油井见气后对油井生产、地面集输系统安全造成较大影响。因此，研发低渗透油藏CO2驱气体组分在线监测系统，对提前开展气窜防治和集输系统安全生产具有重要意义[1-5]。

1 国内外CO2 驱现状

国内外的攻关和实践显示CO2驱油与埋存技术具有较好的推广应用前景，CO2驱作为三次采油技术可提高低渗透油藏采收率7%～18%；长庆油田三叠系注水开发油藏，水驱采收率预计达到19.2%，与国内低渗透油藏平均采收率23.3%相比，采收率有一定提升空间，见表1。按长庆油田目前地质储量计算，采收率每提高1%，可新增可采储量近3 000×104t，大大提升油田稳产能力。但是长庆油田在地貌、油藏地质条件、地面等方面与其他油田相比差异较大，须开展新的技术攻关。

表1 长庆油田试验区与国内同类试验区实施CO2 技术的基础条件对比表

1.1 国外CO2 驱现状

美国历经60年的探索和实践，形成了CO2驱油技术系列和商业模式，工业化应用年产油量超过1 500×104t，见表2、图1。

表2 美国CO2 混相驱油藏渗透率统计表

图1 美国热采、气驱、CO2 驱EOR 产量

1.2 国内CO2 驱现状

20世纪60年代中国在大庆油田开展了CO2驱提高采收率方法探索，90年代在胜利、江苏等多个油田陆续开展了CO2驱先导性试验，但由于缺乏天然的CO2气藏，同时由于驱油过程中存在气窜严重和管线腐蚀等问题，没有形成规模应用。近年来，随着国际社会应对气候变化与CO2减排技术的发展，中国开展了CO2捕集、驱油和封存技术的研究攻关，为CO2驱油和埋存提供了应用条件，并通过研究和试验，在CO2驱油理论、开发技术、注采集输工艺技术等方面取得了重要进展，CO2驱油技术步入快速发展阶段。

2 长庆油田黄3 区CO2 驱试验概况

长庆油田的低-特低渗储量约18.74×108t。采用超前注水、温和注水等技术开发动用了70%左右，目前暴露出的主要问题是注水补充地层能量的能力不足，裂缝沟通程度逐渐变高，波及程度不断变差，加剧了产量递减，导致水驱效果变差。针对长庆油田特-超低渗透油藏水驱后的特殊性，迫切需要探索特-超低渗透油藏水驱后的CO2驱油提高采收率的全新思路、理论和技术。

2.1 试验区基本概况

通过室内研究与现场勘查，选取姬塬油田黄3 长8 区西北部开展先导试验（表3），黄3 区属于东高西低的单斜构造，黄3 区长811砂体呈平面厚层连续分布，平均有效厚度13.0 m，长8 储层平均孔隙度为7.17%，平均渗透率为0.39 mD。发育天然构造裂缝以垂直缝和高角度缝为主，倾角多分布在75°～90°。试验区位于黄3 长8 区西北部，具有“低孔、低渗、低压”的特征，储层非均质性强，已进入中含水率开发期，面临着有效驱替系统难以建立、压力保持水平低、注采矛盾突出、水驱提高采收率空间有限等问题。

大部分有关翻转课堂的研究采取了课堂内以小组为基础的互动教学活动形式，这一运用是建立在Piaget 1967和Vygotsky[2]的以学生为中心的教学理论基础之上的。而这些教学活动的本质在不同的研究中相差甚远，这就容易产生一些认识误区，导致翻转课堂的标签经常被用在一些课程当中，这些课程也会使用提前录制的以网络为基础的录像讲座和封闭性问题与测试，而在许多传统课程中，这些就是学习者得到的全部学习指导。因此，翻转课堂不是指单纯的教学活动重组，而是指课程安排的拓展。其简易的表述见表2。

表3 长庆油田符合筛选条件区块基本情况表

2.2 试验进展及效果

2018年11月15日实现了“9 注37 采”试验规模，目前配注150 t，实注142 t，平均注入压力15.2～19.1 MPa，累计注气17.1×104t，完成总设计量（53.5×104t）的32.0%。

试验区对应一、二线采油井45 口，开井数39 口。与注入前相比，日产液由82.77 m3上升到89.42 m3，日产油由33.16 t 上升到40.39 t，含水率由56.9%下降到50.9%，动液面由1 946 m 上升到1 926 m，生产形势变好。见效井35 口，见效率77.8%，见效井日增油20.2 t，见效周期142 d，累计增油2.2×104t，累计降水1.68×104m3，吨CO2增油0.11 t。

2.3 试验过程油井见气情况

根据油井套管气检测结果，黄3 试验区外围套管气CO2含量为0.05%～0.526%，平均为0.293%。因此，初步确定试验区见气判断界限为0.6%。2019年以来试验区出现了同层见气井5 口、跨层气窜井5 口。通过动态验证结合示踪剂监测综合判断，气窜主要方向是北东向，北西为次要方向。综合气体组分法、气油比法和动态响应法，初步制定试验区气窜综合判识标准，明确见气井气窜的临界CO2含量为55%，气油比为300 m3/m3。目前裂缝性气窜井3 口（塬29-104、塬31-105（水）、塬29-102），高渗型气窜井1 口（塬27-102）。

3 CO2 驱气体组分在线监测系统研发

3.1 技术思路

现有气体组分监测只能单机对单个气体组分检测，单井直接成本增加3～4 倍，而长庆油田丛式井众多，因此前期一次性投资成本较高；一体机检测空间太小，多传感头测试稳定性差，容易相互影响；将现有的套管气憋压输入到输油管线，套管气压力较高，对单井容易形成气阻，影响产量，此时如果对套管气取样，由于气体流动性差，气体组分不能及时反映各组分的变化。

针对目前各种监测仪器的不足，借鉴前期调研试用的产品，兼顾成本与需求的关系，采用“一井一机多组分检测”的设计思路，优化装置结构，优选防爆壳体作为检测腔室，并采用气动自动增压装置，稳定套管气压力，解决高精度组分检测等难题，研发一套适合长庆油田CO2驱井口套管气组分自动监测装置[6-8]。

3.2 主要组成及工艺流程

CO2驱气体组分在线监测系统主要由固定式多功能复合检测仪、防爆无油空气压缩机、压力控制器、气液分离器等组成，各部件技术参数如下。

（1）固定式多功能复合检测仪技术参数：

检测气体：CO2，CO，H2S，Ex；

检测原理：全装进口传感器，二氧化碳高精度进口红外；

检测范围：CO2（0～100%），CO（0～0.1%），H2S（0～0.01%），Ex（0～100%）；

分辨率：CO2（0.01%），CO（0.0001%），H2S（0.000001%），Ex（0.01%）；

检测方式：扩散式；

显示方式：2.5 寸高清彩屏（LCM）实时显示；

检测精度：≤±3%（F.S）；

报警方式：声光报警、视觉报警；

响应时间：小于20 s；

恢复时间：小于30 s；

工作电源：24 VDC（12～30 VDC）；

工作环境：温度-40～+60 ℃；相对湿度≤0～99%RH。可直接检测负压或正压-0.05～0.2 MPa 的气体（超出范围需要配外置泵或者减压阀）；

数据存储：标配10 万条数据容量，更大容量可定制。支持本机实时查看、删除或数据导出，免费上位机通讯软件存储功能默认为关闭状态，可设置为开启状态，存储时间间隔任意设置；

防爆类型：本质安全型防爆标志：Exia IIC T6 GA；

防护等级：IP65；

电气接口：3/4NPT，可选M20X1.5 内螺纹，1/2NPT；

输出信号：总线制RS485（RTU）、三（四）线制4～20 mA。

（2）防爆无油空气压缩机：最高输出压力：0.8 MPa；功率：2.2 kW，按照现场需要，设置防爆空气压缩机自动启停压力值，当空气压缩机管内压力达到设置值时，空气压缩机自动停止工作；当空气压缩机管内压力低于设置值时，空气压缩机自动工作，直到压力达到设置值。

（3）压力控制器：量程：10 MPa；精度：0.5 级。

（4）气液分离器：设计压力：3.2 MPa；设计温度：50 ℃；容积：0.042 m3，利用离心力作用及滤网阻拦，将液体及杂质留置在气液分离器底部，气体从上部流出。液体应及时排放回收，液面太高会影响分离效果。

从采油树套气阀处将套气气体引流、通过闸阀、变径、气管线、阻火阀后进入气液分离器，气液分离器将套气中的液体与气体分离，将液体留置在气液分离器底部，气体从上部流出，极少部分进入组分检测，从组分仪表通过RS485 将组分数据传输到井场主RTU，再从井场通过光缆传输到作业区SCADA 系统，在SCADA 系统上进行数据处理，绘制表格、曲线等，再传输到采油五厂工艺研究所二氧化碳项目室监控平台。

大部分气体进入集气器通过增压泵回收进入原油管线。按照现场需要，在压力控制器内设置自动增压泵启停压力值，当集气管压力达到设置压力的上限时，气动防爆电磁阀打开，高压空气进入增压泵，增压泵驱动输出套管气通过单流阀进入输油管线，当套气压力降到设置下限时，气动防爆电磁阀关闭，高压空气关闭，增压泵停止工作，见图2。

图2 工艺流程图

3.3 技术创新点

黄3 区CO2驱气体组分监测系统采用“一井一机多组分检测”的设计思路，通过优化装置结构，优选防爆壳体作为检测腔室，采用气动自动增压装置，稳定了套管气压力，解决了高精度组分检测等难题，并且极大的节约了成本[9-11]。

具有以下优点：（1）实现零排放；（2）实现高清液晶彩屏显示，相较于一般的数码管显示，本仪器显示内容更加丰富，界面更加美观、清晰；（3）人机交互良好，用户可通过按键设置仪器参数，换算单位、校准零点、目标点，设置报警阈值、报警方式，查看历史数据；（4）对外接口丰富多样，本仪器RS485 和4～20 mA 信号可同时输出，还可选配0～20 mA、1～5 V、0～5 V、0～10 V、频率信号、Hart 协议等信号输出，相较于一般的单输出仪表，兼容性更强，可应用在更多场合；（5）精度高、误差值小，多级校准，保证精度，本仪器误差范围在±2%，优于业界标准误差±5%；（6）支持温湿度测量，可测量环境温湿度，并支持温度报警。并支持多种报警方式可选，低报警、高报警、区间报警等多种方式；（7）采用本安型电路设计，本仪器主板电路设计以及电子元器件选型均满足本安型电路要求，在电路发生故障时，不会引起周围危险气体发生爆燃；相较于隔爆型仪器，安全性更高，适用于对防爆要求高的场合。

4 现场应用及效果评价

通过采出井气体组分监测系统监测35 口采出井（分布于14 座井场：塬30-100、塬28-99、塬26-100、坊108-93、沙107、塬32-103、塬30-104、塬32-105、塬检29-100、塬32-101、塬32-100、塬26-104、塬26-107、塬25-106）气体组分CO2、H2S、CO、Ex 含量，并将数据传送至油区数字化SCADA 系统，实现实时监测，并生成表格及曲线。

（1）误差对比见表4，通过现场测量数据分析，所有误差率均在±10%之内。