大庆油田CCUS-EOR上下游一体化地面工艺技术路线浅析

曹万岩

大庆油田设计院有限公司

0 引言

随着中国“碳达峰、碳中和”目标任务的不断推进，大力发展CCUS（CO2捕集、利用与封存）技术不仅是未来减少 CO2排放，也是构建生态文明和实现可持续发展的重要手段。根据工程技术手段的不同，CO2利用可分为CO2地质利用、CO2化工利用和 CO2生物利用等。其中，CO2地质利用是将 CO2注入地下，进而实现提高油气采收率、促进资源开采（如开采地热、深部咸水或卤水、铀矿等多种类型资源）的过程。CCUS-EOR（CO2捕集利用封存与提高石油采收率）即 CO2捕集封存的同时，强化石油开采。全球陆上CO2理论封存容量为6×1012～42×1012t，海底理论封存容量为 2×1012～13×1012t。在所有封存类型中，深部咸水层封存占据主导位置，其封存容量占比约98%，且分布广泛，是较为理想的 CO2封存场所；油气藏由于存在完整的构造、详细的地质勘探基础等条件，是适合 CO2封存的早期地质场所。

中国油田主要集中于松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地，通过 CO2强化石油开采技术可以封存约51×108t CO2［1］。大庆油田所在的松辽盆地低渗透和致密油储量大，适合 CO2驱地质储量约为3×108t。长垣外围低产低渗透油田已开发区块产量递减快、采油速度低，通过优化应用CCUS-EOR技术，在实施碳减排的同时，可以转变开发方式、提高采收率。因此，急需根据新的形势加快推进、超前部署，有序开展大规模CCUS-EOR示范与产业化集群建设。统筹规划油田上下游系统布局，综合考虑 CO2捕集、输送、驱油与埋存全流程工艺环节，同时，加快突破CCUS-EOR全流程相关技术难题，明确配套地面工艺技术路线，提高全链条技术单元之间的兼容与集成优化，对于推进CCUS-EOR的工业化示范基地建设，创造能源与环境的和谐双赢至关重要。

1 CCUS-EOR全流程工艺环节简介

CCUS是指将CO2从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接加以利用或注入地层以实现 CO2永久减排的一系列技术的总和［2］。对于 CO2的驱油利用，美国和欧盟处于领先地位，中国CCUS-EOR技术整体处于工业化示范阶段。CCUS-EOR全流程主要由捕集、输送、驱油与埋存三大环节构成。

1.1 CO2捕集

发展CCUS-EOR技术的前提是需要充足的碳源保障，而 CO2捕集就是获取优质、丰富碳源的关键步骤。因此CO2捕集是CCUS-EOR的基础保障［3］。

目前碳源浓度分类尚无具体标准，一般认为：小于30%为低浓度碳源，30%～90%为中浓度碳源，大于90%为高浓度碳源。对于石油化工企业，低浓度碳源典型气源有烟道气、天然气制化肥变换气、炼化企业乙二醇装置EO（环氧乙烷）反应副产气等；中浓度气源有煤化工变换气、油田高含碳采出气等；高浓度气源有低温甲醇洗放空尾气等。油田上游生产业务及下游炼化业务，主要以低浓度碳源为主。上游业务相对分散，单一碳源规模较小；下游炼化企业相对较集中，单一碳源规模大，燃煤动力锅炉和催化烧焦尾气规模可达百万吨级。

碳捕集技术可按不同角度进行分类。根据碳捕集与燃烧过程的先后顺序，可将碳捕集技术分为燃烧前捕集、富氧燃烧和燃烧后捕集，使用何种技术与碳排放源含碳浓度相关。根据分离工艺，可将碳捕集技术分为化学吸收法、物理吸收法、吸附法、膜分离法等。按照发展历程和技术成熟度，可分为第一代捕集技术和第二代捕集技术。其中，第一代捕集技术以吸收法为代表，化学吸收法如醇胺法，物理吸收法如聚乙二醇二甲醚法、低温甲醇法等，此类技术发展日渐成熟，现阶段已能进行大规模示范应用；第二代碳捕集技术，如新型吸收（吸附）技术、新型膜分离技术、增压富氧燃烧技术等，仍处于实验室研发或小试阶段，技术成熟后预计其能耗和成本会较第一代技术降低30%以上。

世界上最大的碳捕集项目“新佩特拉”设施已于2017年1月10日正式投入使用，投产后该设施每年从发电站尾气中捕集超过140×104t的CO2，捕集后的CO2被注入附近油田用于驱油。

目前，中国油气田企业绝大多数碳源为低压低浓度，由于常压、低 CO2浓度的尾气、烟气组成复杂、排放量巨大，碳捕集难度较大。从目前的碳捕集技术来看，低成本是此类碳源捕集的难点［4］。

1.2 CO2输送

CO2输送是CCUS产业链中连接CO2捕集与封存利用之间的关键环节。CO2运输效率和成本将直接影响CCUS整体规模和经济效益。CO2输送主要有活动式（车载或船运）和管道输送两种方式，选择何种运输方式，需根据 CO2气源、注入或封存场所具体情况综合评价确定。一般来讲，活动式车船运输是周期性的，且需要临时储存，因此对于长距离、大规模、连续性输送 CO2，采用管道输送较为经济高效。

CO2分固、液、气和超临界 4种相态。超临界CO2是一种可压缩的高密度流体，既有气体的高扩散性和低黏度，又兼有液体的密度和对物质优良的溶解能力。在工业化应用中，CO2在液、气和超临界态输送均有应用。对于 CO2管道输送，采用何种相态输送，需结合管道水力、热力、强度以及水合物生成等约束条件，进行工艺计算，制订不同技术可行方案；在此基础上，需考虑经济流速、运维费及燃料动力费等经济指标，找出在给定任务输量和管道路由情况下的最优输送方案。

目前，世界上大部分的 CO2管道位于美国，其正在运营的CO2干线管网超过5 000 km，其他的分布于加拿大、挪威和土耳其。国外已有40余年的商业化 CO2管道输送实践，大部分管道输送采用超临界相态输送。国外多数 CO2驱油项目均使用工业来源的CO2作为气源，如，加拿大Weyburn油田的CO2来自美国合成燃料厂净化装置，采用超临界输送，管道长度约300 km。

中国 CO2管道输送技术起步较晚，在现有 CO2输送技术中，罐车运输和船舶运输技术已达到商业应用阶段，主要用于规模小于10×104t/a的CO2输送。中国已有的CCUS示范项目规模较小，大多采用罐车输送，仅个别油田采用气态或液态管道输送。

1.3 CO2驱油与埋存

欧盟于2016年6月启动计划，将CO2利用与埋存作为重大研究方向，日本也制定了 CO2利用与埋存规划路线。中国国家发展和改革委员会、国家能源局在《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》中提出“在CO2封存利用领域，要重点发展驱油驱气、微藻制油等技术”，并将研究CO2驱油利用与封存技术作为重点任务。

CO2在油和水中溶解度都很高。与水相比，地层吸CO2能力更强，注CO2能够有效补充地层能量；与其他气体驱油介质相比，CO2在油藏条件下更易达到超临界状态。对于油田而言，将捕集的 CO2地质埋存的同时，实施有效利用，即：将 CO2注入地下，在实现 CO2注入深部地质储层，实现 CO2与大气长期隔绝封存的同时，通过注入 CO2，使常规注水开发条件下，难以经济有效动用的特低渗透地质储层改善开发效果、建立有效驱动体系，从而提高原油采收率。

美国是较早研发和应用 CO2-EOR（CO2驱油提高采收率）技术的国家。1958年，CO2驱油在美国Permain盆地开始矿产应用。中国自20世纪60年代开始关注CO2驱油理论和技术，90年代中国多个油田相继开展 CO2驱油矿场试验，但由于油藏类型与国外不同，国外成熟的技术和做法无法照搬使用，且受到气源的限制，国内 CO2驱油发展缓慢。随着吉林长岭含 CO2气藏的发现与开发，中国石油天然气集团有限公司在吉林油田率先推动了 CO2驱工业化技术研究和实践，随后又分别在大庆油田和长庆油田开展了CO2驱工业化试验并取得了成功［5］。

2 大庆油田上下游系统布局规划

2.1 碳源潜力分析

大庆油田碳源主要有两大来源。一是周边炼油厂、电厂及油田站场等工业碳源，主要有龙凤热电厂、大庆石化公司等，年排放量3 000×104t左右，可捕集 CO2约 700×104t/a。大庆石化公司 2020年排放废气中约含912×104t CO2，具有年捕集230×104t CO2的潜力（其中，合成氨装置排放的高浓度可捕集 CO2约 40×104t/a，燃烧炉排放的低浓度856.4×104t/a碳源中可捕集约190×104t/a的CO2）。“十四五”期间，应优先考虑捕集大庆石化公司CO2用于油田驱油。二是高含 CO2气藏。中国存在大量高含 CO2天然气田，气田产出天然气中含有大量CO2。CO2等杂质的存在会影响天然气燃烧，在销售天然气之前，须将 CO2等杂质分离出来。目前，徐深气田是大庆、哈尔滨、齐齐哈尔等周边地区工业和民用所需原料和燃料的重要气源，原料气中 CO2含量较高，其中，徐深9、徐深21、徐深23等区块原料气综合含碳约12.7%，徐深 9区块原料气中可捕集 20×104t/a的CO2。

2.2 气源输送建设思路

目前，大庆油田根据不同试验区自身特点，采用了两种输送方式。

一是车载输送方式。大庆海拉尔油田 CO2气源井与试验区距离 100 km，目前采用罐车拉运液态CO2的方式；大庆榆树林油田为了弥补自产液态CO2的不足，采用定价招标的方式，选取了大庆市、吉林省、辽宁省等地方企业生产的液态 CO2，由供方负责用汽车拉入试验区。

二是管道输送方式。大庆榆树林油田建有 CO2液化站1座，主要供给树101、树16等试验区用气，该站距离树16区块10.7 km，采用液相管道输送，埋地敷设，管顶埋深为-1.5 m，全线保冷设计。大庆榆树林油田自产部分的原料气体CO2为徐深9天然气净化厂输送来的 CO2产品气，是高含 CO2天然气通过胺法脱除而来，采取干气管道输送，管道长度13.8 km，埋地敷设，管顶埋深为-1.5 m，目前日均输气330 t。

考虑到 CO2工业碳源的提供及相关技术的不断完善，大庆油田CCUS-EOR项目拟分期实施。一期工程规划注入CO240×104t/a，若采用汽车拉运，运费按 0.7～1.0元/（t·km）测算，若年注入量 40×104t，运输距离100 km，则每年CO2运费约4 000×104元。考虑汽车拉运成本较高，为了适应 CCUS项目今后大规模工业化输送 CO2的要求，规划以管道输送为主。由于大庆油田气候严寒，管道输送热力条件受限，因此管道输送以超临界输送为主。

2.3 CO2驱油示范区选择

大庆油田于 1965年首次在中国开展了小井距单井组碳酸水试注试验，开始探索 CO2驱油技术，至今历经早期试验、先导试验、扩大实验、水敏油藏先导试验和工业化试验5个阶段。前期主要在长垣老区萨南油田开展先导性试验，通过先导试验，萨南东部过渡带中高渗透油藏特高含水期 CO2非混相驱矿场试验采收率提高了4～5个百分点，换油率0.42 t/t，但含水率下降幅度低，最大降幅 3.5个百分点，气体黏度低，非均质性严重，整体经济效益不明显。由于高渗油藏非混相气窜严重，后续主要在长垣外围低渗透油田开展先导性试验研究。大庆长垣外围约4×108t特低渗透扶杨油层储量，在常规注水条件下不能动用；海拉尔油田低渗透、强水敏部分地层储量大，采用常规注水整体开发效果差。为了实现大庆油田难采储量有效动用的突破，2014年，大庆油田将 CO2驱油纳入战略储备技术，扩大CO2产能建设和驱油试验区规模，开展榆树林油田CO2非混相驱及苏德尔特油田 CO2混相驱工业化试验项目。截至2021年底，CO2驱油工业化推广试验累积注气189×104t，累积产油75.8×104t，换油率0.4 t/t，累积埋存CO2172×104t。目前CO2驱平均年产油保持在9×104t以上。

目前，在总结长垣外围油田提高采收率现场试验效果的基础上，与油藏类型、开发需求、混相程度等相结合，从长垣外围油田200余个区块中进行优选，最终确定适用于 CO2驱油的潜力储量约 5×108t，主要集中在长垣外围扶杨油层及萨葡油层。

3 地面工程技术路线研究应用

3.1 CO2捕集技术研究应用情况

3.1.1 大庆石化公司合成氨排放气体碳源捕集技术

大庆石化公司化肥厂合成氨装置建于 20世纪70年代初，装置主要原料为油田伴生气、水蒸气、空气，主要产品为合成氨，副产品为 CO2。装置经历次改造后，目前合成氨年产量为45×104t，合成氨排放气体中的 94%为 CO2。为了满足油田驱油需要，规划建设年生产规模40×104t的CO2回收装置，回收后CO2纯度为99%。

脱碳工艺技术主要分为溶剂吸收法（包括热钾碱法、醇胺法、物理溶剂法）、膜分离法、变压吸附法及压缩-冷凝法等几大类［6］。工程应用中，需根据实际需求选择适应的技术进行碳捕集。根据工程特点，考虑到原料来自合成氨装置放空的高纯度CO2，只需简单处理、脱水即可，因此，选择采用压缩-冷凝法用于CO2回收处理。该方法生产成本低、工艺流程简单、设备投资较低，经高压及深冷使气体冷凝为液体，并利用冷凝点不同得到工业用CO2。

3.1.2 大庆油田天然气净化厂碳源捕集技术

基于“生产合格天然气、捕集利用 CO2”的双赢目的，多年来大庆油田一直对气田气和油田伴生气中所含 CO2进行捕集和利用，已具备一定规模，CO2捕集能力达22.1×104t/a。其中：徐深气田建有徐深9天然气净化厂，建成CO2捕集能力20×104t/a，红压油气处理厂建成CO2捕集能力2.1×104t/a。

目前适用于油气田的脱碳工艺技术主要有以下几类：膜分离法、变压吸附法、低温分馏法，以及溶剂法中的醇胺法和物理溶剂法。其中，醇胺法工艺是目前油气田应用最多和最重要的脱碳工艺。该工艺流程相对复杂，适用于CO2含量不大于30%的场合，近年来以 MDEA（甲基二乙醇胺）为溶剂的工艺广泛应用于气体净化。大庆油田徐深9天然气净化厂及红压油气处理厂碳捕集均采用此项技术。

红压油气处理厂是大庆油田长垣老区伴生气和气田气系统联络的枢纽，也是油田伴生气向长输管道输送的唯一节点。目前，红压油气处理厂原料气为86.3×104m3/d，CO2浓度3.17%～4.57%，天然气净化产生的脱碳尾气 CO2排放量约为 3.58×104m3/d。为减少尾气对空气的污染，同时充分利用CO2资源，2021年，在红压油气处理厂北侧新建90×104m3/d天然气净化装置，处理红压深冷装置原料气，解析出 CO2进入尾气回收装置（设计处理规模 4×104m3/d），可产液态CO2约2.1×104t/a。天然气净化装置包括脱碳单元、脱水单元；尾气回收装置包括尾气增压、尾气脱硫、尾气脱水和尾气液化储存。脱碳单元中采用溶剂吸收法吸收天然气中的 CO2，溶剂采用活化 MDEA；尾气脱水采用分子筛脱水装置进行脱水，脱水后 CO2尾气液化至-20 ℃后储存至液化储罐，装车拉运至榆树林油田树 101 CO2注入试验站。

3.2 CO2输送技术研究应用情况

为满足大庆油田“十四五”CCUS开发需要，需建设大庆石化公司 CO2气源地至目标试验区长距离、大规模输送管道。

利用PipePhase、PIPESIM、OLGA和HYSYS这4款国际顶流多相介质输送管道工艺模拟计算软件，对输送距离100 km，输送量40×104t/a及100×104t/a管道，开展不同管径、不同季节、不同保温方式的工艺模拟计算。对4款软件在相同输送条件下进行建模计算对比，PIPESIM、OLGA和 HYSYS与PipePhase压降相对误差在9%以内，验证了工艺模拟计算的可行性与准确性。大庆油田气候严寒，且管道中间不加热，通过工艺模拟计算，即使管道保温，CO2在输送一段距离后温度自然降温至临界温度以下，相态由超临界变为密相，呈现“超临界”相态。因此，结合 CO2气源捕集工艺和 CO2驱油注入需求，初步确定 CO2输送采用“超临界”相态输送工艺。

3.3 CO2驱油地面建设技术研究应用情况

CO2驱采出流体物性与水驱、化学驱相比，主要具有以下特点：CO2对原油具有萃取性，轻质组分随开发先增加、后减少，重质组分随开发先减少、后增加；采出流体气油比高，间歇性突高、甚至出现气段塞。因此常规的地面系统处理工艺不能较好地适应 CO2驱集输处理工艺需求［7］。大庆油田通过前期先导性试验及工业化推广项目，不断研究、完善CO2驱油配套技术，推动CO2驱技术发展应用［8］。

（1）从机理研究入手，创新特色集油技术，缓解冻堵。

在常规环状掺水集油工艺中，集油环冻堵受油井间歇大量见气影响，现场易冻堵部位通常为见气井井口100 m以内。因此，创新特色集油工艺——“羊角环”集油工艺，该工艺主要应用于榆树林油田。油井井口处设置羊角式单管自压集油段，避免了 1口井集油管道发生冻堵影响环上其他油井生产。油井井口羊角式单管自压集油段管材采用碳钢内衬316L不锈钢电加热管，具备加热维温的作用，在管道发生冻堵时，可以采取电加热解堵这一最简便的管道解堵措施，快速恢复油井生产。

（2）采用“预分离”处理工艺，保障采出液平稳接转。

为预防 CO2驱采出液对设备的腐蚀，转油站设置预分离流程。即：转油站 CO2驱采出液进站后先进入油气分离器，再通过合一设备进行油、气、水三相分离。

（3）创新多种注入模式，基本满足开发试验需要。

针对小规模的 CO2驱油试验，研发了井场活动注入工艺技术。该注入工艺主要针对开发形势不明确、注气井分布分散、不能形成规模的注入需求，通过采用注气泵车对 CO2罐车来液进行增压，进行井口注入。

随着开发试验规模扩大，形成了“建站集中注入”工艺模式。具体注入工艺有单泵单井和一泵多井两种，根据开发提出的注气井地质条件和注气压力等资料来选择合适的注入工艺。

（4）初步建立“伴生气回收循环注入”模式，促进CO2循环回注。

根据伴生气中 CO2回收利用经济点，初步建立“伴生气中二氧化碳回收循环注入”模式。国际上公认：气体低位热值大于8.4 MJ/m3即可燃烧，大庆油田天然气低位热值为36.8 MJ/m3左右，因此，理论上讲天然气含量大于 23%、CO2含量小于 77%时伴生气即可以燃烧。工程应用中，由于 CO2热值为零，在燃烧过程中 CO2将吸收天然气燃烧所放出的部分热量以高温烟气的形式排放，同时考虑到燃烧装置热值适应性、加热设备排烟温度规定、伴生气产量和成分等因素，经过现场生产跟踪，确定伴生气回收利用经济点，并根据回收利用经济点，初步建立伴生气回收利用模式，即：当伴生气中 CO2体积含量小于等于30%时，作为燃料气使用，伴生气经简单除油干燥后，供站内加热炉燃烧自耗；当伴生气中CO2含量大于30%时，需对伴生气处理后回注。回注工艺考虑与纯 CO2混合注气的处理方式，简化处理工艺，降低处理成本。

（5）初步建立“CO2驱地面采出系统腐蚀防护技术”体系。

在 CO2驱采出流体集输与处理系统中，介质温度及 CO2分压是影响腐蚀速率的主要因素。集油系统当CO2分压为1.0 MPa，温度为40～50 ℃时，腐蚀速率约为0.9 mm/a，腐蚀等级达到严重腐蚀（腐蚀速率大于 0.254 mm/a即为严重腐蚀），因此，集油系统需采取防腐措施。通过对 CO2集输系统中储油罐等关键环节、不同掺水介质腐蚀和管道防腐的大量研究，形成了一套适用于 CO2驱集输系统的经济有效的防腐技术措施。针对集输系统处理的设备，经现场试验验证，涂层防腐技术较为适用，具有较好的防腐效果，其中油田常用环氧酚醛涂料在含CO2油水介质中性能优于普通涂料；针对掺水和集输管道可采用连续增强塑料复合连续管或胺固化玻璃钢管材［9］。

4 加快推进CCUS-EOR建议

4.1 全产业链综合考虑，各环节优选适用技术

（1）需要将CO2的捕集、输送及驱油进行统筹考虑。前端 CO2捕集采用何种工艺，以及碳源的压力、温度、纯度等输出条件应该与 CO2输送方式及后端注入需求相结合，优选出经济、适用的全产业链技术路线［10］。全产业链技术方案对比示意见表1。

表1 全产业链技术方案对比示意表

（2）对于CCUS工程中的CO2驱油，纵向上需要将油藏、采油、地面工程统筹考虑，全过程、全流程、多专业融合，突出经济效益，整体优化，从而确定最优方案。

（3）需要加强关键技术的攻关。

对于低浓度碳源的捕集是 CCUS技术链条的薄弱环节，需要加强关键技术研发，提高技术经济性，降低捕集成本。

安全可靠地运输 CO2对于 CCUS的应用至关重要。在对管道输送相态、输送管材进行研究应用的同时，对于管道的运行和维护、风险评估和完整性管理、CO2管道泄漏分析以及发生事故时的紧急响应等措施，应开展 CO2管道输送设计、施工、管理的体系建设。

为保证 CO2注入和埋存安全，以及对 CO2驱油实施后的埋存情况做出客观评价，需要建立地上、地下一体化的监测方案。通过对 CO2驱油建设区域内大气、地表、井筒等实施实时监测，可及时、准确地掌握 CO2埋存泄漏状况，从而为 CCUS开发建设项目的安全运行保驾护航。

4.2 政策扶持，积极推进示范工程进程

CCUS开发建设项目技术环节较多、产业链长，需要建立跨地区、跨部门的监管和协调机制；同时，需要尽快建立政策支持下系统性核算标准和方法，为碳减排量的测算提供理论基础；CCUS-EOR项目经济效益受碳源价格影响较大，因此，需要加大经济激励机制，推动高排放行业绿色低碳发展转型的同时，促进CCUS-EOR项目效益建设。