吉林油田脱碳调研报告.doc

吉林油田二氧化碳试验区调研报告2009年3月30-31日，在李建民和谢朝阳二位领导的带领下，海拉尔石油勘探开发指挥部一行10人，对吉林油田二氧化碳试验区进行了现场考察和技术交流。一、吉林油田二氧化碳试验简介吉林油田自1990年开始二氧化碳室内地质研究，1994-2004年开展了现场小型装置试验，2006年开展了现场矿场试验，目前试验区块为黑59试验区。黑59试验区位于大情宇井油田中央断裂带西侧，面积1.7km2，地质储量78万吨。共有油气井26口，其中注气井5口，采油井21口。该区块2007年6月全面投入开发，2008年4月30日正式注入二氧化碳。二、黑59试验区地面工程黑59地面工程于2008年4月获股份公司批复，投资6641.7万元。总体布局以长深4井为气源井，在长深4井场建设集气脱水站1座，脱后的气相二氧化碳管道输送到8km到黑59试验区。在试验区内建设提纯液化站、注入站、注气、集油及辅助系统。图1 黑59试验区地面布局图1、长深4二氧化碳井长深4气井井深4300m，产气量1400Nm3/h，井口设计压力10 MPa，实际压力4.5MPa。图2 长深4气井井场2、二氧化碳提纯站长深4气井采出二氧化碳气体进入提纯站，节流后压力降到4 MPa，通过电加热器升温后进入气液分离器，分离固体杂质和液体，污水和杂质定期拉运到站外处理，气体进入吸附提纯塔，除掉油和其他轻烃等组分，得到纯净的二氧化碳气体。二氧化碳吸附塔共设计3座，既可以并联运行，也可以串联运行，再生时通过加热装置升温到260，加入净化空气，吹扫滤料，使得填料得到净化和再生。净化后的二氧化碳气体通过DN100输气管道送往黑59区块，为了监测管道腐蚀状况，设在线腐蚀监测装置1套，管道腐蚀严重时添加缓蚀剂。图3 二氧化碳提纯站工艺流程图图4 二氧化碳提纯站处理工序图3、黑59二氧化碳液化站黑59二氧化碳液化站设计年处理能力10万吨，液化后二氧化碳纯度可达99.9%（食品级)。2008年11月29日建成处理站并投入运行，目前日处理二氧化碳45吨，处理后纯度99.5%。经干燥后的二氧化碳气体,先经过预冷器与从分离器减压闪蒸出来的气体换热，回收冷量。然后进入二氧化碳液化器,与冰机系统送来的液氨换热，在液化器中气体二氧化碳被冷凝为液体。液体二氧化碳进入低温精馏塔，在低温精馏塔中二氧化碳得到提纯,液体二氧化碳从提纯塔底部经调节阀组控制进入产品贮罐，不凝气及挥发的部分二氧化碳气体减压后去预冷器回收冷量,然后做吸附塔吹冷及置换气。在液化器中吸收热量挥发出来的气氨去冰机系统循环利用。图5 二氧化碳液化站处理工艺流程图4、二氧化碳注入站注入站设有柱塞泵3台，设计注入能力204t/d，注入阀组5套。实际注入压力13MPa，注入量190t/d，气源是长深4气井产气和外购附近工厂尾气提纯后二氧化碳。图6 二氧化碳注入泵图图7 二氧化碳注入阀组图5、站外注气管网5口注气井注气管道采用16Mn防腐蚀管道，管道埋深2m，没有外设保温，设计压力等级16MPa。图8 二氧化碳注入井口图图9 二氧化碳注入井场图6、地面集输系统21口采油井采用双管掺水流程，集油掺水管道为氨固化玻璃钢管材，油井采出液汇入计量间，输往转油站处理。通过二氧化碳监测系统，如果注气井受效后大量二氧化碳上返到地面集油系统，在二氧化碳气体分离放空阀组防空二氧化碳，然后输往计量间和转油站处理。图8 注二氧化碳采出油井井场图7、安全环保方面的一些措施二氧化碳注入试验有害的气体主要是氨气和二氧化碳气体，现场通过设立浓度监测报警装置、配备防护面具、加强管理等措施，保证安全生产。三、调研的认识和建议1、认识吉林油田二氧化碳驱油试验开展基本和大庆油田同步，在二氧化碳净化提纯、液化工艺方面比大庆油田要简单，投资要低很多（大庆徐深28处理站投资4996万元，年处理能力2.9万吨，吉林油田黑59净化提纯、液化站投资2300万元，年处理能力10万吨）。二氧化碳注入管网吉林油田没有采用保冷和预加热工艺。二氧化碳采出液处理方面，吉林油田采用简化的工艺，只考虑到计量间工艺，转油站处理工艺方面没有考虑。2、建议从降低地面建设投资方面的角度，建议到四川开展二氧化碳净化提纯、液化处理工艺调研，选择处理工艺简单、投资低的流程。另外从加快地面建设步伐的角度，建议组织考察二氧化碳撬装处理成套装置。