油气开采行业CCUS在CO2-EOR驱油的应用

首先我们看下CO2-EOR驱油对采用的影响

数据来源：《新疆油田CO2驱提高原油采收率与地质埋存潜力评价》--王欢，廖新维，赵晓亮，李小峰

      根据上述数据，我们可以看到将高压的CO2注入油气开采层，既可以降低高效利用前端捕捉的CO2、降低总体碳排放，又可以明显提高原油的开采量。

       实际油气开采中，经常是CO2压裂，CCUS，CO2-EOR同时或同一个区域进行。即，我们在利用CO2压裂后，开始开采原油，但是前期油井上层有大量的伴生气，前期压裂用的超临界CO2又会有少部分会混入这些伴生气。导致伴生气开采前期CO2含量很高，开采一段时间后，CO2浓度明显降低至正常水平。而高CO2含量的伴生气又不能直接进入天然气管网（高CO2含量及重烃油气），我们又需要将伴生气处理干净：

1.分离伴生气中的CO2，液化加压，继续用于压裂或者CO2-EOR驱油

2.分离提纯CH4，以达到并入天然气管网标准

      而CO2-EOR驱油过程中，又会因为闭井期间，会继续产生伴生气，再次开采原油前，也需要将伴生气处理干净，重复上述工作。

       上述压裂、驱油后，伴生气的CO2最高可到75%~90%以上，最低开采前置20~30%甚至以下，而且在20~60天左右，浓度、压力急剧变化、单井流量不大，现有单一技术难以处理或者处理成本过高。我们需要更新的思路及技术组合以应对现场复杂多变的工况。

     此类井口经常出现在偏远地区，无法集中大量的伴生气，采用MEA/MDEA等吸收法来处理，因为流量小，吸收法需要大量的诸如蒸汽、药剂、水等辅助条件，我们只能采用低耗水、低废弃资源排放的设计方案了。

      我们可选的方式为：深冷，PAS/VPSA，膜组等。

    深冷：因为乙烷、丙烷及丁烷与CO2存在共沸现象，低CO2（约10~20%）浓度下，需要-80℃以下，CO2才开始液化，而且是液化后很快结晶，无法处理。

      PSA/VPSA：在CO2浓度较高的情况下，吸附剂消耗量极大，CO2提取率又低，设备笨重无法在不同的油井转运。

      膜：在低CO2浓度下，需要的膜组数量巨大，造价及维护费用非常高，也无法满足现场浓度变化如此巨大。

      故，我们申请了模块化设计的专利，高效的利用了不同的技术，在不同的组分下具有的优势，将各个技术区间设计在集装箱车内，可以快速的根据现场组分的变化，将站场内的车辆开入井口现场，快速连接即可。

      以此达到：

1. CH4气路，CO2含量低于3%,水露点-40℃以下。

2. CO2气路脱水、提纯至液化，可选增压至临界态。

        此技术特别适合于CO2-EOR场景，因为CO2压裂后的伴生气，CO2浓度变化更大，浓度单位时间内变低更为剧烈，小气量的情况下，设备更换模组过于频繁，经济性较低。

文章来源：Y气体庄园