SY／T 7440-2019 标准规范下载简介

SY／T 7440-2019 CO2驱油田注入及采出系统设计规范简介：

SY/T 7440-2019《二氧化碳驱油田注入及采出系统设计规范》是由中国石油和化学工业联合会石油和天然气工程专业委员会发布的，是一部针对二氧化碳驱（CO2-EOR，Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery）油田开发过程中的注入及采出系统设计的专业规范。二氧化碳驱是利用二氧化碳作为混相驱油剂，通过注入到油藏中，提高原油的流动性，从而提高采油效率的技术。

此规范详细规定了二氧化碳驱油田的注入系统设计，包括二氧化碳的存储、增压、注入设备的选型、管道设计、控制系统等要求。同时，也涵盖了采出系统的设计，如生产井的布局、井下设备的选择、采出流程的设计、地面处理设施的配置等，以确保整个过程的安全、高效和环保。

它旨在指导和规范二氧化碳驱油田的开发过程，保证项目的经济性、技术可行性和环境友好性，促进我国碳酸盐岩油藏的高效开发和利用。

SY／T 7440-2019 CO2驱油田注入及采出系统设计规范部分内容预览：

5.1.1CO驱油田油气收集在条件允许的情况下，宜采用井口 不加热单管流程、单管环状掺液流程，特殊情况下，根据油品 性质通过试验采用其他流程。当CO，突破后形成高气液比时 可通过技术经济分析论证采用气液分输流程， 5.1.2对于低渗透低产油田，在单井产液量较低、集输半径较 长或采用不加热集输的情况下，油井回压可适当提高。CO驱 油井采出液性质变化和气液比升高，一般会造成井口回压较水 驱高，因此规定机械采油井最高允许并口回压宜为1.0MPa 2.5MPa，特殊地区可提高到3.6MPa。为避免高气液比和气窜影 响正常生产，井口套管气需定压连续生产

5.2.1采油井场功能简单，设施少，但管件相对多，内防腐困 难，设计时宜采用耐CO2腐蚀管材。 5.2.2可以适当调整抽油机基础高度来满足采油工程采油树安 装高度需求。 5.2.3CO2驱先导试验规模较小时，受效油压力高、气量大， 为避免引起集输系统腐蚀可采用单共罐汽车拉运生产方式

5.2.3CO,驱先导试验规模较小时，受效油井压力高、气量大， 为避免引起集输系统腐蚀，可采用单井罐汽车拉运生产方式。

5.2.3CO，驱先导试验规模较小时，受效油井压力高

5.3.1计量站内设施、管件相对较多，内防腐困难DB37／T 5034-2015标准下载，设计时宜

5.3.1计量站内设施、管件相对较多，内防腐困难，设计时宜 采用耐CO2腐蚀管材。

5.3.2可以考虑控制流速、设置段塞流捕集器等措施避免CO

5.3.2可以考虑控制流速、设置段塞流捕集器等措施退

驱气量大或段塞流对计量设备的影响。

气量大或段塞流对计量设备的影口

驱气量大或段塞流对计量设备的影响。 5.3.3为适应CO2驱采出流体变化和试验分离效果，计量站设 多台分离器时，宜同时具备串联及并联功能

驱气量大或段塞流对计量设备的影响。

5.4.1CO2驱油气集输管道的输送介质为油气水三相。腐蚀严 重时，可采用非金属管材、碳钢管材或不锈钢（或内衬不锈钢） 管材，选材应通过技术经济分析确定。当采用碳钢材质时，应 采取防腐措施。当采用耐CO2腐蚀的非金属材质时，要考虑 CO2对管材的渗透，且非金属管材选取可参考中国石油勘探与 生产公司下发的《油气田非金属管道应用导则》相关规定。

5.5.1CO2驱采出流体气液分离设气液预分离流程，一是提高 气液分离效果；二是分离出CO2伴生气，减少对下游设施的 腐蚀。 5.5.2CO2采出流体气液分离元件宜采用多种分离方式相结合 的结构设计。

5.5.3考虑到CO2驱原油的物性和以C

气在采出液中的溶解程度，结合美国石油学会标准《油气分离 器规范》APISpec12JR（2009）中对于起泡原油停留时间的 规定，处理CO2驱采出流体两相分离器中液体停留时间宜为 10min~30min。 5.5.4COz驱采出流体属发泡原油，分离器设计时为确保分离 效果，宜采取机械消泡等措施。分离器内部伴生气出口除油捕 雾器应考虑CO2的腐蚀，选用丝网过滤时需要选择耐CO2腐蚀 材质。

成分离器液位波动大，手动控制困难时，可采取增加捕集器消

除段塞流或自动联锁控制，如CO2驱采出流体气液分离器采取 液相出口流量与分离器液位自动联锁、气相出口流量与分离器 压力自动联锁。

原油脱水方法包括热化学沉降脱水、电化学脱水等多 法。每种方法都有各自的特点和适用范围。因此，脱水 应根据原油性质、含水率、乳状液的乳化程度等条件， 试验和经济对比确定。试验内容包括： 1）原油、水物性测试：测试原油、水黏度随温度的变化关 系，测试油水相对（质量）密度随温度的变化关系。 2）乳状液性质测试：测试判断乳状液类型，测试乳状液 稳定性及受化学药剂种类和含量的影响，测试乳状液 的介电常数和击穿场强。 3）破乳剂研制（筛选）试验：研制或筛选经济有效的破 乳剂。 4）含水原油的静置分层试验：评价破乳剂加入浓度、脱 水温度、沉降时间对沉降脱水效果的影响，生成热化 学沉降脱水可行性报告。 5）原油电化学脱水模拟试验：评价破乳剂加入浓度、脱 水温度、供电方式、极板布置方式、脱水场强等对原 油脱水效果的影响，测试脱水电流随时间变化的关 系，生成原油电化学脱水可行性报告。 5）在大庆榆树林油由树95一碳13非混相驱、树91一碳斜 18混相驱及大庆采油八厂芳48井取样，对CO2驱油由 原油的组分进行检测。发现CO2驱原油中轻质组分随开 发先增加、后减少，重质组分随开发先减少、后增加， 原油密度随开发先降低、后升高。CO2驱原油还具有萃 取特性，采出液乳化严重。

脱水工艺，进行经济对比后确定脱水工艺方案。 5.6.2对于CO2驱油田采出的轻质及中质原油，为避免油气挥 发，脱水工艺应立足于密闭流程和设备，脱水设备宜采用压力 容器。目前CO驱低产、低渗透油由，为了简化工艺流程、降 低投入、提高效率，脱水站采用高效节能多功能组合装置（气 液分离、沉降、加热、缓冲、电脱水）或高效三相分离器进行 脱水处理，如海拉尔贝14区块采用高效三相分离器进行脱水 处理。

5.6.3在原油脱水之前设置油气预分离流程，油气预

CO2驱采出液的腐蚀性已大幅减小（CO2分压值<0.2OMPa，按 微腐蚀性介质考虑）。CO2驱采出液可与水驱采出液混合进行脱 水处理，充分依托水驱已建设施，或与水驱设施统一考虑，减 少重复建设。大庆榆树林油田树101等区块、海拉尔贝14区块 均采用CO2驱采出液与水驱采出液混合处理流程

5.7.1CO2驱采出气处理工艺应通过技术经济分析确定是否满 足油藏回注指标要求。在条件允许时处理后的CO或高含CO 伴生气宜去循环注气系统。 5.7.2一般情况下，CO，不能燃烧JT∕T 996-2015 道路标线用涂料不粘胎时间测定仪，也不支持燃烧。工程经验 表明，燃料气中C02含量高于30%时，燃料气不易点燃。 5.7.3采出气提纯CO2工艺可选用化学吸收法或变压吸附法。当 c02含量小于60%、采出气气量稳定（不宜低于10×10*m/d） CO2浓度变化较小、压力较为稳定的工况下宜采用化学吸收法， 采用化学吸收法的采出气处理装置，CO2收率宜高于85%。当 CO2浓度变化较大、采出气气量变化较大时宜采用变压吸附法， 采用变压吸附法的采出气处理装置，CO2收率宜高于80%

6自动控制及CO2计量

6.1.2生产过程数据包括温度、压力、流量、液位、组分等数 据。设备状态数据包括电流、电压、功率、工作状态等数据。 环境数据包括视频、可燃气体、有毒有害气体浓度等数据。 6.1.3CO2介质受温度、压力变化影响很大，采用体积流量计 计量时，不同温度、压力工况条件下测得的CO2介质体积流量 相同，但CO2介质的质量流量相差却很大，所以一级计量时宜 采用质量单位计量。

6.2.1气相CO2介质受温度、压力变化影响很大，在线计量时 应采用温压补偿。液相、密相、超临界CO介质计量选用温压 补偿一体的V型锥体流量计、槽道式流量计时，差压变送器宜 选用多变量智能差压变送器，以便实现质量单位计量。二、三 级计量液相状态可采用体积单位计量。 6.2.3因CO2介质受温度、压力影响大，压力突变易发生相变，

相变后产生的固体颗粒会对阀芯造成严重损害或造成堵塞

7.0.1为防止发生事故时大量泄漏的CO2气体扩散至城镇、居 住区等人员集中场所引起中毒事故，故规定CO驱站址宜位于 城镇、居住区全年最小频率风向的上风侧。避开低洼地带是为 了防止洪水和内涝对站场的淹理，同时也是为了防止CO2泄漏 集聚对操作人员造成伤害。CO2驱站场需防止CO2泄漏而集聚， 为了有良好的自然通风条件，便于CO2扩散，故需避开窝风 地段。 7.0.3液态CO2储罐区布置在注入站边缘是为了远离人员相对 集中的场所，减小泄漏事故的影响范围。 7.0.4注入泵房邻近液态CO2储罐区布置，是为了缩短喂液泵 和储罐之间的管线长度，防止喂液泵入口发生汽蚀。汽车装卸 场邻近液态CO2储罐区布置，是为了方便液态CO2运输车辆的 装卸。汽车装卸场地车辆来往频繁JC∕T 825.2-2001 水泥工业用自动控制预加水成球装备盘式成球机，而且拉运的是液态CO2 为了限制外来车辆和人员的活动范围，避免或减少事故的发生 降低事故的影响范围，规定注入站汽车装卸场独立成区，并设 单独的出入口。为了准确计量运输车辆拉运的液态CO2的重量， 宜在汽车装卸场的出人口设汽车衡。 7.0.5CO2比空气重，站场内CO2管道和电缆如果采用沟内敷 设，CO2易在沟内积聚，对操作和检修人员造成伤害。为了防 止CO2在沟内积聚，通常在沟内填满细砂

[1] 《恶臭污染物排放标准》GB14554 [2] 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183 [3] 《输气管道工程设计规范》GB50251 [4] 《油气田非金属管道应用导则》中国石油勘探与生产 公司 [5] 《油气分离器规范》APISpec12JR（2009）