1.二氧化碳驱油机理1.1二氧化碳驱油机理 二氧化碳驱的作用机理可分为CO 2混相驱和CO 2 非混相驱（表1-1），当最小 混相压力小于原始地层压力时，能够达到混相驱油，高于原始地层压力时为非混 相驱。 非混相驱主要通过溶解、膨胀、降粘，降低界面张力等作用来驱油；而混相驱除了溶解、膨胀、降粘等，就是CO 2 与原油能够达到混相，也就是一种相态， 没有界面张力，理论上驱油效率能够达到100%。一般稀油油藏主要采用CO 2 混相 驱，而稠油油藏主要采用CO 2 非混相驱。 表1-1 混相驱油与非混相驱油对比表 在稀油油藏条件下CO 2 易与原油发生混相，在混相压力下，处于超临界状态 下的CO 2可以降低所波及的油水界面张力。CO 2 注入浓度越大，油水相界面张力越 小，原油越容易被驱替。通过调整注入气体的段塞使CO 2 形成混相，可以提高原 油采收率增加幅度。 非混相CO 2 驱开采稠油的机理主要是：降低原油粘度，改善油水流度比，使 原油膨胀，乳化作用及降压开采。CO 2 在油中的溶解度随压力增加而增加。当压 力降低时，CO 2从饱和CO 2 原油中溢出并驱动原油，形成溶解气驱。气态CO 2 渗入 地层与地层水反应产生的碳酸，能有效改善井筒周围地层的渗透率。提高驱油机 理。与CO 2驱相关的另一个开采机理是由CO 2 形成的自由气可以部分代替油藏中 的残余油。 CO 2 驱油机理主要有以下方面：
（1）降低原油粘度 溶于原油后，降低了原油粘度，原油粘度越高，粘度降低程度越大（表CO 2 1-2）。原油粘度降低时，原油流动能力增加，从而提高了原油产量。并且原油初始粘度越高，CO 降粘效果越明显，如下表所示。江苏油田富48井注入37.161% 2 后,原油粘度降低了60.173%；Maini和Sayegh研究发现,在 (摩尔分率)CO 2 之后,其粘度从6822MPa·s降低到了226MPa·s。61.55MPa下,稠油饱和CO 2 表1-2 CO2完全饱和时原油粘度变化对比表 原油初始粘度（mPa.s) CO2完全饱和时原油粘度（mPa.s） 1000～9000 15～160 100～600 3～5 10～100 1～3 1～9 0.5～0.9 溶解度降低，降粘作用反而变差（图1-1）。 温度较高(大于120℃)时，因CO 2 在同一温度条件下，压力升高时，CO 溶解度升高，降粘作用随之提高，但当压 2 力超过饱和压力时，粘度反而上升（图1-2）。原油粘度降低时，原油流动能力增加，从而提高了原油产量。 图1-1 CO2溶解量随温度的变化曲线图1-2 CO2溶解量随压力的变化曲线 （2）改善原油与水的流度比 溶于原油和水，将使原油和水碳酸化。原油碳酸化后，其粘度随大量的CO 2 之降低，大庆勘探开发研究院在45℃和12.7MPa的条件下进行了有关试验，试在油田注入水中的溶解度为5%（质量），而在原油中的溶解度为15%验表明，CO 2 溶于原油中，使原油粘度由9.8mPa.s降到2.9mPa.s，使（质量）；由于大量CO 2 原油体积增加了17.2%，同时也增加了原油的流度。水碳酸化后，水的粘度将提
油 气 储 运 2009年 问题讨论 含二氧化碳天然气集输 管道管材的优选 易成高3 宫 敬(中国石油大学(北京)城市油气输配技术北京市重点实验室) 杨 勇 李晓冬 (中国石油工程设计西南分公司)易成高 宫 敬等:含二氧化碳天然气集输管道管材的优选,油气储运,2009,28(6)76～78。 摘 要 分析了二氧化碳腐蚀对地面集输管道造成的严重危害,结果表明,分压、温度、流速等是影响二氧化碳腐蚀的重要因素。通过设计研究和现场应用实践,初步获得了二氧化碳酸性天然气田集输管材的优选方法。 主题词 集输管道 天然气 CO 2腐蚀 管材 优选 一、前 言 在油气开采过程中,石油和天然气中含有的二氧化碳(CO 2)对地面集输管道造成腐蚀甚至严重危害的事故频频发生,不仅给油气田开发带来了重大的经济损失,同时也造成了一定的环境污染。近年来,我国牙哈凝析气田天然气的CO 2含量为0.6%～1%,采气管道材质为碳钢,从2002年开始地面管道已经多次发生刺漏。英国北海的AL P HA 平台, 油气中CO 2的含量为1.5%～3.0%,由碳锰钢X52 制成的管道仅用了两个多月就发生了爆炸。挪威的 Ekofisk 油田,德国北部地区的油气田,美国的一些油气田以及中东油田等也存在CO 2腐蚀问题。因此,无论在国内还是国外,CO 2腐蚀都已成为一个不容忽视的问题。二、影响CO 2腐蚀机理的因素 天然气集输过程中,CO 2腐蚀最典型的特征表现为局部的点蚀、轮癣状腐蚀和台面状坑蚀。其中,台面状坑蚀的穿孔率很高,通常腐蚀速率可达3～7mm/a ,无氧时,腐蚀速率甚至高达20mm/a 。实践表明,分压对于CO 2腐蚀起着决定性作用,另外,温度、流速、氯离子等也会对其产生重要的影响。1、 分 压二氧化碳分压(P co 2)主要通过改变介质的p H 值来影响腐蚀。P co 2值越高,p H 值越低,去极化反 应就越快,从而加速了管材的腐蚀。对于P co 2的腐 蚀程度,A PI 6A 标准将密闭输送流体的腐蚀性按 照P co 2划分为三个等级,见表1。 表1 CO 2腐蚀作用划分表 CO 2分压(MPa )腐蚀行为>0.1 有明显作用 0.05～0.1 应考虑腐蚀作用 <0.05一般不考虑腐蚀作用 2、 温 度介质温度是CO 2腐蚀的重要因素。当其温度 在60℃左右时,CO 2腐蚀在动力学上存在着较大变 化。根据介质温度对腐蚀特性的影响,可将CO 2腐 蚀划分为三类。 (1)当温度低于60℃时,腐蚀产物膜FeCO 3表 现为软而无附着力,其管材的金属表面光滑,表面呈 均匀状腐蚀。 (2)当温度为60～150℃时,局部腐蚀较严重, 深孔突出,局部腐蚀产物层厚而松,形成粗结晶的 FeCO 3。相关研究资料表明〔1〕,其最大腐蚀速率一 般发生在60～80℃的温度范围。 (3)当温度超过150℃时,形成细致、紧密、附着 力强的FeCO 3和Fe 3O 4保护膜,腐蚀速率降低〔2〕。 3、 流 速流体流速也是气田集输系统腐蚀的一个主要影 3100083,北京市海淀区学院路20号石油勘探院海外一路工程技术部;电话:(010)83597739。 ?67?
高含CO2天然气处理技术 本综述总结了国内外目前天然气脱碳技术进展，希望对各位有帮助！dog123 发表于2008-4-18 08:53 没有什么用的哈朋友xiaoxi488 发表于2008-4-19 11:53 你是天然气处理方面的专家，可能感觉文章有点浅，当然要求高， 不过对于别人了解天然气脱CO2流程，工艺方法，脱CO2的技术进展是很有用的！ 就不能给海川新人一些鼓励吗？:)木桃琼琚发表于2008-4-19 12:07 不错，楼主辛苦！:victory: :loveline :sa hire2004 发表于2008-4-19 12:44 讲到什么程度？基本原理还是有针对性的讨论啊litchi_py 发表于2008-5-22 09:53 为什么把权限设置到30呢？新人根本就看不了啊enen007 发表于2008-6-20 14:44 为方便论坛中的朋友阅读，同时内容不多，替楼主贴出来了，望楼主不要见怪： 第三节高含CO2天然气的处理技术 一般而言，天然气中存在CO2的含量不高，较H2S的危害也较小。但如果净化后的原料气中CO2的含量较高，就会在低温下成为固相析出堵塞管道。同时也会造成板翅式换热器冻堵，装置不能连续生产，CO2的存在还会使天然气的燃烧减弱。因此，脱除天然气中的CO2是天然气净化处理中的一个重要部分。 脱除CO2的工业方法主要有：溶剂吸收法；低温分离法；膜分离法；固定床吸附；联合方法等。本书将着重介绍前三种方法。 一般而言，影响天然气脱除CO2的主要工艺选择因素有温度、压力、天然气中含有的其他杂质、CO2的浓度及其他因素。其中，温度对工艺的选择并不产生太大的影响，只需注意水合物的影响；CO2分压对工艺选择的影响在于其分压高时，通常采用再生工艺；天然气中含有的H2S和H2O对工艺选择影响较大，当H2S含量较高时，多采用溶剂吸收法，而其他杂质如重烃、有机硫、氦、汞等含量较低，可忽略不计；原料气中CO2的高低将决定采用再生或非再生工艺，当CO2浓度低，通常采用较为简单的非再生工艺，而当其浓度高时，多采用再生工艺；其他因素主要考虑地理位置的影响，当处于偏远地区时，优先选择工艺简单、容易操作的工艺路线。具体的工艺选择方案见图9-1。