首先我們看下CO2-EOR驅油對采用的影響

數據來源：《新疆油田CO2驅提高原油采收率與地質埋存潛力評價》--王歡，廖新維，趙曉亮，李小峰

      根據上述數據，我們可以看到將高壓的CO2注入油氣開采層，既可以降低高效利用前端捕捉的CO2、降低總體碳排放，又可以明顯提高原油的開采量。

       實際油氣開采中，經常是CO2壓裂，CCUS，CO2-EOR同時或同一個區域進行。即，我們在利用CO2壓裂后，開始開采原油，但是前期油井上層有大量的伴生氣，前期壓裂用的超臨界CO2又會有少部分會混入這些伴生氣。導致伴生氣開采前期CO2含量很高，開采一段時間后，CO2濃度明顯降低至正常水平。而高CO2含量的伴生氣又不能直接進入天然氣管網（高CO2含量及重烴油氣），我們又需要將伴生氣處理干凈：

1.分離伴生氣中的CO2，液化加壓，繼續用于壓裂或者CO2-EOR驅油

2.分離提純CH4，以達到并入天然氣管網標準

      而CO2-EOR驅油過程中，又會因為閉井期間，會繼續產生伴生氣，再次開采原油前，也需要將伴生氣處理干凈，重復上述工作。

       上述壓裂、驅油后，伴生氣的CO2最高可到75%~90%以上，最低開采前置20~30%甚至以下，而且在20~60天左右，濃度、壓力急劇變化、單井流量不大，現有單一技術難以處理或者處理成本過高。我們需要更新的思路及技術組合以應對現場復雜多變的工況。

     此類井口經常出現在偏遠地區，無法集中大量的伴生氣，采用MEA/MDEA等吸收法來處理，因為流量小，吸收法需要大量的諸如蒸汽、藥劑、水等輔助條件，我們只能采用低耗水、低廢棄資源排放的設計方案了。

      我們可選的方式為：深冷，PAS/VPSA，膜組等。

    深冷：因為乙烷、丙烷及丁烷與CO2存在共沸現象，低CO2（約10~20%）濃度下，需要-80℃以下，CO2才開始液化，而且是液化后很快結晶，無法處理。

      PSA/VPSA：在CO2濃度較高的情況下，吸附劑消耗量極大，CO2提取率又低，設備笨重無法在不同的油井轉運。

      膜：在低CO2濃度下，需要的膜組數量巨大，造價及維護費用非常高，也無法滿足現場濃度變化如此巨大。

      故，我們申請了模塊化設計的專利，高效的利用了不同的技術，在不同的組分下具有的優勢，將各個技術區間設計在集裝箱車內，可以快速的根據現場組分的變化，將站場內的車輛開入井口現場，快速連接即可。

      以此達到：

1. CH4氣路，CO2含量低于3%,水露點-40℃以下。

2. CO2氣路脫水、提純至液化，可選增壓至臨界態。

        此技術特別適合于CO2-EOR場景，因為CO2壓裂后的伴生氣，CO2濃度變化更大，濃度單位時間內變低更為劇烈，小氣量的情況下，設備更換模組過于頻繁，經濟性較低。

文章來源：Y氣體莊園