CO2-EOR
關注創建者：匿名 創建時間：2026-01-05
CO2-EOR的實例教程
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。
展開 此外，政府監管部門的低碳發展要求也推動了低碳市場體量的持續增長，如近年來海洋管理部門制定了嚴格的碳排放政策，促使船舶運營商探索使用甲醇等低碳燃料，而在甲醇的生產工藝中可以利用CO2。目前，沿海地區基于CO2工業利用來實現碳減排的方式，預期規模有限，還不能與地質封存CO2的方式相比。
2.離岸CO2利用
（1）CO2驅提高原油采收率
CO2-EOR在陸上已取得成功，近年來，隨著海上油田開發比重的加大，對提高采收率的需求越來越迫切；同時隨著CCUS技術的推廣應用，將從沿海大型CO2排放源中捕集大量CO2，有望解決CO2氣源不足的問題。因此，很多國家和地區開始重視離岸油田CO2-EOR技術，開展了諸多可行性論證、先導試驗及商業示范項目。例如，巴西的超深水Lula油田運營了全球首個已實施的海上CO2-EOR商業化運行項目，每年可離岸封存CO2約700萬t；此外，美國在墨西哥灣、英國在北海也正在規劃離岸CO2-EOR項目。近年來我國研究人員基于珠江口盆地CO2地質封存開展了前期研究，對珠江口盆地油藏的CO2-EOR潛力進行了評估。
通過建立CO2-EOR和CO2地質封存評價數據庫以及海上油田CO2-EOR適宜性評價參考標準，應用無量綱快速評價方法，對珠一凹陷近百個油藏開展了CO2-EOR潛力評價和場址優選評價，篩選出了惠州油田群、陸豐油田群的6個油田近30個油藏作為CO2-EOR示范候選場地。并且以HZ21-1油田和LH11-1油田為案例，應用三維地質建模和油藏數值模擬方法，開展了三維地質建模以及CO2注入提高采收率動態模擬評價研究。
展開 碳捕集主要從工業廢氣和大氣中捕獲，CO2濃度越高，捕集成本越低。按碳捕集與燃燒的先后順序可將碳捕集技術分為燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧燃燒捕集。燃燒前捕集成本相對較低、效率較高，但適用性不高；燃燒后捕集雖應用較廣，但相對能耗和成本更高；富氧燃燒對操作環境要求高，目前仍處于示范階段。根據分離過程，碳捕集技術主要分為物理吸收技術、化學吸收技術、膜分離技術、低溫分離技術等。
（2）碳利用：是降低CCUS實施成本的關鍵。目前我國以地質利用為主要方式，化工利用和生物利用相對較少。具體來看，地質利用中CO2-EOR技術既能封存大量的CO2，又能增產石油，兼顧經濟與環境效益，短期內具有較高的可行性；化工利用是以化學轉化為主要特征，將CO2和共反應物轉化為目標產物從而實現資源化利用，對CO2濃度要求低、實施成本低，具有開發價值；生物利用是以生物轉化為主要手段，將CO2用于生物質合成，對CO2的濃度要求較高、實施成本較高，但單噸CO2產出效益也相對較高。
（3）碳封存：目前CO2的排放量遠超其利用能力，無法被利用的CO2需要利用封存技術埋存。碳封存主要分為咸水層封存、枯竭油氣藏封存等技術。其中，咸水層分布較廣且封閉性較好，封存效果理想；枯竭油氣藏通常具有完整、封閉且穩定的地質環境，能保證封存的安全性，但存在一定的泄漏風險，需要多方位監測技術進行保障。
示范項目情況：我國CCUS項目遍布19個省份，利用和封存方式呈多樣化
根據《中國二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）年度報告（2021）》，目前我國已投運和建設中的CCUS示范項目約40個，分布于19個省份，涉及電廠和水泥廠等純捕集項目以及CO2-EOR、CO2-ECBM、地浸采鈾、重整制備合成氣、微藻固定和咸水層封存等多樣化封存及利用項目。
展開 其中，激勵政策包括政府或組織機構投資補貼、稅收減免、礦區使用費的優惠、CO2價格擔保和政府對投資貸款的擔保等。需要指出的是，目前CCUS項目多處在研發和示范階段，其主要的驅動力來源于政府的資金支持和國家激勵政策，以及稅收等因素。隨著產業的發展，當從示范階段走向大規模工業化推廣和商業化運行階段，強制性減排與碳交易市場可能成為其主要的驅動因素。
1.4國內外CCUS項目特點對比
近年來，世界上正在運行的大規模綜合性CCUS項目，其CO2主要來源于高濃度的天然氣處理、化肥生產及合成氣；正在建設的CCUS項目，其CO2主要來源于電廠及制氫企業；計劃中的項目，捕集的對象擴展到鋼鐵、水泥、煤油、化工等行業。項目的CO2捕集規模在（40～850）萬t/a，多數大于100萬t/a，運輸距離0～315km，多數超過100km。從埋存類型來看，在運行及執行項目中有62.5%是EOR項目；正在計劃中的項目，CO2-EOR項目比例減少，約占46%，鹽水層埋存項目增多。
中國CCUS項目與國際比較，其特點是運行及執行的項目中，完整產業鏈的項目相對較少，規模相對較小，捕集對象類型相對單一，長距離管道運輸相對較少，鹽水層埋存的項目較少。近十多年，我國相關部門加大對油田CO2驅油與埋存技術發展的支持力度，先后設立了兩期國家973項目、863項目和三期國家科技重大專項項目，開展了理論、技術、示范工程攻關，在中國石油、中國石化等石油公司還配套設立科技專項。經過持續攻關，我國無論在理論、技術還是礦場試驗方面都取得了重大進展，在吉林、勝利等油田成功建成了CO2驅油與埋存的示范基地。
展開 對于具有不同 CO2體積分數的工業碳源，通過捕集工藝和去除技術（利用或封存）的科學匹配選擇，形成一體化的捕集—利用—封存協同減排技術模式，是實現CO2捕集、利用、封存效果最大化、保障 CCUS 高效實施的必然要求；同時也有利于減少 CCUS 系統成本，降低 CCUS 實施風險（圖 3）。目前，已形成的 CO2捕集技術覆蓋了主要的碳排放源類型，CO2利用與封存技術在工業領域的電力、化工、石油天然氣開采、氫氣制備等行業均有工程示范和實踐探索。
針對不同體積分數CO2的碳排放源類型，選擇不同的捕集技術，可形成多種 CCUS 的技術匹配模式。目前，低 CO2體積分數煙氣排放的燃煤電廠、天然氣開采以及鋼鐵、水泥等工業領域多采用化學吸收法（燃燒后捕集）捕集 CO2，多以醇胺溶液吸收法為主，如中國石化勝利油田的4×104 t/a燃煤電廠CO2“化學吸收法+EOR”項目等；高CO2體積分數煙氣/尾氣排放的化工領域多采取物理吸收法或吸附法捕集CO2，以低溫甲醇法和變壓吸附法為主，如延長石油陜北煤化工（煤制氣）的 5×104 t/a“CERI（低溫甲醇洗捕集）+CO2-EOR”示范項目。此外，隨著IGCC電廠燃燒前捕集、富氧燃燒、BECCS 和 DACCS 等捕集技術的發展，CCUS技術匹配模式更加豐富。
不同行業、地域和封存場所地質特征往往決定了CCUS源匯匹配關系和關鍵技術環節組合，可形成特有的 CCUS 技術匹配模式。陸上大型能源基地CCUS 源匯匹配程度高、技術匹配復雜多樣，可在CO2-EOR、CO2-ECBM、CO2-ESWR、咸水層以及煤礦采空區 CO2封存等 CO2地質利用與地質封存多方式的基礎上，形成特有的“能源基地+CCUS”全流程技術模式，實現大規模、相對低成本的CCUS工程應用。
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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
作為全流程項目，新疆油田 CO2-EOR 項目捕集和封存流程均與外部企業合作完成，其氣源來自克拉瑪依石化公司產生的工業尾氣，由民營企業新疆敦華石油技術有限公司進行捕集，后者通過對克拉瑪依石化公司的制氫裝置進行改造，建成了 10 萬噸 / 年二氧化碳捕集液化裝置，對克拉瑪依石化公司甲醇廠天然氣制氫產生的馳放氣進行捕集液化，獲得高純度二氧化碳。
示范項目情況：我國CCUS項目遍布19個省份，利用和封存方式呈多樣化
根據《中國二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）年度報告（2021）》，目前我國已投運和建設中的CCUS示范項目約40個，分布于19個省份，涉及電廠和水泥廠等純捕集項目以及CO2-EOR、CO2-ECBM、地浸采鈾、重整制備合成氣、微藻固定和咸水層封存等多樣化封存及利用項目。
世界上第一個大規模CO2-EOR項目SACROC（Scurry Area Canyon Reef Operating Committee），從1972年1月26日起，由雪佛龍公司（Chevron）在得克薩斯州Scurry縣的油田開展。該項目的CO2來自科羅拉多州的天然CO2氣田，并通過管道將其運輸到油田驅油。本世紀以來，美國、加拿大、澳大利亞、日本及阿聯酋等國家加速推進CO2捕集項目的工業化。
在已投運的 CCUS 示范項目中，29 個在 10 萬噸級及以下，僅有中國石油化工集團有限公司中原石油勘探局的 CO2 埋存驅油、中國石油天然氣股份有限公司吉林油田分公司的 CO2-EOR 兩個示范項目在 50 萬噸級及以上，尚無百萬噸級項目。
除了挪 威的 Sleipner 和 Sn?hvit 項目外，目前歐洲正在運 行的 CCUS 項目還有克羅地亞的 CO2 EOR Project Croatia 項目和愛爾蘭的 Hellisheidi 項目。
各油田CO2驅油（CO2-EOR）對CO2來源成本的承受能力因油田的產量、遞減速度、埋藏深度等因素的不同而有較大的差異。約有27%的油田無承受能力，51%的油田雖有一定承受力，但多低于200元/t，只有23%的油田可承受200元/t以上的來源成本。
在已投運的 CCUS 示范項目中，29 個在 10 萬噸級及以下，僅有中國石油化工集團有限公司中原石油勘探局的 CO2 埋存驅油、中國石油天然氣股份有限公司吉林油田分公司的 CO2-EOR 兩個示范項目在 50 萬噸級及以上，尚無百萬噸級項目。
陸上大型能源基地CCUS 源匯匹配程度高、技術匹配復雜多樣，可在CO2-EOR、CO2-ECBM、CO2-ESWR、咸水層以及煤礦采空區 CO2封存等 CO2地質利用與地質封存多方式的基礎上，形成特有的“能源基地+CCUS”全流程技術模式，實現大規模、相對低成本的CCUS工程應用。
作為全流程項目，新疆油田 CO2-EOR 項目捕集和封存流程均與外部企業合作完成，其氣源來自克拉瑪依石化公司產生的工業尾氣，由民營企業新疆敦華石油技術有限公司進行捕集，后者通過對克拉瑪依石化公司的制氫裝置進行改造，建成了 10 萬噸 / 年二氧化碳捕集液化裝置，對克拉瑪依石化公司甲醇廠天然氣制氫產生的馳放氣進行捕集液化，獲得高純度二氧化碳。
