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| 碳入地下井增油 |
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辽河油田石油化工公司二氧化碳捕集车间。
二氧化碳注入现场。
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□ 罗前彬 赵聪 付华一 郭津瑞
——辽河油田打造CCUS产业链纪实
3月23日，一台满载二氧化碳的槽车驶入辽河油田欢喜岭采油厂欢127-27-41井场，通过车载泵增压，50余吨二氧化碳被“挤”入地下，为2000米深处的稠油开发提供动能。这是今年年初以来，该厂实施的第11口二氧化碳辅助稠油吞吐开发井。
作为中国石油两家CCUS工程试点单位之一，辽河油田近年来持续攻关CCUS关键技术、扩大利用规模，打造新的业务增长点。目前，从二氧化碳捕集、存储、运输到注入地下，辽河油田已形成相对完善的产业链条，碳埋存规模达5.2万吨/年，相当于2000亩阔叶林一年吸收的二氧化碳量。
3套装置年捕集能力13.7万吨
2月23日下午，辽河油田欢喜岭采油厂齐40区块伴生气处理站内，灰色管线和分离橇鳞次栉比，电机嗡嗡作响。从地下一两千米深处伴随原油一起采出的伴生气，在经过脱硫、冷却、提纯、深冷等处理工艺后，分离出液态二氧化碳。
“这套装置目前每天能处理10万立方米伴生气，从中净化出天然气2万立方米，分离出二氧化碳80余吨。”现场负责人盘锦道博尔公司的陈浩告诉记者。
辽河油田始终重视安全环保工作，对油田稠油开发过程中产生的大量伴生气持续攻关，在对其中的硫化物进行无害化处理的基础上，再将其中的二氧化碳分离出来，实现再利用。
目前，辽河油田有类似的分离装置2套。一套在齐40区块的伴生气处理站，每天可回收纯度为99.9%的液态二氧化碳80吨；另一套在杜84区块的伴生气处理站，每天能分离出10万立方米二氧化碳。这些二氧化碳大多回注地下用于稠油开发，少部分外销到社会市场，用于船舶建造过程中的保护焊，以及作为饮料、食品级使用的“干冰”等。
此外，辽河油田所属石油化工公司还有一套二氧化碳生产装置。该装置生产二氧化碳的工艺原理与齐40区块的装置大致相同，但使用的原料气不是油田开发过程中产生的伴生气，而是与一墙之隔的辽河石化公司制氢车间产生的尾气。该装置于2006年建成投产，年产能达3万吨。
上述3套装置，每年碳捕集能力可达13.7万吨，为辽河油田开展二氧化利用提供了可靠的碳源。
今年，为进一步扩大二氧化碳利用规模，辽河油田正筹划扩建欢采、特油两套装置，预计新增碳捕集能力4.62万吨/年。
在回收利用二氧化碳过程中，辽河油田改善了周边环境。“在分离二氧化碳之前，必须对原来伴生气中的硫化氢、氮氧化物、甲烷等进行处理，由于外排到空气中的硫化氢被无害化处理，原来空气中的臭鸡蛋味消失了。”陈浩说。
二氧化碳驱油初具规模
“二氧化碳排到大气中是温室气体，注入油藏却能增油。”辽河油田开发事业部技术管理人员肖雄对记者说，在稠油吞吐开发后期，将一定比例的二氧化碳与水蒸汽一起注入地下，可以起到补充地层能量、扩大蒸汽波及体积、提高产出液流动性等作用，从而提高单井产量、降低生产成本。
辽河油田是我国最大的稠油开发基地，年产稠油550万吨，稠油因为密度大、黏度高，常温下不流动，常见的开发方式是用天然气烧锅炉产生水蒸汽，将蒸汽注入地下进行热解，将稠油驱动至采出井采出。但随着开发进入中后期，常规的注汽开发方式成本逐年增加（包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD在内），提高采收率的能力有限。
为此，辽河油田早在2014年就开展二氧化碳辅助稠油吞吐矿场试验。其主要原理是将二氧化碳与蒸汽一起，按照一定比例注入地下，一方面替代部分蒸汽弥补采油后期的地层亏空，减少蒸汽注入量，每少注入一吨蒸汽可减少成本140元；另一方面可提升原油表面张力，提高原油流动性，使得稠油更顺滑地开采出来。8年来，这项试验规模不断扩大，每年二氧化碳注入规模由最初的0.5万吨逐步扩大到现在的5.2万吨，2021年实现增油7万吨，提高油汽比0.05个百分点，投入产出比达1∶1.6，实现了增产、增效、减碳的目的。
二氧化碳除了用于稠油热采，也可用于稀油开发。
2021年，辽河油田在欧37-72-32井开展二氧化碳蓄能压裂试验，注入二氧化碳650余吨，增油820吨。负责该试验的辽河油田钻采工艺研究院一级工程师苏建说，与常规单项水基蓄能压裂不同，这口井在开展水基蓄能和焖井后，在压前通过泵注二氧化碳开展二次蓄能，可实现造缝和地层能量的进一步补充。
今年，辽河油田将一步扩大二氧化碳蓄能压裂试验。
探索打造区域碳封存服务基地
2月19日，辽河油田双229区块冰雪未消，一场规模更大的CCUS试验在这里拉开序幕。
双229区块是辽河油田近年来新开发的低渗区块，初期单井产量高，但递减很快，补充地层能量迫在眉睫。前期试验表明，使用传统的注水开发补能，面临“注不进、驱不动”的难题。为此，辽河油田去年在该区块开展了一个井组的“碳封存+提高采收率”试验，注入二氧化碳3200吨，见到了明显的注碳驱油效果。
在此基础上，辽河油田编制了整个区块的碳驱油碳埋存试验方案，去年年底通过中国石油上游板块的审查。该方案拟通过新建输气管道，将辽河油田曙光地区稠油热采产生的二氧化碳输送到双229块，通过23口注气井注入地下，驱动原油从71口采油井采出，未来30年注入二氧化碳400万吨以上，提高采收率17.5个百分点。
目前，设计人员正在进一步细化这一方案，现场征地、地面建设、新钻井等工作已经启动，预计今年下半年开始注气。
据辽河油田开发事业部估测，辽河油田已开发部分有292个具备CCUS技术应用的潜力单元，碳埋存能力5.3亿吨。其中，像双229区块这样具备利用二氧化碳提高采收率的油气储量近10亿吨，通过二氧化驱油，可增加油气产量近1亿吨，埋存二氧化碳2.9亿吨。此外，利用部分枯竭油气藏，还可埋存二氧化碳2.4亿吨。
目前，辽河油田已将CCUS作为油田未来发展的一个重要接替领域，将CCUS作为近期需要突破的关键技术之一，组建专门项目组进行攻关，进一步降低碳捕获、利用、封存成本，拓展应用领域。
辽河油田在努力消纳自身碳排放量的基础上，还密集调研了解周边炼厂、电厂等企业的二氧化碳封存需求。辽河油田规划，到2025年，实现碳捕集能力40万吨，利用与封存规模100万吨，初步建成区域碳封存服务基地。
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