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

5.2.1 采油井场设施应满足耐CO2腐蚀要求。 5.2.2 抽油机基础高度应满足采油树安装需求。 5.2.3 CO2驱规模较小时，受效油井宜采用汽车拉运方式生产

5.3.1计量站设施应满足耐CO2腐蚀要求。 5.3.2计量设备应适应CO2驱气液比波动大和段塞流的工况 要求。 5.3.31 计量站设多台分离器时，宜同时具备串联及并联功能。 5.3.4计量站室内宜设CO2探测器及报警装置。

5.3.1计量站设施应满足耐CO2腐蚀要求。

GB／T 51331-2018 煤焦化焦油加工工程设计标准5.3.4计量站室内宜设CO,探测器及报警装置。

5.4.1CO2驱油气集输管道可采用非金属管材、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 并应符合下列规定： 1采用非金属管材时，应耐CO2腐蚀与渗透。 2采用碳钢材质时，应采取防腐措施。 5.4.2CO2湿气管道法兰材质宜选用S31603锻件。 回流

锈钢（或内衬不锈钢）管材，选材应通过技术经济分析确定

2采用碳钢材质时，应采取防腐措施

5.5.1CO2驱采出流体气液分离宜设气液预分离流程。 5.5.2CO2驱采出流体气液分离宜采用旋流分离和重力沉降相 结合的分离装置。 5.5.3CO驱采出流体气液分离器中液体的停留时间宜为10min~ 30min。 5.5.4CO2驱采出流体进行气液分离时，宜符合下列规定： 1宜选择机械消泡。 2采用化学消泡时，加药点宜设在进站来液汇管上

1宜选择机械消泡。 2 采用化学消泡时，加药点宜设在进站来液汇管上。 3 分离器内部伴生气出口应设除油捕雾器。 5.5.5（ CO2驱采出流体气液分离器宜设保持液位和压力平稳的 设施

5.5.5CO2驱采出流体气液分离器宜设保持液位和压力平租 设施。

5.6.1CO2驱采出原油脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳 状液的乳化程度等条件，通过试验和技术经济分析确定。 5.6.2CO2驱油田原油脱水宜采用密闭工艺。 5.6.3 CO2驱采出原油与水驱采出原油宜混合进行脱水处理。 5.6.4COz驱采出原油脱水设备排出的含油污水含油量不应大 于1000mg/L。

5.7.1CO2驱采出气处理工艺流程，应根据采出气组成、驱油 指标、产品指标，通过技术经济分析确定。处理后的CO2或高 含CO2采出气应循环注入，处理后的烃类气宜进入采出气系统。

1用于CO2驱循环注入时，CO2含量应满足油藏工程驱油 指标要求。 2用于燃料气时，CO2含量不宜大于30%。 3用于商品气时，应满足现行国家标准《天然气》 GB17820二类气指标要求。 业平山E

5.7.4当采出气中CO,含量满

6.1.1CO2驱站场自动控制系统的架构应根据工程规模、油田 建设现状、操作管理模式、自然条件及投资等因素综合分析 确定。 6.1.2CO2驱站场采集的数据宜包括水露点及生产过程数据、 设备状态数据、环境数据。 6.1.3CO2宜采用质量单位计量，二级、三级计量时，液相也 可采用体积单位计量，计量精度应符合下列规定： 1一级计量应为油田与外部市场的贸易交接计量，计量系 统的最大允许误差应为士2%。 2二级计量应为油田内部的生产计量，计量系统的最大允 许误差应为±10%。 3三级计量应为油田内部的单井生产计量，计量系统的最 大允许误差应为±15%。

6.2.1一级计量宜选用质量流量计，气相计量可选用超声波流 量计；二级、三级计量宜选用差压式或容积式流量计，在线计 量时应采用温压补偿。 6.2.2液态CO2储罐液位检测，宜选用差压式物位仪表。

6.2.3CO2在高压差调节时宜选用多级降压结构的调节阀

6.3.1CO,储罐液位应连续显示，并应设高、低液位

.1CO2储罐液位应连续显示，并应设高、低液位报警，液

6.3.2液相CO2注入泵出、入口应设超压报警，并应联锁停泵。 6.3.3密相CO2注入泵入口应设高温、低压报警，并应联锁停 泵：出口应设高压报警，并应联锁停泵。

6.3.2液相CO2注入泵出、入口应设超压报警，并应联锁停泵。 6.3.3密相CO2注入泵入口应设高温、低压报警，并应联锁停 泵；出口应设高压报警，并应联锁停泵。

泵；出口应设高压报警，并应联锁停泵。

7.0.1CO2驱站址宜位于城镇、居住区全年最小频率风向的上 风侧，且不应位于低注或窝风地段。 7.0.2CO2注入泵、压缩机等生产设施宜集中布置，应远离控 制室、办公室和要求安静的场所。 7.0.3液态CO2储罐区宜布置在站场边缘，并应布置在全年最 小频率风向的上风侧。 7.0.4注入泵房和汽车装卸场宜邻近液态CO2储罐区布置，汽 车装卸场独立成区，并宜设单独的出入口，出入口宜设汽车衡。 7.0.5站场内管道和电缆不宜采用沟内敷设，采用沟内敷设时 应采取防止气体积聚的措施。

附录A不同温度下纯CO2黏度随

附录A不同温度下纯CO2黏度随 压力变化曲线

图A不同温度下纯CO，黏度随压力变化曲线

1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度 不同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的用词： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的 用词： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采 用“可”。 2本规范中指明应按其他有关标准执行的写法为“应符 合.·的规定”或“应按···执行”。

《高压化肥设备用无缝钢管》GB/T6479 《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711 《天然气》GB17820 《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG/T 20592～20635

中华人民共和国石油天然气行业标准

CO2驱油田注入及采出

SY/T 74402019

总则 22 术语 23 3 基本规定 24 4 注人 26 4.1 一般规定 26 4.2 注入站 26 4.3 注人管道 28 4.4 配注间 28 4.5 注人井口 28 4.6 选材 28 5 油气集输处理 30 5.1 一般规定 30 5.2 采油井场 30 5.3 计量站 30 5.4 油气集输管道 31 5.5 气液分离 31 5.6 原油脱水 32 5.7 采出气处理 33 6 自动控制及CO,计量 34 6.1 一般规定 34 6.2计量及仪表选择 34 站场总图 35

1.0.1本条说明了制定本规范的目的。 1.0.2本条说明了本规范的适用范围。本规范中所述陆上油田 包括陆上的陆相沉积油藏和海相沉积油藏，以及CO2混相驱 近混相驱和非混相驱油藏。

1.0.1本条说明了制定本规范的目的。 1.0.2本条说明了本规范的适用范围。本规范中所述陆上油田 包括陆上的陆相沉积油藏和海相沉积油藏，以及CO2混相驱、 近混相驱和非混相驱油藏。 1本发品子

1.0.3本条说明了本规范与国家现行有关规范的关系

术语，其定义及范围，仅适用于本

3.0.6目前国内实施CO2驱的油田均是在水驱或枯竭式开采

CO2驱采出气处理装置宜结合已建注水站、接转站、脱水站等 联合布置，CO2配注间宜结合已建配水间、集油阀组间、计量 站等联合布置。 3.0.7CO2易泄漏的场所应采取有效的CO2监测、排放、稀释 措施（例如放空管加高、安装轴流风机、站场采用通透式围墙 站址选择地势高的地区等），防止CO2聚集。 3.0.8CO2驱井场、CO2配注间、CO2驱集油阀组间、CO2驱计 量站、CO2注入站、CO2驱接转站、CO2驱脱水站等CO2驱站 场应在明显位置设置HSE警示标识，在有必要的地方合理设置 泄漏检测点。

4.1.1在CO2驱油由的开发初期，开发效果不明朗，一般油藏 采用小规模的试注。为减少投资风险，地面系统一般采用移动 式注入站注入，试验结束后可移动到其他区块继续使用。开发 效果明朗后，需要进行大规模CO2驱时，可采用利于维护管理 的固定建站方式。 4.1.3本条“驱油用CO2”的纯度应按油藏给出的指标设计， 以不影响油藏驱油为原则。 4.1.5本条“采取防冻措施”是考虑北方地区在环境温度低于 0℃注CO2时，注水部分停注，易造成管线结冰冻裂。“设隔离 两种介质的设施”是防止两种介质相互进入对方管道，造成冻 堵腐蚀等。

4.2.2本条第1款是根据吉林油田建设经验制定的。在CO2开 发验证阶段，注入站场宜采用小站或撬装建设，开发趋势明朗 后再进行规模性建站。一般单泵单并注入流程适用于单井注入， 单泵（压缩机）多井注入流程适用于不需要连续注入的CO2驱 注入，多泵（压缩机）多井注入流程适用于大规模连续注CO2 驱油开发。本条第2款液相CO，处于饱和态时，温度升高、压 力下降都会使液态CO2汽化，造成机泵汽蚀，影响机泵正常运 行。本条第2款稳压设施是指防止因环境温度过高、过低或抽 空等因素造成的系统压力波动而设置的装置，通常为制冷设备、 汽化设备或放空泄压设施。防止泵汽蚀设施是指保证泵入口压

力满足必需汽蚀余量的措施，例如提高灌泵压头等。本条第4 款密相注入流程中增压设备入口CO2相态控制设施是指采取降 温或放空等措施保证增压设备入口CO2无气相或不凝气存在。 4.2.3压缩机振动对设备基础、管道及设备本身都会造成疲劳 损坏，因此机组应进行脉动分析。密相注入用容积式泵泵头宜 设保冷夹套，即采用冷却水控制CO2温度，防止高温造成机泵 效率下降。 4.2.4本条第1款～第3款主要为防止CO2泄漏后造成人员室息。 4.2.5本条第2款储罐至喂液泵、喂液泵至注入泵间的管道应 尽量缩短，不应有盲管段，防止管道过长及盲管段内液态CO 升温汽化，造成机泵汽蚀。 本条第4款CO2储罐出液管在额定出流量下，压力损失不 宜过大。储罐基础标高应根据计算确定：

式中：H一一储罐基础高（m）； H,一 储罐最低液位至储罐鞍座底面高度（m）： H2一喂液泵入口至储罐最低液位距离（m）； H3一一储罐出口至喂液泵入口沿程阻力损失（m）； H4一一喂液泵入口至储罐基础地坪距离（m）； Hs一喂液泵入口所需最小压头（m）。 与罐相连的管道端部开关阀应选用CO专用阀门，流动阻 力小，开关轻便快速，在事故时能及时关闭CO2气源。 本条第5款储罐为密闭储罐，当储罐停运时，外界温度高 时，会造成罐内液态汽化，罐压升高，需要人工排放泄压，人 工排放不及时就需要通过安全阀泄压，采用双安全阀，一开一 备使用，能时刻保证储罐安全。同时储罐应设置高低压报警， 温度、压力、液位显示且具备远传功能，用以监测储罐运行状 态，保证安全运行。采用真空保温的液相CO2储罐，应配备真 空度检测设施，外胆具有超压保护措施，

本条第6款CO2储罐为密闭储罐，当罐内出流量过大时， 自然汽化不能满足储罐内压力补充，需要采用增压系统控制压 力，防止压力过低。 4.2.6本条第5款放空管高度不宜低于15m，是参照现行国家 标准《恶臭污染物排放标准》GB14554中有组织排放排气筒的 最低高度不得低于15m的标准制定

4.3.4CO2注入管道与居民区安全距离按现行国家标准《输气 管道工程设计规范》GB50251执行。放空管与注入站的距离执 行现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183。 4.3.6不论是超临界注入还是低温液相注入，CO2注入高压端 在埋地后受环境温度影响，基本以液态形式存在。

4.4.2，4.4.3主要防止CO2气体聚集，造成人员室息。 4.4.4本条主要防止CO2在低洼处聚集。

4.4.2，4.4.3主要防止CO2气体聚集，造成人员室息。

4.5.1本条主要用于井口泄漏事故时的紧急切断。阀门应远离 并口，位于井场边缘，设置阀件盒等保护措施。 4.5.2人口稠密区注入井口设置防护措施，可防止外来人员破 环，保证安全生产，同时也防止非工作人员进入造成意外伤害。 注入并口防护措施可采用围栏，围栏不应小于3.0m×3.0m，高 度不应小于1.5m，也可采用阀盒保护，同时应便于拆卸

4.6.1根据CO2液相注入流程、超临界注入流程、密相注入 流程中CO,的压力、温度不同，本条分两种情况。当管道设

计压力大于或等于6.3MPa或设计压力小于6.3MPa，设计温度 大于或等于一40℃且小于0℃时，管道按现行国家标准《高压 化肥设备用无缝钢管》GB6479进行选材。当管道设计压力小 于6.3MPa，设计温度大于或等于0℃时，管道按现行国家标准 《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711进行选 材。主要是根据CO2介质对材料的强度和温度要求来考虑的。 实验表明纯净CO2对碳钢、低合金钢几乎没有腐蚀，所以只要 根据CO2对材料的强度、温度要求来进行选材即可。 4.6.2本条是根据CO2储罐材料对低温性能的要求来考虑的。 4.6.3本条主要是根据CO2在注入管道中温度变化（或受环境 温度影响）特性和实际使用经验两方面因素考虑的。环境温度 系指所输送介质周围的媒质温度，通常为室外管道周围的大气 温度，具体系指当地历年来月平均最低气温的最低值。

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，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DB11／T 1596-2018 公园绿地改造技术规范，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，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，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

DB11／T 418-2019 电梯日常维护保养规则[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）