一种液化CO2海上油田压注装置及方法与流程

一种液化co2海上油田压注装置及方法
技术领域
1.本发明属于海上油田ccus技术领域，尤其是涉及一种液化co2海上油田压注装置及方法。


背景技术：

2.二氧化碳捕集利用与封存(ccus)是大规模减少温室气体排放、减缓全球气候变暖的关键技术方案，也是具有良好可行性、经济性的减排方式。
3.如实现净零排放的减排目标，合理开发ccus技术是必由之路，目前ccus把二氧化碳收集并将其压缩到一定压力，注入地下地层进行永久封存或加以利用。
4.陆地石油企业已经积极开展ccus有益探索，采用高压co2驱油采油方式，通过回注地层增压注气，油田实施二氧化碳驱油作业，既提高油田采收率，又能够实现co2封存减排目标，创造出额外的经济效益。
5.目前ccus技术在全球部署一直很缓慢，全球的ccus年存储容量只达到co2排放量的千分之一，缺少适用的ccus装置和缺少更有效的利用方法是实施缓慢的主要原因之一。
6.海上井口平台，受空间限制不能解决大吨位co2储存问题，也不能生产大量co2气体以便利用co2为海上油田气举驱油作业，必须借助一种为海上油田支持的水上设施。
7.目前仅仅油田本身的自产co2气体在油田加压注气，缺少一种海上co2封存工具，海上规模co2压注封存尚无规模；另外由于海上油田油井的储层压力、温度及油层性质不同，油田井口如期望获得满意高效的驱油采油功效，首先要求保障海上油田有充足稳定的高压co2气源，能产生一定的规模连续注入作业，另外co2供给要适应海上井口压力变化和温度要求，进行灵活调整，防止驱油采用效果差引起井筒结蜡发生。
8.同时，目前所用co2一般需要专用气相管线配送到油田，而管线配送co2至海上油田往往路程远且环境复杂，需要投资的资源多，到油田后气相调整不容易实现，费用较高，影响了co2压注效率和油田生产。
9.综上所述，目前缺少为海上油田服务的储运co2并获得连续稳定压力和温度的co2气体供应支持辅助设施，以满足海上井口平台co2驱油采油生产要求，为实现驱油作业及在海上的co2封存提供支持服务。


技术实现要素：

10.本发明要解决的问题是提供一种液化co2海上油田压注方法和装置，以中压低温式液化co2储存为基础，为海上油田采油或co2封存提供稳定持续、状态可调、技术兼容的co2供给装置及方法。
11.为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种液化co2海上油田压注装置，包括压注平台，所述压注平台上布置有压注系统，所述压注系统包括：气化器：对液态co2进行气化，使co2由液态转换为气态；
增压压缩机：液体co2等压气化后进行增压作业；加热器：对气化后的co2进行加热；承压罐：对co2气体具有稳压和缓冲作用；气体co2压注接口：用于对接压力软管。
12.本发明还包括驳运泵和液化co2管汇接口，所述驳运泵对液化co2进行驳运、调节液态co2输送流量，所述液化co2管汇接口用于液态co2过驳补液。
13.所述压注平台位于船艏位置并低于主甲板设置，所述驳运泵分别安装于压注平台上和主甲板上，所述液化co2管汇接口安装于主甲板上；所述主甲板下方设置有第一液化co2储存舱，所述压注平台下方设置有第二液化co2储存舱。
14.进一步地，所述驳运泵的泵头分别安装于第一液化co2储存舱和第二液化co2储存舱内，该驳运泵的驱动电机分别安装于第一液化co2储存舱和第二液化co2储存舱顶部。
15.进一步地，所述气化器为co2等压强制气化器，使co2由液态转换为等压气态；所述增压压缩机为中压增压压缩机。
16.所述驳运泵、co2等压强制气化器、中压增压压缩机、加热器、承压罐、气体co2压注接口依次连接设置。
17.进一步地，所述co2等压强制气化器与中压增压压缩机之间设置有第一调压阀，所述co2等压强制气化器与加热器之间设置有第二调压阀，所述驳运泵与气体co2压注接口之间设置有液相截止阀，所述气体co2压注接口输入端设置有关断阀。
18.进一步地，所述中压增压压缩机输入端和输出端均通过热交换器实现热交换。
19.进一步地，所述加热器输入端设置有温控阀。
20.本发明还提供了一种液化co2海上油田压注装置的压注方法，所述压注系统通过流程转换供应多种状态的co2，多种状态co2可保障海上油田多种油层地质驱油需求和co2封存需求的选择：模式一：通过打开第一调压阀实现第一回路：由驳运泵、co2等压强制气化器、中压增压压缩机、加热器、承压罐、自动调压阀、关断阀、气体co2压注接口输送流程，模式一供应亚临界中压热态的co2气体；模式二：通过停止中压增压压缩机、打开第二调压阀实现第二回路，由驳运泵、co2等压强制气化器、加热器、承压罐、自动调压阀、关断阀、气体co2压注接口输送流程，模式二供应中压常温co2气体；模式三：通过关闭co2等压强制气化器、打开液相截止阀实现第三回路，由驳运泵、液相截止阀、关断阀、气体co2压注接口输送流程，模式三供应液相中压低温co2液体。
21.需求信号通过通讯电缆传输至控制器，经过控制器智能补偿计算后对压注系统输出co2自动进行工艺调节，控制自动调压阀、温控阀、关断阀和驳运泵的开度及启停，使经自动调压阀的co2压力、经驳运泵调整的流量、经温控阀的co2温度参数满足需要，为海上井口平台提供灵活的co2气源状态。
22.所述压注系统有软管压力控制监测功能，通过压力监测设备（压力探头）对co2外输管线（包括管汇和压力软管）进行压力监测，如果单位时间内co2外输管线压力降超过设定范围或压力降时长超长，将由控制器监测报警并判断是否属于温度降低而造成co2液化、管线阻塞导致的，如果“是”将通过控制器对自动调压阀和温度调节阀调整流程；如果压力
降超过设定时长或单位时间内压力降的速度超过设定值，将关断关断阀。
23.本发明具体的效果如下：（1）本发明的压注系统能够为海上井口平台驱油作业提供灵活co2供应，保障海上井口平台驱油作业需要的稳定压力、流量和适宜温度的co2。
24.（2）本发明兼顾液化co2储存、运输、气体转化以及服务海上油田注气工艺功能，满足海上油田井口平台获得采油效果所需的稳定co2气源，节省海上平台空间，实现co2连续性、规模性和多兼容性供给，具有随储油层变化调整温度、流量和压力的功能，实现海上油田co2驱油或co2封存，解决了co2在海上油田运输补给、大吨位储存及气化生产、合理分配等难题。
25.（3）海上油田部分油井可采取驱油采油，驱油采油方式的驱油井的井底回压较高，要求充足的高压气源，而且注入气连续，本发明能保障海上油田生产需要的co2运输储存，稳定亚临界压力气源，可实现不停产连续生产co2，提高采收率。
附图说明
26.下面通过参考附图并结合实例具体地描述本发明，本发明的优点和实现方式将会更加明显，其中附图所示内容仅用于对本发明的解释说明，而不构成对本发明的任何意义上的限制，在附图中：图1是本发明的结构示意图；图2是本发明的压注系统流程图；图3是本发明海上油田co2压注作业示意图（工作状态一）；图4是本发明海上油田co2过驳及压注作业俯视图（工作状态二）；图5是本发明模式一的co2稳压及监测逻辑框图；图6是本发明co2相态及模式一供气状态图。
27.图中：1、压注平台，2、co2等压强制气化器，3、加热器，4、中压增压压缩机，5、承压罐，6、驳运泵，7、气体co2压注接口，8、第一调压阀，9、第二调压阀，11、热交换器，12、温控阀，13、主甲板，14、第一液化co2储存舱，15、第二液化co2储存舱，16、压力软管，17、液化co2管汇接口，18、控制器，19、液相截止阀，20、第一自动调压阀，21、第二自动调压阀，22、第一关断阀，23、第二关断阀，24、透气桅结构，71、第一气体co2压注接口，72、第二气体co2压注接口。
具体实施方式
28.如图1至图6所示，本发明一种液化co2海上油田压注装置，包括压注平台1，压注平台1上布置有压注系统，压注系统包括：co2等压强制气化器2、热交换器、加热器3、中压增压压缩机4和承压罐5；驳运泵6、co2等压强制气化器2、中压增压压缩机4、加热器3、承压罐5、气体co2压注接口7依次连接设置；co2等压强制气化器2与中压增压压缩机4之间设置有第一调压阀8，co2等压强制气化器2与加热器3之间设置有第二调压阀9，驳运泵6与气体co2压注接口7之间设置有液相截止阀19，气体co2压注接口7输入端设置有关断阀；
中压增压压缩机4输入端和输出端均通过热交换器11实现输入co2和输出co2热交换。
29.加热器3蒸汽加热介质输入端设置有温控阀12。
30.压注平台1位于船艏位置并低于主甲板13设置，形成压注工作的专用平台，压注系统集成在压注平台1上。布置船艏位置保障船舶航行时具有良好视线，压注平台1有多组较高的承压罐5（立式承压罐）等设备，布置在船艏较低平台避免了阻挡驾驶视线的影响。
31.压注平台1还设置有co2软管保护隔离装置（气体co2压注接口处设置有空间隔离板），有利于保障作业安全和海上平台输送气体对接管线的便捷性，压注作业属于压力作业，布置在船艏位置和co2软管保护隔离装置可避免设备失效造成危害的风险；co2属于危险气体远离生活区避免系统泄露造成人员伤害风险性。
32.还包括液化co2储存舱，包括第一液化co2储存舱14和第二液化co2储存舱15。主甲板13下方设置有第一液化co2储存舱14，压注平台1下方设置有第二液化co2储存舱15。
33.为向海上井口平台输送co2和补给co2的便捷性，本发明设置有两处对外管汇口，一是设在船艏压注平台1上的气体co2压注接口7，方便对接海上平台的压力软管16，生产出的co2通过压力软管16连接至井口平台；在船舯主甲板13设置有液化co2管汇接口17，为陆地接收或海上船船过驳接收液体co2，可见，本发明可同时进行对接海上井口平台co2输送和接收补充co2液态，前后不同位置两种接口方便同时对接海上井口平台和液化co2船，防止造成相互作业影响，可保障向井口平台供气的连续性。
34.本发明停靠在海上平台侧进行co2气体压注作业，同时与其他液化co2船通过过驳方式补液（假设补液液化co2船液化货物状态也“中压低温”型），但往往因货源产地不一，中压低温型液化co2状态标准不一致，装载co2船压力和温度与本发明往往不一致，造成液态co2船过驳补液不易进行，为使通过补液软管过驳安全平稳进行，本发明可通过驳运泵6逐步增大co2等压强制气化器2和中压增压压缩机4流量，因压注系统自有承载容量有加压、缓冲、储气功能以及压力调节功能，压注系统可调节降低自身co2储存舱压力，至小于液化co2船舱压时再接通液化co2管汇接口17，这样可使液态co2过驳补液时无需停止co2压注作业，可连续向平台提供服务，即在方便快捷持续补充液态co2同时，也可向海上平台提供连续稳定的co2，保障了向海上平台压注作业供气的连续性。
35.承压罐5具有co2稳压和缓冲作用，保障供应海上平台co2压力稳定，co2承压罐5到自动调压阀间保持持续稳定中级压力；承压罐5与自动调压阀配合，保障了co2压注气体随时稳定性输出。
36.中压增压压缩机4布置在压注平台1的作用是液体co2等压气化后进行增压作业，满足海上平台油井驱气需求的co2服务压力，即以低于co2临界压力输送到海上平台，之后将由海上井口平台再继续后处理。
37.如图2所示，一种液化co2海上油田压注装置的压注方法：压注系统通过流程转换供应多种状态的co2，多种状态co2可保障海上油田多种油层地质驱油需求和co2封存需求的选择：模式一：通过打开第一调压阀8实现第一回路：由驳运泵6、co2等压强制气化器2、中压增压压缩机4、加热器3、承压罐5、自动调压阀、关断阀、气体co2压注接口7输送流程，模式一供应亚临界中压热态（压力高于4mpa，温度高于32
°
c）的co2气体，参见图6；
亚临界中压热态co2供应，模式一工作状态时，液态co2经过驳运泵6送到co2等压强制气化器2经过气化，由其后的第一调压阀8控制co2等压强制气化器2压力，经过第一调压阀8送到co2热交换器11，因为经过等压强制气化后的co2气体温度仍然相对较低，在co2热交换器11内将中压增压压缩机4压缩后升温的co2进行热交换，保证在中压增压压缩机4前的co2气温度适合，同时有利于热能利用（经过中压增压压缩机4后经过同一个热交换器11，目的是通过中压增压压缩机4压缩后较热的co2，加温入口较冷的co2，并降低出口co2的温度，起到节能的作用）。经过中压增压压缩机4后的增压气体，经过控制器18可温控的蒸汽为热源的加热器3加热，之后送往承压罐5储存随时对外供应。在送往海上井口平台前，通过经控制器18控制的自动调压阀调控输气压力。上述驳运泵6的流量控制、加热器3温控阀12的温度控制和自动调压阀的压力控制等信号都是来自海上井口平台信号，经控制器18计算后输出控制。
38.在中压低温船舶运输状态下，通过驳运泵6送至co2等压强制气化器2，经由co2等压强制气化器2的加热介质-环境海水进行热交换，co2由液态转换为等压气态，co2等压强制气化器2可提高压注系统换热效率，有利于减少整体压注系统空间，便于在装置上的布置，能够使等压co2气体在其后的中级增压单元单位压缩量增大，在气化器、热交换器环节co2的流动性和传热性能提高，减少压注系统的总体能耗。
39.模式二：通过停止中压增压压缩机4、打开第二调压阀9实现第二回路，由驳运泵6、 co2等压强制气化器2、加热器3、承压罐5、自动调压阀、关断阀、气体co2压注接口7输送流程，模式二供应中压常温co2气体（压力1.7mpa左右、温度高于0
°
c）；模式三：通过关闭co2等压强制气化器2、打开液相截止阀19实现第三回路，由驳运泵6、液相截止阀19、关断阀、气体co2压注接口7输送流程，模式三供应液相中压低温co2液体（压力1.7mpa左右、温度-25
°
c左右。其中，模式三输出的中压低温co2液体，是将原载运的中压低温co2液体直接通过驳运泵6输出，不经过热交换器11，不需要温度控制，通过压注系统直接输送液体co2，起到控制流量和安全的作用）。
40.综上所述，本发明根据海上油田不同类型油藏，以不同温度、压力、流量co2形式提供多技术兼容性，实现了供应海上井口平台co2注入前灵活的预处理工艺。
41.本发明与海上平台通过信号通讯实现与海上井口平台一体的co2压注作业控制，实现对压注co2气体的压力、流量和温度控制满足海上平台的需要。具体方法是压注平台控制器18由电缆通讯连接海上井口（注气）平台的生产控制系统，接收平台生产通讯信号，海上井口平台控制系统指令通过通讯给控制器18，控制器18控制各调压阀和温控阀，使输出的co2压力、流量和温度，包括esd切断通讯信号，与海上井口平台系统相关联。
42.海上井口平台的需求信号通过通讯电缆传输至控制器18（根据海上油田需要的压力、流量和温度信号），经过控制器18智能补偿计算后对压注系统输出co2自动进行工艺调节，控制调压阀、温控阀12、关断阀和驳运泵6等单元设备开度及启停，使经自动调压阀的co2压力、经驳运泵6调整的流量、经温控阀12的co2温度参数满足需要，为海上井口平台提供灵活的co2气源状态。如图3和图4所示，智能补偿计算包括从压注系统到平台的位置高度落差，软管阻力造成的压力降、流速降、软管散热导致的温度降等因素补偿。控制器18调节压注系统的co2压力、流量和温度状态，能够灵活有效防止供应等压临界co2气体出现再液化现象，同时防止co2状态低温造成海上油田注气井的结蜡现象，提高油田采收率。压注系统可
为海上井口平台提供状态可调的压注co2气源，最大满足海上油田co2驱油效果。
43.压注系统包含co2等压强制气化器2有利于减少整体系统热能耗和空间布置。压注系统在模式一、模式二下，通过驳运泵6送至co2等压强制气化器2，co2由液态转换为等压气态，其作用是等压强制气化后，保持co2气体的（中压）压力状态，可使压注系统中co2中级增压环节吸入比容小，单位压缩量增大；可提高压注系统中的气化器和热交换器环节气态co2的流动性和传热效率，提高了整个系统的换热效率，有利于减少了整体压注系统总体能耗；另外可减少了管线、气化器和加热器的尺度，从而有利于减少整个压注系统的空间，有利于在装置上的布置。
44.如图2所示，压注平台输出端设置有多个自动调压阀（第一自动调压阀20、第二自动调压阀21），通过多个气体co2压注接口（第一气体co2压注接口71、第二气体co2压注接口72，第一气体co2压注接口71输入端为第一关断阀22，第二气体co2压注接口72输入端为第二关断阀23）对接多条压力软管送到海上井口平台，以满足海上井口平台各注气井对注入压力不同的要求，实现了对多个压力井的不同压力输送。压注系统输出co2压力可以根据油田注气井不同注气过程的压力需求，通过各个自动调压阀进行对应调节。
45.如图3和图4所示，本发明停靠在海上井口平台侧，可以独立进行海上油田co2压注作业（工作状态一），也可以在海上油田平台侧进行压注作业时，同时可船对船过驳，接收液体co2（工作状态二），使co2向海上平台供气不停止，保障了本发明在海上油田供应co2的连续、稳定和规模化。工作状态二情况下，进行船船液态co2过驳补液时，另外补液的液化co2船载运液化co2货物状态也应是中压低温型，但两者液化co2压力往往不一致，给液化co2过驳补液造成一定困难，为使在可控的压力下平稳进行液相co2过驳补液，在接通跨接软管前，首先对比过驳co2船和第二液化co2储存舱15舱压，如果第二液化co2储存舱15舱压p2大于过驳液化co2船舱压p1，则导致过驳困难，调整方法是在压注作业模型下，通过驳运泵6逐步调大去往等压强制气化器流量，增大中压增压压缩机4，调大承压罐5压力，因压注系统压力承压罐5承载一定容量有加压、缓冲、储气作用以及压力调节功能，随着第二液化co2储存舱15舱容减少会逐步减少舱压p2，当p2小于p1时可接通跨接过驳软管，以确保安全平稳进行，实现液态co2补液的同时也可持续压注作业不间断供气，压注作业不停产，保障作业连续性。
46.本发明由co2等压强制气化器2对液态co2进行气化，气化通过以作业环境海水为汽化器的换热载体，co2等压强制气化器2后安装有调压阀，保障进行气化器等压气化的压力处于一定值，使用co2等压强制汽化器2保障了气化前压力和气化后压力较小变化，最大限度减少了装置能耗。气化后co2再由热交换器11进行温控加热，加热器3热源选用船上锅炉蒸汽加热，并由温控阀12调温，控制器18调节位于加热器3的蒸汽温控阀12，主要对压注co2气调整到适合温度。为管理便捷和成本控制，co2等压强制气化器2和加热器3都选用管壳式形式热交换器，co2等压强制气化器2本体材料和管子为不锈钢材料。
47.如图5所示，co2等压强制气化器2和热交换器11设计排量和压头大于系统总体要求，可保障中压增压压缩机4的吸入和排放稳定性；中级压缩增压后，根据co2注气需要，多组co2承压罐5至自动调压阀的气相管路保持足够稳定压力，可为海上井口平台随时提供co2气体作业做好准备；经控制器18控制的经过智能化补偿计算调节自动调压阀，可以输出可变的压力气体，装置保障了压力调整的灵活性及气化供应的及时性和稳定性。
48.本发明压注系统有软管压力控制监测功能，可监测co2压力管线尤其是软管破损
泄露，同时监测co2在输送过程中因温度降低液化而造成在管线阻塞现象，如果判断是阻塞，通过控制器18进行压力温度调整，如果输送co2压力降时长或速率超过设定值进行关断，防止影响井口平台的压注作业效率，同时保证供气作业安全性。具体是通过压力探头等压力监测设备对co2外输管线（包括管汇和压力软管）进行压力监测，如果单位时间内co2外输软管压力降超过设定范围或压力降时长超长，将由控制器18监测报警并判断是否属于温度降低而造成co2液化、管线阻塞导致的，如果“是”将通过控制器18对自动调压阀和温控阀12调整流程；如果压力降超过设定时长或单位时间内压力降的速度超过设定值，将关断关断阀。监测的目的一是防止co2压力软管泄露造成设备和人员危害，二是防止co2在输送过程中因为环境所致温度降低，co2再液化造成管线阻塞，影响压注速度效果，保证系统安全性。
49.此外，本发明的液化co2储存舱和压注系统还设置有安全应急释放装置，例如安全阀、透气桅结构24、管线尾气放残设备。
50.本发明具有载运“中压低温”液化co2液化气能力，液化co2储存在中压低温液货舱内，本发明压注系统按照igc规则布置，按照2.2类危险品进行防护。
51.注明一：co2具有临界温度和临界压力低的特殊性，处于超临界状态时co2性质发生巨大变化，密度接近液态，但粘度与气体相似，扩散系数是液态的100倍，因而具有极强的溶解性，适宜海上油田提升驱油效果，因此本发明工作状态模式一，提供了为海上井口平台co2驱油的接近临界状态的co2气体服务，如图6所示；注明二：一般液化co2储存有三种方式，全压式、半冷半压式(中压低温式)和全冷式，本发明涉及中压低温式的储存。
52.此外，本技术涉及的装置，例如co2等压强制气化器2、热交换器、加热器3、中压增压压缩机4和承压罐5均为现有通用型设备。
53.以上对本发明的实施例进行了详细说明，但所述内容仅为本发明的较佳实施例，不能被认为用于限定本发明的实施范围。凡依本发明范围所作的均等变化与改进等，均应仍归属于本专利涵盖范围之内。