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[摘要]庙125X1断块NgⅡ3小层属于常规稀油油藏，主要以水平井开发为主，为补充地层能量、改变液流方向，2008年转入注水开发，在注水开发中进行剩余油挖潜，但油井表现出见效快、易水淹特征，通过周期注水、动态调控、调剖调驱等手段调控效果差、有效期短。针对这些问题，对生产井M125-P6井进行CO2吞吐实验，获得成功，增油效果明显，同时为浅层稀油油藏水平井控水提供了指导作用。
[关键词]稀油油藏 水平井 CO2吞吐 效果评价
2010年10月份开始实施CO2增产措施以来，截至2013年1月底，在冀东油田已实施CO2单井吞吐措施146井次，有效128井次，有效率达到87.7%。初期日增油741吨，平均单井初期日增油5.1吨，累计增油6.4万吨，降水69万方；累计注入CO23.67万吨，平均单井注入250吨，换油率1.5，取得了较好的增油效果。在实施过程中，液态C02注入的HSE内容日渐完善，同时也是CO2吞吐新技术应用继续开展的技术保证，本文主要根据CO2吞吐增油技术原理方面，制定相应HSE措施。
1 CO2基本性質及注入特征
1.1 CO2物理性质
CO2是自然界中最富含的化学物质之一，大气中CO2含量为0.03%—0.04%，也包含在天然气或石油伴生气中。CO2俗称碳酸气，又名碳酸酐。在标准状态下，CO2是无色、无臭略有酸味的气体。相对分子量为44.01，不能燃烧，易被酸化，其密度是空气密度的1.53倍。当温度低31℃时CO2能被液化，液体密度变大，并有较低的压缩因子。
1.2 CO2化学性质
1.2.1 CO2的溶解性
在通常情况下，CO2性质稳定，无毒性，不助燃，是化学活性相当弱的化合物。仅在高温条件下才具有足够的化学活性，与不容的化合物及化学元素起反应。不过，CO2与许多化合物的水溶液可在通常的条件下进行反应。
2 CO2吞吐施工风险及其对策
2.1 CO2吞吐措施概况
CO2吞吐技术是一种提高油井采收率的有效方法，主要是利用CO2与地层中原油的相互作用，实现降低原油粘度、增容膨胀、萃取轻质成分、润湿反转等，达到使原油体积膨胀，提高油藏压力，降低地层原油粘度，改善原油的流动性，进而达到提高油井产量的目的。
2.2存在的风险
2.2.1高压风险
（1）目前状况
陆上油田作业区CO2吞吐施工采用撬装一体式注入方式，利用油管和弯头将注入泵和井口相连。截至目前已实施吞吐146井次，注入压力在2.0MPa-20MPa之间。
吞吐注入泵为CO2注入专用泵，型号：3RCF75—5/35，理论排量5m3/h，出口压力35MPa；注入管线采用N80油管，承压72.9MPa；井口采用250采油树，承压25MPa。
（2）高压危险点源辨识
①泵本体刺漏伤人。
②管线刺漏伤人。
③井口刺漏伤人。
④气体刺漏造成环境污染。
2.2.2冻堵风险
CO2注入分为正注和反注两种方式。注入时温度最低至-17℃，CO2气化形成干冰可能会在注入泵、注入管线发生冻堵，发现不及时，易造成注入泵损坏和注入管线刺漏；气化时吸热造成局部降温，井口、井下油管由于充满的液体结冰，造成井口及井下油管胀裂。
2.2.3人身伤害风险
（1）CO2窒息危害
CO2是无色气体，高浓度时略带酸味；CO2是窒息性相当强的气体，国家卫生标准，当空气中含量达到4%时，人就会出现头疼，耳鸣、心悸、麦博缓慢和血压增高；若空气中达到10%时，人就会迅速出现意识丧失和呼吸停止，人不可能有所警觉，往往尚未逃走就已经中毒和昏倒，接触者如不移至正常空气中或给氧复苏，将因缺氧而致死亡，当空气中CO2达到20%时，在几秒钟之内即会发生脑中枢麻痹致死。
2.2.4临近油井气窜风险
相对注入井的井距较近、连通关系较好，高部位油井，可能产生气窜。发生气窜油井的主要生产特征：
（1）日产气突然增大，套压增高；
（2）气油比增加，油井发生自喷；
（3）液量下降或不出。
油井发生气窜时，由于气液比增大，井口压力上升。在修井作业中，由于CO2气量增加，井筒内液体会被迅速排出，降低管内液柱压力，可能引起严重的井喷事故。在日常维护管理中，由于套压大，会有管线刺漏情况发生，影响到作业人员的人身安全。
2.2.5腐蚀风险
CO2引起的腐蚀风险主要有输油管线穿孔、井口刺漏、套管破损、抽油杆接箍断脱、油管穿孔、油管丝扣脱落、井下工具落井。主要腐蚀位置分为井下生产管柱和集输管网。
（1）分别测定井下管柱和地面集输管网腐蚀程度
井下管柱腐蚀率测定：通过在井下管柱下入腐蚀监测环的方法测定CO2吞吐最高腐蚀率为0.5756毫米/年，是标准腐蚀率0.076毫米/年的7.56倍，井下管柱腐蚀情况较为严重。
集输管网腐蚀率测定：采用A3钢挂片的方法测定集输系统最高腐蚀率为0.0440毫米/年，低于标准腐蚀率0.076毫米/年，CO2对集输系统腐蚀不明显。
2.3预防风险对策建议
（1）二氧化碳泄漏、窒息、爆炸和环境污染事故属高风险，必须严格进行控制，采取各种措施减低风险或消除隐患活动，杜绝安全生产责任事故。
（2）对于冻伤、机械伤害、交通事故等属于中等风险，需要采取控制措施，把危害发生所造成的损失降至最低。
（3）对于其他低风险，要制定出相应的作业程序与控制措施，杜绝低风险引发的安全。
（4）二氧化碳吞吐作业环境对人的危险进行风险辨识和分级评价，
3实施效果
通过制定技术原理分析，制定相应的HSE内容，并严格要求执行，在实施146井次的CO2吞吐过程中，没有发生一起环境污染与人身伤害事故；同时措施有效率逐年升高，2012年CO2吞吐措施有效率达91.7%。
形成了一系列HsE相关管理规定，《QsY JD055—2011二氧化碳吞吐设计及施工技术规范》、
《陆上油田作业区二氧化碳吞吐井工艺设计及施工安全措施》、《二氧化碳吞吐井施工安全管理补充规定》、
《二氧化碳吞吐HSE检查表》，通过相关HSE措施实施，现场管理、施工注入、CO2产出处理更加规范，保证了CO2吞吐增油措施继续开展。
[关键词]稀油油藏 水平井 CO2吞吐 效果评价
2010年10月份开始实施CO2增产措施以来，截至2013年1月底，在冀东油田已实施CO2单井吞吐措施146井次，有效128井次，有效率达到87.7%。初期日增油741吨，平均单井初期日增油5.1吨，累计增油6.4万吨，降水69万方；累计注入CO23.67万吨，平均单井注入250吨，换油率1.5，取得了较好的增油效果。在实施过程中，液态C02注入的HSE内容日渐完善，同时也是CO2吞吐新技术应用继续开展的技术保证，本文主要根据CO2吞吐增油技术原理方面，制定相应HSE措施。
1 CO2基本性質及注入特征
1.1 CO2物理性质
CO2是自然界中最富含的化学物质之一，大气中CO2含量为0.03%—0.04%，也包含在天然气或石油伴生气中。CO2俗称碳酸气，又名碳酸酐。在标准状态下，CO2是无色、无臭略有酸味的气体。相对分子量为44.01，不能燃烧，易被酸化，其密度是空气密度的1.53倍。当温度低31℃时CO2能被液化，液体密度变大，并有较低的压缩因子。
1.2 CO2化学性质
1.2.1 CO2的溶解性
在通常情况下，CO2性质稳定，无毒性，不助燃，是化学活性相当弱的化合物。仅在高温条件下才具有足够的化学活性，与不容的化合物及化学元素起反应。不过，CO2与许多化合物的水溶液可在通常的条件下进行反应。
2 CO2吞吐施工风险及其对策
2.1 CO2吞吐措施概况
CO2吞吐技术是一种提高油井采收率的有效方法，主要是利用CO2与地层中原油的相互作用，实现降低原油粘度、增容膨胀、萃取轻质成分、润湿反转等，达到使原油体积膨胀，提高油藏压力，降低地层原油粘度，改善原油的流动性，进而达到提高油井产量的目的。
2.2存在的风险
2.2.1高压风险
（1）目前状况
陆上油田作业区CO2吞吐施工采用撬装一体式注入方式，利用油管和弯头将注入泵和井口相连。截至目前已实施吞吐146井次，注入压力在2.0MPa-20MPa之间。
吞吐注入泵为CO2注入专用泵，型号：3RCF75—5/35，理论排量5m3/h，出口压力35MPa；注入管线采用N80油管，承压72.9MPa；井口采用250采油树，承压25MPa。
（2）高压危险点源辨识
①泵本体刺漏伤人。
②管线刺漏伤人。
③井口刺漏伤人。
④气体刺漏造成环境污染。
2.2.2冻堵风险
CO2注入分为正注和反注两种方式。注入时温度最低至-17℃，CO2气化形成干冰可能会在注入泵、注入管线发生冻堵，发现不及时，易造成注入泵损坏和注入管线刺漏；气化时吸热造成局部降温，井口、井下油管由于充满的液体结冰，造成井口及井下油管胀裂。
2.2.3人身伤害风险
（1）CO2窒息危害
CO2是无色气体，高浓度时略带酸味；CO2是窒息性相当强的气体，国家卫生标准，当空气中含量达到4%时，人就会出现头疼，耳鸣、心悸、麦博缓慢和血压增高；若空气中达到10%时，人就会迅速出现意识丧失和呼吸停止，人不可能有所警觉，往往尚未逃走就已经中毒和昏倒，接触者如不移至正常空气中或给氧复苏，将因缺氧而致死亡，当空气中CO2达到20%时，在几秒钟之内即会发生脑中枢麻痹致死。
2.2.4临近油井气窜风险
相对注入井的井距较近、连通关系较好，高部位油井，可能产生气窜。发生气窜油井的主要生产特征：
（1）日产气突然增大，套压增高；
（2）气油比增加，油井发生自喷；
（3）液量下降或不出。
油井发生气窜时，由于气液比增大，井口压力上升。在修井作业中，由于CO2气量增加，井筒内液体会被迅速排出，降低管内液柱压力，可能引起严重的井喷事故。在日常维护管理中，由于套压大，会有管线刺漏情况发生，影响到作业人员的人身安全。
2.2.5腐蚀风险
CO2引起的腐蚀风险主要有输油管线穿孔、井口刺漏、套管破损、抽油杆接箍断脱、油管穿孔、油管丝扣脱落、井下工具落井。主要腐蚀位置分为井下生产管柱和集输管网。
（1）分别测定井下管柱和地面集输管网腐蚀程度
井下管柱腐蚀率测定：通过在井下管柱下入腐蚀监测环的方法测定CO2吞吐最高腐蚀率为0.5756毫米/年，是标准腐蚀率0.076毫米/年的7.56倍，井下管柱腐蚀情况较为严重。
集输管网腐蚀率测定：采用A3钢挂片的方法测定集输系统最高腐蚀率为0.0440毫米/年，低于标准腐蚀率0.076毫米/年，CO2对集输系统腐蚀不明显。
2.3预防风险对策建议
（1）二氧化碳泄漏、窒息、爆炸和环境污染事故属高风险，必须严格进行控制，采取各种措施减低风险或消除隐患活动，杜绝安全生产责任事故。
（2）对于冻伤、机械伤害、交通事故等属于中等风险，需要采取控制措施，把危害发生所造成的损失降至最低。
（3）对于其他低风险，要制定出相应的作业程序与控制措施，杜绝低风险引发的安全。
（4）二氧化碳吞吐作业环境对人的危险进行风险辨识和分级评价，
3实施效果
通过制定技术原理分析，制定相应的HSE内容，并严格要求执行，在实施146井次的CO2吞吐过程中，没有发生一起环境污染与人身伤害事故；同时措施有效率逐年升高，2012年CO2吞吐措施有效率达91.7%。
形成了一系列HsE相关管理规定，《QsY JD055—2011二氧化碳吞吐设计及施工技术规范》、
《陆上油田作业区二氧化碳吞吐井工艺设计及施工安全措施》、《二氧化碳吞吐井施工安全管理补充规定》、
《二氧化碳吞吐HSE检查表》，通过相关HSE措施实施，现场管理、施工注入、CO2产出处理更加规范，保证了CO2吞吐增油措施继续开展。