CN112031717A - 开采石油的方法及具有其的采油系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种开采石油的方法及具有其的采油系统，该方法包括步骤10：通过压缩机组对油藏区的产出气的压力进行预处理，步骤20：通过增压系统对液态CO2的压力进行增压至预设压力，将液态CO2的温度提高至预设温度，步骤30：将经预处理的产出气与经所述增压系统增压、提温后的液态CO2混合后同时注入所述油藏区以进行采油作业。通过将预处理的产出气与增压、提温后的液体CO2混合后同时注入油藏区进行驱油来完成采油作业，这样设置充分利用了产出气，减少了CO2的排出，保护了生态环境并节约了资源。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，具体而言，涉及一种开采石油的方法及具有其的采油系统。
背景技术
CO2驱是提高原油采收率的有效手段。作为世界上应用最为广泛的油田注气三采方式，CO2驱具有以下驱油机理及应用优势。CO2注入储层后，与矿物及原油发生各种物理化学反应，从而产生能够提高采收率的各种有利条件：通过减少剩余油与岩石的界面张力，从而减小剩余油在空隙中流动的毛管力；使原油膨胀，从而降低原油的粘度；CO2溶解于原油后，改变了原油的性质，使原油流动性增强，从而提高驱油效率。同时，CO2在提高油气采收率的过程中，还能够实现对CO2的地质封存，对减缓温室气体效应产生积极影响。
由于CO2驱具有能够大幅度提高油气田采收率、实现温室气体埋存等优势，国外自上世纪中叶即进行了现场应用，如1958年，Shell公司在美国二叠系储集层实施了井组规模的CO2驱油试验。Chevron公司于1972年在美国德克萨斯州Kelly-Snyder油田SACROC区块投产了世界上首个CO2驱油商业项目，初期平均提高单井采收率达3倍之多。此外，加拿大的Weyburn油田、北海Sleipner项目、阿尔及利亚的In Salah项目等均实现了对CO2的注入封存。
而我国由于气源及技术工艺方面的限制CO2驱项目起步较晚，大庆油田于1990年在葡萄沟地区进行了非混相CO2驱油先导性试验，CO2驱油获得预期效果，采收率提高5％以上；江苏草舍油田于2005年7月开始注CO2驱油先导试验，气源为经过红庄气体净化厂处理并液化的高纯度CO2，槽船运输到试验区，利用增压泵液态注入，生产效果良好；胜利油田于2008年在高89区块进行了CO2驱先导性试验，气源采用胜利电厂的烟道气，通过捕集分离、压缩、干燥、制冷、存储处理，利用罐车将液态CO2拉送到试验区实施注入，开发效果良好；吉林油田大情字试验区于2008年进行CO2驱油试验，气源采用长深气田的高含CO2气体，通过管道运输到井场，采用直接回注或掺和回注等方式，提高采收率8％以上。综上所述，CO2驱提高采收率技术在各个油田应用广泛，并取得了显著效果。
CO2驱油工艺最早由Whorton在1952年提出(U.S.Patent 2623596)，专利中提及CO2在驱油过程中主要起到溶解原油、碳酸水驱的作用；孙锐艳等在其专利(CN 103628849)中提出对低压气态CO2进行压缩注入的工艺，利用多级压缩机组增压、空气冷却器降温，结合气体的含水量和相态变化曲线，保证在整个过程中气体始终处于非液相和非两相区；石在虹等提出了纯CO2在不同温度压力条件下注入井筒流态变化及注入参数优化方法，实现了对CO2注入井生产动态的模拟和分析，得出了注入井筒压力、密度和粘度等参数沿井筒的分布规律。
目前国内外提出和现场应用的CO2注入工艺，主要是利用多级压缩机组或增压泵将含杂质或液态CO2加压注入地下，未提及将产出气与液态CO2掺和回注的可行性。鉴于以上情况，本发明针对于油田CO2驱液态注入情形，结合产出气回注工艺，提出了一种液态CO2与产出气直接掺和回注的新方法。
现有技术中，应用的CO2注入驱油的工艺方法，主要是利用多级压缩机组或增压泵将含杂质或液态CO2加压注入地下，未提及将产出气与液态CO2掺和回注的方法，将大量CO2排出加剧了温室效应，并造成了极大的浪费了能量和资源。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种开采石油的方法及具有其的采油系统，以解决现有技术中利用CO2驱油对资源的浪费的问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种开采石油的方法，包括：步骤10：通过压缩机组对油藏区的产出气的压力进行预处理；步骤20：通过增压系统对液态CO2的压力进行增压至预设压力，将液态CO2的温度提高至预设温度；步骤30：将经预处理的产出气与经所述增压系统增压、提温后的液态CO2混合后同时注入所述油藏区以进行采油作业。
进一步地，在所述步骤10中还包括以下步骤：步骤11：将经所述压缩机组增压后的产出气通入预处理单元中，以将产出气含有的固体颗粒、油滴和水分脱除；步骤12：将压缩机组中的注入压缩机组对脱除固体颗粒、油滴和水分的产出气进行压缩，然后通过空气冷却器和气液分离器对压缩后的产出气进行降温脱液。
进一步地，在所述步骤20中还包括以下步骤：步骤21：通过所述增压系统的喂液泵对液态CO2进行增压至所述预设压力；步骤22：将采用所述喂液泵对液态CO2进行增压过程中产生的气态CO2通过管线回流至增压系统的储罐中以平衡压力；步骤23：将液态CO2与所述增压系统中的压缩机产生的热量进行热交换以将液态CO2的温度提高至预设温度，或者，采用加热炉的加热的方式将液态CO2的温度提高至预设温度。
进一步地，在所述步骤30包括以下步骤：在用于通入产出气和液态CO2的管线内设置CO2浓度检测装置和流量检测装置，通过所述浓度检测装置和流量检测装置控制产出气与液态CO2的混合比例。
进一步地，产出气与液态CO2混合后，CO2的摩尔量大于90％。
进一步地，所述压缩机组为螺杆压缩机，所述螺杆压缩机的压力为P1，其中，2MPa≤P1≤3MPa。
进一步地，在所述步骤10中，采用旋风分离器、深度过滤器或分子筛对产出气进行预处理。
进一步地，所述压缩机组为由三个压缩机组成，压缩机的组级间采用水做冷却介质。
进一步地，所述压缩机组级间的冷却温度为T1，其中，30℃≤T1≤40℃。
进一步地，提温后的液态CO2的温度为T2，其中，T2≥15℃。
进一步地，所述CO2的压力为P2，其中，3MPa≤P2≤4MPa。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种采油系统，包括用于对油藏区的产出气输送至油藏区的产出气输送管线和用于将液态CO2的输送至油藏区与产出气混合的液态CO2输送管线，其中，所述产出气输送管的进口端用于通入产出气，所述产出气输送管的出口端用于与油藏区的管线相连通，从产出气输送管的进口端至出口端依次设置有预处理单元、压缩机组。
进一步地，所述液态CO2输送管线的进口端用于通入液态CO2，所述液态CO2输送管线的出口端用于与油藏区的管线相连通，从所述液态CO2输送管线的进口端至出口端依次设置有液态CO2储罐、喂液泵、增压泵、换热器。
进一步地，所述换热器包括压缩机排气收集管和加热炉，所述压缩机排气收集管与所述加热炉之间的管线上设置有液态CO2温度检测器。
进一步地，所述采油系统还包括用于对所述压缩机组进行风冷或水冷的降温装置。
应用本发明的技术方案，通过将预处理的产出气与增压、提温后的液体CO2混合后同时注入油藏区进行驱油来完成采油作业，这样设置充分利用了产出气，减少了CO2的排出，保护了生态环境并节约了资源。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了根据本发明的采油系统的实施例的结构示意图。
其中，上述附图包括以下附图标记：
1、产出气；2、预处理单元；3、第一压缩机；4、第二压缩机；5、第三压缩机；6、CO2浓度检测装置；7、CO2流量计；8、第一单向阀门；9、换热管线；10、第二单向阀门；11、加热炉；12、在线温度检测器；13、换热器；14、气化CO2回流管线；15、增压泵；16、喂液泵；17、液态CO2储罐。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
需要说明的是，本申请的说明书和权利要求书及附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的术语在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施方式例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
为了便于描述，在这里可以使用空间相对术语，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用来描述如在图中所示的一个器件或特征与其他器件或特征的空间位置关系。应当理解的是，空间相对术语旨在包含除了器件在图中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附图中的器件被倒置，则描述为“在其他器件或构造上方”或“在其他器件或构造之上”的器件之后将被定位为“在其他器件或构造下方”或“在其他器件或构造之下”。因而，示例性术语“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”两种方位。该器件也可以其他不同方式定位(旋转90度或处于其他方位)，并且对这里所使用的空间相对描述作出相应解释。
现在，将参照附图更详细地描述根据本申请的示例性实施方式。然而，这些示例性实施方式可以由多种不同的形式来实施，并且不应当被解释为只限于这里所阐述的实施方式。应当理解的是，提供这些实施方式是为了使得本申请的公开彻底且完整，并且将这些示例性实施方式的构思充分传达给本领域普通技术人员，在附图中，为了清楚起见，有可能扩大了层和区域的厚度，并且使用相同的附图标记表示相同的器件，因而将省略对它们的描述。
具体地，该开采石油的方法，包括步骤10：通过压缩机组对油藏区的产出气的压力进行预处理，步骤20：通过增压系统对液态CO2的压力进行增压至预设压力，将液态CO2的温度提高至预设温度，步骤30：将经预处理的产出气与经所述增压系统增压、提温后的液态CO2混合后同时注入所述油藏区以进行采油作业。
应用本发明的技术方案，通过将预处理的产出气与增压、提温后的液体CO2混合后同时注入油藏区进行驱油来完成采油作业，这样设置充分利用了产出气，减少了CO2的排出，保护了生态环境并节约了资源。
进一步地，在所述步骤10中还包括以下步骤，步骤11：将经所述压缩机组增压后的产出气通入预处理单元中，以将产出气含有的固体颗粒、油滴和水分脱除，步骤12：将压缩机组中的注入压缩机组对脱除固体颗粒、油滴和水分的产出气进行压缩，然后通过空气冷却器和气液分离器对压缩后的产出气进行降温脱液。
在本实施例中，在所述步骤20中还包括以下步骤，步骤21：通过所述增压系统的喂液泵对液态CO2进行增压至所述预设压力，步骤22：将采用所述喂液泵对液态CO2进行增压过程中产生的气态CO2通过管线回流至增压系统的储罐中以平衡压力，步骤23：将液态CO2与所述增压系统中的压缩机产生的热量进行热交换以将液态CO2的温度提高至预设温度，或者，采用加热炉的加热的方式将液态CO2的温度提高至预设温度。
另外，在所述步骤30包括以下步骤：在用于通入产出气和液态CO2的管线内设置CO2浓度检测装置和流量检测装置，通过所述浓度检测装置和流量检测装置控制产出气与液态CO2的混合比例。
其中，产出气与液态CO2混合后，CO2的摩尔量大于90％。
在本实施例中，所述压缩机组为螺杆压缩机，所述螺杆压缩机的压力为P1，其中，2MPa≤P1≤3MPa。
在本实施例中，在所述步骤10中，采用旋风分离器、深度过滤器或分子筛对产出气进行预处理。
在本实施例中，所述压缩机组为由三个压缩机组成，压缩机的组级间采用水做冷却介质。
在本实施例中，所述压缩机组级间的冷却温度为T1，其中，30℃≤T1≤40℃。
在本实施例中，提温后的液态CO2的温度为T2，其中，T2≥15℃。
进一步地，所述CO2的压力为P2，其中，3MPa≤P2≤4MPa。
如图1所示，本方法还可以应用在采油系统，采油系统包括用于对油藏区的产出气输送至油藏区的产出气输送管线和用于将液态CO2的输送至油藏区与产出气混合的液态CO2输送管线，其中，所述产出气输送管的进口端用于通入产出气，所述产出气输送管的出口端用于与油藏区的管线相连通，从产出气输送管的进口端至出口端依次设置有预处理单元、压缩机组。
进一步地，所述液态CO2输送管线的进口端用于通入液态CO2，所述液态CO2输送管线的出口端用于与油藏区的管线相连通，从所述液态CO2输送管线的进口端至出口端依次设置有液态CO2储罐17、喂液泵16、增压泵15、换热器13。
在本实施例中，所述换热器包括压缩机排气收集管和加热炉，所述压缩机排气收集管与所述加热炉之间的管线上设置有液态CO2温度检测器。
在本实施例中，所述采油系统还包括用于对所述压缩机组进行风冷或水冷的降温装置。
如图1所示，在本实施例中，采油井采出流体，经过高、低压三相分离器充分分离，得到含CO2伴生气；油田CO2驱产出气1，经产出气预增压，结合预处理单元，脱除其中的固体杂质、水和油滴；通过注入压缩机组，即第一压缩机3、第二压缩机4、第三压缩机5，对经过预处理的气体进行多级增压，根据要求的井口注入压力，结合产出气的相包络曲线，设计压缩机的具体参数，保证压缩机各级入口参数处于非两相区和非液相区；利用在线CO2浓度检测装置6和CO2流量计7，检测产出气中CO2浓度和流量；外购的液态CO2，储存于液态CO2储罐17中，利用喂液泵16和增压泵15将液态CO2压缩到额定的注入压力，并通过气化CO2回流管线14将气化后的CO2回流到储罐中，平衡储罐压力；压缩机组用水进行冷却，并通过换热管线9在换热器13中充分进行热交换；利用在线温度检测器12监测换热后液态CO2的温度，若无法达到一定的温度要求，则通过加热炉11进行加热；通过第一单向阀门8和第二单向阀门10控制液态CO2与高压产出气的掺和比例。
为了保证整个注入过程平稳、高效的进行，需要分析不同产气特征、不同工作制度、不同掺和比例条件下，混合后流体温度、压力的变化，以便掌握CO2驱产出气回注井口压力变化规律(与产出气量(决定掺和比例)和甲烷含量有关)，和优化产出气的回注温度。假设产出气与液态CO2在井口有限体积内瞬间完成热交换平衡，与外界无热量交换，则混合体系的温度和压力可按照以下公式计算：
混合体系温度满足：
T＝(mACVATA+mBCVBT)B/(mACVA+mBCVB)
混合体系压力(BWRS方程)：
式中相关系数由下式计算
式中，mA、mB为物质的质量，单位为kg；T为物质的温度，单位为K；CVA、CVB为物质的定容比热容，单位为J/kg℃；p为系统压力，单位为kPa；T为系统温度，单位为K；ρ为气相或液相密度，单位为kmol/m3；R为气体常数，R＝8.3143kJ/(kmol*K)。
利用以上计算方法，分别分析了不同掺和比例、不同产出气温度、不同CH4含量下含CO2伴生气与液态CO2掺和后的温度、压力变化。产出气(压力：25MPa，温度：40℃)与液态CO2(压力：25MPa，温度：-20℃)以不同体积比混合后的温度压力变化如表1所示；不同温度的产出气(压力：25MPa)与液态CO2(压力：25MPa，温度：-20℃)等体积混合后的温度压力变化如表2所示；不同CH4含量的产出气(压力：25MPa，温度：40℃)与液态CO2(压力：25MPa，温度：-20℃)等体积混合后的温度压力变化如表3所示。
表1不同比例产出气与液态CO2混合计算
| 产出气的相对比例 | 0.20 | 0.40 | 0.60 | 0.80 | 1.00 | 3.00 | 5.00 | 7.00 | 9.00 |
| 混合后温度(℃) | -13.47 | -8.23 | -3.92 | -0.32 | 2.74 | 18.80 | 25.19 | 28.62 | 30.76 |
| 混合后压力(MP<sub>a</sub>) | 18.68 | 16.02 | 15.07 | 14.87 | 15.01 | 18.47 | 20.48 | 21.63 | 22.37 |
表2不同产出气温度与液态CO2混合计算
| 产出气温度(℃) | 10.00 | 20.00 | 30.00 | 40.00 | 50.00 | 60.00 | 70.00 | 80.00 | 90.00 | 100.0 |
| 混合后温度(℃) | -4.68 | 0.59 | 5.95 | 8.08 | 11.91 | 15.35 | 18.32 | 20.82 | 22.82 | 24.36 |
| 混合后压力(MPa) | 24.76 | 23.61 | 23.84 | 20.23 | 17.58 | 15.42 | 13.70 | 12.40 | 11.44 | 10.73 |
表3不同CH4含量产出气与液态CO2混合计算
| 产出气中CH<sub>4</sub>含量 | 5.00 | 10.00 | 15.00 | 20.00 | 25.00 | 30.00 |
| 混合后温度(℃) | 5.87 | 5.71 | 5.48 | 5.15 | 4.73 | 4.19 |
| 混合后压力(MPa) | 21.16 | 17.29 | 13.83 | 10.77 | 8.11 | 5.80 |
由表1可知，随着产出气比例的增加，混合后流体的温度逐渐升高，掺和后的压力先迅速下降，然后缓慢上升。这是由于初期产出气比例较小，液态CO2有足够的低温能量能够使产出气全部或部分液化，从而导致体系压力下降，随着产出气比例的增加，混合体系温度逐渐升高，压力逐渐增大。由表2可知，随着产出气温度的升高，混合体系的温度逐渐升高，压力迅速下降。这是由于随着产出气温度的升高，混合体系中产出气相对物质的量减少，压力逐渐降低。分析表3可知，随着产出气中CH4含量的升高，掺和后的温度缓慢降低，压力迅速下降，由于CH4的比热容远大于CO2，同时CH4的液化温度远低于CO2，导致随着混合体系中CH4含量的增加，体系温度降低，使得产出气中全部或部分CO2液化，压力降低，且产出气中CH4含量越高，混合体系压力降越明显。
分析表明，产出气的温度、CH4含量，混合比例均会对混合体系产生较大影响，且产出气的温度和产出气中CH4含量均会引起混合体系明显的压力降。为使整个气液混合过程中压力波动较小，本申请从以下两个方面进行解决，第一，在产出气压缩过程中，充分利用风冷及水冷对其进行降温，在兼顾节能降耗的同事，使混合之前高压气体的温度尽量较低；第二，通过换热升温、加热炉加热等方式提高液态CO2的温度，缩小产出气与液态CO2的温差；第三，严格控制用于混合的产出气中CH4含量，由于CH4含量的增加，会引起压力的显著降低，同时混合流体中CH4含量较高，会影响对油藏的驱替效果。因此，要严格控制用于混合的产出气CH4含量，使混合后流体中CH4含量低于10％。
本申请方案通过将油田CO2驱产出气与液态CO2掺和回注的方式，实现了CO2的循环利用，适用于油田CO2驱液态注入前期产出气量较小的情形，也适用于后期产出气中CO2含量较高的情形。本申请方案在掺和注入过程中，利用压缩机组产生的高温对液态CO2进行加热，减小了液态CO2与产出气之间的温差，同时采用高压流体直接在注入井井筒中混合的方式，保证了在掺和注入过程中流体物性参数的稳定性，确保了混合注入安全、高效的进行。由于产出气中含有一定量的CH4、N2等惰性气体，会对混相造成不利影响，通过与高纯度CO2混合的方式，提高气体中CO2含量，结合产出气的C2～C6组分易于与原油混相的特点，进一步降低混相压力。本申请通过采用将高温高压产出气与低温液态CO2直接掺和回注的方式，简化了油田CO2驱产出气循环注入流程，降低生产成本，提高效益。
除上述以外，还需要说明的是在本说明书中所谈到的“一个实施例”、“另一个实施例”、“实施例”等，指的是结合该实施例描述的具体特征、结构或者特点包括在本申请概括性描述的至少一个实施例中。在说明书中多个地方出现同种表述不是一定指的是同一个实施例。进一步来说，结合任一实施例描述一个具体特征、结构或者特点时，所要主张的是结合其他实施例来实现这种特征、结构或者特点也落在本发明的范围内。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (14)
1.一种开采石油的方法，其特征在于，包括：
步骤10：通过压缩机组对油藏区的产出气的压力进行预处理；
步骤20：通过增压系统对液态CO2的压力进行增压至预设压力，将液态CO2的温度提高至预设温度；
步骤30：将经预处理的产出气与经所述增压系统增压、提温后的液态CO2混合后同时注入所述油藏区以进行采油作业，在用于通入产出气和液态CO2的管线内设置CO2浓度检测装置和流量检测装置，通过所述浓度检测装置和流量检测装置控制产出气与液态CO2的混合比例。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤10中还包括以下步骤：
步骤11：将经所述压缩机组增压后的产出气通入预处理单元中，以将产出气含有的固体颗粒、油滴和水分脱除；
步骤12：将压缩机组中的注入压缩机组对脱除固体颗粒、油滴和水分的产出气进行压缩，然后通过空气冷却器和气液分离器对压缩后的产出气进行降温脱液。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤20中还包括以下步骤：
步骤21：通过所述增压系统的喂液泵对液态CO2进行增压至所述预设压力；
步骤22：将采用所述喂液泵对液态CO2进行增压过程中产生的气态CO2通过管线回流至增压系统的储罐中以平衡压力；
步骤23：将液态CO2与所述增压系统中的压缩机产生的热量进行热交换以将液态CO2的温度提高至预设温度，或者，采用加热炉的加热的方式将液态CO2的温度提高至预设温度。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，产出气与液态CO2混合后，CO2的摩尔量大于90％。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述压缩机组为螺杆压缩机，所述螺杆压缩机的压力为P1，其中，2MPa≤P1≤3MPa。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤10中，采用旋风分离器、深度过滤器或分子筛对产出气进行预处理。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述压缩机组为由三个压缩机组成，压缩机的组级间采用水做冷却介质。
8.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述压缩机组级间的冷却温度为T1，其中，30℃≤T1≤40℃。
9.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，提温后的液态CO2的温度为T2，其中，T2≥15℃。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述CO2的压力为P2，其中，3MPa≤P2≤4MPa。
11.一种采油系统，包括用于对油藏区的产出气输送至油藏区的产出气输送管线和用于将液态CO2的输送至油藏区与产出气混合的液态CO2输送管线，其中，所述产出气输送管的进口端用于通入产出气，所述产出气输送管的出口端用于与油藏区的管线相连通，从产出气输送管的进口端至出口端依次设置有预处理单元、压缩机组。
12.根据权利要求11所述的采油系统，其特征在于，所述液态CO2输送管线的进口端用于通入液态CO2，所述液态CO2输送管线的出口端用于与油藏区的管线相连通，从所述液态CO2输送管线的进口端至出口端依次设置有液态CO2储罐、喂液泵、增压泵、换热器。
13.根据权利要求12所述的采油系统，其特征在于，所述换热器包括压缩机排气收集管和加热炉，所述压缩机排气收集管与所述加热炉之间的管线上设置有液态CO2温度检测器。
14.根据权利要求11所述的采油系统，其特征在于，所述采油系统还包括用于对所述压缩机组进行风冷或水冷的降温装置。
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| CN112761599A (zh) * | 2021-02-08 | 2021-05-07 | 西南石油大学 | 一种基于co2捕集的自生co2提高原油采收率的方法 |
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- 2019-06-03 CN CN201910478180.7A patent/CN112031717A/zh active Pending
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