吉木萨尔页岩油H2S成因分析

目的 针对吉木萨尔页岩油生产过程中存在的H₂S问题,开展了H₂S成因分析。方法 对硫元素同位素和SRB种类、生物成因反应条件进行了分析。结果 实验表明,吉木萨尔页岩油H₂S为生物成因,产出液中SRB、SO₄^2-含量与井口H₂S含量呈正相关,通过16SrRNA技术鉴定出适宜30～40℃中温型的SRB 3种,适应60～100℃高温型的SRB 6种,在温度为35～100℃、矿化度为(0.2～8.0)×10⁴ mg/L、pH值为4～9范围内均可正常生长,满足生物成因的条件。SRB可依赖压裂液大量繁殖,促进了H₂S的形成。结论 针对生物成因,制定了以杀菌剂替代化学除硫剂的工艺,现场试验8井次,井口H₂S含量降至安全阈限值以下,同比除硫费用降低40.9%,为有效治理H₂S提供了依据。     

硫酸盐热化学还原生成H2S实验研究

H_2S作为有毒的酸性气体,在稠油注汽热采过程中主要由硫酸盐热化学还原(TSR)产生。通过实验探究CaSO_4、Na_2SO_4、MgSO_4和Al_2(SO_4)_34种不同硫酸盐发生TSR反应生成H_2S的作用机制及影响。实验结果表明:(1)水是产生TSR反应的必要条件,固态硫酸盐并不能引发TSR反应;(2)硫酸盐的溶解度决定TSR反应速率,溶解度越高,反应速率越快;(3)水溶性硫酸盐的金属阳离子电荷数决定TSR反应的难易程度,电荷数越多,反应越容易进行。     

杜84块馆陶组油层SAGD高产井影响因素和调整对策研究

综合分析曙一区杜84块馆陶组沉积相、储集层特征及隔夹层分布情况后认为,馆陶组油层具备大幅提高单井产能的静态地质条件。利用油藏工程计算和数值模拟手段,综合分析确定影响蒸汽吞吐转蒸汽辅助重力泄油(SAGD)后单井产能的主控因素,并研究相应的技术对策,包括物性夹层上下驱泄复合开发、优化注汽井点、合理控制汽腔操作压力、以泄定采等。     

曙一区杜84块SAGD开发三维建模和数值模拟研究

2005年辽河油田曙一区杜84块馆陶油层开展了四个井组的直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验。为确保SAGD生产效果,在室内采用Petrel建立4个水平井组的60×38×38=86640网格节点地质模型,应用该地质模型与CMG公司的Stars热采数值模拟软件相结合,对SAGD生产及时跟踪分析并进行动态优化调整,为SAGD先导试验的成功提供了有力的技术支持,同时也为辽河油田大规模转入SAGD提供了可借鉴的经验。     

稠油模型化合物水热裂解生成H2S实验研究

针对注汽热采过程产生硫化氢(H_2S)现象,以稠油的4种模型化合物(2-甲基噻吩、苯并噻吩、二苯并噻吩及噻蒽)作为稠油水热裂解的模型化合物,通过实验探究不同类型含硫有机物的水热裂解过程及铝离子的催化作用。实验研究结果表明:(1)4种模型化合物在280℃时不会发生水热裂解反应;(2)由于S原子的密度云不同,生成H2_S速率也不相同,且其由大到小的顺序为2-甲基噻吩苯并噻吩二苯并噻吩噻蒽;(3)Al 3+对模型化合物具有催化作用。最后,探讨了4种模型化合物的水热裂解途径。结果表明:H2_S主要由二次水解产生;在含氧条件下,反应过程中醛首先被氧化为羧酸而不是水热裂解生成CO。     

某采油厂H2S和CO监测分析

某采油厂LX地区先后发现了H₂S和高浓度CO。针对这一情况,地质研究所联合工艺研究所相关人员编制了H₂S和CO监测方案。现场采用复合式气体检测仪直接录取数据,室内采用气相色谱仪和总硫分析仪分析检测,对监测过程和检测结果进行了总结分析并得到几点认识：H₂S气体为压裂后产生的次生气可能性较大,且产出不稳定;CO气体分布很广泛,且产出特点为高浓度、连续、稳定。根据实验数据,在取样及检测过程中总结并编制了《高危井有毒有害气体取样安全管理要求》,为该采油厂有毒有害气体的产生机理研究、风险区划定和油田开发设计方案提供了有力依据。     

热力采油H2S生成机理研究

热力采油过程中,由于原油中的硫醇、硫醚以及二硫化物在厌氧条件下分解,生成H2S,并随伴生气产出,不仅危及现场人员的生命安全,而且H2S溶于水后生成的氢硫酸会对采油设备造成损坏。为了明确热力采油过程中H2S生成的机理,将原油、水、岩心粉末、土酸、磺酸盐助排剂按不同的组合方式加入合成釜中,模拟井下不同温度条件下,原油热降解生成H2S的规律。实验结果表明,水、岩心粉末、土酸对原油热裂解起到催化作用,但磺酸盐助排剂对原油热裂解产生的H2S有很强的抑制作用,因此需要在蒸汽驱、SAGD等开发区块加入磺酸盐助排剂,以减少H2S的危害。     

H2S环境下射孔技术研究

从H2S的物理、化学性质及其对人体的危害、对金属材料的腐蚀作用等方面,对含硫油气井射井作业进行分析,制定防硫控制措施。推荐了含硫油气井射井作业方法,在含H2S油气井射井作业中取得良好的效果。     

高含H2S气田水及闪蒸气处理新技术探讨

高含H₂S气田集输站场内原料气分离器在气水分离过程中产生的气田水,在低压闪蒸过程中会闪蒸出大量H₂S等有毒气体,采用常规的燃烧排放方式处置这部分气体,所产生的SO₂浓度远远超过了国家的相关标准。采用HYSYS及PROMAX等软件建模分析气田水的闪蒸气与原料气中H₂S含量的关系,通过理论计算闪蒸气燃烧所产生的SO₂浓度,提出采用金属隔膜式压缩机将闪蒸出的H₂S等酸性气体增压回流至原料气管线,一同输送至天然气净化厂进行脱硫及硫磺回收处理,实现高含H₂S气田集输站场闪蒸气体零排放。     

H2S分压对Q245R钢在H2S-CO2共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H₂S-CO₂共存环境下H₂S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_H2S下Q245R钢在H₂S-CO₂环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明：随着P_H2S由0.001 MPa增至0.11 MPa, Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO₂腐蚀(P_H2S=0.001～0.05 MPa)转变为H₂S腐蚀(P_H2S=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO₃转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液...     

辽河油田曙一区杜84 块超稠油油藏水平井热采开发技术研究

辽河油田曙一区杜84 块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期 产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。通过开展超稠油水平井热采技术研 究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD 技术进行了分析论证,明确了水平井开采技 术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。水平井吞吐 及SAGD 技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。水平井 技术已成为提高区块采收率的有效手段。     

天然气藏中硫化氢成因研究进展

目前普遍认为天然气藏中硫化氢主要为生物硫酸盐还原（BSR）、硫酸盐热化学还原（TSR）和含硫化合物热裂解等成因。一般认为,天然气中高含硫化氢是硫酸盐热化学还原作用的结果。从气藏的地质和地球化学等方面,可以找到气藏发生硫酸盐热化学还原作用后的许多证据,根据这些证据,可以很好地判断气藏是否发生过硫酸盐热化学还原作用。尽管对天然气藏中硫化氢研究已取得一定的成果,但仍存在许多亟待认识的问题,如硫化氢的成因机理、分布规律、地质-地球化学特征,硫化氢与油气的关系,以及硫化氢形成的主控因素等。总结了国内外关于硫化氢天然气成因研究进展及其存在的问题,以期引起人们对硫化氢天然气的关注。