酸气回注工艺技术

酸气回注的整体流程包括增压、脱水、管道输送和井口注入。回注过程按4或5级增压并设级间冷却,选用变频电驱往复式压缩机。多数项目没设独立脱水系统,采用压缩级间分离脱水。采用碳钢保温管道,部分长度较短的采用未保温不锈钢管道。密相或液相酸气直接注入井下。高含H2S酸性气田小规模硫磺回收,或生产的硫磺找不到销路时,最好的解决方法是酸气回注。对油田来说,酸气回注可实现气驱采油,有利于提高原油采收率。对富含H2S的酸气进行回注,能解决硫磺回收过程造成的污染,直接避免CO2和SO2等废气排放,有利于环境保护。     

酸气回注技术的发展与现状

由于酸性油气田开发产生的酸气后处理受到硫磺回收成本和排放限制,酸气回注成为一种有效的选择。酸气回注风险高,技术难度大,目前主要应用于北美地区。本文回顾了国外酸气回注技术的发展现状,并结合实际工程案例,系统地介绍了酸气回注的工艺流程、回注选址、设备材料选择和安全环保要求等。讨论了自行开发酸气回注技术以及应用于国内外酸性气田开发工程项目的必要性。     

二氧化碳回注技术用于中原油田气驱采油

由于不同区块产出井中的伴生气含量不同,导致不同的气体组成需选用不同的回注系统装置.针对不同回注气体的组成,探讨了气体回注系统设计的要点.在设计回注系统时,必须选择一个适合的回注地层,该地层既可以封存所注入的气体,同时注入的气体又不可渗入到其他邻近地层或泄漏到地表;在理想的情况下,输送管道设计的越短越好;在特定温度、压力和气体组成的情况下,输送管道中的流体流量与其管道长度成正比;在设计回注气压缩机时,最主要的问题是避免级间冷却期间的二氧化碳凝析,该问题可利用压缩曲线与气相图曲线来解决.     

高含硫气田酸气回注与硫回收经济性对比

随着高酸性天然气气田的大规模开发,酸气(H2S和CO2)处理的压力日益增大.国内采用的硫回收工艺面临投资高、环保要求高、对高碳硫比及潜硫量不大的气田适用性差及成品硫磺的运输费与价格波动等问题.介绍了国外已开展的酸气回注工艺项目,并以川东北的普光气田为例,通过计算酸气回注工艺在固定投资及年操作费用的上下限区间,对硫回收工艺与酸气回注工艺进行了经济性对比.结果显示,酸气回注的经济成本仅为硫回收成本的60％左右,定量地说明了在一定条件下酸气回注工艺的经济效益要好于硫回收工艺.     

酸气回注技术发展现状及其在中国的应用前景

零排放的酸气回注技术是一种替代硫磺回收工艺的经济可行的酸气处理方法,同时也是一个减少温室气体排放的环保方法。为此,总结了酸气回注技术的发展和应用现状,结合实例对酸气回注和硫磺回收进行了经济技术和环保对比分析,结果表明：酸气回注方案的硫处理费用为1 270美元/t;而硫磺回收的硫处理费用为1 400美元/t,若进一步考虑CO₂排放、硫磺销售等因素,其综合处理费用将超过1 779美元/t。同时,分析了酸气回注在中国的应用需求及条件,展望了该技术在中国的应用前景,指出在下述几种情况下,为了取得最好的经济和环保效益,酸气回注会是一个不错的选择：①老气田气质变化后,硫磺回收装置已不适应生产需要而需改造;②新开发气田太偏远或H₂S含量太低,硫磺回收不经济或工艺技术不好解决;③部分新开发气田的天然气组成不稳定,进行硫磺回收投资大、风险高;④部分碳酸盐岩开发油田伴生气含H₂S,但含量变化大,进行硫磺回收工艺选择难度大;⑤火驱开发油田和采用蒸汽辅助重力泄油开发的稠油油田,其伴生气中H₂S含量大,但气量小,回收不经济;⑥低渗透油田用CO₂提高采收率等。     

酸气回注的井筒流动模型和相态分布

酸气回注是一种替代硫磺回收的经济可行的酸气处理方法,同时也是一种减少温室气体排放的环保方法。要确保正确地设计、实施和操作酸气回注系统,首先就需要知道从井口到井底的回注流动情况、参数及相态分布,以确定酸气回注系统所需的井口压力。为此,建立了酸气回注井筒多相流动通用模型。该模型描述了酸气沿井筒的流动、参数及相态分布,其优点是能精确实现酸气的性质和相平衡计算并综合考虑酸气井筒流动的质量、动量与能量守恒关系。所列举的9个实际应用案例分析展示了新模型具有良好的应用效果。     

酸气回注井筒流动模型

将酸气压缩后回注到已废弃的产层或水层中，逐渐成为石油和天然气工业有效减少环境污染的方法之一。酸气回注不仅可缓解目前硫磺生产和需求的矛盾，而且可利用硫化氢和二氧化碳作为提高采收率措施的气源。酸气回注不同于常规的注水或注天然气，涉及到复杂的相态转变以及相应的流体物理性质（如密度和粘度的变化）。因此，与压力、温度和流体组成相关的相态是决定井内流动压力剖面的关键因素，如何选取适当的状态方程至关重要。文章针对目前研究存在的不足，结合Patel Teja三参数状态方程和修改的Peng Robinson状态方程预测酸气在不同相态下的密度和粘度，建立了井内流体流动的数学模型，用四阶龙格-库塔法对该模型进行了求解，然后用现场实测数据对模拟结果进行了验证和比较，并讨论了相态对流体物理性质和注入压力剖面的影响。     

井下气液分离及回注系统研究

气井水淹是制约天然气生产的主要问题之一,尤其是在浅层天然气气藏开采过程中,由于气藏能量不足而带来的矛盾更为突出。采用井下气液分离及回注技术,能在井下将天然气中的水分离出来,并直接回注地层。针对胜利油田地质情况,介绍了利用气井生产过程中天然气的自身能量,在井下实现气液分离,并采用螺杆泵增压,将分离液回注地层的工艺技术及工艺装备。     

注CO2气驱在西得克萨斯的应用

ＣＯ２气驱能推迟注水井的废弃时间，有效地提高采出程度，文中概述了注ＣＯ２气驱试验，例举了Ｐｅｎｗｅｌｌ油田，西Ｂｒａｈａｎｃｙ油田及南Ｃｏｗｄｅｎ油田的应用实例，最后介绍了ＣＯ２气源供应情况。     

大涝坝凝析气藏循环注气量预测

大涝坝凝析气田属于深层高温高压、高含蜡、高含凝析油的边水凝析气藏。衰竭式开发过程中,受反凝析和水侵的双重影响,产能快速下降,为提高采收率,开展循环注气开发。由于大涝坝气藏属于开发中后期开展循环注气,为确保循环注气采收率及经济效益,通过模拟方法,针对大涝坝水驱凝析气藏,开展注气后凝析油含量变化与累产油、气关系曲线的研究,确定在2029年凝析油的含量降为100 g/m³,此时累计注气量为24.65×10⁸ m³,可采地质储量在经济条件下达到最优,从而保证循环注气开发效果。     

塔河油田缝洞型凝析气藏注水保压技术研究

塔河油田D区奥陶系凝析气藏是其主力气藏。其D2井区近年来产量递减迅速,如何提高该类气藏的采收率是区块持续高效开发亟待解决的难题。根据气藏储集体特征及开采特性,分析了注水保压机理、选井依据、先期注水与后期注水的适用范围及最佳时机,利用物质平衡法分析注水量与压力恢复、储量动用的关系以确定合理注水量,提出了较完整的注水保压技术,通过现场实践表明注水保压可有效提高碳酸盐岩缝洞型凝析气藏天然气采收率。     

华北古潜山油藏天然气驱机理及可行性研究

通过分析天然气对原油高压物性的影响，研究了古潜山油藏的注气机理。筛选合理的注入压力、注入速度等参数，为预测注气开发效果、提高碳酸盐岩古潜山油藏开发后期采收率提供了依据。研究表明，任丘古潜山油藏的储层特性和流体性质较适合注气开采，其研究成果对现场实施注天然气开采具有指导意义。     

普光气田多级交替注入闭合酸压技术及其应用

由于普光气田飞仙关组、长兴组碳酸盐岩储层具有高温、高压、岩性致密、非均质性强和天然裂缝发育等特点,常规酸压技术难以实现酸压深度改造。为此,在分析普光气田储层特点的基础上,建立了多级交替注入闭合酸压酸液指进程度评价模型,开展了针对多级交替注入闭合酸压技术影响因素的实验研究。结果表明:①交替注入的级数越多,酸蚀裂缝导流能力越高,但需要根据现场施工条件进行优化调整;②稠化酸作用后的酸蚀裂缝导流能力高于普通酸;③排量越大,裂缝的导流能力越高;④采用闭合酸压技术能够有效提高酸蚀裂缝导流能力。该技术在普光9井实施后,产气量由酸压前的10.32×104m3/d增至123.86×104m3/d,增产效果显著。截至2010年6月,对普光气田的5口新钻井实施多级交替注入闭合酸压投产,平均无阻流量高达621.8×104m3/d。     

大涝坝凝析气藏循环注气注采参数优化研究

大涝坝凝析气藏在衰竭式开发过程中,受反凝析和水侵的双重影响,产能快速下降,为提高采收率,开展了循环注气开发.注采参数是影响循环注气采收率及经济效益的主要指标.针对大涝坝这类开发中后期进行循环注气的水驱凝析气藏,该文通过数值模拟方法,开展注采比、注采方式等注采参数优选,优化循环注气方案,保证了循环注气开发的效果.     

塔河油田缝洞型凝析气藏注水采气先导性试验

塔河油田X区奥陶系X25井区为碳酸盐岩缝洞型凝析气藏,此类气藏地质特征表现为基质不储集油气,储集体主要为裂缝、孔洞、溶洞。该井区主要是相对封闭的单井缝洞单元,天然水体能量不足,生产动态表现出明显的定容特征,地层能量下降导致气井停喷后由于液面太深无法通过机采手段继续生产。面对此类气藏开发后期无常规手段继续生产的开发困境,技术人员打破思维枷锁,创新提出了在此类气藏进行注水采气的先导性试验,通过向定容体气井注水补充亏空能量,压缩气体体积,使其恢复自喷能力继续生产。此项试验成功探索出了一条提高缝洞型碳酸盐岩凝析气藏天然气采收率的新途径。     

气顶边水油藏水平井注水可行性研究

JZ油田沙河街组为高倾角构造层状油气藏,属于辫状三角洲前缘沉积,具有储层砂体厚度小,横向变化大的特点。油田顶部存在气顶,底部具有边底水,目前采用水平井平面穿透多个砂体分油组衰竭开发,适当时期转为注水开发。如何注水开发是油田开发面临选择的问题。利用油藏数值模拟对JZ油田6井区Ⅲ油组的注水井井型、注水井平面位置、注水井纵向位置对水平油井在不同的纵向位置水驱效果对比分析,优选出适应本油田高效开发的水平井注水开发模式。     

大涝坝凝析气藏循环注气问题预见及预防

大涝坝是一个整装的砂岩凝析气藏,衰竭式开发过程中,地层压力下降快,边水侵入气井见水,同时地层反凝析严重,气油比升高,气藏采出程度低,严重影响了气藏开发效果。为改善开发效果和提高采收率,将对该气藏实施注气保压开发。通过调研国内外凝析气藏注气开发中遇到的气窜、波及效率、吸气能力等问题实例,结合大涝坝开发特点,总结了大涝坝循环注气可能面临的问题,并提出了改善注气效果的几点建议。