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目前,稠油热采井硫化氢主要采用联合站末端集中处理的方式,无法保障油井的安全作业及生产和集输系统沿程操作人员的生命安全。以热稳定性、与地层水的配伍性和腐蚀性等性能为主要评价指标,筛选出了专用于热采井的脱硫剂S3,并考察了该脱硫剂在不同温度下的脱硫速率。在GDGB1-02井和GD2-23X532井开展了现场应用,以气相和液相中硫化氢总量为依据,进行了脱硫剂加药量的设计,分别将采出液伴生气中硫化氢质量浓度由处理前的8 000mg/m~3和23 000mg/m~3降至30mg/m~3以下,达到油井安全生产的要求(低于30 mg/m~3),为热采井硫化氢的治理提供了一定的参考。 相似文献
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孤岛油田热采稠油影响因素及应用效果分析 总被引:1,自引:0,他引:1
孤岛油田热采区是一个具有边底水的薄层疏松砂岩稠油油藏。通过应用数值模拟、物理模拟结果和蒸汽吞吐现场实际生产资料,讨论分析了影响该油田蒸汽吞吐效果的主要因素,并针对不同区块不同开发单元采取相应的有效措施,形成了一套适合孤岛油田热采稠油的配套技术和开采模式,取得了较好的开发效果。 相似文献
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针对新疆油田重油六东区稠油油藏由于硫化氢含量高引起的生产及安全问题,合成出一种新型三嗪类脱硫剂。考察了影响脱硫效率的因素及脱硫剂与现场使用化学药剂的配伍性,优选出适合六东区稠油硫化氢井下治理的脱硫剂注入工艺;选用蒸汽吞吐井和蒸汽驱井进行现场试验,对硫化氢含量进行了实时监测。实验结果表明,合成脱硫剂在反应时间15 min、油水体积比1∶2、p H=10、反应温度150℃的条件下,脱硫效率可达96.7%,且与现场使用的化学药剂配伍性良好。在现场应用试验中,硫化氢含量大幅降低,且在蒸汽吞吐井中效果更佳,采用先注脱硫剂再注蒸汽的工艺,能将硫化氢含量降到20×10^(-6) mg/L以下,并稳定运行三个月,最终达到将硫化氢对地面生产及工作环境造成的危害在地下解决的目的。 相似文献
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随着开发的不断进行,稠油热采过程中硫化氢的产生量不断增加,尤其是在蒸汽驱区块硫化氢的产生量呈现急剧增加的趋势,严重影响了稠油热采区块的安全生产。为了进一步明确稠油热采过程中硫化氢的产生原因,对稠油热采过程中的含水量、处理温度和处理时间等因素进行了分析。研究结果表明,目标稠油在含水量为20%,处理温度为260℃,处理时间为48 h的条件下,不同形态的硫化物能够最大程度地转化为硫化氢;硫醇硫和硫醚硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生有贡献,噻吩硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生无贡献。分析不同形态硫化物对稠油热采硫化氢产生的贡献,可为高含硫区块的开发及制定相应的防治措施提供技术支持。 相似文献
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HYS油田复合热载体驱油先导试验 总被引:1,自引:0,他引:1
HYS油田是国内最早进行热采的超浅层稠油区块,但是常规热采技术开发超浅层稠油难度大,为提高原油采收率,开展了复合热载体试验。第一批试验井主要依靠复合热载体,辅以少量蒸汽,驱油效果差;第二批试验井综合应用了复合热载体、蒸汽和发泡剂,驱油效果较好。试验结果表明,复合热载体主要为非凝结气体,本身焓值低,需要蒸汽辅助方能起作用。组合注汽可以防止汽窜、形成规模效应,是复合热载体的最佳注汽方式,并在HYS油田克上组油藏取得了比较好的驱油效果。先导试验结果表明,复合热载体技术可以改善超浅层稠油驱油效果,提高采收率,可进行现场应用试验。 相似文献
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齐越 《石油化工安全环保技术》2020,(1):56-59,I0003,I0004
随着蒸汽驱、蒸汽辅助动泄油(SAGD)等实施,稠油油田伴生气中含硫化氢的油井不断增加,范围不断扩大、浓度不断升高,最高浓度已超过20000 mg/m^3,远远超过了安全浓度。由于稠油油田开采初期未发现硫化氢,因此无论在硫化氢生成机理还是防治技术方面均存在较大不足,为避免发生硫化氢事故,保证稠油油田生产的顺利进行,对硫化氢吸收处理液进行研究。该研究可为硫化氢防治技术的开展提供支持,对推进油田企业持续稳定发展具有重要意义。 相似文献
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赵凯 《石油与天然气化工》2022,51(5):29-34
目的确定含硫气井采用络合铁脱硫工艺进行脱硫净化的技术及经济适应性。 方法分析了络合铁脱硫工艺的原理、流程及特点,根据含硫气井工业应用实例,研究提出了络合铁脱硫工艺的技术及经济适应性条件。 结果在技术性方面,络合铁脱硫工艺适用于任何H2S含量的天然气脱硫,H2S脱除率可达到99.9%以上,且脱除效果稳定,短期内不受H2S含量波动的影响;CO2脱除率由吸收塔运行压力及原料气中CO2含量决定;对不同含量的甲硫醇、乙硫醇脱除率可分别达到97%、92%以上,对羰基硫的脱除率约为6.51%~35.02%;合理硫容应为药剂及电耗综合成本最低时的硫容,不同的运行工况,合理硫容也不同;工艺产生的单质硫目前主要以硫膏形式脱除及处理,对硫磺进行经济、环保的回收处理是络合铁脱硫工艺的一个难点。在经济性方面,开展了工艺完全成本分析,提出了在潜硫量为12.35 t/d的条件下工艺的经济极限H2S含量及经济极限处理量的计算公式。 结论上述研究结果对络合铁脱硫工艺技术优选、优化及经济效益的论证、分析具有一定的借鉴作用。 相似文献
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为了减少塔中联合站处理装置中大量高含H2S原油对非抗硫工艺管线和设备造成的严重腐蚀,消除外输原油和天然气H2S浓度严重超标带来的安全隐患,中国石油塔里木油田公司借鉴国内首套重质原油干法汽提脱硫装置在塔河油田三号联合站试验成功并且安全平稳运行的经验,在塔中作业区水平一转油站建成了日处理能力1 000 t的汽提法原油脱硫装置,对塔中一号气田试采单井原油进行脱硫处理,通过对温度、进液量及汽提比等参数进行不断优化将装置调整到最佳运行状态,采用3018固体脱硫剂对汽提脱硫装置中产生的高含H2S尾气进行全部回收,有效地防止了大气污染。 相似文献
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川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺 总被引:3,自引:0,他引:3
四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。 相似文献