高壓油層氣驅(qū)注入系統(tǒng)裝置的研制

高壓油層氣驅(qū)注入系統(tǒng)裝置的研制

1煙道氣雙注油技術(shù)20世紀(jì)70年代，在該層注入氫氣體可以提高原油產(chǎn)量的三次勘探方法。然而，氫氣體的價(jià)格很高，b2的價(jià)格很低。同時(shí)，由于原油溶解和擴(kuò)散等良好性質(zhì)，二維驅(qū)油被廣泛使用。氮驅(qū)油也是一種經(jīng)濟(jì)、成熟的方法，可以提高原油的采收率。煙道氣含有80%～85%的氮?dú)夂?0%～15%的CO2氣.注入煙道氣不但具有同CO2類似的驅(qū)油特性,還具有氮?dú)獾尿?qū)油優(yōu)點(diǎn).加拿大研究者的對(duì)比試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明,注CO2的原油采收率最高(19.9%),其次是注煙道氣(15.7%),注氮?dú)獾脑筒墒章首畹图s為12.1%.煙道氣適用于重質(zhì)油藏,提高采收率的效果介于CO2驅(qū)和氮?dú)怛?qū)之間.煙道氣采油工藝是將稠油熱采的鍋爐煙道氣經(jīng)過處理、增壓后,作為溶劑注入油層,與油層中的殘留原油混溶成一種流體而驅(qū)替產(chǎn)出的三次采油方法.煙道氣中能起溶劑作用而驅(qū)替原油的有效成分是CO2和N2,處理的目標(biāo)是凈化、富集.煙道氣中不利的成分是水分、灰塵,處理的目標(biāo)是脫水、除塵.煙道氣雙注采油技術(shù)目前有兩種“雙注”方式:一種是煙道氣和高壓蒸汽同時(shí)注入,高壓蒸汽從油管注入井下,煙道氣從油管和套管之間環(huán)形空間注入井下,在油井底部混合進(jìn)入油層,這適用于稠油井的蒸汽吞吐調(diào)剖,注入的煙道氣在高滲透油層能形成一定封堵能力,使注入的蒸汽容易進(jìn)入中低滲透油層加熱原油;另一種是煙道氣和含油污水同時(shí)注入,注煙氣管線同油田注水管線相接,煙氣與高壓含油污水混合后,同時(shí)從油管注入井下,用于煙道氣非混相驅(qū).2油藏香煙氣注入技術(shù)條件2.1井網(wǎng)及井網(wǎng)注采確定J33-31塊為興隆臺(tái)油層西部的一個(gè)四級(jí)含油斷塊,是層狀砂巖油藏,油層深-1050～-1250m,油層有效厚度84.8m,油水界面-1230m.巖性以細(xì)砂巖和含礫中-細(xì)砂巖為主,巖石成分以石英為主,長(zhǎng)石次之,泥質(zhì)孔隙式膠結(jié).原始地層壓力11.7MPa,飽和壓力10.07MPa,地層溫度46℃.于1986年投入開發(fā),累計(jì)吞吐油汽比1.02,取得了蒸汽吞吐高速、高效的開發(fā)效果.但目前油汽比已降至0.4,吞吐采油效果越來越差.為了改善油區(qū)斷塊的開發(fā)效果,通過轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,進(jìn)行了繼續(xù)蒸汽吞吐、轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)、蒸汽混合氮?dú)怛?qū)、蒸汽混合煙道氣驅(qū)、水驅(qū)+煙道氣+化學(xué)劑(石油磺酸鹽)驅(qū)等不同開發(fā)方式的優(yōu)化,最終確定煙道氣驅(qū)為J33-31塊的最佳開采方式.煙道氣與高壓含油污水混合后,同時(shí)從油井的油管注入井下.目的層:斷塊上層的100m井距正方形井網(wǎng),目前地層壓力較低.因此,確定為注煙道氣驅(qū)試驗(yàn)的目的層.注水量:根據(jù)目前井況及井網(wǎng)條件,確定注采井?dāng)?shù)之比為1∶5,采油單井產(chǎn)液30t/d,單井注水量165t/d.地層壓力恢復(fù)后,平均單井注水量保持在150t/d,注采比確定在1.0左右.注水溫度:根據(jù)煙道氣驅(qū)數(shù)模、物模研究,從方案對(duì)比看,常溫(50℃)注入與加熱水累計(jì)產(chǎn)油相差不多.從經(jīng)濟(jì)對(duì)比看,各方案經(jīng)濟(jì)效益大體相當(dāng).因此,現(xiàn)場(chǎng)采用50℃左右的注水溫度.煙道氣質(zhì)量:從已有的煙道氣與蒸汽吞吐雙注試驗(yàn)看,煙道氣成分基本滿足要求.磺酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù):通過不同乳化劑與原油乳化能力的實(shí)驗(yàn)研究得知,質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%的遼河石油磺酸鹽在常溫下具有較好的乳化降黏效果.因此,采用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的磺酸鹽,通過加入化學(xué)藥劑(0.3%的表面活性劑)AA2磺酸鹽形成混相驅(qū),提高注水波及體積.氣水比確定:根據(jù)非混相驅(qū)試驗(yàn)及煙道氣驅(qū)理論研究,煙道氣與水的比為1∶1.煙道氣驅(qū)井網(wǎng)部署:J33-31塊共有13口井,采用反九點(diǎn)法不規(guī)則面積注入原則,100m井距井網(wǎng)煙道氣開發(fā),需轉(zhuǎn)注2口井.2.2煙道氣和原油混相壓力煙道氣的組成主要取決于作為鍋爐燃料的天然氣成分.煙道氣的性能主要決定于CO2和氮?dú)庠跓煹罋庵兴嫉谋壤?CO2氣的比例越大越好.煙道氣與原油混相壓力比CO2氣高,雜質(zhì)中含有O2,NO,CO等,當(dāng)含有水分時(shí)易造成設(shè)備腐蝕.為此必須采取防腐措施,選用合金鋼管材,配套以涂層等.2.3煙霧繚繞的味道試驗(yàn)裝置所采集的取樣分析各種組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為:N2為83.98%;CO2為12.4%;O2為3.6%;CO為0.02%.2.4油層香煙氣質(zhì)量比要求各組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)要求達(dá)到如下指標(biāo):N2約88%;CO2大于10%;H2O小于0.1%;O2小于2%.3煙氣沉降、壓縮機(jī)、掃碼、過濾器、省網(wǎng)為進(jìn)行煙道氣雙注采油工藝技術(shù)試驗(yàn)研究,在遼河油田錦州采油廠建設(shè)的煙道氣注入系統(tǒng)裝置,于2001年5月試運(yùn)行投產(chǎn).煙道氣注入系統(tǒng)工藝原理流程如圖1.煙道氣從油田礦區(qū)的稠油熱采蒸汽鍋爐煙筒采集,用引風(fēng)機(jī)抽送,進(jìn)入兩級(jí)換熱器降溫,由180℃冷卻到40℃,再進(jìn)入臥式沉降分離器,使大部分凝結(jié)水和粉塵沉降.接著進(jìn)入氣體凈化裝置,將粒徑1～2μm以上的粉塵除去.高壓鼓風(fēng)機(jī)的入口設(shè)緩沖罐,保持其吸入穩(wěn)定.在進(jìn)入螺桿壓縮機(jī)之前,煙氣先經(jīng)過前置冷干機(jī),使相對(duì)濕度降到40%以下.螺桿壓縮機(jī)將煙氣壓縮到1.2MPa后,經(jīng)冷凍式干燥機(jī)深度脫水.進(jìn)入往復(fù)式壓縮機(jī)增壓至15MPa,由匯管分配、計(jì)量,并加入緩蝕劑,然后與注水管線相接,煙氣與注入水相混合,再沿高壓管網(wǎng)注入到井下.通過生產(chǎn)檢驗(yàn),證明工藝流程基本合理,對(duì)以天然氣作燃料的煙道氣是適用的.4為香煙注入裝置的研究成果經(jīng)過兩年多的試驗(yàn)研究和安裝調(diào)試,通過幾個(gè)月的現(xiàn)場(chǎng)煙氣試注生產(chǎn)運(yùn)行,煙道氣注入工藝研究技術(shù)取得了一定的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn).4.1管道天然氣處理方法和方法對(duì)于以天然氣為燃料的鍋爐煙道氣,用于注入油層時(shí),必須進(jìn)行如下處理作業(yè):4.1.1鍋爐正常燃燒從熱注鍋爐的煙道中,采集足量的煙氣(>2000m3/h),并且不干擾鍋爐的正常燃燒;安裝DN600的煙氣收集器,配套耐溫防腐特制引風(fēng)機(jī).4.1.2水熱泵管換熱器出口溫度在熱注鍋爐煙道中,煙氣采集點(diǎn)的溫度為180～200℃.壓縮機(jī)入口溫度規(guī)定≤40℃.因此,必須將溫度降低140～160℃.采用二級(jí)降溫,水冷熱管換熱器降溫到60℃,浮頭換熱器再降到35℃.4.1.3旋流子分級(jí)除塵過濾系統(tǒng)的改進(jìn)將粉塵清除,滿足油層和設(shè)備對(duì)煙氣的要求,最大限度降低對(duì)油層和設(shè)備的損害.要求含粉塵粒徑小于1μm,采用四級(jí)除塵,在沉降分離器中進(jìn)行水洗捕捉及絲網(wǎng)捕霧,在氣體凈化器中利用旋流子進(jìn)行離心分離和纖維過濾,能濾除粉塵95%～98%.4.1.4.4.2無隔水層將煙氣中的水分脫出,這是處理的關(guān)鍵,不含水的煙道氣基本不具腐蝕性,可以按惰性氣體對(duì)待.要求進(jìn)入壓縮機(jī)的相對(duì)濕度小于40%,煙氣露點(diǎn)低于1～6℃.采用四級(jí)脫水,換熱器脫除游離水,沉降分離器脫除霧狀水,前置冷干機(jī)脫除常壓溶解水,后置冷干機(jī)脫除1.2MPa下溶解水,露點(diǎn)降到-20℃,能夠達(dá)到深度除水.4.1.5壓力、流量根據(jù)油層的需要,考慮適當(dāng)?shù)墓艿滥ψ钃p失,將煙氣壓縮到要求的注氣壓力.采用兩級(jí)壓縮,螺桿壓縮機(jī)作為深度冷干除水的動(dòng)力設(shè)備,同時(shí)起到煙氣初步壓縮的作用.選用螺桿式壓縮機(jī),其流量、壓力可調(diào)節(jié),便于同往復(fù)壓縮機(jī)串聯(lián)匹配,往復(fù)壓縮機(jī)選用風(fēng)冷式,簡(jiǎn)化流程,方便操作.4.1.6給藥根據(jù)油層注氣的具體情況,加入泡沫劑或緩蝕劑,滿足油層所要求的加藥量和加藥壓力.4.1.7測(cè)量和分配根據(jù)注入煙氣的井?dāng)?shù)和注入量,配置調(diào)節(jié)閥組.4.2生產(chǎn)輔助流程通過生產(chǎn)試運(yùn)行的完善改進(jìn),證明在煙道氣處理過程中的輔助流程是十分必要的,它是煙氣處理主流程不可缺少的配套組成部分.4.2.1冷卻水冷卻從熱注鍋爐供水泵的上水管截?cái)嚅y之前接出,將冷卻水直接引到熱管換熱器的水箱,與煙氣進(jìn)行熱交換后,用離心式冷卻水泵抽出,再?gòu)睦鋮s水回水管返輸至熱注鍋爐供水泵上水管的截?cái)嚅y之后.冷卻效果良好,節(jié)能,省水.4.2.2冷凝水系統(tǒng)集中處理將各個(gè)設(shè)備的冷凝水排放口相互連接起來,匯集統(tǒng)一處理,并按照壓力等級(jí),劃分為3個(gè)冷凝水系統(tǒng),分別排放,避免相互干擾.所有管段低點(diǎn),都設(shè)有排液閥,集中處理,操作靈活,保護(hù)環(huán)境.4.2.3高壓消聲器包括啟動(dòng)放空閥、安全閥、放空管線、消聲器等.實(shí)現(xiàn)整體機(jī)組運(yùn)行時(shí)的啟動(dòng)放空以及調(diào)節(jié)運(yùn)行參數(shù)時(shí)的控制放空.高壓消聲器是新研制的專用設(shè)備,排放氣體壓差達(dá)16MPa,噪音降低到70分貝以下.經(jīng)生產(chǎn)試運(yùn)行,效果良好.4.2.4在線測(cè)試流程在系統(tǒng)裝置中,特制引風(fēng)機(jī)、高壓鼓風(fēng)機(jī)、螺桿壓縮機(jī)和往復(fù)壓縮機(jī)能夠分別進(jìn)行單機(jī)試運(yùn),運(yùn)行正常后,按不同要求進(jìn)行組合試運(yùn).4.2.5空氣交換流程當(dāng)煙道氣裝置停止運(yùn)行時(shí),用空氣將各個(gè)系統(tǒng)里的煙道氣置換出來,以減少對(duì)系統(tǒng)的腐蝕.4.3煙氣溫度、濕度生產(chǎn)規(guī)模達(dá)到了設(shè)計(jì)要求:煙氣量不小于2000m3/h,排氣壓力不小于15MPa.工作壓力分3個(gè)系統(tǒng):高壓注入為16MPa;煙氣冷干為1.3MPa;降溫凈化為0.07MPa.工作溫度分3個(gè)系統(tǒng):煙氣收集管段為200℃;高壓排氣管段為180℃;其余管段為45℃.4.4主控室安全保護(hù)(1)設(shè)置3個(gè)功能:a.生產(chǎn)操作監(jiān)測(cè);b.安全保護(hù);c.主控室操作運(yùn)行;(2)采用分層控制,由上位工控機(jī)、可編程控制器PLC系統(tǒng)和現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備等組成.4.5求各求作業(yè)的方向(1)采用箱式變電站滿足裝置所要求的橇裝移動(dòng)式、全天候作業(yè);(2)對(duì)電氣設(shè)備的性能、參數(shù)進(jìn)行全面的調(diào)試,安全、長(zhǎng)期、滿負(fù)荷、優(yōu)化運(yùn)行.5日產(chǎn)油量高為了研究煙道氣的作用,錦州采油廠開展了先導(dǎo)性工業(yè)試驗(yàn),采用煙道氣和高壓蒸汽同時(shí)注入的“雙注”方式.1998年8月在J13-12井開始注煙氣,累計(jì)注煙氣8.64萬標(biāo)準(zhǔn)m3,折算地層條件下約為2690m3.9月3日檢泵后開井,日產(chǎn)液65t/d,含水95.4%;9月5日,日產(chǎn)油量最高達(dá)43t;9月16日,日產(chǎn)液52t,含水50%,原油產(chǎn)量明顯增加.該井經(jīng)過了幾個(gè)周期蒸汽吞吐開采后,原油產(chǎn)量逐漸降低.在單純蒸汽吞吐已不能出油時(shí),試驗(yàn)雙注煙道氣,使該井原油日產(chǎn)量達(dá)到26t,取得明顯增產(chǎn)效果.1999年,錦州采油廠又開展了煙道氣與蒸汽吞吐的“雙注”采油工藝試驗(yàn),采取隔熱、調(diào)剖同時(shí)進(jìn)行的方式.先從套管環(huán)形空間注入煙道氣,待注入壓力逐步升高到一定值時(shí),再?gòu)挠凸茏⑷胝羝?同時(shí)煙道氣繼續(xù)從套管注入,在井筒內(nèi)起到隔熱保溫作用,然后,煙道氣與蒸汽混合的復(fù)合氣體再進(jìn)入地層調(diào)剖.截止到2000年8月,煙道氣調(diào)剖工藝實(shí)施19井次,共增油4682.2t,節(jié)省注蒸汽量4314t,取得明顯經(jīng)濟(jì)效益.以上試驗(yàn)表明,煙道氣注入油層的作用主要體現(xiàn)在以下幾方面:(1)注汽壓力和井筒熱損失率煙道氣在油管與套管環(huán)形空間充滿并流動(dòng)后,顯著改善在油管注蒸汽時(shí)的隔熱效果,減少井筒熱損失,提高井底蒸汽干度,又能降低套管溫度,保護(hù)套管.在常規(guī)稠油熱采時(shí),對(duì)1000m深度的油井,井口注汽壓力為15MPa,蒸汽溫度為343℃,蒸汽干度70%,環(huán)形空間充滿熱水.此時(shí),井底蒸汽干度能降到19%,套管溫度達(dá)到292℃,超過耐溫極限(250℃),井筒熱損失率21%,必須采用隔熱油管.當(dāng)向環(huán)形空間連續(xù)注入煙道氣時(shí),在相同注汽條件下,井底蒸汽干度為42%,套管溫度為188℃,處于安全極限以內(nèi),井筒熱損失率為12%,此時(shí)煙道氣起到隔熱作用,可用普通油管注蒸汽.(2)集中用水、固水溶解了CO2的原油體積能增加10%～100%,在油井回采中,當(dāng)井底附近降壓時(shí),溶解于油中的氣體膨脹,油層內(nèi)形成溶解氣驅(qū)動(dòng),起到強(qiáng)化助排油水作用,尤其能提高回采水率,降低近井地帶含水飽和度,改善多周期蒸汽吞吐效果.(3)煙道氣/原油界面張力的提升飽和了煙道氣的原油,黏度會(huì)降低,有利于稠油采出.試驗(yàn)得知,50℃時(shí)黏度高達(dá)35000mPa·s的原油,在相同條件下?lián)饺霟煹罋夂?黏度降低到9000mPa·s左右.同時(shí)由于二氧化碳的羧化作用,在煙道氣/原油兩相體系中,CO2/油的界面張力較低,改善了驅(qū)油滲透條件,增強(qiáng)油層的驅(qū)動(dòng)能力,提高稠油采收率.(4)注蒸汽k注入油層的蒸汽冷凝后形成的水,與溶解在其中的CO2一起,構(gòu)成碳酸水.它與油層中的碳酸鹽反應(yīng)而將其溶解,能增加油層的滲透率和油井的吸收能力.當(dāng)蒸汽與N2氣及CO2氣一同注入并在油層中混合作用時(shí),比單純注蒸汽能更強(qiáng)地激勵(lì)油層,可明顯增加采油速度,降低汽/油比,提高經(jīng)濟(jì)效益.6煙道氣雙注開采技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)實(shí)驗(yàn)效果比較理想,油層注入煙道氣3個(gè)月之后