长城钻探工程院的三大气体采油技术

       气体采油技术是向油井中注入适应油层特性的气体，通过调整储层吸入剖面，提高原油流动性，保持地层压力，增加驱油效率，提高油气采收率的技术。目前长城钻探工程院采油所以气体采油技术为主导，服务于国内、外多个油田。

       CO2采油技术

       自上世纪50年代美国开始CO2驱油技术研究以来，CO2—EOR技术发展迅速，目前已经成为一项主导的EOR技术。据2010年油气杂志统计显示，美国2010年开展的EOR项目中，CO2—EOR项目已经成为增油量最多的项目，占美国整个EOR增油量的42.4%。

       近几年，我国先后开展了CO2驱油实验，国内众多高校和研究机构针对不同油藏类型，不同原油物性开展了系列室内混相驱试验研究，并用组分模型软件，开展了数值模拟和室内物理模拟研究，取得了多项成果。

       工程院采油所CO2采油技术初始是针对辽河油田稠油、超稠油和高凝油开采难的现状而开展研究的。随着应用范围不断扩大，现在已形成了多种采油工艺。包括：应用于轻质油藏和普通冷采稠油油藏、中高质热采稠油油藏、高凝油油藏等采用的一系列相关工艺技术。

       在推广应用上，工程院采油所CO2采油技术先后在辽河油田和冀东油田的多个区块不同油藏，进行了百余口井次的CO2+助剂辅助蒸汽吞吐，液态CO2吞吐，液态CO2+水段塞驱等不同工艺的施工，总计有效率达95%以上，效果显著，得到了甲方的一致好评。

       CO2采油技术一般可提高原油采收率7%～15%，延长油井生产寿命15～20年。综合各油田生产数据，该技术可大幅提高单井产量（对比施工前数据），投入产出比可达到1:3.3～1:13.2，经济效益显著。此外，CO2的回收再利用，可降低向大气中排放量，减少温室效应，对保护地球起到积极作用。

       CO2采油技术，具有很好的发展前景，可以在注水开发的稀油油田、普通稠油油田，注蒸汽开发的稠油及超稠油油田、高凝油油田中推广应用，是替代注水开发的一个新的EOR技术，发展前景广阔。如果CO2低压混相研究取得突破，可使CO2技术的采收率达到90%以上。

        设备介绍——高压注入泵：考虑到不同地层吸气能力的不同，对注入CO2气体的速度要求也不一样，采油技术研究所设计了可调频的液态CO2注入泵，可以通过调频调节CO2的注入排量以适应不同条件的注气要求，注入泵照片见图1，参数见表1。

       设备介绍——地面加热炉：考虑到液态CO2的注入会使油层温度降低或造成地层析蜡，设计配套了CO2加热设备—地面加热炉，加热炉照片见图2，参数见表2。

       设备介绍——CO2含量检测设备：注入CO2后回采时，要及时对生产井及周边邻井的CO2含量进行检测，以便分析CO2在油层中的作用。检测仪照片见图3。

       N2采油技术

       长城工程院采油所自2000年开始立项研究N2采油技术，经过十多年的研发已经形成了一系列N2采油技术，广泛应用于国内各大油田，取得了良好的效果。我们设计制造的辽河油田第一套制氮注氮设备，目前仍在为各油田提供服务。

        该技术已在国内所有油田取得了良好应用效果。为了保证安全生产，在油田的管线试压、气井井口试压、油水井扫线、井筒排液、气举诱喷等各项施工中，N2设备已经取代了空气压缩设备。

       工程院采油所N2采油技术多年来在辽河，延长油田、中原、新疆、冀东、胜利等油田以及苏丹等国进行N2隔热（助排），N2泡沫调剖/吞吐，热水+N2泡沫段塞驱，N2（泡沫）排水诱喷，N2泡沫压水锥等多个工艺的施工达3000余口井次，施工成功率100%，增油效果显著，技术水平国际一流。

       N2采油技术一般可提高原油采收率5%～10%。综合各油田生产数据，N2采油技术各工艺措施可大幅降低生产井含水率，提高单井产量（对比施工前数据），投入产出比一般在1:2.4～1:4.8，经济效益显著。

       随着国内油田开采中出现的驱替波及系数小、油藏动用程度差、边底水锥进以及蒸汽吞吐效果快速递减等问题愈发严重，N2（泡沫）调剖控水等相关N2采油技术展现出广阔的前景，必将得到更加广泛的应用。

       由采油技术研究所设计制造的移动式制氮注氮设备，具有移动灵活方便、气源广泛、价格低、无污染、多用途等特点。其原理是利用分子膜分离技术，从空气中分离出纯度达95%的N2，然后将分离出的N2直接通过增压泵注入油井中，整个工艺过程不会对空气造成任何污染。制氮注氮设备的结构如图4所示。

       施工过程N2车组的摆放见图5，目前采油技术研究所拥有NPU 900/25DF和NPIU 1200/35DF型制氮注氮设备各一套，设备性能参数见图6表3、图7表4。

       烟道气采油——“一炉三注”技术

        烟道气(flue gas/stack gas)中含有80%～85%的N2和10%～15%的CO2气，注入烟道气兼具CO2和N2的特性和优点。加拿大研究者的对比试验研究表明：烟道气适用于重质油藏，EOR的效果介于CO2驱和N2驱之间。20世纪80年代，注锅炉烟道气采油技术有了较大的发展，形成了强化采油提高采收率的新趋势。

        油田在开采过程中，注入CO2和N2用来提高采收率的技术已经日臻成熟，现场也见到了明显的效果。但所需CO2和N2的气源、气量、成本等问题一直制约该技术的规模化应用。为了降低油田开发用蒸汽、CO2、N2的成本，提高经济效益，同时减少大气中CO2的排放，保护环境，长城钻探公司在前期锅炉烟道气回收采油研究的基础上，提出“一炉三注”技术，即用一台油田注汽锅炉及其配套的烟道气回收利用装置实现现场注蒸汽、CO2和N2。

        由此，长城钻探自主研发了“一炉三注”技术，即采用特殊方法回收分离烟道气中的N2，CO2气，然后和蒸汽一同集中到综合调配装置，根据油井生产需要平衡注入蒸汽、N2和CO2气。通过对“一炉三注”工艺技术和配套装置的研究，长城钻探工程院已形成了年产CO2气3×104t，纯度98%以上；N2气3.6×104t，纯度93%以上；SO2气含量小于50mg/L，氮氧化物含量小于50mg/L的成产能力。工艺设备配套完善，技术水平国内领先，见图8。

       把污染环境的含有大量CO2、硫化物及粉尘的排放烟气作为油田稠油和超稠油开采的注入气体，既能提高原油产量和油层采收率，又可减少废气的排放，有利于环境保护。因此，“一炉三注”技术及其装置，是一项既有显著的经济效益，又有良好的环境效益，是一项广阔发展前景的高科技工业项目。

        “一炉三注”装置工艺流程主要分为以下三个主要系统：水洗脱硫系统、吸收再生系统和加压注入系统，整套装置由DCS系统控制。其工艺流程简图见图9。

        设备介绍——水洗脱硫系统：锅炉烟道气在引风机的作用下引入3000Nm3/h从脱硫水洗塔下部进入塔中，脱硫水洗塔分上下两段，烟道气经过填料层与从塔中部喷淋下来的脱硫溶液接触，吸收液汇集在塔底引出，进入塔底的脱硫液槽中，用脱硫液泵送入脱硫水洗塔中循环使用。含SO2小于50ppm的烟道气通过塔中间的气体通道，进入上段水洗塔中，利用洗涤水把气体带入的碱液洗净，保证塔顶出去的气体中不含碱液。

        设备介绍——吸收再生系统：不含灰尘和硫化物的烟道气被引风机引入吸收塔中，吸收塔也分上下两段，烟气在向上的流动过程中，混合气中的CO2被向下流动的的复合碱液吸收，剩余烟道气通过塔中间的气体通道，进入吸收塔上段水洗部分。见图12、13。

        利用洗涤水把气体带入的碱液洗净，保证塔顶出去的气体中不含碱液。烟道气在吸收塔中被吸收了CO2后，剩余气体成分为含氧N2，根据现场实际注井需要，只需要4000Nm3/h用来注入油井，其余大部分无污染的N2和O2直接排到大气中。

       从吸收塔底过来的碱液由富液泵送出经过贫富液换热器升温后送到再生塔的顶部，向下流过填料层，进入溶液再沸器，由经锅炉引来的经过减压后的0.5MPa蒸汽加热，通过自然循环把再生塔底部的溶剂加热到110℃，使其中的CO2解吸。CO2从溶液中解吸出来，从塔顶排出塔外。塔底贫液由贫液泵经过贫富液换热器降温后送往吸收塔，中途经过贫液冷却器降温至40℃，再返到吸收塔上部循环使用。

        设备介绍——加压注入系统：再生塔是常压操作，塔顶温度98℃，有大量水蒸汽随同CO2气体排出，再生塔顶部出来的CO2混合气体，经过再生气冷却器由98℃冷却至40℃左右，进入再生气气液分离器分出冷凝水，分离器顶部排出的CO2约2200Nm3/h，送到后面净化槽中除水，出来的CO2气体在0.7MPa压力下经CO2冷干机温度降至10℃，将CO2中挟带的饱和水蒸气降至1％以下，从而完成CO2脱水任务，然后进入CO2压缩机增压至16MPa进行注井采油。N2 4000Nm3/h经过N2冷干机除水后进入N2压缩机增压至16MPa用于注井，见图14、15。