烟气在井筒中的酸凝结规律

2014-04-01李兆敏张丁涌秦国顺衣怀峰薛兴昌杨肖曦

西安石油大学学报(自然科学版) 2014年4期

李兆敏，张丁涌，李威，秦国顺，衣怀峰，薛兴昌，麻涛，杨肖曦

(1．中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛266580;2．中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院，山东青岛266580;3．中国石油新疆油田公司，新疆克拉玛依834000)

由于地层压力的大幅下降，油田注蒸汽开发进入中后期以后，单一的蒸汽吞吐采油效果已不明显［1］。锅炉产生的烟道气主要成分是氮气(80% ～85%)和二氧化碳(10% ～15%)，其中的氮气具有驱油作用，二氧化碳也能降黏、改善流动性。把除去杂质后的烟道气注入油层能够升温降黏、提高采液速率，还具有溶解气驱、混相驱替作用，因而注烟气开发技术越来越多地应用于稠油热采中［2-3］。此外，将烟气回收利用也可以减少温室气体的排放，有利于保护环境。

将烟气应用到稠油开采当中也存在一些问题，当注入的烟气温度下降到200℃以下时，烟气中的SO3与水蒸气结合形成H2SO4蒸汽，微量的H2SO4蒸气就会使烟气的凝结点温度显著提高［4-6］，并且形成硫酸溶液粘附在井筒壁面上，对井筒形成酸腐蚀［7-8］。故确定烟气凝结点温度，已经成为避免发生低温酸腐蚀、提高注烟气采油安全性的关键。通过建立烟气在井筒内的流动与传热模型，求解井内温度、压力分布，计算不同注入介质和参数下的酸凝结点，分析不同注入介质和参数下的酸凝结规律，为注烟气热采的工艺计算、热采工艺方案设计提供依据。