气体和蒸汽（精选3篇）
气体和蒸汽 篇1
在海上石油开采的过程中, 一部分油田存在稠油粘度较低, 埋藏深度较大, 油藏的原始地层压力较大等问题。对于这样的油田采用常规的蒸汽吞吐开采方法具有诸多不便, 在海上采油平台上安装蒸汽发生器难度较高, 即使顺利完成设备的安装, 蒸汽吞吐开采的效果也并不理想。在这样的情况下, 更好地选择是安装模块化的蒸汽和气体发生器, 这种设备较为灵活, 更加适合海上采油平台, 另外蒸汽与气体复合吞吐对于高压稠油油藏有着更强的针对性。
1 蒸汽和二氧化碳复合开采
二氧化碳所具有的非混相驱机理, 也就是具有降低稠油粘度, 降低油水界面张力的作用, 同时二氧化碳还能够起到溶解气驱和乳化的作用。在适当的温度和压力条件下, 能够激发二氧化碳的一些特性, 在这时是二氧化碳和稠油进行接触, 二氧化碳能够充分地溶解到稠油中, 这就可以使原油的体积膨胀, 从而降低稠油的粘度。二氧化碳在溶解进稠油的过程中会产生一种酸性的乳化液, 这种酸性的乳化液能够降低油和水的界面张力。由于二氧化碳的特殊性, 他在稠油中的溶解度与压力成正比, 当压力下降时, 处于饱和状态的二氧化碳就会从原油中溢出, 从而形成溶解气驱。二氧化氮是一种十分理想的驱油用剂, 相对于氮气和烟道气而言, 二氧化碳的混相压力较低, 溶解进多孔介质中, 可以使原油的体积膨胀, 粘度和界面张力降低, 具有非常有效的驱油特性。
在蒸汽吞吐过程中加注二氧化碳, 可以降低原油的粘度, 增加油藏的弹性驱能量。通过这样的方式, 还可以改善油水的相对渗透率, 降低了残余油的饱和程度。这样就可以提高油田的开发效率, 减少了资源的损失。
2 蒸汽和氮气复合开采
氮气辅助蒸汽吞吐主要有四个方面。一是利用氮气可以提高驱油效率, 但其具有很强的窜入性, 进入地层后, 氮气会占据原油孔道, 窜入水无法进入的孔隙, 减少死孔隙, 减少残余油, 降低残余油的饱和程度。二是氮气可以加速地层中的原油的反排运动, 氮气具有的膨胀作用, 可以分散和改变原有的流动形态。三是氮气还可以进一步加强蒸汽的蒸馏作用。四是氮气可以扩大蒸汽的波动体积, 补充地层中损失的能量。五是氮气具有不溶于水的特性, 但是氮气微溶于油, 在溶于油的过程中可以形成微气泡, 与油水形成乳状液, 从而减低原油粘度, 提高原油采收率。
在油藏的条件下, 稠油早饱和但其之后, 体积会增加2%。虽然如此, 在利用蒸汽进行吞吐, 注入蒸汽时加入氮气仍然可以使产量明显地增加, 这主要还是由于加入氮气可以扩大蒸汽的波动体积, 补充地层中损失的能量, 降低残余油的饱和程度的原因。氮气的导热性较差, 在蒸汽吞吐的过程中, 可以利用油套环形空间, 连续或者段赛式地向油层注入氮气可以在油套环空中起到隔热的作用, 从而降低井筒中的热损失。在氮气注入油藏之后, 地层之中的压力得到了提高, 可以补充地层的弹性能量。氮气的膨胀性非常好, 在放排时随着压力的下降, 氮气的体积会迅速膨胀, 这样氮气就可以起到助排解堵的作用。氮气还可以和起泡剂产生贾敏效应, 可以起到封堵高渗带的作用, 可以有效地防止汽窜现象的发生, 盖上吸汽剖面。所以, 利用氮气和蒸汽进行复合开采, 可以大幅度提高原油的产量, 提高油气比例, 改善蒸汽吞吐效果。
3 蒸汽和烟道气复合开采
以我国的渤海油田为例, 现在已探明的稠油储量超过20亿吨, 一直在沿用泵抽和注水等冷采方式采集粘度较小的稠油油藏, 日产油量非常低。由于是在海上进行的采油作业, 海上采油平台的空间十分有限, 在陆地上使用的蒸汽锅炉进行注蒸汽开采的技术很难应用于海上采油平台上。而且, 稠油油藏埋藏较深, 所属地层压力较大, 注入蒸汽十分困难。在这样的情况下, 小型模块化蒸汽和延期发生器应运而生, 它可以将多元热流体注入海上稠油油藏中, 这样可以提高从稠油油藏中采油速度, 提高采收率。随着蒸汽吞吐的进行, 地层能量不断地下降, 油田的开采效果越来越差。采用注入多元热流体的方法, 可以使蒸汽的波及体积增大, 补充不断流失的地层能量, 延长蒸汽的吞吐周期, 改善蒸汽波及体积, 进而提高油井周围地带的洗油效率。对优化和改善薄层稠油油藏和深层稠油油藏的开发效果都有着很好的作用。在注入多元热流体的同时加入一定量的表面活性剂还能够起到控制气体的流度的作用。
在蒸汽吞吐的过程中注入烟道气, 烟道气可以溶解于原油, 当烟道气充分的溶解之后, 原有的体积就会得到增加, 从而增加了弹性能量。烟道气的注入, 还可以帮助改善油水对流比例, 这是因为烟道气可以降低原油的粘度。在蒸汽吞吐的过程中, 注入的烟道气会使混注气化压力下降, 这样就可以通过热损失的减少, 保持蒸汽的温度和干度, 加强了蒸馏作用。
烟道气溶于原油的能力很强, 它充分地溶解在原油中, 几乎可以和原油达成混相, 因此, 烟道气的注入可以改善加热区内流体的分布状况。尽管一味地增加加热范围也可以对曾产生积极效果, 但是单纯地增加加热范围, 提高周期注汽量, 很可能就回到油气比例失调, 超出经济油汽比例。比较可行的办法就是, 在注入等量的蒸汽的情况下, 混住氮气、烟道气等非凝析气体来改变油层中的流体分布, 借此来提高蒸汽的加热范围, 改善有限的开发状况。
4 总结
经济建设的石油资源的依赖性越来越强, 稠油的开发越来越受到重视, 但是稠油的开采过程面临着诸多问题, 热力开采是存在着热损失大, 产量递减幅度大, 损失大, 多周期后能量不足, 采收效率低下, 极易出现汽窜现象。特别是一些稠油粘度较低, 埋藏深度较大, 油藏的原始地层压力较大的油田, 采用常规的蒸汽吞吐开采方法具有诸多不便, 可以在注蒸汽过程中, 在蒸汽中混入其他非凝析气体或者加入一些像发泡剂、降粘剂等化学药剂, 提高开采效率, 开发蒸汽和气体复合开采的新技术。
摘要：伴随着科技的不断进步, 工业化的不断发展, 经济建设的石油资源的依赖性越来越强。稠油的开发越来越受到重视, 但是稠油的开采过程面临着诸多问题, 热力开采是存在着热损失大, 产量递减幅度大, 损失大, 多周期后能量不足, 采收效率低下, 极易出现汽窜现象。通过不断地进行研究和实验, 热力采油技术得到了快速的发展。比如在注蒸汽过程中, 在蒸汽中混入其他非凝析气体或者加入一些像发泡剂、降粘剂等化学药剂, 提高开采效率, 开发蒸汽和气体复合开采的新技术。
关键词：稠油,蒸汽,复合开采
参考文献
[1]王同斌, 扈道明;空心抽油杆在采油工程中的应用[J].石油钻采工艺, 2012, (06)
[2]王弥康.热力采油概论[M].校内讲义, 2006, 6:36-42, 70-86
气体和蒸汽 篇2
注射剂是直接进入人体血液循环系统而发生作用的药品,其产品质量,尤其是对微生物的污染风险控制显得尤为重要。对于灭菌产品来说,蒸汽灭菌是杀灭微生物的最重要手段,因此,其灭菌的有效性非常关键。
目前,在注射剂生产中采用的最广泛的灭菌方法是湿热灭菌,即采用高温湿蒸汽(通常为饱和蒸汽) 灭菌的方法,湿热灭菌法在于高热时有水分子存在,能加速对微生物体内蛋白质的凝固,具有灭菌效率高、灭菌可靠、操作方便、易于控制和经济性好等优点。
湿度达到饱和时(即相对湿度RH为100%或水活度AW=1.0)的灭菌方式称为湿热灭菌,基于湿热作用下使细菌细胞内蛋白质凝固的原理,一般需要的温度比干热法低,时间也短,如121 ℃、12 min或134 ℃、2 min。
该方式采用饱和的洁净纯蒸汽,由于其热焓量较高、潜热大、穿透力强,因此灭菌效率高。
保证灭菌质量的关键因素之一是要有符合要求的高质量的洁净纯蒸汽,其质量要求除必须符合《中华人民共和国药典》中“注射用水”的各项质量指标规定之外,由于湿热灭菌的特殊性,还必须对纯蒸汽的不凝性气体含量、饱和度(过热度)、干燥度这3个指标有所规范。由于饱和度和干燥度的条件较易满足,本文只讨论纯蒸汽中不凝性气体的含量。
1规范对纯蒸汽中不凝性气体的含量要求
有关纯蒸汽中的不凝性气体含量,各国的规范要求如表1所示。
由表1可以看出,各国规范对药品湿热灭菌所用的纯蒸汽均提出了不凝性气体应小于3.5%的要求。
灭菌采用的纯蒸汽来源于纯蒸汽发生器,目前我国制药机械厂家生产的纯蒸汽发生器制造依据标准JB20031—2004《纯蒸汽发生器》,其中规定:(1)纯化水进入蒸发器,被锅炉蒸汽加热而产生的二次蒸汽,经分离除去细菌内毒素等杂质而得到的洁净蒸汽,简称为纯蒸汽。(2)纯蒸汽发生器所制取的纯蒸汽经冷却后形成的冷凝水,应符合《中华人民共和国药典》中“注射用水”的各项质量指标规定。
依据以上标准可以看出,我国纯蒸汽发生器的生产并未对纯蒸汽中的不凝性气体含量的指标提出具体规定。由此可见,纯蒸汽是否需要控制不凝性气体的含量和纯蒸汽的具体用途有关。
当在湿热灭菌系统中使用纯蒸汽时,要求纯蒸汽质量除了满足“注射用水”的标准外,还必须符合不凝性气体含量<3.5%的要求。
2不凝性气体的特性及对湿热灭菌的影响
2.1不凝性气体的特性
不凝性气体指的是在常温下溶解在水中的气体, 主要成分是空气(氧气、氮气、氢气等),溶解的气体肉眼看不见,气体分子以一种特殊的方式附着在水分子之间,此时只有在高倍显微镜下才可看见气体的存在。
气体在水中的溶解度随着温度的升高或压力降低而下降。如果在一个烧锅里加热水可以观察到这种现象,会有气泡产生,并附着在烧锅的底部和侧壁上。如果在锅炉或蒸汽发生器中加热同样的水,这些气泡会夹带在蒸汽中。
由于在一个系统中,各个位置的温度和压力是不同的,因此溶解的气体在循环过程中处于溶解与释放的不断变化中。
2.2不凝性气体对湿热灭菌的影响
在湿热灭菌过程中,如果蒸汽中含有不凝性气体, 蒸汽流会强制气体流向载荷,并在此聚集,不凝性气体的存在可能导致如下问题:
(1)不凝性气体是一种绝缘体,与铜相比,热传递阻力增加了12 000倍。空气层或气阱的存在可能使加热过程受到不良影响。
(2)不凝性气体的存在可能成为蒸汽/水到达载荷各个部位的物理屏障,从而影响纯蒸汽分布的均匀性,会在局部对微生物体内细胞壁凝固不利,从而对灭菌工艺产生影响。
3纯蒸汽发生器不凝性气体的测试试验
我公司制造的纯蒸汽发生器在广东某药厂使用过程中,在纯蒸汽发生器的出口处取样检测纯蒸汽中的不凝性气体含量,连续2周的数据均在蒸汽体积含量的4%左右波动,在灭菌柜入口检测的数据也是4%左右,都超过了规范要求的小于3.5%的指标。为解决此问题,我公司安排了本次纯蒸汽发生器的不凝性气体检测试验。
3.1试验目的
通过试验确定纯蒸汽发生器的不凝性气体的主要分布点,以确定最佳的去除不凝性气体的方法和位置点。
3.2试验方法
在纯蒸汽发生器出口处设置不凝性气体检测点, 在3个关键位置点设置不凝性气体排放点,分别安装排空气阀,然后分别测试在每个位置点排空气阀开启状态下的纯蒸汽出口的不凝性气体含量,将检测的数据进行比对,寻找纯蒸汽发生器中的不凝性气体的浓度分布规律,从而有针对性地对纯蒸汽发生器所产生的不凝性气体采取排除措施。
设定的3个试验排放点有:(1)不凝性气体排放点1:预热器1的进水管路最高点,是纯化水经过预热器1第1次预热后的状态点,纯化水的温度从常温25 ℃加热到约80 ℃,设置排空气阀F1、温度表T1;(2)不凝性气体排放点2:预热器2的进水管路最高点,是纯化水经过预热器2第2次预热后进蒸馏塔即将蒸发前的临界状态点,温度约125 ℃,设置排空气阀F2、温度表T2;(3)不凝性气体排放点3:纯蒸汽出口管路的最高点,是纯蒸汽发生器出口产品的状态点,温度约145 ℃,设置排空气阀F3、温度表T3。
3.3试验流程
纯蒸汽发生器的流程如图1所示。
常温25 ℃的纯化水首先进入预热器1,经过预热后温度升高到约80 ℃(不凝性气体排放点1),再进入预热器2预热后温度升高到约125 ℃(不凝性气体排放点2),温度接近临界蒸发点,然后进入蒸馏塔内的管程, 被壳程的加热蒸汽加热,进料水沿着塔内管道内表面呈薄膜状流下并迅速蒸发为气态,形成二次蒸汽。经过重力沉降和离心分离后的蒸汽就是纯蒸汽,温度约145 ℃(不凝性气体排放点3),在其质量符合《中华人民共和国药典》中“注射用水”的各项要求后,经管道输送到灭菌点以供使用。
4蒸汽质量测试仪系统操作的不凝性气体测试试验
不凝性气体测试试验采用国外某品牌的不凝性气体测试仪。
4.1适用范围
本测试适用于蒸汽质量测试仪系统操作,包括2只温度传感器,其中1只温度显示/记录器能测量环境水温到最大蒸汽供应温度的范围。
4.2工作程序
本测试的工作程序具体如下:
(1)准备用具:1个用于测量蒸汽供应管工作的热电偶;天平,最大量程2 kg、精度0.1 g;1个或2个水桶, 或者其他的水箱,也可是1个固定的供水模式;1个主电源;冷却水供应;
(2)蒸汽测试点:需要在蒸汽管路的特定点测试,该点的理想压力为0.2~0.5 MPa。
(3)冷却水传送装置:交流电泵需完全浸没于水中。推荐该泵与剩余电流安全设备(RCD)一起使用。由于降温需求,在换水之前要保证桶内水足够使测试连续进行约10~15 min。
4.3测试过程
4.3.1安装
不凝性气体检测配件组装如图2所示,装置放于水平表面上。检查确认测试装置上的蒸汽阀门完全关闭,同时制冷水阀门完全打开。
关闭蒸汽供应,确认没有压力残留后,通过1/4″绝缘阀把4 mm铜蒸汽管连接到非冷凝气体采样点。4 mm铜管的另一端连接到冷凝装置的蒸汽连接口上,重新打开蒸汽供应。注意只需稍微打开1/4″绝缘阀一点点。
4.3.2测试过程
测试现场如图3所示。
(1)开始测试前,保证冷却水阀门完全打开,蒸汽阀门关闭。(2)泵供电供应冷却水。冷却水从出水管流出后,缓慢打开主蒸汽阀门。如果冷却水供应不足,流通的蒸汽和沸水可能从冷凝收集桶中射出,存在一定危险。注意眼睛不要直视收集桶内,记得戴眼保护罩。(3)缓慢打开蒸汽阀门,通过降低或者提高流过蒸汽阀和冷却水阀的流量,得到温度为70~90 ℃的冷凝物流量,温度表盘上显示温度值。(4)用来自外源的或冷凝积累的水填充冷凝物收集桶。(5)打开滴管开关,使用橡胶球把冷凝物吸入滴管,使水平面接近滴管刻度顶部。在测试开始前,记得通过关闭滴管开关使滴管与橡胶球分离。(6) 冷凝收集桶中灌入更多的水到溢出为止。(7)除正常的装置外,还应保证灭菌舱是空的。选择敷料装载/装置循环模式,开始运行。(8)倒空量筒,当蒸汽供应首次打开进入灭菌舱时,要保证量筒是空的。(9)标记滴管中的液面刻度。(10)在量筒中收集到至少100 mL的冷凝物时,记录滴管中收集到的气体体积(Vb)和量筒中收集到的水体积(Vc)。(11)不凝性气体的百分数=100%×(Vb/Vc)。(12)如果不凝气体水平不超过3.5%,测试将被认为是可以接受的。(13)测试应该做3次来检查一致性。如果测试结果明显不同,在进行下一步测试之前,先要查找原因。
4.4测试实验结果分析
通过对3个不凝性气体排放点的排放进行检测后, 测得数据如表2所示。
通过试验数据可以看出:经过不凝性气体排放点1排放后,纯蒸汽出口的不凝性气体含量和不排气时的状态相比,由4.12%大幅下降到1.76%,效果明显。而排放点2由4.12%下降到3.05%,排放点3由4.12%下降到3.63%,效果不明显。
可以看出,排放点1对不凝性气体的排放起到了关键作用,在P1、P2等压力参数基本不变的情况下,排放点1排放的不凝性气体最多,而排放点2和排放点3排放的不凝性气体量并不多。图4为各个排放点不凝性气体体积含量对比图。
根据以上结果,分析原因如表3所示。
根据亨利定律,气体在水中的溶解度与水温和压力有关。在一定的压力下,水温降低,气体的溶解度增加;水温升高,气体溶解度降低。当纯化水作为进料水进入本机的预热器,随着温度的升高,气体溶解度降低,溶解在水中的不凝性气体析出,由于气体密度较小,聚集的气体将向上流动停滞在预热器的最高点,在合适的温度下,析出的不凝性气体和水之间的分层效果好,不凝性气体容易排除。而这个合适的温度在本次试验中就是排放点1的温度83.1 ℃,这也验证了水中溶解的气体排放温度应在80~95 ℃之间最合适的理论。
5结语
通过试验,对纯蒸汽发生器的不凝性气体分布规律有了一定的了解,对合理选择不凝性气体排放点有指导作用。试验证明,由于纯蒸汽发生器的结构限制,其在高温气态下不能很好地去除不凝性气体。去除不凝性气体的最佳条件是在进水温度达到80~90 ℃位置处的最高点设置排空阀, 此时水中的气体溶解度较低,且水汽分离效果好。
气体和蒸汽 篇3
1 气体示踪剂注入装置研制
常规化学示踪剂的注入方法不能实现气体示踪剂的注入, 为此自行研制了气体示踪剂注入装置, 该装置主要由电动液压泵、转换阀、油箱、进出液管路、储能器组、截止阀、撬装底盘、电控柜等组成。该装置在全密闭状态下工作, 注入压力可按施工要求调整, 注入速度为10~30L/min, 操作简便, 安全可靠, 该装置获得了实用新型专利, 授权号200420064609.7。
2 气体示踪剂筛选
地层中背景浓度低;在地层中滞留量少;与地层矿物不反应;与所指示的流体配伍;化学稳定性和生物稳定性好;易检出, 灵敏度高;符合HSE标准, 对环境无污染, 对测井无影响;来源广, 成本低。
按上述条件, 筛选出了QT-1、QT-2、QT-3、QT-4等共4种气体示踪剂, 它们在油藏地层中不存在, 常温下无色、无嗅、无毒、不燃, 化学性质十分稳定, 耐温500℃以上, 且在油藏岩石表面吸附量极小, 无生物毒性, 检测灵敏度极高, 并且在一个样品中可同时分析4种气体示踪剂。
3 气体示踪剂分析检测方法研究
由于采出样中气体示踪剂的含量很少, 通常只有10-9~10-11V/V, 且干扰成分较多, 主要为石油气, 因此采用常规的分析方法无法准确分析, 因此我们采用预处理后再进行分析的方法, 大大提高了检测下限。
气体示踪剂样品的预处理采用自行研制的气体示踪剂预处理装置, 样品经过预处理后可完全去除石油气等干扰成分, 并且气体示踪剂浓度可富集500~1000倍。气体示踪剂采用气相色谱法进行分析, 将净化、富集后的气样注入气相色谱仪中, 在优化出的色谱柱、色谱分析条件下进行气样浓度分析, 可实现多种气体示踪剂的同时分析, 分析下限可以达到10-15V/V。
通过建立不同井网分层体系示踪剂流动地质模型, 自行开发了一套气体示踪监测解释软件, 通过拟合计算, 可了解注采井间的连通情况, 了解注入流体的波及情况, 了解井间主流通道参数, 了解储层的非均质性等情况, 为下一步方案的实施及措施的调整提供依据。
4 现场应用
小洼油田洼38块为改善区块开发效果, 进行了蒸汽驱试验, 为了了解注采井间的连通情况, 了解注入蒸汽的波及情况, 评价蒸汽驱的效果, 在洼38-18-K13注汽井中注入了QT-1型气体示踪剂, 进行生产动态监测。洼38-18-K13井组对应8口监测井, 有7口井见高温示踪剂, 达到87.5%, 说明蒸汽波及程度较好, 油层动用程度较高, 在开采过程中已形成流通通道, 蒸汽在这些井里很容易突破;而未见示踪剂显示的洼38-17-13油井, 是因为在监测期间关井, 未能取到有效样品, 因此无法判断是否见到示踪剂显示。从汽驱推进速度来看, 各井之间差别并不大, 介于5.6m/d~10.1m/d, 需要说明的是, 推进速度数值的高低并不能表明井间连通性的强弱, 只是说明井间连通的非均质性强弱。
5 结语
(1) 在本次洼38-18-K13井组的井间气体示踪监测中, 8口观察井中除洼17-13井在示踪剂监测期间关井外, 其余7口井均见到了示踪剂显示, 说明该井组连通情况较好, 汽驱效果明显。为进一步开展汽驱动态分析及措施调整提供了理论依据, 实现了示踪监测的目的。
(2) 在洼38-18-k13井组中, 示踪剂突破时间差别较大, 最快的洼38-18-12c井, 示踪剂注入后12天, 就见到了示踪剂产出, 而井距较远的洼38-17-14c井, 在示踪剂注入33天后才检测到, 大部分井都在12~20天左右示踪剂突破。从注汽推进速度来看, 各井之间差异不大, 多数井的蒸汽推进速度在5m/d~10m/d之间, 总的来看, 推进速度不是很快。
(3) 从压力分布图上看, 洼38-18-k13井组压力从注汽井附近由高到低向周围均匀扩散, 但总体来说, 井组西部区域的压力梯度要比东部区域大, 注入汽向西部的流量较大, 因此要防止西部方向上的油井过早汽窜, 从而影响到其它方向上油井的汽驱效果。
(4) 对洼38-18-k13井组的示踪剂测试进行了分析, 对示踪剂产出曲线进行了拟合。由于拟合情况符合较好, 因此得到的地层动态参数基本反映了实际地质特征, 可以作为分析依据。
(5) 位于井组西部区域生产井的波及面积和波及体积都比较大, 特别是洼38-17-14c井, 波及面积和波及体积分别达到了4644 m2和5483 m3。在整个示踪监测期间, 井间蒸汽波及系数都在1%以下, 表明井间存在高渗条带 (大孔道) 。
(6) 从计算的结果来看, 洛伦兹常数和变异系数都较小, 整体来看, 该井组油层非均质性属中等偏弱。
摘要：随着蒸汽驱在洼38块的开展, 为了及时准确地了解注采井间的连通情况, 了解注入流体的波及情况, 跟踪评价汽驱效果, 为下一步方案实施及措施调整提供依据。探讨了井间气体示踪监测技术在洼38块蒸汽驱中的研究及应用状况, 利用自行研制的气体示踪剂注入装置及气体示踪剂预处理装置以及优化出的样品分析方法和自行开发的气体示踪监测解释软件, 实现了对蒸汽驱措施的动态监测, 为下一步方案的实施及措施的调整提供了依据, 应用前景十分广阔。