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【摘 要】随着我国的工业生产总值不断提升，对于油气储存、装卸、运输过程中进行油气回收是当前油气方面的重要环境问题之一。基于此，人们也就更加重视油气的回收，通过油气的回收利用解决好当前油气供应不足的大问题，同时对于环境的污染也可以大大降低，从而体现了油气回收技术的提升已经成为了当前阶段的主要问题之一。
【关键词】油气储运;油气回收;回收技术
1油气回收技术的研究背景
如今，社会经济的高速发展都离不开油气和天然气两种能源，各国都在大力研发油气天然气回收技术。我国的油气储运行业在不断的发展，然而油气和天然气都属于不可再生资源，据相关的研究显示，油气资源在储运环节中会产生大量的损失，造成油气资源浪费。因此，在此背景下，我国进行油气回收技术的研究势在必行。我国目前此方面的研究与发达国家还存在一定的差距，因此，我国应该进一步结合自身的实际情况，完善油气回收技术的研究，提升油气资源回收的效率。
2油气储运中常见的回收技术
2.1冷凝法
冷凝法是一种非常常见的油气回收技术，在常见的压力条件下对油气资源和低温介质进行热量交换，使其温度降低，实现物质重组形成液体，便于油气回收，剩余的轻质组分则直接排入到大气中。此方法在实际应用环节受到温度的影响，由于介质之间热量的交换方式比复杂，运行成本非常高。
2.2吸收法
在一定的工艺条件下，通过吸收剂的应用，将油气中的各类成分吸收起来进行回收，结合压力和温度等工作条件，吸收法又可以分成常压常温吸收法和常压低温吸收法等，但是此类方法应用不够广泛，由于在常压常温条件下油气的回收已经比较方便。所使用的吸收剂也有两种，其一是可再生吸收剂，还有一种是不可再生吸收剂。
2.3吸附法
吸附法与吸收法存在一定的相似之处，采用吸附剂将油气中的成分从空气中分离出来。吸附剂用于一些亲和力较强的材料中，一般是活性炭，其对油气中各类成分的吸附率高达34%，但是在高温下吸附剂与油气中的成分会产生化学反应，此类方法在应用中存在一定的局限性。
3油气储运中油气回收技术的具体运用
3.1实验测量的PVT模拟
为了模拟在实验室进行的实验测试，采用了Eclipse模拟器的流体PVTi模块PVTi。基于PVTi状态方程（EOS）的Eclipse模拟器模块用于描述各种流体样本，实验数据包括相对体积、总地层体积系数、气藏体积系数、气体比重、气油比、油气回收系数。
3.2吞吐注气性能评价
在致密岩石样品中进行了huff-n-puff气体注入或循环气体注入的实验研究，第一步是在给定压力下用油样在相当长的时间内使岩心塞饱和。然后，将预饱和的岩芯放在岩芯固定器中，暴露在高压气体中。在关井或浸泡期间，预计气体会渗入基质并与油充分接触。浸泡后，通过降低系统压力，油从基质中渗出。通过重新称重岩芯样品或使用有机溶剂收集回收的油气来计算油气回收率。常用的注入气体或溶剂为N2、CO2、CH4、C2H6和CH4/C2H6混合物。
3.3完善敏感性分析，改善油气回收率
除实验研究外，还利用内部模拟方法或软件工具进行了大量模拟工作，以研究致密地层中的现场规模吞吐注入。敏感性分析与实验或模拟一起进行，以检查各种操作参数（注入压力和速率、初始注入时间、气体注入持续时间、均热时间、循环次数和非均质性）对回收率的影响。
注气压力对吞吐采油方案回收率的影响，增加压力只会在不混溶条件下产生良好的恢复性能。当注入压力高于MMP时，进一步增加注入压力不会导致回收率显著增加。近混相CO2吞吐和混相CO2吞吐可以有效地提高原油回收率，分别达到63.0%和61.0%，而水驱和不混相CO2吞吐的最终回收率分别为42.8%和51.5%。页岩油地层中的吞吐过程的主要机制包括粘度和界面张力降低、油膨胀效应、轻组分萃取和溶解气驱动。
常规地层或致密地层中，气体相对更容易溶解在基质中的机理，油被存储后，气体更难与油气接触，在MMP下方和上方，他们观察到当注入压力高于MMP时，回收率仍随着压力的增加而增加。
较高的注入速度也意味着更多的资本投入，特别是当注入速度增加一到两个数量级时，注入到储层中的二氧化碳将大大增加。从盈利角度来看，注入大量二氧化碳是不合理的，应进行经济评价以优化注入速率。初始注气时间和注气持续时间也是注气过程中的两个关键参数，将注气初始时间从1000天推迟到2000天，可提高回收率2.47%。采用30天、200天、400天、500天和1000天的注气初始时间，考察了初始注气时间，可以看出延迟注气（从30天到400天）可以提高回收率;但是，当稍后开始注气（400至1000天）时，油气回收率并没有得到有效提高。与周期数和注气速度相似，较长的注气时间有利于提高回收率，因为注气量越大，可保持较高的储层压力。
然而，从现金流的角度来看，注气时间应得到优化。均热时间作为吞吐过程中的另一个重要操作参数，通常与循环次数一起进行检验。长浸泡时间使注入气体能够通过溶解与油氣更好地混合，从而提高每摩尔二氧化碳的有效回收率。但是，长时间的关井会缩短生产时间。最佳均热时间可通过计算总气体利用率，以及将循环次数和压力分布联系起来确定。一些实验和模拟结果表明，在混相CO2注入条件下，较长的均热时间允许气体进一步扩散到基质中，从而获得更高的累积回收率。
浸泡时间对回收率无影响，在本次敏感性分析中，一次注气1000天后只进行了一次注气循环，而总生产时间为5000天，回收率变化不大。储层非均质性对吞吐或循环天然气注入效率的影响也会产生很大的影响，对于低渗透非均质储层，其回收率优于均质储层，CO2会迁移到更深的地层中，而不会起到增加储层压力和将油运回井内的作用。储层非均质性可以有效阻止注入气向深层运移，有助于保持较高的近井储层压力，提升油气回收率。
3.4完善油气流动动态评价，提升油气回收率
页岩气藏气驱的实验和模拟研究与huff-n-puff相比受到了限制，这可能是由于致密页岩的低吸水性造成的。本次研究采用页岩岩芯塞（渗透率为85～400nd）对氮气驱和氮气吞吐进行了实验对比，氮气突破后产量下降。
由于各周期的压力梯度持续良好，吞吐采油方案保持了相对较长的有效回收率。在140°F的储层温度下，对致密地层岩心（渗透率为250～440?d）中的CO2水交替气体注入进行了实验研究，结果表明，较短的水段塞尺寸或较长的CO2段塞尺寸有利于提高流体的注入能力，但由于早期天然气杂质比较多，导致回收率下降。在注水期间，循环时间的增加会导致流体的注入能力降低。
在油田页岩油气藏的混相和非混相条件下进行了数值模拟模型研究中，结果表明在混相和非混相条件下，无论注入气类型如何，都能获得显著的回收率。在混相条件下，作为替代注入气体的烃类气体以及CO2注入。在非混相条件下，注烃也能获得较好的回收率。
4结语
现代社会发展离不开油气能源，而在油气储运中的油气损失会造成大量能源浪费，同时还会对自然环境造成一定的污染。对此，必须要采取有效的油气回收技术，对在油气储运中因蒸发、泄漏而损失的油气进行有效回收利用，从而减少损失，提高效益。但目前我国的油气回收技术尚不够完善，未来仍需加强研究，争取早日研发出更加有效的技术。
参考文献：
[1]詹飞龙，赵巍，张华，等.冷凝法油气回收增压系统的模拟分析与研究[J].真空与低温，2020，26（03）：211-218.
（作者单位：辽宁恒鑫源工程项目管理有限公司）
【关键词】油气储运;油气回收;回收技术
1油气回收技术的研究背景
如今，社会经济的高速发展都离不开油气和天然气两种能源，各国都在大力研发油气天然气回收技术。我国的油气储运行业在不断的发展，然而油气和天然气都属于不可再生资源，据相关的研究显示，油气资源在储运环节中会产生大量的损失，造成油气资源浪费。因此，在此背景下，我国进行油气回收技术的研究势在必行。我国目前此方面的研究与发达国家还存在一定的差距，因此，我国应该进一步结合自身的实际情况，完善油气回收技术的研究，提升油气资源回收的效率。
2油气储运中常见的回收技术
2.1冷凝法
冷凝法是一种非常常见的油气回收技术，在常见的压力条件下对油气资源和低温介质进行热量交换，使其温度降低，实现物质重组形成液体，便于油气回收，剩余的轻质组分则直接排入到大气中。此方法在实际应用环节受到温度的影响，由于介质之间热量的交换方式比复杂，运行成本非常高。
2.2吸收法
在一定的工艺条件下，通过吸收剂的应用，将油气中的各类成分吸收起来进行回收，结合压力和温度等工作条件，吸收法又可以分成常压常温吸收法和常压低温吸收法等，但是此类方法应用不够广泛，由于在常压常温条件下油气的回收已经比较方便。所使用的吸收剂也有两种，其一是可再生吸收剂，还有一种是不可再生吸收剂。
2.3吸附法
吸附法与吸收法存在一定的相似之处，采用吸附剂将油气中的成分从空气中分离出来。吸附剂用于一些亲和力较强的材料中，一般是活性炭，其对油气中各类成分的吸附率高达34%，但是在高温下吸附剂与油气中的成分会产生化学反应，此类方法在应用中存在一定的局限性。
3油气储运中油气回收技术的具体运用
3.1实验测量的PVT模拟
为了模拟在实验室进行的实验测试，采用了Eclipse模拟器的流体PVTi模块PVTi。基于PVTi状态方程（EOS）的Eclipse模拟器模块用于描述各种流体样本，实验数据包括相对体积、总地层体积系数、气藏体积系数、气体比重、气油比、油气回收系数。
3.2吞吐注气性能评价
在致密岩石样品中进行了huff-n-puff气体注入或循环气体注入的实验研究，第一步是在给定压力下用油样在相当长的时间内使岩心塞饱和。然后，将预饱和的岩芯放在岩芯固定器中，暴露在高压气体中。在关井或浸泡期间，预计气体会渗入基质并与油充分接触。浸泡后，通过降低系统压力，油从基质中渗出。通过重新称重岩芯样品或使用有机溶剂收集回收的油气来计算油气回收率。常用的注入气体或溶剂为N2、CO2、CH4、C2H6和CH4/C2H6混合物。
3.3完善敏感性分析，改善油气回收率
除实验研究外，还利用内部模拟方法或软件工具进行了大量模拟工作，以研究致密地层中的现场规模吞吐注入。敏感性分析与实验或模拟一起进行，以检查各种操作参数（注入压力和速率、初始注入时间、气体注入持续时间、均热时间、循环次数和非均质性）对回收率的影响。
注气压力对吞吐采油方案回收率的影响，增加压力只会在不混溶条件下产生良好的恢复性能。当注入压力高于MMP时，进一步增加注入压力不会导致回收率显著增加。近混相CO2吞吐和混相CO2吞吐可以有效地提高原油回收率，分别达到63.0%和61.0%，而水驱和不混相CO2吞吐的最终回收率分别为42.8%和51.5%。页岩油地层中的吞吐过程的主要机制包括粘度和界面张力降低、油膨胀效应、轻组分萃取和溶解气驱动。
常规地层或致密地层中，气体相对更容易溶解在基质中的机理，油被存储后，气体更难与油气接触，在MMP下方和上方，他们观察到当注入压力高于MMP时，回收率仍随着压力的增加而增加。
较高的注入速度也意味着更多的资本投入，特别是当注入速度增加一到两个数量级时，注入到储层中的二氧化碳将大大增加。从盈利角度来看，注入大量二氧化碳是不合理的，应进行经济评价以优化注入速率。初始注气时间和注气持续时间也是注气过程中的两个关键参数，将注气初始时间从1000天推迟到2000天，可提高回收率2.47%。采用30天、200天、400天、500天和1000天的注气初始时间，考察了初始注气时间，可以看出延迟注气（从30天到400天）可以提高回收率;但是，当稍后开始注气（400至1000天）时，油气回收率并没有得到有效提高。与周期数和注气速度相似，较长的注气时间有利于提高回收率，因为注气量越大，可保持较高的储层压力。
然而，从现金流的角度来看，注气时间应得到优化。均热时间作为吞吐过程中的另一个重要操作参数，通常与循环次数一起进行检验。长浸泡时间使注入气体能够通过溶解与油氣更好地混合，从而提高每摩尔二氧化碳的有效回收率。但是，长时间的关井会缩短生产时间。最佳均热时间可通过计算总气体利用率，以及将循环次数和压力分布联系起来确定。一些实验和模拟结果表明，在混相CO2注入条件下，较长的均热时间允许气体进一步扩散到基质中，从而获得更高的累积回收率。
浸泡时间对回收率无影响，在本次敏感性分析中，一次注气1000天后只进行了一次注气循环，而总生产时间为5000天，回收率变化不大。储层非均质性对吞吐或循环天然气注入效率的影响也会产生很大的影响，对于低渗透非均质储层，其回收率优于均质储层，CO2会迁移到更深的地层中，而不会起到增加储层压力和将油运回井内的作用。储层非均质性可以有效阻止注入气向深层运移，有助于保持较高的近井储层压力，提升油气回收率。
3.4完善油气流动动态评价，提升油气回收率
页岩气藏气驱的实验和模拟研究与huff-n-puff相比受到了限制，这可能是由于致密页岩的低吸水性造成的。本次研究采用页岩岩芯塞（渗透率为85～400nd）对氮气驱和氮气吞吐进行了实验对比，氮气突破后产量下降。
由于各周期的压力梯度持续良好，吞吐采油方案保持了相对较长的有效回收率。在140°F的储层温度下，对致密地层岩心（渗透率为250～440?d）中的CO2水交替气体注入进行了实验研究，结果表明，较短的水段塞尺寸或较长的CO2段塞尺寸有利于提高流体的注入能力，但由于早期天然气杂质比较多，导致回收率下降。在注水期间，循环时间的增加会导致流体的注入能力降低。
在油田页岩油气藏的混相和非混相条件下进行了数值模拟模型研究中，结果表明在混相和非混相条件下，无论注入气类型如何，都能获得显著的回收率。在混相条件下，作为替代注入气体的烃类气体以及CO2注入。在非混相条件下，注烃也能获得较好的回收率。
4结语
现代社会发展离不开油气能源，而在油气储运中的油气损失会造成大量能源浪费，同时还会对自然环境造成一定的污染。对此，必须要采取有效的油气回收技术，对在油气储运中因蒸发、泄漏而损失的油气进行有效回收利用，从而减少损失，提高效益。但目前我国的油气回收技术尚不够完善，未来仍需加强研究，争取早日研发出更加有效的技术。
参考文献：
[1]詹飞龙，赵巍，张华，等.冷凝法油气回收增压系统的模拟分析与研究[J].真空与低温，2020，26（03）：211-218.
（作者单位：辽宁恒鑫源工程项目管理有限公司）