煙道氣回收利用一體化技術(shù)研究

張翼飛

（1.中國科學(xué)院頁巖氣與地質(zhì)工程重點實驗室；2.中國科學(xué)院地球科學(xué)研究院；3.中國科學(xué)院大學(xué)）

引言

我國大部分油田已進入石油開采的中后期階段，主要采用注水開發(fā)的方式，注采不平衡的開發(fā)矛盾導(dǎo)致絕大部分油井采出液含水70%～80%，有的油田甚至高達90%以上。隨著油田的不斷開發(fā)，油井采出液含水量將會不斷地增加，導(dǎo)致油田產(chǎn)生非常巨大的污水量。這些油田污水不但處理難度大，處理費用也很高。目前對產(chǎn)出污水的處理方式主要是在集油站分離后再進行回灌，這些污水是重要的工業(yè)污染源之一。如果把如此大量的采出水直接外排，將造成非常嚴(yán)重的環(huán)境污染問題，同時又浪費了寶貴的水資源。因此，油田污水的處理對環(huán)境保護至關(guān)重要，同時也關(guān)系到油田企業(yè)未來的生存與發(fā)展，是油田實現(xiàn)可持續(xù)開發(fā)和提高油田經(jīng)濟效益節(jié)約成本的一個重要途徑。

目前國內(nèi)稠油熱采以吞吐方式為主，蒸汽是吞吐的主要熱介質(zhì)[1]。熱采井注汽需要大量經(jīng)過處理的清水，1臺鍋爐每口井注汽量為1500～2500 t，需要清水1800～3000 t。利用煙道氣回收利用一體化技術(shù)，可將油田污水處理成注汽鍋爐注汽用清水，同時利用注汽鍋爐產(chǎn)生170～220℃左右煙氣的熱能，不但使污水得到凈化，用于油田生產(chǎn)，也可對煙氣進行除塵。因此，通過本方法可將注汽鍋爐產(chǎn)生的煙氣回收，進一步利用煙氣余熱來處理油田污水，加熱鍋爐用水，實現(xiàn)降低能耗的目的。這不僅能大大地降低油田的采油成本，還有利于保護環(huán)境、減少污染以及減少溫室氣體的排放。將煙氣注入油藏，能起到改善稠油注蒸汽開采的效果，提高原油采收率。

1 煙道氣回收利用一體化技術(shù)工藝流程

煙道氣是指煤等化石燃料燃燒時所產(chǎn)生的對環(huán)境有污染的氣態(tài)物質(zhì)。因這些物質(zhì)通常由煙道或煙囪排出，煙道氣產(chǎn)生的過程大多是燃料不充分利用，不完全燃燒造成的。煙道氣的成分很復(fù)雜，無污染物占99%以上，主要為N2、CO2、O2、H2O；污染物含量低于1%，主要有灰塵、粉渣和SO2，若爐子操作不正常，會產(chǎn)生CO、NOX及其他有害氣體。另一方面，煙道氣中含有10%～15%的二氧化碳，80%～85%的氮氣，即同時含有注汽采油所需的兩種關(guān)鍵組分。注煙道氣采油是改善油田開發(fā)效果、提高采收率的有效途徑[2-3]。煙道氣在排放的同時還夾雜著大量的工業(yè)廢熱，由于其溫度較高，可用做高溫反應(yīng)的熱載體。

技術(shù)流程如圖1所示。油田生產(chǎn)產(chǎn)生的低溫污水經(jīng)過A熱交換裝置與進入A的助燃空氣換熱變成高溫污水；高溫污水進入B煙氣凈化、污水處理裝置，高溫污水從裝置B上部噴淋而下，與進入裝置B的煙道氣接觸，將廢煙氣中的二氧化硫溶解在廢水中，廢水繼續(xù)通過污水處理裝置進行深度處理至可用淡水（在裝置B中熱污水與170～200℃煙道氣進行充分接觸，將廢煙氣中的二氧化硫溶解在廢水中，廢水再通過外排泵送往廢水處理裝置；脫除二氧化硫的廢煙氣通過A熱交換裝置與流過該裝置的低溫污水通過熱擴散原理換熱后溫度降低，變成低溫水和二氧化碳加氮氣；之后進入液氣分離裝置D，干燥后的二氧化碳和氮氣進入氣壓機E，裝置D中分離出的蒸餾純凈水為裝置C蒸汽發(fā)生器提供鍋爐用水，鍋爐不足用水由油田污水處理流程處理后的純凈水補充。裝置C蒸汽發(fā)生器燃燒產(chǎn)生的煙道氣進入裝置B，循環(huán)進行上述過程。蒸汽發(fā)生器C燃燒產(chǎn)出的高溫飽和蒸氣由油管注入油層，通過氣壓機E處理后的低溫干燥二氧化碳和氮氣從油井油管與套管環(huán)空注入油層，以煙氣輔助高溫蒸汽形式進入油層，輔助開采，提高采收率。

圖1 煙道氣回收利用一體化技術(shù)流程

2 關(guān)鍵技術(shù)

2.1 鍋爐尾氣除塵、除硫、凈化+污水凈化直供鍋爐一體化技術(shù)

煙道氣中通常含有少量粉塵。粉塵的影響主要在于它容易與其他氧化物形成污垢并附在金屬表面，影響設(shè)備的運行效率，同時加速對設(shè)備和管網(wǎng)的腐蝕，并對地層造成污染。因此，注入煙道氣時，要進行除塵處理，降低粉塵濃度并使殘余粉塵粒徑小于1 μ m[4]。燃煤電廠通常使用的電除塵技術(shù)或者袋式除塵技術(shù)在煙道氣驅(qū)提高采收率技術(shù)中可以直接應(yīng)用，重力除塵技術(shù)、旋風(fēng)除塵技術(shù)、離心濕式除塵技術(shù)等在滿足煙道氣驅(qū)要求的情況下也可選擇使用[5]。此外，雖然SO2在煙道氣中的含量不高，但其能夠和煙道氣中的氧生成SO3，進而與水混合產(chǎn)生酸性溶液，這些酸性溶液會對設(shè)備和地下管網(wǎng)產(chǎn)生腐蝕。研究表明，煙氣中硫酸冷凝是煙道氣具有強腐蝕性的主要原因，而且SO3濃度越高，越容易造成腐蝕[6-7]，因而新生成的煙道氣一定要進行脫硫處理。在現(xiàn)階段，煙道氣脫硫工藝主要分為干法脫硫、半干法脫硫、濕法脫硫以及一系列新型脫硫方法。在眾多的脫硫工藝中，濕法脫硫技術(shù)的效率較高，是目前應(yīng)用最廣的脫硫方法，約占世界上現(xiàn)有煙道氣脫硫裝置的85%左右[8-9]。

在所述煙道氣回收利用一體化技術(shù)中，煙氣凈化污水處理裝置利用注汽鍋爐燃燒過程中產(chǎn)生的170～200℃的煙氣，與經(jīng)熱交換后（溫度可達80～90℃）的高溫污水在噴淋塔中進行熱能交換及處理，將污水凈化為水蒸氣，同時將鍋爐尾氣除塵、凈化、除硫，將水蒸氣與凈化后的煙氣（CO2、N2）排出塔外。其特征是在此裝置內(nèi)經(jīng)霧化布水器噴淋油田污水與經(jīng)煙氣導(dǎo)流器和消塵傘彌散的鍋爐煙氣混浴，油田污水與煙氣在噴淋塔中進行熱能交換。油田污水因受鍋爐煙氣加熱，一部分蒸發(fā)形成蒸汽，鍋爐煙氣經(jīng)淋洗凈化，蒸汽和凈化后煙氣經(jīng)微滴濾過器除水后由輸氣管送入熱交換裝置。未形成蒸汽的另一部分油田污水及因吸附水分增重黏合的煙氣粉塵墜落積水槽，水分經(jīng)過濾膜過濾后經(jīng)過水口排出、無害化處置后外排，粉塵及其他固化物由排渣口間斷泄出（圖2）。

圖2 煙氣凈化污水處理裝置

2.2 熱能交換技術(shù)

利用從噴淋塔中排出的高溫水蒸氣和高溫凈化煙氣，通過熱能交換裝置，將來水（日常30～40℃的低溫污水）轉(zhuǎn)換為高溫污水（80～90℃）進入噴淋塔。同時將水蒸氣轉(zhuǎn)換為30～40℃的低溫純凈水供注汽鍋爐使用，凈化煙氣由高溫變?yōu)槌?。其特征是由熱能交換裝置導(dǎo)入的油田污水通過增溫盤管進一步升溫后由高壓水泵輸入煙氣凈化污水處理裝置；熱能交換裝置是由密閉的冷水腔與包容其內(nèi)的大面積的換熱片組成的雙腔體，油田污水由冷水腔下部進入，經(jīng)上部污水管導(dǎo)出，由煙氣凈化污水處理裝置發(fā)生的水蒸汽、煙氣經(jīng)輸氣管從換熱片一側(cè)進入，蒸汽冷凝后由換熱片下部的濾水閥和凈水管排出給注氣鍋爐供水，煙氣由換熱片上部的輸氣管排出參與油井注氣或外排（圖3）。

圖3 熱能交換裝置

2.3 增壓伴注技術(shù)

煙道氣的注入方式有很多。由于煙道氣主要由CO2和N2組成，理論上CO2和N2的注入方式對煙道氣均適用。常見的注入方式包括蒸汽轉(zhuǎn)連續(xù)煙道氣驅(qū)、蒸汽轉(zhuǎn)氣-汽同注、蒸汽轉(zhuǎn)煙道氣段塞驅(qū)、注水轉(zhuǎn)煙道氣吞吐和氣水同注等[4]。煙道氣吞吐主要應(yīng)用于高含水油藏和水敏性油藏。采油過程是在油井注入一定量的煙道氣后關(guān)閉油井，使煙道氣在原油中充分溶解，再開啟油井進行開采。采油效果主要受注入速度、周期注入量以及悶井時間等因素的影響[10-11]。水氣交替注入以及汽氣交替注入能夠提高波及系數(shù)，提高能量利用效率，是典型蒸汽吞吐后期增加采收率的有效采油注入方式[12]。煙道氣雙注采油主要是針對稠、稀油區(qū)塊的開采提出的，通常分為兩種工藝：一種是煙道氣和高壓蒸汽同時注入，煙道氣從油管和管套之間注入井下與從油管注入的高壓蒸汽在油井底部混合進入油層；另一種是煙道氣和含油污水同時注入，煙道氣與含油污水混合后從油管注入，主要用于非混相驅(qū)[13]。煙道氣的注入還要根據(jù)油層注氣的具體情況加入泡沫劑或者緩蝕劑，根據(jù)注煙氣井?dāng)?shù)和煙氣注入量配置調(diào)節(jié)閥組?？傊瑹煹罋庾⑷氲墓に囘x擇要根據(jù)油藏特點以及其他限制因素綜合考慮，合理布局。

熱交換后的低溫水和凈化煙氣，經(jīng)液氣分離器分離后，純凈水供鍋爐制汽，凈化煙氣經(jīng)增壓裝置與鍋爐產(chǎn)生的蒸汽分注至地層。增壓裝置主要為空壓機，其關(guān)鍵點在于煙氣經(jīng)增壓后，必須單流并與注汽井口安全連接（圖4）。

圖4 增壓伴注技術(shù)流程

3 油田污水處理流程

污水處理系統(tǒng)包括污水深度處理系統(tǒng)、高濃度鹽水處理系統(tǒng)和蒸餾結(jié)晶處理系統(tǒng)。如圖5所示，油田污水進入處理系統(tǒng)后，經(jīng)A污水深度處理系統(tǒng)處理后，得到65%達標(biāo)鍋爐用水，剩余的35%的污水經(jīng)B高濃鹽水處理系統(tǒng)處理后，得到17.5%達標(biāo)鍋爐用水，剩余的17.5%的污水經(jīng)C蒸餾結(jié)晶處理系統(tǒng)處理后，得到15%達標(biāo)鍋爐用水，剩余2.5%的為有害物質(zhì)結(jié)晶析出物并對其進行固態(tài)化處理。

圖5 油田污水處理示意圖

污水深度處理系統(tǒng)的設(shè)備包括：絮凝沉淀罐、一級機械過濾器、二級機械過濾器、超濾（碳化硅sic）過濾器、樹脂除油處理罐、脫鹽脫氧處理裝置。來水首先經(jīng)過絮凝沉淀罐，對無機顆粒進行絮凝沉降，再經(jīng)過兩級過濾器（石英砂、陶?；蚝颂覛そ橘|(zhì)）及超濾（碳化硅sic）過濾對細(xì)的無機顆粒實施過濾，再經(jīng)樹脂除油罐除油處理，最后經(jīng)過濾膜脫鹽、脫氧，過濾后達到鍋爐用水指標(biāo)（表1）后進入鍋爐，此處達標(biāo)水大約占整個來水的65%，不達標(biāo)的35%污水進入高鹽水處理系統(tǒng)處理。污水深度處理流程見圖6。

表1 油田污水過濾系統(tǒng)中的鍋爐用水標(biāo)準(zhǔn)

圖6 污水深度處理流程

高濃鹽水處理設(shè)備包括化學(xué)除硬罐、增壓泵、保安過濾器、精密過濾器、高鹽水淡化高壓泵、高鹽水淡化反滲透裝置。不達標(biāo)的35%污水首先實施化學(xué)除硬度，再經(jīng)高鹽水增壓泵泵送到保安過濾器、精密過濾器實施除硬除鹽后再經(jīng)高鹽水淡化高壓泵泵送，通過高鹽水淡化反滲透裝置過濾達到鍋爐用水指標(biāo)后進入鍋爐，此處達標(biāo)水大約占整個來水的17.5%，不達標(biāo)的17.5%污水進入蒸餾結(jié)晶處理系統(tǒng)處理（圖7）。

圖7 高濃鹽水處理流程

蒸餾結(jié)晶處理設(shè)備包括抽真空設(shè)備、NMVR蒸發(fā)器、NMVR蒸汽壓縮機、強制循環(huán)結(jié)晶器。對于經(jīng)高鹽水處理設(shè)備處理后的不達標(biāo)的17.5%污水先進行真空除氧和二氧化碳，再經(jīng)NMVR蒸發(fā)系統(tǒng)和NMVR蒸汽壓縮機進行蒸發(fā)處理，最后經(jīng)強制循環(huán)結(jié)晶器處理后得到鍋爐達標(biāo)用水和成品鹽。該技術(shù)流程見圖8。

圖8 蒸餾結(jié)晶處理流程

4 結(jié)論

利用污水及鍋爐煙氣零排放輔助蒸汽熱采技術(shù)對油田產(chǎn)出污水進行過濾以達到鍋爐發(fā)生器用水條件，同時對鍋爐煙氣進行處理，對有用的二氧化碳和氮氣進行收集，與熱蒸汽共同注入到稠油油藏中，可達到改善稠油注蒸汽開采的效果，提高原油采收率。對尾氣中的硫化物及粉塵通過處理裝置進行無害化處理，實現(xiàn)零排放，創(chuàng)新油田節(jié)能減排技術(shù)。

[1]姜偉.加拿大稠油開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀及我國渤海稠油開發(fā)新技術(shù)應(yīng)用思考[J].中國海上油氣，2006，18（2）：123-125.

[2]楊勝利.淺薄層超稠油煙道氣輔助驅(qū)油技術(shù)研究[J].內(nèi)蒙古石油化工，2013（20）：94-95.

[3]李兆敏，王勇，高永榮，等.煙道氣輔SAGD數(shù)值模擬研究[J].特種油氣藏，2011，18（1）：58-60，138.

[4]李憲騰，趙東亞，李兆敏，等.煙道氣驅(qū)油機理與技術(shù)綜述[J]. 石油工程建設(shè)，2016，42（1）：1-6.

[5]王篤政，張利會，孫飛龍，等.煤氣除塵技術(shù)研究進展[J].氮肥技術(shù)，2012，33（3）：43-48.

[6]李兆敏，張丁涌，李威，等.煙氣在井筒中的酸凝結(jié)規(guī)律[J].西安石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2014，29（4）：60-63.

[7]張丁涌，李兆敏，郭龍江，等.管道中煙道氣流動傳熱及酸凝結(jié)規(guī)律[J]. 環(huán)境工程，2015（1）：80-84，99.

[8]于娜娜，馬俊紅，高志謹(jǐn)，等.煙道氣脫硫技術(shù)進展[J].化工中間體，2011（12）：1-4.

[9]任如山，黃學(xué)敏，石發(fā)恩，等.濕法煙氣脫硫技術(shù)研究進展[J]. 工業(yè)安全與環(huán)保，2010，36（6）：14-15.

[10]齊安煒.葡北油田煙道氣吞吐增產(chǎn)技術(shù)試驗研究[J].內(nèi)蒙古石油化工，2011（21）：94-96.

[11]王鵬，李琳，韓曉冬.煙道氣吞吐技術(shù)在水敏性油藏開發(fā)中的應(yīng)用[J].內(nèi)江科技，2014（4）：68-97.

[12]鮑君剛.薄互層普通稠油油藏?zé)煹罋怛?qū)數(shù)值模擬研究[J].特種油氣藏，2007，14（5）：61-64.

[13]行登愷，張麗梅，羅明英，等.煙道氣雙注采油工藝研究[J].西安石油學(xué)院學(xué)報（自然科學(xué)版），2003，18（2）：28-31，35.