成果简介：
原理：
1.1 烟道气净化
（1）烟气深度净化的小试试验
建立了柔性集尘极应用于酸雾气溶胶深度净化的小型试验系统，考察不同材料柔性集 尘极对酸雾气溶胶的脱除性能，同时分析比收尘面积、场强、颗粒粒径、气体温度、 进口浓度、水膜蒸发率等主要参数对酸雾气溶胶脱除率的影响，揭示柔性集尘极均匀 水膜特性与静电场性能之间的耦合关系，并为柔性集尘极深度净化技术的工业化方向 发展提供设计及运行参考依据。小型试验系统如图 1 所示。
小试试验研究部分结论证明：柔性绝缘集尘极在极小给水率条件下，编织材料表 面易形成均匀水膜，即可满足集尘极导电性的要求，可对任意比电阻颗粒物实现高效 捕集、清灰彻底、冲洗水量要求低。
（2）钙基湿法脱硫烟气深度净化中试试验研究
考察柔性集尘极对酸雾气溶胶、浆液滴气溶胶、微细粉尘气溶胶的实际净化性能， 并进一步探讨集尘极材料、放电极型式、烟气停留时间等主要参数对气溶胶污染物脱 除率的影响，同时探讨烟气冷凝液量与静电脱除液量对集尘极给水率的影响，并进一 步验证小试试验结论。试验得到柔性集尘极应用于钙基湿法脱硫烟气深度净化的组合 操作参数，并指导实际工业化应用。建立在某钙基湿法脱硫装置现场的中试试验系统 如图 2 所示。
中试试验研究结果表明：钙基湿法脱硫烟气深度净化中试试验得出烟气深度净化 技术推荐极配方式为728 集尘极+锯齿芒刺线；极间距400mm；气体停留时间为2s~2.5s； 运行电压 65~70kV 时，比收尘面积推荐值为 16~20m2/(m3/s)；推荐参数下，试验装置出 口烟气酸雾含量<10mg/m3、浆液滴气溶胶<15mg/m3，微细粉尘气溶胶<5mg/m3；柔性 绝缘集尘极耐酸碱腐蚀性优良，可长期稳定可靠运行。湿式氨法脱硫烟气深度净化中 试试验得出，对于氨法脱硫烟气推荐预洗涤水量范围为 0.09~0.18L/m3 ·h；气体停留时 间<2s；运行电压为 60kV 时，比收尘面积推荐值为 18~22m2/(m3/s)；推荐参数下，柔性 集尘极脱除氨、铵盐类气溶胶的效率分别为 89.24%和 90.86%。
（3）工业化应用试验
某水电厂 2×220t/h 锅炉烟气脱硫治理项目采用石灰石——石膏湿法脱硫工艺，脱 硫装置为二炉一塔运行方式，处理水电厂六期 2×220t/h 锅炉 100%烟气量，设计脱硫 率为不低于 95%。烟气经电除尘后进入脱硫塔，吸收塔采用逆流喷淋空塔，顶部设置 柔性集尘极深度净化工业化装置，为整体式结构，深度净化处理后烟气经烟囱排空。工 业化装置现场图片如图 3 所示。极配方式采用 728+锯齿芒刺线，气流与集尘极表面水 膜逆流接触。电源采用 HLD-80kV\1300mA-W 型恒流高压直流电源，以静电设备塔内 截面直径划分，将静电场平均分为一、二静电场。
全权委托山东省环境监测中心站进行第三方环保产品性能检验，考察柔性集尘极 烟气深度净化工业化装置对燃煤脱硫烟气的实际净化性能，并验证小试、中试试验成 果结论正确性和适用性。
工业化装置实际运行表明：烟气深度净化装置塔内流速可与湿法脱硫逆流吸收塔 采用同一设计流速，实现协同脱除；正常运行后装置可零给水率运行；当单位烟气量 比电晕功率 W/Q 为 0.43kW•h/1000Nm3 时，颗粒物脱除效率为 99.3%；当 W/Q 为传 统能耗的 1/10 时，即 W/Q 为 0.0284kW•h/1000Nm3 时，对于 0.1~1 μm 颗粒物具有88.7~93.9%脱除率，较国外相近方向研究成果高 47.5%以上；对于 2.5~5 μm 的颗粒物 具有近 100%的脱除率，较国外相近方向研究成果高 37%；具有节省能耗的特点；烟 囱出口烟羽林格曼黑度等级小于 1，满足腐蚀堵塞防护和排放标准要求；柔性集尘极 深度净化设备钢材消耗量为 0.198t/1000m3，与国内外常规除尘设备钢材耗量相比减少 89% ，一次性投资减少 50~70%。
1.2 烟道气压缩
烟道气压缩机理试验系统，主要包括锅炉燃烧系统、CO2 压缩机系统、气体配比 系统、控制系统和数据采集系统。主要设备包括：80KW 燃油锅炉、CO2 压缩机、O2 （CO2）低温瓶、电动调节阀、涡街流量计、PLC 等。系统流程图如图 4 所示，实物 图如图 39 所示。富氧气氛通过液态氧气和液态二氧化碳气化进行配比，O2/N2 气氛通 过空气中增氧实现。
CO2 属于易于液化的气体，其临界压力为 7.39MPa，临界温度为 31.06℃。因此通 过较小的代价压缩冷凝实现对 CO2 的捕集。富氧燃烧方式下，锅炉尾部排放的烟气， 首先进行冷却降温至 40℃,达到压缩机的进气温度，同时大部分水分冷凝除掉。剩余烟气进入 CO2 压缩机，加压至 8.0MPa（CO2 临界压力以上），之后冷却至 30℃（临界 温度以下）。压缩机结构如图 5 所示。
控制系统主要实现对空气、氧气和二氧化碳流量的自动控制， 完成气体的配比，并 对 CO2 压缩机的运行参数进行监视。如图 6 显示了系统中的控制及数据采集点，其基 本控制原理是简单的闭环系统。
1.3 注入工艺优化
（烟道气对蒸汽冷凝传热、烟道气改善蒸汽腔、烟道气流度控制）
烟道气在油田应用主要是利用其溶解降粘、膨胀驱替、混相/非混相效应、溶解气 驱、降低界面张力和改善孔隙渗流能力的机理和特性。国内外均已见报道的烟道气应 用实例，主要是在稀油油藏、普通稠油和浅层热 采特稠油油藏。烟道气在稠油， 尤其是 特超稠油中，很难达到混相条件，因此烟道气在特超稠油中一般为非混相状态。
注蒸汽提高采收率技术是稠油开发的重要手段。随着注入轮次的增加，含水明显 上升且居高不下，由于蒸汽流度和地层非均质性等因素的影响，地层已形成注气通道， 注汽过程中热损失很大，随着燃料价格的升高，注汽成本明显上升，在蒸汽吞吐后期产 油量逐渐降低的情况下，连续注入大量蒸汽越发显得不经济。采取注烟道气辅助蒸汽 吞吐方式开采地下原油，这样不仅能够节约注汽成本，而且可以利用烟道气中的二氧 化碳和氮气的协同作用，提高原油采收率。
1.3.1 烟道气辅助蒸汽吞吐的主要作用
（1）注入烟道气中的二氧化碳和氮气聚集在油层顶部提供一个热、压力的隔绝层， 有效减少热量向上的传递，减少热损失。
（2）加入烟道气使得蒸汽腔更利于维持和发展，在常规蒸汽吞吐过程中蒸汽腔首 先向上发展，然后在水平方向扩展，加入烟道气后由于气体很快指进到顶部，可以使蒸 汽腔更好地在水平方向扩展。
常规蒸汽吞吐过程中，要维持蒸汽腔必须持续进行加热，否则会因为蒸汽冷凝造 成蒸汽腔坍塌。注入烟道气即使不持续加热也可以维持蒸汽腔。
（3）烟道气中的氮气在稠油和水中的溶解度都不高，并且氮气具有比较好的压缩 性，体积系数大，可以起到维持地层能量、驱替更多原油的目的。
（4）烟道气中的二氧化碳在稠油中具有较高的溶解度，溶解有二氧化碳的稠油粘 度明显降低，且体积明显膨胀。并且随原油中溶解气量增加， 井筒附近和油藏内部压力增加，地层能量增加。当油井开井， 随油藏压力的下降流体中的溶解气膨胀与脱出，带 动原油流入井筒，形成内部溶解二氧化碳驱，增加产量。
（5）烟道气中的二氧化碳、氮气在蒸汽腔边界上和原油接触， 萃取抽提原油中的 轻质组分，多次接触有可能达到拟混相状态，气油界面张力明显降低、原油粘度降低。
（6）注入油层的蒸汽冷凝后所形成的水，与溶解在其中的二氧化碳一起构成碳酸 水，与油层中的碳酸盐反应而将其溶解，从而增加油层的渗透率和油井的吸收能力。当 蒸汽与氮气及二氧化碳一同注入并在油层中混合作用时，比单纯注蒸汽能更强地激励 油层，可大大增加采油速度，降低汽、油比，提高经济效益。
（7）向地层中注入烟道气、蒸汽， 为起泡剂发泡提供气相，形成烟道气泡沫，由于气 泡的贾敏效应，增大了高渗透带的流动阻力，迫使蒸汽进入中、低渗透层高含油饱和 带，提高蒸汽波及系数。
1.3.2 烟道气辅助蒸汽吞吐施工步骤
1、起泵：起出井内原生产管柱，认真检查泵、管、杆情况，做好检查描述。
2、探冲砂： 下油管底带Ф72mm 导向头，探冲砂人工井底 272.66 米。大排量反洗 井，直至把井筒清洗干净。
注意：要求探冲砂过程中，下入速度要慢，注意遇阻显示，严禁硬探砂面, 防止水 平段硬探砂面造成卡堵。
冲砂洗井液：清洁热脱油污水 30m3。
3、下注气管柱：
①按设计进行地面丈量并调配注气管柱。
注气管柱结构（自下而上）：引鞋+Ф73mm 油管 220m 至井口。
②装注烟道气井口，注气、焖井、放喷。
注意：装注气井口，接地面管线，试压 25 兆帕，10 分钟不刺不漏为合格。
③下生产管柱。（见地质设计）
4、连接地面烟道气注气管线
接两套井口热采补偿器，按照施工地面流程图连接烟道气注气管线至井口，并在 井口安装气体流量计、单流阀和压力表（气体流量计必须安装针式安全阀门）。烟道气 注气管线必须安装气体放空阀，排气泄压。
注意：由于烟道气流量较大，注气压力不能高于地层破裂压力。在注气压力高于地层破裂压力时，采用放空阀放空。
5、注烟道气及蒸汽段塞
按设计的注烟道气及蒸汽段塞参数注入，注入方式为油管伴注，即烟道气与蒸汽 段塞式注入。注汽过程注意记录注汽压力变化，以便及时调整注入参数。
（1）烟道气注入
烟道气由四级压缩机注入，注入速度通过调节控制在 800Nm3/h 注入，达到设计的 周期注入量后，转注蒸汽。
（2）蒸汽注入
蒸汽采用燃煤锅炉供应，注汽速度按照锅炉载荷设计，周期注入量为 1000t。 周期时间为 6 个月。
6、焖井：根据油套压情况，焖井 3-5d 后根据压力情况放喷； 7、放喷：参考以往蒸汽吞吐过程中放喷过程进行放喷生产。 注：放喷过程中随时观察井口温度，确保安全生产。
注：尽量采用长冲程小冲次的大泵生产，生产过程中尽量不调整生产参数。
1.4 烟道气注采及监测系统
烟气注采及监测系统的设计是设计如何将净化处理后的燃煤注汽锅炉烟气输送至 目标油井，然后按照优化出的注入参数将烟气注入油井中，并对注入过程中的烟气及 采出液进行实时在线监测。
因此，根据现场试验需要，将该部分定义为烟气注采及监测系统，按照系统设计要 求，将该系统划分为四个单元，分别为：烟气输送单元、烟气在线监测单元、烟气注入 单元及采出液在线监测单元。
烟气注采及监测系统组成结构包括：
（1）烟气输送单元
烟气输送单元主要是指现场施工中所用到的烟气输送管道，该单元的设计主要包 括烟气管道的尺寸设计、用材的选择、保温材料的选择以及管道的铺设。
该单元的设计需能满足注烟气辅助蒸汽吞吐过程中所需的烟气用量，安全地将所 需烟气输送至井口，并且在输送过程中满足施工现场的环境要求。
（2）烟气在线监测单元
烟气在线监测单元主要是用于对烟气输送过程中烟气的氧气含量、烟气流量、烟气温度及压力的实时在线监测，以及对注入烟气的油井在进行采油过程中采出气中氧 气含量的实时在线监测，该单元的设计主要包括注采系统氧含量在线监测一体化装置 设计、烟气流量在线分析装置设计以及放空阀和压力调节装置设计。
该单元的设计需能满足对即将注入油井烟气的氧含量以及采油过程中的采出气进 行实时在线监测，以保证注入油井的烟气以及采出气中氧含量在安全范围之内，并能 够对氧含量超过安全范围时进行报警及相应的紧急处理；另外还应满足对输送来的烟 气流量进行实时在线监测，并能够通过放空阀及压力调节装置对输送来的烟气流量及 注入压力进行实时调节，以满足注入需要。
（3）烟气注入单元
烟气注入单元主要是用于将烟气注入油井，该单元的设计主要包括烟气注入前氮 气泡沫段塞的注入设备设计、井口采油树设计、油管设计。
该单元的设计需能满足现场对氮气泡沫段塞的注入要求、烟气及蒸汽的注入要求。
（4）采出液在线监测单元
采出液在线监测单元主要是用于对采出液的 pH 值、采出气中 CO2 、O2 含量进行 实时监测，该单元的设计主要包括采出液取样及油气分离装置设计、采出气 CO2 及 O2 含量监测装置设计。
该单元的设计需能满足现场采出液 PH 值的监测，为采出液输送过程中的防腐提 供参考数据；还需对采出气中的 CO2 含量进行监测，以掌握注入烟气在地下的运移情 况；还应对采出气中 O2 含量进行监测，以确保采油过程中 O2 浓度在安全浓度范围之 内，另外，若存在与该井发生联通及气窜干扰的井，需对这些井也进行 O2 含量的监测， 以确保这些井的安全生产。
功能：
课题组针对性地提出了烟道气辅助稠油热采及压缩注入一体化技术。搭建了烟气 配气系统，并实现了注汽锅炉产生烟道气的深度净化，可有效脱除微量腐蚀性气体和 微细颗粒物，获得了烟气压缩试验系统工艺参数。将净化过滤后的烟道气进行增压处 理，通过油田地面设备同蒸汽一同注入到稠油储层中。注入的烟道气能够抑制蒸汽冷 凝，且能够穿刺夹层提高蒸汽传热效率，并可实现增溶、降粘、重力分异、混相抽提、 增强岩石渗透性等作用，从而提高稠油油藏采收率。该技术揭示了烟道气在稠油中的 溶解特性，设计了直井、水平井注烟道气辅助蒸汽吞吐工艺技术， 优化了烟道气周期注入量、烟道气注入速度、蒸汽周期注入量、焖井时间、周期时间、不同烟道气组成、不 同烟道气注入温度等 7 个注入参数。同时，针对烟道气输送过程中的腐蚀问题，研发 设计了适用于现场施工的烟气注采及监测一体化系统一套。基于该技术授权发明专利 16 项，发表文章50 余篇。
在烟道气辅助稠油热采的基础上，将烟道气驱油技术在低渗透、致密油藏等注水 困难的油藏进行了推广应用，充分利用烟道气中氮气的溶解增能和二氧化碳的溶解降 粘，达到低渗透、致密油藏注气开发的高效动用，并同时提高烟道气二氧化碳地质埋 存，实现碳中和原油的开采。
技术鉴定情况：
中国石油和化工联合会鉴定“国际先进”，授权发明专利 10 项，其中欧美发明 专利 4 项，专利转化 1 项，转化金额 30 万元。
技术特点及技术指标：
关键技术：
（1）CO2、N2 和 O2 混合介质压缩及控制：烟道气由 CO2 和 N2 组成，还有部分氧 气，气体压缩性差异较大，对于压缩机选型及压缩过程控制要求较高。
（2）现场实施与现有工艺流程对接：油田现有注汽锅炉流程相对固定，如何实现 油田注汽锅炉与烟气处理及回注设备的工艺连接，需要系统考虑锅炉效率、便利性和 可行性。
（3）腐蚀控制：烟道气中还有二氧化碳酸性气体，以及少量的氧气、水、硫化物， 极易形成对设备的腐蚀。若设备处于潮湿环境， 更容易产生腐蚀，石油行业标准规定油 管的腐蚀速度不大于 0.0076mm/a，需要重点解决设备管道和油管的防腐问题。
技术优势：
1. 节能降碳减污能力。
目前油田注蒸汽采油领域存在问题有：在注蒸汽领域，1 台注气锅炉产生 1-2 万 m3/h 的 200-300℃高温烟道气，产生的 CO2 气体，不仅给环境带来温室效应，而且还存 在热量浪费；在注氮气领域，氮气的提取需要从空气中分离，存在流程复杂，成本高， 耗能高等问题。
烟气回收增注热力采油设备的开发可解决以上问题：烟道气主要成分为 CO2 和N2， 采用注气工艺技术进行烟道气回收注井采油是可行的，省去了提取 CO2 和 N2 的工艺流程；烟道气回收后增压注井能够实现 CO2 气体的封存，可有效降低温室气体排放，达 到节能减排的目标；经研究表明：烟道气驱采油技术对提高原油采收率具有良好的效 果。
2. 经济、环境和社会效益。
通过该技术实现了大幅减少油田稠油生产过程中热量浪费及烟气排放，形成油田 注汽环保技术，既能提高原油产量和采收率，又可减少废气的排放，有利于环境保护。 且逐渐在胜利、新疆、辽河、渤海等稠油生产基地推广应用，打造该技术在 CO2 节能 减排领域内的先发优势，是具有良好的经济效益和广阔发展前景的节能减排项目。
3. 技术先进性。
（1）采用发动机烟道气余热利用节能技术，解决能源浪费问题。该系统可利用高 温烟道气加热注气锅炉用水，注气锅炉用水温度可提高 15℃以上，高温烟道气温度由 200℃降到50℃以下，不仅利用了烟道气的热量，而且节省了后续降温和升温的能量消 耗约 240KW。
（2）采用烟道气捕集、净化处理技术， 解决烟气处理难题。通过除尘、降温、净 化过滤，烟道气杂质最小颗粒度在 5 μm 以内，满足后续增压机过滤精度要求。
（3）采用烟道气压缩、增压回注技术， 不仅可提高原油采收率，而且可实现 CO2 气体的封存，解决环境问题。烟道气经多级压缩后，压力可达到 35MPa，可注入地层 3.5km 以下，不仅可提高原油采收率，而且实现了 CO2 气体的封存。
4. 技术可推广性。
课题组与山东科瑞控股集团有限公司联合研制了 1200 型撬装式油田锅炉烟道气处 理及注入设备，入选《山东省能源领域重点技术、产品和设备目录（第一批）》，为该技 术的现场推广应用提供了关键设备。目前已成功试制 5000 型撬装式油田锅炉烟道气处 理及注入设备，并准备在新疆油田试用。
5. 推广前景。
注汽锅炉是油田稠油热采的关键设备，也是油田烟气污染物排放的主要来源。国 内胜利、辽河、新疆、河南等主要稠油生产基的注汽锅炉数量预计超过 500 台套，每年 产生大量烟气污染物和热量排放到大气中，日益引起人们的重视。随着国家和山东省 对环保要求的日益提高，在油田稠油生产中受到诸多限制。烟气的主要成分是氮气、二 氧化碳、少量氧气及其它杂质， 其温度超过 150℃, 携带有大量的热能。通过该技术可实现大幅减少油田稠油生产过程中热量浪费及烟气排放，同时可减少蒸汽用量 10%以 上，形成油田注汽环保技术。
技术指标：烟道气处理量 900~1800m3/h，注入压力 25~35MPa
应用领域：
技术应用条件或范围：
①烟道气辅助注蒸汽提高稠油采收率；
②常规油藏烟道气驱提高采收率
类型用户：
中石油、中石化、中海油、延长石油等油气生产企业， 中海油服、科瑞、杰瑞等油 田技术服务企业
技术应用现状及推广前景：
该技术在胜利油田鲁胜石油开发有限责任公司的林 7-平 4 井完成现场试验，实施 及开发效果显示，采用该技术可有效减小周期蒸汽注入量，明显增加原油采出量，节能 及增产效果显著。国内胜利、辽河、新疆、河南等主要稠油生产基地的注汽锅炉数量预 计超过 500 台套，每年产生大量烟气污染物和热量排放到大气中，日益引起人们的重 视。随着国家对环保要求的日益提高， 在油田稠油生产中受到诸多限制。本技术将油田 注汽锅炉及制氮设备发动机烟气携带的热量进行回收利用，同时烟气进行处理并注入 油层，利用烟气中 CO2 和 N2 提高原油采收率，实现稠油生产过程中烟气的回收处理和 资源化利用，减少温室气体排放，推动和引领油田稠油开发过程中环保产业的发展。通 过攻关，在烟气余热回收利用、烟气处理、烟气压缩、烟气腐蚀防治、烟气回注提高采 收率等方面取得突破，实现烟气余热综合利用和烟气回注提高原油采收率。通过本技 术可实现大幅减少油田稠油生产过程中热量浪费及烟气排放， 同时可减少蒸汽用量 10%以上，形成油田注汽环保技术，逐渐在胜利、新疆、辽河、渤海等稠油生产基地推 广应用，打造在 CO2 节能减排、实现“碳达峰”技术领域的先发优势。
四、投入需求：
①专业资质许可审批周期长，获批难度大：油田技术服务行业进入门槛较高，必须取得 相应技术服务领域的资质，并且不同油田对技术服务资质的要求差别较大，烟道气注 入作为一个新的技术领域需要新的技术准入许可，申请和审批周期长。
②前期设备投资成本较高：烟道气捕集、余热利用及注入设备是该技术的专用设备和关键技术，其价格在 500~700 万元，前期设备投资成本较高。
专利授权及申请情况：
1 、国家发明专利：一种基于水力引射技术的蒸汽、烟气辅助稠油开 采系统及工艺方法（授权）
2 、国家发明专利：一种基于二氧化碳辅助 SAGD 开采超稠油油藏的 CCUS 系统及方法（授权）
3 、国家发明专利：一种基于水力隐射技术的蒸汽、烟气辅助稠油开 采系统及工艺方法（授权）
4 、国家发明专利：一种基于最优烟气 CO2 富集率开采稠油油藏的 CCUS 系统及其工作方法（授权）
5 、国家发明专利：一种测量烟气对井下管柱腐蚀速率的装置及其应 用（授权）
6 、国家发明专利：一种基于气举法采油的 CCUS 系统及应用（授 权）
7 、国家发明专利：一种测定水平井蒸汽腔扩展速度的方法（授权）
8 、欧美发明专利：CCUS（Carbon capture utilization and storage) system for exploiting thickened oil reservoirs based on optimal flue gas CO2 enrichment ratio and working method thereof（授权）
9 、欧美发明专利：CCUS system for exploiting thickened oil reservoirs based on optimal flue gas CO2 enrichment ratio and working methodthereof（授权）
10 、欧美发明专利：Foam solution and preparation thereof used for profile control and plugging in heavy oil thermal recovery process and method of profile control and plugging（授权）
11 、欧美发明专利：Device for evaluating foaming property of gas- soluble surfactant and application thereof（授权）
技术成熟程度： 已在产业中应用
拟合作方式： ☑其他
