一种用于海洋平台中产生多元热流体的工艺及其系统的制作方法

本申请涉及但不限于石油领域，尤其涉及但不限于用于海洋平台中产生环保混掺型多元热流体的工艺及其系统。

背景技术：

多元热流体是一种含有水蒸汽、n2、co2等多种组分、用于稠油油田提高采收率的高温流体。自2008年以来，多元热流体热采技术已在海洋平台成功实施30多井次，单井热采产能较冷采产能提高2～3倍，为海上稠油油田高效开发提供了技术支持。

现有多元热流体产生工艺(参见中国专利cn1804366a)是利用航天火箭发动机的燃烧喷射机理，将燃料(柴油、原油或天然气)和氧化剂(空气)增压后注入高压燃烧室中燃烧，依靠产生的高温燃气将混合掺入的水汽化，最终形成多元热流体。这种多元热流体组成相对固定，不可人为调节。另有多元热流体产生工艺(参见中国专利cn201210069434)是利用空气加压并分离得到高纯氮气和富氧空气，富氧空气加压后用于燃烧产生多元热流体。又有多元热流体产生工艺(参见中国专利cn201210068890)是利用小型蒸汽锅炉、液态二氧化碳、膜分离制氮设备分别生产水蒸汽、co2、n2，然后将所产生的水蒸汽、co2、n2按一定比例混合形成多元热流体。

由于海洋平台空间狭小、淡水及电力资源紧张，以上多元热流体产生工艺均无法解决空气或富氧空气或氮气高压供给系统占地面积大、能耗较高的问题，且热焓值较高的水蒸汽注入速度偏低，严重制约海上稠油油田规模化热采开发的进程。另外，现有多元热流体产生工艺无法避免小型蒸汽锅炉燃烧产生含有二氧化硫、氮氧化物、粉尘等组分的烟气外排造成大气污染的问题，若采用常规的烟气脱硫脱硝工艺，不可避免地产生含有大量烟尘、油、重金属等的废水，需增加废水处理系统，成本及能耗增加、且体积庞大，不宜安装在海洋平台上。

技术实现要素：

以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制权利要求的保护范围。

为了克服现有工艺技术的不足，本申请的目的在于提供适用于海洋平台的、利用蒸汽与烟气混掺形成气液质量比可调节的多元热流体的工艺及系统，以满足海洋平台环保排放标准及规模化热采开发需求。本申请通过燃烧原油，产生烟气；利用产生烟气释放的热量，将水汽化，产生蒸汽；将烟气处理后与蒸汽按比例混合，获得气液质量比可调节的多元热流体。

具体地，本申请提供一种用于海洋平台中产生多元热流体的工艺，所述工艺包括：

(1)将空气、原油增压，注入燃油蒸汽锅炉中；

(2)使增压后的原油在所述燃油蒸汽锅炉中燃烧，产生烟气并释放热量，利用释放的热量将水汽化，产生蒸汽；

(3)将步骤(2)产生的所述烟气进行除尘、脱硫、脱硝处理；

(4)将步骤(3)处理后的烟气进行脱水、过滤、增压，并向增压后的烟气注入缓蚀剂；

(5)将步骤(2)产生的所述蒸汽与步骤(4)中增压后的烟气混合，获得气液比可调的多元热流体。

在本申请中，所述原油的含水质量分数可以为1％～5％。

在本申请中，在步骤(1)中，可以分别将所述空气和所述原油增压至0.5mpa～1mpa，然后注入所述燃油蒸汽锅炉。

在本申请中，在步骤(2)中，可选地，所述烟气的压力0kpa～5kpa、温度为150℃～180℃，在所述烟气中，粉尘含量为200mg/nm³～700mg/nm³，so2含量为200mg/nm³～500mg/nm³，nox含量为200mg/nm³～700mg/nm³；所述蒸汽的压力为5mpa～21mpa，温度为264℃～370℃。

在本申请中，在步骤(3)中，除尘、脱硫、脱硝处理后的烟气温度为30℃～50℃，粉尘含量为5mg/nm³～10mg/nm³，so2含量为5mg/nm³～20mg/nm³，nox为含量30mg/nm³～50mg/nm³。在本申请中，nox主要为no和no2。

在本申请中，在步骤(4)中，对于脱水、过滤后的烟气，粉尘颗粒直径＜30μm，露点温度5℃～10℃，对于增压后的烟气，压力5mpa～21mpa。

在本申请中，所述缓蚀剂可以为咪唑啉类缓蚀剂，缓蚀率80％～95％，耐温180℃～370℃，例如咪唑啉季铵盐。烟气与蒸汽混合后形成高温高压的多元热流体，在此条件下，co2和氧气注入油井后会对井下管柱(钢管)造成严重的腐蚀。添加缓蚀剂以减少这样的腐蚀。

在本申请中，在步骤(4)中，缓蚀剂注入量可以为增压后的烟气质量流量的0.1％～0.25％。

在本申请中，在步骤(5)中，所述多元热流体的气液质量比可以为0～0.37。

本申请还提供了用于实现本文所描述的工艺的系统，所述系统包括空气压缩装置、原油供给装置、供水装置、燃油蒸汽锅炉、烟气净化装置、烟气增压装置、药剂注入装置。

在本申请中，所述烟气净化装置包括疏水疏油膜除尘模块、陶瓷脱硫模块及低温脱硝模块，所述脱硫模块整体耐温250℃～350℃，所述低温脱硝模块操作温度为50℃～70℃。

所述疏水疏油膜具有疏水疏油性，因此烟气中水蒸汽、油污不易在疏水疏油膜上附着，即不会发生“粘袋”现象。

在本申请的一些实施方案中，用于实现本文描述的工艺中的步骤(3)的装置包括陶瓷模块净气脱硫装置、除尘设备、液体循环柜、增压设备；

锅炉烟气出口通过烟气管道以此与所述的除尘设备、陶瓷模块净气脱硫装置的气体通道、增压设备串联。

在本申请的一些实施方案中，实现本文描述的工艺中的步骤(3)的装置还包括补液柜、硫酸盐柜，补液柜通过补液管道与液体循环柜连接，液体循环柜通过硫酸盐管道与硫酸盐柜连接。

在本申请的一些实施方案中，在所述陶瓷模块净气脱硫装置与增压设备之间的烟气管道上设有三通阀。

用于实现海洋平台中产生多元热流体工艺的系统或实现本文描述的工艺中的步骤(3)的装置在海洋采油平台中的应用。

在本申请中，所述烟气增压装置可以为滑片压缩机与活塞压缩机的组合。

正如本申请中使用的，术语“燃油蒸汽锅炉”指以原油为燃料、用于稠油油藏注蒸汽开采的油田注汽锅炉。

正如本申请中使用的，术语“原油”指从生产井中采出，经过地面流程破乳脱水处理后，含水率在1％～5％之间的原油。

正如本申请中使用的，术语“烟气”指空气与原油燃烧后产生的主要包含co2、n2、水蒸汽等多种组分的气体，另外烟气中还含有少量的粉尘、油污、so2、nox等。

正如本申请中使用的，术语“气液比”指注入烟气与注入蒸汽的质量比。

正如本申请中使用的，术语“多元热流体”指主要包含水蒸汽、co2、n2等多种组分的流体，其他组分可以忽略不计。

相比于现有技术，本申请的有益效果包括：

a)与现有技术中的高压空气或氧气供给装置相比，本申请的燃油锅炉空气供给装置为低压运行，供应空气和产生蒸汽的排量明显提高，相同蒸汽排量下摆放面积降低35％～60％、耗电降低80％～95％，解决现有空气或富氧空气高压供给装置占地面积大、能耗较高的问题，满足海洋平台规模化热采要求。

b)采用疏水疏油膜除尘模块可有效解决燃油锅炉烟气中含有的水蒸汽、油污造成的“粘袋”问题，除尘效率高达99％以上。

c)烟气净化装置可以实现零废液排放，解决了废液处理系统占地面积大的问题，且净化后烟气各项指标完全满足gb13271-2014《锅炉大气污染物排放标准》及烟气增压系统进气要求。

d)与单纯活塞压缩机相比，采用滑片压缩机与活塞压缩机组合的增压方式，活塞机级数减小1级，在滑片压缩机增压过程中无气量减少问题，压缩效率高，设备投资小，对海上平台的适用性较好。

e)将多元热流体注入油藏进行稠油吞吐开采，由于注入的烟气扩大了蒸汽在油藏中的波及体积，与单纯蒸汽吞吐相比，增油量可提高15％～25％；气液比可调的多元热流体可以满足不同类型油藏需求，气液比0～0.15的多元热流体适用于原油粘度＞10000mpa·s的稠油油藏，气液比0.15～0.37的多元热流体适用于原油粘度150mpa·s～10000mpa·s的稠油油藏；气液比可调的多元热流体可以满足油藏不同开采阶段需求，随着油藏吞吐开采轮次的增加，减小多元热流体的气液比，可以降低注入烟气向临井气窜风险，或采用蒸汽驱方式开采(气液比为0)，充分利用热-气体复合增产机理提高油藏开发效果。

本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本申请技术方案的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。

图1是本申请的用于海洋平台中产生环保混掺型多元热流体的工艺的示意图。其中，附图标记与系统名称之间的对应关系为：1鼓风机，2原油泵，3高压水泵，4燃油蒸汽锅炉，5疏水疏油膜除尘装置，6陶瓷模块脱硫装置，7低温脱硫装置，8冷干脱水装置，9过滤器，10滑片压缩机，11活塞压缩机，12药剂注入系统。其中低压烟气指的是燃油蒸汽锅炉产生的压力为0kpa～5kpa的烟气，高压烟气指的是增压后压力为5mpa～21mpa的烟气。

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。

实施例

下面将结合附图对本申请作进一步的详细描述，以使本领域技术人员能够实践本申请。应当理解，可以采用其他实施方式，并且可以做出适当的改变而不偏离本申请的精神或范围。为了避免对于使本领域技术人员能够实践本申请来说不必要的细节，说明书可能省略了对于本领域技术人员来说已知的某些信息。因此，以下详细描述不应以限制性的意义来理解，且本申请的范围仅由所附权利要求界定。

以下关于渤海湾的某海上采油平台稠油油藏热采井为例阐释了本申请的一般原理，但应当注意，本申请绝不限于稠油油藏热采井。该稠油油藏埋深1200m～1500m，油层厚度20m～30m，油层压力12mpa～15mpa，50℃脱气原油粘度为2000mpa·s～4000mpa·s。设计注汽压力15mpa，设计井口注汽干度95％，设计注汽速度18t/h。

使用鼓风机1(北美或扎克，直轴驱动，电机马力：50hp，电机类型：tefc)压缩空气，使用原油泵2增压原油，原油与压缩空气在燃油蒸汽锅炉4(渤海装备辽河热采机械制造分公司等，yzg18-21/d，额定蒸发量为18t/h，额定蒸汽压力21mpa)中燃烧，产生低压烟气并释放热量；释放的热量将高压水泵3(宁波合力，型号5缸柱塞型，电机功率160kw)提供的水汽化，产生高压蒸汽。

鼓风机1提供的压缩空气与原油泵2提供的1000kg/h的原油进入蒸汽锅炉4燃烧，燃烧释放热量将高压水泵3提供的纯水汽化，产生18t/h高压蒸汽与15000nm³/h低压烟气。蒸汽压力为15mpa、温度342℃，烟气压力3kpa、温度160℃，烟气中粉尘含量500mg/nm³，so2含量350mg/nm³，nox含量550mg/nm³。

选择1200nm³/h低压烟气先经过疏水疏油膜除尘装置5(江苏优拿大环保科技有限公司，型号jsjl1712，处理量800nm³/h～1300nm³/h，操作温度130℃～150℃)处理后粉尘含量为5mg/nm³，再进入陶瓷模块脱硫装置6(江苏优拿大环保科技有限公司，型号jy-egcs-m，处理量800nm³/h～1300nm³/h，操作温度250℃～350℃)处理后so2含量为10mg/nm³，最后进入低温脱硝装置7(江苏优拿大环保科技有限公司等，型号scr-30，处理量800nm³/h～1300nm³/h，操作温度50℃～70℃)处理后nox含量为45mg/nm³，处理后烟气温度45℃。除尘率为99.0％，脱硫率为97.1％，脱硝率为91.8％。净化后烟气各项指标完全满足环保排放标准及烟气增压系统要求。

1200nm³/h净化后的烟气，先经冷干脱水装置8(成都展望，额定处理量1200nm³/h)处理后露点温度降到10℃，再经过滤器9过滤后粉尘颗粒直径＜20μm。预处理后，烟气经滑片压缩机10(ro-flo，11s+211m)增压至0.4mpa～0.8mpa，再经活塞压缩机11(arial或ge，zwd160-cfa34/5)增压后排气压力达到15mpa。

增压后烟气与蒸汽混合形成高温高压多元热流体。混合前，采用药剂注入系统12(中海油服，300l/h，21mpa)向高压烟气注入咪唑啉季铵盐缓蚀剂，注入量为3kg/h(烟气质量流量的0.2％)，以降低烟气中co2、氧气注入油井后对井下管柱(钢管)造成严重的腐蚀。若蒸汽排量为满负荷18t/h、混掺烟气体积为1200nm³/h，则形成气液比为0.09的多元热流体(烟气密度按1.37kg/nm³，气液比＝1200*1.37/18000)，该组分的多元热流体适用于开采原油粘度＞10000mpa·s的稠油油藏。

若蒸汽排量降为9t/h、混掺烟气体积为1200nm³/h，则形成气液比为0.18的多元热流体(烟气密度按1.37kg/nm³，气液比＝1200*1.37/9000)，该组分的多元热流体适用于开采原油粘度150mpa·s～10000mpa·s的稠油油藏。

对于原油粘度150mpa·s～10000mpa·s的稠油油藏，根据模拟研究，采用纯蒸汽吞吐，5个吞吐周期的累产油39000m³；采用气液比为0.18的多元热流体吞吐方式，5个吞吐周期的累产油48000m³，增油量可提高23％。

基于目前空气助燃型多元热流体发生装置参数，要获得相同流量的蒸汽(18t/h)，空气助燃型多元热流体发生装置至少包括：高压空气压缩机撬：6套，空气排量2400nm³/h(每套)，摆放面积180m²(每套间隔1m)，功率820kw(每套)；主机撬：1套，摆放面积24m²，功率80kw。合计摆放面积204m²、功率5000kw。

目前混掺型多元热流体发生产生系统包括：燃油型蒸汽锅炉：1套，摆放面积64m²，功率250kw；除尘脱硫装置：1套，摆放面积13m²，功率60kw；脱水增压装置：1套，摆放面积32m²，功率400kw。合计摆放面积109m²、功率710kw。

摆放面积降低＝(204-109)/204＝46％，耗电降低＝(5000-710)/5000＝86％。

虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。