热采集中注气站烟道气二氧化碳捕集工艺研究

1 引言

辽河油田作为我国重要的稠油生产基地，历经40 余年开发实现 500 万吨级产量稳产30 余年，稠油年产量占总产量的 57% ，成为油田稳产的核心支柱。但当前吞吐老区已进入开发后期，可采储量采出程度达 94.6% ，采油速度降至 0.44% ，压降幅度 80‰ ，油汽比仅为0.14，“高采出程度、高压降幅度、高含水率，低采油速度、低油汽比”矛盾突出，地层能量补充成为维持产量规模的迫切需求。 稠油热采过程中，注汽锅炉排放的烟道气是主要碳排放源，辽河油田年 CO₂ ₂排放量约 439×10⁴ t，其中锅炉与加热炉烟道气贡献占比达 93.2% 。烟道气中 N₂ 与 CO₂ ₂等组分可有效补充地层能量、降低原油黏度、改善驱油效率，其资源化利用成为稠油高效开发的必由之路。但现有技术存在两大瓶颈：一是 CO₂ 捕集成本高达 450 元/吨，CCUS-EOR 工程经济效益不足；二是烟道气利用率 ≤20% ，工艺系统性亟待优化。因此，研发热采集中注气站低成本、高比例烟道气 CO₂ 捕集工艺，对实现油田稳产与碳减排协同发展具有重要现实意义。

传统 CO₂ ₂捕集以胺法化学吸收为主，但存在能耗高、设备腐蚀严重等问题。辽河油田在稠油热采领域积累了蒸汽吞吐、SAGD 等成熟经验，2024 年冷家油田开发公司开展潜山油藏单井辅助吞吐及低压薄层油藏一注多采试验，初步掌握捕-注-采流程设计要点。双 229 块 CCUS 项目建成全流程系统，研发季铵盐防腐药剂使井筒腐蚀速率减缓99% 以上，耐压指标达70MPa，为捕集工艺落地提供工程支撑。

2 捕集工艺设计基础

2.1 注气站烟道气特性分析

辽河油田热采集中注气站配备多台注汽锅炉，单台锅炉烟道气排放量达1-2万 m³/h ，温度 160-200^∘C ，主要组分包括 N₂ ₂（ 75%80% ）、 CO₂ ₂（ 12%-15% ）、 H₂ O（ 5%-8% ）及少量 SO₂ ₂、 NO_x 与粉尘。烟道气中 CO₂ 与原油互溶性好，溶于地层水形成碳酸可扩大孔隙通道，与蒸汽协同注入可减少热损失、强化深部传热，提升驱油效率。但高温含湿特性增加捕集难度，且酸性组分易造成设备腐蚀，需针对性优化预处理工艺。

2.2 核心技术需求

结合油田研究目标与生产实际，捕集工艺需满足三项核心需求：一是高比例回收，实现烟道气利用率 260% ，保障地层补能规模；二是低成本运行，通过工艺优化将 CO₂ 捕集成本降至 300 元/吨以下；三是系统兼容性，确保高比例取气时注汽锅炉燃烧效率292% ，供热负荷稳定。同时需解决设备腐蚀与气液分离难题，适应辽河油田高矿化度地层水环境。

3 捕集工艺系统设计

3.1 总体工艺路线

基于“预处理-捕集-净化-输送”全流程优化理念，设计热采集中注气站烟道气 CO₂ 捕集工艺路线：锅炉烟道气经喇叭口式捕集装置收集后，依次进入余热回收换热器、多级净化系统、低能耗捕集单元，捕集的 CO₂ 经增压脱水后注入油藏，未捕集气体回补锅炉助燃。该路线实现余热回收与 CO₂ ₂捕集协同，通过回气助燃解决高比例取气导致的锅炉燃烧稳定性问题，形成“取气-捕集-回用”闭环。

3.2 关键单元设计与优化

3.2.1 烟道气捕集与预处理单元

采用科瑞油气研发的喇叭口式收集装置，配合不锈钢铠装软管引气，提升捕集率至98% 以上。预处理单元集成三级净化模块：一级采用脉冲袋式除尘器，将粉尘浓度降至10mg/m³ 以下；二级通过高效余热回收换热器，利用烟道气热量加热锅炉给水，水温提升 15℃以上，同时将烟气温度降至 50^∘C 以下，年节省能耗 240KW；三级采用冷干机与除水过滤器串联，使烟气露点温度降至 0℃以下，避免后续设备结露腐蚀。 针对辽河油田高矿化度地层水导致的腐蚀问题，在预处理阶段注入季铵盐缓蚀剂，通过“药剂预膜-脱水防护”双重措施，将设备腐蚀速率控制在 0.02mm/a 以内，与碳纤维涂层管柱配合形成全系统防腐体系。

3.2.2 低能耗 CO₂ ₂捕集单元

对比化学吸收与物理吸附技术特性，采用“分段捕集”模式：前段采用改良胺法吸收，选用低再生能耗吸收剂，将 CO₂ ₂浓度从 15% 提升至 85% ；后段采用沸石 13X 物理吸附，利用注汽系统余热驱动脱附，再生能耗较传统工艺降低 15‰ 。结合佐治亚理工学院近低温捕集理念，利用锅炉排烟余热梯级调节吸附温度，使 CO₂ ₂单塔吸附容量提升至2.8mmol/g ，捕集成本降至 278 元/吨。 通过AspenPlus 仿真模拟优化吸收塔参数：塔径 1.2m ，填料高度 8m ，气液比控制在15：1，吸收温度 40^∘C ，再生温度 110^∘C ，在此条件下 CO₂ ₂捕集纯度达 99.2% ，满足EOR 注入要求。

3.2.3 回注与自控单元

捕集的 CO₂ ₂经活塞式压缩机增压至15MPa，进入气液分离器二次脱水后注入油藏。自控系统采用PLC 编程控制，设置烟道气流量、温度、 CO₂ 浓度及锅炉燃烧效率等 12项监测指标，当取气比例超过 70% 时，自动开启回气阀将未捕集气体回补锅炉，维持过剩空气系数1.2-1.3，保障燃烧效率稳定在 92%95% 之间。

4 工艺仿真与现场试验验证

4.1 锅炉燃烧仿真模拟

采用 Fluent 软件建立注汽锅炉燃烧模型，模拟不同取气比例（ 20%80% ）对燃烧状态的影响。结果显示，取气比例≤ 50% 时，锅炉热负荷下降幅度 <3% ；取气比例升至 70% 时，未回气状态下燃烧效率降至 88% ，CO 排放量增至 120mg/m³ ；开启回气助燃后，燃烧效率回升至 93% ， NO_x 排放量降至 80mg/m³ 以下，验证了回气助燃方案的有效性。模拟确定最优取气比例为 65% ，此时捕集系统能耗与锅炉运行稳定性达到平衡。

4.2 现场试验结果

2025 年在辽河油田冷家开发区集中注气站开展中试试验，试验站配备3 台 23t/h 注汽锅炉，设计捕集规模 1.2×10⁴ t/年。试验运行 3 个月数据显示：烟道气利用率从 18% 提升至 67% ， CO₂ ₂捕集纯度 99.1% ，捕集成本 275 元/吨，较传统工艺降低 38.9% ；锅炉燃烧效率维持在 93.5% ，供热负荷波动 ≤2% ，满足注汽需求。 将捕集的 CO₂ 注入双 229 块 34-65 井，与蒸汽复合吞吐后，油井峰值产量从 3.2t/d 提升至 9.8t/d ，周期油汽比由 0.15 增至0.72，回采水率从 102% 提升至 125% ，与胜利油田林 7 平 4 井应用效果持平，验证了工艺的工程价值。

5 结论

提出的“捕集-预处理-低能耗分离-回注”一体化工艺，解决了热采集中注气站烟道气高比例回收与锅炉稳定运行的矛盾，烟道气利用率可达 65% 以上， CO₂ 捕集成本降至280 元/吨以下。 预处理单元的余热回收与三级净化技术，实现烟气温度控制、脱水除杂与防腐预处理协同，设备腐蚀速率控制在 0.02mm/a 以内，余热回收效率达 85% 。分段捕集模式结合回气助燃控制策略，保障了注汽锅炉燃烧效率 292% ， CO₂ ₂捕集纯度299% ，满足稠油EOR 注入要求，现场试验油汽比提升 3.8 倍。

参考文献

[1]李兆敏，余云松。烟道气辅助热采增效技术研究与应用[J]. 石油学报，2023，44（5）：1120-1132.