向“蓝金”要绿色——循油新生团队攻克烟气回注世界级难题

在我国稠油资源开发的主战场，一场关于“碳”的技术革命正在悄然发生。近日，由山东石油化工学院循油新生团队自主研发的“烟气捕集回注一体化智能开采系统”成功完成现场试验，单井烟气埋存量突破10万方，周期油汽比提高6倍以上。这一组数据背后，是团队历时三年、上百次实验，对稠油热采“高能耗、高排放”顽疾的精准攻坚。

稠油被称为“蓝金”，是国家航空航天润滑油、特种沥青等战略物资的稀缺原料。然而，传统蒸汽热采每生产1吨稠油，需消耗2.5吨蒸汽，产生约3000立方米含二氧化碳的烟气。“一边是能源安全必须稳产，一边是双碳目标必须减排，我们就是要找到那个平衡点。”团队技术负责人、负责人说。

三年前，还在读大二的负责人跟随导师在胜利油田调研时发现，蒸汽锅炉排放的烟气因碳源分散、成分复杂，长期无法有效回收。大多数井场只能将烟气直接排放，不仅浪费资源，更造成巨大环保压力。“能不能把烟气捕集起来，再回注到油层里去？”这个看似简单的想法，却打开了一扇全新的技术大门。

将烟气回注地层并非易事。烟气中含有氮气、二氧化碳、氧气等多种组分，不同油藏、不同开采阶段对气体比例的要求截然不同。如果比例不当，不仅无法增产，反而可能堵塞孔隙、抑制蒸汽传热。团队面临的第一个难题，就是如何实现烟气组分的“按需定制”。

“我们从传热学、流体力学最基础的方程开始推导，搭建了20余套物理模型，做了不下300组实验。”核心成员查文山回忆，为了模拟地下高温高压环境，团队成员连续两个月吃住在实验室，记录数据的手写本摞起来有半米高。最终，他们开发出“全开采周期最优烟气回注成分预测智能算法”，能够根据地层温度、压力、孔隙度等参数，动态调节烟气中二氧化碳和氮气的比例，让每一方烟气都发挥最大效能。

解决了“怎么注”，还要解决“怎么收”。油田烟气具有“点多面广”的特点，传统建站式回收成本高达370-620元/吨，且无法覆盖偏远井场。团队另辟蹊径，首次将捕集、净化、压缩三大功能集成到一套撬装设备中，整机占地仅40平方米，可灵活部署在任何井场。针对烟气腐蚀性强、含尘含水等问题，他们创新设计“多级干燥与控温技术”，将烟气露点降至5℃以下，颗粒物过滤精度达到3微米，彻底解决了设备腐蚀和堵塞难题。

2024年深冬，团队带着首台样机奔赴胜利油田进行实地测试。零下15℃的野外，设备连续运行72小时，累计处理烟气8万立方米，注入压力稳定达到35兆帕，各项指标均优于设计标准。“那一刻，我们知道成了。”负责人说。

截至目前，该技术已申请发明专利8项，获得软件著作权2项，发表高水平论文3篇。在胜利油田林樊家区块的6井次试验中，累计减少烟气排放66.6万方，增产原油3379吨。更令人振奋的是，通过余热回收模块，设备可将锅炉排烟温度从160℃降至50℃以下，预热锅炉给水，单套设备年节约天然气超过10万立方米。

从“排放源”到“资源源”，循油新生团队用技术创新重新定义了烟气的价值。正如团队成员范正云所言：“我们不仅要让稠油开采更高效，更要让每一吨原油都带着绿色的底色。”目前，该技术已入选山东省能源领域重点技术推广目录，正从黄河三角洲走向全国稠油主产区。