CN115572032B - 稠油热采超临界水合co2热流体的制备方法 - Google Patents
稠油热采超临界水合co2热流体的制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115572032B CN115572032B CN202211124297.3A CN202211124297A CN115572032B CN 115572032 B CN115572032 B CN 115572032B CN 202211124297 A CN202211124297 A CN 202211124297A CN 115572032 B CN115572032 B CN 115572032B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- supercritical water
- flow rate
- oil sludge
- separation tank
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 72
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 38
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 85
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 79
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 70
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 66
- 238000009284 supercritical water oxidation Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000004537 pulping Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 171
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 125000000864 peroxy group Chemical group O(O*)* 0.000 claims description 12
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 6
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F11/00—Treatment of sludge; Devices therefor
- C02F11/06—Treatment of sludge; Devices therefor by oxidation
- C02F11/08—Wet air oxidation
- C02F11/086—Wet air oxidation in the supercritical state
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
Abstract
本发明涉及一种稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,将来源于油田采出液集输处理过程产生的油泥作如下处理:(1)油泥制浆处理:将油泥送入油泥接收搅拌一体罐内,加入适量制浆物料,在常温至90℃条件下经充分搅拌混匀成为油泥浆备用;(2)超临界水氧化处理:将备用油泥浆送入已通入超临界水和设定流量的氧化剂的密闭反应分离罐中进行超临界水氧化处理,并同时分离去除结晶盐与其它残渣等固体残余物,即制备得到超临界水合CO2热流体。本发明既有效解决了稠油热采对能源物质大量消耗及碳排放问题,也解决了油泥的污染防治和最终出路问题。
Description
技术领域
本发明属于稠油热采技术领域,特别涉及一种稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,该方法适用于稠油油田高效经济与低碳开发及油泥资源化利用。
背景技术
随着石油勘探和开发程度的延深,发现优质储量难度加大,石油资源日益减少,国内具有丰富的稠油资源(地层条件粘度>50mPa·s),如何完善提升稠油等难采资源开发效果,已成为石油开发科技工作者的重要任务。热采是我国稠油、页岩油等资源开采的主要方法与措施手段,主要包括火烧油层、蒸汽驱、热水驱、蒸汽吞吐、SAGD等技术,但这些技术都离不开能源物质的大量消耗及碳排放。同时,在热采过程中,随着油田开发和各种增产措施大量应用,油田采出液集输处理***油泥产量也不断地增加,给环境保护也带来了极大难题。
发明内容
本发明的目的是针对现有技术的不足,提供一种针对油田采出液集输处理***产生的油泥而应用超临界水氧化处理,将其制备成超临界水合CO2热流体及其制备方法。
本发明的技术解决方案是提供一种稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,包括来源于油田采出液集输处理过程产生的油泥,其特殊之处在于,包括以下步骤:
(1)油泥制浆处理:将所述油泥送入油泥接收搅拌一体罐内,加入设定量的制浆物料,在常温至90℃条件下经充分搅拌混匀成为油泥浆备用;
(2)超临界水氧化处理:将备用油泥浆送入已通入超临界水和设定流量的氧化剂的密闭反应分离罐中,进行超临界水氧化处理,超临界水氧化时间设定为60~600s,并同时分离去除固体残余物,即得超临界水与超临界CO2的混合高温高压热流体,亦即制备得到超临界水合CO2热流体;制备得到超临界水合CO2热流体的温度为400~700℃、压力为23~50MPa,CO2含量为5~30%。
作为优选:所述步骤(1)中的制浆物料加入量的计算公式为:
V=Q(y-q)/(x-y),其中,V为制浆物料加入量(L),Q为原料油泥样品量(L),q为原料油泥COD值(mg/L),y为制备油泥浆COD值(mg/L),x为制浆物料COD值(mg/L),所述油泥浆COD值控制在1.2×105mg/L~2.0×105mg/L来计算。
作为优选:所述步骤(1)中制浆处理时,加入制浆物料为水或污油或原油;当原料油泥COD指标大于控制油泥浆COD指标上限值2.0×105mg/L时,加入制浆物料为水;当原料油泥COD指标小于控制油泥浆COD指标下限值1.2×105mg/L时,加入制浆物料为污油或原油。
作为优选:所述步骤(1)中制浆处理后油泥浆温度为常温至90℃。
作为优选:制浆物料为污油时,污油中石油烃的质量百分比含量大于10%。
作为优选:所述步骤(2)中油泥浆送入密闭反应分离罐前,通入超临界水及密闭反应分离罐内的控制温度为500~700℃、压力为25~35MPa,以满足油泥浆送入密闭反应分离罐内具备其石油烃能自动进行超临界水氧化反应的温度和压力条件。
作为优选:所述步骤(2)中油泥浆送入密闭反应分离罐的起始过程,流量由零逐渐增大,并缓慢增至额定处理流量,而已通入的超临界水,则同时由已通入流量逐渐减小,并缓慢减至零,此时油泥浆流量增大与超临界水流量减小,所述油泥浆流量和超临界水流量的快慢按维持密闭反应分离罐内温度400~700℃、压力为23~50MPa进行自动调控。
作为优选:所述步骤(2)中氧化剂设定流量的计算公式为:氧化剂设定流量=油泥浆COD指标×油泥浆额定流量×过氧系数;所述过氧系数为1.0~1.5。
作为优选:所述步骤(2)中通入氧化剂为氧气或双氧水。
作为优选:制备的超临界水合CO2热流体的温度为490~680℃、压力为25~35MPa、CO2含量为14.2~29.8%。
与现有技术相比,本发明的有益效果:
本发明在油田稠油开发中实施,制备的超临界水合CO2热流体用于稠油热采可实现稠油高效经济开采和减少能源消耗与CO2排放,同时可实现油田油泥的资源化利用,从而既能有效解决稠油热采对能源物质大量消耗及碳排放问题,也可解决油泥的污染防治和最终出路问题。
附图说明
图1是本发明的方法流程示意图。
具体实施方式
下面结合附图1对本发明的具体实施方式作进一步说明。在此需要说明的是,对于这些实施方式的说明用于帮助理解本发明,但并不构成对本发明的限定。
实施例1
某油田稠油热采采出液油水沉降分离罐罐底油泥,含水率为82%,含油率11%,灼烧残渣4.7%,其它可燃烧物2.3%,经检测COD值为3.58×105mg/L:
步骤一,油泥制浆处理:将约1m3油泥送入油泥接收搅拌一体罐内,再加入约1m3清水,在70℃条件下经充分搅拌混匀成为油泥浆备用。经检测,该油泥浆含水率为91%,COD指标为1.79×105mg/L。
步骤二,超临界水氧化处理:将备用油泥浆按流量由零缓慢增至额定处理流量0.1m3/h送入已经通入了超临界水和设定流量的氧化剂的密闭反应分离罐中进行超临界水氧化反应做连续处理,其中,超临界水按0.05m3/h的流量已经通入了6个小时到密闭反应分离罐中。在油泥浆通入的流量逐渐增大到额定流量的过程中,通入的超临界水的流量从0.05m3/h逐渐减至零,然后油泥浆按额定流量0.1m3/h继续通入到密闭反应分离罐中。油泥浆送入密闭反应分离罐前,控制密闭反应分离罐中温度为500℃、压力为30MPa,通入的氧化剂为氧气,通入氧气的流量按过氧系数1.2来计算为21.48kg/h。密闭反应分离罐中超临界水氧化反应时间为120s,油泥浆送入密闭反应分离罐后,在超临界水氧化反应时,控制密闭反应分离罐内温度为650℃压力为35MPa,并从密闭反应分离罐分别连续排放制备的高温高压超临界水合CO2热流体和适时间歇排出结晶盐与其它残渣等固体残余物。制备的超临界水合CO2热流体温度为650℃、压力为35MPa,CO2含量为23.2%。
实施例2
某油田含油污水接收罐罐底油泥,含水率为88%,含油率8%,灼烧残渣2.5%,其它可燃烧物1.5%,经检测COD值为2.82×105mg/L:
步骤一,油泥制浆处理:将约1m3油泥送入油泥接收搅拌一体罐内,再加入约1m3清水,在常温条件下经充分搅拌混匀成为油泥浆备用。经检测,该油泥浆含水率为94%,COD指标为1.31×105mg/L。
步骤二,超临界水氧化处理:将备用油泥浆按流量由零缓慢增至额定处理流量0.1m3/h送入已经通入了超临界水和设定流量的氧化剂的密闭反应分离罐中进行超临界水氧化反应做连续处理,其中,超临界水按0.05m3/h的流量已经通入了7个小时到密闭反应分离罐中。在油泥浆通入的流量逐渐增大到额定流量的过程中,通入的超临界水的流量从0.05m3/h逐渐减至零,然后油泥浆按额定流量0.1m3/h继续通入到密闭反应分离罐中。油泥浆送入密闭反应分离罐前,控制密闭反应分离罐中温度为500℃、压力为25Mpa,通入的氧化剂为氧气,通入氧气的流量按过氧系数1.2来计算为15.72kg/h。密闭反应分离罐中超临界水氧化反应时间为90s,油泥浆送入密闭反应分离罐后,在超临界水氧化反应时,控制密闭反应分离罐内温度为490℃压力为25MPa,并从密闭反应分离罐分别连续排放制备的高温高压超临界水合CO2热流体和适时间歇排出结晶盐与其它固体残渣等盐渣残余物。制备得到超临界水合CO2热流体温度为490℃、压力为25MPa,CO2含量为14.2%。
实施例3
某油田化学驱污水絮凝沉降罐罐底油泥,含水率为96%,含油率2%,灼烧残渣0.8%,其它可燃烧物1.2%,经检测COD值为0.78×105mg/L:
步骤一,油泥制浆处理:将约1.9m3油泥送入油泥接收搅拌一体罐内,再加入约0.1m3污油(其含石油烃为54%,含水率为40%,其它固相含量6%),在条常温件下经充分搅拌混匀成为油泥浆备用。经检测,该油泥浆含水率为93%,COD指标为1.54×105mg/L。
步骤二,超临界水氧化处理:超临界水氧化处理:将备用油泥浆按流量由零缓慢增至额定处理流量0.1m3/h送入已经通入了超临界水和设定流量的氧化剂的密闭反应分离罐中进行超临界水氧化反应做连续处理,其中,超临界水按0.05m3/h的流量已经通入了5个小时到密闭反应分离罐中。在油泥浆通入的流量逐渐增大到额定流量的过程中,通入的超临界水的流量从0.05m3/h逐渐减至零,然后油泥浆按额定流量0.1m3/h继续通入到密闭反应分离罐中。油泥浆送入密闭反应分离罐前,控制密闭反应分离罐中温度为500℃、压力为25Mpa,通入的氧化剂为氧气,通入氧气的流量按过氧系数1.2来计算为18.48kg/h。密闭反应分离罐中超临界水氧化反应时间为90s,油泥浆送入密闭反应分离罐后,在超临界水氧化反应时,控制密闭反应分离罐内温度为540℃,压力为28MPa,并从密闭反应分离罐分别连续排放制备的高温高压超临界水合CO2热流体和适时间歇排出结晶盐与其它残渣等固体残余物。制备得到超临界水合CO2热流体温度为540℃、压力为28MPa,CO2含量为18.1%。
实施例4
某油田污水气浮浮渣,含水率为97%,含油率1.2%,灼烧残渣1.5%,其它可燃烧物0.3%,经检测COD值为0.43×105mg/L:
步骤一,油泥制浆处理:将约1.9m3油泥送入油泥接收搅拌一体罐内,再加入约0.1m3原油(其含石油烃为87%,含水率为12%,其余固相含量1.0%),在常温条件下经充分搅拌混匀成为油泥浆备用。经检测,该油泥浆含水率为93%,COD指标为1.61×105mg/L。
步骤二,超临界水氧化处理:超临界水氧化处理:将备用油泥浆按流量由零缓慢增至额定处理流量0.1m3/h送入已经通入了超临界水和设定流量的氧化剂的密闭反应分离罐中进行超临界水氧化反应做连续处理,其中,超临界水按0.05m3/h的流量已经通入了8个小时到密闭反应分离罐中。在油泥浆通入的流量逐渐增大到额定流量的过程中,通入的超临界水的流量从0.05m3/h逐渐减至零,然后油泥浆按额定流量0.1m3/h继续通入到密闭反应分离罐中。油泥浆送入密闭反应分离罐前,控制密闭反应分离罐中温度为500℃、压力为30Mpa,通入的氧化剂为氧气,通入氧气的流量按过氧系数1.2来计算为19.32kg/h。密闭反应分离罐中超临界水氧化反应时间为90s,油泥浆送入密闭反应分离罐后,在超临界水氧化反应时,控制密闭反应分离罐内温度为610℃压力为33MPa,并从密闭反应分离罐分别连续排放制备的高温高压超临界水合CO2热流体和适时间歇排出结晶盐与其它残渣等固体残余物。制备得到超临界水合CO2热流体温度为610℃、压力为33MPa,CO2含量为20.6%。
实施例5
某油田稠油热采采出液油水沉降分离罐罐底油泥,含水率为82%,含油率11%,灼烧残渣4.7%,其它可燃烧物2.3%,经检测COD值为3.58×105mg/L:
步骤一,油泥制浆处理:将约1m3油泥送入油泥接收搅拌一体罐内,再加入约1m3清水,在70℃条件下经充分搅拌混匀成为油泥浆备用。经检测,该油泥浆含水率为91%,COD指标为1.79×105mg/L。
步骤二,超临界水氧化处理:将备用油泥浆按流量由零缓慢增至额定处理流量0.1m3/h送入已经通入了超临界水和设定流量的氧化剂的密闭反应分离罐中进行超临界水氧化反应做连续处理,其中,超临界水按0.05m3/h的流量已经通入了10个小时到密闭反应分离罐中。在油泥浆通入的流量逐渐增大到额定流量的过程中,通入的超临界水的流量从0.08m3/h逐渐减至零,然后油泥浆按额定流量0.1m3/h继续通入到密闭反应分离罐中。油泥浆送入密闭反应分离罐前,控制密闭反应分离罐中温度为600℃、压力为30Mpa,通入的氧化剂为双氧水,通入双氧水的流量按过氧系数1.0来计算为17.90kg/h。密闭反应分离罐中超临界水氧化反应时间为600s,油泥浆送入密闭反应分离罐后,在超临界水氧化反应时,控制密闭反应分离罐内温度为630℃压力为32MPa,并从密闭反应分离罐分别连续排放制备的高温高压超临界水合CO2热流体和适时间歇排出结晶盐与其它残渣等固体残余物。制备的超临界水合CO2热流体温度为630℃、压力为32MPa,CO2含量为29.8%。
实施例6
某油田稠油热采采出液油水沉降分离罐罐底油泥,含水率为82%,含油率11%,灼烧残渣4.7%,其它可燃烧物2.3%,经检测COD值为3.58×105mg/L:
步骤一,油泥制浆处理:将约1m3油泥送入油泥接收搅拌一体罐内,再加入约1m3清水,在70℃条件下经充分搅拌混匀成为油泥浆备用。经检测,该油泥浆含水率为91%,COD指标为1.79×105mg/L。
步骤二,超临界水氧化处理:将备用油泥浆按流量由零缓慢增至额定处理流量0.1m3/h送入已经通入了超临界水和设定流量的氧化剂的密闭反应分离罐中进行超临界水氧化反应做连续处理,其中,超临界水按0.05m3/h的流量已经通入了6个小时到密闭反应分离罐中。在油泥浆通入的流量逐渐增大到额定流量的过程中,通入的超临界水的流量从0.1m3/h逐渐减至零,然后油泥浆按额定流量0.1m3/h继续通入到密闭反应分离罐中。油泥浆送入密闭反应分离罐前,控制密闭反应分离罐中温度为700℃、压力为35Mpa,通入的氧化剂为双氧水,通入双氧水的流量按过氧系数1.5来计算为26.85kg/h。密闭反应分离罐中超临界水氧化反应时间为60s,油泥浆送入密闭反应分离罐后,在超临界水氧化反应时,控制密闭反应分离罐内温度为680℃压力为35MPa,并从密闭反应分离罐分别连续排放制备的高温高压超临界水合CO2热流体和适时间歇排出结晶盐与其它残渣等固体残余物。制备的超临界水合CO2热流体温度为680℃、压力为35MPa,CO2含量为23.6%。
实施例7
本实施例7与前述各实施例的区别在于,还包括以下参数的各实施例:
超临界水氧化时间设定为60s、90s、200s、300s、400s、500s、600s,以及60~200s、200~300s、300~400s、400~500s、500~600s、65~300s、300~550s、70~400s、350~400s、450~550s。
所述步骤⑵中油泥浆送入密闭反应分离器前,通入超临界水及密闭反应分离器内的控制温度为500~700℃、500℃、600℃、700℃、500~600℃、600~700℃、550~650℃,压力为25~35MPa、25MPa、35MPa、30~35MPa。
所述步骤⑵中制备得到超临界水合CO2热流体的温度为400~700℃、400℃、490℃、540℃、610℃、650℃、700℃、400~550℃、500~650℃、500~700℃,压力为23~50MPa、25MPa、28MPa、33MPa、35MPa、45MPa、50MPa、24~35MPa、35~50MPa,CO2含量为5~30%、14.2%、18.1%、20.6%、23.2%、26%、28%、30%、5~15%。、15~25%、5~20%、10~30%。
所述步骤⑵中油泥浆送入密闭反应分离器的起始过程,流量由零逐渐增大,并缓慢增至额定处理流量,而已通入的超临界水,则同时由已通入流量逐渐减小,并缓慢减至零,此时油泥浆流量增大与超临界水流量减小,快慢按维持密闭反应分离器内温度400~700℃、400℃、500℃、600℃、700℃、400~550℃、500~700℃,压力为23~50MPa、23MPa、50MPa、30MPa、40MPa、23~35MPa、30~50MPa进行自动调控。
所述步骤(2)中氧化剂设定流量的计算公式为:氧化剂设定流量=油泥浆COD指标×油泥浆额定流量×过氧系数;所述过氧系数为1.0~1.5、1.0、1.5、1.1~1.4。
以上所述仅为本发明的较佳实施例,凡依本发明权利要求范围所做的均等变化与修饰,皆应属本发明权利要求的涵盖范围。
Claims (7)
1.一种稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,包括来源于油田采出液集输处理过程产生的油泥,包括以下步骤:
⑴油泥制浆处理:将所述油泥送入油泥接收搅拌一体罐内,加入设定量的制浆物料,在常温至90℃条件下经充分搅拌混匀成为油泥浆备用;
其特征在于,还包括以下步骤:
所述步骤⑴中的制浆物料加入量的计算公式为:
V=Q(y-q)/(x-y);
其中,V为制浆物料加入量(L),Q为原料油泥样品量(L),q为原料油泥COD值(mg/L),y为制备油泥浆COD值(mg/L),x为制浆物料COD值(mg/L),所述油泥浆COD值控制在1.2×105mg/L~2.0×105mg/L来计算;当原料油泥COD指标大于控制油泥浆COD指标上限值2.0×105mg/L时,加入的制浆物料是水;当原料油泥COD指标小于控制油泥浆COD指标下限值1.2×105mg/L时,加入的制浆物料是污油或原油;
⑵超临界水氧化处理:将备用油泥浆送入已通入超临界水和设定流量的氧化剂的密闭反应分离罐中,进行超临界水氧化处理,超临界水氧化时间设定为60~600s,并同时分离去除固体残余物,即得超临界水与超临界CO2的混合热流体,亦即制备得到超临界水合CO2热流体;制备得到超临界水合CO2热流体的温度为400~700℃、压力为23~50MPa,CO2含量为5~30%。
2.根据权利要求1所述的稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,其特征在于:制浆物料为污油时,污油中石油烃的质量百分比含量大于10%。
3.根据权利要求1所述的稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,其特征在于:所述步骤⑵中油泥浆送入密闭反应分离罐前,通入超临界水及密闭反应分离罐内的控制温度为500~700℃、压力为25~35MPa,以满足油泥浆送入密闭反应分离罐内具备其石油烃能自动进行超临界水氧化反应的温度和压力条件。
4.根据权利要求1所述的稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,其特征在于:所述步骤⑵中油泥浆送入密闭反应分离罐的起始过程,流量由零逐渐增大,并缓慢增至额定流量,而已通入的超临界水,则同时由已通入流量逐渐减小,并缓慢减至零,此时油泥浆流量增大与超临界水流量减小,所述油泥浆流量和超临界水流量的快慢按维持密闭反应分离罐内温度400~700℃、压力为23~50MPa进行自动调控。
5.根据权利要求4所述的一种稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,其特征在于,所述步骤⑵中氧化剂设定流量的计算公式为:氧化剂设定流量=油泥浆COD指标×油泥浆额定流量×过氧系数;所述过氧系数为1.0~1.5。
6.根据权利要求5所述的稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,其特征在于:所述步骤⑵中氧化剂为氧气或双氧水。
7.根据权利要求1所述的稠油热采超临界水合CO2热流体的制备方法,其特征在于:制备的超临界水合CO2热流体的温度为490~680℃、压力为25~35MPa、CO2含量为14.2~29.8%。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202211124297.3A CN115572032B (zh) | 2022-09-15 | 2022-09-15 | 稠油热采超临界水合co2热流体的制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202211124297.3A CN115572032B (zh) | 2022-09-15 | 2022-09-15 | 稠油热采超临界水合co2热流体的制备方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115572032A CN115572032A (zh) | 2023-01-06 |
CN115572032B true CN115572032B (zh) | 2024-05-28 |
Family
ID=84581214
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202211124297.3A Active CN115572032B (zh) | 2022-09-15 | 2022-09-15 | 稠油热采超临界水合co2热流体的制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115572032B (zh) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2001121167A (ja) * | 1999-10-27 | 2001-05-08 | Japan Organo Co Ltd | バッチ式超臨界水反応装置 |
JP2002346596A (ja) * | 2001-05-25 | 2002-12-03 | Mitsui Mining & Smelting Co Ltd | タンタル/ニオブを含有する含油スラッジの処理方法およびタンタル/ニオブの回収方法 |
CN101066828A (zh) * | 2007-06-12 | 2007-11-07 | 大庆石油学院 | 利用超临界水氧化技术处理含油污泥的方法 |
CN102267789A (zh) * | 2011-07-01 | 2011-12-07 | 河海大学 | 污水厂脱水污泥超临界处理资源化利用的方法及其设备 |
CN102992466A (zh) * | 2012-11-20 | 2013-03-27 | 重庆绿色智能技术研究院 | 有机污染物超临界水氧化处理装置 |
CN106673403A (zh) * | 2017-01-06 | 2017-05-17 | 中国海洋石油总公司 | 一种油泥的处理方法 |
CN111234854A (zh) * | 2019-11-28 | 2020-06-05 | 青岛市农业科学研究院 | 一种原油储罐罐底油泥的处理方法 |
CN113351142A (zh) * | 2021-04-29 | 2021-09-07 | 西安交通大学 | 一种用于稠油热采集成式的多元热流体发生***及方法 |
-
2022
- 2022-09-15 CN CN202211124297.3A patent/CN115572032B/zh active Active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2001121167A (ja) * | 1999-10-27 | 2001-05-08 | Japan Organo Co Ltd | バッチ式超臨界水反応装置 |
JP2002346596A (ja) * | 2001-05-25 | 2002-12-03 | Mitsui Mining & Smelting Co Ltd | タンタル/ニオブを含有する含油スラッジの処理方法およびタンタル/ニオブの回収方法 |
CN101066828A (zh) * | 2007-06-12 | 2007-11-07 | 大庆石油学院 | 利用超临界水氧化技术处理含油污泥的方法 |
CN102267789A (zh) * | 2011-07-01 | 2011-12-07 | 河海大学 | 污水厂脱水污泥超临界处理资源化利用的方法及其设备 |
CN102992466A (zh) * | 2012-11-20 | 2013-03-27 | 重庆绿色智能技术研究院 | 有机污染物超临界水氧化处理装置 |
CN106673403A (zh) * | 2017-01-06 | 2017-05-17 | 中国海洋石油总公司 | 一种油泥的处理方法 |
CN111234854A (zh) * | 2019-11-28 | 2020-06-05 | 青岛市农业科学研究院 | 一种原油储罐罐底油泥的处理方法 |
CN113351142A (zh) * | 2021-04-29 | 2021-09-07 | 西安交通大学 | 一种用于稠油热采集成式的多元热流体发生***及方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN115572032A (zh) | 2023-01-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2001265903B2 (en) | Method for treating a hydrocarbon-containing formation | |
KR101629753B1 (ko) | 탄화수소 함유 재료로부터 탄화수소를 추출 및/또는 탄화수소 함유 재료를 가공하는 방법 | |
US6673234B2 (en) | Combined process of low degree solvent deasphalting and delayed coking | |
CN113374460B (zh) | 自热式地下干馏油页岩提取页岩油和高热值燃料气的方法 | |
CN102418476A (zh) | 深层煤炭和煤层气联合开采技术 | |
AU2010224338A1 (en) | Supercritical hydro extraction of kerogen and aqueous extraction of alumina and soda ash with a residue for portland cement production | |
CN105247014A (zh) | 用于处理采矿副产物的***、方法和设备 | |
CN105778968A (zh) | 制备浸渍沥青的方法、浸渍沥青及其应用 | |
CA2652930C (en) | In-situ recovery of bitumen or heavy oil by injection of di-methyl ether | |
US20130183216A1 (en) | Energy efficient, low emissions shale oil recovery process | |
CN115572032B (zh) | 稠油热采超临界水合co2热流体的制备方法 | |
CN113351142B (zh) | 一种用于稠油热采集成式的多元热流体发生***及方法 | |
CN114075456A (zh) | 一种两级余热回收的污泥热水解辅助超临界水气化处理***及方法 | |
CN103102933A (zh) | 一种煤焦油电脱盐、脱水、脱渣方法 | |
CN105861014A (zh) | 利用煤直接液化残渣制备浸渍沥青的方法、浸渍沥青及其应用 | |
CN105419748A (zh) | 一种基于含油污泥的钻井液用封堵防塌剂及其制备方法 | |
CN106915891A (zh) | 一种炼油厂含油污泥无害化及资源化的处理方法 | |
CN103145305B (zh) | 利用含油污泥制备合成气及合成天然气或合成汽油的工艺及焚烧装置 | |
US11920088B2 (en) | Low temperature homogeneous charge continuous oxidation pyrolysis of carbon ores | |
CN113998857A (zh) | 利用水热液化耦合超临界水氧化联合处理含油污泥的方法 | |
JP3827811B2 (ja) | 重質油の軽質化方法および装置 | |
CN114687687A (zh) | 一种含油钻屑处理方法 | |
Deng et al. | Research Progress and Prospects on the Treating and Disposal for Waste Oil‐Based Drilling Cuttings from Shale Gas Wells | |
CN109761471B (zh) | 连续超声耦合临界水共处理含油污泥/污水的方法及设备 | |
CN114437750B (zh) | 一种超纯净煤焦油沥青的制备方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant |