南海某油田伴生氣回收利用技術(shù)研究

李中全

（中國(guó)石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，上海 200120）

南海某油田位于南海北部大陸架西部海域，是某石油公司在中深海海域獨(dú)立自主開(kāi)發(fā)的自營(yíng)油田，具有非常重要的戰(zhàn)略意義。依據(jù)南海該油田油藏配產(chǎn)方案，投產(chǎn)后的前9年伴生氣量比較充足，除去滿足天然氣發(fā)電等自身的需求外還有較多剩余，其中最大年份剩余量約1.154×105m3·d-1，后期產(chǎn)氣量迅速下降直至無(wú)法滿足發(fā)電需求。這部分伴生氣若通過(guò)火炬放空燃燒，不僅是對(duì)資源的一種浪費(fèi)，也是對(duì)環(huán)境的一種污染，不符合國(guó)家相關(guān)節(jié)能環(huán)保的政策和法律法規(guī)?？紤]到海上作業(yè)環(huán)境的特殊性以及油田周邊無(wú)可依托的設(shè)施，如何經(jīng)濟(jì)有效地回收利用這部分剩余伴生氣將成為海工配套方案亟待解決的難題之一。

目前，常規(guī)的海上油田伴生氣回收利用方式主要包括以下4種[1-2]：一是通過(guò)回注地層助力油田增產(chǎn)或儲(chǔ)存于氣庫(kù)中；二是用作海上電、熱站的燃料氣；三是通過(guò)海底管道外輸?shù)疥懙亟K端進(jìn)行處理、加工、利用；四是采用LNG、CNG、NGL、NGH、ANG等方式進(jìn)行轉(zhuǎn)換儲(chǔ)存銷售。該油田的地質(zhì)條件尚不能夠滿足伴生氣回注的要求，同時(shí)該油田離陸地較遠(yuǎn)且周邊無(wú)可依托的海底管道，NGH和ANG技術(shù)在海上運(yùn)用的條件還未成熟[3]。本文結(jié)合油田伴生氣產(chǎn)量和工藝流程特點(diǎn)，對(duì)LNG、CNG、NGL等3種伴生氣回收利用技術(shù)進(jìn)行可行性與經(jīng)濟(jì)性論證，進(jìn)而推薦出經(jīng)濟(jì)合理的技術(shù)方案。

1 設(shè)計(jì)基礎(chǔ)

南海某油田伴生氣組分如表1所示。除去平臺(tái)自耗氣剩余伴生氣產(chǎn)量如表2所示。根據(jù)表2確定設(shè)計(jì)處理量為1.2×105m3·d-1。伴生氣出口的壓力為1.314 MPa，出口溫度為20 ℃。

表1 油田伴生氣組分

表2 除去平臺(tái)自耗氣剩余伴生氣產(chǎn)量

2 LNG方案

2.1 工藝設(shè)計(jì)及設(shè)備選型

圖1為南海某油田伴生氣液化工藝流程圖[4]。原料氣經(jīng)壓縮機(jī)增壓后通過(guò)脫酸、脫水等單元進(jìn)行凈化處理。在進(jìn)入液化系統(tǒng)前先將重?zé)N分離得到副產(chǎn)品LPG和輕油，分離后的甲烷及其他組分繼續(xù)進(jìn)冷箱液化生成LNG。此工藝流程主要包括原料氣壓縮、天然氣脫酸氣、天然氣脫水、天然氣液化、制冷劑壓縮、制冷劑儲(chǔ)配、重?zé)N回收、產(chǎn)品儲(chǔ)存等8個(gè)單元，其烴類液化回收率高。

圖1 海上油田伴生氣液化工藝流程圖

LNG方案中主要設(shè)備的尺寸如表3所示。

表3 LNG方案的主要設(shè)備

2.2 經(jīng)濟(jì)效益分析

2.2.1 LNG方案投資

LNG方案中僅設(shè)備部分需增加投資約9 200萬(wàn)；另外LNG需考慮專門(mén)船只運(yùn)輸，運(yùn)輸費(fèi)每天4萬(wàn)元，前9年的運(yùn)輸費(fèi)現(xiàn)值為8 664萬(wàn)元。

2.2.2 LNG產(chǎn)量及收益

根據(jù)油藏預(yù)測(cè)指標(biāo)中的伴生氣量，各年份LNG產(chǎn)量估算結(jié)果如表4所示。

表4 各年份LNG產(chǎn)量估算

LNG價(jià)格按照每噸5 000元計(jì)，10年LNG銷售現(xiàn)值為17 225萬(wàn)元。

動(dòng)物性食物一般含蛋白質(zhì)16%～18%，主食含蛋白質(zhì)8%～10%，這些都是蛋白質(zhì)的主要來(lái)源，其他蔬菜水果里的可以忽略不計(jì)。

2.2.3 經(jīng)濟(jì)效益

若增設(shè)LNG工藝，不考慮結(jié)構(gòu)部分投資約增加17 864萬(wàn)元（不含工藝設(shè)備運(yùn)行及檢維修費(fèi)），總收益約為17 225萬(wàn)元，因此無(wú)論海工方案采取何種模式增設(shè)LNG工藝都無(wú)效益。

3 CNG方案

3.1 工藝設(shè)計(jì)及設(shè)備選型

圖2為南海某油田伴生氣CNG工藝流程圖[5]。原料天然氣進(jìn)入界區(qū)后，首先進(jìn)入淺冷分離單元，分離出混烴后進(jìn)入CNG壓縮機(jī)（一開(kāi)一備）壓縮至25 MPa，再送至分子篩脫水單元，經(jīng)過(guò)分子篩吸附脫水的壓縮天然氣達(dá)到車用CNG標(biāo)準(zhǔn)，送出界區(qū)。分離出的混烴送入輕烴穩(wěn)定單元，依次通過(guò)本單元洗滌塔、脫乙烷塔、脫丁烷塔進(jìn)行混烴的精餾分離等操作步驟后，LPG 從脫丁烷塔上部冷卻至常溫后送出界外。穩(wěn)定輕烴從脫丁烷塔底部引出，送出界區(qū)。此工藝流程主要包括淺冷分離單元、壓縮單元、分子篩脫水單元、輕烴穩(wěn)定單元等4個(gè)處理單元。

圖2 海上油田伴生氣CNG工藝流程圖

CNG方案中主要設(shè)備的尺寸如表5所示。

表5 CNG方案的主要設(shè)備

3.2 經(jīng)濟(jì)效益分析

3.2.1 CNG方案投資

CNG工藝設(shè)備部分需增加投資約2 800萬(wàn)；儲(chǔ)存所需集裝管束投資約2 500萬(wàn)，本項(xiàng)目需考慮CNG集裝管束儲(chǔ)存，由穿梭油輪定期拉運(yùn)，根據(jù)最大天然氣富余量，所需40英尺CNG集裝管束約50組，型號(hào)規(guī)格見(jiàn)表6。

表6 CNG集裝管束的型號(hào)規(guī)格

另外，為了盡量保證CNG的連續(xù)生產(chǎn)，CNG運(yùn)輸需兩艘油輪交替，運(yùn)輸每天8萬(wàn)元，9年的運(yùn)輸費(fèi)現(xiàn)值約17 328萬(wàn)元。

根據(jù)油藏預(yù)測(cè)指標(biāo)中的伴生氣量，各年份CNG產(chǎn)量估算結(jié)果如表7所示。

表7 各年份CNG產(chǎn)量估算

CNG價(jià)格按照每立方米2.3元計(jì)，9年CNG銷售現(xiàn)值為18 423萬(wàn)元。

3.2.3 經(jīng)濟(jì)效益分析

若增設(shè)CNG工藝，不考慮結(jié)構(gòu)部分投資約增加22 373萬(wàn)元（不含工藝設(shè)備運(yùn)行及檢維修費(fèi)），總收益約為18 423萬(wàn)元。因此，無(wú)論海工方案采取何種模式增設(shè)CNG工藝均無(wú)效益。

4 NGL方案

4.1 工藝設(shè)計(jì)及設(shè)備選型

圖3為南海某油田伴生氣NGL工藝流程圖[6-7]。原料氣經(jīng)壓縮機(jī)增壓后通過(guò)分子篩脫水單元進(jìn)行凈化處理。凈化處理后的伴生氣進(jìn)入淺冷分離單元，分離后得到的甲烷及其他輕組分進(jìn)入燃料氣處理系統(tǒng)，分離出的重?zé)N進(jìn)入凝析油穩(wěn)定單元，穩(wěn)定處理后得到的凝析油進(jìn)入儲(chǔ)罐進(jìn)行儲(chǔ)存。此工藝流程主要包括壓縮單元、分子篩脫水單元、淺冷分離單元、凝析油穩(wěn)定單元等4個(gè)處理單元。。

圖3 NGL工藝流程示意圖

CNG方案中主要設(shè)備的尺寸如表8所示。

表8 NGL工藝的主要設(shè)備

4.2 經(jīng)濟(jì)效益分析

4.2.1 NGL方案投資

NGL工藝設(shè)備部分需增加投資約1 839萬(wàn)元；NGL工藝設(shè)備干重約180 t，運(yùn)行重量約370 t，需占用的甲板面積約240 m2，若海工方案中導(dǎo)管架綜合處理平臺(tái)增設(shè)NGL工藝，平臺(tái)結(jié)構(gòu)部分需增加投資約2 600萬(wàn)，若海工方案中FPSO上增設(shè)NGL，將不會(huì)產(chǎn)生較高的結(jié)構(gòu)部分的投資；NGL可與原油一起輸送或運(yùn)輸，前9年NGL輸送或運(yùn)輸費(fèi)考慮503萬(wàn)（按照每噸300元計(jì)）；考慮NGL方案運(yùn)行檢維修費(fèi)用按照每年60萬(wàn)計(jì)。

4.2.2 NGL產(chǎn)量及收益

對(duì)NGL工藝流程進(jìn)行模擬計(jì)算，通過(guò)優(yōu)化工藝參數(shù)后（天然氣壓縮后壓力及冷卻溫度等），根據(jù)油藏預(yù)測(cè)指標(biāo)中的伴生氣量，各年份NGL產(chǎn)量估算結(jié)果見(jiàn)表9。

表9 各年份NGL產(chǎn)量估算

NGL價(jià)格按照每噸3 000元計(jì)，9年NGL銷售現(xiàn)值為5 200萬(wàn)元。

4.2.3 經(jīng)濟(jì)效益分析

若導(dǎo)管架綜合處理平臺(tái)增設(shè)NGL工藝，總投資約為5 542萬(wàn)元，總收益約為5 200萬(wàn)元。因此，導(dǎo)管架綜合處理平臺(tái)增設(shè)NGL無(wú)效益。FPSO為了保持自身穩(wěn)性，具有剩余的甲板面積，若在FPSO上增設(shè)NGL工藝，將不會(huì)產(chǎn)生較高的結(jié)構(gòu)部分的投資，具有一定效益，考慮FPSO海工方案中增設(shè)NGL設(shè)施。

5 結(jié) 論

對(duì)南海某油田的伴生氣進(jìn)行回收利用不僅可以減少海上環(huán)境污染，還可以產(chǎn)生一定的經(jīng)濟(jì)效益。結(jié)合油田伴生氣產(chǎn)量和工藝流程特點(diǎn)，對(duì)比分析了LNG、CNG、NGL 3種方案的工藝流程及經(jīng)濟(jì)效益，得到以下結(jié)論：

1）LNG、CNG、NGL 3種方案從技術(shù)上均可實(shí)現(xiàn)南海某油田伴生氣回收利用的目的，但存在工程投資的不同，也就造成不同方案的經(jīng)濟(jì)性不同。

2）若海工方案采用導(dǎo)管架綜合平臺(tái)方案，LNG、CNG、NGL 3種方案都沒(méi)有經(jīng)濟(jì)效益。

3）若海工方案采用FPSO方案，因FPSO具有剩余的甲板面積，增設(shè)NGL工藝設(shè)施具有一定的經(jīng)濟(jì)效益。