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海上伴生氣處理研究與海底伴生氣儲氣庫設(shè)計

2023-05-10 12:11:24周熙朋蔣匯豐毛雅鈴
關(guān)鍵詞:伴生氣儲氣庫水合物

李 茜 ,周熙朋,蔣匯豐,毛雅鈴,羅 肖

1.西南石油大學(xué)電氣信息學(xué)院,四川 成都 610500;2.西南石油大學(xué)新能源與材料學(xué)院,四川 成都610500

引言

伴生氣是伴隨原油產(chǎn)生的天然氣,既可以溶解在原油中,也可以作為游離氣存在于儲集層原油的上方[1],經(jīng)過一定處理后伴生氣可作為燃料氣使用,具有很大的利用價值。2018 年全球有2 000×108m3的伴生氣通過直接燃燒(1 400×108m3)或直接排放到大氣中(600×108m3)而被浪費,相當(dāng)于中國和日本一年LNG 進口量的總和[2]。直接燃燒的伴生氣會轉(zhuǎn)換為大量的二氧化碳排放到空氣中,造成嚴(yán)重的空氣污染和溫室效應(yīng)[3],對人類健康造成嚴(yán)重危害。造成海上伴生氣大量燃燒排放的原因是多方面的,其中,既有技術(shù)性和經(jīng)濟性的原因,又有政策的原因,文獻[4]詳細(xì)討論了不同國家在減少伴生氣燃燒方面的技術(shù)經(jīng)濟限制和相應(yīng)政策的缺乏。2018年中國天然氣表觀消費量達到2 803×108m3,比上一年增長7.5%,預(yù)計2050 年前中國天然氣消費都將繼續(xù)呈同比增長態(tài)勢[5]。因此,對伴生氣進行回收利用,不僅是實施節(jié)能減排,綠色發(fā)展的現(xiàn)實要求,也是應(yīng)對未來中國天然氣需求量不斷增大的有效途徑。

海上油田產(chǎn)生的伴生氣最直接簡單的利用方法是經(jīng)過處理后提供給平臺作為燃料氣發(fā)電或供暖。但由于伴生氣含有較多重?zé)N成分,燃燒之前需要進行預(yù)處理。物理法和催化裂解法[6]是伴生氣預(yù)處理去重?zé)N化的兩種典型方法,物理法是將伴生氣中的重?zé)N成分通過加壓或冷卻的方式液化去除,催化裂解法則是利用飽和水蒸汽和催化劑裂解伴生氣中的重?zé)N。在油田投產(chǎn)初期伴生氣產(chǎn)量較大,其中很少的一部分就能滿足平臺使用。在以前這些剩余的伴生氣都是直接燃燒或排放,對環(huán)境污染很大?,F(xiàn)在有多種方法可對這些伴生氣進行回收利用,其中,包括將伴生氣低溫液化形成LNG[7],壓縮成為壓縮天然氣(CNG)[8-9],也可以將伴生氣固化形成天然氣水合物(NGH)[10],或者將伴生氣回注到地下[11-12]。而在油田生產(chǎn)后期伴生氣往往產(chǎn)量小、壓力低,不但不能滿足海上平臺的能源需求,還不便于回收利用。因此,為實現(xiàn)平臺對伴生氣的最大化利用,可建立海上伴生氣儲氣庫,在生產(chǎn)前期將除平臺自用的多余伴生氣注入儲氣庫儲存,中后期利用伴生氣低壓回收系統(tǒng)[13]將低壓伴生氣回收,同時,調(diào)用儲氣庫中的伴生氣供平臺使用,將能解決后期平臺能源需求不足的問題,使得整個平臺生產(chǎn)周期的伴生氣得以有效利用。

本文對目前主要的伴生氣處理、運輸方式以及相應(yīng)的接收終端進行了全面介紹,并分析了它們的優(yōu)缺點、適用范圍、關(guān)鍵技術(shù)以及未來可能的發(fā)展趨勢。在此基礎(chǔ)上,提出枯竭油氣藏改造成伴生氣儲氣庫的設(shè)計流程,最后,建立了儲氣庫的注采氣流程,擬解決海上平臺群能量需求和伴生氣產(chǎn)量不同步的問題,實現(xiàn)海上平臺伴生氣的有效利用。

1 伴生氣處理研究綜述

1.1 研究現(xiàn)狀

中國在“十三五”能源發(fā)展規(guī)劃中明確提到,要積極爭取“十三五”期間將天然氣消費比重從6%提高至10%,建設(shè)綠色低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系[1]。天然氣是其中唯一一種在規(guī)劃中消費比重得到提升的化石燃料,其作為一種重要的能源形式,與我們生活息息相關(guān)。隨著國家推進建設(shè)清潔低碳能源體系,以及中國經(jīng)濟和社會的不斷發(fā)展,對于天然氣的需求將會持續(xù)增長,因此,對油田伴生氣的回收利用迫在眉睫。海上油田伴生氣的利用涉及收集、處理、運輸及接收等環(huán)節(jié),各個環(huán)節(jié)聯(lián)系緊密,共同構(gòu)成整個伴生氣處理流程,本文對研究現(xiàn)狀的介紹也主要集中在上述幾個環(huán)節(jié)。

1.1.1 伴生氣收集處理

目前,研究的主要方法是將伴生氣處理成LNG、CNG、NGH,或回注到地下。LNG 是冷卻到?162?C后呈現(xiàn)液態(tài)的天然氣,油/氣田產(chǎn)生的天然氣經(jīng)過除液、除酸、干燥、分餾及低溫冷凝形成[14]。液化后的天然氣體積約為氣態(tài)時的1/600,具有低溫、氣液膨脹比大、能效高,易于儲存和運輸?shù)奶攸c,LNG 技術(shù)已成為目前天然氣遠洋開發(fā)和運輸?shù)闹匾绞?。對于伴生氣產(chǎn)量較大的油田可以考慮采用浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置(LNG-FPSO),這是一種集LNG 生產(chǎn)、儲存和卸載等功能的浮式平臺,具有可移動、可重復(fù)使用的優(yōu)點[15]。伴生氣中一般含有H2O、CO2、H2S 以及其他重?zé)N雜質(zhì),會對整個處理流程的設(shè)備造成危害,因此,有必要首先進行預(yù)處理去除[16-17],然后再進行液化儲存在FPSO 上。液化是LNG 技術(shù)的核心環(huán)節(jié),對于整個系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定及高效運行至關(guān)重要,適合海上浮式天然氣液化的工藝主要有混合制冷劑制冷和氮氣膨脹制冷[18-20]。文獻[21]介紹了LNG 液化流程的選擇方法,認(rèn)為小型天然氣的液化裝置應(yīng)該使用膨脹機循環(huán),中型天然氣的液化裝置應(yīng)該使用經(jīng)過改進的多級無預(yù)冷的混合制冷劑循環(huán)。圖1 展示了利用FPSO 進行LNG 處理的整個流程。對于伴生氣產(chǎn)量比較小的邊際油田可采用LNG 罐箱回收的方法,它是利用安裝在平臺上的小型LNG 液化裝置,將經(jīng)過預(yù)處理后的伴生氣液化,然后,存儲在平臺上的LNG 罐式集裝箱中。LNG 罐箱與普通集裝箱類似,是將LNG 儲罐固定好并放置在框架結(jié)構(gòu)中的一種特殊集裝箱,具有運輸簡單、經(jīng)濟性強等諸多優(yōu)點[22]。使用LNG 罐箱回收需要將一整套凈化、液化設(shè)備安置在面積有限的生產(chǎn)平臺上,因此,要求液化流程盡量簡單高效、設(shè)備盡量緊湊,裝置占用面積盡量小[23]。文獻[24]針對目前各種液化裝置流程特點進行了評述,并設(shè)計出一種“節(jié)能新型混合制冷劑液化流程”,能夠較好地適應(yīng)小型撬裝式LNG 裝置的液化流程特點。文獻[25]認(rèn)為,海上平臺應(yīng)采用單級混合制冷劑對天然氣進行制冷,該種制冷工藝的制冷劑對于環(huán)境的適應(yīng)性好,同時,由于液化裝置的撬裝化以及工藝的模塊化,也使得液化流程更加簡單高效。但LNG 處理伴生氣對于雜質(zhì)含量要求較高,使得其處理工藝更加復(fù)雜。同時對于某些伴生氣產(chǎn)量低的油田,使用LNG 進行伴生氣處理的成本將會大大增加。

圖1 LNG 處理流程Fig.1 The processing flow of LNG

隨著世界天然氣工業(yè)的發(fā)展,對于天然氣運輸量較小且距離較短的海上運輸?shù)男枨笤絹碓酱蟆1M管海上LNG 技術(shù)比較成熟,但由于LNG 在此種情況下不具有較好的經(jīng)濟效益,所以CNG 技術(shù)作為一種對LNG 技術(shù)的替代而被世界各國廣泛研究。CNG技術(shù)通過壓縮機將天然氣壓縮到一定壓力后儲存在運輸船上的耐壓容器中,以高壓氣態(tài)的形式在船上進行儲存和運輸[26]。在24.8 MPa 的情況下,天然氣的體積能夠壓縮為原來的1/260,運輸時溫度一般保持在?40~40?C即可。CNG 技術(shù)在本質(zhì)上是利用氣體的可壓縮性,將天然氣凈化處理后以高壓氣體的形式進行儲存和運輸。圖2 展示了CNG 的處理流程。

圖2 CNG 處理流程Fig.2 The processing flow of CNG

和LNG 類似,海上CNG 技術(shù)也可通過浮式壓縮天然氣裝置(Floating Compressed Natural Gas,F(xiàn)CNG)實現(xiàn)。FCNG 是一種用于海上氣田開發(fā)的新型FPSO 裝置,具有海上天然氣壓縮、儲存和裝卸等一系列功能[27]。一個完整的FCNG 由FPSO(浮式生產(chǎn)儲卸裝置)和CNG 運輸船兩部分組成,首先,通過生產(chǎn)系統(tǒng)將伴生氣輸送到FCNG 上,然后,對伴生氣進行預(yù)處理,并利用壓縮機將伴生氣壓縮至高壓艙中儲存起來,當(dāng)高壓艙儲存至一定容量后使用CNG 運輸船對FCNG 上的伴生氣進行卸載外輸。和LNG 預(yù)處理相比,CNG 預(yù)處理沒有LNG 復(fù)雜,其主要原因是CNG 對天然氣的除雜要求不高,不需要進行低溫液化,只需在常溫高壓(如15~25 MPa)條件下將其壓縮成壓縮天然氣就行。文獻[28]將浮式液化天然氣裝置(Floating Liquified Natural Gas,F(xiàn)LNG)和FCNG 進行了對比分析,認(rèn)為FCNG 對原料氣的要求更低,預(yù)處理過程更加簡單,在設(shè)備操作上具有優(yōu)勢。盡管CNG 處理技術(shù)與LNG 處理技術(shù)相比具有諸多優(yōu)勢,但CNG 處理技術(shù)對儲存容器的耐壓能力要求較高,存在高壓風(fēng)險,并且對于遠海伴生氣產(chǎn)量較小的油田,使用CNG技術(shù)的經(jīng)濟性較差。

將天然氣轉(zhuǎn)換為天然氣水合物的技術(shù)叫NGH技術(shù),與LNG、CNG 相比不需要復(fù)雜的處理流程,預(yù)處理過程簡單,生產(chǎn)條件簡單(5 MPa,10?C),適合海上運輸距離較遠、產(chǎn)量較大的油田。NGH 也叫可燃冰,是由天然氣在一定溫度和壓力條件下,利用水分子和碳?xì)錃怏w分子形成一種類似冰的、可燃燒的及無固定化學(xué)計量的籠狀晶體化合物[29]。NGH 有3 種水合物結(jié)構(gòu)形式(I 型、II 型、H 型),在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下按照II 型結(jié)構(gòu)天然氣水合物的分子構(gòu)成,186 m3的天然氣最多可生成1 m3的NGH,其氣體攜帶率與CNG 技術(shù)(20 MPa 下)相當(dāng)[30]。由氣態(tài)伴生氣形成天然氣水合物的生產(chǎn)過程主要包括將氣體物質(zhì)溶解在水中,然后,形成天然氣水合物晶核,最后,晶核生長形成NGH[31]。圖3 展示了NGH的生產(chǎn)以及儲存過程。首先,進行水合物的形成,生產(chǎn)的主要設(shè)備有反應(yīng)容器、泵、分離器和熱交換器等。將水制成冰水混合物(比例為1:1),然后,在5 MPa,10?C的條件下,將經(jīng)過預(yù)處理后的伴生氣和冰水混合物直接通入罐式反應(yīng)容器中并不斷進行攪拌增加接觸,與此同時利用熱交換器將反應(yīng)過程中產(chǎn)生的熱量帶走,最后,會生成一種含30%天然氣水合物的產(chǎn)物。反應(yīng)過程結(jié)束后將未反應(yīng)的水和伴生氣分離出來,再將NGH 冷凍裝入儲罐就可方便地實現(xiàn)儲存運輸。文獻[32]介紹了3 種涉及天然氣水合物生產(chǎn)、儲運和再氣化的系列工藝方法,包括3 次脫水形成干水合物、兩次脫水形成水合物漿以及將NGH 與原油混合形成NGH 油漿滴。和LNG-FPSO 類似,海上NGH 的生產(chǎn)也可通過浮式天然氣水合物裝置(Floating Natural Gas Hydrate,F(xiàn)NGH)的方式實現(xiàn),F(xiàn)NGH 包括NGH 的海上生產(chǎn)、儲存、運輸及氣化等過程。文獻[27]對FNGH 進行了介紹,并認(rèn)為如果水合物的生產(chǎn)以及再氣化速度過慢等關(guān)鍵問題不解決,將在很大程度上制約FNGH 實現(xiàn)工業(yè)化。一方面,關(guān)鍵技術(shù)的缺失,導(dǎo)致目前NGH 技術(shù)還未實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用。另一方面,NGH 僅適用于伴生氣產(chǎn)量大的油田,這是因為對于伴生氣產(chǎn)量較小的油田,使用NGH 技術(shù)的經(jīng)濟投入將會大幅增加。

圖3 NGH 的處理流程Fig.3 The processing flow of NGH

伴生氣回注指對油田產(chǎn)生的伴生氣通過施加壓力重新回注到地下,主要是為了提高石油產(chǎn)量。在油田開發(fā)生產(chǎn)過程中隨著開采時間的推移,油層本身的能量會被不斷地消耗,致使生產(chǎn)后期油層壓力不足,造成油井產(chǎn)量的降低甚至導(dǎo)致油井停產(chǎn)。考慮到在石油開采過程中有大量伴生氣產(chǎn)生,因此,可充分利用伴生氣進行海上油田注氣驅(qū)替,實現(xiàn)對伴生氣的合理利用。發(fā)展海上注氣技術(shù)對于提高海上油田產(chǎn)量和伴生氣利用率,實現(xiàn)海上平臺節(jié)能減排等都具有重要意義[33]。文獻[34]對南海某油田注氣工藝進行了介紹,通過該工藝實現(xiàn)了一種海上油田伴生氣循環(huán)利用的綠色開發(fā)模式,減少了平臺溫室氣體的排放量,對海上平臺注氣工程設(shè)計具有參考意義。但目前海上油田注氣驅(qū)還存在許多技術(shù)難題,文獻[35]分析了七大制約海上油田注氣驅(qū)產(chǎn)的因素,認(rèn)為海上油田注氣技術(shù)具有很大的應(yīng)用潛力,通過多技術(shù)手段的聯(lián)合能夠降低開發(fā)的風(fēng)險,提高開發(fā)的經(jīng)濟性。除此之外,對于海上某些低滲油藏、稠油油藏等開發(fā)難度大的難動儲量,注氣驅(qū)產(chǎn)也是有助于其有效開發(fā)的重要手段。但海上注氣驅(qū)產(chǎn)理論和實踐的缺乏,使得其未能實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用,未來還有許多工作要做。

1.1.2 伴生氣儲存運輸

經(jīng)過處理之后的伴生氣只有在運輸?shù)竭_目的地后供給用戶使用才能實現(xiàn)其價值,因此,伴生氣的海上運輸對于整個環(huán)節(jié)來說起著至關(guān)重要的作用。不同的伴生氣處理方法,其儲存運輸各有特點,下面就其進行相關(guān)介紹。對于LNG-FPSO 來說,處理好的LNG 首先是儲存在FPSO 上的,當(dāng)儲存在FPSO 上的LNG 達到一定容量時,要將LNG 卸載到LNG 船上,因為要保證整個卸載過程船體晃動和低溫的嚴(yán)苛要求,所以LNG 的卸載是LNG-FPSO系統(tǒng)的重難點之一。主要卸載方式包括并聯(lián)卸載、串聯(lián)卸載及軟管卸載,文獻[36]對卸載傳輸方式進行了介紹,認(rèn)為并聯(lián)卸載適于在近海海況較好的情況下進行液化天然氣的輸送,而串聯(lián)卸載更適用于在深海海況相對惡劣的情況下進行LNG 輸送,低溫軟管卸載具有良好的應(yīng)用前景。LNG 的運輸主要是通過LNG 運輸船往來于LNG-FPSO 和LNG 接收終端來實現(xiàn)[37]。LNG 船是一種專用于LNG 運輸?shù)拇笮痛?,被譽為世界造船“皇冠上的明珠”,目前只有少數(shù)幾個國家擁有LNG 船的設(shè)計和制造技術(shù)。除通過LNG 大型運輸船運輸LNG 外,LNG 罐式集裝箱運輸也是一種新興的運輸方式。由于它不需要專用的船舶裝載集裝箱來運輸LNG,因而使得LNG 運輸操作更加簡單,經(jīng)濟性更強[38]。

CNG 的儲存運輸流程包括將FCNG 平臺上的壓縮天然氣裝卸到CNG 船舶上,然后,通過CNG 船舶將CNG 運輸?shù)侥康牡亍.?dāng)伴生氣產(chǎn)量適中且運輸距離在500~1 500 km 時,CNG 被認(rèn)為是具有吸引力的運輸方式[39]。目前,世界上有3 種主要的CNG海上船舶運輸技術(shù),分別是Coselle、VOTRANS 和GTM[40]。Coselle 技術(shù)是一種將天然氣壓縮成CNG后,儲存在小口徑鋼質(zhì)盤圓管路中,它的典型設(shè)計結(jié)構(gòu)是將較長距離的小直徑管子繞成一個圓,與傳統(tǒng)高壓罐相比具有更好的經(jīng)濟性。VOTRANS 系統(tǒng)是一種使用裝有可以存放大直徑長管的絕緣冷凍艙的運輸船舶,它的裝卸過程與其他CNG 船相同,但是與其他CNG 船相比,VOTRANS 的壓強更低。GTM采用復(fù)合材料管路技術(shù),儲存管道由高性能復(fù)合材料制備,管道類型也是大管徑長管,具備在常溫下操作的特點,其儲存壓力與Coselle 相似。CNG 技術(shù)應(yīng)用前景巨大,當(dāng)通過管道運輸和LNG 處理海上伴生氣都不具有經(jīng)濟性和實踐性的情況下,CNG 被認(rèn)為是首選的替代技術(shù)[41]。2016 年1 月全球首艘CNG 船在韓通成功下水[42],標(biāo)志著CNG 海上運輸實現(xiàn)重大突破。

NGH 能在常壓和低于0?C下儲存[43],一般選擇儲存溫度為?15?C。文獻[44]認(rèn)為球狀的NGH比粉末狀的NGH 自保存效應(yīng)更好,因此,介紹了一種球狀NGH 的生產(chǎn)方法,流程為:水合物生成—脫水—水合物顆?;w粒冷卻—泄壓,最后,將球狀NGH 卸載到NGH 船上。目前,運輸NGH 有3種主要方法[45-46]:一是生產(chǎn)干水合物的工藝方法,這種方法需要經(jīng)過3 次脫水;二是使只經(jīng)過兩次脫水的NGH 形成水合物漿,通過運輸船上的隔熱密封艙進行運輸,但由于運輸能力的有效利用率相對較低,其運送成本增加明顯;三是將干水合物與原油(?10?C)充分混合,形成懸浮的天然氣水合物油漿液,然后,將其送入絕熱的油輪隔艙或絕熱性能良好、運距較短的輸油管道中進行運輸。

除了以上運輸方式外,針對某些近海油田也可采用海底管道運輸伴生氣。值得注意的是,為了節(jié)約投資成本,可以利用多相混輸技術(shù)對伴生氣進行輸送。在此種情況下,只需要一臺多相泵和一條海底管道就可將經(jīng)過混合后的石油和伴生氣通過海底管道運輸上岸,因此,對伴生氣的輸送不需要鋪設(shè)額外的海底管線。多相混輸?shù)年P(guān)鍵設(shè)備是混輸泵,它是一種專門設(shè)計的用于輸送原油產(chǎn)出物的設(shè)備,能直接對原油進行輸送而不再需要增加額外的分離設(shè)備和裝置[47]。文獻[48]對油氣混輸分離技術(shù)進行了介紹,認(rèn)為在對采出原油中的水和固態(tài)物質(zhì)進行分離時宜選用離心分離,用于對井口進行分離除砂;氣液分離應(yīng)該使用復(fù)合式分離器。針對目前的油氣混輸方案,文獻[49]提出了一種“蒸汽直接射入油氣中升溫降黏的輸送方法”,在陸上、短距離輸送中取得了較好的效果。文獻[50]對海上一油田的伴生氣混輸回收方案進行了介紹,通過在B 平臺增加一臺壓縮機,并對A 平臺實施工藝流程改造,成功將B 平臺的伴生氣經(jīng)過A 平臺運送上岸,為海上伴生氣的管道運輸提供了借鑒。管道運輸伴生氣具有運輸量大、方便快捷的優(yōu)點,但海底管道被埋在海底一定厚度的土層下,這給管道的維修和檢查帶來困難。因此,在使用海底管道運輸伴生氣前,一定要對輸氣管道進行嚴(yán)格檢查。

1.1.3 伴生氣接收終端

接收終端是伴生氣在運輸至目的地后對其進行接收處理的裝置,只有經(jīng)過接收終端后伴生氣才能供給用戶使用。LNG 船到達接收終端后,將LNG 卸載到接收站。接收站有兩類:一類是陸地接收站,另一類是海上浮式接收終端。文獻[51]對國外LNG 接收終端進行了介紹,提出國外LNG 接收終端正經(jīng)歷從陸地向海上發(fā)展的趨勢。文獻[52-53]認(rèn)為近海的浮式LNG 儲存再氣化裝置(Floating Storage and Regasification Unit,F(xiàn)SRU)具有建設(shè)成本低、周期短及LNG 容量大的特點,對整體環(huán)境的影響也較小。目前,F(xiàn)SRU 正成為浮式接收終端的主要方式,圖4 展示了FSRU作為LNG 接收終端的主要應(yīng)用。FSRU 上的LNG經(jīng)過氣化后通過海底管道就可直接運輸至岸上天然氣集輸站或直接供給用戶使用。

圖4 FSRU 作為LNG 接收終端的應(yīng)用Fig.4 The application of FSRU in LNG terminal

由于CNG 技術(shù)輸送的是氣態(tài)的天然氣,不需要像LNG 那樣進行再氣化,因此,它可以通過系泊浮筒或其他較簡單的海上接收終端裝置將CNG 排放到新的甚至現(xiàn)有的海底氣體輸送管道系統(tǒng)中,這使得CNG 在近海卸載具有優(yōu)勢[54]。

NGH 通過運輸船運輸至近海岸后,需要進行分解氣化,一般對NGH 采用加熱或降壓進行分解,其分解工藝流程如圖5 所示。氣化后的NGH 通過管運輸上岸后就可供給用氣負(fù)荷使用。

圖5 NGH 分解工藝Fig.5 The decomposition technology of NGH

根據(jù)國際能源署數(shù)據(jù)[55],如果伴生氣日產(chǎn)量低于1×104m3,且距離最近的接收站超過2 000 km,那么,當(dāng)前的天然氣利用技術(shù)和方法都是不經(jīng)濟的;如果到接收站距離相對較短,且天然氣量較低,利用伴生氣發(fā)電或天然氣管道運輸是比較經(jīng)濟的;如果伴生氣日產(chǎn)量高于1×107m3,且到接收站的距離大于2 000 km,則可以選擇LNG 作為伴生氣處理技術(shù)。目前,LNG 技術(shù)和管道運輸較為成熟,CNG 技術(shù)應(yīng)用處于起步階段,NGH 技術(shù)和伴生氣回注技術(shù)仍存在諸多技術(shù)難題,表1 對各種處理方法進行了對比。

表1 伴生氣處理技術(shù)對比Tab.1 Comparison of associated gas processing technology

1.2 伴生氣處理關(guān)鍵技術(shù)

FLNG 包括FPSO 和LNG 運輸船兩部分,由于要在FPSO 上完成LNG 的生產(chǎn)、儲存及卸載,且FPSO 平臺面積有限,因此,要求FPSO 具有較為成熟的LNG 液化技術(shù),LNG 儲罐具有較好的低溫以及隔熱性能,還要能保證FPSO 能在?162?C下安全傳輸LNG。除此之外,F(xiàn)PSO 的設(shè)備布置也應(yīng)該撬裝化,使處理流程更加緊湊,節(jié)約平臺空間。LNG 運輸船兼具存儲和運輸LNG 的雙重功能,必須要求具備先進的低溫管路控制技術(shù)以及盡量小的氣化損耗等。

海上CNG 的處理流程較LNG 簡單,對預(yù)處理的要求不高。但是由于其需要儲存運輸高壓氣體,因此,不管是浮式生產(chǎn)裝置還是CNG 運輸船,對于容器的耐壓能力要求較高,即儲存設(shè)備必須具備一定的承壓能力和密封性能。與此同時,CNG 處理的相關(guān)設(shè)備也應(yīng)撬裝化,以節(jié)約海上平臺空間。

水合物的生成速度和氣化速度過慢是制約NGH 技術(shù)發(fā)展的瓶頸之一,因此,要想實現(xiàn)NGH的廣泛運用,必須攻克水合物生成與再氣化的關(guān)鍵技術(shù),同時還要掌握NGH 的大規(guī)模生成、固化成型以及儲存裝備設(shè)計的核心技術(shù),并不斷完善NGH的其他配套技術(shù)。

流度控制和注氣監(jiān)測是未來海上伴生氣注氣驅(qū)產(chǎn)必須攻克的關(guān)鍵技術(shù),同時也要加強海上注氣驅(qū)產(chǎn)的理論研究,只有這樣未來伴生氣回注驅(qū)產(chǎn)才能夠?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用。另外,也要加強對海上平臺施工工藝的研究,以便于解決平臺施工困難等的問題。

海底管道運輸目前已較為成熟,但由于海底環(huán)境復(fù)雜多變,海底管道運輸必須具備管道監(jiān)測和修復(fù)的關(guān)鍵技術(shù),這對于海底管道的正常工作至關(guān)重要。而對于油氣混輸,由于運輸?shù)氖菤庖簝上啵枰褂枚嘞嗷燧敱?、多相流量計等關(guān)鍵設(shè)備,同時還要具備多相分離技術(shù)。

1.3 伴生氣處理展望

當(dāng)今世界的能源消費結(jié)構(gòu)正在向天然氣轉(zhuǎn)型,且伴隨綠色可持續(xù)發(fā)展逐漸成為世界主流,未來針對海上伴生氣的處理仍將是海上平臺關(guān)注的重點。LNG 具備綠色清潔、污染小等優(yōu)點,并且由于其技術(shù)成熟,未來將會得到更加廣泛的運用。由于LNG運輸船成本高、技術(shù)復(fù)雜,對于伴生氣產(chǎn)量一般的油田通過罐式集裝箱對LNG 進行回收將是未來的一大發(fā)展趨勢。同時,由于FLNG 的獨特優(yōu)勢以及對其研究投入的加大,將使其更加適應(yīng)深水與極地油田的伴生氣回收。中小距離情況下的伴生氣處理使用CNG 技術(shù)具有不可替代的特殊優(yōu)勢。CNG 技術(shù)將主要作為LNG 與管道運輸?shù)妮o助方式,在近距離伴生氣運輸條件下發(fā)揮作用。同時,CNG 也將結(jié)合FPSO,增加CNG 處理技術(shù)的靈活性。除此之外也應(yīng)健全CNG 海運相關(guān)的政策與法規(guī),以便于加快CNG 的商業(yè)化。

將伴生氣處理成為NGH 的流程簡單,生產(chǎn)條件要求低,它在遠洋天然氣的處理方面具有優(yōu)勢。但作為一種尚未商業(yè)化的天然氣處理技術(shù),其在提高水合物的生成速度和氣化速度上還有許多工作要做,因此,對于天然氣水合物的熱、動力學(xué)研究是未來NGH 研究的重點。

目前,中國在陸地油田進行注氣驅(qū)產(chǎn)的技術(shù)已較為成熟,但海上油田的注氣技術(shù)研究卻比較薄弱。特別是近些年中國在海上發(fā)現(xiàn)了大量的低滲油藏等難動儲量,更是迫切需要發(fā)展海上伴生氣注氣驅(qū)產(chǎn)技術(shù)[56]。因此,伴生氣回注將在海上油田增產(chǎn)以及開發(fā)海上難動儲量等方面扮演重要角色。

隨著伴生氣處理技術(shù)的進步,未來將在更大程度上對伴生氣進行回收利用,減少伴生氣的排空浪費,實現(xiàn)海上油氣平臺的低碳綠色發(fā)展。但是一般的海上油氣田距離陸地較遠且伴生氣產(chǎn)量較小,若通過以上處理方式對伴生氣進行回收成本較高,不具有經(jīng)濟效益。同時,經(jīng)過調(diào)研發(fā)現(xiàn),海上油田在投產(chǎn)初期往往伴生氣產(chǎn)量相對較大,而到中后期卻比較小,表現(xiàn)出伴生氣產(chǎn)量與平臺能源需求嚴(yán)重不同步,這導(dǎo)致對伴生氣的就地利用極為不利。因此,提出建立一種海底伴生氣儲氣庫,解決伴生氣有效利用以及伴生氣產(chǎn)量與平臺能源需求不同步的問題。

2 海底伴生氣儲氣庫

在海上平臺,石油開采過程中產(chǎn)出的伴生氣可用來為平臺供電。而在實際情況中,海上平臺生產(chǎn)工藝系統(tǒng)的能量需求與伴生氣產(chǎn)量往往不同步。海上油氣田生產(chǎn)初期伴生氣產(chǎn)量遠大于供能系統(tǒng)的能源需求,多余的伴生氣則直接燃燒排空[57]。隨開采年份增加,伴生氣產(chǎn)量迅速下降,在生產(chǎn)的中后期已不能滿足供能系統(tǒng)需求,需要增加其他能源補給。因此,將海上廢棄或枯竭的油氣井改造為伴生氣儲氣庫是減少伴生氣排空浪費與緩解系統(tǒng)間能量供需矛盾的有效途徑,當(dāng)伴生氣產(chǎn)量大于供能需求時,將多余的伴生氣壓縮至存儲庫中;當(dāng)伴生氣產(chǎn)量供能不足時,則優(yōu)先調(diào)用儲氣庫中的伴生氣,當(dāng)儲氣庫的伴生氣不足時再調(diào)用其他能源。

2.1 伴生氣儲氣庫的建立

儲氣庫的建立步驟主要包括適用場景分析、庫容設(shè)計、老井評價、注采氣設(shè)計及海上平臺設(shè)計等,其設(shè)計流程見圖6。

圖6 儲氣庫設(shè)計流程Fig.6 The design flow of gas storage

適用場景分析[58]是對該枯竭油氣藏區(qū)域的地質(zhì)情況(包括地下構(gòu)造的完整性、儲層的物性分布和蓋層的密封性等)進行評價,以便確定該枯竭油氣藏是否具備改造為儲氣庫的條件。庫容計算[58]是指對該枯竭油氣藏的儲氣能力進行計算,主要的計算方法有容積法、物質(zhì)平衡法和數(shù)值模擬法。庫容決定了儲氣庫的墊層氣和工作氣量大小,因此,儲氣庫容量的準(zhǔn)確計算對整個儲氣庫運行至關(guān)重要。完成適用場景分析以及庫容計算后,若確定該儲氣庫有利用價值還需要進行老井評價(油層套管評價,固井質(zhì)量評價)[59]。老井是指該油氣井在建儲氣庫時就已經(jīng)存在的井,這些井的質(zhì)量好壞直接關(guān)系到儲氣庫的儲氣能力,因此,對于評價不合格的老井需要進行封堵或?qū)⑵涓脑斐杀O(jiān)測井使用,然后,在新的地方重新鉆儲氣庫的注采井。而對于評價合格的老井則可以直接作為注采井使用,此種情況避免了重新鉆儲氣庫的注采井,減少了施工周期與投資成本。之后,就需要對儲氣庫注采氣進行設(shè)計,主要包括注采能力設(shè)計、注采井工藝的設(shè)計、注采氣流程設(shè)計及儲氣庫動態(tài)監(jiān)測等[60]。最后,是對儲氣庫海上平臺進行設(shè)計,由于海上平臺空間有限應(yīng)該盡可能使設(shè)備穩(wěn)定可靠,流程簡單高效,同時保證占地面積小。

2.2 伴生氣儲氣庫注采氣模型

首先,對海上油氣平臺群的能量需求進行分析,并充分考慮平臺未來可能增加的能量需求,同時,對石油開采區(qū)域的伴生氣儲量進行估算,建立二者之間的供需關(guān)系,以便確定注采平臺相關(guān)設(shè)備參數(shù)和注采井流量。然后,建立海上注采氣流程(圖7)[61]。

圖7 注采氣流程Fig.7 The flow of gas injection and production

需要存儲的伴生氣來自附近海上油氣田開采過程中的石油伴生氣。依靠之前直接燃燒的凈化設(shè)備,對開采出的伴生氣經(jīng)過簡易處理,增壓后送入海底管道,通過海底管道運輸?shù)絻鈳熳⒉删暮I掀脚_。到達平臺后首先通過閥門,然后進行計量,再經(jīng)過分離器,對管道來氣可能帶有的液滴和油蒸汽進行過濾分離,之后進入壓縮機壓縮。壓縮后的伴生氣溫度較高且?guī)в猩倭康膲嚎s機的潤滑油蒸汽,不能直接注入注采井,必須先經(jīng)過冷卻設(shè)備(這里選擇空氣冷卻設(shè)備)和凈化設(shè)備,將其冷卻凈化,最后,再通過流量計計量后經(jīng)由雙向調(diào)節(jié)閥注入井內(nèi)。在向儲氣庫注入伴生氣的過程中,地層壓力會由于儲氣量的增多而升高,到后期需要增大壓縮機的壓縮功率,因此,壓縮機應(yīng)具備分組投切的能力。具體的注氣流程應(yīng)根據(jù)氣體性質(zhì)和海上平臺的實際條件來確定。

注氣結(jié)束后由于儲氣庫伴生氣儲量達到峰值,此時地層壓力較大,可直接通過采氣井將伴生氣采出。采出后的伴生氣首先通過雙向調(diào)節(jié)閥進入采氣管道,然后,通過一個流量計對采出的氣體進行計量,其次,利用一級分離器對伴生氣可能攜帶的油滴、甲醇溶液等進行分離,再次,通過減壓閥,降低伴生氣的壓強至適合海底管道輸送的范圍,進行二級分離進一步降低伴生氣中的雜質(zhì),最后,經(jīng)過計量后輸送到海底輸氣管道,供給其他海上油氣平臺使用。當(dāng)采出氣的壓力低于伴生氣海底管道的輸送要求時,應(yīng)通過外輸壓縮機增大伴生氣的壓力,以滿足輸送要求。

因此,在油田生產(chǎn)前期將多余的伴生氣通過上述流程回注到儲氣庫中儲存,在生產(chǎn)中后期海上平臺能源缺乏時將儲氣庫中的伴生氣開采出來,就可以解決油田伴生氣產(chǎn)量與海上平臺能源需求不同步的問題,實現(xiàn)伴生氣的有效利用。

2.3 儲氣庫建造的關(guān)鍵技術(shù)與難題

建造海上伴生氣儲庫涉及多項關(guān)鍵技術(shù),主要有儲氣庫完整性評價技術(shù)、海上注采氣井的鉆井、固井、完井技術(shù)、儲氣庫注采氣技術(shù)及海上平臺設(shè)計等。

完整性評價技術(shù)包括地質(zhì)構(gòu)造、井筒和地面設(shè)備,從時間跨度上涉及從設(shè)計到建設(shè)到運行一體化乃至儲氣庫廢棄的全生命周期[62],其對于伴生氣儲庫的安全高效運行至關(guān)重要。儲氣庫的注采井一般都設(shè)計為注采合一井,且因為不同于一般的油氣生產(chǎn)井,必須要滿足氣密性以及長時間注采的要求,所以在進行注采井施工時要合理設(shè)計井身結(jié)構(gòu)、鉆井液和固井水泥漿。同時實施射孔-完井聯(lián)作工藝,避免多次施工。在進行儲氣庫注采氣井的鉆井、固井和完井施工過程中,要實施相應(yīng)的保護儲層一體化聯(lián)作工藝[63],最大程度減少施工過程對儲層帶來的損害。由于海上特殊環(huán)境影響,導(dǎo)致海上注采氣要克服平臺晃動、伴生氣氣源不穩(wěn)定等因素的影響,所以對于海上儲氣庫的注采氣工藝有待研究。海上平臺空間有限,在進行流程設(shè)計時應(yīng)盡量簡單緊湊,并使設(shè)備撬裝化,以實現(xiàn)對平臺空間的合理利用。

3 結(jié)語

目前,對伴生氣的處理主要包括LNG 技術(shù)、CNG 技術(shù)、NGH 技術(shù)、回注驅(qū)產(chǎn)、海底管道油氣混輸?shù)?,每一種技術(shù)各有特點,并分別運用于不同的場景。LNG 和NGH 適合運輸距離長,伴生氣產(chǎn)量大的油田,CNG 適合短距離,伴生氣產(chǎn)量小的油田,回注驅(qū)產(chǎn)則適合海上油田提高產(chǎn)量和開發(fā)難動儲量。目前,較為成熟的是LNG 技術(shù)和海底管道油氣混輸技術(shù),其次是CNG 技術(shù),NGH 技術(shù)和回注驅(qū)產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)未取得突破性進展。但對于遠海伴生氣產(chǎn)量較小的油田,以上各種處理方法都不具有較好的經(jīng)濟效益。

本文提出在海上將枯竭油氣藏改造為伴生氣儲氣庫的設(shè)計流程,并建立了儲氣庫的注采氣流程。認(rèn)為伴生氣儲氣庫能夠解決海上平臺整個生產(chǎn)周期的能源需求問題,即是在油田投產(chǎn)初期將多余伴生氣注入儲氣庫,后期伴生氣產(chǎn)量不足以滿足平臺需求時,利用儲氣庫中的伴生氣為平臺提供能源,解決伴生氣產(chǎn)量與平臺能源需求不同步的問題。盡管目前還沒有海上伴生氣儲庫的實例,伴生氣儲氣庫的建立也存在諸多技術(shù)難題,但因為其在解決平臺整個生產(chǎn)周期能源需求以及提高遠海油田伴生氣利用率等方面具有優(yōu)勢,所以其在未來具有很大的發(fā)展前景。

對海上伴生氣進行回收利用能有效減少伴生氣直接燃燒或排放對環(huán)境的污染,實現(xiàn)能源的有效利用,既環(huán)保又經(jīng)濟。因此,未來應(yīng)加大對各種伴生氣處理方法的研究,實現(xiàn)伴生氣更加廣泛的回收利用。

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