Neem油田气体综合利用工艺设计及分析

方吉（中石化节能环保工程科技有限公司，湖北 武汉 430223）

Neem油田气体综合利用工艺设计及分析

方吉（中石化节能环保工程科技有限公司，湖北 武汉 430223）

苏丹Neem油田气体综合利用项目计划利用油田伴生气和气井天然气外输发电和高压注气。结合气体的组分和流体的物性，提出了切实可行的工艺措施，如混合气脱碳脱水、脱重烃、重烃再利用和CO2气驱采油等，优化并完善了工艺流程，使得最终产品满足要求的质量标准，并达到了节能减排、提产增效的预期目的。

节能减排；采收率；气驱；MMSCFD；重烃

1 项目概况

苏丹投入地面开发建设的主要有四大采油区块：1/2/4区、3/7区、5区和6区。大尼罗河石油公司（以下简称GNPOC）主要负责1/2/4区块原油及天然气的开采、生产和运营管理工作。Neem油田位于4区块，现辖61口油气井，设计生产能力36,000 BOPD。目前，在Neem区块，生产的伴生气资源大都随着原油一起输送到Neem接转站，经油气分离后点火放空，预计被放空的伴生气量达到10 MMSCFD。

苏丹石油产业经过近二十年的飞速发展，政府对油企节能减排和环境保护的程度越来越重视。作为节能减排和扩产增效的重要一环，GNPOC计划综合利用这些伴生气资源和从气井产出的天然气资源（预计有5 MMSCFD的低压天然气和10 MMSCFD的高压天然气）：①压缩这些气体到一定的压力然后注入到地下提高原油采收率。②输送这些气体资源到6区Fula电站（距离Neem接转站56km）供燃气发电机使用。

注气要求：所注天然气压力要大于目标油藏所在地层压力，约为18MPa。

外输气去电站发电要求：①烃露点不高于5℃，水露点低于-10℃；②外输压力为5MPa；③甲烷含量不小于70%，乙烷含量不大于10%，丙烷含量不大于4%，二氧化碳含量不大于6%，氮气含量不大于4%；④净热值不小于37MJ/Nm3。

伴生气主要来自Neem接转站内的游离水分离器（FWKO），温度为45℃，压力为200kPa（绝压）；天然气则来自Neem油区附近的气井，从井口出来的低压天然气压力范围为2～5MPa，高压天然气为压力范围为6～10MPa。

伴生气及天然气气源组分见表1:

表1 气源组分表

组分伴生气摩尔分数（%）质量分数（%）天然气摩尔分数（%）质量分数（%）C311.891 18.210 4.667 9.194 i-C41.751 3.535 0.535 1.389 n-C422-Mpropane i-C5n-C5C6+ 4.224 -0.963 1.244 0.89 8.528 -2.414 3.117 2.650 C7 C8 C9 C10 --------CO2N2 H2O 10.632 0.506 2.939 16.283 0.493 1.841 1.680 0.014 0.374 0.600 0.603 0.528 0.469 0.156 0.318 0.333 0.892 -4.363 0.036 1.206 1.934 2.322 2.364 2.394 0.894 2.022 0.417 1.757 -

2 工艺流程简介

来自Neem接转站的油田伴生气和降压分离后的低压气井天然气混合后进入压缩机增压到5MPa,然后和高压气井天然气（降压到5MPa）混合，再进入MDEA脱碳装置和三甘醇脱水装置，脱碳脱水后的天然气进入丙烷制冷装置脱除重组分得到合格的产品气用来注气或者外输发电。

MDEA脱碳装置脱出来的CO2可增压至超临界状态，用来气驱采油；丙烷制冷脱出来的重烃可进一步分馏，得到普通燃料气、LPG和轻油产品。

本项目的工艺总流程简图如下：

图1 Neem油田气体综合利用工艺流程简图

3 工艺设计及分析

3.1 伴生气和气井天然气脱碳脱水

从气源组分看，该伴生气CO2含量比较多，达10.632%，甲烷含量（51.111%）不高，重组分也较多，通过HYSYS查看其临界性质，发现其临界压力为10.59MPa，临界温度为28.42℃，而最终经压缩机压缩冷却后达到的压力和温度将分别为18.0MPa和60℃，此时处于超临界状态（注：物质的压力和温度同时超过它的临界压力和临界温度的状态叫超临界状态）。

超临界状态的流体同时表现出液体和气体的优点，即其密度大，接近于液体；粘度小，扩散系数大，接近于气体，因而具有良好的溶解特性、传递特性和化学反应特性[1]。如果将此流体注入到油区地层，一方面它会增压地层的压力，其次其扩散作用也会降低原油的粘度，使原油体积膨胀，增加液体内的动能，从而提高驱油效率。但CO2在有水分存在的情况下，除了具有弱酸腐蚀外，还可能对设备和管材产生储蚀。由于本项目中伴生气CO2和水含量均比较高，直接增压和通过管道注气，对设备和管材的腐蚀不可小视。

一般情况下，CO2分压低于0.021MPa时腐蚀不严重，在0.021MPa～0.21 MPa时，可能出现腐蚀，高于0.21MPa时，通常要出现腐蚀[2]。为了减缓对设备和管材的腐蚀，除了要从材料上考虑耐腐蚀的钢材和增加腐蚀余量外，还需从本质上减轻或消除伴生气中CO2的影响。

为了满足电站外输气的压力要求（5MPa），本项目设计中先将伴生气与低压天然气（节流降压至200kPa,可脱除部分重组分）混合，然后通过压缩机增压到5MPa,这时的混合气中CO2分压为0.376MPa，高于0.21MPa,会产生腐蚀,高CO2分压出现在压缩机的最后一级增压时，可选用耐腐蚀的不锈钢作为压缩机的过流部件。再将此气体和来自气井的高压天然气（节流降压至5.0MPa）混合，得到的混合气CO2分压为0.243MPa，仍略高于0.21MPa，会产生腐蚀，如不处理的话，后期通过外输管道输送到电站或者增压到18MPa注气,产生的危害将更大。故需要考虑脱碳和脱水处理。

本工程脱碳选用MDEA湿法脱碳工艺，该工艺技术成熟，能耗适中，已成功用于气田天然气脱碳装置,常用于大流量、浓度低于20%的CO2脱除[3]。

目前世界上天然气脱水应用最多的方法是溶剂吸收法中的甘醇法，而国内普遍采用的是三甘醇法[4]。这种脱水系统包括分离器、吸收塔和三甘醇再生系统。本工程选用三甘醇脱水。

脱碳脱水处理后，气体中CO2含量约为2%，水含量为低于0.01%,CO2分压约为0.1MPa，对后续工艺设备和管线的腐蚀影响较小。

3.2 天然气制冷脱重烃

脱碳脱水后的混合气中甲烷含量74.4%，乙烷含量11.9%，丙烷含量7.8%，二氧化碳含量约2%，氮气含量0.42%，乙烷和丙烷含量超出了电站发电燃料气的气质组分要求（乙烷≤10%，丙烷≤4%），为了控制重组分的含量以及满足外输气体的烃露点要求，就需要脱重烃。重烃的存在不仅容易使气缸内积碳，还容易在燃烧时发生爆震[5]，影响燃气发电机的运行效率和安全。

本工程采用丙烷制冷，设计了初冷及深冷换热器，，初冷换热器的换热介质是脱水处理后的常温天然气和经过二级分离后的低温天然气，深冷换热器的换热介质是冷媒和经过初级分离后的天然气。换热后进入丙烷制冷的天然气温度约为21℃，出来的天然气温度为-20℃，经过换热，最终外输去电站或进一步增压注气的天然气温度为35℃。该气体组分甲烷含量83.5%，乙烷含量9.6%，丙烷含量3.5%，二氧化碳含量2%，水露点为-20.4℃，烃露点为-20℃，低热值40.4MJ/Nm3，既能满足外输去电站发电的技术要求，也能进一步直接进入压缩用于高压注气。

3.3 重烃再利用

进入丙烷制冷前天然气的流量为24.2MMSCFD，出低温分离器的气体流量为18.8 MMSCFD,说明有约5.4MMSCFD的重烃组分在深冷时析出，这些重烃极不稳定，当恢复到常温常压时，就会变成宜挥发的气体，如果直接排放到污油池或站外的燃烧池中，就会造成巨大的安全隐患和资源的浪费。

通过调研苏丹当地的具体情况，发现现场周边居民取柴做饭的生活方式还是很原始，液化石油气（LPG）的推广很有市场，再结合GNPOC的意见，制定了一套利用重烃生产LPG的方案，低价出售，惠及当地居民，实现企业的社会价值。

从低温分离器分离出来的重组分经一级分馏，脱出C1、C2，可用来作为燃料气，供给压缩机、热媒炉和站内发电机组，塔底部出来的组分再经过二级分馏，主要脱出C3、C4，生产LPG，罐装给当地居民使用，塔底出来的C5以上产品（比较稳定，挥发性小）作为轻油直接输送到轻质油储罐。

3.4 CO2气驱采油

本项目的一大目的除了注气提高原油采收率和输往电站发电外，还有着其政治和社会目的的考量，那就是节能减排，保护当地生态环境。

MDEA脱碳装置会脱出大量的CO2直接排放到大气中，尽管CO2本身并无污染，但是会造成温室效应。它具有吸热和隔热的功能，使太阳辐射到地表的热量无法向外层空间发散，其结果是地表变热起来，导致气候反常，风暴增多，土地干旱，沙漠化面积增大。同时，CO2的大量排放还可能引起酸雨。苏丹大部分国土处在沙漠或边缘地带，油区不断的向外排放CO2气体对当地环境和生态肯定是不利的。针对大型CO2排放点的减少80%～90%CO2排放量的有效措施,CO2的捕获、储存和利用即CCSU(Carbon Capture,Storage and Utilization)正在不断开发和完善中[6]。

作为单纯的CO2气体，对于低渗透油田是一种非常好的气驱资源，将它注入到地下，能降低原油粘度，改善原油与水的流度比，使原油体积膨胀，降低油水界面张力，改善岩层渗透率，能大大提高原油采收率，比天然气驱、注水开采的效果都要好。而且，美国的经验已经证明地质封存CO2和天然气封存、提高原油采收率一样安全。

本项目预计脱除的CO2体积流量为0.7MMSCFD，质量流量约1.53 t/hr。参照国内延长油田CO2气驱的工程实际经验，每口注气井平均每天可注10～15t CO2，本项目可供三口注气井注气，可作为苏丹国内CO2驱油的先导实验区先行先试，取得预期效果后大力推广和应用。

4 结语

（1）Neem油田气体综合利用项目目标天然气产品合格达标，既能用来高压注气，也可外输到Fula电站作为发电机组燃料，满足了业主单位GNPOC的预期要求。

（2）本工程低温分离的重烃组分经两级分馏后，衍生产品有普通燃料气、民用LPG和轻油产品，MDEA脱碳装置脱出来的CO2也可用来气驱采油，均能创造一定的经济效益和社会效益；

（3）本工程工艺流程设计合理、先进，对资源进行了充分利用，做到了不浪费，无污染和“近零排放”，对苏丹各油田节能减排、提产增效具有重大的指导意义。

[1]魏然.CO2回注技术用于中原油田气驱采油.油气田地面工程[J].2012(12):98-99.

[2]冯蓓,杨敏,李秉风,王栋.二氧化碳腐蚀机理及影响因数[J].辽宁化工，2010,39(9):976-979.

[3]汪玉同.天然气中CO2脱除技术.油气田地面工程[J].2008, 27(3):51-52.

[4]谢滔,宋保建,闫蕾,吴勇,张国庆.国内外天然气脱水工艺技术现状调研[J].科技创新与应用，2012(21):48-49.

[5]辛顺,吉庆林,高铭志,慧宁.海上油田伴生气用作燃料气的预处理方案研究[J].船舶与海洋工程，2015(1):45-48.

[6]吴昊.应对二氧化碳浓度上升问题的研究:CO2的捕获、储存与利用[J].中国安全科学学报，2008,18(8):5.