我國南海東方氣田終端CO2儲存方案研究

李志軍，喻西崇，李玉星，王 清，程 兵

[1. 中海石油烏干達有限公司，北京 100010；2. 中海油研究總院，北京 100028；3. 中國石油大學(華東)儲運與建筑工程學院，山東 青島 266555]

我國南海東方氣田終端CO2儲存方案研究

李志軍1，喻西崇2，李玉星3，王 清2，程 兵2

[1. 中海石油烏干達有限公司，北京 100010；2. 中海油研究總院，北京 100028；3. 中國石油大學(華東)儲運與建筑工程學院，山東 青島 266555]

我國南海東方氣田終端可動用的CO2儲量相當豐富，如何將這些CO2埋存減排成為很重要的問題。針對東方終端的具體情況，提出了就地陸上或海上埋存與注入潿洲油田或渤海油田提高采收率的四種資源化利用途徑，在此基礎上提出了四種集CO2處理、液化、輸送、儲存和埋存為一體的利用方案。針對每種方案，開展了工藝計算、設備選型以及經濟分析，模擬結果認為方案一(東方終端就地埋存CO2處理)投資費用最低，但沒有經濟效益；方案四[渤海NB 35-2附近提高石油采收率(EOR)或提高氣體采收率(EGR)]投資費用最高；方案二(東方1-1平臺EGR)的投資費用低于方案三(潿洲12-1平臺EGR或EOR)。EGR/EOR都會產生收益，最終方案的選取還需根據收益進行經濟評價分析。

CO2；處理；儲存；經濟評價；提高采收率

0 引 言

CO2減排已經成為全世界共同關注的焦點。目前中國的CO2排放量居世界第二位，約占排放總量的13%[1-2]。預計到2025年，我國的CO2排放總量很可能超過美國，居世界第一，控制CO2排放的前景不容樂觀。目前各國政府和研究機構都在加大力度研究CO2的問題；其中，CO2的資源化綜合利用是研究焦點之一。各大石油公司都將目標集中在將CO2捕集后注入地層，既可減少CO2的環境影響，又能提高原油采收率[3-4]。

CO2的捕集和封存技術(CCS)的主要任務是收集工業排放的CO2，輸送到一個適當地點進行長期儲存。CO2捕獲與封存主要包括三部分內容[5-6]：捕獲，即收集并濃縮工業和能源燃燒所產生的CO2；運輸，把捕獲的CO2輸運到合適的封存地點；封存，把CO2注入地下地質構造中，注入深海，或通過工業流程使之固化為碳酸鹽。捕集系統通常分為四類：燃燒后捕集系統，燃燒前捕集系統，富氧燃燒系統和工業處理。目前世界上實際開展的CO2地質儲存方法可從兩個方面考慮[5-6]：一方面是把經濟效益放在首位，如注入正在開采的油氣田提高油氣采收率，注入煤層(含注入深部不可采煤層)獲得煤田甲烷；另一方面則主要考慮環境效益，如注入已經廢棄的油氣田，注入地下咸水層，海底儲存，注入相關巖體與礦物反應，生成碳酸鹽礦物，實現對碳的永久儲存等。

我國海洋油氣資源開發中，在高滲透稠油油藏的開發方面有急迫的需求，尤其是在渤海海域。利用CO2開發稠油，提高稠油油田的采收率，有望成為高滲透稠油油藏開發的一項重要措施。我國南海天然氣田有豐富的CO2資源。據估算，僅鶯歌海盆地的CO2總資源量即可達1萬億立方米(18億噸)，勘探所獲地質儲量近3 000億立方米，東方1-1氣田可動用的CO2儲量為283.70億立方米，每年從天然氣中分離出的二氧化碳量約為1.8億立方米(32.4萬噸)。如果再加上已經投入生產的樂東22-1和樂東15-1氣田，則總的可動用儲量為370.26億立方米。針對上述具體情況，本文提出了將東方氣田終端的CO2資源就地陸上或海上埋存與注入潿洲油田或渤海油田提高采收率的四種資源化利用途徑，并在此基礎上提出了四種集CO2處理、液化、輸送、儲存和埋存為一體的利用方案。針對每種方案，開展了工藝計算、設備選型以及經濟分析。

1 CO2相圖及液化方法

利用熱力學模型，結合狀態方程，計算得到了純CO2的相圖、黏度、密度、比熱以及水合物等參數的模型以及結果[5,7]。

利用軟件計算出的純CO2相圖如圖1所示。由圖1可見，純CO2臨界壓力為7.38 MPa，臨界溫度為31.4 ℃；三相點壓力為0.52 MPa，溫度為-56 ℃。在壓力低于0.7 MPa時，純CO2一般為氣固相平衡，即不論溫度多高，均不存在液相，只有氣相和固相。因此，在液化儲存時，儲罐的壓力不應低于0.7 MPa，溫度最低為-60 ℃。圖2為CO2氣液相包線圖[7-8]。

圖1 純CO2相態圖Fig.1 Phase diagram of pure CO2

圖2 CO2氣液相包線圖Fig.2 Envelope diagram for gas-liquid phases of CO2

2 東方1-1氣田終端CO2儲存方案及經濟評價

東方1-1氣田終端CO2地面處理后在方案中包括排放CO2脫水凈化、液化、輸送和埋存等環節。終端分離出來的CO2主要組分如表1所示。

表1 處理前的CO2組成Table 1 Composition of the target CO2 before treatment

經過脫水凈化處理后的CO2氣體主要組分為：CO299.6139%，N20.0777%，CH40.3017%，C2H60.0047%，C3H80.0012%，C4H100.0005%，C5H120.0002%，C6H140.0001%。

脫水液化方法主要有兩種方式：常溫高壓液化和低溫低壓液化。針對液化后的CO2處理，提出四種方案：方案一，在東方終端陸上就近埋存；方案二，在東方1-1平臺附近用于提高氣體采收率(EGR)并埋存；方案三，在潿洲12-1油田附近用于提高石油采收率(EOR)或埋存；方案四，在渤海(NB35-2附近)EOR或EGR。各方案的工藝計算、設備選型和經濟分析如下。

2.1 方案一：在東方終端陸上就近埋存

該方案的步驟如圖3所示。CO2輸送方式可分為三種，即密相輸送、超臨界輸送和一般液態輸送。密相輸送和超臨界輸送時，采用常溫高壓液化方法，CO2液化后進入高壓儲罐進行臨時儲存；通過屏蔽電泵增壓到管道輸送壓力，由管道輸送到指定地點；通過喂液泵、注入泵增壓到注入壓力，注入地層進行埋存。一般液態輸送時，采用低溫液化方法，CO2液化后進入低溫臨時儲罐進行儲存；通過屏蔽泵增壓到管道輸送壓力，泵入低溫管道進行輸送，管道需要有良好的保溫性能；輸送到指定地點后，通過喂液泵、注入泵增壓到注入壓力，注入地層進行埋存。

圖3 在東方終端附近陸上埋存的步驟Fig.3 Procedure of the scheme of onshore local storage near the Dongfang gas field terminal

圖4 各輸送方式下不同管徑所對應的建造費用(方案一)Fig.4 Construction costs corresponding to different pipe diameters for different transporting methods (scheme 1)

根據儲存條件的要求選擇了脫水設備；根據儲存參數和設計規范，計算得到了儲罐設備的體積；根據地層和原油藏條件獲得CO2最后注入壓力和注入地層時的壓力損耗，由此可知管道輸送末端壓力參數，從而為管道模擬提供了參數，進而得到與管道相關的設備屏蔽泵的參數。東方終端陸上就地埋存設備投資包括凈化脫水液化設備、臨時儲罐、屏蔽泵、管道、喂液泵、注入泵等費用。相關設計規范要求各種泵設備都應留有備用。通過經濟分析，得到了圖4所示的不同輸送狀態下不同管徑時對應的設備投資費用。

圖5 投資總費用最低情況下建造費用各部分所占比例(方案一)Fig.5 Composition of the construction costs when considering the minimum total investment (scheme 1)

從圖4可見，在密相輸送、管徑219.1 mm、壁厚4 mm時，建造費用是最低的。此時建造費用各部分所占比例如圖5所示，其中管道費用所占比例最大，達65.6196%。

2.2 方案二：在東方1-1平臺附近進行EGR和埋存

方案二的處理方式與方案一基本相同，如圖6所示，只是管道輸送的距離不同。東方終端地面處理地點和東方1-1氣田有地震異常體存在，在選用管道輸送CO2時可以考慮將管道繞開地震異常體。從東方終端地面處理點到東方1-1平臺注入點的距離為110 km。CO2管道鋪設路線可與原天然氣采輸管線平行。圖7為不同輸送狀態下不同管徑時對應的設備投資費用。

方案二建造費用最低的是密相輸送、管道外徑219.1 mm、壁厚4.8 mm。此時建造費用各部分所占比例如圖8所示，其中管道費用所占比例最大，達87.5111%。

圖6 東方1-1氣田EGR或埋存方案的步驟Fig.6 Procedure of the scheme of EGR/storage in Dongfang 1-1 gas field

圖7 各輸送方式下不同管徑所對應的建造費用(方案二)Fig.7 Construction costs corresponding to different pipe diameters for different transporting methods (scheme 2)

圖8 年總費用最低條件下所對應的建造費用各部分所占比例(方案二) Fig.8 Composition of the construction costs when consi- dering the minimum annual total investment (scheme 2)

2.3 方案三：在潿洲12-1油田附近EOR或埋存

在潿洲12-1油田附近EOR或埋存的方案可根據輸送方式的不同分為兩種處理方式：管道輸送和船運輸送。采取管道輸送方式時，又可分為密相輸送和一般液態輸送，如圖9所示。采取船運輸送方式時，從東方終端脫碳單元出來的CO2先經凈化脫水處理，再經低溫低壓液化，進入低溫儲罐進行臨時儲存；在碼頭通過裝船泵裝載到低溫槽船上，槽船將CO2輸送到潿洲終端，經卸船泵泵入低溫儲罐進行臨時儲存；潿洲終端儲罐中的低溫CO2通過屏蔽泵泵入低溫管道，采用一般液態輸送方式輸送到潿洲12-1平臺，這里要求管道有良好的保溫性能；最后通過喂液泵和注入泵增壓到注入壓力，注入地層進行EOR或埋存。

圖9 潿洲12-1油田EOR或埋存方案的步驟Fig.9 Procedure of the scheme of EOR/storage in Weizhou 12-1 oil field

圖10 各輸送方式下不同管徑所對應的建造費用(方案三)Fig.10 Construction costs corresponding to different pipe diameters for different transporting methods (scheme 3)

圖11 年總費用最低情況下建造費用中各部分所占比例(方案三) Fig.11 Composition of the construction costs when consi- dering the minimum annual total investment (scheme 3)

圖10為方案三中管道處理方式與船運處理方式的建造費用比較圖，可以看出管道輸送方式的建造費用明顯高于船運輸送方式。整個方案中建造費用最低的是船運輸送方式、管道外徑219.1 mm、壁厚3.2 mm。此時建造費用各部分所占比例如圖11所示，其中運輸船總費用所占比例最大，達45.3426%，其次為管道的總費用。

2.4 方案四：在渤海NB 35-2油氣田附近EOR或EGR

從東方1-1氣田到渤海NB 35-2油氣田附近的距離較遠，此時采用槽船輸送方式是比較經濟的。處理方式與方案三中船運處理方式所不同的是，該方案涉及CO2脫水處理后的低溫液化、大罐儲存、裝船、船運、卸載、增壓后管線輸送到平臺進行注入等環節。考慮到渤海平臺空間有限，先將卸載的CO2儲存在陸地，然后通過管線輸送到平臺增壓再行注入。具體實施方案如圖12所示。

從圖13所示建造費用來看，當管道外徑為219.1 mm、壁厚為3.2 mm時費用較低，但總體費用相對其他方案還是比較高。此時建造費用各部分所占比例如圖14所示，其中運輸船費用所占比例最高，達45.2237%，其次為管道費用。

圖12 運輸到渤海EOR/EGR方案的步驟Fig.12 Procedure of the scheme of EOR/EGR in Bohai Gulf

圖13 不同管徑下的建造費用(方案四)Fig.13 Construction costs corresponding to different pipe diameters (scheme 4)

圖14 年總費用最低時建造費用中各部分費用所占比例(方案四)Fig.14 Composition of the construction costs when considering the minimum annual total investment (scheme 4)

3 各方案比較分析

由于儲存地點和儲存性質的不同，以上各種方案的費用也各不相同，如表2所示。方案一即東方終端附近就地埋存CO2的處理費用最低，但是這種方案只有環境效益，沒有經濟收益。與方案二(東方1-1平臺EGR)相比較，方案三(潿洲12-1平臺EGR)的輸送距離為其2倍，但建造費用不到方案二的2倍。方案四由于要建造兩艘2萬立方米的槽船，距離較遠，所需要的儲罐容量又很大，因此造價比較高。

從表2可以很容易地看出方案一費用最低，因其沒有經濟效益，在預算較少的情況下可以考慮實施。方案四因輸送距離較長，槽船、儲罐容量要求較大等原因，費用最高，實施的可能性要根據具體經濟收益而定。方案二和方案三同樣需要根據經濟收益的情況考慮實施。

表2 各方案總投資費用Table 2 Total investment of the four schemes

4 結 語

針對東方1-1氣田高儲量的CO2，提出了將東方氣田終端的CO2資源就地陸上或海上埋存與注入潿洲油田或渤海油田提高采收率的四種資源化利用途徑，并在此基礎上提出了四種集CO2處理、液化、輸送、儲存和埋存為一體的利用方案。針對每種方案，開展了工藝計算、設備選型以及經濟分析。相比較而言，方案一即東方終端附近就地埋存CO2的處理費用最低，但是這種方案只有環境效益，沒有經濟收益。其他幾種方案的實施需要考慮具體的經濟收益。

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CO2StorageScenarioforDongfangGasFieldTerminal

LI Zhi-jun1, YU Xi-chong2, LI Yu-xing3, WANG Qing2, CHENG Bing2

(1.CNOOCUgandaLimited,Beijing100010,China; 2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China;3.CollegeofPipelineandCivilEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao,Shandong266555,China)

The available CO2volume in Dongfang gas reservoir is rather abundant, which brings an important problem, that is, how to bury the CO2to realize CO2emission reduction. According to the specific situation of Dongfang gas field terminal, four schemes to recycle CO2are proposed, including burying on site onshore or offshore and injecting in Weizhou oil field or Bohai oil field for enhancing oil recovery (EOR). On that basis, four utilization programs, all of which include treatment, liquefaction, transportation and burying of CO2, are put forward. Finally, process calculation, apparatus selection and economic analysis are developed for every scheme. Results show that the first scheme (onshore local storage near Dongfang gas field terminal) possesses the least investment, but no profit. The fourth scheme [EOR/enhancing gas recovery (EOR/EGR) in Bohai Gulf] takes the largest investment. The investment of the second scheme (EGR in Dongfang 1-1 gas field) is less than that of the third scheme (EGR/EOR in Weizhou 12-1 platform). EGR/EOR can always get profit. The optimum scheme should be determined by economic evaluation.

CO2; treatment; storage; economic evaluation; enhancing recovery

TE99

A

2095-7297(2015)02-0105-06

2015-03-09

中國海洋石油總公司綜合科研項目“CO2地面處理、儲存和運輸技術”

李志軍(1964—)，男，高級工程師，主要從事油氣田開發工程設計和管理工作。