油田开发后期强化采油封存CO2

编译:贾新刚 (西安石油大学化学化工学院)

审校:燕永利 (西安石油大学化学化工学院)

油田开发后期强化采油封存CO2

编译:贾新刚 (西安石油大学化学化工学院)

审校:燕永利 (西安石油大学化学化工学院)

为减缓温室气体效应,CO2封存是当前研究的热点之一。强化采油技术的发展给CO2封存带来了新的机遇。本文通过实例分析,提出了一个用于量化CO2封存/EOR联合实施的技术经济模型。该模型考虑了封存过程中的能量需求和固有的CO2排放量。运用该模型量化了CO2封存/EOR联合实施的经济和社会环境效益。最后,得出了油田开发后期强化采油封存大量CO2的经济技术可行性结论。

CO2封存 强化采油 动态系统分析 经济分析

1 引言

CO2封存的定义为移除排放到大气中的CO2和随后将其封存在一个安全合理的地方。CO2封存的特征可以从两个方面来描述:直接和间接封存。直接封存是在气体生成源地的CO2排放到大气之前,被捕获并将其封存在地质层或海洋环境中长达数百年至数千年。间接封存是CO2气体在排入到大气之后,通过植物吸收和固定在土壤或海洋中。

本文考虑通过强化采油实施CO2的直接封存,这种工艺分为以下几个步骤:捕获、压缩、运输和封存或再利用。这一工艺的主要优势就是能够推广而能量供应不会发生大的变化。

有几种方法来分离和捕获人为来源的CO2,广为人知的有吸收、吸附、薄膜分离和低温。这些方法的阐释不属于本文讨论的范围,但关于这些方法的一些认识可以从政府间气候变化专门委员会(IPCC,Intergovernment Panel on Climate Change)特别报告和Salaki文献获得。

对于不同CO2储存方式的研究包括以下选择方案:深盐沼池构造、油气田、煤田、海洋和森林。

世界上有许多天然CO2气藏,其中一些存在了几百年乃至数千年。这种气藏非常类似于天然气藏。天然CO2气藏的存在表明在适宜的环境下,在地质生成时期CO2能保留在某种地质结构类型中。另外,许多含一定数量的CO2混有烃类气体的天然油气藏证实了这种气藏遏制的完整性。其他诸如森林和海洋封存的方法所表现出来的弊端是相对较短时间的封存和不太现实的成本。

在这些封存方法中,通过在油藏中强化采油的方法处置CO2是限制温室气体排入大气中的几种方法之一。而且,这种方法可使作为能源的化石燃料以更持续的方式加以利用,在当前高油价下,更有吸引力。由于低成本、技术上可行或来自于额外采油的收入,最好封存方法的选择似乎是应用于油藏强化采油。全球可用油藏封存CO2的能力估计大约在733×108～2 388×108t。

这项工作的主要动力是减少CO2排放的必要性与CO2气驱提高老油田原油产量的可能性二者的结合。CO2封存又与社会密切相关,因为它帮助减小温室效应和改善环境质量。另一相关因素是开采残余油的可能性,通过这种方式延长油田的生命周期,扩大地方社区的社会效益。在油田开发后期实施这一项目的一些地区可能会使经济和社会双受益,如位于巴西东北部的Bahian Reconcavo。

本文旨在提供一种用于评估提高原油采收率项目中CO2封存的技术经济可行性的方法。通过一个有代表性的巴西老油田实例,用动态系统方法分析CO2封存的经济可行性,重点放在质量能量守恒和熵衡。

2 CO2提高采收率技术

强化采油是指开采常规采油之外额外石油的一种方法。通过流体注入或其他方法来提高采收率。有几种强化采油方法:化学法、热力法和基于气体注入的方法。本文重点是通过易混相气体注入提高采收率。

用CO2作为一种注入溶剂来改善原油流动性提高采收率已实施了40多年,但直到近来才显示出其作为一种封存方法的潜力。

在超临界状态下CO2通过强化采油从老油田提取更多的原油。在一次采油和二次采油之后,它驱逐出油藏中的残余油。这种方式能开采6%～15%的原油储量,原油总产量提高10%～30%。

CO2驱油的主要机理与CO2同原油形成混合物后界面相的行为有关,包括CO2在原油中高的溶解度,降低原油黏度和密度,提取原油中间组分,降低CO2/水/原油相互之间的界面张力,改善油层的渗透率,控制生产井附近的压力。

CO2通过数个注入井注入到油层中。尽管注入CO2经常同混相驱工艺联系,但在一般的油藏压力和温度下,纯的 CO2气体同石油不能形成混相。

在流动的过程中,石油和注入气体重复接触,通过组分的转移而形成混相,这种过程称为多次接触或动态混相。根据 Klara和Byrer的研究结果,在大于等于最小混相压力下注入的CO2同石油混合形成一种容易流向生产井的流体。

用CO2强化采油的优势是形成动态混相所需要的压力要小于天然气、废气或者氮气等。通常情况下,注入气体的纯度为97%～99%,杂质由氮气、甲烷和氢气等组成。根据经济地质局的研究,用于CO2强化采油的候选油藏是那些进入水驱晚期阶段的油藏。在这一生产阶段,大部分的原油已经开采并且大量的残余油不通过强化采油是无法开采的。

3 方法:系统动态分析和经济分析

Forrester是动态系统方法和系统行为分析方面的先驱者之一。“动态”这一术语是指随时间变化的系统环境,可以理解成因响应输入变量的变化而引起的系统状态变化。

生命周期评价在1970年形成于美国,是作为一种系统方法评估资源和能源的使用及相关的空气、水和土壤的负荷影响。

在CO2生命周期分析中,可以量化消耗的物质和能量、封存/强化采油生命周期中相关消耗能量的排放量和对减小温室效应的贡献。CO2封存强化采油生命周期分析可用系统动态方法来模拟。

本文提议的方法量化了过程变量、能量需求、CO2排放量和从气体捕获到存储、方法技术经济评价整个过程中有关的费用和收入。所用方法结构如图1所示。系统动态模拟使用STELLA软件运行。

建立CO2封存模型以理解生命周期过程。应当强调的是采用这种模型目的不是替代传统的强化采油模拟装置,而是通过少量可获得的信息评价方法的扩展性与适用性。经济分析使用传统的贴现现金流。

图1 方法流程图——系统动态分析和经济分析

3.1 能量需求

气体压缩、运输和强化采油所需的能量通过质量能量守恒和熵衡进行估算。假设源CO2气体几乎是纯净的,捕获阶段不需要大量的能量来净化。因此,不计捕获阶段所需要的能量。

3.1.1 压缩

在气体压缩过程中,要考虑压缩机CO2进出口的压力。除了热力学方面诸如恒压、绝热和可逆过程的知识,是否有级间冷却系统、压缩效率等,多级压缩过程中必须要考虑到压缩机的级数。不计体系的动能和势能,借助于CO2的压焓图,评价体系做的功,不仅仅要知道“压缩机中CO2”体系中质量守恒和应用热力学第一和第二定律,上述所有的这些信息都是必要的。

要考虑压缩气体至超临界状态便于输送到油田所需要的能量。由于压力发生很大变化,假设CO2经恒压、绝热和可逆过程三级压缩,压力从275.79 kPa到8.96 MPa。

压缩机要做最小的功,压缩每一级必须有相同的压缩程度。由公式 (1)计算出最佳压缩比:

式中,n为压缩级数;Pn为出口压力;P0为进口压力;Pi/Pi-1为压缩比。

在多级压缩中,每一级的出口压力等于下一级的进口压力。

应用热力学第一和第二定律,根据“压缩机中CO2”体系质量能量守恒和熵衡,不计体系的动能和势能变化,可以得到下述的简化形式:

质量守恒:

能量守恒:

熵衡:为流体黏度。

如果 Re<2100,为层流;反之,如果 Re>2100,为湍流。

由公式 (10)计算得出管道中的压降。

式中,ΔP为压降;f为范宁摩擦系数 (无量钢量);L为管道长度。

最后,运输所需要做的功根据伯努力公式(11)计算得出。

泵的效率假定为60%。

3.1.3 强化采油

从一些文献数据中量化强化采油过程中需要的能量,包括原油开采、油气分离、突进、压缩注入和再注入、产品泵运至市场、污水处理和重新注入等。据EPRI文献,CO2强化采油每天每桶原油大约消耗能量所做的功为13.42×106J。

3.2 CO2排放

由于造成温室气体效应的化石燃料用来发电,除了发电消耗的燃料,工艺过程中CO2排放的数量需要考虑可能发生的CO2泄漏。因此,在强化采油项目中,有可能计算直接和间接的排放量。

3.3 CO2储存

注入油藏的CO2仅一部分被有效储存。考虑到项目实施年限,CO2储存量能通过存储系数轻易计算得到。部分没有储存的CO2随原油一起采出又重新注入油藏。

不仅CO2排放和储存量可以量化,考虑到项目中CO2的利用量,且避免其排入大气中,还可以估算出其对环境的贡献。

3.4 强化采油实施CO2封存的经济性

介绍的经济分析用于评价在强化采油实施中封存CO2的可行性。用 Gaspar等人所描述的方法进行分析。考虑到通过强化采油获得的额外原油带来的收益和CO2封存可能来自CO2信用额的收入、投资成本、资本开支、运行开支,以及巴西财政制度的税收,得到一个现金流。通过简化关系式(12)估计每年项目净现金流。净现值来自于现金流。灵敏度分析研究用来确定最重要的变量。

式中,NCF为净现金流;R为总收入;CCO2为CO2信用额;Roy为所支付的总税额;S T为社会税;OPEX为运行开支;IW为投资费用;D为总折旧;

基于此以评价压缩情况,通过CO2压焓图得到从进口到出口气体的比焓变化情况。

冷却和脱水阶段中所做的功也要计算在内。气体中水的绝大部分在压缩的第一阶段就被除去。另外,多级压缩过程中每两级中间要用到热交换器冷却CO2至起始温度。这种情况下接近等温过程,即每一级中的CO2气体入口温度是相同的。值得注意的是在等温过程中所需要的功要少于绝热过程,因此,在压缩过程中,冷却是非常有用的。假定在冷却阶段没有压强降,冷却后,CO2的温度大约为50℃。假定压缩机的效率是85%,能计算出CO2压缩至8.96 MPa所需要的能量。

3.1.2 运输

在运输过程中,为计算诸如密度和黏度等热力学性质,有关管道直径、CO2源到油田的距离、流体的流速、温度和压力、泵的效率等信息是必要的。根据这些信息,流体的流速由公式 (8)计算得出。

式中,ν为流速;Q为质量流量;A为管道横截面积;ρ为CO2密度。

例如,在一定的温度和压力下,每天用直径6 in(1 in=25.4 mm)的管道运输具有超临界密度下的CO2200 t,流速可以由公式 (8)计算得出。

由公式 (9)计算雷诺数,确定管道中的流体是层流或湍流。

式中,Re为雷诺数 (无量纲量);d为管道直径;T为公司税率。

CA PEX为总投资 (不包括投资费用),在10年内呈线性折旧。

4 实例研究

量化CO2封存/EOR的方法应用于位于巴西东北部Reconcavo流域一个CO2注入采油的老油田。CO2注入量为每天200 t,时间为20年。该项目的技术经济数据和财务状况见表1。

表1 技术经济数据和财务状况

5 模拟结果和讨论

用系统动态方法和经济分析方法计算CO2封存/强化采油。要强调的是该方法不能替代石油工程传统的油藏模拟方法。

5.1 技术模型

介绍的系统由七个部分组成,分别为:①CO2供应部分;②石油生产部分;③能源消耗部分;④封存/强化采油引起的排放部分;⑤泄漏部分;⑥储存部分;⑦最终产品排放部分。CO2供应部分的数量-流向结构见图2。

图2 CO2供应数量和流向

CO2排放量的计算应该基于所用化石燃料的类型和数量。CO2排放量由每一步消耗的能源和所消耗的化石燃料CO2含量的乘积组成。

原油中CO2含量约为75 t/TJ。1 bbl原油的能源含量是5.95 GJ。开采每桶原油CO2的排放系数约为0.436 t。假定原油精制产品与原油含有相同的能源含量,可以计算出最终原油产品使用而导致的CO2排放量。

根据公式 (13),可变CO2余额是CO2流入流出的结果。

式中 CO2B(t)——t时刻的CO2余额;

CO2B(t-dt)——微小时间段内的 CO2余额;

CO2epu——最终石油产品使用排放的CO2;

CO2eEOR——强化采油过程中排放的CO2;

CO2v——泄漏的 CO2;

CO2s——油藏储存的 CO2。

表2总结了CO2/EOR项目周期内相关变量随时间变化的结果。模型模拟显示 EOR对减少几个耗能工业排放的温室气体做出的贡献。原本排入大气中CO2再利用和以超临界状态注入油藏有助于减少大约37%CO2余额。这一数额包括所有项目固有的排放量、储存在油藏中CO2量、原油衍生产品使用过程中的排放量,以及考虑如果模拟项目不利用而排入大气中约146×104t的CO2。表2显示了当0.733×106t CO2储存在油藏中时,采油量为3.650×106bbl。整个项目周期内大约要消耗1.159 PJ的电能和11.6 TJ的热能。

关于 CO2储存,每桶原油的净存储量用STELLA软件进行分析。

注入量取决于油藏的特性。假定生产1 bbl原油需要注入0.4 t CO2,基于这一数量,有0.2 t CO2留在油藏中,其余随原油一同采出。由于开采过程中消耗能量而排放的CO2(大约每桶原油排放0.02 t CO2),开采每桶原油 CO2净存储量约为0.18。

模型中使用了敏感度分析。由于输入数据有变动,因此对变动引起的影响也进行了检测。当储存系数发生变化时,图3表明了CO2余额组成部分的敏感度分析。如同预期那样,储存系数越大,CO2余额越小。也就是说,更多的CO2储存在油藏中,更少的排入到大气中。当储存系数为0.495和0.99时,大气中CO2量分别减少了36%和86%。相反,如果CO2没有存储,将增加14%。

观察燃料对可变CO2余额的影响。燃油作为发电的燃料而不是使用天然气,假定燃油作为能源,用相同的方法。CO2余额为储存系数函数的敏感度分析表明,储存系数分别为0.495和0.990时,CO2余额相应减少30%和80%;储存系数为0.000时,有19%的增量。CO2余额为回收率函数的敏感度分析表明,回收越多的CO2,排入大气中的CO2量就越少。当回收率为10%时,CO2余额是1.57×106t;而回收率为54.5%和99%时,相应 CO2余额是1.24×106t和0.925×106t。

图3 不同储存系数的CO2余额的敏感度分析

表2 CO2封存/EOR各变量随时间变化关系

5.2 经济分析

主要由于高的投资,最大的金融风险发生在项目的初期。不过,第六年可获得回报。同油田开发项目周期相比,可以认为相对较早。对一个20年寿命、总产量为3.65×106bbl的油田而言,税前净现流是＄13.95×106(＄3.82/bbl),包括 CO2信用额度为＄16.67×106(＄4.57/bbl)。考虑到政府提取,净现流 (除去所有税收)为＄6.98×106(＄1.91/bbl)。应当强调指出,如果CO2信用额度不打折,有效净现流将有＄860 000的盈余。净现流重要性的对比分析如图4所示。

图4 净现值情况

由于未来的不确定性,净现流是未来现金流在静态预测下的一个结果。可以认为净现流是一个随机变量,因此,均值上置信度不是绝对的。通过敏感度分析评估关键参数的不确定性,如原油价格、CO2信用额市场、原油产量、成本开支和运行开支等。考虑到 CO2封存/EOR项目经济最优化,得到每一个输入变量用于评估项目。

净现流敏感度分析所选变量服从原始输入数据50%的波动范围。敏感度分析与原油价格、原油产量、压缩、运输和存储过程的成本开支及运行开支、购买CO2费用以及CO2信用额度有关。原油价格和产量及成本开支的不确定性在整个CO2封存/EOR项目中发挥着重要作用。然而,实例中,因为所取值有限的变化范围,CO2购买费用、CO2信用额度和压缩、运输及储存过程运营成本被分离出来并服从于另一个敏感度分析。

结果表明,可变CO2购买费用和CO2信用额度有着重要的作用,这些值的增加会导致净现流的增加。在这种情况下,净现流对变量的敏感度举例说明如下:原油价格升高＄1.00,净现流增加＄1×106。同时,成本开支减少＄1×106,约增加＄860 000。CO2信用额度增加＄1,约增加＄187 000。

此外,风险分析模拟了不确定变量的情况。风险分析中输入变量有原油价格、CO2注入量、存储率以及压缩、运输和储存过程中运行费用。上述提及的输入变量变化范围服从概率分布。例如,原油价格和折扣率不确定性模仿用对数分布,而储存率用正态分布。反过来,三角分布用于下列参数:储存率、CO2购买费用和压缩、运输及存储的运营成本。

模拟结果表明频率分布如图5所示。可以看出,净现值有较大的波动,变化在＄15.00×106和＄40.00×106之间。净现值为负值的可能风险约为30%,取决于决策者的风险承受度,该风险被认为高或者更低。比如,净现值大于＄25.00×106概率约有10%;相反,净现值小于＄25.00×106概率约有90%。

图5 净现值累计概率图

更进一步详细分析,净现值累积概率函数与特定变量诸如CO2购买费用、CO2信用额度和封存过程每一阶段的运营成本有关。结果突出了两个变量:CO2购买费用和CO2信用额度。考虑到前者,净现值变动的范围为＄3.00×106～＄5.50×106;考虑到后者,净现值变动的范围为＄5.50×106～＄10.00×106。意味着较高风险的变量是CO2购买费用,因为低的波动意味着较低的风险,其余剩余变量 (CO2封存每一阶段的运营成本)对净现值影响较小。

6 结论

CO2封存是控制温室气体排入大气的一个重要途径。Reconcavo流域地区CO2强化采油项目研究表明,仍旧允许石化燃料继续使用的同时,地下存储巨大数量的CO2是可能的。

CO2封存技术实施的主要困难是相关高昂的费用。然而,认知和经验水平的提高与CO2封存领域新技术的贡献可能减少这种费用。此外,另一个障碍是在许多国家缺乏激励和信用体系支持企业CO2封存长期投资。

由于额外开采原油的收入能够帮助抵消CO2封存的费用,通过CO2封存/EOR,这种高昂的费用可以减至最小。除了费用外,整个CO2封存/EOR项目中CO2生命周期分析在量化能量需求、直接和间接排放及油藏的有效存储方面都有着至关重要的作用。

与减少能量需求相关导致的较少排放和较少花费的一些变量在压缩和传输阶段。在压缩阶段,压缩进程中高的CO2进口压力需要较少的能量。压缩机出口的压力越低,也就是油藏的注入压力越低,能量需求就越少。

值得提及的是并非所有注入的CO2都储存在油藏中,一些同原油采出,然后进入分离过程,再注入到油藏。人为源头排放CO2的捕获,包括储存过程直至原油最终产品的使用阶段保证整个封存所需要的能量都要考虑在内。本文中,用动态模型模拟CO2封存/EOR系统随时间变化的行为特征,且把整个封存过程所需要的能源考虑在内。

结果表明,强化采油工艺尽管高耗能,但其排放体积仍远小于其他对减少温室气体做出贡献的工艺。因此,封存手段的强化采油优势就是允许石化燃料以可持续的方式继续使用。

如同预期,灵敏度分析表明了大气中CO2的量随储存系数的增高而减少。因此,旨在最大化存储CO2和提高原油产量战略性研究的重要性应当引起重视。

分析了回收率对可变CO2余额的影响。如果没有回收,所有伴随原油采出的CO2将被分离并排入到大气中。

实例研究中油田的相关经济分析结果表明,原油价格、原油产量和资本支出在项目可行性中发挥重要作用。敏感度分析结果说明,较高的原油价格能促进CO2封存/EOR的投资。CO2信用额认为较小不足以影响到净现流。即使没有信贷激励,联合实施CO2封存/强化采油也是经济的。不过,高的CO2信用额值在项目中有非常重要的影响。如果信用额度值能显著提高,那么油田经营者封存CO2就能获得好的投资回报。如果费用降低和信用额度值提高,CO2封存经济上是可行的。另外,新的市场机制用于提供新技术投资是非常必要的。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.8.006

资料来源于美国《Journal of Petroleum Science and Engineering》2009

2009-04-26)