我国南海东方气田终端CO2储存方案研究

李志军，喻西崇，李玉星，王 清，程 兵

[1. 中海石油乌干达有限公司，北京 100010；2. 中海油研究总院，北京 100028；3. 中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院，山东 青岛 266555]

我国南海东方气田终端CO2储存方案研究

李志军1，喻西崇2，李玉星3，王 清2，程 兵2

[1. 中海石油乌干达有限公司，北京 100010；2. 中海油研究总院，北京 100028；3. 中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院，山东 青岛 266555]

我国南海东方气田终端可动用的CO2储量相当丰富，如何将这些CO2埋存减排成为很重要的问题。针对东方终端的具体情况，提出了就地陆上或海上埋存与注入涠洲油田或渤海油田提高采收率的四种资源化利用途径，在此基础上提出了四种集CO2处理、液化、输送、储存和埋存为一体的利用方案。针对每种方案，开展了工艺计算、设备选型以及经济分析，模拟结果认为方案一(东方终端就地埋存CO2处理)投资费用最低，但没有经济效益；方案四[渤海NB 35-2附近提高石油采收率(EOR)或提高气体采收率(EGR)]投资费用最高；方案二(东方1-1平台EGR)的投资费用低于方案三(涠洲12-1平台EGR或EOR)。EGR/EOR都会产生收益，最终方案的选取还需根据收益进行经济评价分析。

CO2；处理；储存；经济评价；提高采收率

0 引 言

CO2减排已经成为全世界共同关注的焦点。目前中国的CO2排放量居世界第二位，约占排放总量的13%[1-2]。预计到2025年，我国的CO2排放总量很可能超过美国，居世界第一，控制CO2排放的前景不容乐观。目前各国政府和研究机构都在加大力度研究CO2的问题；其中，CO2的资源化综合利用是研究焦点之一。各大石油公司都将目标集中在将CO2捕集后注入地层，既可减少CO2的环境影响，又能提高原油采收率[3-4]。

CO2的捕集和封存技术(CCS)的主要任务是收集工业排放的CO2，输送到一个适当地点进行长期储存。CO2捕获与封存主要包括三部分内容[5-6]：捕获，即收集并浓缩工业和能源燃烧所产生的CO2；运输，把捕获的CO2输运到合适的封存地点；封存，把CO2注入地下地质构造中，注入深海，或通过工业流程使之固化为碳酸盐。捕集系统通常分为四类：燃烧后捕集系统，燃烧前捕集系统，富氧燃烧系统和工业处理。目前世界上实际开展的CO2地质储存方法可从两个方面考虑[5-6]：一方面是把经济效益放在首位，如注入正在开采的油气田提高油气采收率，注入煤层(含注入深部不可采煤层)获得煤田甲烷；另一方面则主要考虑环境效益，如注入已经废弃的油气田，注入地下咸水层，海底储存，注入相关岩体与矿物反应，生成碳酸盐矿物，实现对碳的永久储存等。

我国海洋油气资源开发中，在高渗透稠油油藏的开发方面有急迫的需求，尤其是在渤海海域。利用CO2开发稠油，提高稠油油田的采收率，有望成为高渗透稠油油藏开发的一项重要措施。我国南海天然气田有丰富的CO2资源。据估算，仅莺歌海盆地的CO2总资源量即可达1万亿立方米(18亿吨)，勘探所获地质储量近3 000亿立方米，东方1-1气田可动用的CO2储量为283.70亿立方米，每年从天然气中分离出的二氧化碳量约为1.8亿立方米(32.4万吨)。如果再加上已经投入生产的乐东22-1和乐东15-1气田，则总的可动用储量为370.26亿立方米。针对上述具体情况，本文提出了将东方气田终端的CO2资源就地陆上或海上埋存与注入涠洲油田或渤海油田提高采收率的四种资源化利用途径，并在此基础上提出了四种集CO2处理、液化、输送、储存和埋存为一体的利用方案。针对每种方案，开展了工艺计算、设备选型以及经济分析。

1 CO2相图及液化方法

利用热力学模型，结合状态方程，计算得到了纯CO2的相图、黏度、密度、比热以及水合物等参数的模型以及结果[5,7]。

利用软件计算出的纯CO2相图如图1所示。由图1可见，纯CO2临界压力为7.38 MPa，临界温度为31.4 ℃；三相点压力为0.52 MPa，温度为-56 ℃。在压力低于0.7 MPa时，纯CO2一般为气固相平衡，即不论温度多高，均不存在液相，只有气相和固相。因此，在液化储存时，储罐的压力不应低于0.7 MPa，温度最低为-60 ℃。图2为CO2气液相包线图[7-8]。

图1 纯CO2相态图Fig.1 Phase diagram of pure CO2

图2 CO2气液相包线图Fig.2 Envelope diagram for gas-liquid phases of CO2

2 东方1-1气田终端CO2储存方案及经济评价

东方1-1气田终端CO2地面处理后在方案中包括排放CO2脱水净化、液化、输送和埋存等环节。终端分离出来的CO2主要组分如表1所示。

表1 处理前的CO2组成Table 1 Composition of the target CO2 before treatment

经过脱水净化处理后的CO2气体主要组分为：CO299.6139%，N20.0777%，CH40.3017%，C2H60.0047%，C3H80.0012%，C4H100.0005%，C5H120.0002%，C6H140.0001%。

脱水液化方法主要有两种方式：常温高压液化和低温低压液化。针对液化后的CO2处理，提出四种方案：方案一，在东方终端陆上就近埋存；方案二，在东方1-1平台附近用于提高气体采收率(EGR)并埋存；方案三，在涠洲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。各方案的工艺计算、设备选型和经济分析如下。

2.1 方案一：在东方终端陆上就近埋存

该方案的步骤如图3所示。CO2输送方式可分为三种，即密相输送、超临界输送和一般液态输送。密相输送和超临界输送时，采用常温高压液化方法，CO2液化后进入高压储罐进行临时储存；通过屏蔽电泵增压到管道输送压力，由管道输送到指定地点；通过喂液泵、注入泵增压到注入压力，注入地层进行埋存。一般液态输送时，采用低温液化方法，CO2液化后进入低温临时储罐进行储存；通过屏蔽泵增压到管道输送压力，泵入低温管道进行输送，管道需要有良好的保温性能；输送到指定地点后，通过喂液泵、注入泵增压到注入压力，注入地层进行埋存。

图3 在东方终端附近陆上埋存的步骤Fig.3 Procedure of the scheme of onshore local storage near the Dongfang gas field terminal

图4 各输送方式下不同管径所对应的建造费用(方案一)Fig.4 Construction costs corresponding to different pipe diameters for different transporting methods (scheme 1)

根据储存条件的要求选择了脱水设备；根据储存参数和设计规范，计算得到了储罐设备的体积；根据地层和原油藏条件获得CO2最后注入压力和注入地层时的压力损耗，由此可知管道输送末端压力参数，从而为管道模拟提供了参数，进而得到与管道相关的设备屏蔽泵的参数。东方终端陆上就地埋存设备投资包括净化脱水液化设备、临时储罐、屏蔽泵、管道、喂液泵、注入泵等费用。相关设计规范要求各种泵设备都应留有备用。通过经济分析，得到了图4所示的不同输送状态下不同管径时对应的设备投资费用。

图5 投资总费用最低情况下建造费用各部分所占比例(方案一)Fig.5 Composition of the construction costs when considering the minimum total investment (scheme 1)

从图4可见，在密相输送、管径219.1 mm、壁厚4 mm时，建造费用是最低的。此时建造费用各部分所占比例如图5所示，其中管道费用所占比例最大，达65.6196%。

2.2 方案二：在东方1-1平台附近进行EGR和埋存

方案二的处理方式与方案一基本相同，如图6所示，只是管道输送的距离不同。东方终端地面处理地点和东方1-1气田有地震异常体存在，在选用管道输送CO2时可以考虑将管道绕开地震异常体。从东方终端地面处理点到东方1-1平台注入点的距离为110 km。CO2管道铺设路线可与原天然气采输管线平行。图7为不同输送状态下不同管径时对应的设备投资费用。

方案二建造费用最低的是密相输送、管道外径219.1 mm、壁厚4.8 mm。此时建造费用各部分所占比例如图8所示，其中管道费用所占比例最大，达87.5111%。

图6 东方1-1气田EGR或埋存方案的步骤Fig.6 Procedure of the scheme of EGR/storage in Dongfang 1-1 gas field

图7 各输送方式下不同管径所对应的建造费用(方案二)Fig.7 Construction costs corresponding to different pipe diameters for different transporting methods (scheme 2)

图8 年总费用最低条件下所对应的建造费用各部分所占比例(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：在涠洲12-1油田附近EOR或埋存

在涠洲12-1油田附近EOR或埋存的方案可根据输送方式的不同分为两种处理方式：管道输送和船运输送。采取管道输送方式时，又可分为密相输送和一般液态输送，如图9所示。采取船运输送方式时，从东方终端脱碳单元出来的CO2先经净化脱水处理，再经低温低压液化，进入低温储罐进行临时储存；在码头通过装船泵装载到低温槽船上，槽船将CO2输送到涠洲终端，经卸船泵泵入低温储罐进行临时储存；涠洲终端储罐中的低温CO2通过屏蔽泵泵入低温管道，采用一般液态输送方式输送到涠洲12-1平台，这里要求管道有良好的保温性能；最后通过喂液泵和注入泵增压到注入压力，注入地层进行EOR或埋存。

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

图10 各输送方式下不同管径所对应的建造费用(方案三)Fig.10 Construction costs corresponding to different pipe diameters for different transporting methods (scheme 3)

图11 年总费用最低情况下建造费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)

图10为方案三中管道处理方式与船运处理方式的建造费用比较图，可以看出管道输送方式的建造费用明显高于船运输送方式。整个方案中建造费用最低的是船运输送方式、管道外径219.1 mm、壁厚3.2 mm。此时建造费用各部分所占比例如图11所示，其中运输船总费用所占比例最大，达45.3426%，其次为管道的总费用。

2.4 方案四：在渤海NB 35-2油气田附近EOR或EGR

从东方1-1气田到渤海NB 35-2油气田附近的距离较远，此时采用槽船输送方式是比较经济的。处理方式与方案三中船运处理方式所不同的是，该方案涉及CO2脱水处理后的低温液化、大罐储存、装船、船运、卸载、增压后管线输送到平台进行注入等环节。考虑到渤海平台空间有限，先将卸载的CO2储存在陆地，然后通过管线输送到平台增压再行注入。具体实施方案如图12所示。

从图13所示建造费用来看，当管道外径为219.1 mm、壁厚为3.2 mm时费用较低，但总体费用相对其他方案还是比较高。此时建造费用各部分所占比例如图14所示，其中运输船费用所占比例最高，达45.2237%，其次为管道费用。

图12 运输到渤海EOR/EGR方案的步骤Fig.12 Procedure of the scheme of EOR/EGR in Bohai Gulf

图13 不同管径下的建造费用(方案四)Fig.13 Construction costs corresponding to different pipe diameters (scheme 4)

图14 年总费用最低时建造费用中各部分费用所占比例(方案四)Fig.14 Composition of the construction costs when considering the minimum annual total investment (scheme 4)

3 各方案比较分析

由于储存地点和储存性质的不同，以上各种方案的费用也各不相同，如表2所示。方案一即东方终端附近就地埋存CO2的处理费用最低，但是这种方案只有环境效益，没有经济收益。与方案二(东方1-1平台EGR)相比较，方案三(涠洲12-1平台EGR)的输送距离为其2倍，但建造费用不到方案二的2倍。方案四由于要建造两艘2万立方米的槽船，距离较远，所需要的储罐容量又很大，因此造价比较高。

从表2可以很容易地看出方案一费用最低，因其没有经济效益，在预算较少的情况下可以考虑实施。方案四因输送距离较长，槽船、储罐容量要求较大等原因，费用最高，实施的可能性要根据具体经济收益而定。方案二和方案三同样需要根据经济收益的情况考虑实施。

表2 各方案总投资费用Table 2 Total investment of the four schemes

4 结 语

针对东方1-1气田高储量的CO2，提出了将东方气田终端的CO2资源就地陆上或海上埋存与注入涠洲油田或渤海油田提高采收率的四种资源化利用途径，并在此基础上提出了四种集CO2处理、液化、输送、储存和埋存为一体的利用方案。针对每种方案，开展了工艺计算、设备选型以及经济分析。相比较而言，方案一即东方终端附近就地埋存CO2的处理费用最低，但是这种方案只有环境效益，没有经济收益。其他几种方案的实施需要考虑具体的经济收益。

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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

中国海洋石油总公司综合科研项目“CO2地面处理、储存和运输技术”

李志军(1964—)，男，高级工程师，主要从事油气田开发工程设计和管理工作。