高含CO2天然气的综合开发利用综述

李剑光

(中海油东方石化有限责任公司，海南 东方 572600)

1 我国高含CO2天然气分布情况

2015年，国土资源部发布了全国油气资源动态评价成果。数据显示，我国天然气地质资源量为90万亿立方米。其中，可采资源量为50万亿立方米；10万亿立方米为已累计探明量，探明程度12%，处于勘探早期。其中，南海作为我国天然气资源最为丰富的地区和生产来源，天然气地质资源量约为 1.6×1013m3，约占我国油气总资源量的1/3、全世界的12%。

我国主要含气盆地天然气分布集中，渤海湾盆地、松辽盆地和南海等区域可采出高含CO2天然气。

渤海湾盆地中，港西新8-8井、港西10-7井采出甲烷含量大于65%、二氧化碳含量大于20%的高含CO2天然气。这两个气藏均位于黄骅坳陷，该构造内可采资源量约为1239亿方、探明可采储量为127亿方。高含CO2天然气只占其中一小部分，探明可采储量远小于127亿方。

松辽盆地中，长岭断陷等区域赋存高品位的二氧化碳气藏，其周边部分混合成因气田开采出高含二氧化碳的天然气[1]。长岭断陷区可采资源量约为1298亿方、探明可采储量为501亿方。然而，长岭断陷等区域只含有少量高含CO2天然气，探明可采储量远小于501亿方。

珠江口和莺歌海盆地均属于南海区域，该区域天然气赋存条件复杂，高含CO2、高含N2等的天然气气藏混合分布。其中，珠江口盆地可采资源量17264亿方，探明可采储量1003亿方，其地质构造中同样有CO2气藏存在。莺歌海盆地可采资源量27232亿方，探明可采储量1280亿方(2015年数据)，随着近几年持续勘探探明可采储量又有较大增长。该区域高含CO2天然气探明资源量已达1550亿方、探明可采储量897亿方。

此外，南海中南部(北纬17°以南)天然气地质资源量为39.2万亿方，号称第二个波斯湾，其中相当一部分也是高含CO2天然气资源。

2018年，吉林省天然气产量约为18亿方，河北省天然气产量约为6亿方。结合上述盆地的高含CO2天然气资源量及产量情况，渤海湾盆地、松辽盆地中高含CO2天然气开发量及未来开发潜力小，不具备大规模集中化工利用的条件。

综上所述，我国高含CO2天然气主要分布在南海区域，南海西部区域的高含CO2天然气探明可采储量在全国的占比为70%以上，若加上南海中南部的勘探潜力，未来南海区域高含CO2天然气探明可采储量在全国的占比可超过80%。从天然气开发的实际情况看，只有南海区域的高含CO2天然气具备大规模集中综合利用的条件。

2 高含CO2天然气利用方式

2.1 脱碳利用方式

天然气要作为商品气加以利用，就必须脱除天然气中的二氧化碳，达到商品气的标准[2]。根据国家标准《天然气》(GB 17820-2012)，一类天然气CO2含量应小于2%，二类天然气CO2含量应小于3%。目前，国内外用于天然气脱碳的主要工艺有溶剂吸收法、膜分离法和变压吸附法三类[3-4]。

吸收剂的选取是溶剂吸收法的关键。其中，活化甲基二乙醇胺溶液活化剂是目前使用最多的，同时也是最实惠的。因其投资成本低、且具有良好吸收效果和吸收效率而成为天然气脱碳工艺的优选。因此，该吸收剂普遍用于高含CO2天然气的脱碳。

以常规天然气为基准，高含CO2天然气脱碳过程每处理千方气的额外消耗包括50度电、0.4 t蒸汽、2 t循环水，折合耗标煤约为65 kg标准煤，能耗部分排放180 kg CO2。由于高含CO2天然气(按CO2含量20%计算)中CO2需要全部脱除，还将直接排出390 kg CO2。因此，每千方高含CO2天然气脱碳作为民用气的过程中，将比常规天然气多产生570 kg CO2排放。按脱碳过程烃回收率96%计，每千方高含CO2天然气脱碳还将产生18 kg的烃类排放。

2.2 化工原料方式

天然气不仅用于工业、商业和发电燃料，还可作为化工原料。以天然气为原料，可生产合成气(并进一步生产合成氨、甲醇等)、乙炔、二硫化碳、氢氰酸等[5]。

甲醇是重要的化学工业基础有机原料和平台化合物，全球市场总规模约为10000万t、2500亿元人民币，国内市场总规模约为7000万t、1500亿元人民币，我国甲醇年进口量约为800万t。作为甲醇装置原料气过程利用时，CO2作为原料参与反应，与常规气相比更加节能。

3 高含CO2天然气制甲醇的优势

3.1 基本原理

甲醇全部由CO、CO2和H2合成，合成原料气来源广泛，主要包括天然气蒸汽转化制合成气、液体燃料(重油、渣油、石脑油等)裂解或蒸汽转化制合成气、煤炭(褐煤、烟煤、白煤、焦炭等)气化制合成气、其他工业尾气制合成气等[6]。目前，全球约60%的甲醇来源于天然气蒸汽转化，30%的甲醇来源于煤气化，后者产能主要分布在中国[7]。

甲醇原料气调配适当H2/(CO+CO2)比通常要求：(H2-CO2)/(CO-CO2)≈2.05～2.06。用天然气(主要是CH4)制甲醇原料气，主要化学原理有蒸汽转化和部分氧化两种[8-9]。当前，天然气制甲醇装置大多采用蒸汽转化工艺。

当仅由一段蒸汽转化生产甲醇合成气时，必然会出现氢过量、碳不足的问题，其反应式可表示为：

CH4+H2O=CH3OH+H2

即每生产1 mol甲醇，理论上要多出1 mol氢气，目前天然气制甲醇装置中富余氢气主要作为燃料。补加CO2可以改变合成气组成，减少富余氢气从而降低天然气消耗。补加CO2的位置常在转化炉前加，也可以在转化炉后加入，由于在炉前加入比在炉后加入的气体组成较好(CO高，而CO2低)，单位产品耗H2量较低，通常有条件时多在炉前加入。

补加CO2进行天然气蒸汽转化的理论反应方程式为：

3CH4+2H2O+CO2=4CO+8H2

由方程式可见，CO2的理论补入量为甲烷量的1/3。由于转化合成气还需与甲醇合成工序返回的富氢驰放气混合后达到2.1左右的氢碳比，CO2的补入量应略高于1/3。由于单独建设CO2提纯装置成本较高，目前天然气制甲醇装置一般未采用补CO2工艺。

南海高含CO2天然气中，CO2和CH4的自然比例就在1/3左右，这使得该种天然气可以通过简单的一次转化得到配比合适的甲醇原料气。与通常的天然气甲醇装置相比，可节省二段转化或CO2提纯装置的投资费用，也可降低工艺流程操作难度，具有天然优势。

表1 南海高含CO2天然气组分Table 1 High CO2 content in South China Sea (%)

3.2 产业实践

目前，我国在高含CO2天然气综合利用方面已经获取了丰富的产业实践经验，充分证明了用高含CO2天然气生产甲醇是一种经济可行的利用方式。其中，中海化学是其典型代表，下属海洋石油富岛有限公司所耗用高含CO2天然气达3.5×109m3/a，在这之中含有的CO2量为4.42×105t/a，与等量天然气用于燃料相比可少排放 3.367×106t CO2。

目前，中海化学富岛公司配有2套高含CO2天然气制甲醇生产装置，年设计产能为140万t。一期甲醇项目2004年动工兴建，2006年建成投产，利用东方1-1气田天然气，采用德国LURGI公司甲醇工艺，年产甲醇60万t。二期甲醇项目2008年开工建设，2010年10月建成投产，利用乐东气田的天然气，采用英国DAVY公司的甲醇专利技术，年产甲醇80万t。

由于原料利用方式和工艺流程设计合理，两套高含CO2天然气制甲醇装置运行非常稳定。2020年共生产甲醇145万t，甲醇装置负荷率高达104%。目前装置所用天然气均来源于乐东、东方1-1、东方1-1F、东方13-2等高含CO2天然气气田，年耗气量约为21亿方。近几年来，高含CO2天然气制甲醇装置运行情况见表2。

表2 近年来高含CO2天然气制甲醇装置运行情况Table 2 Operation of methanol plant from natural gas with high CO2 content in recent years

表3 南海高含CO2天然气田组分Table 3 Composition of high CO2 gas field in South China Sea (%)

表4 2015-2020年高含CO2天然气制甲醇生产装置能耗情况Table 4 Energy consumption of methanol production units from high CO2 natural gas during 2015-2020

3.3 经济优势

当前，海南省天然气基准门站价格为1530元/千立方米(增值税税率10%)。

若对南海高含CO2天然气建设一个年处理量4亿方的脱碳装置，投资费用约为2.5亿元。每处理千方气的消耗包括50 kW·h电、0.4 t蒸汽、2 t循环水。在考虑合理收益情况下，每千方气的脱碳费用约为150元。此外，由于该种天然气中含有较多的氮气，也需脱除。国内外脱氮方法主要有三种：深冷脱氮工艺、溶剂吸收工艺和变压吸附工艺。其中，由于深冷脱氮工艺具有氮气脱除率高、脱氮力强、工艺更为成熟，普遍应用于含氮天然气中氮气的脱除。对于氮气含量15%左右的粗天然气，每千方气的脱氮费用约为130元。

由于高含CO2天然气中甲烷含量约为60%，每处理1600方高含CO2天然气才可获得1000方合格民用天然气，脱碳脱氮费用即达450元，加上其余脱硫等费用，处理费用高达500元。按照合格民用天然气价格1530元/千方、加工处理费用500元计算，高含CO2天然气出厂价格不高于640元/千方。

而根据高含CO2天然气制甲醇项目实际生产运行数据，当天然气价格为650元/千方时，t甲醇全额成本仅为1400元。按甲醇市场价格2400元/t、销售利润率25%考虑，高含CO2天然气制甲醇项目可承受的上游气价为900元/千方。

从上述分析可知，制甲醇是高含CO2天然气更优的利用方式[10]，使资源可实现更大的经济价值，高含CO2天然气的出厂价格可由脱碳脱氮后作为燃料利用时的640元/千方提升到制甲醇的900元/千方，对改善高含CO2天然气相关勘探、开发项目的经济性具有重要作用。

3.4 资源利用

从高含CO2天然气有效利用角度看，如利用其燃料属性，高含CO2天然气须脱除CO2，才能用于民用燃气、车船加注和发电[11]。从天然气中分离CO2既增加能耗，又造成大量的温室气体排放。高含CO2天然气应充分利用其作为化工原料的属性，用于生产甲醇等化工产品，一方面可将CO2作为生产原料资源化利用，另一方面可减少CO2排放，体现其经济和环保价值[12]。

3.5 节能效益

高含CO2天然气制甲醇生产装置单位产品能耗远低于国家限额标准，位居国内前列。2015年，高含CO2天然气制甲醇生产装置获得中国石油和化学工业联合会行业能效领跑者第二名。甲醇一期装置连续十年荣获中国石油和化学工业联合会行业“能效领跑者”荣誉称号。

4 南海高含CO2天然气利用的意义

南海高含CO2天然气作为生产甲醇原料利用，有利于促进加快南海探明天然气资源转化，推动南海天然气勘探开发；有利于延长已开发气田服务年限；有利于促进我国甲醇产业结构和布局优化；有利于资源合理利用及减少碳排放，助力实现“碳达峰、碳中和”愿景。

加快南海探明天然气资源转化。高含CO2天然气主要储藏于我国南海海域。南海西部(北部湾及海南岛周边，北纬17°以北)探明技术可采储量897亿方，探明经济可采储量397亿方。有大量低品位天然气储量处于经济边际。允许高含CO2天然气制甲醇，可以充分发挥特殊资源优势，提升了其利用价值，有效提高气田产品价格，从而促进更多的天然气由技术可采储量转变为经济可采储量。

推动南海天然气勘探开发。莺歌海盆地中深层天然气的勘探具有潜力大、不确定性大的双重性。一方面，过去十余年的勘探已经取得了积极进展，在东方1-1-11井并在底层压力系数大于2的中深层测试出高产天然气，各种物探处理和解释技术在该地质条件下的应用取得了相应的进展，高温、高压条件下的钻井工艺、随钻分析技术等在实践中积累了丰富经验，探索这一地质领域有了技术上的保障。另一方面，钻探存在较高风险。其中，储存偏细、非烃含量高(40%左右)、昂贵的钻井成本等都极大的影响着投资者的决心。允许高含CO2天然气制甲醇，使未来勘探获得的高含CO2天然气均可具有较高的潜在经济价值，可有效降低勘探开发的风险，加大该区域天然气资源勘探开发的动力，有力地推动南海区域油气资源勘探开发活动，切实行使和维护我国南海主权。

延长已开发气田服务年限。南海部分气田常规天然气和高含CO2天然气并存。单独开发常规气时，达到设计年限后，常规气产量将大幅递减。若允许高含CO2天然气制甲醇，使得高含CO2天然气具有更好的经济性，可以利用常规气平台同时生产高含CO2天然气，从而延续已开发气田的服务年限，增加天然气产量，提高资源采收率。

促进我国甲醇产业结构和布局优化合理。允许高含CO2天然气制甲醇，使得海南甲醇生产基地可进一步扩大集聚规模，单企业甲醇产能规模达到200万t以上，进一步增加我国规模化甲醇企业的比重。我国甲醇生产呈现明显的“北多南少”特征，秦岭-淮河以北甲醇生产比重高达80%以上，海南甲醇生产基地进一步集聚发展，有利于优化和改善全国甲醇生产布局。

资源合理利用及减少排放，助力实现“碳达峰、碳中和”愿景。允许高含CO2天然气制甲醇，可使得粗天然气中的CO2也得以资源化利用，天然气有效成分从60%左右提高到80%以上。以100万t/年甲醇生产装置为例，年可利用15亿方高含CO2天然气，与脱碳作为燃料利用相比，可减少年二氧化碳排放量85万t，减少脱碳过程的烃类物质排放2.7万t，大大降低了高含CO2天然气利用过程的环境污染和碳排放。同时，该项工程更是对国务院发布的《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》(国发〔2021〕23号)中有关“工业领域碳达峰行动”，以及国家发展改革委员会发布的《国家发展改革委等部门关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》(发改产业〔2021〕1464号)的有力实践，助力实现“2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”的愿景。