某海上智能气田群二氧化碳减排工艺流程深度优化

齐宝宝，张 猛，郑成明

（中海石油(中国)有限公司海南分公司，海南 海口 570100）

1 背景概述

中国力争在2030 年前实现二氧化碳排放达到峰值、2060 年前实现碳中和，为低碳转型之路设定了时间表。中国积极实施应对气候变化的国家战略，将减排目标作为约束性指标纳入国民经济和社会发展规划。中国海油全面贯彻新发展理念，服务构建新发展格局，积极助力我国实现碳达峰碳中和[1]。

目前，由于上游海上气田组份差异大，下游用户组份要求严格，陆岸终端需要对天然气净化调配，其中每年脱除二氧化碳近70 万t。气田群一方面能耗、碳排“双控”面临较大压力，另一方面产能释放遇到瓶颈。气田群需要深度优化、调整供配气工艺流程从而节能减排、充分释放上游产能，实现绿色低碳转型，推动气田群高质量发展[2]。

2 气田群目前工艺流程与瓶颈分析

某海上智能气田群主动融入南海万亿大管网，如图1 所示，上游主要由乐东气田群和东方气田群组成，产出的天然气和凝析油通过两条海管混输至陆岸终端，终端对天然气净化后外输至化学公司与海南民生用气，陆岸终端配气流程，如图2 所示。

图1 南海万亿天然气大管网与某智能海上气田群示意图

图2 陆岸终端配气简图

某海上智能气田群投产近二十年，随着不断扩建增产，流程错综复杂，配气管线交织，上游部分气田产出天然气含有大量二氧化碳，输送至陆岸终端后为了满足下游用户需求，需要对二氧化碳脱除排放，高峰期陆岸终端三套脱碳系统满负荷运行每天脱除二氧化碳近130 万m3，每年脱除二氧化碳约70 万t，随着下游天然气需求增加，脱碳量也将随之增加。

因此，某海上智能气田群一方面能耗、碳排“双控”面临较大压力，另一方面产能释放遇到瓶颈。

3 气田群深度优化上下游配气减碳增产

2021 年6 月25 日深海一号大气田投产，南海万亿天然气管网每天新增千万方天然气补充，此时于2019 年5 月投产的高温高压气田DF13-2 气田高烃天然气具备调整至某海上智能气田终端的条件。

因此某海上智能气田群通过调整配产，主动减少海上高二氧化碳气田产量、增大高烃气田配产、陆岸终端新增高烃气直输流程、陆岸终端脱碳系统二氧化碳回收利用三项重大工艺流程改造实现大幅度节能减排、同时充分释放上游海上气田产能。

3.1 源头减量—海上气田调整配产、提高乐东海管天然气组份

气田群通过主动降低海上高CO2气田产量，协调增加高烃气气田配产，从而提高乐东海管甲烷组份，从源头减少CO2产量。当上游高CO2气田产量降低后，运行风险也随之降低，气田群通过对现场设备智能化、无人化提升改造，合并运行，从而降低主动减产带来的成本亏损，气田群气量组份调整（如表1）。

表1 某海上智能气田群乐东海管组份调整对比表

3.2 过程调配—陆岸终端工艺流程适应性改造

3.2.1 增加乐东气至东方脱烃单元入口流程

乐东海管天然气甲烷组份提高后，陆岸终端给下游供气能力大幅度增加，受限于陆岸终端乐东装置脱烃、脱碳能力，乐东海管混相流上岸后经过气液分离、过滤，大部分气体需要导入东方装置进行脱烃、脱碳，以满足海南管网气质要求，终端需要根据流量要求新增一条乐东过滤分离器出口至东方装置脱烃入口的工艺管线，如图3 流程管线所示。

图3 陆岸终端工艺流程改造图

3.2.2 增加东方脱烃单元入口单流阀流程

根据流量要求新增乐东过滤分离器出口至东方装置脱烃入口管线后，乐东天然气将源源不断通过新管线流入东方装置脱烃、脱碳、增压外输至海南官网。但是如图3 所见，新增管线大幅度增加终端供给管输能力的同时也可能会影响化学公司两套装置的组份，天然气沿管线倒流导致小甲醇和化学一部组份升高，因此有必要给东方脱烃入口管线新增单流阀流程，如图3 中流程2 所示。

3.2.3 增加东方脱碳单元旁通流程

根据供气合同热值计算，海南官网要求天然气中二氧化碳体积分数小于5%，当大幅度提高乐东海管组份后，二氧化碳体积分数大幅度降低，目前已接近10%，此时当天然气通过终端脱碳装置后将全部脱除二氧化碳，因此需要新增脱碳装置旁通流程，如图3中流程3 所示。

3.3 资源化利用—陆岸终端新增二氧化碳回收利用工艺流程

陆岸终端高烃工艺流程改造后，化学公司与海南管网流程完全分离，随着乐东海管组份提高，根据上下游供配气量计算，在满足海南管网200 万供气需求时，可以对脱碳系统的二氧化碳全部回收，注入东方海管上岸段塞流出口，此二氧化碳将通过乐东高烃气配比合格后输送至化学公司制造化肥，预计最大回注量将达到20 万m3/d，工艺流程如图4 所示。

图4 陆岸终端新增二氧化碳回注工艺流程图

4 改造后操作风险分析

4.1 生产操作应急风险分析

陆岸终端高烃流程与二氧化碳回收工艺改造后，乐东海管组份提高，东方海管组份降低，两者之间的差异变大，相互配气量增加，下游化学公司四套装置用户天然气组份将主要通过乐东控制系统调节，管输流程有异常工况时也将对乐东工艺系统压力产生较大冲击。因此，需要对乐东控制系统的应急程序进行修正修订。同时新增的二氧化碳工艺流程，异常泄漏时将会刺激操作人员的呼吸中枢，导致呼吸急促，引起头痛、神志不清等症状，人体吸入浓度不宜超过10%，需要对新系统进行HAZOP 分析，并增加相关的安全操作保护设备。

4.2 台风模式工况调整

2022 年某海上智能气田群继续深入推进数字化变革、智能化发展，目前已基本实现井口平台无人化、中心平台少人化、综合管理一体化，通过采用智能巡检机器人、智能调配气系统、综合管理一体化平台等，实现对现场油气生产全面感知、实时监测、故障诊断、智能调配、高效协同。最终实现作业人员从海上到陆地，油气田开发方式从传统向现代化、数字化的双重跨越。台风期间，海上全部人员撤回陆地操控中心远程监控、操作海上气田生产。目前还不具备遥控复产功能，因此，在台风来临前，需要对新工况进行分析，选择一种最优最稳定的工况运行。

鉴于下游用户承受天然气组份波动能力与台风期间上游稳定供气限制（下游化学公司最高承受73%甲烷，上游平台台风期最大供气680 万m3/d），新工况下两条海管的组份都无法直接供给下游用户，为了防止任意海管对应上游气田停产导致组份无法调节情况，陆岸终端选择避台期间降低乐东海管组份，适当减少下游供气，推荐新工况如表2 所示。

表2 某海上智能气田群乐东海管台风期间工况

4.3 二氧化碳回注系统腐蚀设备风险

二氧化碳对设备可形成均匀腐蚀，也可形成局部腐蚀。形成全面腐蚀时，金属的全部或大部面积上均匀地受到破坏。形成局部腐蚀时，钢铁表面某些局部发生严重的腐蚀而其他部分没有腐蚀或依然只发生轻微的腐蚀。不同类型的局部腐蚀形态不同，例如，点蚀出现凹空并且四周光滑，台地腐蚀出现较大面积的凹台，底部平整，周边垂直凹底，流动诱使局部腐蚀形状如凹沟，即平行于物流流动方向的刀形线槽沟。当管道和设备发生严重腐蚀时，往往造成穿孔、泄漏等严重后果。因此现场二氧化碳回收设备建议运用双向不锈钢材质，工艺系统对脱碳系统饱和含水的二氧化碳进行深度脱水处理，同时系统可以通过添加防腐剂、增加阴极保护设备、保护性涂层等措施防止二氧化碳腐蚀设备。

5 效益分析

5.1 经济效益

通过源头减量、过程控制、资源化利用等措施，协调上游高二氧化碳气田主动减产、高烃气田增产，陆岸终端工艺流程适应性改造与二氧化碳回收利用，实现节能减排、充分释放上游海上气田产能。经测算，仅2022 年生产能耗将降低1.5 万t 标准煤、二氧化碳排放减少30 万t、淡水消耗减少10 万t，另一方面停运两套脱碳系统，一套脱碳系统低负荷运行，将大幅度减少设备维护保养费用，显著降低公司运营成本。

通过二氧化碳回注工艺实现二氧化碳零排放，按照每天回收二氧化碳尾气20 万m3计算，作为原料气气价按照1 元/m3，每年运行330 d，预计每年经济效益0.66 亿元。

5.2 社会效益和环境效益

中国积极实施应对气候变化的国家战略，将减排目标作为约束性指标纳入国民经济和社会发展规划，力争在2030 年前实现二氧化碳排放达到峰值、2060年前实现碳中和，为中国的低碳转型之路设定了时间表。中国海油全面贯彻新发展理念，服务构建新发展格局，让绿色成为高质量发展的底色、安全成为高质量发展的基石，积极助力我国实现碳达峰碳中和。此次南海某海上智能气田群提前谋划、主动作为，减碳量相当于植树2000 万棵、减少近140 万辆经济型轿车一年尾气排放量,可有力推进化石能源洁净化、洁净能源规模化、生产过程低碳化。