油氣藏原位轉化制氫技術戰略意義及研究方向探討

陳 宇 沈全鋒 陳情來

中國石油工程建設有限公司, 北京 100120

0 前言

針對中國能源體系現狀,建立多元化、清潔化、低碳化的能源供應體系是中國能源轉型的總體戰略目標。在中國能源體系向“清潔、低碳、智慧”轉型的過程中,氫能將扮演“清潔高效的二次能源、靈活智慧的能源載體、綠色低碳的工業原料”三重角色[1],全社會氫能需求有望大幅增長。氫能目前已經成為新能源/替代能源重點布局領域,研究布局從制氫、儲氫、液化到氫能利用全產業鏈,其中如何提升制氫能力是整個產業鏈的關鍵。

國內油氣資源低品位難動用儲量占比大,具有開發難度大、開發成本高等特點,常規開發方式在成本、環保等方面沒有競爭力。油氣藏原位轉化制氫技術能夠充分利用低品位油氣藏資源,是高效、綠色的油氣開發技術。在氫能利用產業鏈日趨成熟的大環境下,通過該技術提升國內制氫能力,對國家能源安全,實現中國“能源獨立”具有戰略意義。

1 油氣藏原位轉化制氫技術基本原理

油氣藏原位轉化制氫簡單地說即通過加熱油氣藏儲層產生游離氫,然后提取純氫氣、熱量和其他高附加值組分。在井口制備富氧空氣或者純氧,然后通過“氧注入井”將氣體注入油氣藏儲層中,并點燃碳氫化合物使之在底層中燃燒(這一過程稱為原位燃燒)。儲層溫度升高,必要時可通過射頻輻射進一步提高溫度,當溫度超過500 ℃時,附近的碳氫化合物和周圍的水(或者注入井注入的水蒸氣)的分子鍵破裂,水蒸氣與碳氫化合物反應生成合成氣,即一氧化碳、二氧化碳、氫氣的混合物。合成氣可以通過地面處理裝置進行分離獲得氫氣等高附加值組分,熱能可以回收利用。也可以在地下利用合金膜(僅允許氫擴散通過金屬晶格),將氫氣以外的氣體和組分保留在地下。原位轉化典型反應方程式如下:

(1)

2 油氣藏原位轉化制氫技術戰略意義

2.1 低品位油氣開采新方法

隨著中國油氣勘探程度的不斷深入,油氣探明儲量在持續保持較高增長的同時,低品位難動用儲量占比不斷增加。中國常規及非常規油氣資源開采成本遠遠高于伊拉克、俄羅斯、美國等能源大國的開采成本,國內油氣開發上游公司在國際油價劇烈波動時常常出現虧損。

中國油藏條件先天不足。中東、美國、俄羅斯油藏多是海相沉積,中國油藏多為陸相沉積。二者相比較,陸相沉積油藏的連續性差很多,沉積過程中易受更多的因素干擾。低壓、低滲透區塊在中國油田也很常見。中國油藏從勘探到鉆井到采油成本非常高,從油品性質來說,高硫高鹽超稠油區塊在中國也不少,雖然不是世界上最惡劣的,但也較難開采。

根據著名咨詢機構IHS Markit的估計,在2018年,全球范圍內新增石油項目平均全周期盈虧平衡成本為44美元/桶。根據Global Data公司2018年7月報告,大部分石油公司都實現了將盈虧平衡降到35美元/桶以下,埃克森美孚、雪佛龍、EGO等公司,甚至將水平段長度7 560～10 500 ft(2 304～3 200 m)深井的盈虧平衡降到了26美元/桶以下。全球范圍內新增石油項目平均全周期盈虧平衡成本大幅下降,但據IHS Markit估計,中國、加拿大兩國新增項目的平均盈虧成本高于60美元/桶。

中國工程院院士、中國石化總經理馬永生[2]曾指出:“在大力加強國內油氣勘探開發力度的大背景下,建議國家研究設立重大專項,重點加強深層、超深層、超稠油、致密等油氣藏的有效開發技術和裝備攻關,進一步提升超深高溫高壓油氣藏的評價能力,持續提高低品位油氣藏的‘甜點’識別和單井產能,降低開采成本,實現規模有效動用。”

2.2 經濟性顯著

常規制氫工藝[3-8]成本高,不利于大規模氫能利用項目的開展與深化。目前，煤制氫成本最低,約8～10元/kg,天然氣制氫成本約12元/kg,可再生能源制氫成本約20元/kg,大規模的工業尾氣制氫成本約11.3元/kg,在甲醇價格3元/kg的情況下甲醇制氫成本約21.3元/kg。整體而言,制氫成本的順序為:煤制氫<工業尾氣制氫<天然氣制氫<可再生能源制氫<甲醇制氫[9]。

根據粗略估算,油氣藏原位轉化制氫開采氫氣成本極低,遠低于目前最便宜煤制氫成本。因此,加快攻關低品位油氣藏原位轉化制氫關鍵技術,對于獲得廉價氫能具有重大的經濟意義。

油氣藏原位轉化制氫技術同樣適用于已開采過的油氣區塊。該技術可利用這部分枯竭或者廢棄的、不具備開采價值的油氣資源,動用目前開采手段無法開采的資源,同時油氣井的相關設施,包括井筒、管線、相關配套設施,通過改造可以在原位轉化制氫項目上實現重復利用。

從以上分析可以看出,該技術在國內應用前景廣闊,可在一定程度上解決國內低品位油氣藏占比高的問題,還可以利用廢棄油氣藏資源,降低開采成本,是一種清潔、低成本的油氣藏開采技術。

2.3 能源清潔利用方式

經過多年的工業積累,中國已成為世界最大的制氫國。初步評估,中國現有工業制氫產能約2 500×104t/a,預計到2050年,氫能將成為中國能源體系的重要組成部分,氫氣需求量將達到6 000×104t/a[10]。面對如此大的氫能需求,提升大規模制氫技術發展至關重要;油氣藏原位轉化制氫有望成為中國氫源供給的主要來源。

氫能作為二次能源,不僅可以改善中國能源結構,大幅降低石油和天然氣消耗總量,同時可實現大規模儲能及調峰,有效實現清潔能源發展。

2.4 氫能技術研究是未來發展方向

目前,中國在氫能利用領域的研究主要集中在工業燃料、油品催化加氫和氫能源汽車等方面。大規模的航空航天、能源電力、現代工業等行業對于氫能的利用還處于起步階段,究其原因主要是受氫氣安全性、制氫規模化及商品氫氣成本等綜合影響。但是,從未來的能源結構來看,加大對制氫、集輸、液化、儲氫等整個供應鏈關鍵環節的研究已是大勢所趨。未來氫能供應鏈藍圖見圖1。

圖1 未來氫能供應鏈藍圖Fig.1 A blueprint for future hydrogen energy supply chain

3 油氣藏原位轉化制氫發展現狀

3.1 油氣藏原位制氫技術

目前,油氣藏原位制氫技術還處于研發初期,尚未形成完整的工程化技術路線,國內未見研發報道。國外目前僅有一家加拿大初創企業在加拿大地下700 m開展試驗，具體研究進展尚未對外公開。

國內油氣勘探開發企業基本掌握已開發油區的地質特性,具備勘探、測井、鉆井、開采、集輸、加工完整的產業鏈技術優勢。對攻關低品位原位油氣藏原位轉化制氫技術,油氣上游企業具有得天獨厚的優勢,在油藏選區、油井改造、氣體凈化提純以及集輸等方面具有國內領先技術。

3.2 氫氣分離與純化技術

目前成熟的合成氣分離技術是變壓吸附(PSA)技術和膜分離技術。國外在變壓吸附技術方面的研究起步較早,核心技術供應商主要為美國的UOP公司和德國的Linde公司。截至目前,UOP公司已向70多個國家提供PSA裝置,這些裝置主要用于煉油、石油化工、高分子、鋼鐵、電力等行業的氣體凈化;近幾年UOP等公司深入開展了變壓吸附與膜分離相結合的氣體分離凈化技術研究,但是在氫能領域的報道不多。

20世紀90年代,中國的四川天一、四川達科特等公司通過技術攻關,實現了粗煤氣提氫及氫氣純化裝置國產化,結束了國外技術壟斷的局面。但是,針對大規模分離和提純氫氣來說,變壓吸附技術還需要進一步研發容量更大、壽命更長、強度更高的新型吸附劑,并進一步優化加壓、均壓、降壓和沖洗程序,攻關、優化吸附劑再生方法。

金屬鈀(鈀-銀)膜分離技術提取高純度氫氣技術目前國內外均有研究,理論技術成熟,小型裝置有應用案列[11],但尚未見大規模使用的報道。

3.3 氫氣存儲技術

對于氫能的綜合利用來說,氫氣的儲存是關鍵,也是目前氫能應用的主要技術難點。氫在-253 ℃時為液體,密度僅為水密度的1/15,所以氫氣很難高密度地儲存。目前,常用的氫氣儲存方式主要有氣體儲氫、液體儲氫和固體儲氫三種方式[12]。

對于氣體儲氫來說,通常采用鋼瓶作為承裝容器,由于氫氣密度小,故儲氫效率很低,加壓到15 MPa,質量儲氫密度≤3%。若進一步升壓,易導致氫分子從容器壁溢出造成氫脆破壞。近年隨著技術的不斷發展,儲氫容器材質得到進一步提升,承壓最大可到70 MPa,但是對于大規模儲氫來說,該方式是不適宜的。

液體儲氫,是在常壓和-253 ℃時存儲液態氫的過程。液態氫的密度是氣態氫密度的845倍。因此,液體存儲特別適合大規模制氫及氫能利用企業使用。但是對于低溫存儲來說,容器的材質可靠性、絕熱系統及運行安全性等技術的研究還需進一步深化。

固體儲氫種類較多,應用最廣的就是吸附式儲氫。但由于該技術存儲能力有限、受外界影響因素多,運行成本高,不適用大規模儲氫。

3.4 氫氣液化技術

根據制冷方式的不同，氫液化系統主要有預冷型Linde-Hampson系統、預冷型Claude系統和氦制冷的氫液化系統[13]。三種流程形式各有特點：預冷型Linde-Hampson系統因為系統簡單、能耗高，不適合大規模系統應用;預冷型Claude系統綜合考慮設備以及運行經濟性，能耗大幅降低，適用于大規模的液氫生產;氦制冷的氫液化系統由氫氣液化和氦制冷兩部分組成，近年來氦制冷機取得了長足發展，其采用的間壁式換熱形式安全性更高，但系統較為復雜，目前僅在實驗室規模得到應用。

總而言之，氫氣液化過程的關鍵在于能耗的高低和系統的復雜性，目前各種氫氣液化工藝各有優缺點，在實際應用中，需要根據液化規模、設備投資、安全性等綜合考慮合理選擇液化技術。

4 油氣藏原位轉化制氫技術研究方向

4.1 油氣藏原位轉化選址技術

通過已有的油氣區塊地質資料研究高溫高壓氣化組分分析、氣化區密閉性評價、氣化動態模擬等,形成資源評價及有利區優選、密閉性評價、選址綜合評價、產能評價等地質評價技術方法,形成目標區地球物理綜合評價技術、燃燒爐選址綜合評價技術(井中地震評價技術、地球物理測井評價技術)等資源評價與選址技術體系。

4.2 油氣井及相關設施改造復用技術

結合已有的油氣井參數及相關設施屬性,根據油氣藏原位轉化制氫注入井和生產井的技術要求,研究已有油氣井的改造工藝以及相關設施復用評價體系。

4.3 原位燃燒腔建造、監測及控制技術

以保證燃燒腔穩定、密閉、長壽命為研究目標,研究燃燒腔設計、鉆井、完整性控制、溫度壓力檢測、燃燒控制等技術,研制可燃套管新裝置,解決燃燒腔建造面臨的井下超高溫環境、復雜工況下注入及燃燒控制等帶來的技術挑戰。研究燃燒腔建造設計理論、全生命周期完整性控制理論,形成原位燃燒腔建造、監測及控制技術。

4.4 合成氣分離提純技術

合成氣具有高溫、高壓、組分復雜的特點,如何有效提取其中高附加值組分及高效利用其中熱能是研究重點。通過對地面集輸處理全流程的研究,形成一套適合低品位油氣藏原位轉化制氫技術產氣規律的地面處理工藝和技術,最大化提取合成氣中有價值成分及熱量,提升收益。

針對合成氣高溫、高壓的特點,研究大調解比的余熱發電技術,提高余熱發電的適應性,攻關燃氣發電機組與余熱發電匹配的關聯性研究。

針對組分復雜的特點,研究伴生物危害分析及富集處置工藝,開發相關的凈化裝置。

4.5 大規模氫氣液化工藝及低溫儲存技術

20世紀末中國自主開發了氦膨脹機制冷的小型氫液化裝置，但裝備質量和制造水平和發達國家存在較大差距，目前中國的液氫產業還停留在航天應用上。隨著氫能商業應用不斷深入，打破技術壁壘，獨立研發大規模氫液化裝置迫在眉睫。目前，氫氣液化裝置可從以下幾個關鍵技術開展攻關[14]。

1)大型化、規模化液氫流程的研發。液氫規模化生產必須依靠氫氣液化裝置大型化,且氫氣液化裝置大型化有助于降低整個裝置單位能耗,從而降低用氫成本。

2)膨脹機的設計和制造。膨脹機是氫氣液化裝置的關鍵部件,其熱力性能、力學性能決定了裝置的經濟性和可靠性,是系統中技術含量高、研制難度大的部件[15]。

3)裝置安全性以及可靠性研究。氫氣在空氣中可燃范圍為4%～75%,極易泄漏,對材料的強度、密封性有很高的要求。攻關在低溫氫工作環境下適用的材料是研究氫氣液化裝置的基礎工作。同時,應逐步建立液氫相關安全規范。研究氫液化器的可靠性,提高整機運行時間,對系統的穩定性、可靠性以及經濟性具有重要意義。

5 結論

1)油氣藏原位轉化制氫技術在國內應用前景廣闊,適合國內低品位油氣藏占比高的資源稟賦,是一種清潔的、低成本油氣藏開采技術。

2)國內油氣勘探開發企業具備勘探、測井、鉆井、開采、集輸、加工完整的產業鏈技術優勢,對攻關油氣藏原位轉化制氫技術具有得天獨厚的優勢,在油藏選區、油井改造、氣體凈化提純以及集輸等方面具有國內領先技術。

3)油氣藏原位轉化選址技術,油氣井及相關設施改造復用技術,燃燒腔建造、監測及控制技術,合成氣分離提純技術,大規模氫氣液化工藝及低溫儲存技術是油氣藏原位轉化制氫產業鏈的主要研究方向。