南海某油田伴生氣回收利用技術研究

李中全

（中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司石油工程技術研究院，上海 200120）

南海某油田位于南海北部大陸架西部海域，是某石油公司在中深海海域獨立自主開發的自營油田，具有非常重要的戰略意義。依據南海該油田油藏配產方案，投產后的前9年伴生氣量比較充足，除去滿足天然氣發電等自身的需求外還有較多剩余，其中最大年份剩余量約1.154×105m3·d-1，后期產氣量迅速下降直至無法滿足發電需求。這部分伴生氣若通過火炬放空燃燒，不僅是對資源的一種浪費，也是對環境的一種污染，不符合國家相關節能環保的政策和法律法規。考慮到海上作業環境的特殊性以及油田周邊無可依托的設施，如何經濟有效地回收利用這部分剩余伴生氣將成為海工配套方案亟待解決的難題之一。

目前，常規的海上油田伴生氣回收利用方式主要包括以下4種[1-2]：一是通過回注地層助力油田增產或儲存于氣庫中；二是用作海上電、熱站的燃料氣；三是通過海底管道外輸到陸地終端進行處理、加工、利用；四是采用LNG、CNG、NGL、NGH、ANG等方式進行轉換儲存銷售。該油田的地質條件尚不能夠滿足伴生氣回注的要求，同時該油田離陸地較遠且周邊無可依托的海底管道，NGH和ANG技術在海上運用的條件還未成熟[3]。本文結合油田伴生氣產量和工藝流程特點，對LNG、CNG、NGL等3種伴生氣回收利用技術進行可行性與經濟性論證，進而推薦出經濟合理的技術方案。

1 設計基礎

南海某油田伴生氣組分如表1所示。除去平臺自耗氣剩余伴生氣產量如表2所示。根據表2確定設計處理量為1.2×105m3·d-1。伴生氣出口的壓力為1.314 MPa，出口溫度為20 ℃。

表1 油田伴生氣組分

表2 除去平臺自耗氣剩余伴生氣產量

2 LNG方案

2.1 工藝設計及設備選型

圖1為南海某油田伴生氣液化工藝流程圖[4]。原料氣經壓縮機增壓后通過脫酸、脫水等單元進行凈化處理。在進入液化系統前先將重烴分離得到副產品LPG和輕油，分離后的甲烷及其他組分繼續進冷箱液化生成LNG。此工藝流程主要包括原料氣壓縮、天然氣脫酸氣、天然氣脫水、天然氣液化、制冷劑壓縮、制冷劑儲配、重烴回收、產品儲存等8個單元，其烴類液化回收率高。

圖1 海上油田伴生氣液化工藝流程圖

LNG方案中主要設備的尺寸如表3所示。

表3 LNG方案的主要設備

2.2 經濟效益分析

2.2.1 LNG方案投資

LNG方案中僅設備部分需增加投資約9 200萬；另外LNG需考慮專門船只運輸，運輸費每天4萬元，前9年的運輸費現值為8 664萬元。

2.2.2 LNG產量及收益

根據油藏預測指標中的伴生氣量，各年份LNG產量估算結果如表4所示。

表4 各年份LNG產量估算

LNG價格按照每噸5 000元計，10年LNG銷售現值為17 225萬元。

動物性食物一般含蛋白質16%～18%，主食含蛋白質8%～10%，這些都是蛋白質的主要來源，其他蔬菜水果里的可以忽略不計。

2.2.3 經濟效益

若增設LNG工藝，不考慮結構部分投資約增加17 864萬元（不含工藝設備運行及檢維修費），總收益約為17 225萬元，因此無論海工方案采取何種模式增設LNG工藝都無效益。

3 CNG方案

3.1 工藝設計及設備選型

圖2為南海某油田伴生氣CNG工藝流程圖[5]。原料天然氣進入界區后，首先進入淺冷分離單元，分離出混烴后進入CNG壓縮機（一開一備）壓縮至25 MPa，再送至分子篩脫水單元，經過分子篩吸附脫水的壓縮天然氣達到車用CNG標準，送出界區。分離出的混烴送入輕烴穩定單元，依次通過本單元洗滌塔、脫乙烷塔、脫丁烷塔進行混烴的精餾分離等操作步驟后，LPG 從脫丁烷塔上部冷卻至常溫后送出界外。穩定輕烴從脫丁烷塔底部引出，送出界區。此工藝流程主要包括淺冷分離單元、壓縮單元、分子篩脫水單元、輕烴穩定單元等4個處理單元。

圖2 海上油田伴生氣CNG工藝流程圖

CNG方案中主要設備的尺寸如表5所示。

表5 CNG方案的主要設備

3.2 經濟效益分析

3.2.1 CNG方案投資

CNG工藝設備部分需增加投資約2 800萬；儲存所需集裝管束投資約2 500萬，本項目需考慮CNG集裝管束儲存，由穿梭油輪定期拉運，根據最大天然氣富余量，所需40英尺CNG集裝管束約50組，型號規格見表6。

表6 CNG集裝管束的型號規格

另外，為了盡量保證CNG的連續生產，CNG運輸需兩艘油輪交替，運輸每天8萬元，9年的運輸費現值約17 328萬元。

根據油藏預測指標中的伴生氣量，各年份CNG產量估算結果如表7所示。

表7 各年份CNG產量估算

CNG價格按照每立方米2.3元計，9年CNG銷售現值為18 423萬元。

3.2.3 經濟效益分析

若增設CNG工藝，不考慮結構部分投資約增加22 373萬元（不含工藝設備運行及檢維修費），總收益約為18 423萬元。因此，無論海工方案采取何種模式增設CNG工藝均無效益。

4 NGL方案

4.1 工藝設計及設備選型

圖3為南海某油田伴生氣NGL工藝流程圖[6-7]。原料氣經壓縮機增壓后通過分子篩脫水單元進行凈化處理。凈化處理后的伴生氣進入淺冷分離單元，分離后得到的甲烷及其他輕組分進入燃料氣處理系統，分離出的重烴進入凝析油穩定單元，穩定處理后得到的凝析油進入儲罐進行儲存。此工藝流程主要包括壓縮單元、分子篩脫水單元、淺冷分離單元、凝析油穩定單元等4個處理單元。。

圖3 NGL工藝流程示意圖

CNG方案中主要設備的尺寸如表8所示。

表8 NGL工藝的主要設備

4.2 經濟效益分析

4.2.1 NGL方案投資

NGL工藝設備部分需增加投資約1 839萬元；NGL工藝設備干重約180 t，運行重量約370 t，需占用的甲板面積約240 m2，若海工方案中導管架綜合處理平臺增設NGL工藝，平臺結構部分需增加投資約2 600萬，若海工方案中FPSO上增設NGL，將不會產生較高的結構部分的投資；NGL可與原油一起輸送或運輸，前9年NGL輸送或運輸費考慮503萬（按照每噸300元計）；考慮NGL方案運行檢維修費用按照每年60萬計。

4.2.2 NGL產量及收益

對NGL工藝流程進行模擬計算，通過優化工藝參數后（天然氣壓縮后壓力及冷卻溫度等），根據油藏預測指標中的伴生氣量，各年份NGL產量估算結果見表9。

表9 各年份NGL產量估算

NGL價格按照每噸3 000元計，9年NGL銷售現值為5 200萬元。

4.2.3 經濟效益分析

若導管架綜合處理平臺增設NGL工藝，總投資約為5 542萬元，總收益約為5 200萬元。因此，導管架綜合處理平臺增設NGL無效益。FPSO為了保持自身穩性，具有剩余的甲板面積，若在FPSO上增設NGL工藝，將不會產生較高的結構部分的投資，具有一定效益，考慮FPSO海工方案中增設NGL設施。

5 結 論

對南海某油田的伴生氣進行回收利用不僅可以減少海上環境污染，還可以產生一定的經濟效益。結合油田伴生氣產量和工藝流程特點，對比分析了LNG、CNG、NGL 3種方案的工藝流程及經濟效益，得到以下結論：

1）LNG、CNG、NGL 3種方案從技術上均可實現南海某油田伴生氣回收利用的目的，但存在工程投資的不同，也就造成不同方案的經濟性不同。

2）若海工方案采用導管架綜合平臺方案，LNG、CNG、NGL 3種方案都沒有經濟效益。

3）若海工方案采用FPSO方案，因FPSO具有剩余的甲板面積，增設NGL工藝設施具有一定的經濟效益。