陳 銳，張坤勛，朱 銘，張銳悅，寧雯宇

（1. 中國石油大學(xué)（北京），北京 102249； 2. 遼寧石油化工大學(xué)，遼寧 撫順 113001）

酸氣回注是指將從石油天然氣工業(yè)或其他大型排放源中捕集的酸氣(主要為 C02和 H2S）通過井口增壓注入到非作業(yè)或者非經(jīng)濟地層中（如枯竭油氣藏）封存。其工藝流程主要包括酸氣脫水、增壓、管道輸送、注入四個部分。我國酸氣處理工藝主要以硫磺回收為主，但是隨著世界硫磺市場的蕭條，硫磺供過于求，大量硫磺積壓所帶來的二次污染和社會效應(yīng)問題日益嚴重，且對于處理少量的酸氣時，該工藝具有一定的局限性。在環(huán)保壓力和經(jīng)濟效益的驅(qū)動下，酸氣回注工藝受到了人們的重視。該工藝可以實現(xiàn)酸氣的零排放，克服了硫磺回收工藝的局限性，是一種經(jīng)濟有效的處理酸氣的方法。目前在國外特別是加拿大、美國等發(fā)展較迅速。

1 國外發(fā)展現(xiàn)狀

1988年加拿大Alberta油田首次運用這項工藝處理來自天然氣凈化尾氣中的酸氣。截止2003年加拿大西部已建成48個酸氣回注點。由于該工藝所帶來的社會和經(jīng)濟效益明顯，對它的研究受到越來越多國外學(xué)者的重視。

Stefan B，William D[1]等，介紹了加拿大西部酸氣回注工藝的應(yīng)用情況，并介紹了回注的設(shè)施、參數(shù)以及地面安全因素等。

Triverdi J J[2]等通過研究證明了H2S和CO2混合注入地層中與純CO2注入相比具有更低的溶解平衡壓力，并以加拿大Z3Z油藏為例論證了酸氣回注對EOR的貢獻。

Qassim A S，Mathur A K[3]等從固定投資，操作費用，環(huán)境，安全四個方面評價了酸氣回注工藝與硫磺回收工藝，通過方案對比得出了酸氣回注具有投資少、操作費用低、流程簡單、安全環(huán)保、工藝靈活等優(yōu)點。

John J,Carroll和James R[4]等系統(tǒng)的闡述了酸氣回注工藝所要考慮的方面，包括酸氣增壓，脫水，壓縮機和管道材料的選取，回注地址的選取，以及回注過程中的各項參數(shù)研究，并列舉了加拿大幾個典型的回注案例，為酸氣回注技術(shù)提供了一個藍圖。

2 酸氣回注工藝

2.1 回注選址

酸氣回注選址的原則是保證安全性與經(jīng)濟性，且不能使注入的酸氣竄入作業(yè)層。目前公認的適合封存酸氣的地點有枯竭油氣層、廢棄礦場和含水層。其中枯竭油氣層由于各項參數(shù)已知，是最佳儲存方式；含水層容易就近找到，可以節(jié)省一部分管輸費用，但注入深度大；而廢棄礦藏的儲量小，目前很少采用。

2.2 酸氣物性分析

酸氣回注工藝流程設(shè)計前要確定酸氣物性,畫出相圖，確定其相平衡特性，用于在酸氣回注過程中設(shè)定工藝參數(shù)。圖1為P-V圖下不同組分的H2S、CO2酸氣相包絡(luò)線，當酸氣混合物處于相包絡(luò)線以內(nèi)時為氣液兩相狀態(tài)，處于包絡(luò)線左上方時為液相，處于包絡(luò)線右下方時為氣相，當溫度和壓力都高于臨界點的溫度壓力時（圖中為各包線的最高點）混合酸氣處于高密相。

圖1 不同組成下的酸氣相包絡(luò)線Fig.1 The phase envelop of acid gas with different composition

2.3 回注工藝流程

酸氣回注流程主要包括酸氣脫水、增壓、管道輸送、井口注入四個部分。圖2描述組成為20%H2S，80%C02的酸氣混合物注入的工藝的過程圖[6-8]。

圖2 酸氣注入工藝過程圖Fig.2 The process diagram of acid gas injection

（1）酸氣脫水

從重生塔貧胺溶液中解析出來的酸氣一般攜帶5%～10%的游離水，因此在進入壓縮機要進行脫水。另外在壓縮機級間冷卻過程中可能會產(chǎn)生部分冷凝水，而在實際操作中是否設(shè)置級間脫水裝置，與氣體的組成和壓縮壓力有關(guān)。如加拿大 Wayne-Rosedale回注點在酸氣增壓時，通過控制級間壓縮壓力，使酸氣的含水量達到最小量，從而避免設(shè)置級間脫水裝置。

（2）酸氣增壓

增壓過程中應(yīng)注意的一個問題是水合物，在沒有游離水存在時，純CO2氣體形成水合物的溫度約為10℃，而純H2S的約為30℃。為防止注入過程中水合物的形成，整個注入過程溫度通常維持在35℃以上，增壓過程采用多級壓縮并設(shè)置級間冷卻。

2)變壓器閥側(cè)發(fā)生不對稱故障時，故障特征會傳至直流線路及非故障換流端導(dǎo)致保護誤動作；該類故障需設(shè)置啟動回路電流差動保護作為主保護且應(yīng)與其他保護有動作時序上的配合。

（3）管道輸送

國外管道輸送酸氣時多采用液相輸送，即通過控制輸送溫度和壓力讓管道中的酸氣混合物處于高密相區(qū)。管道材料多選用碳鋼或不銹鋼，對于輸送距離較長的管道考慮到投資因素一般選用碳鋼，如美國的Lisbon回注工程的管道；而對于距離較短的可采用不銹鋼，如加拿大West Pembina回注項目。

（4）井口注入

回注井場通常設(shè)置壓力控制閥來調(diào)節(jié)管道壓力，由于井口節(jié)流,壓力會有所下降，但需保證酸氣在井口注入時處于密相或者液相。

3 酸氣回注技術(shù)優(yōu)勢分析

對于酸氣的處理，目前常用的工藝是硫磺回收工藝和酸氣回注工藝，其工藝流程如圖3所示。從井口出來的原料天然氣經(jīng)過濾除去氣流中的固體雜質(zhì)，然后經(jīng)過脫酸裝置分離出天然氣中的酸氣成分，主要采用醇胺法分離。脫酸后的天然氣經(jīng)脫水后外輸，從貧胺溶液中解析出來的H2S、CO2酸氣混合物進入酸氣回注流程或硫磺回收流程。

圖3 兩種酸氣處理流程圖Fig.3 Two processes of acid gas treatment

中東卡塔爾國家擁有世界第三大已探明儲量的氣藏，其中Khuff氣田是最大的一塊酸性氣藏，從工藝設(shè)施、固定投資、操作費用對該地區(qū)酸氣回注和硫磺回收兩種酸氣處理方式進行了對比分析。

3.1 工藝設(shè)施分析

酸氣回注工藝主要設(shè)施有酸氣集輸管道、酸氣脫除單元、酸氣增壓單元、TEG脫水裝置、天然氣集輸管網(wǎng)、火炬系統(tǒng)、熱油循環(huán)系統(tǒng)、低壓燃料系統(tǒng)、供電系統(tǒng)、空氣和氮氣吹掃系統(tǒng)。而硫磺回收工藝主要設(shè)施有酸氣集輸管道、酸氣脫除單元、硫磺回收單元、TEG脫水裝置、天然氣集輸管網(wǎng)、火炬系統(tǒng)、熱交換器、低壓燃料系統(tǒng)、供電系統(tǒng)、空氣和氮氣吹掃系統(tǒng)。

其中酸氣集輸管道用來將脫除的酸氣輸送到增壓單元或者硫磺回收單元。天然氣集輸管網(wǎng)用于外輸凈化后的天然氣。硫磺回收單元包括Clause反應(yīng)裝置、硫磺回收、硫磺成型、酸性水汽提和尾氣處理。由于酸氣增壓采用的是動力驅(qū)動，因此不用設(shè)置高壓燃料系統(tǒng)。

3.2 成本分析

酸氣回注工藝和硫磺回收工藝主要成本包括各工藝設(shè)施的建設(shè)費用和運行期間所產(chǎn)生的操作費用。表1，表2分別為兩種工藝設(shè)施建設(shè)費用，酸氣回注工藝設(shè)施建設(shè)費用大概為32 560萬美元，而硫磺回收工藝的設(shè)施建設(shè)費為34 640萬美元。表3，表4分別為兩種工藝的年操作費用，酸氣回注工藝操作費用為525.2萬美元/年，硫磺回收操作費用為635.8萬美元/年[3]。通過對比可以發(fā)現(xiàn)，無論是建設(shè)費用還是年操作費用酸氣回注工藝都較經(jīng)濟，因此從成本的角度酸氣回注更具優(yōu)勢。

表1 酸氣回注工藝設(shè)施建設(shè)費用Table 1 The facility capital expenditure of acid gas injection

表2 硫磺回收工藝設(shè)施建設(shè)費用Table 2 The facility capital expenditure of sulfer recovery process

表3 酸氣回注工藝操作費用Table 3 The operating expenditure of acid gas injection process

表4 硫磺回收工藝操作費用Table 4 The operating expenditure of sulfer recovery process

3.3 環(huán)保性

1997年我國實施的《大氣污染物綜合排放標準》規(guī)定含硫化合物排放不能超過960 mg /m3， 而2010年的《天然氣凈化廠大氣污染物排放標準（二次征求意見稿）》將SO2允許排放濃度限制為5 00 mg／m3，經(jīng)5年過渡期后要達到新要求，按此標準硫磺裝置回收率必須達到 99.9%，目前國內(nèi)的天然氣凈化廠采用的工藝很少能夠達到這個回收率，并且硫回收工藝改造可供選擇的技術(shù)路線相當有限，必須采用Claus-SCOT工藝或其他更高回收率的工藝，經(jīng)濟成本非常高昂。另外硫磺回收后尾氣中的 CO2氣體直接排放到大氣中去，增加了溫室氣體的排放量。而酸氣回注工藝將酸氣注入地層中封存，實現(xiàn)了酸氣的零排放。

3.4 工藝適應(yīng)性

我國川渝氣田、長慶靖邊氣田、塔里木盆地塔中及和田河氣田等都是含H2S氣田，并且含H2S程度不同，如四川東北部普光氣田原料天然氣中的H2S體積含量能達到 14%，而靖邊氣田卻低于 1%（一般為 0.02%～0.05%）。我國現(xiàn)有的處理這種酸氣的工藝以硫磺回收工藝為主，但是該工藝具有一定的局限性，首先需要酸氣量和硫磺達到一定規(guī)模時（硫生產(chǎn)量大于10 t/d）才具有經(jīng)濟上的可行性。受硫磺全球供應(yīng)過剩的影響，硫磺價格下跌，造成硫磺的大量積壓，增加了硫磺的儲存和運輸成本，并且會帶來二次污染。對于酸氣含量較少的天然氣，由于采用硫磺回收工藝投資大，風險高，多采用尾氣焚燒法處理酸氣，但是這種方法使得 SO2氣體排放超標，不符合環(huán)保要求。

酸氣回注工藝不受酸氣量的限制，工藝適用范圍寬，如經(jīng)過長期開采的老氣田和部分新開發(fā)的氣田。同時該工藝還可應(yīng)用于部分碳酸巖開發(fā)產(chǎn)生的伴生氣，火驅(qū)及SAGD方法開采稠油時產(chǎn)生的伴生氣中酸氣的處理。

4 結(jié) 論

（1）酸氣回注工藝與硫磺回收工藝相比，具有工藝簡單、投資少、對環(huán)境影響小、運用范圍廣、工藝靈活等優(yōu)勢，具有顯著的社會和經(jīng)濟意義。

（2）酸氣回注工藝對于處理氣田開發(fā)初期和末期時少量的酸氣具有較明顯的優(yōu)勢，同時還適合伴生氣中酸氣的后處理，如碳酸鹽巖油田伴生氣和火驅(qū)開采稠油套管氣等。

（3）酸氣回注技術(shù)在國外發(fā)展較成熟，在國內(nèi)目前還沒有工程實踐經(jīng)歷，還需加大理論研究力度，進行技術(shù)開發(fā)和引進。

（4）我國地層滲透性與國外北美地區(qū)相比普遍偏低，非均勻性強，回注過程中易發(fā)生泄露風險，因此我們在借鑒國外經(jīng)驗時也要結(jié)合自身情況，開發(fā)出適合我國的酸氣回注技術(shù)體系。

［1］ BachuS. & W.D.G unter 2004 .Overview of acid gas injection operations in western Canada [C].Proceedings of the 7th International Conferenceon Greenhouse Gas Control Technologies, September 5-9 2004: 182-192.

［2］ TRIVEDI J.J., BABADAGLI T. Acid Gas Seque- stration During Tertiary Oil Recovery: Optimal Injection Strategies and Impor- tance of Operational Parameters[C]. Petro leum Society’s 6th Canadian Internatio- nal Petroleum Conference, June 7–9, 2005．

［3］ A S Qassim, A K Mathur. Optimized CAPEX and OPEX for Acid Gas Removal Units: Design AGR without Sulphur Recovery Processes[C].International Production and Operations Conference and Exhibition held in Doha Qatar,14–16 May 2012．

［4］ John J.Carroll and James R, Design considerations of acid gas injection[J].Gas Liquids Engineering Ltd.#300 2749-39th Avenue NE Calary,Albera,Canada February 1999.

［6］ 諶哲,趙興元.酸氣回注技術(shù)的發(fā)展與現(xiàn)狀[J].石油與天然氣化工，2012,40(6):610-613．

［7］ JohnJ.Carroll,Shouxi Wang.酸氣回注-酸氣處理的另一途徑[J].天然氣工業(yè)，2009,29(10):96-100．

［8］ Longworth, H.L.,Dunn, G.C.Underground Disposal of Acid Gas in Alberta, Canada:Regulatory Concerns and Case Histories [J].Society of Petroleum Engineers, 1996, 28 April-1 May:181-192．