酸气回注工艺及其技术优势分析

陈 锐，张坤勋，朱 铭，张锐悦，宁雯宇

（1. 中国石油大学（北京），北京 102249； 2. 辽宁石油化工大学，辽宁 抚顺 113001）

酸气回注是指将从石油天然气工业或其他大型排放源中捕集的酸气(主要为 C02和 H2S）通过井口增压注入到非作业或者非经济地层中（如枯竭油气藏）封存。其工艺流程主要包括酸气脱水、增压、管道输送、注入四个部分。我国酸气处理工艺主要以硫磺回收为主，但是随着世界硫磺市场的萧条，硫磺供过于求，大量硫磺积压所带来的二次污染和社会效应问题日益严重，且对于处理少量的酸气时，该工艺具有一定的局限性。在环保压力和经济效益的驱动下，酸气回注工艺受到了人们的重视。该工艺可以实现酸气的零排放，克服了硫磺回收工艺的局限性，是一种经济有效的处理酸气的方法。目前在国外特别是加拿大、美国等发展较迅速。

1 国外发展现状

1988年加拿大Alberta油田首次运用这项工艺处理来自天然气净化尾气中的酸气。截止2003年加拿大西部已建成48个酸气回注点。由于该工艺所带来的社会和经济效益明显，对它的研究受到越来越多国外学者的重视。

Stefan B，William D[1]等，介绍了加拿大西部酸气回注工艺的应用情况，并介绍了回注的设施、参数以及地面安全因素等。

Triverdi J J[2]等通过研究证明了H2S和CO2混合注入地层中与纯CO2注入相比具有更低的溶解平衡压力，并以加拿大Z3Z油藏为例论证了酸气回注对EOR的贡献。

Qassim A S，Mathur A K[3]等从固定投资，操作费用，环境，安全四个方面评价了酸气回注工艺与硫磺回收工艺，通过方案对比得出了酸气回注具有投资少、操作费用低、流程简单、安全环保、工艺灵活等优点。

John J,Carroll和James R[4]等系统的阐述了酸气回注工艺所要考虑的方面，包括酸气增压，脱水，压缩机和管道材料的选取，回注地址的选取，以及回注过程中的各项参数研究，并列举了加拿大几个典型的回注案例，为酸气回注技术提供了一个蓝图。

2 酸气回注工艺

2.1 回注选址

酸气回注选址的原则是保证安全性与经济性，且不能使注入的酸气窜入作业层。目前公认的适合封存酸气的地点有枯竭油气层、废弃矿场和含水层。其中枯竭油气层由于各项参数已知，是最佳储存方式；含水层容易就近找到，可以节省一部分管输费用，但注入深度大；而废弃矿藏的储量小，目前很少采用。

2.2 酸气物性分析

酸气回注工艺流程设计前要确定酸气物性,画出相图，确定其相平衡特性，用于在酸气回注过程中设定工艺参数。图1为P-V图下不同组分的H2S、CO2酸气相包络线，当酸气混合物处于相包络线以内时为气液两相状态，处于包络线左上方时为液相，处于包络线右下方时为气相，当温度和压力都高于临界点的温度压力时（图中为各包线的最高点）混合酸气处于高密相。

图1 不同组成下的酸气相包络线Fig.1 The phase envelop of acid gas with different composition

2.3 回注工艺流程

酸气回注流程主要包括酸气脱水、增压、管道输送、井口注入四个部分。图2描述组成为20%H2S，80%C02的酸气混合物注入的工艺的过程图[6-8]。

图2 酸气注入工艺过程图Fig.2 The process diagram of acid gas injection

（1）酸气脱水

从重生塔贫胺溶液中解析出来的酸气一般携带5%～10%的游离水，因此在进入压缩机要进行脱水。另外在压缩机级间冷却过程中可能会产生部分冷凝水，而在实际操作中是否设置级间脱水装置，与气体的组成和压缩压力有关。如加拿大 Wayne-Rosedale回注点在酸气增压时，通过控制级间压缩压力，使酸气的含水量达到最小量，从而避免设置级间脱水装置。

（2）酸气增压

增压过程中应注意的一个问题是水合物，在没有游离水存在时，纯CO2气体形成水合物的温度约为10℃，而纯H2S的约为30℃。为防止注入过程中水合物的形成，整个注入过程温度通常维持在35℃以上，增压过程采用多级压缩并设置级间冷却。

2)变压器阀侧发生不对称故障时，故障特征会传至直流线路及非故障换流端导致保护误动作；该类故障需设置启动回路电流差动保护作为主保护且应与其他保护有动作时序上的配合。

（3）管道输送

国外管道输送酸气时多采用液相输送，即通过控制输送温度和压力让管道中的酸气混合物处于高密相区。管道材料多选用碳钢或不锈钢，对于输送距离较长的管道考虑到投资因素一般选用碳钢，如美国的Lisbon回注工程的管道；而对于距离较短的可采用不锈钢，如加拿大West Pembina回注项目。

（4）井口注入

回注井场通常设置压力控制阀来调节管道压力，由于井口节流,压力会有所下降，但需保证酸气在井口注入时处于密相或者液相。

3 酸气回注技术优势分析

对于酸气的处理，目前常用的工艺是硫磺回收工艺和酸气回注工艺，其工艺流程如图3所示。从井口出来的原料天然气经过滤除去气流中的固体杂质，然后经过脱酸装置分离出天然气中的酸气成分，主要采用醇胺法分离。脱酸后的天然气经脱水后外输，从贫胺溶液中解析出来的H2S、CO2酸气混合物进入酸气回注流程或硫磺回收流程。

图3 两种酸气处理流程图Fig.3 Two processes of acid gas treatment

中东卡塔尔国家拥有世界第三大已探明储量的气藏，其中Khuff气田是最大的一块酸性气藏，从工艺设施、固定投资、操作费用对该地区酸气回注和硫磺回收两种酸气处理方式进行了对比分析。

3.1 工艺设施分析

酸气回注工艺主要设施有酸气集输管道、酸气脱除单元、酸气增压单元、TEG脱水装置、天然气集输管网、火炬系统、热油循环系统、低压燃料系统、供电系统、空气和氮气吹扫系统。而硫磺回收工艺主要设施有酸气集输管道、酸气脱除单元、硫磺回收单元、TEG脱水装置、天然气集输管网、火炬系统、热交换器、低压燃料系统、供电系统、空气和氮气吹扫系统。

其中酸气集输管道用来将脱除的酸气输送到增压单元或者硫磺回收单元。天然气集输管网用于外输净化后的天然气。硫磺回收单元包括Clause反应装置、硫磺回收、硫磺成型、酸性水汽提和尾气处理。由于酸气增压采用的是动力驱动，因此不用设置高压燃料系统。

3.2 成本分析

酸气回注工艺和硫磺回收工艺主要成本包括各工艺设施的建设费用和运行期间所产生的操作费用。表1，表2分别为两种工艺设施建设费用，酸气回注工艺设施建设费用大概为32 560万美元，而硫磺回收工艺的设施建设费为34 640万美元。表3，表4分别为两种工艺的年操作费用，酸气回注工艺操作费用为525.2万美元/年，硫磺回收操作费用为635.8万美元/年[3]。通过对比可以发现，无论是建设费用还是年操作费用酸气回注工艺都较经济，因此从成本的角度酸气回注更具优势。

表1 酸气回注工艺设施建设费用Table 1 The facility capital expenditure of acid gas injection

表2 硫磺回收工艺设施建设费用Table 2 The facility capital expenditure of sulfer recovery process

表3 酸气回注工艺操作费用Table 3 The operating expenditure of acid gas injection process

表4 硫磺回收工艺操作费用Table 4 The operating expenditure of sulfer recovery process

3.3 环保性

1997年我国实施的《大气污染物综合排放标准》规定含硫化合物排放不能超过960 mg /m3， 而2010年的《天然气净化厂大气污染物排放标准（二次征求意见稿）》将SO2允许排放浓度限制为5 00 mg／m3，经5年过渡期后要达到新要求，按此标准硫磺装置回收率必须达到 99.9%，目前国内的天然气净化厂采用的工艺很少能够达到这个回收率，并且硫回收工艺改造可供选择的技术路线相当有限，必须采用Claus-SCOT工艺或其他更高回收率的工艺，经济成本非常高昂。另外硫磺回收后尾气中的 CO2气体直接排放到大气中去，增加了温室气体的排放量。而酸气回注工艺将酸气注入地层中封存，实现了酸气的零排放。

3.4 工艺适应性

我国川渝气田、长庆靖边气田、塔里木盆地塔中及和田河气田等都是含H2S气田，并且含H2S程度不同，如四川东北部普光气田原料天然气中的H2S体积含量能达到 14%，而靖边气田却低于 1%（一般为 0.02%～0.05%）。我国现有的处理这种酸气的工艺以硫磺回收工艺为主，但是该工艺具有一定的局限性，首先需要酸气量和硫磺达到一定规模时（硫生产量大于10 t/d）才具有经济上的可行性。受硫磺全球供应过剩的影响，硫磺价格下跌，造成硫磺的大量积压，增加了硫磺的储存和运输成本，并且会带来二次污染。对于酸气含量较少的天然气，由于采用硫磺回收工艺投资大，风险高，多采用尾气焚烧法处理酸气，但是这种方法使得 SO2气体排放超标，不符合环保要求。

酸气回注工艺不受酸气量的限制，工艺适用范围宽，如经过长期开采的老气田和部分新开发的气田。同时该工艺还可应用于部分碳酸岩开发产生的伴生气，火驱及SAGD方法开采稠油时产生的伴生气中酸气的处理。

4 结 论

（1）酸气回注工艺与硫磺回收工艺相比，具有工艺简单、投资少、对环境影响小、运用范围广、工艺灵活等优势，具有显著的社会和经济意义。

（2）酸气回注工艺对于处理气田开发初期和末期时少量的酸气具有较明显的优势，同时还适合伴生气中酸气的后处理，如碳酸盐岩油田伴生气和火驱开采稠油套管气等。

（3）酸气回注技术在国外发展较成熟，在国内目前还没有工程实践经历，还需加大理论研究力度，进行技术开发和引进。

（4）我国地层渗透性与国外北美地区相比普遍偏低，非均匀性强，回注过程中易发生泄露风险，因此我们在借鉴国外经验时也要结合自身情况，开发出适合我国的酸气回注技术体系。

［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］ 谌哲,赵兴元.酸气回注技术的发展与现状[J].石油与天然气化工，2012,40(6):610-613．

［7］ JohnJ.Carroll,Shouxi Wang.酸气回注-酸气处理的另一途径[J].天然气工业，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．