作者简介陈思锭，男，工程师。2013年毕业于西南石油大学油气储运工程专业，获硕士学位。现在中国石油天然气股份有限公司规划总院，从事油气田地面工程科研和前期研究工作。E-mail：chensiding@yeah.net。火驱采出气处理技术研究现状与发展趋势陈思锭，吴浩，王春燕，云庆，张哲，张松，唐德志中国石油天然气股份有限公司规划总院基金来源：中国石油油气和新能源分公司科技项目“油气集输处理降本增效关键技术研究与试验”下属课题“热采/化学驱/气驱试验地面工艺技术优化研究”（编号2022KT2002）摘要随着国家和油气行业对大气污染物和温室气体排放的控制日益严格，缺乏成熟、经济的火驱采出气处理技术已成为制约火驱开发方式进一步大规模推广的瓶颈。通过对回注埋存、回收利用和达标排放等不同火驱采出气处理技术研究现状进行分析，认为应因地制宜、因时制宜，综合考虑技术发展水平和环境保护要求，确定合理的火驱采出气处理工艺技术路线。在此基础上对火驱采出气处理技术发展方向进行了展望，指出：为实现降低工程投资、缩短施工周期及方便运行维护等目的，亟需针对火驱采出气不同的组分类型和产量规模，开展基于小型化、模块化和橇装化的不同处理技术路线的研究；应充分借鉴其他类型油气田开发的成熟经验，如逐步推广应用湿法脱硫技术；回注埋存工艺将兼具“增油”与“减排”双重功能，亟需借鉴国外酸气回注项目经验，开展火驱采出气回注埋存工艺技术研究，重点在脱水的基础上实现“全组分回注”。关键词火驱采出气；酸气回注；烟道气驱；CO2驱；碳捕集；CO2利用；达标排放0引言火驱采油或称火烧油层，是一种重要的稠油热采方法，它通过注气井向地层连续注入空气并点燃油层，实现层内燃烧，从而将原油驱向生产井。火驱技术具有适用范围广、能有效改善开发效果等优点，对于稠油、超稠油低成本开发意义重大［1-2］。火驱过程伴随着复杂的传热、传质过程和物理化学变化，具有蒸汽驱、热水驱和烟道气驱等多种开采机理，这决定了火驱采出气组成复杂，其中酸气（H2S和CO2）和非甲烷总烃的含量较高且变化范围可能较大，采出气量随着生产时间的推进总体呈上升趋势［3-4］，直接排放不仅会浪费其中的可用资源，还会严重污染环境。随着国家对大气污染物和温室气体排放的控制日益严格，缺乏成熟、经济的火驱采出气处理技术已成为制约火驱开发方式的进一步大规模推广的瓶颈。1火驱采出气组成分析火驱采出气成分较为特殊，它是原油在地层中不充分燃烧的产物，主要由注入的气体、燃烧生成的气体、未燃烧的气体、烷烃和水蒸气等组成，其主要特点表现为：①组成复杂，组分时时变化，变化范围较大，处理难度大，其中主要组分为N2（含量介于75%~85%）和CO2（含量介于10% ~20%）；CH4初期含量较高，随着生产过程总体呈下降趋势；H2S含量波动范围大，其他组分变化无明显规律；②热值较低，不能直接燃烧，直接利用难度大；③单井产气量较低，压力较低，含有饱和水。中国某火驱工业化试验区采出气典型组成见表1。表1火驱采出气（干基）典型组成（摩尔分数）2火驱采出气处理工艺目前国内外火驱采出气处理的相关研究并无突破性进展，其处理技术主要是焚烧炉燃烧、脱硫脱碳、酸气回注等传统工艺的借鉴与组合，按照最终去向可分为回注埋存、回收利用和达标排放3类。2.1回注埋存回注埋存或称酸气回注，是指将从油气工业或其他大型排放源中捕集到的酸气含量较高的原油伴生气（如火驱采出气）或燃烧后的烟道气等通过井孔增压注入到油藏中进行驱油或注入到非作业、非经济地层中（如枯竭油气藏）进行地质封存，这与烟道气驱、CCUS（碳捕集与封存）/CCS（碳捕集、利用与封存）属于同一应用领域［5-6］。火驱采出气回注可以采用全组分回注、脱硫后回注或碳捕集后回注。回注埋存的巨大优势在于净零排放。在工艺改进方面，回注埋存可作为替代脱硫脱碳工艺的经济可行的酸气处理方法，解决地面硫回收问题；在环境保护方面，回注埋存进行废气和CO2的部分埋存，减少温室气体的排放；在辅助采油方面，回注埋存可提高原油采收率。回注埋存作为有效、环保和经济的采出气处理技术，既能消除酸气的排放和污染问题，又能保证油田开发的经济效益，因此日益受到重视，尤其是在少量酸气的处理上具有明显优势，且随着开始征收碳税，其经济和社会意义将更加显著［7］。2.1.1回注选址回注选址即回注地层的选择，这是回注埋存首先需要解决的问题［8］，直接决定了整个注入工艺的选择，更直接关乎整个项目的成败［9］。回注选址应满足：①埋存地层应尽可能接近提供回注气源的油气处理设施以避免气体的长距离输送；②埋存地层应具有良好的封闭性以避免注入的气体渗入其他邻近地层或泄漏到地表；③选址过程应充分考虑能源、矿产和地下水资源保护以及井筒完整性、公共安全等问题；④如果出于碳封存目的，注入地层通常选择盐水层或被采空废弃的枯竭油气藏，在选择时应考察酸气封存地层的注入条件，须研究允许的注入压力、注入流量、注入期限、总注入量等；⑤如果出于驱油目的，注入地层通常选择正在开采的油气藏以保持地层压力、增加原油采收率，同时须考虑注入酸气对生产井筒及地面集输工艺设备的影响。一般认为枯竭油气藏、盐水层和废弃矿藏适合埋存回注的酸气。其中废弃矿藏储量较小，很少采用；盐水层容易就近找到，可节省部分管输费用，但注入深度大，导致成本较高；而枯竭油气藏各项参数已知，因此是最佳埋存方式。2.1.2回注工艺火驱采出气回注工艺的技术难点在于要考虑到不同采出气组成的差异。同时，因组分中的H2S和CO2在有水存在时腐蚀性较强且H2S有剧毒，因此在设计回注工艺时，还应尤其注意管道与设备的腐蚀防护［5］及装置操作的安全性问题。火驱采出气回注埋存主要包含预处理、增压、输送和回注地层4个环节，示意图见图1。中国某火驱采出气回注埋存试验区块的注气系统采用增压站和注气站两级增压以达到井口注气压力要求，其工艺流程示意图见图2。图1 火驱采出气回注埋存示意图图 2 火驱采出气回注埋存典型工艺流程示意2.1.2.1预处理阶段火驱采出气是典型的烟道气，其中可能含有游离水以及部分H2S和O2，还可能带有烟尘和油泥。预处理工艺主要是脱水和脱硫。如果回注气源含硫带水可能导致以下问题：①含有游离水的火驱采出气本身就具有较强的腐蚀性，更加之增压后采出气中酸气的分压升高，会进一步加剧腐蚀；②火驱采出气在高压低温时可能会生成水合物；③火驱采出气中的H2S可能在增压过程中被O2氧化为单质硫，经压缩机级间空冷器降温后，单质硫的溶解度降低将固态凝结沉积到后续的集输管道和设备中，影响设备平稳运行。为避免上述问题，目前中国某烟道气驱试验区块在实际应用时采用的是经脱水脱硫后的火驱采出气作为回注气源（即脱硫后回注方式）［11］。借鉴国外酸气回注的经验，火驱采出气跟常规酸气一样也具有含水量在某个压力范围内随压力升高而急剧减小、随温度降低而减小的特殊含水特性［12］，充分利用这点就可在增压过程中脱除采出气中的大部分水分［13-14］。但在某些特殊情况下，仍须根据工程情况增加额外的分子筛脱水装置以提高脱水深度。回注过程中是否析出游离水会直接影响管道及设备的选型，通常在无水干燥处选用碳钢，潮湿或含水处选用不锈钢（如316L）。2.1.2.2增压阶段采出气增压回注工艺原理示意图见图3。压缩机是增压及回注阶段的主要设备，其设计选型应综合考虑采出气量、管网结构、进口压力等因素。因火驱采出气量初期较小且气量变化范围较大，离心压缩机不适用于火驱采出气压缩［15］。根据国外酸气回注项目和国内已开展的火驱采出气回注埋存项目的经验，考虑了采出气管道输送沿程压损及注气后期地层压力升高等因素，压缩机排气压力一般需高于10MPa。由于单一机型可能无法实现高排气压力要求，因此采用“低压压缩机+高压压缩机”的组合的形式满足增压注气要求，其中低压压缩机多选用单级螺杆压缩机，高压压缩机多选用多级往复压缩机［16］。图3 火驱采出气增压回注典型工艺原理示意图2.1.2.3 管输阶段火驱采出气井口压力较低（小于0.5MPa），很难直接输送至回注区块，一般多采用中压集输（多级布站）和高压集输（一级布站）两种集输方案。中压集输为两级布站，在先导试验站设置增压站，在回注地层站设置注入站。采出气先在增压站在进行一次增压，增压至一定压力后管输至注入站压缩机，在注入站内进行二次增压，增压至回注压力后进行回注。借鉴国外酸气回注增压方案［17-18］，目前多采用“中压集输、两级布站”的集输方案，这样虽然管理难度较“高压集输、一级布站”更大，但从生产安全运行的角度考虑，管道运行风险更低［19］。2.1.2.4注入阶段在完成回注选址后，在回注工艺设计阶段就可以根据回注地层、井筒条件及回注气的特性计算回注气井筒沿程流动及相态分布［20-21］。注气压力是整个采出气回注埋存系统设计及运行的关键参数，其确定原则主要有以下4点：①对于增压阶段的压缩机而言，既要保证到压缩机的排气压力能够满足注入条件，又不能使压力过大，导致井筒破裂，进而发生气窜。合理的注气压力可以指导压缩机的选型，从而降低压缩机的投资成本。②由于回注气与周围地层的热交换以及地温梯度的存在，井内流体压力、温度将随井深显著变化，回注气处于密相或超临界态的高密度状态，因此仅需相对较低的井口注入压力就可将采出气注入地层压力较高的地层。③即使要采用低压回注系统，井口注入压力也应综合考虑注入地层压力和流体静压，以弥补采出气管输（包括节流）和注入过程中的压力损失。④为防止回注气通过盖层或诱发裂缝泄漏，根据国外酸气注入的经验，注入时最大井底注入压力不得超过注入区岩层破裂压力的90%（或更加严格地限制到不得超过初始地层压力）［9］。2.2回收利用回收利用是指利用膜分离法或变压吸附法等对原油伴生气（如火驱采出气）进行净化、分离，分离出的CH4可作为燃料气，脱除的CO2可作为CO2混相驱气源。2.2.1CO2利用CO2利用是指利用浓度大于大气水平的CO2直接或作为化工过程中的原料以生产有价值的含碳产品［22］。2.2.1.1CO2捕集CO2注入油藏后，在提高原油采收率的同时还可实现CO2封存，即CO2驱油兼具“增油”与“减排”双重功能。因此，可通过对火驱采出气进行碳捕集以实现有效的CO2提取（或称“脱碳”），为CO2驱提供必要的气源。目前油气行业常用的天然气脱碳方法主要包括化学吸收法、物理吸收法、混合溶剂法、低温分离法、变压吸附法、膜分离法等［23-24］，这些方法及特点见表2。由于火驱采出气属于典型的低压低浓度碳源（CO2浓度小于20%），较适宜采用化学吸收法和变压吸附法，同时这两种类型的工艺技术更适合于将碳捕集技术整合于已有工艺流程中，更具有商业应用前景。表2天然气脱碳方法及特点2.2.1.2CO2转化火驱采出气含有部分的CO2和CH4，因此可以考虑采用CO2转化技术对其进行处理。相比于其他物理处理法（如碳捕集或封存），CO2催化转化技术不仅能从根本上改变CO2化学状态，而且可以通过催化反应得到各种烃类燃料或高附加值化学品［28］。然而，CO2转化过程需要克服CO2分子的强稳定性，断裂其稳定的化学键（C=O键能为783kJ/mol）需要高能量输入，这通常需要高温（1600 ~ 2 000K）和高压条件［29］。DRM（甲烷—二氧化碳干重整）属于CO2化学转化为燃料或化学制品的一种重要方法，能同时转化两种最主要的温室气体（CH4和CO2），且生成的合成气（CO、H2）可进一步通过费托反应制备高附加值产品［30］，实现火驱采出气的合理转化和CO2的资源化利用，有效改善环境问题。DRM的主要反应式如式（1），传统热催化过程高度吸热，需要在高温（900~ 1 200 K）下反应才有可观的合成气产量［31］。CO2+CH4→2CO+2H2，ΔH298K=247.3 kJ/mol（1）从反应式可看出，CO2和CH4的反应摩尔比是1∶1，火驱采出气中CH4含量通常较CO2更少，为保证CO2完全反应，可补充部分CH4；反应是在高温下进行，如果有O2存在时，容易发生爆炸，所以预处理时应先对采出气进行脱氧。此外，由于催化剂价格高昂在一定程度上也制约了技术的推广应用，但从全流程估算，通过出售合成气或最终的附加产品可回收部分投资费用，因此待现场试验验证后可考虑实际应用。2.2.2甲烷提浓火驱采出气中存在部分以甲烷为主的烷烃，且含量变化趋势为开采初期含量较高，随着生产过程总体呈下降趋势，导致采出气热值较低，难以直接燃烧，直接利用难度大。因此，可通过变压吸附等甲烷提浓技术，将火驱采出气中的甲烷、N2、CO2分离，提浓后甲烷进入产气管网，CO2视情况进行捕集利用或外排，N2外排。某火驱区块建成2.5×104m3/d变压吸附分离装置，总投资800×104元，其工艺原理示意图见图4。甲烷浓度从11.8%提高到53%，收率80%，单方操作成本0.5 ~0.6元/m3，折合纯甲烷成本为3元/m3。甲烷提浓后进自产气管网，满足加热炉燃烧要求，CO2、N2外排。图 4 变压吸附甲烷提浓工艺原理示意图2.3达标排放达标排放是指通过脱硫、热氧化（燃烧）等方法将采出气净化处理达到中国大气污染物排放标准后再行排放，包括脱硫后放空和尾气焚烧。目前中国现行大气污染物排放相关环保要求如下：H2S的排放执行GB14554—1993《恶臭污染物排放标准》）［32］；SO2和VOCs（挥发性有机物）的排放执行GB39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》［33］；CO2、CH4、N2O等温室气体排放在中国尚无排放标准；N2、H2、O2等排放暂无规定。各类排放标准主要指标见表3。表3大气污染物允许排放指标2.3.1脱硫放空根据所需处理原料气中元素硫质量和H2S浓度，可将净化处理规模分为低潜硫量（通常划分界限为低于0.1t/d的元素硫）、中等潜硫量（通常划分界限为0.1~ 30 t/d的元素硫）和高潜硫量（通常划分界限为高于30t/d的元素硫）3种规模［34］。火驱采出气的潜硫量由于处理量和H2S浓度而波动范围较大（通常介于0.02~ 5t/d），属于中低潜硫量天然气，中国部分火驱先导试验区块曾采用过“单井湿法脱硫+集中干法脱硫+高空放散”的脱硫放空工艺，经处理后放空废气中H2S含量小于15mg/m3，满足GB14554—1993《恶臭污染物排放标准》的要求，但运行费用较高、固体脱硫剂回收处理难度大，且难以满足新的国家标准中对于非甲烷总烃的排放要求。对于中低潜硫量天然气脱硫，目前主要选用干法和湿法脱硫工艺。干法脱硫采用立式填料脱硫塔，填充海绵铁或氧化锌等固体脱硫剂，工艺流程简单、设备少，但运行成本高且更换后的废弃脱硫剂处理困难［35］；湿法脱硫主要为直接氧化法（或称液相氧化还原法），可通过络合铁溶液（可再生溶剂，LO-CAT法）［36］或三嗪类溶液（不可再生溶剂）［37-38］等将H2S转化为元素铁来实现脱硫，具有反应速度快等优点，近年来工艺发展快，应用较多。各种常见的气体脱硫技术的适用范围见表4［39］。基于技术经济平衡，针对火驱采出气中低含硫的气质特点，在火驱开发初期建议采用三嗪溶液法脱硫，在开发中后期采出气潜硫量升高后适时采用LO-CAT法等直接氧化法脱硫。表4 气体脱硫技术的适用范围2.3.2燃烧排放油田采出气燃烧排放是油气田开发过程中常见的采出气处理方式，包括火炬燃烧和焚烧炉燃烧。2.3.2.1火炬燃烧火炬燃烧适用于采出气量较少且烷烃等燃料气组分含量较低导致回收不经济的情况。火炬燃烧按照燃烧器离地面高低可分为高架火炬和地面火炬两种，其主要性能比较见表5［40-41］。地面火炬较高架火炬维护更方便，安全、环保性也较好，国外早在20世纪70年代初就开始研究，目前已得到广泛应用，如美国JohnZink公司、Kaldair公司、加拿大QTI等公司均推出了各自的产品，提高了燃烧效率，使火炬燃烧更先进、高效、安全［42］。国内该方面研究起步较晚也较少，与国外还存在较大差距［43-44］。表5高架火炬与地面火炬的性能比较2.3.2.2焚烧炉燃烧焚烧炉燃烧（或称热氧化法）具有占地面积较小、流程及操作简单、运行费用低、循环利用程度高、能有效降低非甲烷总烃排放浓度和排放量、能同时产生高压蒸汽进行余热利用且不容易产生二次污染等诸多优点，但缺点是投资偏高，且可燃物组分含量适应范围较窄。当可燃物组分含量太低时需要掺入天然气，太高时则需要补充空气。当前焚烧炉的总体发展趋向环保、经济，燃烧过程追求无烟、无光、无味和高效［45］。燃烧方式一方面逐渐从直接燃烧向着蓄热氧化和催化氧化以及两者结合的蓄热式催化氧化的方向发展，另一方面也在不断研发新的燃烧方式（如多孔介质燃烧），追求更高的能量利用率和更低的燃烧温度，提高燃烧效率，减少污染物的排放，降低能耗和操作费用。RTO（蓄热氧化法）是在直接燃烧的基础上增加了蓄热体进行预热和回热，工作原理是将采出气先与蓄热室陶瓷填料换热升温，进入氧化室后借助氧化放热或外部燃料的能量达到设定的温度（800~1 000℃），气体在高温下发生氧化反应，将H2S和烃类氧化生成SO2、CO2和H2O，从而实现气体净化。气体从氧化室出来，所携带的热量释放出来并储存于蓄热室的陶瓷填料内；系统连续运转、自动切换吸热区和放热区［46］。蓄热氧化法能将燃烧产生的热量回收（热回收率可达95%以上），经现场连续多次试验及数据对比分析发现，RTO设备维持自燃的烷烃浓度最低值约为0.64%，当采出气中烷烃浓度较高时，可以利用高温氧化产生的热量生产高压蒸汽用于油田日常生产［47］。采出气经蓄热氧化处理后可满足环保排放标准，同时不会因为高温而产生大量的氮氧化物，并且将硫化物转化为SO2，为实现一次脱硫提供了可能。此技术在国外已经发展成熟，进行了商业运用，但应用于油田特别是火驱采出气的处理，仍属于相对较新的技术，目前仅在多个火驱试验区块进行了中试［48］。RCO（蓄热式催化氧化法）是在蓄热氧化法和催化氧化法的基础上发展形成的一种新的氧化处理工艺，其工作原理与蓄热氧化法相似。该法将催化层和蓄热层放在一起，既对进入反应区的采出气进行了预热，同时又由于催化剂的作用降低了反应温度［49］。相对于催化燃烧法和蓄热氧化法，蓄热式催化氧化法具有更大的热效率以及环境和经济效益，通过多年的发展，这种技术已经相对成熟并商业化，广泛应用于印刷、包装、化工和制药等行业VOCs的处理中［50］。PMC（多孔介质燃烧法）（在国际上被称为第三代气体燃烧技术（前两代分别是传统燃烧技术和蓄热燃烧技术），与直接燃烧等均质燃烧不同的是，该法采用惰性多孔介质取代了燃烧区自由空间，使气体在多孔介质基体孔隙（燃烧区）内燃烧，并利用多孔介质的强蓄热和辐射性实现体系的热反馈［51］。多孔介质材料既是气体燃烧的载体，又是热量循环的媒介，因此在选用多孔介质材料时既要考虑其热力学性能，又要考虑流动和传热性能［52］。目前常用的多孔介质材料主要有SiC、Al2O3、ZrO2、莫来石及高温合金等，结构以网状、泡沫状和颗粒填充床为主，通常采用2层或多层不同孔径的介质，小孔介质作为预热区，大孔介质作为燃烧区［53-54］。多孔介质燃烧法不仅能提高燃烧效率，减少污染物排放，而且还能显著拓宽燃烧贫燃极限，同时无需传统的换热设备来进行燃烧余热回收，显著减小燃烧器尺寸［55-56］，因此可用于处理大流量、（极）低热值VOCs废气实现超稀薄燃烧，不易产生二次污染［57］。基于该法开发的多孔介质低氮燃烧器在中国石化胜利油田进行了示范应用，现场测试结果表明，较采用分级燃烧、火焰切割、表面燃烧等传统燃烧方式的燃烧器而言，多孔介质燃烧器的环保指标和能效指标均有显著提升［58］。但目前多孔介质燃烧法尚处于研究阶段，仍需对其燃烧特性及运行工况等进行深入探究。3总结与展望火驱开发中后期采出气量大，采出气组分与油藏性质和火驱燃烧状态等有关，其中酸气含量相对较高且在开采过程中存在一定波动，因此火驱采出气处理技术应因地制宜、因时制宜，综合考虑技术发展水平和环境保护要求。采出气回注埋存技术兼具“增油”与“减排”双重功能，在地质条件允许的前提下具有显著优势，但目前国内开展的火驱烟道气驱先导试验因腐蚀、堵塞结垢等问题导致频繁停机，无法实现连续平稳注气，技术适应性较差。可借鉴国外酸气回注项目经验，开展火驱采出气回注埋存工艺技术研究，力争在脱水的基础上实现“全组分回注”。采出气回收利用工艺适用于H2S、CO2或烃类含量较高的工况。然而因火驱采出气中的酸性组分含量在不同开发阶段波动较大，单独捕集其中某些组分（如H2S、CO2）后外排很难满足日益严格的大气污染物排放标准且经济性不高，往往需要与其他工艺配合使用以达到深度处理目的。采出气达标排放工艺适用于火驱开发早期，此时采出气量较小、产出时间短、回收成本高。与其他处理方式相比，具有操作简单、投资少的优点。随着火驱开发方式的推广和规模的扩大，一方面亟需针对不同组分类型的火驱采出气和不同产量规模，开展基于小型化、模块化和橇装化的处理技术路线研究，另一方面也应充分借鉴其他类型油气田开发的成熟经验，如针对干法脱硫剂需回收处理难度大等问题，逐步推广应用湿法脱硫技术。参考文献阅览[1]张方礼.火烧油层技术综述[J].特种油气藏,2011,18(6):1-4.[2]王元基,何江川,廖广志,等.国内火驱技术发展历程与应用前景[J].石油学报,2012,33(5):900-914.[3]徐贻文.曙1-29号站火驱油井尾气对标管理的应用及效果分析[J].化工设计通讯,2016,42(1):35-35.[4]完新生,张宗发,郑清元.杜66块火驱尾气地面集输工艺研究与应用[J].石油地质与工程,2015,29(1):143-144.[5]陈思锭,张哲,王春燕,等.浅谈CCS/CCUS中CO2管道输送对气质的要求[J].油气与新能源,2022,34(2):71-81.[6]袁士义,王强,李军诗,等.提高采收率技术创新支撑我国原油产量长期稳产[J].石油科技论坛,2021,40(3):24-32.[7]王寿喜,汤林,CARROLLJ 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