延長石油煤化工CO2捕集、利用與封存(CCUS)工程實踐

王維波，湯瑞佳*，江紹靜，王 宏，楊 紅，王 偉

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司 研究院, 西安 710065；2.陜西省二氧化碳封存與提高采收率重點實驗室，西安 710065)

0 引言

2018年10月8日，聯合國政府間氣候變化專門委員會(IPCC)發布的《IPCC全球升溫1.5 ℃特別報告》(Special Report:Global Warmng of 1.5 ℃)明確指出，目前全球氣溫較工業化前升高了1 ℃，最快有可能在2030年溫升達到1.5 ℃。為實現溫控目標，避免溫室氣體對氣候系統造成不可逆轉的負面影響，必須采取控制措施。CO2捕集、利用與封存(Carbon Capture，Utilization and Storage，簡稱CCUS)技術將CO2從工業或其他排放源中分離出來，并輸送(車輛運輸或管道輸送)至特定地點加以利用并封存，以實現被捕集CO2與大氣的長期隔離。CCUS技術可有效降低碳排放量，是能源企業積極應對全球氣候變化，實現碳減排的有效途徑之一。勝利油田、吉林油田、中原油田等企業在國內率先實施了CO2驅油與封存[1]，神華集團也開展了咸水層CO2封存。

延長石油所屬油田大部分儲層具有低孔(8%～16%)、低滲(0.1×10-3～20×10-3μm2)、低壓(壓力系數<0.8)特點，是國內外典型的致密砂巖油藏，傳統注水開發“注不進、采不出”，“注水壓力高、單井產能低”等問題特別突出。陜北地處干旱或半干旱地區，生態較為脆弱，水資源匱乏，油田開發缺水，急需綠色、高效的驅油技術。而注CO2驅油代替注水驅油為油田可持續發展提供了新的思路，驅油的同時CO2被封存于地下，也可以減輕本土能源化工企業的碳減排壓力。但由于受油藏地質條件所限，該地區CO2驅油為非混相驅替方式，極易發生氣竄。陜北黃土高原丘陵地帶，也為CO2驅油與封存安全監測提出了更高要求。另外，煤化工企業提高CO2捕集效率，降低捕集成本，更是規?；瘜嵤〤CUS技術需要滿足的經濟條件之一。

延長石油集團通過多年攻關，發揮自身優勢，打造了全球首個集煤化工CO2捕集、油田CO2驅油與封存為一體的CCUS項目，在工程實踐、技術創新方面積累了寶貴經驗[2-4]。該文基于延長石油靖邊CO2驅油與地質封存示范項目，針對技術難點，梳理了捕集、驅油、封存與監測各個環節的工程實踐中取得的成果，以期為國內CCUS項目的開展提供借鑒。

1 煤化工CO2捕集

工業化捕集CO2分為燃燒前捕集、燃燒中捕集和燃燒后捕集3種方式。煤化工的CO2捕集屬于燃燒前捕集。陜西延長石油榆林煤化有限公司(以下簡稱“榆林煤化”)利用低溫甲醇洗工藝捕集合成氣中的CO2，已建成的捕集裝置捕集能力達到5萬噸/年。低溫甲醇洗基于物理吸收法凈化氣體，可同時或分段脫除氣體中的CO2，H2S等酸性組分，凈化后的氣體總硫含量<0.1 mg/m3、CO2含量(0.1～20)×10-6(體積)。另外，甲醇對H2，N2，CO(合成原料)的溶解度極其微小，降壓閃蒸過程中被優先解吸后分級閃蒸來進行回收，所以有效組分損失很少。

CO2提純的基本原理是采取專用的甲醇二氧化碳氣分離器將無硫中壓甲醇富液中的CO2解吸出來，通過設置換熱器回收冷量以維持能量平衡，二氧化碳壓縮機壓縮、冷卻并分離不凝氣后，最終得到純度≥99%的液態CO2。

1.1 CO2捕集提純工藝

榆林煤化捕集裝置主要工藝流程如圖1所示，主要包括:

圖1 榆林煤化CO2捕集裝置工藝流程Fig.1 Process flow of CO2 capture unit in Yulin Coal Chemical

1)無硫中壓甲醇富液，在進入H2S濃縮塔前，關閉原有管路，經過加壓閥減壓后，進入專用的甲醇二氧化碳氣分離器V0001。

2)底部出來的甲醇富液經過泵P0001后，重新打入原無硫中壓甲醇富液119管路并返回H2S濃縮塔。

3)從甲醇二氧化碳氣分離器V0002頂部出來的CO2氣體，通過換熱器E0001，由原中壓閃蒸氣126管路旁路出的氣體(全部氣量)，回收冷量后進入CO2壓縮機K0001。

4)回收冷量的中壓閃蒸氣，重新返回至原126管路，隨后進入原料氣102管路。

5)CO2氣體經過壓縮機K0001壓縮及配套的水冷器E0002降溫后，進入丙烯深冷換熱器E0003液化，隨后進入二氧化碳氣液分離器V0003，分離器底部流出的是液態CO2產品，分離器頂部排出的不凝氣進入到原管路147中。

6)從二氧化碳氣液分離器V0003底部流出的液態CO2產品進入低溫儲罐，需要時通過沖車泵打入低溫槽車，然后運至使用現場。

1.2 最佳操作參數

為達到單位CO2捕集能耗最低的目的，通過考察純度、壓縮機K0001出口壓力、加熱器E0001出口溫度、年產量與能耗的關系，得到了裝置最佳操作參數:入提純區甲醇富液流量0～119 400 kg/h，其中CO2含量(mol)0～21.00%；壓縮液化后CO2流量0～8.36 t/h，其中CO2含量(mol)≥ 99.5%，CO含量≤0.8%，H2含量≤0.1%，CH4O含量≤0.04%，N2含量≤0.02%，產品純度滿足驅油用CO2的指標要求。

1.3 捕集裝置特點

傳統低溫甲醇洗工藝流程包括原料氣預冷、原料氣中H2S與CO2的吸收、H2與CO等的回收及H2S濃縮(N2氣提)、甲醇溶液熱再生、甲醇水分離、尾氣水洗回收甲醇和系統甲醇的補充。榆林煤化根據甲醇洗工藝流程和特點以及CO2的提純規模，針對性提出了解決方案。原系統產生的甲醇富液首先經過一級減壓調節閥后進入一級分離器。此時富液溫度高于該壓力下不凝氣體(雜質)的沸點，使不凝氣體迅速沸騰汽化從一級分離器頂部排出。分離不凝氣體后的富液經過二級減壓調節閥壓力后進入二級分離器，大部分的CO2氣體從富液中沸騰汽化解吸出來，然后通過設置換熱器回收冷量以維持原系統的能量平衡，經二氧化碳壓縮機壓縮、冷卻并分離少量不凝氣后，最終得到符合要求的液態CO2產品。

相對于傳統低溫甲醇洗工藝流程，榆林煤化工藝增加了1臺壓縮機、2臺換熱器和1個閃蒸罐，固定投資高于傳統低溫甲醇洗工藝流程，但是可得到純度高達99.6%的液態CO2。這樣不僅有利于實現CO2減排，而且得到的液態CO2可提高延長油田石油采收率。

榆林煤化將工藝與原系統有機整合，從甲醇富液分離高純度CO2，具有工藝簡單、不凝性氣體排放少、能耗低和CO2回收率高等優點，綜合性能優于常規低溫精餾工藝。結合低溫甲醇洗裝置的工藝特點，直接從無硫中壓甲醇富液中分離得到純度為99.6%的CO2，CO2捕集成本約為120元/t。

2 CO2驅油提高采收率

CO2驅油是一項歷史悠久、極具潛力的采油技術。注CO2首先快速補充地層能量，溶解于原油使其體積膨脹、黏度降低，油水界面張力減小[5]。與傳統注水驅油技術相比，CO2驅油適用范圍廣、驅油成本低。

CO2驅油分為混相驅和非混相驅。延長油田大部分油藏難以滿足混相條件，以非混相驅為主[6]。煤化工捕集的液態CO2經罐車輸送至油田，儲罐中-20 ℃，2.2 MPa的液態CO2通過屏蔽泵預增壓送至注入泵，壓力約為8 MPa時送至注入井口，泵入井筒[7]。目前延長石油在靖邊喬家洼、吳起油溝開展了CO2驅油先導試驗[8-9]。下文僅以靖邊喬家洼試驗區為例。

2.1 靖邊喬家洼地質油藏及開發特征

靖邊喬家洼油區位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部。陜北斜坡剖面示意圖如圖2所示。CO2驅油試驗區長62構造整體為東高西低的單斜構造，局部存在突起，構造相對平緩，地層整體西傾，傾角約為0.6°。

圖2 陜北斜坡剖面示意圖Fig.2 Schematic diagram of the Northern Shaanxi slope

靖邊喬家洼油區長6油層原油具有密度小(0.858 t/m3)、黏度低(地面11.54 mPa·s、地層4.87 mPa·s)、凝固點低(16～17 ℃)、初餾點低(78～83 ℃)等特點。地層水總礦化度為50.52～95.11 g/L，平均71.34 g/L，pH值為5.5，水型為CaCl2型。長6油層的溫度為44 ℃，原始地層壓力12.9 MPa，壓力系數0.8。試驗區含油層位為延長組長6油層，平均孔隙度10.7%，平均滲透率1.49×10-3μm2，驅動類型以彈性驅動為主。

試驗區油井受效方向分布如圖3所示。試驗區5口注氣井控制同層位生產井33口，其中一線受益井14口，二線受益井19口，注氣控制面積1.2 km2，控制石油地質儲量39.4×104t。2009年油井壓裂投產，初期日產液3.06 m3，日產油1.06 t，投產12個月產量遞減幅度74%。注氣前試驗井組平均單井日產液0.55 m3，日產油0.17 t，含水率64%，累產油1.032×104t。

圖3 試驗區油井受效方向分布圖Fig.3 Distribution of effective direction of oil well in test area

2.2 CO2注入歷程及運行情況

2012年9月試驗區第一口注氣井投運，2014年擴大到5個注氣井組。截止2018年12月，累計注入液態CO29.31×104t，單井注入壓力7.4～9.6 MPa，平均8.5 MPa；單井日注能力15.1～24.5 t，平均18.9 t。

由于低滲油田天然裂縫發育，注氣一段時間后，部分采油井不同程度見到CO2。2016年7月實施水氣交替注入方式，水氣段塞比1∶1，注水壓力8.1～8.9 MPa，注水量7.5～10 m3/d，注氣能力約為注水能力的2倍。由于水段塞增加了孔隙中水的飽和度，降低了氣體飽和度，使CO2相對滲透率降低，從而減小了不利的流度比，抑制了黏性指進，改善了氣驅波及系數。實踐表明水氣交替工藝簡單、實施方便，是目前工藝技術條件下防止單層突進的最好方式。同時針對隨著注入量的增加、注入時間的增長，后期氣竄可能性增大的風險，進行了氣竄控制方法適應性研究[10]。

2.3 CO2驅油效果

試驗區前期為衰竭開發，地層能量虧空嚴重，加之油藏低孔-特低滲的特點，從注氣到見效時間相對較長。注氣12個月后受益井開始見效，隨著注入井數、注入量的增加以及注入時間的推移，見效井數陸續增加。平均單井日產液上升至1.12 m3，平均單井日產油上升至0.32 t，綜合含水率穩定在65%左右，地層壓力由注氣前3.49 MPa恢復至8.54 MPa，壓力保持水平由30%提高至65%，如圖4所示。延長特低滲透油藏注入CO2能有效快速補充地層能量。注氣區塊產量遞減率較衰竭開采下降了12.67%，預計比水驅提高采收率8%以上，注CO2驅是提高特低滲油藏采收率的有效手段。

圖4 試驗區地層壓力恢復情況Fig.4 Formation pressure recovery in test area

3 CO2油藏地質封存

不同于咸水層封存[11]，延長油田是利用CO2在驅油提高采收率的同時，通過構造圈閉封存、束縛氣封存、溶解封存、礦化封存等機理被地質封存在地下。鄂爾多斯盆地是我國陸上結構穩定、構造簡單和斷裂不發育的地區，是實施CO2地質封存最有利和最安全的地區之一。油氣勘探和開發實踐證實，陜北區域發育有多套有利于超臨界CO2封存的地質層位。

3.1 蓋層封閉性評價

CO2地質封存的關鍵是地質封存的安全性，即是否會發生CO2泄漏，而蓋層封閉性是影響CO2是否發生逃逸的主要因素之一。延長油田長6儲層的上覆蓋層為長4+5層，需要對蓋層微觀發育特征、微觀孔隙特征、滲流特征和驅替規律進行評價[12]。

研究區陸源碎屑組分體積分數平均值為67.98%，主要為長石類，其次為石英、黏土和碳酸鹽。其中，長石含量20.62%～50.79%，石英含量11.75%～34.08%，黏土礦物含量10.24%～62.15%。黏土礦物含量高，增加了巖石膠結強度，使蓋層更加致密化，封閉性更好。膠結作用是孔隙度和滲透率下降的主要原因之一，研究區填隙物中膠結物類型主要為黏土類(29.08%)和碳酸鹽類(2.04%)，主要成分為伊利石(50.68%)、綠泥石(32.19%)和伊蒙混層(17.13%)。碳酸鹽膠結是蓋層致密主要原因之一，進一步增強了蓋層的封閉性。

高壓壓汞和恒速壓汞測試研究了蓋層微觀孔隙特征。研究區樣品平均孔隙度為3.04%，平均滲透率為0.02×10-3μm2，排驅壓力高(0.778～10.330 MPa，平均為3.41 MPa)；孔吼半徑比平均值為216.81，排驅壓力大，屬于中高排驅壓力-微吼道型。排驅壓力平均為6.188 MPa，平均孔隙半徑為123.94 μm，主流吼道半徑為0.48 μm，平均孔吼半徑比為224.516，平均總孔隙進汞飽和度為3.3%，平均總吼道進汞飽和度為20%，最終進汞飽和度平均為25.48；其中個別井無樣品測試數據，表明樣品過于致密，無法將汞壓入。研究區孔隙結構為高排驅壓力-微孔道型，孔吼比大，吼道窄，滲流阻力大，可以實現CO2有效封存。

核磁共振和氣水相滲測試研究了蓋層滲流特征和驅替規律。巖心飽和水狀態下的核磁共振T2譜曲線以單峰為主，T2譜主要分布在<10 ms的區間內，可動流體飽和度為2.68%～13.82%，平均為8.487%，主流吼道半徑平均為0.12 μm，孔吼半徑比平均為216.81。氣體的相對滲透率為0.028 3～0.520 6，平均值為0.21，束縛水飽和度為58.44%～99.35%，平均值為82.396%，氣水兩相滲流區間窄，氣水兩區含水飽和度寬度平均值為13.5%，共滲點含水飽和度平均值為91.3%，說明此類蓋層孔隙大多屬于微納米級別，巨大的毛管阻力對氣體具有良好的封閉性。研究區長4+5蓋層能夠有效阻止CO2逃逸，實現CO2地質封存。

3.2 區塊封存潛力評價

利用延長油田CO2驅油與封存潛力評價系統，對延長油田非混相驅的目標油藏進行CO2驅油與封存潛力評價[13-15]，評價內容包括CO2封存量，提高采收率幅度，CO2利用系數。評價結果如表1所示。

表1 目標油藏CO2封存潛力評價結果Tab.1 Evaluation results of CO2 storage potential of target reservoirs

評價結果表明:靖邊—喬家洼—長6油藏適合非混相驅地質儲量為931.35×104t，封存潛力為209.87×104t，CO2利用系數為0.38；吳起—油溝—長4+5油藏適合非混相驅地質儲量為801.40×104t，封存潛力為194.25×104t，CO2利用系數為0.37。

4 CO2驅油與封存環境監測

CO2驅油與封存過程中存在泄漏的風險。井筒的不完整性，地質構造形成的斷層及裂縫，蓋層的不完全封閉都可能造成CO2逸散。CO2的擴散運移與地層發生物理化學作用，對地質環境和生態環境將產生影響，因此需要綜合運用地球物理、地球化學等多種技術手段，對注入CO2后儲蓋層的完整性、深部CO2運移與分布、滲漏所造成的環境影響等進行監測，以便全面評估封存工程的安全性、持久性和有效性[16-17]。

完整的CO2地質封存項目生命周期包括運行前、運行、關閉、關閉后4個階段，環境監測布局應該基于不同階段進行設置和調整。目前， 延長石油靖邊CO2驅油與封存項目處于運行階段的日常監測。CO2在儲層的運移最直接的體現在受益油井中，持續對注入區受益油井套管氣CO2濃度進行監測，結果如圖5所示，CO2含量為5%～30%。試驗區大氣中CO2濃度監測結果如圖6所示，連續對試驗區井場大氣的監測表明，大氣中CO2濃度平均為430×10-6，處于合理水平。綜上監測表明試驗區注采井組既有一定的連通性， 注入井與生產井之間存在少量竄逸，但大氣監測結果未檢測到CO2泄漏。

圖5 油井套管氣CO2濃度監測Fig.5 CO2 concentration monitoring of casing gas in oil wells

圖6 試驗區大氣中CO2濃度Fig.6 CO2 concentration in the atmosphere of the test area

由于黃土高原丘陵地帶，特殊的地理形貌造成CO2泄漏特征多樣性，需要建立貫穿地下、土壤和地表以及覆蓋封存區的所有重要環境載體和人類活動場所的全方位立體監測體系以管控CO2封存的安全和環境影響。試驗區因地制宜，從空間方位上制定了不同的監測方案。地下儲層CO2運移可以采取氣相示蹤劑、三維地震監測CO2的空間分布；地表通過對地表水、敏感植物監測，判斷CO2是否泄漏至地表；再通過大氣中CO2濃度的監測，判斷CO2是否通過其他渠道泄漏進入大氣?！皟?地表+大氣”三位一體全方位監測體系的建立，實現了CO2泄漏的預測預警，保證了項目的安全運行。

5 展望

延長石油通過CCUS工程實踐，實現了陜北煤化工CO2有效減排及資源化利用，為化石能源的低碳清潔利用提供了經驗和示范。隨著陜北煤化工基地建設以及延長石油產業鏈的發展，每年有將近1 000×104t的CO2排放到大氣中。開展低成本CO2捕集，既解決了煤化工發展的瓶頸問題，又以CO2為資源，代替傳統注水開發，提高低滲透油藏原油采收率的同時實現CO2的地質封存是完全可行的。煤化工碳減排與油田高效開發有機結合，開創了綠色低碳、循環利用的能源發展新模式，值得繼續關注。