塔河油田为典型的缝洞型油藏，富集大量剩余油，注氮气能有效地提高这部分剩余油的采出程度，应用前景广阔[1]。注氮开采提高原油采收率在塔河油田取得了较好的效果，已累计实施单井注氮265口，累计注氮量24 432×104 m3。但随着注氮规模的扩大，采出天然气中氮气含量将持续上升，引起天然气热值不达标。目前，塔河油田采出天然气中氮气体积分数为20%左右，其高位发热量仅为28.56 MJ/m3，低于GB/T 17820-2018《天然气》的二类天然气高位发热量31.4 MJ/m3的标准, 预期天然气含氮量将逐年升高。因此，将高含氮天然气回注到地层提高原油采收率，是将来处理高含氮天然气的方案之一。
由于塔河油田前期注氮开采采用空气变压吸附制氮工艺，故采出的天然气中含有一定量的氧，在高温高压下，氧易引起天然气燃烧或爆炸。国内一些学者针对注气安全性进行了研究，许艳艳[2]、祁丽莎[3]、吉亚娟[4]等的研究表明，即使在氧含量非常低(< 1 mg/L)的情况下，氧的存在也会造成注气井严重腐蚀，并且注气井中腐蚀速率随着温度和压力的上升急剧增加。张利明等[5]发现，在高温高压下，采出气中氧的摩尔分数应低于8%。张林伟[6]的理论分析表明，甲烷用氮气稀释时的氧含量安全限值为9.5%(y)。王磊[7]的实验研究表明，较低温度能加快氧对注气井的腐蚀速率。目前，注气安全性研究主要是以空气或纯氮气驱替为主，对含氮天然气回注研究较少。
本研究以塔河油田含氮天然气为研究对象，从含氮天然气对注气井腐蚀速率、含氮天然气爆炸极限和含氮天然气中临界氧含量等3个方面讨论了含氮天然气回注的安全性，并对比了含氮天然气回注工艺和目前塔河油田采用的变压吸附制氮注氮工艺，进一步讨论了其运行工艺的经济性。
目前，塔河油田注氮开采的氮气主要通过分离空气得到，分离后氮气中含有体积分数为2%~5%的氧，注氮气所带入的氧远高于溶解的氧。由于注气井处于潮湿的环境下，注气过程将发生腐蚀，潜在腐蚀风险极高。
由于塔河油田未进行溶解氧对注气井腐蚀速率影响的实验研究，根据张大娜等[8]针对河南油田油井产出液及联合站回注污水曝氧除硫后残余氧对腐蚀速率的影响研究(见表 1)，拟合出氧含量与腐蚀速率的对应关系曲线(见图 1)。
由图 1可知，注气井腐蚀速率随溶解氧含量的增加而增加：当ρ(溶解氧)低于0.2 mg/L时，腐蚀不严重；当ρ(溶解氧)达到0.5 mg/L以上，腐蚀比较严重。塔河油田含氮天然气中氧的平均体积分数约为0.25%，直接回注后使得溶解氧质量浓度在0.1 mg/L以下，最大腐蚀速率小于0.076 mm/a。因此，认为含氮天然气中氧含量对注气井的腐蚀很小，回注是安全的。
随着注气开采进一步的深入，塔河油田天然气氮含量会越来越高，而注气过程中携带的氧增加了爆炸风险。目前，针对天然气爆炸特性研究结果表明，天然气中可燃气体组分、惰性气体组分、温度和压力等因素对天然气爆炸特性，特别是对爆炸极限影响显著[4, 9]。氮气是不可燃烧爆炸气体，氮气的存在会影响碳氢化合物的爆炸极限，对爆炸具有一定的抑制作用。不含氮天然气的爆炸极限计算方法如式(1)[10]：
式中：L混为常压下不含氮天然气爆炸极限，%；L1、L2、…、Ln为各烃类纯组分爆炸极限，常见烃类爆炸极限理论计算值见表 2；V1、V2、…、Vn为各烃类纯组分体积分数，%。
根据天然气含有不可燃组分时爆炸极限校正公式[11]，天然气含氮时爆炸极限计算方法如式(2)：
式中：L′为常压下含氮天然气的爆炸极限，%；L混为按式(1)计算的天然气爆炸极限，%；y0为氮气体积分数，%。
压力、温度对爆炸极限的影响按式(3)计算[12]：
式中：L为压力p、温度t的爆炸极限，%；L′为常压(p=0.1 MPa)、t=25 ℃时的爆炸上限，%。
针对塔河油田天然气，分别得到常压下和注气压力40 MPa时含氮天然气爆炸极限随氮含量变化图(见图 2、图 3)。
由图 2和图 3可知：在常压下，天然气不含氮时的爆炸极限约为5%~13%；在40 MPa的注气压力下，天然气不含氮时爆炸极限范围约为64.0%~72.3%。随着氮气含量的增加，天然气中不可燃组分比例增大，爆炸上限与爆炸下限急剧下降，同时爆炸极限范围迅速缩小。在40 MPa的注气压力下，当天然气中氮气体积分数达约40%时，爆炸极限范围为60.9%~61.0%，爆炸极限范围极小(小于0.1%)，爆炸上限约等于爆炸下限，因此注气时爆炸可能性极小。
临界氧比例是氧与回注含氮天然气的摩尔分数之比，指当给以足够能量能使某一含量天然气刚好不发生爆炸的最高氧含量，即为爆炸临界点。国内学者研究认为[1, 5-6]，驱替时的临界氧比例应小于10%，且对多数石油类烷烃而言，理论临界氧比例为12%。但塔河油田天然气氮含量较高，需分析氮气对天然气中临界氧比例的影响规律。
含氮天然气与氧发生完全燃烧时，化学反应如式(Ⅰ)：
式中：n为碳的原子数；m为氢的原子数；λ为氧的原子数。
含氮天然气体积分数为爆炸下限时，临界氧比例计算如式(4)：
式中：C(O2)为含氮天然气中理论临界氧比例，%；L为含氮天然气的爆炸下限，%；N为每摩尔含氮天然气完全燃烧时所需要的氧分子个数。
由此可以计算出不同氮含量下天然气中临界氧比例，如图 4所示。
由图 4可知，随着天然气中氮气体积分数由0%上升至80%，其临界氧比例有所下降，塔河油田含氮天然气中临界氧比例为116%~127%。但塔河油田含氮天然气中氧体积分数平均值仅为0.25%，远低于临界氧比例。因此，由临界氧比例分析可知，回注塔河油田的含氮天然气是安全的。
塔河油田注氮开采具有单井注气规模小、注气周期短的特点。目前，地面注氮采用变压吸附制氮注氮工艺的撬装设备，本研究主要对含氮天然气回注工艺与变压吸附制氮注氮工艺在运行能耗方面进行经济对比。
单井注气量为6×104 m3/d，进气压力为0.6 MPa，注气压力为40 MPa，阶段注气时间为30~40天，注气年限为3年。含氮天然气回注工艺流程如图 5所示，主要设备选型如表 3所列。
单井注气量为6×104 m3/d，注气压力为40 MPa，阶段注气时间为30~40天，注气年限为3年。变压吸附制氮注氮工艺流程如图 6所示，主要设备选型如表 4所列。
主要耗电设备为空气压缩机、冷干机、注气压缩机及其他机泵设备等。变压吸附制氮注氮工艺和含氮天然气回注工艺能耗见表 5。
由表 5可知，在单井注气量为6×104 m3/d，注气压力为40 MPa条件下，含氮天然气回注工艺能耗仅为变压吸附制氮注氮工艺能耗的37%，含氮天然气回注工艺经济性更好。
(1) 随着含氮天然气中氧含量的升高，注气井腐蚀速率逐渐增加，塔河油田含氮天然气中氧的体积分数平均值为0.25%，回注后引起的最大腐蚀速率小于0.076 mm/a，腐蚀风险较小，含氮天然气回注比较安全。
(2) 随着天然气中氮含量的上升，含氮天然气爆炸极限范围迅速缩小，在40 MPa的注气压力下，天然气中氮气体积分数达到40%以上时，其爆炸极限范围已小于0.1%，爆炸可能性极小，含氮天然气回注比较安全。
(3) 随着天然气中氮含量的上升，含氮天然气中临界氧比例有所下降。但塔河油田含氮天然气中氧的体积分数仅为0.25%，远低于不同氮含量下的最低临界氧比例116%，表明在该区域回注含氮天然气是安全的。
(4) 塔河油田采用含氮天然气回注工艺所需能耗仅为变压吸附制氮注氮工艺的37%，具有更好的经济性。
(5) 随着油气资源开发进入中后期，油田普遍采用注气工艺来提高采收率，与变压吸附制氮工艺相比，含氮天然气回注工艺应用于塔河油田具有更好的安全性和经济性，同时为我国油田注气开采工艺提供新的经验与思路。
2019, Vol. 48 Issue (4): 122-126
2019, Vol. 48 Issue (4): 122-126