طراحی فرایند خالص‌سازی گاز احتراقی نیروگاهی برای تزریق به میدان نفتی جهت ازدیاد برداشت نفت و ذخیره‌سازی کربن

زینلی حسنوند, مهدی; طبیب نژاد عزیزی, مهدی; هوشمند, اسداله

doi:10.22078/pr.2026.5767.3564

طراحی فرایند خالص‌سازی گاز احتراقی نیروگاهی برای تزریق به میدان نفتی جهت ازدیاد برداشت نفت و ذخیره‌سازی کربن

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

مهدی زینلی حسنوند ¹

مهدی طبیب نژاد عزیزی ²

اسداله هوشمند ³

¹ پژوهشگاه صنعت نفت

² دانشگاه صنعتی امیرکبیر

³ دانشگاه تهران

10.22078/pr.2026.5767.3564

چکیده

میزان نیاز میادین نفتی کشور به گاز طبیعی جهت ازدیاد برداشت روزانه بیش از 110 میلیون متر مکعب است. به دلیل ناترازی شدید کشور در گاز طبیعی، تامین این گاز توسط شرکت‌های ملی نفت و گاز با چالش جدی روبرو است. گزینه جایگزین استفاده از گازهای غیر هیدروکربنی مانند نیتروژن، دی‌اکسید کربن و گاز احتراق است. گاز احتراق به دلیل قیمت پایین و دردسترس بودن گزینه جذاب‌تری است. در مطالعات گذشته اهمیت جایگزینی گاز طبیعی و جنبه‌های عملکردی و اقتصادی آن از نگاه مهندسی مخزن و افزایش ضریب برداشت بررسی شد.
از جنبه فرایند روزمینی، چالش این گاز برای تزریق، وجود مقادیر بالای بخار آب و غلظت متوسط اکسیژن در برخی فرایندهای احتراقی ناکامل است که سبب خوردگی و کاهش ایمنی تاسیسات می‌شود. در ادامه تحقیقات پیشین هدف از این مطالعه، طراحی واحد خالص‌سازی گاز احتراقی نیروگاهی به‌منظور جداسازی بخار آب و تعریف فرایندهای احتراق کامل جهت تزریق به چاه است. در این واحد طراحی شده گاز خام دودکش طی یک فرایند مهندسی دقیق تبدیل به گاز استاندار سازگاهر با مخزن و قابل تزریق به میدان خواهد شد. هدف اصلی این پروژه طراحی یک واحد فرایندی بهینه جهت فشرده‌سازی و خالص‌سازی و محاسبات اولیه خط انتقال می‌باشد. همچنین سناریوهای مختلف اجرای فرایند بررسی و با یکدیگر مقایسه شده است. در نهایت هزینه تمام شده جمع‌آوری، خالص‌سازی و انتقال گاز احتراق به ازای چهار دبی 1، 4، 8 و 20 میلیون متر مکعب در روز محاسبه شده است.
این مطالعه جزو اولین مطالعات مستند سازی طراحی پایه تولید گاز احتراق استاندارد قابل تزریق به میدان است. ابعاد طراحی‌ها، میزان برق مصرفی تاسیسات، و هزینه‌نهایی فرایند در چهار مقیاس مختلف ارایه شده است.

کلیدواژه‌ها

طراحی پایه

خالص‌سازی گاز احتراق

نیروگاه بخار

ازدیاد برداشت نفت

جذب و ذخیره‌سازی کربن‌دی‌اکسید

مقیاس‌پذیری

موضوعات

روشهای‌ازدیاد‌برداشت

عنوان مقاله English

Basic Design of a Flue Gas Purification Process for Injection into an Oilfield as Enhanced Oil Recovery and Carbon Storage method

نویسندگان English

Mahdi Zeinali Hasanvandm ¹

مهدی Tabibnejad Azizi ²

Asadollah Hoshmand ³

¹ RIPI

² Amirkabir University of Technology

³ Tehran University

چکیده English

Iranian oil fields need more than 110 million cubic meters of natural gas to increase daily recovery. Due to the country's severe imbalance in natural gas, the supply of this gas by national oil and gas companies is facing a serious challenge. An alternative option is to use non-hydrocarbon gases such as nitrogen, carbon dioxide, and Flue gas (Combustion gas). Combustion gas is a more attractive option due to its low price and availability. In previous studies, the importance of replacing natural gas and its functional and economic aspects from the perspective of reservoir engineering and increasing the recovery factor were examined.
From a subsurface process perspective, the challenge of this gas for injection is the presence of high amounts of water vapor and moderate oxygen concentrations in some incomplete combustion processes, which cause corrosion and reduce the safety of the facility. Continuing previous research, the aim of this study is to design a power plant combustion gas purification unit to separate water vapor and define complete combustion processes for injection into the well. In this designed unit, raw flue gas will be converted into standard gas compatible with the reservoir and can be injected into the field through a precise engineering process. The main objective of this project is to design an optimal process unit for compression and purification and initial calculations of the transmission line. Also, different scenarios for implementing the process have been examined and compared with each other. Finally, the total cost of collecting, purifying, and transporting combustion gas has been calculated for forty discharges of 1, 4, 8, and 20 million cubic meters per day. This study is one of the first studies to document the basic design of standard combustion gas production that can be injected into the field. The design dimensions, the amount of electricity consumed by the facility, and the final cost of the process are presented in four different scales.

کلیدواژه‌ها English

Basic design

flue gas purification

steam power plant

enhanced oil recovery

carbon dioxide capture and storage

scalability

[1]. Stosur, G. J. (2003, October). EOR: Past, present and what the next 25 years may bring. In SPE international improved oil recovery conference in Asia Pacific (pp. SPE-84864). SPE. doi.org/10.2118/84864-MS.##

[2]. Zhong, L., Dong, Z., Hou, J., Li, Y., Sun, Y., Zhao, L., Lu, W. and Qin, F., (2013). Investigation on principles of enhanced offshore heavy oil recovery by coinjection of steam with flue gas. In SPE Asia Pacific Enhanced Oil Recovery Conference (pp. SPE-165231). SPE. doi.org/10.2118/165231-MS.##

[3]. Adu, E., Zhang, Y., & Liu, D. (2019). Current situation of carbon dioxide capture, storage, and enhanced oil recovery in the oil and gas industry. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 97(5), 1048-1076. doi.org/10.1002/cjce.23393.##

[4]. Mohd Yusoff, M.H., Nyunt, E.K., Bilad, M.R., Arahman, N., Mulyati, S., Rizal, S., Nordin, N.A.H., Leam, J.J., Khan, A.L. and Jaafar, J., (2020). Hybrid membrane distillation and wet scrubber for simultaneous recovery of heat and water from flue gas. Entropy, 22(2), 78. doi.org/10.3390/e22020178.##

[5]. Shokrollahzadeh, B. H., Zeinali, H. M., & Tabibnejad, A. M. (2024). Feasibility Study of Enhanced Oil Recovery by Injecting Flue Gases and Producing Electricity Parallelly. DOI:10.22078/pr.2023.5212.3309.##

[6]. Wilberforce, T., Baroutaji, A., Soudan, B., Al-Alami, A. H., & Olabi, A. G. (2019). Outlook of carbon capture technology and challenges. Science of the total environment, 657, 56-72. doi.org/10.1016/j.scitotenv.2018.11.424.##

[7]. Li, G., Xiao, P., Zhang, J., Webley, P. A., & Xu, D. (2014). The role of water on postcombustion CO2 capture by vacuum swing adsorption: Bed layering and purge to feed ratio. AIChE Journal, 60(2), 673-689. doi.org/10.1002/aic.14281.##

[8]. Kemper, J., Sutherland, L., Watt, J., & Santos, S. (2014). Evaluation and analysis of the performance of dehydration units for CO2 capture. Energy Procedia, 63, 7568-7584. doi.org/10.1016/j.egypro.2014.11.792.##

[9]. Øi, L. E., Nitsche, P., & Aromada, S. (2022). Comparison of absorption and adsorption processes for CO₂dehydration. Scandinavian Simulation Society, 287-292. doi.org/10.3384/ecp21185287.##

[10]. Sobolewski, A., & Czaplicki, A. (2013). Emisja CO₂–postęp cywilizacyjny czy czynnik hamujący rozwój inwestycyjny. Chemik, 67(5), 387-398.##

[11]. Kinigoma, B. S., & Ani, G. O. (2016). Comparison of gas dehydration methods based on energy consumption. Journal of Applied Science & Environmental Management, 20(2), 253.##

[12]. Tanupabrungsun, T., Brown, B., & Nesic, S. (2013, March). Effect of pH on CO₂ corrosion of mild steel at elevated temperatures. In CORROSION 2013 (pp. 1-11). Association for Materials Protection and Performance.##

[13]. Netušil, M., & Ditl, P. (2012). Natural gas dehydration. Natural gas-extraction to end use, 3-22.##

[14]. Yang, Y., Chen, Y., Xu, Z., Wang, L., & Zhang, P. (2020). A three-bed six-step TSA cycle with heat carrier gas recycling and its model-based performance assessment for gas drying. Separation and Purification Technology, 237, 116335. doi.org/10.1016/j.seppur.2019.116335.##

[15]. Kröger, D. G. (2004). Air-cooled heat exchangers and cooling towers (Vol. 1). Oklahoma: Penwell Corporation.##

[16]. Bartz, J. A., & Maulbetsch, J. S. (1981). ARE DRY-COOLED POWER-PLANTS A FEASIBLE ALTERNATIVE. Mechanical Engineering, 103(10), 34-41.##

[17]. Fay, H. P., & Litton, T. R. (1995). Save water-stop plume with parallel condensing (No. EPRI-TR--104867; CONF-9408224--). Electric Power Research Inst., Palo Alto, CA (United States); Yankee Scientific, Inc., Medfield, MA (United States).##

[18]. API, Air-cooled Heat Exchangers for General Refinery Services, API Standard 661, 3rd and A. Ed., American Petroleum Institute, Washington, DC.##

[19]. Mukherjee, R. (2007). Practical thermal design of air-cooled heat exchangers. Begell House. doi:10.1615/978-1-56700-245-4.0.##

[20]. Nasro, O. M. (2024). CFD Modelling of Commercial Gas/Liquid/Liquid Separators. Khalifa University.##

[21]. Gas Processors Suppliers Association (GPSA). Engineering Data Book. 14th ed., T., OK: GPSA, 2017.##

[22]. American Petroleum Institute, P.D.o.O.a.G.S.a.S., API RP 12J, 9th ed. (Washington, DC: API, September 2024).##

[23]. Souders, M., & Brown, G. G. (1934). Design of fractionating columns I. Entrainment and capacity. Industrial & Engineering Chemistry, 26(1), 98-103. doi.org/10.1021/ie50289a025.##

[24]. Stewart, M. (2018). Surface Production Operations: Volume IV-Pump and Compressor Systems: Mechanical Design and Specification. Gulf Professional Publishing.##

[25]. Mokhatab, S., Poe, W. A., Speight, J. G., Zatzman, G., Islam, M. R., & Van Wassenhove, W. (2006). Handbook of natural gas transmission and processing.##

[26]. Kidnay, A. J., Parrish, W. R., & McCartney, D. G. (2006). Fundamentals of natural gas processing (Vol. 200, p. 1). Boca Raton: CRC press. ISBN 978-1-420-08519-8 (англ.).##

[27]. Daiminger, U., & LinD, W. (2004). Adsorption-based processes for purifying natural gas. World refining, 14(7), 32-37.##