Способ отделения диоксида углерода от углеводородных смесей

 

<и> 998820

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз - Советсиик

Социапистичесмик

Республик (Sl ) Дополнительное к авт. свид-ву

{22)ЗаЯвлено 27.05.81 {21) 3299765 3 266 (51)М. Кд.

F 25 Х 3/08 с присоединением заявки ЭЙ

Гесударствееей кеинтет

СССР (5Ç) ДК 621. .59 (088.8) (23) Приоритет

Опубликовано 23.02.83. Бюллетень М 7 ао девам изобретений и вткрытий Дата опубликования описания 23.02.83 (72) Авторы изобретения I

Г. А. Панасян, И. М. Молочников, Л. А. Мартыненко и Т. И. Новик

Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа (7l) Заявитель

4 (54) СПОСОБ ОТДЕЛЕНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА

ОТ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЕЙ

Изобретение относится к способу отделения газовых примесй от газовых смесей, в частности к способу отделения нефтяного газа от диоксида углерода (СО2), содержащегося в больших количествах в нефтяном газе, и может быть использо вано в газоперерабатываюшей и нефтегазодобывающей промышленности, где в последнее время широкое развитие получил процесс увеличения дебита скважин путем закачки в пласт СО . В результа- те при добыче нефти и газа в нефтяном газе содержатся большие количества СО .

Для повторного использования СО для закачки в и:-аст, а также для возможности использования нефгяного газа его надо очищать от CO2

Известен способ низкотемпературной конденсации нефтяного газа, содержаше- zo го СО, с последующей ректификацией, заключающийся в охлаждении нефтяного газа с помощью турбодетандера до минус

62 С, его сепарации с последующей

2 ректификацией полученного конденсата в ректификационной колонне (1 ) .

Ь

Однакб этот способ приемлем для разделения газов с содержанием СОо не более 15 об.%, так как при дальнейшем увеличении концентрации СО> в исходном газе при низкотемпературной переработке (ниже -60 С) таких газов возможен процесс кристаллизации СО2.

Наиболее близким по технической сущности и получаемому эффекту к предлагаемому является способ отделения диок сида углерода от углеводородных смесей, преимущественно при компрессорном ре жиме добычи нефти закачкой в пласт диоксида углерода при высоком давлении, включающий абсорбцито диоксида углерода аминами из сжатого исходного газа с последующей регенерацией абсорбента и . выделением из него диоксида углерода, его сжатие (2 ) .

Известный способ позволяет разделять нефтяной газ и двуокись углерода, содержащуюся в нем в больших количествах.

Недостатками известного способа является то,- что.он требует затрат большого количества тепла в отпарных колоннах (десорберах), а также больших затрат янергии на компримирование получаемой в газовой фазе двуокиси углерода для ее закачки в пласт, что приводит к большому увеличению энергетических затрат.

Целью изобретения является уменьше- о ние энергетических затрат при реализации способа (для одинаковых степеней очистки) .

Поставленная цель достигается тем, . что согласно способу отделения диокси- iS да углерода от углеводородных смесей, включающему абсорбцию диоксида углерода аминами из сжатого исходного газа с .последующей регенерацией абсорбента и выделением из него диоксида углерода, его сжатие, деление исходной смеси на два потока,. перВый из которых сжимают до промежуточного давления, второй подвергают абсорбции, затем сжимают до промежуточного давления, смешивают с д первым потоком и разпеляют низкотемпературной сепарацией на паровую фракцию углеводородов и жидкую фракцию диоксида. углерода, сжатию подвергают жидкую фракцию, а паровую фракцию возвращают З© в исходную смесь.

На чертеже представлена схема для осуществления способа.

Способ осуществляют следующим образом.

Очищенный от механических примесей и свободной воды сжатый до давления

0,588 МПа исходный нефтяной газ 1 де. лят на два потока 2 и 3, содержащие соответственно 50-60 и- 40-50% сырого газа, Поток 2 направляют последователь46 но в абсорберы 4-6. С верха абсорбера

6 получают очищенный газ 7, который выводят и используют, нал}имер, на тона дивные нугкпы, а с низа абсорберовнасыщенный СО> раствор абсорбера 8, после подогрева в теплообменнике S регенерированным раствором МЭА 10 из отпарной колонны 11 подают в отпарную колонну . 11.

Диоксид углерода 12, насыщенный водой, охлаждают в воздушном холодильнике 13 для конденсации болыпей части содержащихся в ней водяных паров и на правляю г в сепаратор 14. Сконденсировавшуюся gym moM song 15 подают на верх отпарит колонны 11, а отделенный в сепараторе 14 диоксид углерода 16 ком примируют от О, 118 МЛа до 2,06 МПа (про820 4 межуточного давления) компрессором 17, смешивают с потоком сырого нефтяного газа 3, предварительно сжатого компрессором 18 до давления 2,06 МПа, и подвергают поток 19 низкотемпературной конденсации, для чего поток 19 охлаждают в теплообменнике 20 обратным потоком жидкого диоксида углерода 21, получаемого в сепараторе 22, затем охлаждают до -30 - -35 С в испарителе пропановой о холодильной машины 23 и направляют в сепаратор 22.

Сухой газ 24 из сепаратора 22 направляют в поток. нефтяного газа 1, а жидкую СО2 насосом 25 сжимают до давления

19,6 MFIa и закачивают в пласт.

Пример. В качестве исходного сырья взят нефтяной газ, содержащий

70 об.% СО обьемом 175 млн. м /год, з следующего состава, мол„% 8 2,3;

СО 70 С.1 1 1,30ie р 7эбю Cz 5в,6; иС, 2,6; пСф; 2,6; лС 1,2. В качестве абсорбента используют водный 70%-ный раствор МЭА мас.%.

Нефтяной газ 1 компримируют до давления 0,588 МПа, охлаждают в воздушных холодильниках до 1 35 С, очищают от механических примесей, делят на два потока — поток 2 (100 млн. м /год) и поток (375 млн. мз/год). Поток 3 газа направляют на абсорбционную очистку с помощью МЭА в абсорберы 4-6, а поток 3 газа байпасируют. Очищенный нефтяной газ 7 в количестве 32,3 м /год

3 используют на топливные нужды, а насыщенный СО абсорбент 8 в количестве

430993 кг/ч проходит теплообменник 9, где частично его подогревают до 90 С регенерированным МЭА из отпарной колонны 11 и подают в верхнюю часть отпарной колонны 11.

Диоксид углерода 12, выходящий с верха отпарной колонны (десорбера) 11 с парами воды 12 охлаждают в воздушном холодигп нике 13 до 35 С, сконденсировавшуюся при этом воду сепарируют в сепараторе 14 и подают в верхнюю часть отпарной колонны. Отделенную СО 16 компримируют до давления 2,06 МПа, смешивают с потоком сырого нефтяного газа 3, предварительно сжатого до давления 2,0 6 МПа, охлагкдают поток 19 в теплообменнике 20, затем в испарителе

23 до минус 30 С и направляют в сепаратор 22. Сухой газ 24 в количестве

23,2 млн. м /год смешивают с сырым

3 нефтяным газом 1, а диоксид углерода в жидком виде в количестве 16,6 т/ч

ees620 6 бе получают в жидком виде, что позволяет его нагнетать в скважины до давления 19,6 МПа насосом, что требует небольших энергетических затрат на сжаs тие в сравнении с компримированием.

5 насосом 25 нагревают до давления

19,6 МПа и закачивают в пласт.

Положительный эффект способа получают за счет сокрашения энергозатрат на абсорбпнонную очистку, так как абсорбционной очистке подвергают не весь сырой газ, а только часть (примерно

42%) и за счет того, что выделенный диоксид углерода в предлагаемом спосо1696,5

1696,5

51,8

51,8

80,85

1,42

38,1

7,2

3764

593,4

1 138,24 Всего: кВт.ч

5727/49

9492,57

18500,63

19244,37

105253,61

60183,45

78684,08

124497,98

Компримирование нефтяного газа от 0,118 до,0,588 МПа, кВт,ч

Охлаждение газа после комприми рования, КВт.ч

Перекачка в узле очистки, кВт,ч в том числе: регенерирование МЭА орошение водой десорбера

Охлаждение регенерированного МЭА и воды для орошения десорбера, кВт. ч

Охлаждение газа, поступаюшего из второго абсорбера в третий, кВт,ч

Компримирование СО от О, 118 до 19,6 МПа, кВт.ч

Компримирование байпасного газа от 0,588 до 2,06 MIa, кВт;ч

Компримирование СО от О, 118 до 2,06 МПа, кВт.ч

Ъ

Нагнетание СО от 2,06 до 19,6

МПа, кВт ч

Холодильный цикл, кВт ч

Расход топливного газа, м /ч

Расход электроэнергии в пересчете на условное топливо (т.у.) т/год

Расход топливного газа в пересчете, на условное топливо, (т.у.) т/год

«Расход условного топлива (т.у.), тlгод

В таблице приведены сравнительные данные затрат по предлагаемому и известному способам.

441,35

5506, 14

5427,80

ОйМ

Абсорбцнонные способы очистки нефтяного газа от СО, в которых в качестве абсорбента используются амины, в частности моноэтаноламин (МЭЛ), требуют больших капитальных затрат (из-за приме-3 пения дорогостоящего колонного оборудова. ния) и, кроме того, являются очень энер=. гоемкими (из-за больших расходов тепла и больших затрат энергии на компримирование выделяемой СО ).

Если в исходном (сыром) газе содержание СО составляет менее 30%, его выделение целесообразно только абсорбцией МЭА, так как это экономически выгодно. Если же содержание СО> в исходном газе превьппает 87%, его нет смысла подвергать очистке, так как в соотВетствии с условиями закачки СО2 в пласт в нем допускается присутствие углеводородных газов до 13-15%.

2()

Сочетание процесса МЭА с процессом низкотемпературной сепарации (НТС) выгодно при определенном содержании в исходном газе СО и проведении процесса НТС в определенном умеренном температурном режиме с определенным распределением исходного газа между очисткой от СО МЭЛ и НТС. Выбранные пределы по распределению количеств исходного газа между очисткой МЗА и 36

НТС являются наиболее вьп одными по энергетическим и капитальным затратам.

Предлагаемый способ позволяет снизить энергетические затраты в общем до

35% и он приемлем для газов с большим содержанием диоксида углерода в исходном газе.

Формула изобретения

Способ отделения диоксида углерода от углеводородных смес:й,, прещчущественно при компрессорном режиме добычи нефти закачкой в пласт диоксида углерода при высоком давлении, включающий абсорбцию диоксида углерода аминами из сжатой исходной смеси с последующей регенерацией абсорбента и выделением из него диоксида углерода, его сжатие, отличающийся тем,что,с целью уменьшения энергетических затрат, исходную смесь делят на два потс ка, первый из которых сжимают до промежуточного давления, второй подвергают абсорбции, затем сжимают до промежуточного давления, смешивают с первым потоком и разделяют низкотемпературной сепарацией на паровую фракцию углеводородов и жидкую фракцию, а паровую фракцию возвращают в исходную смесь.

Источники информации, принятые во внимание .при экспертизе

1. Патент ФРГ - 2808838, кл. С 10 K 3/04, 1978, 2. Коуль A. Л. и Ризенфельд Ф. С.

Очистка газа. М., Химия", 1968, с. 25 (прототип).