Способ отделения диоксида углерода от углеводородных смесей

в 998820 ОП ИСАНИЕИЗОБРЕТЕНИЯК АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ Союз СоветсиикСфциапистичесмикРеспублик(51)М. Кд. Р 25 Х 3/08 с присоединением заявки ЭЙ Гесударетвекква кеинтет СССР(23) Приоритет Опубликовано 23.02,83, Бюллетень М 7 ао девам изобретений и втерытийДата опубликования описания 23,02,83(72) Авторы изобретения Г. А. Панасян, И. М. Молочников, Л. А. Мартыненко к Т. И. Новик Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа(54) СПОСОБ ОТДЕЛЕНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДАОТ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЕЙ1Изобретение относится к способу отделения газовых примк:й от газовых смесей, в частности к способу отделения нефтяного газа от диоксида углерода (СО 2), содержащегося в больших количествах в нефтяном газе, и может быть использо- вано в газоперерабатывающей и нефтегазодобывающей промышленности, где в последнее время широкое развитие получил процесс увеличения дебита скважин путем закачки в пласт СО. В результате при добыче нефти и газа в нефтяном газе содержатся большие количества СО . Для повторного использования СО 2 для закачки в и аст, а также для возможности использования нефгяного газа его надо очищать от СО . Известен способ низкотемпературнойконденсации нефтяного газа, содержашего СО 2, с последующей ректификацией,заключающийся в охлаждении нефтяного.газа с помощью турбодетандера до минус62 оС, его сепарации с последующей 2ректификацией полученного конденсатав ректификационной колонне ( 1.ЬОднакб этот способ приемлем дляразделения газов с содержанием СО неболее 15 об.%, так как при дальнейшемувеличении концентрации СО в исходномгазе при низкотемпературной переработке(ниже -60 С) таких газов возможенпроцесс кристаллизации СО 2.Наиболее близким по технической сущности и получаемому эффекту к предлагаемому является способ отделения диоксида углерода от углеводородных смесей,преимущественно при компрессорном режиме добычи нефти закачкой в пластдиоксида углерода при высоком давлении,включающий абсорбцию диоксида углеродааминами из сжатого исходного газа споследующей регенерацией абсорбента квыделением из него диоксида углерода,его сжатие2 ,Известный способ позволяет разделятьнефтяной газ и двуокись углерода, содержащуюся в немв больших количествах.Недостатками известного способа является то, что.он требует затрат большого количества тепла в отпарных колоннах (десорберах), а также большихзатрат янергии на компримирование получаемой в газовой фазе двуокиси углерода для ее закачки в пласт, что приводитк большому увеличению энергетическихзатрат,Целью изобретения является уменьшение энергетических затрат при реализации способа (для одинаковых степенейочистки),Поставленная цель достигается тем,что согласно способу отделения диокси- Мда углерода от углеводородных смесей,включающему абсорбцию диоксида углерода аминами из сжатого исходного газас последующей регенерацией абсорбентаи выделением из него диоксида углерода,его сжатие, деление исходной смеси надва потока,. перВый из которых сжимаютдо промежуточного давления, второй подвергают абсорбции, затем сжимают допромежуточного давления, смешивают с дпервым потоком и разцеляют низкотемпературной сепарацией на паровую фракциюуглеводородов и жидкую фракцию диоксида.углерода, сжатию подвергают жидкуюфракцию, а паровую фракцию возвращают Зв исходную смесь.На чертеже представлена схема для осуществления способа.Способ осуществляют следукицим образом.Очищенный от механических примесейи свободной воды сжатый до давления0,588 МПа исходный нефтяной газ 1 делят на два потока 2 и 3, содержащие соответственно 50-60 и 40-50% сырогогаза, Поток 2 направляют последователь 46но в абсорберы 4-6. С верха абсорбера6 получают очищенный газ 7, которыйвыводят и используют, например, на топьдивные нужды, а с низа абсорберовнасьцценный СО раствор абсорбера 8,после подогрева в теплообменнике 9 регенерированным раствором МЭА 10 изотпарной колонны 11 подают в отпарнуюколонну 11.Диоксид углерода 12, насыщенныйводой, охлаждают в возду 1 ином холодильнике 13 для конденсации большей частисодергкашихся в ней водяных паров и направляюг в сепаратор 14. Сконденсировавшуюся при этом воду 15 подают на ффверх отпарной колонны 11, а отделенныйв сепараторе 14 диоксид углерода 16 ком примируют от О, 118 МЛа до 2,06 МПа (прой 20 4межуточного давления) компрессором 17,смешивают с потоком сырого нефтяногогаза 3, предварительно сжатого компрессором 18 до давления 2,06 МПа, и подвергают поток 19 низкотемпературной конденсации, для чего поток 19 охлаждаютв теплообменнике 20 обратным потокомжидкого диоксида углерода 21, получаемого в сепараторе 22, затем охлаждаютдо -30 - -35 С в испарителе пропановойохолодильной машины 23 и направляютв сепаратор 22.Сухой газ 24 из сепаратора 22 направляют в поток. нефтяного газа 1, а жидкую СО 2 насосом 25 сжимают до давления19,6 Мха и закачивают в пласт,П р и м е р. В качестве исходногосырья взят нефтяной газ, содержащий70 об.% СОобьемом 175 млн, м /год,зследующего состава, мол% 82,3;СО 70; С,1 11,30 е, С р.7 вОф Сд 5 юбфиС, 2,6; ОСА; 2,6; пС 1,2. В качествеабсорбента используют водный 70%-ныйраствор МЭА мас.%.Нефтяной газ 1 компримируют до давления 0,588 МПа, охлаждают в воздушныххолодильниках до 1 = 35 С, очищаютот механических примесей, делят на двапотока - поток 2 (100 млн. м/год) ипоток (375 млн. мз/год). Поток 3 газанаправляют на абсорбционную очисткус помощью МЗА в абсорберы 4-6, апоток 3 газа байпасируют. Очищенныйнефтяной газ 7 в количестве 32,3 м /год3используют на топливные нужды, а насыщенный СО абсорбент 8 в количестве430993 кг/ч проходит теплообменник 9,где частично его подогревают до 90 Срегенерированным 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 холодигпнике 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 2,06 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 сырым3нефтяным газом 1, а диоксид углерода в жидком виде в количестве 16,6 т/чМИО 4бе получают в жидком виде, что позволя- ет его нагнетать в скважины до давления 19,6 МПа насосом, что требуетнебольших энергетических затрат на сжав тие в сравнении с компримированием. 5насосом 25 нагревают до давления 19,6 МПа и закачивают в пласт.Положительный эффект способа получают за счет сокращения энергозатрат на абсорбционную 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 спосо 1696,5 1696,5 51,8 51,8 80,85 1,42 38,1 7,2 3764 893,4 1138,24 Всего: кВт.ч 5727/49 9492,57 18500,63 19244,37 105283,61 60183,45 78684,08 124497,98 Компримирование нефтяного газа от 0,118 до,О,588 МПа, кВт,ч Охлаждение газа после компримирования, кВт, ч Перекачка в узле очистки, кВт,ч в том числе: регенерирование МЭА орошение водой десорбераОхлаждение регенерированного МЭА иводы для орошения десорбера,кВт, ч Охлаждение газа, поступающего из второго абсорбера в третий, кВт,ч Компримирование СО от О, 118до 19,6 МПа, кВт,ч Компримирование байпасного газаот 0,588 до 2,06 МПа, кВт;ч Компримирование СО от О, 118до 2,06 МПа, кВт.чЪНагнетание СО от 2,06 до 19,6МПа, кВт ч Холодильный цикл, кВт ч Расход топливного газа, м /ч Расход электроэнергии в пересчетена условное топливо (т.у.) т/год Расход топливного газа в пересчете,на условное топливо, (т.у.) т/год Расход условного топлива (т,у.),т/год . В таблице приведены сравнительные данные затрат по предлагаемому и известному способам.Ф 441,35 14605506,145427,807ММАбсорбционные способы очистки нефтяного газа от СО, в которых в качестве абсорбента используются амины, в частности моноэтаноламин (МЭЛ), требуют больших капитальных затрат (из-аа примепения 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 вьщеление целесообразно только абсорбцией МЭА, так как это экономически выгодно, Если же содержание СО в исходном газе превьпцает 87%, его нет смысла подвергать очистке, так как в соответствии с условиями закачки С 02 в пласт в нем допускается присутствие углеводородных газов до 13-15%,2 ОСочетание 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 2 МЭЛ и НТС. Выбранные пределы по распределению количеств исходного газа между очисткой МЗА и ЗО 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 изобретенияСпособ отделения диоксида углеродаот углеводородных смсс:й прещчушественно при компрессорном режиме добычинефти закачкой в пласт диоксида углерода при высоком давлении, включающийабсорбцию диоксида углерода аминами изсжатой исходной смеси с последующейрегенерацией абсорбента и вьщелением изнего диоксида углерода, его сжатие,отличающийся тем,что,сцелью уменьшения энергетических затрат,исходную смесь делят на два потсжа,первый из которых сжимают до промежуточного давления, второй подвергаютабсорбции, затем сжимают до промежуточного давления, смешивают с первымпотоком и разделяют низкотемпературной сепарацией на паровую фракцию углеводородов и жидкую фракцию, а паровуюфракшпо возвращают в исходную смесь,Источники информации,принятые во внимание .при экспертизе1. Патент ФРГ - 2808838,кл. С 10 К 3/04, 1978,2. Коуль А. Л, и Ризенфельд Ф. С.Очистка газа. МфХимияф, 1968,с. 25 (прототип).