CN113926380B - 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 - Google Patents
中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113926380B CN113926380B CN202111538289.9A CN202111538289A CN113926380B CN 113926380 B CN113926380 B CN 113926380B CN 202111538289 A CN202111538289 A CN 202111538289A CN 113926380 B CN113926380 B CN 113926380B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- temperature
- pressure
- supercritical water
- valve
- heating
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 154
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 146
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 title claims abstract description 138
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 138
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 115
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 52
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 27
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 25
- 238000011020 pilot scale process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 111
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 96
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 71
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 71
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 60
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 55
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 51
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 24
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 6
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 claims description 4
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 238000001802 infusion Methods 0.000 claims description 3
- 230000003020 moisturizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 5
- 238000006213 oxygenation reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 63
- 238000013461 design Methods 0.000 description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 6
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 6
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 5
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 229910000601 superalloy Inorganic materials 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YKTSYUJCYHOUJP-UHFFFAOYSA-N [O--].[Al+3].[Al+3].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] Chemical compound [O--].[Al+3].[Al+3].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] YKTSYUJCYHOUJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000003916 acid precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 230000005476 size effect Effects 0.000 description 1
- 238000002352 steam pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 239000010729 system oil Substances 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J3/00—Processes of utilising sub-atmospheric or super-atmospheric pressure to effect chemical or physical change of matter; Apparatus therefor
- B01J3/008—Processes carried out under supercritical conditions
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J19/0006—Controlling or regulating processes
- B01J19/0013—Controlling the temperature of the process
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
- B01J19/2415—Tubular reactors
- B01J19/242—Tubular reactors in series
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
- B01J19/2415—Tubular reactors
- B01J19/2425—Tubular reactors in parallel
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
- B01J19/2445—Stationary reactors without moving elements inside placed in parallel
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J3/00—Processes of utilising sub-atmospheric or super-atmospheric pressure to effect chemical or physical change of matter; Apparatus therefor
- B01J3/002—Component parts of these vessels not mentioned in B01J3/004, B01J3/006, B01J3/02 - B01J3/08; Measures taken in conjunction with the process to be carried out, e.g. safety measures
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J3/00—Processes of utilising sub-atmospheric or super-atmospheric pressure to effect chemical or physical change of matter; Apparatus therefor
- B01J3/04—Pressure vessels, e.g. autoclaves
- B01J3/042—Pressure vessels, e.g. autoclaves in the form of a tube
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J6/00—Heat treatments such as Calcining; Fusing ; Pyrolysis
- B01J6/008—Pyrolysis reactions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/241—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection combined with solution mining of non-hydrocarbon minerals, e.g. solvent pyrolysis of oil shale
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00002—Chemical plants
- B01J2219/00004—Scale aspects
- B01J2219/00009—Pilot-scale plants
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
- B01J2219/00051—Controlling the temperature
- B01J2219/00132—Controlling the temperature using electric heating or cooling elements
- B01J2219/00135—Electric resistance heaters
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
- B01J2219/00051—Controlling the temperature
- B01J2219/00159—Controlling the temperature controlling multiple zones along the direction of flow, e.g. pre-heating and after-cooling
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
- Y02P20/54—Improvements relating to the production of bulk chemicals using solvents, e.g. supercritical solvents or ionic liquids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
本发明属于深部非常规或常规资源清洁高效开采技术领域;公开了一种中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,包括超临界水发生器、有机岩超临界水热解反应系统、注氧系统以及油气冷凝与收集系统;超临界水发生器主要包括注水系统、前段预热反应系统、二级加热系统和三级加热系统;该反应装置可以进行超临界水热解有机类岩石的中试模拟过程,实现了多级加热功能,最大反应距离达8m以上,阐释不同反应距离下油气产物释放特性,同时得到高温残碳加氧制氢的参数,完全模拟了有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢过程。
Description
技术领域
本发明属于深部非常规或常规资源清洁高效开采技术领域,具体为一种中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统。用于进行超临界水氧热解有机类岩石的中试模拟过程,可实现有机岩原位制油和制氢的功能和效果。
背景技术
目前有机岩矿藏的开采方式主要为井工开采,但井工开采引起的环境和生态问题日益严重,一方面,煤炭发电以及油页岩干馏等形成的矸石堆积面积较大,气体废弃物排放会污染大气,形成矿雾以及酸雨等环境问题;另一方面,开采容易造成土地沉陷、地面建筑物和构筑物破坏、地下水流失和污染,同时深部矿层井工开采面临的安全问题也十分严重。在环保问题日益突出的今天,有机岩矿藏开采如何面对环境保护与生态重建的压力,实现自身的绿色环保开采是面临的重要课题。
原位开采技术只需要在地面进行钻孔布井,通过注热井直接加热矿藏,待有机质充分热解之后,将其气态的产物从其它井网中排采出来,该技术具有明显的经济性和环保性。当水处于其临界点(374.3℃,22.05MPa)的高温高压状态时被称为超临界水,超临界水具有极强的氧化能力,可以溶解很多物质,具有超级催化作用。在超临界水中,化学物质会反应得很快,有些更可以达到100倍。由此可见,以超临界水作为载热流体原位热解有机岩矿藏是极为可行的方案。通过超临界水热解有机岩矿藏,岩体内部的有机质会裂解形成气态的油,超临界水携带产物排采出来在地面通过物理方法可以进行油水分离,这样就实现了原位制油效果。有机岩矿藏高温热解后会形成大量的高温残碳区,与水和氧气发生化学反应形成氧化带,从而产生氢气和二氧化碳,混合气体在地面可以进行分离,氢气直接压缩作为氢能,从而实现原位制氢效果,而二氧化碳可以进行深地封存,这样既实现了极高的能量利用率,同时形成了极高利用价值的清洁能源,完全符合国家的双碳目标。另一方面,高温残碳与氧气反应形成的大量热量可以作为其它低温有机岩区域热解的温度来源,从而大幅提高了能量利用率。
现有该领域内的中国专利CN 110965968 A,是通过电加热技术对油页岩进行加热,进而通入氮气或者其他液体对油页岩热解形成的油气产物进行排采;中国专利CN112727418 A,模拟了高温水蒸气热解油页岩和油气采集的过程;现有技术中存在的问题是:反应距离短,模拟所得结果与现场实际差异较大;油页岩热解形成的高温残碳无法进一步利用;以及无法实现分级加热。对于深部有机储层,由于井管较长,高温水蒸气从井口注入到矿层散热较为严重,无法保证深部储层的高效热解。油页岩热解形成的高温残碳同样无法进一步利用,如果进行注氧,则反应釜的材质无法满足高温条件,故无法实现注氧功能,无法模拟原位制氢过程。
发明内容
本发明克服了现有技术的不足,提出一种中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统。通过本系统可以进行超临界水热解有机类岩石的中试模拟过程,深究超临界水热解有机类岩石的反应机理,阐释不同反应距离下油气产物释放特性,同时得到高温残碳加氧制氢的效果以及最优的注氧参数,从而为现场实际提供理论依据。
为了达到上述目的,本发明是通过如下技术方案实现的:
中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,包括超临界水发生系统、有机岩超临界水热解反应系统、注氧系统,支路油气冷凝与收集系统以及总路油气冷凝与收集系统。
所述超临界水发生系统包括依次相连接的注水系统、前段预热反应系统、二级加热系统和三级加热系统;前段预热反应系统包括预热釜,预热釜的工作温度为25~350℃,二级加热系统的工作温度为25~500℃,三级加热系统的工作温度为25~650℃。
有机岩超临界水热解反应系统包括超临界水氧反应釜;超临界水氧反应釜从入口至出口等间距设置热电偶,等间距设置压力传感器,分段设置温控加热系统,等间距设置有注氧口;等间距设有支路油气冷凝与收集系统;超临界水氧反应釜的入口端通过管路与超临界水发生系统相连接;超临界水氧反应釜的出口端与总路油气冷凝与收集系统相连;超临界水氧反应釜的承受温度≥800℃;所述注氧口与注氧系统相连接;所述注氧系统注氧的流量为5mL/min~5L/min。
总路油气冷凝与收集系统包括油气过滤装置,以及与油气过滤装置连接的冷凝换热系统和气液分离系统。
进一步的,所述的注水系统包括补水水箱、冷凝循环泵、前端补液泵、高压注入泵以及冷凝管路;冷凝循环泵出口端设置热电偶;冷凝循环泵与冷凝管路、补水水箱形成闭合连通的冷凝通道,防止预热釜的高温传递到高压注入部件。
进一步的,前端补液泵通过截止阀与高压注入泵相连,高压注入泵出口设置脉冲阻尼、溢流阀、安全阀、温压传感器、防爆阀;安全阀设定压力大于溢流阀设定压力;防爆阀出口与冷凝管路连接;高压水通过冷凝管路经高温高压截止阀进入预热釜内部。
更进一步,预热釜上设置有液位计,预热釜顶部设置有温压传感器;预热釜底部为预热釜加热腔,加热腔下端设置排污口,排污口连接有高温高压截止阀和高温减压阀。
更进一步,二级加热系统和三级加热系统均包括加热器、加热管道和辅助元件;加热管道设置在加热器内部,加热器通过加热腔温度传感器反馈信号,自动控制加热腔温度;加热器的上端设置有温度传感器,外接温度采集系统,通过系统PID计算,达到恒温;加热器的出口连接有防干烧系统,防干烧系统检测加热管道内加热液体,防干烧系统与温压传感器相连;温压传感器出口设置三通阀,一端作为排压泄压口与高温高压截止阀和高温减压阀相连,另一端通过安全阀和防爆阀与下一级的加热管道相连;加热管道的使用压力≤40MPa,材质为镍基高温合金Incone1718。
进一步的,有机岩超临界水热解反应系统包括第一超临界水氧反应釜和第二超临界水氧反应釜,第一超临界水氧反应釜的出口端与第二超临界水氧反应釜的入口端之间设置有高温高压截止阀,打开高温高压截止阀,第一超临界水氧反应釜和第二超临界水氧反应釜串联工作,反应距离加倍;关闭高温高压截止阀,第一超临界水氧反应釜和第二超临界水氧反应釜分别独立工作。
进一步的,温控加热系统设置有PID自动控温装置,温控加热系统通过隔热材料进行保温,所述隔热材料为氧化铝陶瓷纤维及硅酸铝陶瓷纤维材料。
进一步的,注氧系统包括氧气气瓶、减压阀、气体质量流量计、气体增压泵、耐高压阀门、蓄能器、高压单向阀、冷凝器、预热器以及真空泵;
氧气气瓶出口设置减压阀,通过气体质量流量计与气体增压泵的一端相连,气体增压泵的另一端通过耐高温阀门与蓄能器连接,蓄能器出口设置减压阀,减压阀出口通过高压单向阀与冷凝器的入口端相连,冷凝器的出口端通过高压单向阀与预热器的入口端相连,预热器的出口端设置高压三通阀,一端与注氧口串联,另一端与真空泵相连;气体增压泵的注入压力需要达到22MPa-42MPa,气体质量流量计的控制精度>90%。
进一步的,支路油气冷凝与收集系统由高温高压截止阀、换热盘管、高温减压阀、冷凝换热系统以及气液分离系统组成;换热盘管、高温减压阀以及冷凝换热系统置入水槽中进行降温处理。
进一步的,总路油气冷凝与收集系统由高温高压截止阀、油气过滤罐、高温截止阀、高温减压阀、冷凝换热系统、高温高压背压阀、旁通截止阀以及气液分离系统组成;
超临界水氧反应釜的出口端设置有一级过滤网,通过高温高压截止阀与所述的油气过滤罐的下端部相连,油气过滤罐的中部设置有二级过滤网,油气过滤罐的上端部通过高温截止阀与高温减压阀连接,高温减压阀通过高温高压法兰与总路油气冷凝与收集系统的冷凝换热系统入口端相连。
总路油气冷凝与收集系统的冷凝换热系统出口端通过高温高压背压阀与总路油气冷凝与收集系统的气液分离系统连接。
本发明相对于现有技术所产生的有益效果为:
1、本发明实现了预热釜加热、二级加热器加热、三级加热器加热、温控加热系统加热以及注氧加热的多级加热功能。
2、本发明能够模拟现场实际高温残碳热量利用以及制氢的过程。对注热温度、注热压力以及反应距离等参数综合作用下的油气产物品质进行系统分析,最大反应距离可达8m,从尺寸效应角度与现场更为接近。完全模拟了有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢过程。
附图说明
图1是本发明系统的整体结构示意图;
图2是超临界水发生器的结构示意图;
图3为反应釜内注氧与非注氧过程中温度变化特征图;
图4为反应釜内注氧过程中热解分区带划分情况图;
图5为图1中Ӏ的放大图,即注氧系统的连接示意图;
图6为图1中Ⅱ的放大图,即与第一超临界水氧反应釜连接的总路油气冷凝与收集系统连接示意图;
图7为图1中Ⅲ的放大图,即与第二超临界水氧反应釜连接的总路油气冷凝与收集系统连接示意图;
图8为图1中Ⅳ的放大图,即有机岩超临界水热解反应系统;
附图标记对应部件名称为:1——超临界水发生器;2——反应釜入口管路;3——高温高压截止阀;4——防爆阀;5——安全阀;6——第一超临界水氧反应釜;7——第二超临界水氧反应釜;8——气体增压泵;9,10——耐高压阀门;11——氧气气瓶;12——减压阀;13——气体质量流量计;14,15——一级过滤网;16——高温高压截止阀;17~24——注氧口;25~33, 35~43——热电偶;44~51——压力传感器;52~59——分段温控加热系统;60~63——高温高压法兰;64~81——高温高压截止阀;82~99——换热盘管;100~117——高温减压阀;118~135——冷凝换热系统;136~153——气液分离系统;154——高温高压截止阀;155——高温减压阀;156——高温高压法兰;157——冷凝换热系统;158——气液分离系统;159——高温高压截止阀;160——高温减压阀;161——高温高压法兰;162——冷凝换热系统;163——气液分离系统;164~167——水槽;168——反应釜入口管路;169——安全阀;170——防爆阀;171——高温高压截止阀;172——中央控制系统;173——补水水箱;174——液位计;175,176——高温高压截止阀;177——热电偶;178——冷凝循环泵;179——前端补液泵;180,181——截止阀;182,183——高压注入泵;184,185——脉冲阻尼;186,187——溢流阀;188,189——安全阀;190,191——温压传感器;192,193——防爆阀;194——冷凝管路;195——预热釜;196——液位计;197——预热釜加热腔;198——温压传感器;199——高温高压截止阀;200——高温减压阀;201——耐高温压力变送器;202——安全阀;203——防爆阀;204,205——高温高压截止阀;206——高温减压阀;207——温度传感器;208——二级加热管道;209——二级加热器;210——二级加热腔;211——防干烧系统;212——温压传感器;213——安全阀;214——防爆阀;215——高温高压截止阀;216——高温减压阀;217——三级加热器;218——温度传感器;219——防干烧系统;220——温压传感器;221——安全阀;222——防爆阀;223——三级加热管道;224——三级加热腔;225——高温减压阀;226,227——高温高压截止阀;228~230——防高温强排风系统;231——撬装结构;232——蓄能器;233——减压阀;234——高压单向阀;235——冷凝器;236——高压单向阀;237——预热器;238——耐高压阀门;239——真空泵;240——油气过滤罐;241——二级过滤网;242——高温截止阀;243——旁通截止阀;244——高温高压背压阀;245——二级过滤网;246——油气过滤罐;247——高温截止阀;248——高温高压背压阀;249——旁通截止阀;250~257——高温高压截止阀;258——高压三通阀。
具体实施方式
为了使本发明所要解决的技术问题、技术方案及有益效果更加清楚明白,结合实施例和附图,对本发明进行进一步详细说明。应当理解,此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明,并不用于限定本发明。下面结合实施例及附图详细说明本发明的技术方案,但保护范围不被此限制。
如图1、2,以及图5-8所示,本实施例提供一种中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,该系统由超临界水发生器、有机岩超临界水热解反应系统、注氧系统以及油气冷凝与收集系统组成。
一、超临界水发生器1主要包括注水系统、前段预热反应系统、二级加热系统和三级加热系统,参照图2。
(一)注水系统主要由补水水箱173、冷凝循环泵178、前端补液泵179、高压注入泵182,183以及冷凝管路194组成。
补水水箱173体积为100L~150L,其上设置有液位计174,补水水箱173下端与冷凝循环泵178和前端补液泵179串联。冷凝管路194为双层管路。
冷凝循环泵178出口端设置热电偶177,与冷凝管路194外层一侧的下端位置连接,冷凝水通过冷凝管路194外层另一侧的上端位置经高温高压截止阀171进入补水水箱173的上端,从而形成闭合连通的冷凝通道,避免预热釜195高温通过热传导将热量传递到前端高压注入设备部件。
前端补液泵179通过截止阀180,181与高压注入泵182,183相连,高压注入泵182,183出口分别设置脉冲阻尼184,185,减少排液脉冲;分别设置溢流阀186,187,当超过设定压力时自动溢流,保证排出压力不会超压;分别设置安全阀188,189,安全阀188,189设定压力大于溢流阀186,187设定压力,预防溢流阀186,187损坏超压,可通过安全阀188,189泄压;分别设置温压传感器190,191,实时监测排液温度和压力;分别设置防爆阀192,193,预防加热过程中,压力突然上升,安全阀188,189开启速度达不到泄压速度,防爆阀192,193强制打开爆破片进行快速泄压;防爆阀192,193出口并联与冷凝管路194内层一侧的下端位置连接;高压水通过冷凝管路194内层另一侧的上端位置经高温高压截止阀176进入预热釜195内部。
高压注入泵182,183通过压力反馈,自动控制泵的启停及排量大小;高压注入泵182,183的最高工作压力为50MPa。需要说明的是,高压注入泵182,183中的其中一个为备用泵,截止阀180,181不能同时打开。高温高压截止阀175,176不可同时打开,当需要进行管道冷凝时打开高温高压截止阀175,当需要向预热釜195内部进行注水时打开高温高压截止阀176;冷凝管路194的压力要低于0.5MPa。
(二)前段预热反应系统主要由预热釜195和其它辅助元件组成。
预热釜195上设置有液位计196,通过液位显示,预防系统干烧等问题,在液位低于设定值液位高度时,系统会自动发出警报,并同时关闭加热功能;预热釜195顶部设置有温压传感器198;预热釜195底部为预热釜加热腔197,加热腔197下端设置排污口,与高温高压截止阀199和高温减压阀200连接。
预热釜加热腔197温度传感器反馈信号,自动控制加热腔温度,温度无极可调。
预热釜195出口安装有耐高温压力变送器201,实时监测釜内出口压力变化;进一步与安全阀202和防爆阀203以及高温高压截止阀204相连;安全阀202设定压力大于设备使用压力的5%;防爆阀203设定压力等于管道最大设计使用压力。
高温高压截止阀204出口一端进入二级加热器209内部,另一端与高温高压截止阀205和高温减压阀206相连,若预热釜195压力过大,可打开高温高压截止阀205进行泄压。
预热釜195的工作温度为常温~350℃,使用压力≤40MPa,设计压力≤45MPa;预热釜195的内径为250mm-350mm,内长为800mm-1200mm,容积为60L-100L,壁厚为60mm-100mm,材质为镍基高温合金Incone1718。
(三)二级加热系统主要由二级加热器209、二级加热管道208和其它辅助元件组成。
二级加热管道208处于二级加热器209内部,二级加热器209的两侧和下部为二级加热腔210,通过加热腔温度传感器反馈信号,自动控制加热腔温度,温度无极可调;二级加热器209的上端设置有温度传感器207,外接温度采集系统,监测温度的同时,可根据用户需求自动设定加热温度,通过系统PID计算,达到恒温功能。
二级加热器209的出口安装有防干烧系统211,该系统检测二级加热管道208内加热液体,出液液位不足的时候能够自动断开加热系统;进一步与温压传感器212相连;温压传感器212出口设置三通阀,一端作为排压泄压口与高温高压截止阀215和高温减压阀216相连,另一端通过安全阀213和防爆阀214与三级加热管道223相连;安全阀213设定压力大于设备使用压力的5%,防爆阀214设定压力等于管道最大设计使用压力。
二级加热管道208的工作温度为常温~500℃,二级加热管道208的使用压力≤40MPa,设计压力≤45MPa,内径20mm-30mm,壁厚80mm-120mm,长度90mm-100mm,单级容积40L-50L,材质为镍基高温合金Incone1718。
(四)三级加热系统主要由三级加热器217、三级加热管道223和其它辅助元件组成。
三级加热管道223处于三级加热器217内部,三级加热器217的两侧和下部为三级加热腔224,通过加热腔温度传感器反馈信号,自动控制加热腔温度,温度无极可调;三级加热器217的上端设置有温度传感器218,外接温度采集系统,监测温度的同时,可根据用户需求自动设定加热温度,通过系统PID计算,达到恒温功能。
三级加热器217的出口安装有防干烧系统219,该系统检测三级加热管道223内加热液体,出液液位不足的时候能够自动断开加热系统;进一步与温压传感器220相连;温压传感器220出口设置三通阀,一端作为排压泄压口与高温高压截止阀226和高温减压阀225相连,另一端通过安全阀221和防爆阀222与高温高压截止阀227相连;安全阀221设定压力大于设备使用压力的5%,防爆阀222设定压力等于管道最大设计使用压力。
三级加热管道223的工作温度为常温~650℃,三级加热管道223的使用压力≤40MPa,设计压力≤45MPa,内径20mm-30mm,壁厚80mm-120mm,长度90mm-100mm,单级容积40L-50L,材质为镍基高温合金Incone1718。
超临界水发生器1中所有安全阀的开启压力设定为42MPa,左右爆破阀的开启压力设定为45MPa。超临界水发生器1的上部设置防高温强排风系统228-230,该系统可通过手动开启,或当环境温度超过40℃时,自动强制开启。前端补液泵179、高压注入泵182,183、预热釜195温度、二级加热器209、三级加热器217、冷凝循环泵178以及防高温强排风系统228-230均通过中央控制系统172进行控制,中央控制系统172为独立的空间环境,周边有保温隔热层断开。超临界水发生器1的下部设置撬装结构231。
二、有机岩超临界水热解反应系统主要包括第一超临界水氧反应釜6和第二超临界水氧反应釜7以及其它辅助元件。
第一超临界水氧反应釜6和第二超临界水氧反应釜7的材质均是镍基高温合金Incone1718,长度均为4000mm,内径均为100mm,入口端取样口管径为DN10,出口端管路管径为DN40,壁厚均为25mm。第一超临界水氧反应釜6的出口端与第二超临界水氧反应釜7的入口端间设置有高温高压截止阀16,打开高温高压截止阀16,第一超临界水氧反应釜6的出口端与第二超临界水氧反应釜7可以串联工作,反应距离加倍;关闭高温高压截止阀16,两个反应釜分别独立工作。
第一超临界水氧反应釜6上等间距设置热电偶25-33,等间距设置压力传感器44-47,设有分段温控加热系统52-55,等间距设置有注氧口17-20;第一超临界水氧反应釜6上等间距设有9个支路油气冷凝与收集系统;第一超临界水氧反应釜6的入口端通过高温高压法兰60与反应釜入口管路2相连,入口端设有高温高压截止阀3、防爆阀4以及安全阀5;超临界水氧反应釜6的出口端通过高温高压法兰61与总路油气冷凝与收集系统相连。
第一超临界水氧反应釜6可承受温度要达到800℃,设计压力为37MPa,防爆阀4的爆破压力为35MPa,安全阀5的开启压力为32MPa。
第二超临界水氧反应釜7上等间距设置热电偶35-43,等间距设置压力传感器48-51,设有分段温控加热系统56-59,等间距设置有注氧口21-24;第二超临界水氧反应釜7上等间距设有9个支路油气冷凝与收集系统;第二超临界水氧反应釜7的入口端通过高温高压法兰62与反应釜入口管路168相连,入口端设有高温高压截止阀171、防爆阀170以及安全阀169;第二超临界水氧反应釜7的出口端通过高温高压法兰63与总路油气冷凝与收集系统相连。
超临界水氧反应釜7可承受温度要达到650℃,设计压力为45MPa,防爆阀170的爆破压力为45MPa,安全阀169的开启压力为42MPa。
分段温控加热系统52-59设有PID自动控温功能,并设有超温报警自动断电功能,双电偶设计;分段温控加热系统52-59上通过隔热材料进行保温,所述隔热材料为环保无毒氧化铝陶瓷纤维及硅酸铝陶瓷纤维材料。
三、注氧系统主要包括氧气气瓶11、减压阀12、气体质量流量计13、气体增压泵8、耐高压阀门9,10,238、蓄能器232、减压阀233、高压单向阀234、冷凝器235、高压单向阀236、预热器237以及真空泵239,参照图5。
氧气气瓶11出口设置减压阀12,通过气体质量流量计13与气体增压泵8的一端相连,气体增压泵8的另一端通过耐高温阀门9与蓄能器232连接,蓄能器232出口设置减压阀233,减压阀233出口通过高压单向阀234与冷凝器235的入口端相连,冷凝器235的出口端通过高压单向阀236与预热器237的入口端相连,预热器237的出口端设置高压三通阀258,一端与注氧口17-24串联,另一端与真空泵239相连。
气体增压泵8的注入压力需要达到22MPa-42MPa,气体质量流量计13的控制精度要超过90%。注氧口17-24的管径为DN6。注氧的流量控制为5mL/min~5L/min。
四、油气冷凝与收集系统包括支路油气冷凝与收集系统和总路油气冷凝与收集系统。
支路油气冷凝与收集系统由高温高压截止阀64-81、换热盘管82-99、高温减压阀100-117、冷凝换热系统118-135以及气液分离系统系统136-153组成。
换热盘管82-99、高温减压阀100-117以及冷凝换热系统118-135置入水槽164,166中进行降温处理。
总路油气冷凝与收集系统由高温高压截止阀154,159、油气过滤罐240,246、高温截止阀242,247、高温减压阀155,160、冷凝换热系统157,162、高温高压背压阀244,248、旁通截止阀243,249以及气液分离系统158,163组成。
第一超临界水氧反应釜6的出口端设置有一级过滤网14,通过高温高压截止阀154与油气过滤罐240的下端部相连,油气过滤罐240的中部设置有二级过滤网241,油气过滤罐240的上端部通过高温截止阀242与高温减压阀155连接,高温减压阀155通过高温高压法兰156与冷凝换热系统157入口端相连。高温高压法兰156将大口径出样口转变为小口径出样口。冷凝换热系统157出口端通过高温高压背压阀244与气液分离系统158连接,高温高压背压阀244两侧设置有旁通截止阀243。
第二超临界水氧反应釜7的出口端设置有一级过滤网15,通过高温高压截止阀159与油气过滤罐246的下端部相连,油气过滤罐246的中部设置有二级过滤网245,油气过滤罐246的上端部通过高温截止阀247与高温减压阀160连接,高温减压阀160通过高温高压法兰161与冷凝换热系统162入口端相连。高温高压法兰161将大口径出样口转变为小口径出样口。冷凝换热系统162出口端通过高温高压背压阀248与气液分离系统163连接,高温高压背压阀248两侧设置有旁通截止阀249。
高温减压阀155,160、高温高压法兰156,161以及冷凝换热系统157,162置入水槽165,167中进行降温处理。
中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统的操作步骤为:
1、将有机岩块体紧密充填到超临界水氧反应釜6和超临界水氧反应釜7内部,各个系统间紧密连接,检查所有高温高压截止阀阀门接口是否连接紧固,有无松动现象,特别注重检查高温高压法兰60-63连接处,关闭所有的高温高压截止阀。
2、在补水水箱173内加水,确保水位充足,确保高温高压截止阀199处于关闭状态。
3、打开前端补液泵179和高压注入泵182或183,开启与高压注入泵相接的截止阀180或181,通过中央控制系统172可以设定高压注入泵的工作频率和工作流量。
4、打开截止阀180,高温高压截止阀176,204,227,将设备安全压力设定为5MPa,直到高温高压截止阀227有液体排出关闭此阀门;观察中央控制系统172压力显示,是否达到预设压力值5MPa,达到该压力后,高压注入泵182或183是否会自动停止,温压20min如果没有出现降压的情况说明各个组件间密封良好。
5、设定预热釜加热温度350℃、二级加热器加热温度500℃和三级加热器加热温度650℃,关闭高温高压截止阀176,180或181,打开高温高压截止阀175,开启冷凝循环泵178,当环境温度较高时打开防高温强排风系统228-230。
6、依次按顺序开启预热釜加热按钮、二级加热器加热按钮和三级加热器加热按钮,将初始设定压力5Mpa设定为实验需求压力22-40MPa,高压注入泵182或183自动启动,达到需求压力值时,高压注入泵182或183可自动停止;当所有温度达到预设值后,观察温压传感器198,212,220的压力变化。
7、当设定压力低于30MPa时,打开高温高压截止阀3,略微开启高温高压截止阀154,打开温控加热系统52,该温控系统为四级加热装置,设置温度为650~800℃,从而对超临界水进一步加热。待第一超临界水氧反应釜6内的有机岩块体热解一段时间后,打开高温高压截止阀64,65采收油气,当气液分离系统136,137得到的油气产物较少时,说明第一超临界水氧反应釜6内高温高压截止阀65前端的有机岩块体热解几乎完成,形成残碳反应区;此时关闭高温高压截止阀64,65,开启冷凝器235和预热器237,设置气体增压泵8的注入压力要超过超临界水发生器1的实验压力,根据反应釜内热解情况选择合理的打开高温高压截止阀250-257,则残碳反应区会与氧气反应放出大量的热量,而其它热解区域有机岩热解也会形成部分残碳,同样会与氧气反应放热,同时,高温残碳会与氧气和水发生强烈的化学反应,形成大量的氢气,这样就实现了有机岩热解制氢的效果,整个第一超临界水氧反应釜6内的温度会升高,形成五级加热。开启耐高压阀门9,根据热电偶25-33的温度变化调节蓄能器232和气体增压泵8,从而控制氧气注入的流量,流量采集控制系统13可以实时监测和采集注入第一超临界水氧反应釜6内的氧气流量。
8、当热电偶25-33的温度变化极为缓慢时,关闭耐高压阀门9,打开温控加热系统53,同样设置温度为650~800℃,打开高温高压截止阀66—68采收油气;当气液分离系统138—140得到的油气产物较少时,关闭高温高压截止阀66—68,打开耐高压阀门9,观察热电偶27-33的温度变化,此时温控加热系统53范围内热解后的有机岩块体会与氧气反应放出大量的热量,从而起到加热超临界水的作用,热电偶27-33的温度变化极为缓慢时,关闭耐高压阀门9,打开温控加热系统54,设置温度为650~800℃,打开高温高压截止阀69,70采收油气。以此类推,依次逐段进行注氧加热、温控加热系统加热、油气采收的系列工作,直至超临界水氧反应釜6内有机岩都充分反应热解形成油气。在热解过程中,气液分离系统158一直都在进行油气分离和收集工作。
9、待热电偶33的温度降低到650℃时开启高温高压截止阀16,关闭高温高压截止阀154,略微开启高温高压截止阀159,则第二超临界水氧反应釜7内的有机岩块体同样会热解,设置温控加热系统的温度为650℃,按照前述方法依次进行温控加热系统56加热、打开高温高压截止阀73,74采收油气、注氧加热、温控加热系统57加热、打开高温高压截止阀75,76采收油气、注氧加热、温控加热系统58加热、打开高温高压截止阀77-79采收油气、注氧加热、温控加热系统59加热、打开高温高压截止阀80,81采收油气等系列工作。在注氧加热时需要开启耐高压阀门9,根据热电偶35-43的温度变化调节蓄能器232和气体增压泵8,从而控制氧气注入的流量,流量采集控制系统13可以实时监测和采集注入第二超临界水氧反应釜7内的氧气流量。
10、当设定压力高于30MPa时,打开高温高压截止阀171,略微开启高温高压截止阀159,待第二超临界水氧反应釜7内的有机岩块体热解一段时间后,打开高温高压截止阀73,74采收油气,当气液分离系统145,146得到的油气产物较少时,说明温控加热系统56范围内的有机岩块体热解几乎完成,形成残碳反应区;此时关闭高温高压截止阀73,74,设置气体增压泵8的注入压力要超过超临界水发生器1的实验压力,开启耐高压阀门9,根据热电偶35-43的温度变化调节蓄能器232和气体增压泵8,从而控制氧气注入的流量,流量采集控制系统13可以实时监测和采集注入超临界水氧反应釜7内的氧气流量。
11、当热电偶35-43的温度变化极为缓慢时,关闭耐高压阀门9,打开温控加热系统57,设置温度为试验要求温度,打开高温高压截止阀75,76采收油气;当气液分离系统147,148得到的油气产物较少时,关闭高温高压截止阀75,76,打开耐高压阀门9,观察热电偶37-43的温度变化,此时温控加热系统57范围内热解后的有机岩块体会与氧气反应放出大量的热量,从而起到加热超临界水的作用,热电偶37-43的温度变化极为缓慢时,关闭耐高压阀门9,打开温控加热系统58,设置温度为试验要求温度,打开高温高压截止阀77-79采收油气。以此类推,依次逐段进行注氧加热、温控加热系统加热、油气采收的系列工作,直至第二超临界水氧反应釜7内有机岩都充分反应热解形成油气。在热解过程中,气液分离系统163一直都在进行油气分离和收集工作。
12、试验结束后,先关闭所有加热系统,在保证安全的前提下,可通过打开高温高压截止阀154,159,205,215,226进行系统减压,并通过连续式注入冷水,来缓慢降低系统内部温度,从而使设备达到相应的安全值;在所有数值处于安全状态下的同时,可将系统所有出口阀门打开,处于放空状态。
以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所做的进一步详细说明,不能认定本发明的具体实施方式仅限于此,对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说,在不脱离本发明的前提下,还可以做出若干简单的推演或替换,都应当视为属于本发明由所提交的权利要求书确定专利保护范围。
Claims (10)
1.中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,包括超临界水发生系统、有机岩超临界水热解反应系统、注氧系统,支路油气冷凝与收集系统以及总路油气冷凝与收集系统;
所述超临界水发生系统包括依次相连接的注水系统、前段预热反应系统、二级加热系统和三级加热系统;前段预热反应系统包括预热釜,预热釜的工作温度为25~350℃,二级加热系统的工作温度为25~500℃,三级加热系统的工作温度为25~650℃;
有机岩超临界水热解反应系统包括超临界水氧反应釜;超临界水氧反应釜从入口至出口等间距设置热电偶,等间距设置压力传感器,分段设置温控加热系统,等间距设置有注氧口;等间距设有支路油气冷凝与收集系统;超临界水氧反应釜的入口端通过管路与超临界水发生系统相连接;超临界水氧反应釜的出口端与总路油气冷凝与收集系统相连;超临界水氧反应釜的承受温度≥800℃;所述注氧口与注氧系统相连接;所述注氧系统注氧的流量为5mL/min~5L/min;
总路油气冷凝与收集系统包括油气过滤装置,以及与油气过滤装置连接的冷凝换热系统和气液分离系统。
2.根据权利要求1所述的中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,所述的注水系统包括补水水箱、冷凝循环泵、前端补液泵、高压注入泵以及冷凝管路;冷凝循环泵出口端设置热电偶;冷凝循环泵与冷凝管路、补水水箱形成闭合连通的冷凝通道,防止预热釜的高温传递到高压注入部件。
3.根据权利要求2所述的中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,前端补液泵通过截止阀与高压注入泵相连,高压注入泵出口设置脉冲阻尼、溢流阀、安全阀、温压传感器、防爆阀;安全阀设定压力大于溢流阀设定压力;防爆阀出口与冷凝管路连接;高压水通过冷凝管路经高温高压截止阀进入预热釜内部。
4.根据权利要求3所述的中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,预热釜上设置有液位计,预热釜顶部设置有温压传感器;预热釜底部为预热釜加热腔,加热腔下端设置排污口,排污口连接有高温高压截止阀和高温减压阀。
5.根据权利要求4所述的中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,二级加热系统和三级加热系统均包括加热器、加热管道和辅助元件;加热管道设置在加热器内部,加热器通过加热腔温度传感器反馈信号,自动控制加热腔温度;加热器的上端设置有温度传感器,外接温度采集系统,通过系统PID计算,达到恒温;加热器的出口连接有防干烧系统,防干烧系统检测加热管道内加热液体,防干烧系统与温压传感器相连;温压传感器出口设置三通阀,一端作为排压泄压口与高温高压截止阀和高温减压阀相连,另一端通过安全阀和防爆阀与下一级的加热管道相连;加热管道的使用压力≤40MPa,材质为镍基高温合金Incone1718。
6.根据权利要求1所述的中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,有机岩超临界水热解反应系统包括第一超临界水氧反应釜和第二超临界水氧反应釜,第一超临界水氧反应釜的出口端与第二超临界水氧反应釜的入口端之间设置有高温高压截止阀,打开高温高压截止阀,第一超临界水氧反应釜和第二超临界水氧反应釜串联工作,反应距离加倍;关闭高温高压截止阀,第一超临界水氧反应釜和第二超临界水氧反应釜分别独立工作。
7.根据权利要求1或6所述的中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,温控加热系统设置有PID自动控温装置,温控加热系统通过隔热材料进行保温,所述隔热材料为氧化铝陶瓷纤维及硅酸铝陶瓷纤维材料。
8.根据权利要求1所述的中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,注氧系统包括氧气气瓶、减压阀、气体质量流量计、气体增压泵、耐高压阀门、蓄能器、高压单向阀、冷凝器、预热器以及真空泵;
氧气气瓶出口设置减压阀,通过气体质量流量计与气体增压泵的一端相连,气体增压泵的另一端通过耐高温阀门与蓄能器连接,蓄能器出口设置减压阀,减压阀出口通过高压单向阀与冷凝器的入口端相连,冷凝器的出口端通过高压单向阀与预热器的入口端相连,预热器的出口端设置高压三通阀,一端与注氧口串联,另一端与真空泵相连;气体增压泵的注入压力需要达到22MPa-42MPa,气体质量流量计的控制精度>90%。
9.根据权利要求1所述的中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,支路油气冷凝与收集系统由高温高压截止阀、换热盘管、高温减压阀、冷凝换热系统以及气液分离系统组成;换热盘管、高温减压阀以及冷凝换热系统置入水槽中进行降温处理。
10.根据权利要求1所述的中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统,其特征在于,总路油气冷凝与收集系统由高温高压截止阀、油气过滤罐、高温截止阀、高温减压阀、冷凝换热系统、高温高压背压阀、旁通截止阀以及气液分离系统组成;
超临界水氧反应釜的出口端设置有一级过滤网,通过高温高压截止阀与所述的油气过滤罐的下端部相连,油气过滤罐的中部设置有二级过滤网,油气过滤罐的上端部通过高温截止阀与高温减压阀连接,高温减压阀通过高温高压法兰与总路油气冷凝与收集系统的冷凝换热系统入口端相连;
总路油气冷凝与收集系统的冷凝换热系统出口端通过高温高压背压阀与总路油气冷凝与收集系统的气液分离系统连接。
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111538289.9A CN113926380B (zh) | 2021-12-16 | 2021-12-16 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 |
US18/080,843 US11850577B2 (en) | 2021-12-16 | 2022-12-14 | Pilot-scale supercritical water oxidation oil and hydrogen production system capable of realizing long-distance multi-stage heating of organic rock |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111538289.9A CN113926380B (zh) | 2021-12-16 | 2021-12-16 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113926380A CN113926380A (zh) | 2022-01-14 |
CN113926380B true CN113926380B (zh) | 2022-02-18 |
Family
ID=79289349
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202111538289.9A Active CN113926380B (zh) | 2021-12-16 | 2021-12-16 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11850577B2 (zh) |
CN (1) | CN113926380B (zh) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114575811B (zh) * | 2022-04-29 | 2022-07-22 | 太原理工大学 | 用于不同埋深有机岩储层对流加热开采油气的装置及方法 |
Citations (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101058404A (zh) * | 2007-04-13 | 2007-10-24 | 西安交通大学 | 生物质废弃物超临界水流化床部分氧化制氢装置及方法 |
CN206144543U (zh) * | 2016-10-26 | 2017-05-03 | 东北石油大学 | 利用超临界二氧化碳进行井下周期吞吐采油的装置 |
CN107099319A (zh) * | 2017-05-27 | 2017-08-29 | 李大鹏 | 一种同步制取富甲烷合成气与轻质煤焦油的装置及方法 |
CN110965968A (zh) * | 2020-01-13 | 2020-04-07 | 黑龙江省飞谱思能源科技有限公司 | 页岩油层油气开采模拟评价装置 |
CN111234876A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-06-05 | 西安交通大学 | 超临界水气化制氢的物料分级预热及超温保护系统与方法 |
CN111396010A (zh) * | 2020-05-08 | 2020-07-10 | 新疆维吾尔自治区煤田地质局煤层气研究开发中心 | 煤层气田清洁取能系统及方法 |
CN111946300A (zh) * | 2020-08-27 | 2020-11-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井及开采方法 |
CN112727418A (zh) * | 2021-01-20 | 2021-04-30 | 太原理工大学 | 一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置 |
CN112730503A (zh) * | 2021-01-20 | 2021-04-30 | 太原理工大学 | 一种高温流体开采油页岩的模拟装置的操作方法 |
CN112878978A (zh) * | 2021-01-29 | 2021-06-01 | 中国矿业大学 | 一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法 |
CN113266345A (zh) * | 2021-06-28 | 2021-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种储层模拟单元及其气体溶解分配评价装置及评价方法 |
CN113621399A (zh) * | 2021-08-20 | 2021-11-09 | 太原理工大学 | L型粉末或块状有机岩超临界水氧反应装置及其使用方法 |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5725054A (en) * | 1995-08-22 | 1998-03-10 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College | Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process |
US8038743B1 (en) * | 2002-11-27 | 2011-10-18 | Drs Sustainment Systems, Inc. | Systems and methods for supercritical water reformation of fuels and generation of hydrogen using supercritical water |
CN101446189B (zh) * | 2008-12-28 | 2011-08-10 | 大连理工大学 | 超临界二氧化碳驱油物理模拟装置 |
EA026873B9 (ru) * | 2010-08-06 | 2017-08-31 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Установка и способ испытаний многопорционных проб |
US10144874B2 (en) * | 2013-03-15 | 2018-12-04 | Terrapower, Llc | Method and system for performing thermochemical conversion of a carbonaceous feedstock to a reaction product |
CN105952424B (zh) * | 2016-05-31 | 2018-08-14 | 西安交通大学 | 一种超临界水驱油模拟装置及方法 |
US10444218B2 (en) * | 2016-08-09 | 2019-10-15 | Saudi Arabian Oil Company | Multiple function dual core flooding apparatus and methods |
CN108222898B (zh) * | 2017-12-05 | 2021-06-08 | 华南理工大学 | 一种高效确定稠油热解产物分布的装置和方法 |
CN113667507B (zh) * | 2021-08-20 | 2022-09-09 | 太原理工大学 | L型柱状有机岩超临界水与氧协同热解的装置及使用方法 |
-
2021
- 2021-12-16 CN CN202111538289.9A patent/CN113926380B/zh active Active
-
2022
- 2022-12-14 US US18/080,843 patent/US11850577B2/en active Active
Patent Citations (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101058404A (zh) * | 2007-04-13 | 2007-10-24 | 西安交通大学 | 生物质废弃物超临界水流化床部分氧化制氢装置及方法 |
CN206144543U (zh) * | 2016-10-26 | 2017-05-03 | 东北石油大学 | 利用超临界二氧化碳进行井下周期吞吐采油的装置 |
CN107099319A (zh) * | 2017-05-27 | 2017-08-29 | 李大鹏 | 一种同步制取富甲烷合成气与轻质煤焦油的装置及方法 |
CN110965968A (zh) * | 2020-01-13 | 2020-04-07 | 黑龙江省飞谱思能源科技有限公司 | 页岩油层油气开采模拟评价装置 |
CN111234876A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-06-05 | 西安交通大学 | 超临界水气化制氢的物料分级预热及超温保护系统与方法 |
CN111396010A (zh) * | 2020-05-08 | 2020-07-10 | 新疆维吾尔自治区煤田地质局煤层气研究开发中心 | 煤层气田清洁取能系统及方法 |
CN111946300A (zh) * | 2020-08-27 | 2020-11-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井及开采方法 |
CN112727418A (zh) * | 2021-01-20 | 2021-04-30 | 太原理工大学 | 一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置 |
CN112730503A (zh) * | 2021-01-20 | 2021-04-30 | 太原理工大学 | 一种高温流体开采油页岩的模拟装置的操作方法 |
CN112878978A (zh) * | 2021-01-29 | 2021-06-01 | 中国矿业大学 | 一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法 |
CN113266345A (zh) * | 2021-06-28 | 2021-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种储层模拟单元及其气体溶解分配评价装置及评价方法 |
CN113621399A (zh) * | 2021-08-20 | 2021-11-09 | 太原理工大学 | L型粉末或块状有机岩超临界水氧反应装置及其使用方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Primary reactions of lignite-water slurry gasification under the supercritical pressure in the electric field;Korzh, R and Bortyshevskyi, V;《JOURNAL OF SUPERCRITICAL FLUIDS》;20170930(第127期);第B015-12页 * |
连续式超临界水中褐煤/焦化废水共气化制氢研究;左洪芳;《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》;20110831(第8期);第166-175页 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20230191348A1 (en) | 2023-06-22 |
US11850577B2 (en) | 2023-12-26 |
CN113926380A (zh) | 2022-01-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN113926379B (zh) | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢方法 | |
WO2016110185A1 (zh) | 一种振荡脉冲式高能气体压裂与注热交变抽采瓦斯方法 | |
CN113926380B (zh) | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 | |
CN108442914B (zh) | 一种用于油页岩原位裂解的系统及方法 | |
CN112951064A (zh) | 一种页岩储层原位开采高温高压三维物理模拟装置及实验方法 | |
CN113621399B (zh) | L型粉末或块状有机岩超临界水氧反应装置及其使用方法 | |
CN104569317A (zh) | 一种co2注入与煤层气强化开采地球化学效应模拟试验方法 | |
CN107795302A (zh) | 一种海域天然气水合物降压开采装置及其开采方法 | |
CN104569316A (zh) | 一种co2注入与煤层气强化开采地球化学效应模拟试验装置 | |
CN102587883B (zh) | 煤炭地下气化炉熄炉方法 | |
CN111520118A (zh) | 一种可循环利用的、在井下对注入溶剂实施加热的开采稠油方法和系统 | |
CN109854221B (zh) | 一种井下注冷、制热交替工作循环致裂增透煤层系统及抽采方法 | |
CN114673479A (zh) | 一种基于多相态co2的层位式地热强化开采方法 | |
CN206860160U (zh) | 煤系三气增产设备 | |
CN112081559A (zh) | 一种降压和双管注入改性流体开采天然气水合物的装置和方法 | |
CN207296947U (zh) | 煤层打钻防喷装置 | |
CN111911117B (zh) | 一种利用地层能量加热的可燃冰开采管柱及其作业方法 | |
CN106145592A (zh) | 一种市政污泥干馏碳化试验系统 | |
CN211448630U (zh) | 一种降压和双管注入改性流体开采天然气水合物的装置 | |
CN107701159A (zh) | 富氧助燃稠油井注气系统及注气方法 | |
CN113803038A (zh) | 页岩油热解吞吐一体化的模拟装置及其控制方法 | |
CN204729075U (zh) | 一种石油热采系统 | |
CN110617049A (zh) | 一种用于井口天然气的脱水降温系统 | |
CN113914839A (zh) | 一种仿鱼刺状钻孔低温液氮冻融循环增透煤层瓦斯抽采方法 | |
CN115142831B (zh) | 一种利用盐穴储气库卤水余压驱动mvr制盐的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |