CN206562925U - 一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置 - Google Patents
一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN206562925U CN206562925U CN201720151795.5U CN201720151795U CN206562925U CN 206562925 U CN206562925 U CN 206562925U CN 201720151795 U CN201720151795 U CN 201720151795U CN 206562925 U CN206562925 U CN 206562925U
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- heat exchanger
- hydrate
- compressor
- exploitation
- 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
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
本实用新型公开了一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置。该方法是将电厂烟气尾气经过水合分离，对CO2进行提浓。然后将经水合分离后得到的CO2与N2混合气体进行多级压缩，经换热后，注入到水合物层，置换开采天然气水合物。置换开采出的CO2、N2与CH4的混合气体进入膜分离塔，分离出高浓度的N2，同时分离出CO2、N2与CH4的混合气体直接进入电站燃烧，进行发电。所述装置包括：水合分离塔、膜分离塔、第一压缩机、第二压缩机、第三压缩机、第一换热器、第二换热器、第三换热器、第一闪蒸器、第二闪蒸器、燃烧式加热器、开采井温压装置。本实用新型环保经济，并实现了烟气循环利用，能效高。
Description
技术领域
本实用新型涉及一种天然气水合物开采领域，尤其涉及一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置。
背景技术
天然气水合物是地球上最丰富非传统能源资源之一，作为一种在高压低温条件下形成的笼型晶体水合物，普遍存在于深海地层和永久冻土层中。目前天然气水合物的单一开采方法主要有注热法、降压法、化学试剂法以及置换法。其中置换法作为一种新型的开采天然气水合物的方法，其封存气体的同时稳定低层的优势倍受研究，一般选择的置换气体多为CO2，研究表明，相同条件下，CO2与N2的混合气比CO2气体置换开采天然气水合物的效果好。
工业上电厂产生的烟气主要成分为CO2和N2，将烟气尾气经过换热和分离，将CO2提浓后，注入热的混合气到水合物层置换开采天然气水合物，较单纯注入烟气置换开采天然气水合物，能够减少烟气与水合物层的接触阻力，提高天然气水合物的置换率。
针对传统烟气置换开采天然气水合物置换效率低及成本问题，本实用新型提出了用电厂烟气辅热置换开采天然气水合物的方法，整个过程实现原料气及能效的循环利用，经济环保。
实用新型内容
针对传统烟气置换开采天然气水合物置换效率低及成本问题，本实用新型提出了用烟气辅热置换开采天然气水合物的方法及装置。
本实用新型通过以下技术方案来实现：
一种烟气辅热置换开采天然气水合物的方法，将电厂烟气尾气进入水合物分离塔进行水合分离，对CO2进行提浓，然后将经水合分离后得到的CO2与N2混合气体进行多级压缩后，再在换热器内换热，换热后的CO2与N2混合气注入开采井内，在一定压力和温度下在水合物层中置换开采天然气水合物，置换开采出的CO2、N2与CH4的混合气体从采出井出来进入膜分离塔，分离出高浓度的N2，同时分离出CO2、N2与CH4的混合气体直接进入电站燃烧，进行发电，产生的烟气尾气用于下一循环；所述压力为5～16MPa，所述温度为200～250℃。
上述方法中，所述水合分离包括水合和分解两个过程，大量易水合的气体形成水合物，同时分离难水合的气体，然后将形成的水合物分解，释放出较易形成水合物的气体。
上述方法中，所述的水合物分离塔为船载式水合物塔，便捷。
上述方法中，所述的膜分离塔为多级膜分离塔，且为船载式膜分离塔，便捷。
上述方法中，所述的多级压缩为三级压缩，包括第一级压缩机、第二级压缩机和第三级压缩机。
上述方法中，所述的分离出的N2直接收集到储罐。
上述方法中，所述的开采井和采出井均为水平井，且在水合物层内的开采井位于采出井的下方。
上述方法中，所述天然气水合物储层处于上下地层之间。
上述方法中，包括以下步骤：
（1）钻井阶段：将开采井和采出井打入天然气水合物储层，并在井内安置温度和压力的检测装置；
（2）水合分离阶段：将换热后的电厂烟气进入到水合物分离塔，在相同的条件下CO2比N2更易形成水合物，即CO2水合物生成的更多。待水合物生成后，排出N2，分解所生成的混合CO2与N2水合物，得到高浓度CO2与低浓度N2混合气体；所述电厂烟气为CO2与N2的混合气；
（3）压缩阶段：将水合分离后的CO2与N2混合气体经过多级压缩压缩后，得到高温高压的CO2与N2混合气；
（4）换热阶段：将压缩后的CO2与N2混合气经第一换热器进行换热；
（5）辅热置换开采水合物阶段：将换热后得到的CO2与N2的混合热气注入到天然气水合物储层，封闭开采井和采出井井口，控制井内的温度和压力，置换开采天然气水合物；
（6）膜分离阶段：待开采井内温压条件平稳时，打开采出井井口，将采出的CO2、CH4与N2的混合气体通入到膜分离塔，经过分离后得到的CH4和CO2混合气体直接进入电站燃烧发电，进入到下一循环；
（7）气体收集阶段：将水合分离阶段和膜分离阶段得到的N2收集并储备到N2储罐中。
一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置，包括开采井温压装置、采出井温压装置、采出井、水合分离塔、第一压缩机，第二换热器、第一闪蒸器、第二压缩机、第三换热器、第三压缩机、第二闪蒸器、第一换热器、燃烧式加热器和膜分离塔；所述开采井温压装置设置于开采井内部，所述采出井温压装置设置于采出井内部；所述第一换热器与开采井的入口连接，所述第一换热器与水合分离塔、第一压缩机，第二换热器、第一闪蒸器、第二压缩机、第三换热器、第二闪蒸器、第三压缩机顺次连接，所述第三压缩机再与第一换热器连接，形成循环；所述第一换热器还和燃烧式加热器、膜分离塔顺次连接。
本实用新型对比现有技术，具有以下优点：
采用热的烟气开采置换天然气水合物，减少烟气与水合物层的接触阻力，提高天然气水合物的置换率。天然气水合物开采产出气体直接进入电站产电，能效利用高。
附图说明
图1是本实用新型一种烟气辅热置换开采天然气水合物方法的框架图。
图2是本实用新型一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置图。
图中所示为：天然气水合物储层1，开采井2，开采井温压装置3，采出井温压装置4，采出井5，水合分离塔6，第一压缩机7，第二换热器8，第一闪蒸器9，第二压缩机10，第三换热器11，第三压缩机12，第二闪蒸器13，第一换热器14，燃烧式加热器15，膜分离塔16。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本实用新型作进一步描述：
如图2所示一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置图。本实施例提供一种烟气辅热置换开采天然气水合物的方法，其步骤如下：
（1）钻井阶段：将开采井和采出井打入天然气水合物储层，并在井内安置温度和压力的检测装置。
（2）水合分离阶段：将换热后的电厂烟气（主要是CO2与N2的混合气）进入到水合物分离塔，在相同的条件下CO2比N2更易形成水合物，即CO2水合物生成的更多。待水合物生成后，排出N2，分解所生成的混合CO2与N2水合物，得到高浓度CO2与低浓度N2混合气体。
（3）压缩阶段：将水合分离后的CO2与N2混合气体经过多级压缩压缩后，得到高温高压的CO2与N2混合气。
（4）换热阶段：将压缩后的CO2与N2混合气经第一换热器进行换热。
（5）辅热置换开采水合物阶段：将换热后得到的CO2与N2的混合热气注入到天然气水合物储层，封闭开采井和采出井井口，控制井内的温度和压力，置换开采天然气水合物。
（6）膜分离阶段：待开采井内温压条件平稳时，打开采出井井口，将采出的CO2、CH4与N2的混合气体通入到膜分离塔，经过分离后得到的CH4和CO2混合气体直接进入电站燃烧发电，进入到下一循环。
（7）气体收集阶段：将水合分离阶段和膜分离阶段得到的N2收集并储备到N2储罐中。
一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置，包括开采井温压装置3、采出井温压装置4、采出井5、水合分离塔6、第一压缩机7，第二换热器8、第一闪蒸器9、第二压缩机10、第三换热器11、第三压缩机12、第二闪蒸器13、第一换热器14、燃烧式加热器15和膜分离塔16；所述开采井温压装置3设置于开采井内部，所述采出井温压装置4设置于采出井内部；所述第一换热器14与开采井的入口连接，所述第一换热器14与水合分离塔6、第一压缩机7，第二换热器8、第一闪蒸器9、第二压缩机10、第三换热器11、第二闪蒸器13、第三压缩机12顺次连接，所述第三压缩机12再与第一换热器14连接，形成循环；所述第一换热器14还和燃烧式加热器15、膜分离塔16顺次连接。
实施例1
本实施例提供的一种烟气辅热置换开采天然气水合物的方法：
开采水合物之前，将开采井和采出井打入水合物层，并在井内安置温度和压力检测装置。将得到的电厂烟气尾气20%CO2+80%N2的混合气进入水合分离塔分离，得到53%N2+47%CO2混合气。然后将经水合分离后得到的53% N2+47%CO2混合气体进行多级压缩，混合气体进口压力为0.1MPa，进口温度为45℃，经过一级压缩后，出口压力为0.5MPa，出口温度为255℃，经第二换热器换热后，温度为30℃，再进入二级压缩，出口压力为2.4MPa，出口温度为232℃，再经第三换热器后，温度为60℃，经三级压缩后，出口压力为12MPa,出口温度为274℃。此时得到的混合热气经第一换热器后，温度为200℃，注入到水合物层置换开采天然气水合物。置换开采后，从采出井采出的1%CO2、24%N2与75%CH4的混合气体进入膜分离塔，分离出高浓度的N2，同时将最终分离得到的1.9%CO2、0.1%N2与98%CH4的混合气体直接进入电站燃烧，进行发电，产生的烟气尾气可用于下一循环。
实施例2
本实施例提供的一种烟气辅热置换开采天然气水合物的方法：
开采水合物之前，将开采井和采出井打入水合物层，并在井内安置温度和压力检测装置。将得到的电厂烟气尾气22%CO2+78%N2的混合气进入水合分离塔分离，得到53%N2+47%CO2混合气。然后将经水合分离后得到的53% N2+47%CO2混合气体进行多级压缩，混合气体进口压力为0.1MPa，进口温度为45℃，经过一级压缩后，出口压力为0.5 MPa，出口温度为260℃，经第二换热器换热后，温度为34℃，再进入二级压缩，出口压力为2.9MPa，出口温度为237℃，再经第三换热器后，温度为65℃，经三级压缩后，出口压力为16MPa,出口温度为279℃。此时得到的混合热气经第一换热器后，温度为211℃，注入到水合物层置换开采天然气水合物。置换开采后，从采出井采出的1%CO2、23%N2与76%CH4的混合气体进入膜分离塔，分离出高浓度的N2，同时将最终分离得到的0.9%CO2、0.1%N2与99%CH4的混合气体直接进入电站燃烧，进行发电，产生的烟气尾气可用于下一循环。
实施例3
本实施例提供的一种烟气辅热置换开采天然气水合物的方法：
开采水合物之前，将开采井和采出井打入水合物层，并在井内安置温度和压力检测装置。将得到的电厂烟气尾气21%CO2+79%N2的混合气进入水合分离塔分离，得到52%N2+48%CO2混合气。然后将经水合分离后得到的52% N2+48%CO2混合气体进行多级压缩，混合气体进口压力为0.1MPa，进口温度为46℃，经过一级压缩后，出口压力为0.5 MPa，出口温度为257℃，经第二换热器换热后，温度为32℃，再进入二级压缩，出口压力为2.4 MPa，出口温度为248℃，再经第三换热器后，温度为73℃，经三级压缩后，出口压力为12MPa,出口温度为280℃。此时得到的混合热气经第一换热器后，温度为224℃，注入到水合物层置换开采天然气水合物。置换开采后，从采出井采出的1%CO2、25%N2与74%CH4的混合气体进入膜分离塔，分离出高浓度的N2，同时将最终分离得到的1.5%CO2、0.5%N2与98%CH4的混合气体直接进入电站燃烧，进行发电，产生的烟气尾气可用于下一循环。
Claims (1)
1.一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置，其特征在于，包括开采井温压装置（3）、采出井温压装置（4）、采出井（5）、水合分离塔（6）、第一压缩机（7），第二换热器（8）、第一闪蒸器（9）、第二压缩机（10）、第三换热器（11）、第三压缩机（12）、第二闪蒸器（13）、第一换热器（14）、燃烧式加热器（15）和膜分离塔（16）；所述开采井温压装置（3）设置于开采井内部，所述采出井温压装置（4）设置于采出井内部；所述第一换热器（14）与开采井的入口连接，所述第一换热器（14）与水合分离塔（6）、第一压缩机（7），第二换热器（8）、第一闪蒸器（9）、第二压缩机（10）、第三换热器（11）、第二闪蒸器（13）、第三压缩机（12）顺次连接，所述第三压缩机（12）再与第一换热器（14）连接，形成循环；所述第一换热器（14）还和燃烧式加热器（15）、膜分离塔（16）顺次连接。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201720151795.5U CN206562925U (zh) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | 一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201720151795.5U CN206562925U (zh) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | 一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN206562925U true CN206562925U (zh) | 2017-10-17 |
Family
ID=60031034
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201720151795.5U Active CN206562925U (zh) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | 一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN206562925U (zh) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106761607A (zh) * | 2017-02-20 | 2017-05-31 | 华南理工大学 | 一种烟气辅热置换开采天然气水合物的方法及装置 |
| CN108005618A (zh) * | 2017-12-07 | 2018-05-08 | 华南理工大学 | 一种基于太阳能-海水源热泵联合供热技术的天然气水合物开采装置及方法 |
| CN110219628A (zh) * | 2018-03-02 | 2019-09-10 | 新疆科瑞石油工程技术服务有限公司 | 一种新型烟道气热力采油设备 |
| WO2020258700A1 (zh) * | 2019-06-24 | 2020-12-30 | 南京延长反应技术研究院有限公司 | 一种开采可燃冰的绿色工艺 |
-
2017
- 2017-02-20 CN CN201720151795.5U patent/CN206562925U/zh active Active
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106761607A (zh) * | 2017-02-20 | 2017-05-31 | 华南理工大学 | 一种烟气辅热置换开采天然气水合物的方法及装置 |
| CN108005618A (zh) * | 2017-12-07 | 2018-05-08 | 华南理工大学 | 一种基于太阳能-海水源热泵联合供热技术的天然气水合物开采装置及方法 |
| CN108005618B (zh) * | 2017-12-07 | 2023-09-26 | 华南理工大学 | 一种基于太阳能-海水源热泵联合供热技术的天然气水合物开采装置及方法 |
| CN110219628A (zh) * | 2018-03-02 | 2019-09-10 | 新疆科瑞石油工程技术服务有限公司 | 一种新型烟道气热力采油设备 |
| CN110219628B (zh) * | 2018-03-02 | 2024-04-09 | 山东瑞恒兴域石油技术开发有限公司 | 一种烟道气热力采油设备 |
| WO2020258700A1 (zh) * | 2019-06-24 | 2020-12-30 | 南京延长反应技术研究院有限公司 | 一种开采可燃冰的绿色工艺 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106761607A (zh) | 一种烟气辅热置换开采天然气水合物的方法及装置 | |
| CN206562925U (zh) | 一种烟气辅热置换开采天然气水合物的装置 | |
| CN103216219B (zh) | 一种co2/n2地下置换开采天然气水合物的方法 | |
| CN108005618B (zh) | 一种基于太阳能-海水源热泵联合供热技术的天然气水合物开采装置及方法 | |
| CN205117321U (zh) | 一种超临界二氧化碳、氮气、水力复合压裂系统 | |
| CN213039267U (zh) | 一种煤炭地下气化与超临界二氧化碳储能混合集成系统 | |
| CN105971581A (zh) | 电厂烟气高效开采天然气水合物的装置及方法 | |
| CN113175687B (zh) | 一种烟气二氧化碳捕集提纯系统及方法 | |
| US20150344770A1 (en) | System and method for producing carbon dioxide for use in hydrocarbon recovery | |
| CN113775376B (zh) | 一种富油煤原位热解及co2地质封存一体化的方法 | |
| CN103613153A (zh) | 一种核电与低温多效海水淡化耦合联产的系统 | |
| CN107998840A (zh) | 一种可再生能源驱动碳捕集与水解制氢合成甲烷装置 | |
| CN104018813A (zh) | 一种煤层气开采方法 | |
| CN101915075B (zh) | 低温固体氧化物燃料电池法开采天然气水合物及其装置 | |
| CN207829866U (zh) | 基于太阳能-海水能联合供热的天然气水合物开采装置 | |
| US20130036748A1 (en) | System and method for producing carbon dioxide for use in hydrocarbon recovery | |
| CN105114045B (zh) | 一种基于气举法采油的ccus系统及应用 | |
| CN114016990A (zh) | 一种富油煤地下电加热直接提油及余热利用系统 | |
| CN214700775U (zh) | 一种烟气二氧化碳捕集提纯系统 | |
| CN103446867B (zh) | 一种捕集矿化铝电解烟气中的co2制备碳酸钙并回收co方法 | |
| CN105351022B (zh) | 一种分布式供能压缩气体储能系统 | |
| CN205260083U (zh) | 一种压缩气体储能系统 | |
| CN205840859U (zh) | 电厂烟气高效开采天然气水合物的装置 | |
| CN211287815U (zh) | 一种深海碳封存与发电系统 | |
| CN105017027A (zh) | 一种邻苯二胺还原后物料分层工艺 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |