RU2011811C1

RU2011811C1 - Method of running of industrial plant for preparation of gas and industrial plant for preparation of gas

Info

Publication number: RU2011811C1
Authority: RU
Inventors: Г.А. Панасян; Л.А. Мартыненко; Е.М. Брещенко; К.Г. Асылова; С.Т. Пашин; Н.З. Аитова; М.А. Гордиенко
Original assignee: Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа; Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача"
Priority date: 1990-02-20
Filing date: 1990-02-20
Publication date: 1994-04-30

Abstract

FIELD: gas production. SUBSTANCE: gas is compressed, cooled, separated and supplied for cleaning. After cleaning oil gas containing up to 20 volume per cent of CO₂ is separated into hydrocarbon gas and CO₂. Hydrocarbon gas is supplied to user and CO₂ is released into atmosphere. If after separation gas contains more than 20 volume per cent of CO₂ it is used as flow for additional compression and pumping into seam with drying between stages of compression. Industrial plant for preparation of gas includes compressors, cooler, separator, absorber, pump, vessel for amine, desorber, heat exchanger. It is supplemented with weathering unit and six-stage compressor. EFFECT: improved efficiency of gas preparation. 2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к способам эксплуатации промысловых установок подготовки нефтяного газа с целью его утилизации, в частности при закачке в пласт для повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. The invention relates to methods of operating field installations for the preparation of oil gas for the purpose of its utilization, in particular when injected into the formation to increase oil recovery, and can be used in the oil and gas industry.

Известно, что скважины на нефтяных промыслах являются (при закачке СО₂ в пласт) источником СО₂, который выделяют аминовой очисткой [1] .It is known that wells in oil fields are (when injecting CO ₂ into the reservoir) a source of CO ₂ , which is emitted by amine treatment [1].

Однако с увеличением содержания СО₂ в исходном нефтяном газе значительно возрастают энергозатраты на выделение СО₂, так как увеличивается расход топливного газа на процесс десорбции, и при содержании СО₂ в нефтяном газе более 60 об. % количества очищенного газа не достаточно для покрытия потребности в топливном газе. Кроме того, увеличивается число единиц колонного оборудования на промысловых установках, что приводит к увеличению капитальных затрат.However, with an increase in the CO ₂ content in the source oil gas, the energy consumption for CO ₂ emission increases significantly, since the fuel gas consumption for the desorption process increases, and when the CO ₂ content in the oil gas exceeds 60 vol. % of the amount of purified gas is not enough to cover the need for fuel gas. In addition, the number of units of column equipment in field installations is increasing, which leads to an increase in capital costs.

Известен способ эксплуатации промысловой установки подготовки газа для последующей закачки в пласт полученных продуктов для повышения нефтеотдачи пласта, по которому полученный после сепарации нефти газ компримируют, охлаждают, сепарируют от механических примесей и извлекают из него СО₂ МЭА очисткой [2] . Очищенный газ направляют на переработку. Насыщенный диоксидом углерода абсорбент очищают от мехпримесей и после подогрева десорбируют из него диоксид углерода. Регенерированный амин собирают в емкость, а диоксид углерода компримируют до давления закачки в пласт с промежуточной осушкой триэтиленгликолем.There is a method of operating a field gas treatment unit for subsequent injection into the reservoir of the obtained products to increase oil recovery, according to which the gas obtained after oil separation is compressed, cooled, separated from mechanical impurities and extracted from it with CO ₂ MEA by cleaning [2]. The purified gas is sent for processing. The absorbent saturated with carbon dioxide is purified from solids and, after heating, carbon dioxide is desorbed. The regenerated amine is collected in a container, and carbon dioxide is compressed to an injection pressure into the formation with intermediate drying with triethylene glycol.

Способ осуществляют в установке, в которой нефтяной газ, полученный после сепарации нефти, компримируют в компрессорах, охлаждают в воздушных холодильниках, сепарируют в сепараторе от механических примесей и направляют на установку моноэтаноламиновой очистки (МЭА очистки) в абсорбер. The method is carried out in an installation in which the petroleum gas obtained after oil separation is compressed in compressors, cooled in air coolers, separated from mechanical impurities in a separator and sent to a monoethanolamine treatment unit (MEA treatment) in an absorber.

Эти установка и способ ее эксплуатации имеют ряд недостатков:
требуют значительных капитальных затрат на МЭА очистку из-за увеличения количества единиц колонного оборудования, требуют значительных энергетических затрат за счет повышенного расхода тепла на процесс десорбции в узле МЭА очистки.This installation and the method of its operation have several disadvantages:
require significant capital costs for MEA cleaning due to an increase in the number of units of column equipment, require significant energy costs due to the increased heat consumption for the desorption process in the MEA cleaning unit.

Целью изобретения является уменьшение энергетических и капитальных затрат. The aim of the invention is to reduce energy and capital costs.

Поставленная цель достигается тем, что в способе эксплуатации промысловой установки подготовки газа, включающем компримирование газа, охлаждение, сепарацию механических примесей и подачу потока газа на очистку, при очистке нефтяного газа при содержании в нем двуокиси углерода до 20 об. % его разделяют на углеводородный газ и двуокись углерода и утилизируют выделенные потоки, при этом углеводородный газ подают потребителю, а двуокись углерода сбрасывают в атмосферу. При содержании в нефтяном газе двуокиси углерода выше 20 об. % нефтяной газ после сепарации используют в качестве потока для дополнительного компримирования для закачки в пласт с осушкой между степенями компрессии. This goal is achieved by the fact that in the method of operation of a gas treatment field installation, including gas compression, cooling, separation of mechanical impurities and supplying a gas stream for purification, when refining petroleum gas with a carbon dioxide content of up to 20 vol. % of it is separated into hydrocarbon gas and carbon dioxide and the separated streams are disposed of, while hydrocarbon gas is supplied to the consumer, and carbon dioxide is discharged into the atmosphere. When the content of carbon dioxide in oil gas is above 20 vol. % oil gas after separation is used as a stream for additional compression for injection into the reservoir with drying between compression ratios.

Установка промысловой подготовки газа включает входные и выходные компрессоры, связанный с входными компрессорами через холодильник сепаратор, связанный с сепаратором абсорбер, последовательно связанные между собой и с верхней частью абсорбера холодильник, насос и емкость для амина, десорбер, теплообменник, связанный с нижней частью абсорбера, емкостью для амина десорбером, последовательно связанные между собой и с верхней частью десорбера холодильник и насос для отбора и обратной закачки в десорбер воды, связанный с нижней частью десорбера рибойлер, регенерационную колонну и дополнительный теплообменник, связанный через холодильник с абсорбером и через насос с колонной. При этом установка снабжена выветривателем и шестиступенчатыми компрессорами, причем регенерационная колонна связана с абсорбером, выветриватель - с регенерационной колонной и входными компрессорами, а выходные компрессоры - с верхней частью абсорбера. The field gas preparation unit includes inlet and outlet compressors, a separator connected to inlet compressors through a refrigerator, an absorber connected to a separator, a refrigerator, a pump and an amine tank, a desorber, a heat exchanger connected to the lower part of the absorber, connected in series with each other and with the upper part of the absorber, a container for amine with a stripper connected in series with each other and with the upper part of the stripper, a refrigerator and a pump for withdrawing and re-pumping water into the stripper connected to the lower part of the stripper orbera riboiler, regeneration column and additional heat exchanger connected through a refrigerator with an absorber and through a pump with a column. In this case, the installation is equipped with a weathering device and six-stage compressors, and the regeneration column is connected to the absorber, the weathering device is connected to the regeneration column and inlet compressors, and the output compressors are connected to the upper part of the absorber.

На предлагаемой установке создан единый блок (блок аминовой очистки), в котором нефтяной газ с содержанием СО₂ до 20 об. % подвергают МЭА очистке (1-я стадия эксплуатации месторождения), а при содержании СО₂ выше 20 об. % весь нефтяной газ, компримируемый для закачки в пласт, подвергают осушке между ступенями компрессии в этом же блоке (2-я стадия эксплуатации месторождения).The proposed installation created a single unit (amine purification unit) in which oil gas with a CO ₂ content _of up to 20 vol. % are subjected to MEA purification (1st stage of field operation), and when the content of CO _{2 is} above 20 vol. % all oil gas compressed for injection into the reservoir is dried between the compression stages in the same block (stage 2 of the field operation).

П р и м е р. Содержание СО₂ в нефтяном газе до 20, об. % .PRI me R. The content of CO ₂ in oil gas up to 20, vol. %

Согласно способу эксплуатации промысловой установки подготовки газа (чертеж) нефтяной газ по трубопроводу 1 с давлением 0,15 МПа поступает на компримирование в компрессорах 2 до давления 0,7 МПа. Скомпримированный газ по линии 3 подают на охлаждение в воздушных холодильниках 4 до 35^оС, далее по линии 5 сепарируют в сепараторе 6 от механических примесей и подают по линии 7 в единый блок (блок аминовой очистки), где подвергают МЭА очистке при давлении 0,7 МПа в абсорбере 8. В последнем осуществляют извлечение СО₂ из газа. Очищенный до 0,05 об. % СО₂ газ по линии 9 с верха абсорбера частично используют как топливо, а оставшуюся часть направляют потребителю. Насыщенный абсорбент по линии 10 с температурой 65-70^оС с низа абсорбера 8 подают для очистки от механических примесей в фильтр 11, далее по линии 12 на подогрев регенерированным амином в теплообменнике 13 до 95-100^оС и направляют по линии 14 в десорбер 15. В десорбере 15 осуществляют регенерацию амина при давлении 0,18-0,20 МПа. Тепло в десорбер 15 подают с помощью рибойлера 16. Регенерированный амин с низа десорбера 15 с температурой 116-120^оС подают в теплообменник 13 по линии 17, после чего делят на два потока 18 и 19. Один поток (около 10% основного потока) проходит через фильтры 20 и 21.According to the method of operation of the gas treatment field installation (drawing), petroleum gas through pipeline 1 with a pressure of 0.15 MPa is supplied for compression in compressors 2 to a pressure of 0.7 MPa. Skomprimirovanny gas through line 3 is fed to the cooling air coolers 4 and 35 ^{° C,} then through line 5 is separated in separator 6 to remove mechanical impurities and is fed through line 7 into a single unit (block amine treatment), where it is subjected MEA purification under a pressure of 0 7 MPa in the absorber 8. In the latter, CO ₂ is extracted from the gas. Purified to 0.05 vol. % CO ₂ gas on line 9 from the top of the absorber is partially used as fuel, and the rest is sent to the consumer. Rich absorbent in line 10 with a temperature of 65-70 ^{° C} from the bottom of the absorber 8 serves to clean from impurities in the mechanical filter 11, then through line 12 to display the regenerated amine 13 in the heat exchanger to 95-100 ^C. and passed via line 14 to stripper 15. In the stripper 15 carry out the regeneration of the amine at a pressure of 0.18-0.20 MPa. Heat is supplied to the stripper 15 via reboiler 16. The regenerated amine from the bottom of stripper 15 at a temperature ^of 116-120 C is fed to heat exchanger 13 via line 17 and then divided into two streams 18 and 19. One stream (about 10% of the main flow) passes through filters 20 and 21.

Очистка 10% основного потока регенерированного амина позволяет улучшить его качество при незначительном увеличении капитальных затрат на его очистку, причем очистка 10% основного потока достаточна для нормального ведения технологического процесса абсорбции. Очищенный поток амина 22 смешивают с основным потоком 19 и подают по линии 23 в емкость 24, отбирают по линии 25 насосом 26 и подают по линии 27 через воздушный холодильник 28 в абсорбер 8. Purification of 10% of the main stream of the regenerated amine can improve its quality with a slight increase in capital costs for its purification, and purification of 10% of the main stream is sufficient for the normal conduct of the absorption process. The purified stream of amine 22 is mixed with the main stream 19 and is fed via line 23 to a container 24, taken along line 25 by a pump 26 and fed through line 27 through an air cooler 28 to an absorber 8.

С верха десорбера 15 диоксид углерода по линии 29 подают на свечу рассеивания. Для охлаждения диоксида углерода и отделения его от воды и уносимого абсорбента в десорбере 15 предусмотрена система подачи охлаждающей воды. Кислую воду с глухой тарелки десорбера 15 отбирают по линии 30 насосами 31, подают на охлаждение по линии 32 в воздушные холодильники 33 и возвращают по линии 34 на верхнюю тарелку десорбера 15. From the top of stripper 15, carbon dioxide is fed through line 29 to a scattering candle. To cool the carbon dioxide and to separate it from the water and the entrained absorbent in the stripper 15, a cooling water supply system is provided. Acidic water from the blank plate of the stripper 15 is taken along line 30 by pumps 31, fed to the cooling line 32 to air coolers 33 and returned via line 34 to the upper plate of stripper 15.

Содержание СО₂ в нефтяном газе 20,0-49,2 об. % .The content of CO ₂ in oil gas is 20.0-49.2 vol. %

При эксплуатации промысловой установки нефтяной газ осушают в едином блоке (блок аминовой очистки для 1-й стадии эксплуатации) с использованием оборудования, установленного в этом блоке и закачивают весь объем нефтяного газа после компримирования в пласт. During the operation of a field installation, oil gas is drained in a single unit (amine treatment unit for the 1st stage of operation) using the equipment installed in this unit and the entire volume of oil gas is pumped after compression into the formation.

После компримирования нефтяной газ подают по линии 37 на охлаждение в воздушные холодильники 4, затем по линии 5 - на сепарацию в сепараторе 6 и по линии 7 на осушку в абсорбере 8, который на 1-й стадии был использован для очистки газа. Осушку осуществляют диэтиленгликолем. After compression, the petroleum gas is fed through line 37 to air coolers 4 for cooling, then through line 5 to separation in the separator 6 and through line 7 to dry in the absorber 8, which was used for gas purification in the 1st stage. Drying is carried out with diethylene glycol.

Нефтяной газ поступает в нижнюю часть абсорбера 8, где поднимаясь, газ контактирует с ДЭГом. Осушенный газ с верха абсорбера 8 подают на IV ступень компрессора 36 (линия 9 заглушена), где компримируют до давления 23 МПа, и закачивают пласт. Насыщенный парами воды ДЭГ с низа абсорбера 8 дросселируют дросселем 38 до давления 0,6 МПа и подают по линии 39 на фильтр 11, где отделяют механические примеси, и далее по линии 40 - в верхнюю часть десорбционной колонны 41, где нагревают до 50^оС. Затем подают по линии 42 через теплообменник 43 и далее по линии 44 на фильтры 20 и 21. После фильтров 20 и 21 - по линии 45 на сепаратор-выветриватель 46. С верха последнего выделяют большую часть газа по линии 47, подают на прием компрессоров 36. Насыщенный абсорбент с низа сепаратора 46 подают по линии 48 в нижнюю часть колонны 41. В последней отгоняют водяные пары из раствора ДЭГа. Верхний продукт колонны 41 смешивают с газом из сепаратора 46 и подают на первую ступень компрессии компрессора по линии 47. Регенерированный абсорбент 49 насосом 50 с низа колонны 41 с температурой 160^оС подают по линии 51 в теплообменник 43, где охлаждают до 110^оС, затем по линии 52 направляют в водяной холодильник 53 и далее в абсорбер 8.Petroleum gas enters the lower part of the absorber 8, where, rising, the gas contacts the deg. The dried gas from the top of the absorber 8 is fed to the IV stage of the compressor 36 (line 9 is plugged), where it is compressed to a pressure of 23 MPa, and the formation is pumped. DEG saturated water vapor from the bottom of the absorber 8 choke 38 is throttled to a pressure of 0.6 MPa, and is fed through line 39 to filter 11 where the separated mechanical impurities, and further along the line 40 - to the top of stripping column 41 where is heated up to 50 ^C. Then it is fed through line 42 through a heat exchanger 43 and then through line 44 to filters 20 and 21. After filters 20 and 21, through line 45 to separator-weathering device 46. Most of the gas is emitted from the top of the latter via line 47, and they are fed to compressors 36. Saturated absorbent from the bottom of the separator 46 is fed through line 48 to the lower part of the the bosom 41. In the latter, water vapor is distilled off from a DEG solution. The top product of column 41 is mixed with the gas from the separator 46 and is fed to the first stage compression compressor through line 47. Regenerated absorbent 49 pump 50 with the bottom hole assembly 41 with a temperature of 160 ^{° C} is fed through line 51 to heat exchanger 43 where it is cooled to ¹¹⁰ ° C, then, through line 52, they are sent to a water cooler 53 and then to an absorber 8.

Предлагаемое техническое решение по сравнению с прототипом позволяет снизить не только капитальные, но и энергетические затраты, что видно из данных таблицы. The proposed technical solution in comparison with the prototype can reduce not only capital but also energy costs, which can be seen from the data table.

Кроме того, многочисленными исследованиями установлено, что закачка в пласт нефтяного газа с высоким содержанием СО₂ равноценна закачке такого же количества СО₂. Учитывая, что весовое количество газа, закачиваемого в пласт, по предлагаемому способу примерно в 1,6 раза больше, чем СО₂ в прототипе, соответственно уменьшается количество свежего СО₂, закупаемого со стороны, т. е. на 37,5 тыс. т/г.In addition, numerous studies have found that injecting oil with a high CO ₂ content into the reservoir is equivalent to injecting the same amount of CO ₂ . Considering that the weighted amount of gas injected into the reservoir, according to the proposed method, is approximately 1.6 times greater than the CO ₂ in the prototype, the amount of fresh CO ₂ purchased from the outside decreases accordingly, that is, by 37.5 thousand tons / g

Claims

1. A method of operating a gas treatment field installation, including gas compression, cooling, separation of solids and supplying a gas stream for purification, characterized in that, in order to reduce energy and capital costs during purification, oil gas with carbon dioxide content of up to 20 about. % is separated into hydrocarbon gas and carbon dioxide and the separated streams are disposed of, while hydrocarbon gas is supplied to the consumer, and carbon dioxide is discharged into the atmosphere, and when the content of carbon dioxide in oil gas is above 20 vol. % oil gas after separation is used as a stream for additional compression for injection into the formation with drying between the compression stages.

2. Field gas treatment plant, including inlet and outlet compressors, connected to inlet compressors through a refrigerator, a separator, an absorber connected to a separator, a refrigerator, a pump, and an amine tank, desorber, and a heat exchanger connected to the bottom part of the absorber, an amine tank and a stripper, a refrigerator and a pump for collecting and re-pumping water connected to the bottom of the stripper in series with each other and the upper part of the stripper a stripper riboiler, a regeneration column and an additional heat exchanger connected through a refrigerator with an absorber and through a pump with a column, characterized in that, in order to reduce capital costs for the installation of the installation due to the possibility of reducing the number of units of column equipment, while reducing energy consumption for cleaning and compression carbon dioxide due to the possibility of reducing heat consumption for the desorption process, the installation is equipped with a weathering device and additional six-stage compressor in this case, the regeneration column is connected to the absorber, and the weathering device is connected to the regeneration column and inlet compressors, and the output compressors are connected to the upper part of the absorber.