CN113913219A - 一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法及处理*** - Google Patents
一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法及处理*** Download PDFInfo
- Publication number
- CN113913219A CN113913219A CN202111233955.8A CN202111233955A CN113913219A CN 113913219 A CN113913219 A CN 113913219A CN 202111233955 A CN202111233955 A CN 202111233955A CN 113913219 A CN113913219 A CN 113913219A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- hydration reaction
- gas
- solid
- associated gas
- unit
- 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.)
- Pending
Links
- 239000013535 sea water Substances 0.000 title claims abstract description 74
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000008878 coupling Effects 0.000 title claims abstract description 21
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 22
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 116
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 61
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 38
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 28
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 23
- 230000029087 digestion Effects 0.000 claims description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 8
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 7
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 6
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 108010001267 Protein Subunits Proteins 0.000 claims 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 8
- 239000012535 impurity Substances 0.000 abstract description 8
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000010354 integration Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 165
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 16
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 14
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 6
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 5
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 235000001014 amino acid Nutrition 0.000 description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- -1 salt ions Chemical class 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N Glutamic acid Natural products OC(=O)C(N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N L-leucine Chemical compound CC(C)C[C@H](N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N 0.000 description 1
- ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N Leucine Natural products CC(C)CC(N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 235000013922 glutamic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000004220 glutamic acid Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 238000010129 solution processing Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
- C10L3/103—Sulfur containing contaminants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
- C10L3/104—Carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
- C02F2001/5218—Crystallization
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/08—Seawater, e.g. for desalination
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
Abstract
本发明提供了一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法及处理***。本发明的方法,包括以下步骤:将原料进行一次水合化反应,分别得到固液混合物和轻烃富集气,所述原料至少包括油田伴生气和海水;对所述固液混合物进行固液分离处理得到水合物;对所述水合物进行化解处理,得到淡水。该方法能够同时实现油田伴生气的杂质脱除和海水淡化,获得轻烃富集气及淡水,能够为海洋平台提供淡水资源。该方法集成度高,可操作性强,真正做到了废物的回收利用,在遵循绿色环保准则的同时也提高了经济效益。
Description
技术领域
本发明涉及海洋平台油田伴生气回收及海水淡化技术领域,特别涉及一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法及处理***。
背景技术
油田伴生气是伴随石油开采溢出的衍生气,主要组分为70%-90%的甲烷、5%-20%的其它轻烃(乙烷、丙烷)、2%-10%的酸性气体(二氧化碳、硫化氢)和少量的不凝性气体(氮气、氧气)。虽然海上油田伴生气资源丰富,但是存在地域偏远、分散,产量不集中,铺设管道难度大等特点,在实际的利用过程中除部分伴生气作为燃料气或回注外,其余大部分伴生气直接采取燃烧放空的方法处理。伴生气得不到合理利用而只能“放空燃烧”,不仅浪费能源,而且给环境带来极大负面影响。
由于海上平台上可操作面积小,不宜在海上安装大型的伴生气加工处理装置。因此,可以对伴生气先进行预处理,使伴生气达到运输要求后再集中运输到天然气加工厂进行处理。目前,国内外研究方向多注重在对大型油气田伴生气收集装置及技术的研发上,如天然气凝液回收技术、天然气液化技术等,对气体分离净化技术关注较少。伴生气中多余的杂质(如CO2、H2S、H2O等)不仅会影响所获得产品的质量及纯度,还会造成严重的钢铁腐蚀和管道堵塞问题。针对海上油田伴生气的回收,研发一种高效清洁分离技术,脱除伴生气中的杂质,使伴生气达到运输标准,是油田伴生气资源化利用的前提。
脱除油田伴生气中的酸性气体,目前常用的分离技术包括化学吸收法、变压吸附法、深冷分离法、和膜分离法等。其中,化学吸收法是通过吸收剂与伴生气进行化学反应,吸收剂会选择性吸收混合气中的酸性气体CO2和/或H2S。然而,由于吸收剂通常包括单乙醇胺、二乙醇胺和热碱中的至少一种,这些吸收剂会在一定程度上对钢铁造成腐蚀,并且上述吸收剂的回收再生过程也会产生极大的能耗。变压吸附法即阶段性调节吸附塔压力,通过往复高压吸附过程以及低压解吸过程来分离伴生气中的酸性气体,虽然变压吸附法的工艺流程简单,能够得到纯度高的产品,但是往复高压吸附过程需大量的吸附剂,低压解析过程会产生大量的能耗。深冷分离法是利用不同气体组分的液化点不同实现将CO2和/或H2S分离的工艺,由于深冷分离法是通过在分离过程中使CO2和/或H2S的分压达到液化压力来实现CO2和/或H2S的分离,因此多适用于高浓度CO2和/或H2S气源的气体分离,且需联合其他工艺进行深度提纯。随着各国学者的不断探究,以膜分离法为代表的新型技术,具有高环保、低能耗的技术优势,展现出极大的工业化潜力,但是膜分离法中的膜材料成本高,并且设备维护困难。
与此同时,海洋油气生产平台对淡水资源有着巨大的需求,不仅满足100-200名操作人员的日常生活用水,而且设备冷却、药剂调配等也需要消耗大量的淡水。为了储存足量的淡水,每个平台都建有多个巨大的淡水储蓄罐,并依靠往返于海陆间的海油拖轮从水源地一船接一船的运送,运送成本高。
综上所述,受限于分离回收技术,海上油田伴生气多采用燃烧放空的方法进行处理,不仅造成能源的浪费,也给环境带来极大的负面影响。同时,海洋油气生产平台对淡水资源有着巨大的需求,淡水的运输和储存影响着海上油田开发的经济效益。
发明内容
本发明提供一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法,该方法能够同时实现油田伴生气的杂质脱除和海水淡化,绿色环保,经济效益高。
本发明提供一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***,该***能够同时实现油田伴生气的杂质脱除和海水淡化,结构简单,操作方便,具有很好的经济效益。
本发明提供一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法,包括以下步骤:
将原料进行一次水合化反应,分别得到固液混合物和轻烃富集气,所述原料至少包括油田伴生气和海水;
对所述固液混合物进行固液分离处理得到水合物;
对所述水合物进行化解处理,得到淡水。
如上所述的方法,其中,还包括使所述轻烃富集气进行二次水合化反应。
如上所述的方法,其中,还包括使至少一部分淡水参与一次水合化反应和/或二次水合化反应。
如上所述的方法,其中,所述一次水合化反应和/或所述二次水合化反应的温度为为0-15℃,压力为2.0MPa-10.0MPa。
如上所述的方法,其中,所述原料还包括水合物促进剂,所述水合物促进剂为氨基酸类促进剂。
如上所述的方法,其中,所述固液分离处理的温度为0-8℃,压力为3.0MPa-10.0MPa。
如上所述的方法,其中,所述化解处理的温度为15-50℃;和/或,
所述化解处理的压力为常压。
本发明提供一种用于实施如上所述的方法的油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***,其中,包括水合化反应单元、固液分离单元和化解单元;
所述水合化反应单元的混合相出口与所述固液分离单元的入口连通,所述固液分离单元的固相出口和所述化解单元的入口连通。
如上所述的处理***,其中,所述水合化反应单元包括N个水合化反应子单元,任意两个所述水合化反应子单元串联连接和/或并联连接,N≥1且为整数。
如上所述的处理***,其中,所述化解单元的液相出口与所述水合化反应单元的入口连通。
本发明提供一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法,该方法能够同时实现油田伴生气的杂质脱除和海水淡化,获得轻烃富集气及淡水,能够为海洋平台提供淡水资源。该方法集成度高,可操作性强,真正做到了废物的回收利用,在遵循绿色环保准则的同时也提高了经济效益。
本发明提供一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的***,该***能够同时实现油田伴生气的杂质脱除和海水淡化,获得轻烃富集气及淡水,该***集成度高、结构简单,可操作性强,在海上油气开发中具有广泛应用潜力。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或相关技术中的技术方案,下面对本发明实施例或相关技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。显而易见地,下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动的前提下,还可以根据这些附图获得其它的附图。
图1为本发明第一种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***;
图2为本发明第二种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***及工艺流程图;
图3为本发明第三种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***及工艺流程图;
图4为本发明第四种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***及工艺流程图;
图5为本发明第五种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***。
具体实施方式
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例,都属于本发明保护的范围。
本发明的第一方面提供一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法,包括以下步骤:
S1:将原料进行一次水合化反应,分别得到固液混合物和轻烃富集气,原料至少包括油田伴生气和海水;
S2:对固液混合物进行固液分离处理得到水合物;
S3:对水合物进行化解处理,得到淡水。
本发明中,原料至少包括油田伴生气和海水。本发明对油田伴生气不做特别限定,可以为本领域常用的油田伴生气,其组成例如可以为:70%-90%的甲烷、5%-20%的其它轻烃(乙烷、丙烷)、2%-10%的酸性气体(二氧化碳、硫化氢)和少量的不凝性气体(氮气、氧气)。其中,油田伴生气中的酸性气体以二氧化碳为主,在一些实施方式中,油田伴生气的酸性气体中可以不含有硫化氢。
本发明对海水不做特别限定,为一般的海洋水,海洋水中盐离子以Na+和Cl-为主。在一些实施方式中,海洋水中NaCl的质量分率为2%-5%。本发明的海水可以为去除了悬浮物的海水。
具体地,S1包括至少将油田伴生气和海水的原料进行一次水合化反应,相对于轻烃,油田伴生气中的酸性气体更容易与海水中的水分子易通过氢键形成水合物晶体,因此在一次水合化反应中,不仅完成了水合物的制备,更是实现了油田伴生气中酸性气体的分离,获得了油田伴生气中酸性气体被分离后的气体,即轻烃富集气,轻烃富集气主要包括甲烷和乙烷;同时,海水中的水分子与油田伴生气反应,一次水合化反应后,因排盐效应剩余海水的含盐量被提高得到浓盐水,浓盐水与所形成的水合物形成固液混合物。
本发明中,一次水合化反应在一次水合化反应单元中进行,当一次水合化反应单元的压力变化量小于10KPa/小时时,可以认为一次水合化反应结束。
S2包括对S1中形成的固液混合物进行固液分离处理,将浓盐水与水合物分离,收集水合物;将分离后的浓盐水排入大海,也可以作为冷却介质对原料气进行预降温。本发明中,当浓盐水不再排出时,可以认为固液分离处理过程完成。
S3包括对S2获得的水合物进行化解处理,由于水合物是由水分子和酸性气体形成的,所以化解后可以得到酸性气体和淡水,收集淡水;将酸性气体燃烧后排空或者直接排空即可。在本发明的化解过程中,可以检测化解单元的压力,当化解单元的压力不再增高或者不再变化时,视为化解处理过程完成。
本发明的油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法,以油田伴生气和海水为原料,能够同时实现油田伴生气的酸性气体的脱除和海水淡化,获得轻烃富集气及淡水,轻烃富集气能够作为燃料使用,淡水可以用于海洋平台的日常试验。该方法集成度高,可操作性强,真正做到了废物的回收利用,在遵循绿色环保准则的同时也提高了经济效益。
在本发明的一些实施方式中,还包括使轻烃富集气进行二次水合化反应。
可以理解的是,本发明中将轻烃富集气再次进行的反应都称为二次水合化反应,本发明不限定二次水合化反应的次数,二次水合化反应的次数可以为一次,也可以为多次。本发明中,使轻烃富集气进行二次水合化反应,能够更加彻底的去除轻烃富集气中的酸性气体,提高轻烃富集气的纯度。在一些实施方式中,可以通过检测轻烃富集气中酸性气体(CO2+H2S)的含量来判断是否需要使轻烃富集气进行二次水合化反应。作为判断是否需要进行的条件,具体地,当轻烃富集气中CO2的含量大于3%(v/v)或H2S的含量大于0.5%(v/v)时,需要使轻烃富集气进行二次水合化反应,当轻烃富集气中CO2的含量小于3%(v/v)且H2S的含量小于0.5%(v/v),不需要使轻烃富集气进行二次水合化反应。
在一些实施方式中,二次水合化反应包括:将轻烃富集气与海水进行水合化反应,或者使油田伴生气和轻烃富集气的混合气与海水进行水合化反应。
在本发明的一些实施方式中,还包括使至少一部分淡水参与一次水合化反应和/或二次水合化反应。此处参与一次水合化反应和/或二次水合化反应的淡水是指S3化解处理后获得的淡水。
本发明中,可以使S3化解处理后的淡水一部分再次参与一次水合化反应和/或二次水合化反应,化解处理后的淡水可以作为水合化反应的促进剂,加速水合物成核过程,强化一次水合化反应和/或二次水合化反应的反应速率。
在本发明的一些实施方式中,为了提高一次水合化反应和/或二次水合化反应的反应速率,更好地脱除油田伴生气中的酸性气体,获得高纯度的轻烃富集气,一次水合化反应和/或二次水合化反应的温度为0-15℃,压力为2MPa-10MPa。
在一些实施方式中,也可以通过控制一次水合化反应中油田伴生气与海水的体积比来控制酸性气体的脱除率,也可以通过控制二次水合化反应中轻烃富集气和海水的体积比来控制酸性气体的脱除率。一般的,水合化反应(一次、二次等)中油田伴生气与海水的体积比应为(3-7):1。
在本发明的一些实施方式中,为了更进一步提高一次水合化反应的反应速率,原料还包括水合物促进剂,水合物促进剂为氨基酸类促进剂。在一些实施方式中,氨基酸类促进剂包括亮氨酸和/或谷氨酸。
本发明中,可以将水合物促进剂直接与海水进行混合,然后与油田伴生气进行一次水合化反应;也可以将水合物促进剂、海水和油田伴生气直接混合,进行一次水合化反应。在一些实施方式中,基于海水的总质量,水合物促进剂的质量百分含量为0.01-5wt%,油田伴生气和海水的体积比为(3-7):1。
在一些实施方式中,也可以在次水合化反应过程中加入水合物促进剂,水合物促进剂的加入量为海水质量的0.01-5wt%,轻烃富集气与海水的体积比为(3-7):1。
在本发明的一些实施方式中,固液分离处理的温度为0-8℃,压力为3.0MPa-10.0MPa。上述温度和压力范围内的固液分离处理能够使固液混合物中的水合物维持稳定,并获得纯度高的水合物。
本发明中,可以通过加热的方式对水合物进行化解处理,获得淡水和酸性气体;也可以通过降压的方式对水合物进行化解处理,获得淡水和酸性气体;还可以通过加热和降压联合的方式对水合物进行化解处理,获得淡水和酸性气体。当化解压力为常压,和/或,化解温度为15-50℃时,能够在节约能耗的前提下,使水合物高效地化解,释放出淡水和酸性气体。
图1为本发明第一种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***,如图1所示,本发明的第二方面提供一种用于实施上述方法的油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***,包括水合化反应单元、固液分离单元和化解单元;
水合化反应单元的混合相出口与固液分离单元的入口连通,固液分离单元的固相出口和化解单元的入口连通。
在具体的运行过程中,将海水和油田伴生气从水合化反应单元的入口通入水合化反应单元中进行水合化反应,分别得到固液混合物和轻烃富集气,轻烃富集气从水合化反应单元的气相出口输出,然后进行储存,固液混合物从水合化反应单元的混合相出口输出经固液分离单元的入口输入至固液分离单元中进行固液分离处理,获得水合物和浓水,浓水从固液分离单元的液相出口排出,水合物从固液分离单元的固相出口输出经化解单元的入口进入化解单元进行化解处理,水合物经化解处理获得淡水和酸性气体,酸性气体经化解单元的气相出口排出,淡水经化解单元的液相出口排出,然后进行储存。
本发明对水合化反应单元的具体结构不做特别限定,凡是能够使油田伴生气和海水进行水合化反应的结构都属于本发明的保护范围之内。在一些实施方式中,水合化反应单元为水合化反应器,水合化反应器为油田伴生气和海水的水合化反应提供场所,水合化反应器可以是釜式反应器、板式塔和填料塔等常规的气液接触传质设备,水合化反应器中可以设置有温度传感器、压力传感器和液位传感器。在一具体的实施方式中,水合化反应器为带搅拌的釜式反应器。水合化反应器可以是单级水合化反应器,也可以是多级水合化反应器。当水合化反应器为多级时,油田伴生气和海水可以为错流接触进行反应,油田伴生气和海水也可以为逆流接触进行反应。水合化反应器可以为间歇式反应器,也可以为平推流式反应器。
水合化反应器还可以具有压缩机,其中,压缩机可以用于控制水合化反应的压力。本发明中,可以通过油田伴生气燃烧发电、海上风电、太阳能和潮汐能等,为压缩机提供动力来源,以提高油气开采的能源效率。
本发明中可以通过制冷机控制水合化反应的温度,制冷剂的动力来源为油田伴生气燃烧发电、海上风电、太阳能和潮汐能等。除了通过制冷剂实现温度控制外,在另一种实施方式中,也可以在水合化反应器的外壁可以设置夹套,在夹套内可以输入冷却水,通过水合化反应器外壁夹套进行的间壁式换热来控制水合化反应的温度。进一步地,冷却水为浓水。本发明中,也可以使用温度较低的浓水对海水进行直接冷却,将海水冷却至水合化反应温度之下,然后输送至水合化反应器中进行水合化反应。
本发明对固液分离单元的具体结构不做特别限定,凡是能够进行固液分离的结构都属于本发明的保护范围之内。在一些实施方式中,固液分离器中可以设置有温度传感器和压力传感器,用来检测固液分离处理时的温度和压力。固液分离单元可以为高压固液分离器,使用高压固液分离器能够保证固液分离过程中水合物的稳定性。在一具体的实施方式中,固液分离器为带滤网的高压釜式反应器。
本发明对化解单元的具体结构不做特别限定,凡是能够使水合物化解的结构都属于本发明的保护范围之内。在一些实施方式中,化解单元为化解器。
本发明的油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***,能够同时实现油田伴生气的杂质脱除和海水淡化,获得轻烃富集气及淡水,该***集成度高、结构简单,可操作性强,在海上油气开发中具有广泛应用潜力。
在本发明的一些实施方式中,为了使油田伴生气中的酸性气体更加彻底的被去除,获得更高纯度的轻烃富集气,水合化反应单元包括N个水合化反应子单元,任意两个水合化反应子单元串联连接和/或并联连接,N≥1且为整数。
图2为本发明第二种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***及工艺流程图,如图2所示,本发明的水合化反应子单元可以通过兼具串联和并联的方式连接。图3为本发明第三种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***及工艺流程图,如图3所示,本发明的水合化反应子单元可以通过并联的方式连接。图4为本发明第四种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***及工艺流程图,如图4所示,本发明的水合化反应子单元可以通过串联的方式连接。
图5为本发明第五种实施方式中油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***。如图5所示,在本发明的一些实施方式中,化解单元的液相出口与水合化反应单元的入口连通。
可以理解的是,经化解单元液相出口输出的淡水可以通过水合化反应单元的入口输入至水合化反应单元内参与水合化反应,提高水合化反应的速率,并且实现产物的回收再利用,具有很好的经济效益。
下面结合具体实施例对本发明进行进一步描述,但本发明的保护范围并不仅限于此。
实施例1
如图1所示,本实施例的油田伴生气分离回收耦合海水淡化***包括水合化反应单元、固液分离单元和化解单元;
水合化反应单元的混合相出口与固液分离单元的入口连通,固液分离单元的固相出口和化解单元的入口连通;
其中,水合化反应单元为带搅拌浆和水浴夹套的反应釜,搅拌桨置于反应釜的釜内,水浴夹套套设在反应釜的外壁,反应釜为间歇式高压容器;
固液分离单元为外壁套设水浴夹套的高压釜,高压釜内设置有金属滤网;
化解单元为外壁套设水浴夹套的高压釜。
实施例2
如图5所示,本实施例的油田伴生气分离回收耦合海水淡化***包括水合化反应单元、固液分离单元和化解单元;
水合化反应单元的混合相出口与固液分离单元的入口连通,固液分离单元的固相出口和化解单元的入口连通,化解单元的液相出口和水合化反应单元的入口连通;
其中,水合化反应单元为带搅拌浆和水浴夹套的反应釜,搅拌桨置于反应釜的釜内,水浴夹套套设在反应釜的外壁,反应釜为间歇式高压容器;
固液分离单元为外壁套设水浴夹套的高压釜,高压釜内设置有金属滤网;
化解单元为外壁套设水浴夹套的高压釜。
实施例3
本实施例的油田伴生气分离回收耦合海水淡化方法采用实施例1的***进行实施,包括以下步骤:
1)将配制的油田伴生气和模拟海洋水进行一次水合化反应,分别得到固液混合物和轻烃富集气;
2)对固液混合物进行固液分离处理得到水合物;
3)对水合物进行化解处理,得到淡水;
其中,配制的油田伴生气组成为80%甲烷、5%乙烷、5%丙烷、10%二氧化碳,模拟海洋水为NaCl水溶液,NaCl的质量百分数为3%,水合物促进剂加入量为海水质量的1%,反应釜内油田伴生气和模拟海洋水的体积比为3:1,一次水合化反应的温度为5℃,压力为7.0MPa,一次水合化反应的时间为8小时;
固液分离处理的温度为3℃,压力为7.0MPa;
化解处理的温度为30℃,压力为常压。
本实施例获得的轻烃富集气中甲烷96.5%、乙烷1.8%、丙烷1.1%、二氧化碳0.6%,淡水中NaCl的质量分数低于0.1%。可以看出,本发明的油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法,能够同时实现油田伴生气中酸性气体的脱除和海水淡化。
最后应说明的是:以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案,而非对其限制;尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明,本领域的普通技术人员应当理解:其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改,或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换;而这些修改或者替换,并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法,其特征在于,包括以下步骤:
将原料进行一次水合化反应,分别得到固液混合物和轻烃富集气,所述原料至少包括油田伴生气和海水;
对所述固液混合物进行固液分离处理得到水合物;
对所述水合物进行化解处理,得到淡水。
2.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,还包括使所述轻烃富集气进行二次水合化反应。
3.根据权利要求1或2所述的方法,其特征在于,还包括使至少一部分淡水参与一次水合化反应和/或二次水合化反应。
4.根据权利要求2或3所述的方法,其特征在于,所述一次水合化反应和/或所述二次水合化反应的温度为0-15℃,压力为2.0MPa-10.0MPa。
5.根据权利要求1-4任一项所述的方法,其特征在于,所述原料还包括水合物促进剂,所述水合物促进剂为氨基酸类促进剂。
6.根据权利要求1-5任一项所述的方法,其特征在于,所述固液分离处理的温度为0-8℃,压力为3.0MPa-10.0MPa。
7.根据权利要求1-6任一项所述的方法,其特征在于,所述化解处理的温度为15-50℃;和/或,
所述化解处理的压力为常压。
8.一种用于实施权利要求1-7任一项所述的方法的油田伴生气分离回收耦合海水淡化的处理***,其特征在于,包括水合化反应单元、固液分离单元和化解单元;
所述水合化反应单元的混合相出口与所述固液分离单元的入口连通,所述固液分离单元的固相出口和所述化解单元的入口连通。
9.根据权利要求8所述的处理***,其特征在于,所述水合化反应单元包括N个水合化反应子单元,任意两个所述水合化反应子单元串联连接和/或并联连接,N≥1且为整数。
10.根据权利要求9所述的处理***,其特征在于,所述化解单元的液相出口与所述水合化反应单元的入口连通。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111233955.8A CN113913219A (zh) | 2021-10-22 | 2021-10-22 | 一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法及处理*** |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111233955.8A CN113913219A (zh) | 2021-10-22 | 2021-10-22 | 一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法及处理*** |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113913219A true CN113913219A (zh) | 2022-01-11 |
Family
ID=79242520
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202111233955.8A Pending CN113913219A (zh) | 2021-10-22 | 2021-10-22 | 一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法及处理*** |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN113913219A (zh) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8633004B1 (en) * | 2010-04-22 | 2014-01-21 | Lockheed Martin Corporation | Method and system for harvesting hydrothermal energy |
CN103991985A (zh) * | 2014-05-28 | 2014-08-20 | 常州大学 | 一种利用lng气化冷能的水合物法海水淡化装置与方法 |
CN107032464A (zh) * | 2017-04-28 | 2017-08-11 | 华南理工大学 | 一种气体水合物促进剂及其在盐水淡化和二氧化碳捕捉中的应用 |
US20170239612A1 (en) * | 2016-02-19 | 2017-08-24 | Suhas P. Mondkar | Cold Solvent Gas Treating System |
CN111974191A (zh) * | 2019-05-22 | 2020-11-24 | 中国石油大学(北京) | 一种水合脱除混合气中硫化氢的方法和装置 |
-
2021
- 2021-10-22 CN CN202111233955.8A patent/CN113913219A/zh active Pending
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8633004B1 (en) * | 2010-04-22 | 2014-01-21 | Lockheed Martin Corporation | Method and system for harvesting hydrothermal energy |
CN103991985A (zh) * | 2014-05-28 | 2014-08-20 | 常州大学 | 一种利用lng气化冷能的水合物法海水淡化装置与方法 |
US20170239612A1 (en) * | 2016-02-19 | 2017-08-24 | Suhas P. Mondkar | Cold Solvent Gas Treating System |
CN107032464A (zh) * | 2017-04-28 | 2017-08-11 | 华南理工大学 | 一种气体水合物促进剂及其在盐水淡化和二氧化碳捕捉中的应用 |
CN111974191A (zh) * | 2019-05-22 | 2020-11-24 | 中国石油大学(北京) | 一种水合脱除混合气中硫化氢的方法和装置 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
徐文渊等主编: "《天然气利用手册》", 31 January 2002, 北京:中国石化出版社 * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Qyyum et al. | Biogas to liquefied biomethane: Assessment of 3P's–Production, processing, and prospects | |
Olugasa et al. | Energy production from biogas: A conceptual review for use in Nigeria | |
CN100493672C (zh) | 一种水合物法混合气体连续分离方法及装置 | |
WO2016037494A1 (zh) | 一种水合物法分离混合气体的方法 | |
CN108579361A (zh) | 一种lng发电厂尾气中二氧化碳低能耗捕集装置 | |
CN111498868A (zh) | 一种可再生能源合成氨的装置和方法 | |
CN113479906B (zh) | 一种冷热电联用的可再生能源合成氨*** | |
CN105080323A (zh) | 一种基于水合物法的二氧化碳捕集方法与装置 | |
CN109250884A (zh) | 一种消化污泥联合热水解的沼液高效脱氨工艺 | |
CN103480275A (zh) | 一种脱硫液再生后的酸气提浓、除盐及分离装置及方法 | |
CN102502634B (zh) | 高浓度二氧化碳排放气制备食品级co2的工艺方法 | |
CN109701364B (zh) | 一种水合法分离气体的***及方法 | |
CN113117503B (zh) | 一种节能型水合物法分离混合气的***及方法 | |
CN112239682A (zh) | 一种气化装置渣水闪蒸气综合利用***及方法 | |
CN113913219A (zh) | 一种油田伴生气分离回收耦合海水淡化的方法及处理*** | |
JP5736916B2 (ja) | 混合ガスからの二酸化炭素の回収・液化方法 | |
CN107297131A (zh) | 利用电石渣和腐植酸盐固存co2副产建筑材料的方法 | |
CN103739024A (zh) | 利用液化天然气气化吸收热淡化海水的装置及方法 | |
JP2014188405A (ja) | 二酸化炭素分離装置及び二酸化炭素分離方法 | |
CN203212538U (zh) | 一种沼气分离净化装置 | |
CN102500193B (zh) | 一种用于dmf合成塔尾气的回收利用方法及装置 | |
Mio et al. | Carbon Dioxide Capture in the Iron and Steel Industry: Thermodynamic Analysis, Process Simulation, and Life Cycle Assessment | |
CN108795523B (zh) | 一种太阳能和/或风力发电制氢与煤制天然气工艺耦合制备天然气的装置及应用 | |
CN108384594B (zh) | 费托合成尾气净化并回收轻烃的工艺与装置 | |
CN111849574A (zh) | 一种基于水合物法储运天然气的装置及方法 |
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 | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20220111 |
|
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |