СПОСОБ ПОДГОТОВКИ КИСЛОГО ГАЗА ДЛЯ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ ЧЕРЕЗ НАГНЕТАТЕЛЬНУЮ СКВАЖИНУ
METHOD OF ACID GAS TREATMENT FOR INJECTION INTO FORMATION THROUGH INJECTOR

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам подготовки кислого газа, содержащего сероводород и углекислый газ, для закачки в пласт через нагнетательную скважину с целью их утилизации.
Известен способ подготовки кислого газа, состоящего из сероводорода и углекислого газа, для закачки в пласт через нагнетательную скважину в смеси с водой, который заключается в сжатии кислого газа компрессорами в несколько ступеней сжатия до давления 4,55÷14,0 МПа (в зависимости от состава кислого газа) с промежуточным охлаждением кислого газа после каждой ступени охлаждения с получением кислого газа в жидком виде, который при одинаковом давлении смешивают с водой, имеющей рН не менее 7,5, и подают на головку нагнетательной скважины для закачки насосом в пласт (Пат. США, №6149344, НКИ 405/128, опубл. 21.11.2000).
Недостатком способа являются значительные энергетические затраты, необходимые для сжатия кислого газа компрессором до давления сжижения, коррозия оборудования влажным кислым газом и повышение риска образования газовых гидратов из-за повышенного давления сжатия кислого газа.
Наиболее близким аналогом к данному изобретению является способ подготовки кислых газов для закачки в пласт через нагнетательную скважину путем подачи кислого газа в несколько ступеней
сжатия-охлаждения до давления 2,5÷5,0 МПа и температуры 40-60°C, осушки сжатого газа гликолем в блоке осушки при этом же давлении и температуре 45-65°C, перевод осушенного газа в жидкое состояние путем сжатия до давления 5,5÷10,0 МПа и охлаждения до температуры 40÷65°C и закачка жидкого кислого газа в пласт через нагнетательную скважину (Пат. РФ, 2342525 МПК E21B 43/40, опубликовано 27.12. 2008 г.).
2
Недостатком данного способа, взятого в качестве прототипа, является то, что сохраняется необходимость в значительных энергетических затратах, связанных со сжатием газообразного кислого газа компрессором до давления его сжижения, причем увеличение содержания в нем углекислого газа приводит к дальнейшему росту давления, необходимого для сжижения. Содержание CO в кислом газе, который получается при аминовой очистке исходного попутного и природного газов, определяется его содержанием в этих газах и может колебаться в значительных пределах. При преобладающем содержании углекислого газа в кислом газе и температуре сжатого и осушенного кислого газа 55-60°C путем дальнейшего сжатия кислого газа по способу, взятому в качестве прототипа, не удается перевести его в жидкое состояние, поскольку при повышении давления при указанной температуре и при отсутствии в составе кислого газа углеводородных компонентов сжиженного газа происходит его переход в критическое состояние, минуя жидкое состояние. Повышенные энергетические затраты по известному способу обусловлены также затратами энергии на рециркуляцию гликоля в блоке осушки, в котором перепад давления между десорбером и абсорбером составляет до 4 МПа и выше. Кроме того, сохраняется риск образования гидратов при сжатии кислого газа до давления сжижения.
Задача изобретения - снижение энергетических затрат, снижение риска образования газовых гидратов, уменьшение числа ступеней сжатия-охлаждения кислых газов и утилизация попутных сероводородсодержащих сжиженных газов и газовых бензинов.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа:
- снижение энергетических затрат при сжатии кислых газов компрессором, что достигается путем сжижения их при более низком давлении за счет введения в состав кислого газа сжиженного газа С3-С5 и газовых бензинов;
- снижение энергетических затрат на рециркуляцию гликоля в блоке осушки путем проведения осушки при более низком давлении, что позволяет вести осушку при небольшом перепаде давления между абсорбером и десорбером, и приводит к снижению электроэнергии на перекачку гликоля;
- снижение риска гидратообразования за счет снижения давления сжатия кислых газов до сжижения;
- утилизация загрязненных кислыми компонентами сжиженных газов и газовых бензинов путем закачки их в пласт совместно с кислыми газами.
3
5
Указанный технический результат достигается способом подготовки кислых газов для закачки в пласт через нагнетательную скважину путем подачи кислого газа в несколько ступеней сжатия-охлаждения при температуре 40÷60°C, осушки сжатого кислого газа гликолем при давлении сжатия и температуре 45÷65°C, перевода осушенного газа в жидкое состояние последующим сжатием и охлаждением его до температуры 40÷65°C и закачки жидкого кислого газа в пласт через нагнетательную скважину, при этом кислые газы перед подачей на сжатие смешивают со сжиженным газом C-C или с газовым бензином, взятым в количестве 10÷40% по мас., причем сжатие-охлаждение кислого газа и осушку проводят при давлении до 0,4÷0,6 МПа, а перевод его в жидкое состояние осуществляют при давлении до 0,8÷4,0 МПа.
На чертеже приведена схема установки подготовки кислого газа для закачки в пласт через нагнетательную скважину.
Способ осуществляют следующим образом.
Кислый газ с установки очистки исходного попутного или природного газа от сероводорода и углекислого газа (I) при давлении 0,05÷0,2 МПа подают на смешение со сжиженным газом - смесью углеводородов С3-С5 или газовым бензином (II), далее смешанный поток подают на вход компрессора 1 блока сжатия-охлаждения, в котором газ сжимают до давления 0,4÷0,6 МПа. Далее поток сжатого газа (III) подают в холодильник 2 (который может быть выполнен в виде аппарата воздушного охлаждения), в котором его охлаждают до температуры 40÷60°C, после чего охлажденный поток (IV) направляют в сепаратор 3.
В сепараторе 3 охлажденный поток (IV) разделяют на газовую фазу - кислый газ и конденсат, при этом поток кислого газа (V) направляют на гликолевую осушку в блок 4, в котором газ осушают до остаточного содержания воды не более 0,01 мас.%, а конденсат (VI) отводят на утилизацию. Абсорбер блока 4 орошается высококонцентрированным раствором триэтиленгликоля (ТЭГ) (97,5÷99,5 мас.%). Осушенный кислый газ (VII), содержащий сжиженный газ или газовый бензин, с температурой 45÷65°C выводят с блока 4 и направляют на вход компрессора 7, где его дожимают до давления 0,8÷4,0 МПа, и сжатый газ (VIII) охлаждают в водяном холодильнике или аппарате воздушного охлаждения 8 до температуры 40÷60°C. При этих условиях газ переходит в однофазное жидкое состояние.
Охлажденный поток жидкого кислого газа (IX) насосом 9 направляют для закачки в пласт через нагнетательную скважину (X).
Насыщенный водой раствор ТЭГ, полученный при осушке кислого газа, при температуре 45÷65°C выводят с низа абсорбера блока осушки 4 и направляют в емкость-экспанзер, где происходит выделение физически поглощенных в ТЭГ компонентов кислого газа, которые рециркулируют (XI) на вход компрессора 1.
Водяные пары (XII) выводят из верхней части регенератора блока осушки 4, охлаждают в холодильнике 5, а охлажденный поток (XIII) подают в сепаратор 6. Конденсат (XIV) из нижней части сепаратора 6 подают на смешение с конденсатом из сепараторов 3 и объединенный поток (XV) направляют на утилизацию. Газовую фазу из верхней части сепаратора 6 выводят и направляют также на утилизацию (XVI).
Экономия электроэнергии по предлагаемому способу достигается за счет снижения давления ожижения кислого газа, что позволяет вести дальнейшее сжатие кислого газа до давления закачки (20÷24 МПа) в пласт в жидком состоянии с применением насоса, являющегося более экономичной машиной, чем компрессор. Экономия электроэнергии достигается также за счет осушка газа гликолем при более низком давлении.
3
3
3
Пример 1. Кислый газ установки аминовой очистки в количестве 500 м/ч, имеющий давление 0,05 МПа и температуру 40°C, смешивают с потоком сжиженного газа. Кислый газ содержит 80% сероводорода и 20% об. углекислого газа, а сжиженный газ состоит из пропана, бутана и пентана в соотношении 1:1:1 и расход его составляет 330 м/ч. Расход смешанного газа - 830 м/ч, содержание в нем компонентов сжиженного газа составляет 39,8% об. Смешанный газ далее направляют в компрессор, в котором газ сжимают до давления 0,4 МПа, затем охлаждают в холодильнике до температуры 50°C с последующим отделением в газовом сепараторе основного количества влаги в виде конденсата, который выводят из нижней части сепаратора в количестве 33 кг/ч. Для удаления оставшегося количества воды газовую фазу с верхней части сепаратора направляют в абсорбер, орошаемый триэтиленгликолем. После абсорбера содержание влаги в газе, имеющем температуру 60°C, составляет 0,01% об. Сжатый и осушенный таким образом кислый газ, содержащий в качестве компонента сжиженный газ, сжимают компрессором до расчетного давления сжижения 0,8 МПа. Получают жидкость в количестве 1669.0 кг, которую охлаждают до 45°C и насосом подают для закачки в пласт через нагнетательную скважину.
3
Экономия электроэнергии за счет снижения давления ожижения с 4,2 МПа по прототипу (для кислого газа без смешения со сжиженным газом) до 0,8 МПа по предлагаемому способу составляет 200 кВт-час в расчете на 1000 м кислого газа.
3
Пример 2. Кислый газ установки аминовой очистки в количестве 1000 м/ч с давлением 0,08 МПа и температурой 45°C смешивают с потоком сжиженного газа. Кислый газ содержит 39% мас. сероводорода и 61% углекислого газа, а соотношении пропана, бутана и пентана в сжиженном газе составляет, соответственно,
3
3
0,61:0,35:0,05, расход его - 425 м/ч. Расход смешанного газа - 1425 м/ч, содержание в нем компонентов сжиженного газ 29,8% об. Этот газ далее сжимают до давления 0,6 МПа, охлаждают в холодильнике до температуры 50°C с последующим отделением в газовом сепараторе основного количества влаги в виде конденсата в количестве 57 кг/ч. Для удаления оставшегося количества воды газовую фазу с верхней части сепаратора направляют в абсорбер, орошаемой триэтиленгликолем. После абсорбера содержание влаги в газе, имеющей температуру 60°C, составляет 0,01% об. Сжатый и осушенный таким образом кислый газ, содержащий в качестве компонента сжиженный газ, сжимают компрессором до расчетного давления сжижения 3,8 МПа. Получают жидкость в количестве 2672.0 кг, которую охлаждают до 45°C и насосом подают для закачки в пласт через нагнетательную скважину.