CN107355680A - 一种co2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺 - Google Patents
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Abstract
一种CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，属于气体输送领域，其特征在于包括如下步骤：（1）捕集：将燃烧尾气引入低温甲醇洗装置进行吸收，再解压升温闪蒸后回收高纯度CO2副产气，CO2副产气经管线进入首站，经旋流分离器分离后，采用往复式压缩机组进行增压，同时采用分子筛脱水撬脱水；（2）输送：在首站将CO2增压至超临界相态后采用管输方式将CO2输送至注入站；CO2进入注入站后进行二次增压后以高压密相输送至井场；（3）利用及封存：然后在井场处将CO2注入井口进行注气驱油，同时达到CO2封存的目的。采用先进、适用的CO2管道超临界输送工艺，提高管输效率，降低能耗；CO2配注采用中心注入站集中二次增压、井场分散计量的配注方式，提高了注入效率，方便运行管理。
Description
技术领域
本发明属于气体输送领域，尤其涉及一种CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺。
背景技术
二氧化碳（CO2）是国际公认的温室气体之一，近年来，减少CO2排放已成为最重大的国际环保问题。
CO2捕集、输送、利用与封存（CCUS）作为减少CO2排放的有效途径之一，有助于减少温室气体排放和控制全球变暖，有广泛的应用前景，越来越受到国内外碳减排行业的重视。伴随碳利用需求增长及技术发展，CCUS技术近期发展迅速，通过将工业产生废气中的CO2捕集纯化后注入地层深处，CO2会留在水中或在水中溶解，也可能与煤或其他矿物结合，或经数千年之后与其他岩石结合在一起，形成稳定的碳酸盐；同时，可将CO2注入油藏驱油，提高采收率，减排同时实现了碳的利用和封存。CCUS是目前全球减少CO2排放的一种重要途径。
我国实际的CCUS技术研究目前还处于初期阶段，国内科研机构和高校学者们对CO2利用环节主要集中在驱油上，在CO2输送方面，主要研究管道厚度、直径、材料、运行温度、压力、CO2性质、管道腐蚀机理等。国内已见报道的仅有个别油田利用自身距CO2气源点较近的优势，采用气态或液态管道将CO2输送至注入井井口，达到提高油田采收率的目的，如华东局建有CO2集气管道总长52km，总产量为40×104t/a；吉林油田建设了长约8km的CO2气相输送管道；此外，大庆油田在萨南东部过渡带进行的CO2-EOR先导性试验中建设了6.5km的CO2输送管道，用于将大庆炼油厂加氢车间的副产品CO2输送至试验场地。胜利油田建设正理庄油田高89块CO2采集处理工程一期设计规模4×104t/a，二期设计规模8.7×104t/a，管道长度20km，采用气相输送，设计压力6.3MPa，管径为DN150，该项目2012年11月投产。我国已经超越美国成为CO2年排放量最大的国家，随着国家CO2减排目标的推进和环保要求的越来越严格，但现阶段国内并没有CCUS全流程工艺的实施案例。
发明内容
本发明旨在解决上述问题，提供一种CO2的捕集输送利用及封存的全流程工艺。
本发明所述的CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，包括如下步骤：
1）捕集：将燃烧尾气引入低温甲醇洗装置进行吸收，再解压升温闪蒸后回收高纯度CO2副产气， CO2副产气经管线进入首站，经旋流分离器分离后，采用往复式压缩机组进行增压，同时采用分子筛脱水撬脱水；直接对低温甲醇洗装置解析出的CO2直接进行捕集分离和增压外输，无需再将气态的CO2进行加热、换热和冷却液化，也无需液态CO2储罐，简化了工艺，提高了安全性，节省了投资；
2）输送：在首站将CO2增压至超临界相态（压力13MPa，温度≥31.6℃）后采用管输方式将CO2输送至注入站；CO2进入注入站后进行二次增压后以高压密相输送至井场；首站与注入站之间的输送管线上每25-30km建设阀室，全部为监控阀室。均设置线路截断阀及就地吹扫放空系统，具备管线吹扫放空、投产压力平衡等的功能，可进行数据监视、控制。监控阀室内设置带电子控制单元的电液联动紧急关断阀门，同时可将阀室处线路截断阀的阀位信号以及管线内部的压力、温度和阀室内CO2浓度上传调控中心，并远程执行SCADA系统调度控制中心下达的指令，实现远程开、关操作。首站与注入站之间采用超临界输送，二次增压后高压密相注入，降低了输送首站的压力和工程投资，且安全性好、工艺灵活，在注入前期底层压力较低的情况下，可以越过二次增压流程，进行直接注入。以高压密相送达井场并注入井口，无需低温储罐、汽化器、换热装置，采用最简便的流程即可以保证CO2在井下不发生冻堵、不会对井筒和地层造成伤害，且注入泵不会发生“气锁”；
3）利用及封存：然后在井场将CO2注入井口进行注气驱油，同时达到CO2的封存目的。
本发明所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，步骤1）中所述往复式压缩机组增压，分子筛脱水撬脱水过程具体为：压缩机2用1备，六列五级压缩，电机驱动，水冷；CO2在第4级增压后进入分子筛脱水撬脱水，而后再进行第5级压缩。由于CO2原料气的气源压力很低（60kPag），难以克服分子筛脱水系统的压力降，且4A型分子筛的抗压强度为约10MPa左右，而最终增压压力为12.5MPa, 如果采用压缩机后在脱水，吸附剂则承受不了如此高压而变得易碎易裂，且后续脱水设备压力过高也会造成成本增加。因此，采用压缩机级间脱水，根据压力选择设置在第4级增压后进行脱水。
本发明所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，步骤2）中所述二次增压采用柱塞泵对注入站内的CO2进行二次增压,而后通过站内的配注管线进入注气干线，再通过注气支线抵达井场实现配注。采用首站和注入站两级增压模式，属于优化设计，节省了投资，提高了安全性。
本发明所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，步骤3）中所述注入井口时采用油管正注、水气交替的注入方式。
本发明所述的CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，所述水气交替方式为水气同时注入，水气交替周期为3个月。通常的单独气驱或水驱常常有至少20%—50%的原油残余在油藏中，水气交替注入,可提高驱替效率，达到90%。合理的交替周期，既能保证注入CO2的扩散，又不至于导致气窜的发生，使整个生产过程处于较低的气液比。气水交替周期为3个月时，提高采收率幅度较较高，平均生产气液比处于较低水平，现场造作也相对简单实用。
本发明所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，步骤3）中所述CO2注入到地层注气驱油后，随采出气采出的CO2经分离、提纯、液化接入柱塞泵增压后回注至井口。
本发明所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，所述高压密相的压力为16MPa，温度为常温。
本发明所述的CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，所述首站、注入站及井场内均设有CO2气体浓度检测和报警器。
本发明所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，通过将上游用户副产气捕集回收，采用二次增压方案，首站采用电驱水冷往复式压缩机组一次增压、中心注入站采用增压泵二次增压，满足配注需求的同时用于油田驱油，提高了系统的灵活性；采用先进、适用的CO2管道超临界输送工艺，提高管输效率，降低能耗； CO2配注采用中心注入站集中二次增压、井场分散计量的配注方式，提高了注入效率，方便运行管理。
附图说明
图1为本发明的结构示意图；
图2为本发明的流程示意图；
其中1-CO2气源，2-首站，3-管线，4-分输站，5-末站，6-注入站，8-旋流分离器，9-压缩机，10-分子筛脱水撬，11-柱塞泵，12-井场，13-注入井。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明进行详细说明。
实施例1
如图1所示，从低温甲醇洗装置的水洗塔接出CO2副产气经管线3进入首站2，经分离、增压、脱水和计量后，将CO2增压至超临界相态后采用长距离管输方式将CO2先输送至注入站6；CO2分别进入注入站6后进行二次增压后输送至各井场12，然后配送至注入井13口进行注气。
各站的具体工艺流程如下：
首站2工艺流程：从甲醇装置的副产CO2放空气（温度30.8℃，压力0.06MPag，CO2浓度＞98%）通过管线3进入首站2，进首站2前，在去水洗塔的管线3上设流量控制阀，该阀可调节去首站2的输气量，并且该调节阀与首站2的进出口管线3ESDV连锁，当ESDV紧急切断时，该阀完全打开（正常运行时为关闭状态），将CO2副产气引入到水洗塔后放空；进入首站2后，通过立式旋风分离器分离出游离水和其他杂质，然后进入往复式压缩机9组增压，增压到约5.0MPag后进入4A型分子筛脱水撬10脱水，脱水后继续回到压缩机9增压至12.5MPag，再进入质量流量计计量撬计量, 最后通过发球筒以超临界相态外输至注入站6。
采用往复式压缩机9组进行增压，并用分子筛脱水撬10脱水，压缩机9设置为2用1备，单台流量设计能力18×104t/a（1.2×104 Nm3/hr），六列五级压缩,电机驱动，水冷方式，设置于立式旋风分离器之后。脱水位置位于压缩机9最后一级增压之前（在由气态转为超临界状态之前），脱水压力约为5.0MPag。脱水前含水量约720ppm，脱水后水含量要求小于10ppm，可满足后续压缩到12.5MPag，同时，采用蒸汽加热装置进行分子筛再生。超临界相态管输的设计压力13MPa，设计输量36×104t/a，管径DN200，管道线路全长105km，沿线共设置2座站场、6座阀室，以及相关的配套工程。
注入站6工艺流程：从分输站4管输来的CO2，进站压力为9.69-9.76MPa，温度13.9-29.4℃。经质量流量计计量后采用柱塞泵11增压到16MPa（实际运行过程中泵出口压力为下游背压），再通过站内总阀组分配至注入干、支线。站内预留有流量计标定接口，并在泵前和泵后设置有手动放空阀。站场内设有CO2气体浓度检测和报警器。考虑注气前期井口注气压力较低，站内设置越站流程；从末站5来的CO2进入注入站6，进站压力为10.97-11.33MPa，温度5.2-20.6℃。经质量流量计计量后采用柱塞泵11增压到16MPa（实际运行过程中泵出口压力为下游背压），再通过站内总阀组分配至注入干、支线。站内预留有流量计标定接口，并在泵前和泵后设置有手动放空阀。站场内也设有CO2气体浓度检测和报警器。此外，柱塞泵11对进站的CO2进行二次增压,在运行前期能够满足注入压力的情况下，柱塞泵11可不使用；运行后期地层压力增高不能满足直接注入要求后，用其进行二次增压。
井场12注入井口工艺流程：由配注管线3来的液体CO2首先进入涡轮流量计计量，然后通过流量调节阀（带压力控制）调节后直接注入到井口。井口设置的压力、流量调节装置可控制注入流量和防止超压。在流量计后端预留有流量计标定接口，在井口注入管线3上配有压力、温度检测就地仪表。井场12内也设有CO2气体浓度检测和报警器。井口管线3上配有压力、温度检测就地仪表。
实施例2
如图2所示，首站2对规模为36×104t/a CO2气源1进行分离，再采用往复式压缩机9P进=0.01-0.03MPag，P出=12.5MPag；Q=28.8×104 Nm3/d，2用1备，增压到13MPa后，以超临界管输形式，通过42km的输送管线3，将超临界相态的CO2输送至分输站4；再经过计量后经2.8km的输送管线3输送至注入站6，注入站6注入规模5×104t/a，注入井13由21口CO2注入井13组成，单井平均注入量14t/d； 剩余CO2从分输站4越站，通过63km的输送管道将超临界CO2输送至末站5，之后注入站6注入规模31×104t/a，注入井13有159口注入井13组成，单井平均注入量14t/d。
实施例3
注入站6站内采用柱塞泵11对CO2进行二次增压，柱塞泵11排量为12m3/h，1用1备；注入压力达到16MPa后，CO2以高压密相相态通过2条支干线注入11座CO2注入井场12，其中1条支干线长0.8km，管径DN100，管辖4座井场12，另一条支干线长2.8km，管径DN100，管辖7个井场12；单井注气支线管径DN50；注入站6总注入管线310.1km，总体注入量5×104t/a。
实施例4
注入站6站内采用柱塞泵11对CO2进行二次增压，柱塞泵11排量为40m3/h，2用1备；注入压力达到16MPa后，CO2以高压密相相态通过3条支干线注入57座CO2注入井场12，其中支干线分别长8.7km，管径DN125，管辖9座井场12；7.95km，管径DN125，管辖27个井场12；12.24km，管径DN125，管辖21个井场12；单井注气支线管径DN50；注入站6总注入管线364.26km，总体注入量31×104t/a。
Claims (8)
1.一种CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，其特征在于包括如下步骤：
1）捕集：将燃烧尾气引入低温甲醇洗装置进行吸收，再解压升温闪蒸后回收高纯度CO2副产气， CO2副产气经管线（3）进入首站（2），经旋流分离器（8）分离后，采用往复式压缩机（9）组进行增压，同时采用分子筛脱水撬（10）脱水；
2）输送：在首站（2）将CO2增压至超临界相态后采用管输方式将CO2输送至注入站（6）；CO2进入注入站（6）后进行二次增压后以高压密相输送至井场（12）；
3）利用及封存：然后在井场（12）处将CO2注入井（13）口进行注气驱油，同时达到CO2封存的目的。
2.根据权利要求1所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，其特征在于：步骤（1）中所述往复式压缩机（9）组增压，分子筛脱水撬（10）脱水过程具体为：压缩机（9）2用1备，六列五级压缩，电机驱动，水冷；CO2在第4级增压后进入分子筛脱水撬（10）脱水，而后再进行第5级压缩。
3.根据权利要求2所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，其特征在于：步骤（2）中所述二次增压采用柱塞泵（11）对注入站（6）内的CO2进行二次增压,而后通过站内的配注管线（3）进入注气干线，再通过注气支线抵达井场（12）实现配注。
4.根据权利要求3所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，其特征在于：步骤（3）中所述注入井（13）口时采用油管正注、水气交替的注入方式。
5.根据权利要求4所述的CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，其特征在于：所述水气交替方式为水气同时注入，水气交替周期为3个月。
6.根据权利要求5所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，其特征在于：步骤（3）中所述CO2注入到地层注气驱油后，随采出气采出的CO2经分离、提纯、液化接入柱塞泵（11）增压后回注至井口。
7.根据权利要求6所述CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，其特征在于：所述高压密相的压力为16MPa，温度为常温。
8.根据权利要求7所述的CO2的捕集、输送、利用与封存全流程工艺，其特征在于：所述首站（2）、注入站（6）及井场（12）均设有CO2气体浓度检测和报警器。
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