Способ газлифтной эксплуатации скважин

Способ газлифтной эксплуатации скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтёгазодО-,\бывающей пр-ти, а именно к газлифтной эксплуатации скважин. Целью изобретения является повышение эффективности способа при одновременной возможности снижения расхода подаваемого газообразного агента. Способ осуществляют путем добавления к пластовой жидкости углеводородного природного или попутного газа, подвергнутого каталитической конверсии с водяным паром при 800^815° С, давлении 1,5-2,0 атм, молярном отношении водяного пара к углеводородного газа 15:1 - 2:1 и объемной скорости подачи смеси 450-510 ч'^ с конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтаноламином. 1 з.п, ф-лы, 1 табл.^о^^ЁИзрб[^етение относится к способам газлифтной эксплуатации скважин и может быть использовано в нефтяной промышлен-' ности.Известны способы газлифтной.эксплуатации скважин путем прдвода с поверхности по специальному каналу и добавления к углеводородному газу, выделяющемуся,изпластовой жидкости, воздуха.Недостатками данных способов^ яшяются окислительное действие кислороД?( иа компоненты нефти, расположенные 8 бронирующих оболочках глобул воды (масла, смолы, асфальтены), приводящее к о^дзованию в НКТ очень стойкой водо-нефтяной эмульсии, для разложения которой требуется усиленная обработка ПАВ, повышет<ый нагрев и длительный отстой; образование при сепарации на поверхности газо-еоздушной смеси, опасной в пожарном отио-шении (так как при определенных соотношениях воздух образует с углеводородами взрывчатую смесь), что создает необходимость выпуска отработанной газо-воздушнрй смеси на факел, либо в атмосферу, в результате, окружающей среде наносится дополнительный ущерб, связанный со значительной потерей ценных лег1сих углеводородов.Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому является способ газлифтной эксплуатации скважим путем добавления к углеводородному газу, выделяющемуся из пластовой жидкости, природного или попутного газа.Недостатками известного способа газлифтной эксплуатации скважин являются большой расход углеводородного газа (до 100 м^ на 1 м^ добываемой жидкости и бо-ю ел00сх>&>&

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5!)5 Е 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ.

1 (21) 4764342/03 (22) 04.12.89 (46) 15.02,92. Бюл. bL 6 (71) Куйбышевский политехнический институт им. В.В.Куйбышева (72) Ю.П, Борисевич, Л.B.Цивинская, В.С.Ткачева и Г,З.Краснова (53) 622.276(088.8) (56) Шуров В.И. Технология и техника дабы-, чи нефти. M.: Недра, 1983, с. 510.

Долгих Г.M. и др. Оптимизация работй основных объектов газлифтной добычи:нефти. M. ВНИИОЭЖГ, 1986, с. 53. (54) СПОСОБ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТА- ЦИИ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к нефтеггазадоИзобретение относится к способам газ-, лифтной эксплуатации скважин и может быть использовано в нефтяной промышлен- ности. . Известны способы газлифтной,эксплуатации скважин путем подвода с поверхйости по специальному каналу и добавления к углеводородному газу, выделяющемуоя изпластовой жидкости, воздуха..

Недостатками данных Способсэвг-ЭВэей ются окисл ител ьное действие. кислор<фа йа компоненты нефти, расположенные в: 6ро нирующих оболочках глобул воды. (масла, смолы, асфальтены), приводящее к образованию в НКТ очень стойкой водо-нвфтяной эмульсии, для разложения которой требуется усиленная обработка ПАВ, повыщейиый нагрев и длительный отстой; образаВение при сепарации на поверхности raio-воздушной смеси, опасной в пожарном Ютно„„5U„„1712588 А1 бывающей пр-ти, а именно к газлифтной эксплуатации скважин, Целью изобретения является повышение эффективности способа при одновременной возможности снижения расхода подаваемого газообразного агента. Способ осуществляют путем добавления к пластовой жидкости углеводородного природного или попутного газа, подвергнутого каталитической конверсии с водяным паром при 800-815О С, давлении

1,5 — 2,0 атм, молярном отношении водяного пара к углеводородного газа 15:.1 — 2:1 и обьемной скорости подачи смеси 450 — 510 ч с конверсией оксида углерода в углекис-1 лоту и ее выделением абсорбцией диэтаноламином; 1 з,п..ф-лы, 1 табл. шении (так как при определенных соотно- Я шениях воздух образует с углеводородами взрывчатую смесь), что создает необходимость выпуска отработанной газо-воздушной смеси на факела либо в атмосферу, в результате, окружающей среде наносится а дополнительный ущерб, связанный со значительной потерей ценных легких углеводо- (у родов.

Наиболее близким по технической cytgности и достигаемому эффекту к предлагаемому является способ гаэямфтяоя экс-, ) » плуатации скважин путем добавления к уг-, д леводородному газу, выделяющемуся из пластовой жидкости, природного или попутного газа.

Недостатками известного способа газлифтной эксплуатации скважин являются большой расход углеводородного газа (до

100 м на 1 м добываемой жидкости и бо-!

1712588 лее), обусловленный его значительной сжимаемостью и высокой растворимостью в пластовой нефти; невозможность применения на месторождениях с малым газовым фактором добываемой продукции без подвода недостающего газа с других месторождений, необходимость значительного увеличения типоразмеров всего сепарационного оборудрвания, вследствие существенного возрастания газового фактора; повышение потери нефти при сепарации больших масс газа; увеличение затрат на отбензинивание резко возросших количеств газа, а также возможность выпадения на забое и стенках НКТ осадка асфальтосмолистых веществ, образующегося при смешении пластовой жидкости с большим количеством легких углеводородов.

Цель изобретения — повышение эффективности способа при одновременной возможности снижения расхода подаваемого исходного углеводородного газа при газлифтной эксплуатации скважин, Поставленная цель достигается способом газлифтной эксплуатации скважин, согласно которому природный или попутный газ перед добавлением в поток пластовой жидкости, подвергают конверсии с водяным паром на никелевом катализаторе, при температурах 800 — 815 С и давлении 1,5 — 2 атм с последующей конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтаноламином, причем мольное отношение водяного пара и углеводородного газа находится в диапазоне 15:1 2;1 и объемной скорости подачи смеси 450 — 510 ч-1

При этом, если содержание в исходном углеводородном газе сернистых соединений превышает 1 об., то перед осуществлением конверсии исходный газ очищают от сернистых соединений.

Существенное отличие предлагаемого способа от известных состоит в том, что в поток пластовой жидкости добавляют не углеводородный газ (природный или попутный), а газообразный продукт ее конверсии с водяным паром на никелевом катализаторе, получаемый при 800-.815О С, давлении l,5-2 атм, мольном отношении водяной пар — углеводородный газ 15:1-2:1 и объемной скорости подачи смеси 450-500 ч с каталитической конверсией образующегося оксида углерода в углекислоту с ее последующим выделением абсорбцией диэтаноламином.

Новизна предлагаемого технического решения заключается в том, что в качестве газообразного агента для добавления к углеводородному газу, выделяющемуся из

20 пластовой жидкости, используется продукт каталитической конверсии природного или попутного газа, не содержащий оксида углерода и освобожденный от углекислоты ее абсорбцией диэтиламином

Известно, что газлифтный способ эксплуатации скважин, для которого характерны высокие технико-эксплуатационные показатели, находит все, большее применение. В то же время, применение для добавления к углеводородному газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. природного или попутного газа характеризуется большими расходами (до 100 м íà 1 м добываз з емой жидкости и более), что обусловлено значительной сжимаемостью и высокой растворимостью в пластовой нефти попутного или природного газа. Кроме того, применение такого газлифтного способа эксплуатации скважин невозможно осуществить на месторождениях с малых газовым фактором добываемой продукции без, подвода недостающего аза с других месторождений. Добавление к продукции эксплуатационных .

25 скважин природного или попутного газа, помимо этого, приводит к необходимости значительного увеличения типоразмеров всего сепарационнаго оборудования, вследствие существенного возрастания суммарного га30 зового фактора, а также к повышенным потерям нефти при сепарации больших масс газа; к увеличению затрат на отбенэинивание резко возросших количеств газа, а также к возможности выпадения на забое.и

35 стен ках Н КТ осадка а смфал ьтос мол истых веществ, образующегося при смешении пластовой жидкости с большим количеством легких углеводородов.

Перечисленные трудности удается пре40 одолеть, если вместо углеводородного газа использовать для целей добавления к пластовой жидкости газообразные продукты конверсии углеводородного газа с водяным паром на никелевом катализаторе с конвер45 сией оксида углерода s углекислоту и ее отделением абсорбцией диэтаноламином.

При конверсии углеводородного газа с водяным паром на никелевом катализаторе (с последующей конверсией оксида углеро50 да в углекислоту) из одного объема исходного газа может быть получено несколько объемов газа (не менее трех), Причем с увеличением среднего молекулярного веса исходного газа количество образующегося

55 газа увеличивается, что позволяет вовлекать в процесс трудно утилиэируемые газы последних ступеней сепарации. Конверсия оксида углерода в углекислоту осуществляется на железохромовых катализаторах при

400 — 450О С с целью получения добавочного

1712588 количества газа и углекислоты, являющейся ценным побочным продуктом.

Таким образом, при газлифтной эксплуатации скважин с помощью газа, образующегося при конверсии, один и тот же 5 эффект, по сравнению,с газлифтной эксплуатацией скважин с помощью исходного.углеводородного газа, может быть получен при значительна меньших расходах исходного природного или попутного газа (нв мв- 10 нее чем в три раза). Поскольку. газ; образующийся при конверСии исходнога природного или попутного углеводородйото газа с конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением диэтаноламином, не менее чем на 98 об. g, состоит иэ водорода, динамическая вязкость, которого мвйь- ше вязкости самого маловязкаго компонента природного и попутного углеводородного газа (метана) не менее,.чем.на

307ь, то и подвод его для смешения с углеводородным газом, выделяющимся из плаСтавай жидкости, при одном и том. же каналу меньшего сечения, что позволяет увеличить сечение канала для подъема целевой продукции скважин. а это приведет к увеличению дебита скважины; кроме того, снижение вязкости газа конверсии па сравнению с исходным попутным или природ.ным газом, вызовет и снижение

30 гидравлических потерь на трение при дви-. жении его к забою, в результате давление закачиваемого газа на устье скважины может быть существенно понижено, аналогично снизится и пусковое давление, Поскольку водород является газом с

35 очень высокой упругостью паров, при йопадании s продукцию эксплуатационных аква- 40 жин он может быть легко отделен сепарацией при высоких давлениях с чистотой, не уступающей начальному rosy конверсии, что позволит либо повторно использовать его для целей газлифта (лиШь .45 поджимая до необходимого давления);-либо применить его в качестве высококалорийного экологически чистого гэзообразногоФаплива; при этом типоразмеры сепарэцйон50 ной аппаратуры второй и третьей ступени останутся без изменения.

Поскольку плотность газа конверсии существенно ниже плотности самого легкого компонента природного или попутного газа (метана) не менее, чем в 8 раз, э сам водород практически не растворим в нефти и пластавой воде (по сравнению с углеводородным газом) и не может быть сжижен в пластовых условиях, то и подъемная сила газовой смеси, образующейся при смешении га4® конрасходе, по сравнению с исходным углево- . дородным газом, можно осуществлять по 25 версии и углеводородного газа, выделяюще. гося из пластовой жидкости, будет существенно выше, в результате, при одном и том же расходе газа (по сравнению с исходным природным или попутным) движение целевой продукции скважины, к устью будет осу ществляться гораздо быстрее, что позволит возрасти не только дебиту, но и значительно уменьшиться вероятности образования на стенках различных отложений при гораздо более устойчивой работе компрессорного оборудования и меньшими энергетическими затратами по сравнению с закачкой исходного природного или попутного газа, При конверсии исходного. углеводородного газа с водяным паром с окислением оксида углерода побочным продуктом является углекислота, получаемая в количествах не менее 1 объема на объем исходного газа.

Образующаяся углекислота является ценным продуктом и может быть с большим эффектом использована для повышения конечного коэффициента нефтеотдачи пласта либо в качестве газожидкостной оторочки, перемещаемой газами конверсии, либо в качестве самостоятельного реагента на данном или другом месторождении. Причем, с увеличением средней молекулярной массы исходного углеводородного газа количество образующейся углекислоты будет увеличиваться, Поскольку катализаторы, применяемые для конверсии исхадного углеводородного газа водяным паром, дезактивируются соединениями серы, если их содержание превышает 1. об. ф,, исходный углеводородный газ при необходимости должен быть подвергнут предварительной очистке от сероводорода и сернистых соединений одним из известных способов. Например, конверсией в смеси с 10 об,% водяного пара на катализаторе, состоящем из, ф; Ее Оз 72,55;

СггОз 6,75; СиО 7,70; N20 13, при 460 С и объемной скорости подачи сырого газа 400 ч с последующей абсорбцией образующегося сероводорода иэ охлажденного да 20—

40 С газа 15-200 -ным водным раствором ди- или три-этаноламина. Причем, поскольку для большинства исходныхили попутных углеводородных газов подавляющая часть сернистых соединений представляет собой сероводород и меркаптаны процесс очистки, как правило, сводится лишь к их удалению абсорбцией, которая может осуществляться кроме этаноламинов с помощью водных растворов (10-40; ) дигликольами-на при 20-60 С или с помощью водного раствора (12-18 Q активированнвго метилдиэтаноламина при 20-50 С. Кроме того, очистка исходного углеводородного газа от

1712588 сернистых соединений может осуществляться барботированием через водный раствор щелочи (10 — 25 ) при 20 — 40 С. Для очистки также могут быть применены любые селективные методы (процесс Джимарко, Ветрокок и др.) или процессы абсорбции с применением физических растворителей . (процесс Ректизол, Пуризол и др,)

Пригодность исходного углеводородного газа к конверсии с водяным паром определяется его фракционным составом.

Наличие в исходном газе высших алифатических углеводородов (начиная с С4), термически менее устойчивых, чем метан, приводит при каталитической конверсии с водяным паром и -выделению свободнога углерода. Это вызывает дезактивацию и механическое разрушение катализатора, поэтому в этом случае необходимо использовать, кроме активного никелевого катализатора, один или два малоактивных, загруженных, перед никелевым катализатором.

Проведенные исследования показали, что наибольшей активностью и стабильностью обладает совокупность катализаторов В-1 (активный никелевый) и катализаторов А и Б (малоактивные), состав которых приведен в таблице 1..

При-снижении температуры конверсии исходного углеводородного газа ниже нижнега предела (800 С) происходит резкое снижение эффективности (глубины конверсии) при одновременном увеличении количества отлагающегося углерода; при превышении верхнего температурного предела (815 С) начинается механический распад катализатора, чта совершенна недопустимо, С повышением давления выше верхнего предела (2 атм), согласна принципа Ля Шателье, глубина конверсии начинает существенно снижаться; в то же время снижение давления ниже 1,5 атм сделает невозможным транспортирование конвертируемого газа через соответствующее оборудование без дополнительного компримирования, которое экономически нецелесообразно.

Мольное соотношение водяной пар: исходный углеводородный гаэ зависит от состава сырья, причем с увеличением средней молекулярной массы газа соотношение увеличивается. Проведенные нами исследования показали, что для большинства природных газов и газов Н1! ступеней разгаэирования необходимое количество водяного пара(даже с учетом рекомендуемого Н.Б,Жадановским коэффициента избытка пара) не превышает 15 объемов на один объем исходнага газа. Дальнейшее увеличение мольного соотношения экономически нецелесообраэно, так как вызовет резкое увеличение типоразмеров необходимага оборудования и эксплуатационных расходов. В то же время, снижение мольного отношения

5 .ниже рекомендованного нижнего предела (2:1) ведет к значительному зауглероживанию катализатора. Объемная скорость подачи сырья определяется в основном свойствами катализатора и при превыше10 нии верхнего предела (510 ч ) приведет к значительному снижению степени конверсии исходного углеводородного газа, а при понижении ниже нижнего предела (450 ч ) к существенному возрастанию времени кон15 такта смеси с катализатором, сопровождающемуся ега зауглероживанием. Поскольку в газах конверсии содержание оксида углерода может достигать 20 об. экономически целесообразно подвергнуть такой газ кон20 версии с водяным паром на железохромо-. вых катализаторах при 400 С с получением добавочного количества водорода и ценного побочного продукта — COz. Проведенные исследования показали (Н.Б.Жадановский), 25 что наибольшей активностью обладают катализаторы, содержащие 77 — 80 мас, Ге20з и 7 — 10 мэс. Сг20з, В ыделение диокси-, да углерода из продуктов конверсии производится известным методом абсорбции

30 диэтиламином с целью его дальнейшего квалифицирован ного применения и недопущения образования газо-жидкостных смесей, подача которых в скважину затруднена.

Пример 1. В качестве исходного

35 углеводородного газа используется попутный газ состава, мас. g>. СН4 40; CzHg 10;

СзНэ 15; С4Н1о 25; CsH

815 С, давлении 2 атм, мольном отношении водяной пар: углеводородный газ 15: 1 и объемной скорости подачи сырья (смеси)

45 450 ч по отношению к катализатору В-1 с последующей конверсией угарного газа с добавочным водяным паром (1,2 объем пара на объем исходного газа) при 400 С в углекислоту на железохромовом катализаторе.

50 В результате (пасле удаления уклекислоты диэтаноламином) получают газообразный продукт., содержащий после отделения сконденсировавшейся воды и осушки на аксиде алюминия 6,03 объема водорода и 0,06

55 объема метана на один объем исходного газа. В качестве. исходной нефти использовалась Ромашкинская нефть угленосного горизонта плотностью р4 = 0,8909 г/см и кинематической вязкостью 1 о - 34,8 сст. 1 7!2588

Имитация газлифта в эксплуатационной скважине осуществлялась подъемом 10 л нефти, взятой при 0,1 МПа и 20 С, на высоту

3 м в сосуд, соединенный с атмосферой,:по стеклянной трубке, диаметром 0,015 м. Не- 5 обходимый для газлифта газ подводился под слой нефти в основной трубе по стеклянной трубке диаметром 0,006 м, расположенной вне основной трубы. При использовании в качестве подъемного areA- 10 та газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,5 риаз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Колйче20 конверсии, количество исходного углеввдо- 25

35

45

Пример 8. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при обьемной скорости подачи сырья (смеси) равной 510 ч . Получают

-1

50 продукт, содержащий 5,90 объема водорода . и 0,085 объема метана нэ один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требу55 ется в 7,3 раза меньше, чем йри осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (СОг) составляет 1,51 объемов на один объем исходного газа. ходного газа. ство полученного побочного продукта (CO2) составляет 1,66 объемов на один объем исходного газа.

Пример 2. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при 800 С. В результате получают газообразный продукт, содержащий

5,8 объема водорода и 0,08 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа родного газа требуется в 7,3 раза менъше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом, Количество полученного побочного ценного продукта (СОг) составляет 1,45 объемов на один объем исходного газа.

Пример 3. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при 808 С. В результате получают газообразный продукт, содержащий

5,9 объема водорода и 0,07 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7.4 раза меньше, чем при осуществлении гэзлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (С02) составляет 1,56 объемов на один объем ис1

Пример 4. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при 1,5 атм, В результате получают газообразный продукт, содержащий 6, 05 объема водорода и 0,055 объема метана на один обьем исходного газа; Прй использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного.углеводородного газа требуется в 7,7 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (СО ) составляет 1,67 объемов на один объем исходного газа.

Пример 5. В отличии от примера 1.:конверсию исходного углеводородного rasa осуществляют при „75 атм. Получают продукт содержащий 6,04 объема водорода- и

0,0575 обьема метана на один объем исходного rasa. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,6 раз меньше, чем при осуществлении гаэлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (СОр) составляет 1,665 объемов на один объем исходного газа, Пример 6. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при мольном отношении водяной пар: углеводород 2: 1. Получают продукт, содержащий 6,00 обьема водорода и 0,08 объема метана на один объем исходного газа, При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,48 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побоч ного ценного и родукта (COz) составляет t,бЗ объемов на один объем исходного газа.

Пример 7. В о.еричии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при мольном отношении водяной пар ; углеводород 7: 1, Получают продукт, содержащий 6,02 объема водорода и 0,07 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,49 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество .полученного побочного ценного продукта COz составляет 1,65 объемов на один объем исходного газа, 1712588

Составитель А.Симецкая

Техред М.Моргентал Корректор В.Гирняк

Редактор И.Сегляник

Заказ 519 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

11

Пример 9. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при объемной скорости подачи сырья (смеси), равной 480 ч ". Получают продукт, содержащий 6,10 объема водорода и 0,072 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве . подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,4 раза меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (C02) составляет 1,60 объемов на один объем исходного газа.

Пример10. В отличии от примера 1, к 98,5 объемам исходного углеводородного газа было добавлено 1,3 обьема сероводорода и 0,2 объема этилмеркаптана. Перед осуществлением конверсии исходная газовая смесь очищается абсорбцией 20ф> водным раствором диэтаноламина при 20%. В результате суммарное содержание сернистых соединений в исходной газовой смеси понизилось до 0,2 об.7ь.

Приведенные в примерах 1-10 данные получены путем обследования работы реальных схем газлифта, путем изучения в лабораторных условиях процесса конверсии . попутного газа и расчета на ЭВМ количестве образующейся углекислоты.

Формула изобретения

5 - 1. Способ гаэлифтной эксплуатации скважин, включающий подачу в поток пластовой жидкости углеводородного природного или попутного газа, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения зффектив10 ности способа при одновременной возможности снижения расхода подаваемого исходного газообразного агента, перед закачкой природного или попутноф газа в скважину его подвергают конверсии с водя15 ным паром на никелевом катализаторе при температуре 800 — 815О С и давлении 1,5-2 атм с последующей конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтаноламийом, причем обьемная

20 скорость подачи смеси 450 — 510 ч, а молярное соотношение водяного пара и углеводородного газа находится в диапазоне. 15:

1 — 2: 1.

2. Способ по и. 1, отличающийся

25 тем, что перед конверсией с водяным паром на никелевом катализаторе природный или попутный газ очищают от сероводорода и сернистых соединений.