CN102128019A - 集成的氢气生产和烃提取 - Google Patents

集成的氢气生产和烃提取 Download PDF

Info

Publication number
CN102128019A
CN102128019A CN2010106250661A CN201010625066A CN102128019A CN 102128019 A CN102128019 A CN 102128019A CN 2010106250661 A CN2010106250661 A CN 2010106250661A CN 201010625066 A CN201010625066 A CN 201010625066A CN 102128019 A CN102128019 A CN 102128019A
Authority
CN
China
Prior art keywords
steam
gas
water
logistics
reformer
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.)
Granted
Application number
CN2010106250661A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102128019B (zh
Inventor
J·E·帕拉马拉
D·A·扎诺利
W·F·巴德
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Air Products and Chemicals Inc
Original Assignee
Air Products and Chemicals Inc
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Air Products and Chemicals Inc filed Critical Air Products and Chemicals Inc
Publication of CN102128019A publication Critical patent/CN102128019A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102128019B publication Critical patent/CN102128019B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/48—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents followed by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C01B2203/0288—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step containing two CO-shift steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C01B2203/0294—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step containing three or more CO-shift steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/043—Regenerative adsorption process in two or more beds, one for adsorption, the other for regeneration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/063—Refinery processes
    • C01B2203/065—Refinery processes using hydrotreating, e.g. hydrogenation, hydrodesulfurisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0816—Heating by flames
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0827—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel at least part of the fuel being a recycle stream
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0883—Methods of cooling by indirect heat exchange
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0888—Methods of cooling by evaporation of a fluid
    • C01B2203/0894—Generation of steam
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
    • C01B2203/1058—Nickel catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1247—Higher hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/146—At least two purification steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/86—Carbon dioxide sequestration
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

本发明涉及集成的氢气生产和烃提取，尤其涉及生成氢气和水蒸气的重整器和方法，其中水蒸气用于重烃的水蒸气辅助提取。将水蒸气注入含烃储层。烃连同所生成的水从储层中提取。在催化水蒸气烃重整器中产生氢气。来自重整器的燃烧产物气体用于在直流水蒸气发生器中由所产生的水中生成湿水蒸气，所生成的水从储层中循环而来。湿水蒸气用于重烃的水蒸气辅助提取。重整器有换热器段，其中换热器适于处理通过直流水蒸气发生所产生的水并且适于机械清洁。

Description

集成的氢气生产和烃提取
技术领域
本发明涉及集成的氢气生产和烃提取。
背景技术
位于世界很多地区的油砂矿包含沙子、水、粘土、矿物质、以及为了燃料而言可进行提取和加工的原沥青的混合物。Alberta，Canada的油砂含有世界上一些最大的烃矿藏。
沥青被划分为“超重油”，是指其按照美国石油学会(API)标准测量的用度表示的比重。沥青的API比重为约10°或更小。从Alberta的Athabasca油砂中开采出来的沥青的API比重为约8°。“重油”的API比重范围为约22.3°到约10°。从油砂中提取得到的重油或沥青被处理或提质来生产API比重为约31°到约33°的轻质合成原油。此处术语重油和沥青可互换使用，这是由于它们可用同样的方法提取得到。
可通过不同的方法从油砂中回收沥青，最常用的包括表层或露天开采以及原位沥青回收方法，包括热原位回收方法。沥青的回收和提取操作是高耗水的，因此设备通常必须挨近专用的水源，例如附近的河流或湖泊。这些操作中产生的废弃物，包括废水(water waste)，在尾矿池、污水塘、处理井等地方进行处理。工业中要求降低与沥青回收和提取工艺相关的水消耗和废弃物，以及将这些操作的总体地面痕迹(land footprint)和环境影响最小化。
对使用新鲜水的重油/沥青提取操作可能有环境限制。这些限制涉及能够从操作环境中的源头例如从湖泊、河流或新鲜水蓄水层中所移取的新鲜水的量。在某些情况下，可被抽出的新鲜水量可能是整个生产操作的速率限制因素。在这种情况下，水的有效再利用可直接影响操作生产。
提取得到的沥青可通过管道泵至现场的提质器或泵至精炼厂进行清洁、处理和提质。将沥青或重油提质为轻质合成原油通常通过碳的排出(即焦化)或氢的加入来实现。后种方法典型地是包含加氢裂化和加氢处理的两步方法，其中加氢裂化用来断裂大烃分子，加氢处理用来稳定烃化合物以及移除杂质。提质的合成原油可被卖到精炼厂、石油化学产品制造商或其它消费者。
沥青提取操作需要昂贵的和精密的处理设备和大量的水，以及用于产生热和水蒸气的能量。平均而言，1.5吨至2吨的油砂必须被处理来制备来自沥青的一个159升体积桶的合成原油。每天必须开采和加工大量的油砂从而满足合成原油的高需求。
当沥青在储层中埋藏很深且由于覆盖层的深度其不能被经济地开采时，应用原位油回收方法，例如热原位回收方法。原位生产方法可回收储层中初始存在沥青的约25％到75％。通常原位回收方法的关注点在于降低沥青或重油的粘度从而使其能够流动并从井中生产出。
热原位回收工艺利用热量降低储层中沥青的粘度，且因此使其更加易流动，所述热量典型由水蒸气提供。热原位回收工艺的示例包括但不仅限于水蒸气辅助重力泄油(SAGD)，水蒸气吞吐(CSS)，及其很多衍生方法，例如溶剂辅助SAGD(SA-SAGD)，水蒸气和气体驱动(SAGP)，蒸气和水蒸气联合提取(SAVEX)，膨胀溶剂SAGD(ES-SAGD)，恒定水蒸气泄油(CSD)，以及添加液体的水蒸气增强回收(LASER)，还有水驱法和水蒸气驱法。
在典型的重力驱动热原位油回收工艺中，向储层中钻取两口水平井。理想地位于接近储层底部的较低水平井用作生产井而位于生产井上方的水平井用作注入井。干燥或湿润的水蒸气从表面注入到注入井中以加热储层中夹带的沥青并降低其粘度。必须为该工艺产生大量的水蒸气且在传统工艺中用于产生水蒸气的水必须满足锅炉给水的规格。随着沥青的粘度被降低，沥青与冷凝水蒸气一起流入生产井，这些液体被泵送到表面。可任选注入烃溶剂或其它试剂来辅助该工艺。
热产出流体典型地含有约70％的产出水以及约30％的沥青和产出气体，其通过生产井回收到表面并且现场分离成其各个组分。来自井口的产出流体被送入液流分离器将沥青、产出水和任选的产出气体分离为各个物流。向沥青物流中加入稀释剂或冷凝液以加快残留水从油中移除。稀释的沥青(“dilbit”)在被输送到提质器或管线送入精炼厂之前可在现场被进一步处理或储存。产出气体物流可用于为水蒸气发生器提供燃料。
产出水(PW)物流典型地被送入水处理设施来生产对于水蒸气产生适宜品质的锅炉给水。在此工艺中，PW物流首先脱油且然后送去进行软化处理。用来处理或软化产出水以满足锅炉给水规格的传统方法是两步法工艺，其包括一级除硬，接着是二级除硬从而使水变软(polish)。
这种传统的配置导致了大量的废弃物流，其必须进行处理且残留废物最终被现场送入处理井或高花费的污泥池。
通常存在经济激励来提高沥青和重油工业中的效率，尤其是降低资金和操作成本，耗水量，地面痕迹和沥青回收操作所有关的环境影响。尽管已经尝试使水再利用和循环从而提高原位回收操作或开采操作中的效率，然而还未能充分意识到将原位操作和氢气生产集成所获得的优势。
需要产生水蒸气和氢气，以用于来自含烃储层的重烃的水蒸气辅助提取以及经提取的重烃的提质中。
为了提水和能量消耗的效率，以及降低与沥青开采和原位回收操作有关的水消耗和废弃物处理的环境影响，和降低资金和操作成本，合意地提供新的和改进的方法和系统。由于环境原因和由于维持沥青衍生燃料的可市场性，通过效率增加或二氧化碳捕集来降低沥青生产的碳浓度是重要的。
需要获取以及再利用水的技术从而使新鲜水的输入最小化。工业上期望将用于烃提取现场的水蒸气注入的水量不变/最小化。
重烃提取及其提质的地点通常是偏远的，并且有时也需要同时生产用于生产设备的电。
工业上期望提高水蒸气、氢气和/或电的产生中的能量效率。
工业上期望能够调整在某地点(at a site)所产生的水蒸气∶氢气、水蒸气∶电的各种比率中的一种或多种。
工业上期望用于重烃提质的氢气的不间断供应。
本发明目的在于满足这些和其它工业需求中的一项或几项。
发明内容
总体上，本发明涉及沥青和重油工业。本发明涉及烃加工方法及其设备。更具体地，本发明涉及方法以及相关的重整器，该重整器用于生产氢气和水蒸气，其中该水蒸气注入含烃储层从而有助于烃提取。
该方法包括通过注入井将含水蒸气的物流注入含烃储层；从含烃储层中提取烃并通过生产井取出烃和循环水，该循环水形成自部分含水蒸气的物流；将重整器进料气体混合物引入催化水蒸气重整器的多根含催化剂的重整管中，并在有效生成含氢工艺气体的反应条件下将重整器进料气体混合物进行重整反应；在位于所述多根含催化剂的管外部的重整器的燃烧区段中，在使燃料燃烧形成燃烧产物气体并产生为重整反应供应能量的热量的有效条件下使用氧化剂气体使燃料燃烧；通过与燃烧产物气体间接热传递将含有循环水和任选注入的补充水的第一物流加热，从而由第一物流产生用于含水蒸气的物流的水蒸气，在1MPa(绝对)到10MPa(绝对)或2MPa(绝对)到6MPa(绝对)的第一压力下产生的水蒸气具有以质量流率为基准计低于100％的第一水蒸汽品质；在锅炉给水准备系统中调节工艺补充水从而由该工艺补充水产生锅炉给水；以及通过与工艺气体和燃烧产物气体的至少一种间接热传递来加热锅炉给水从而形成工艺水蒸气，其中重整器进料气体混合物含有该工艺水蒸气。
在一个或多个实施方案中，锅炉给水不包括循环水。
在一个或多个实施方案中，以质量流率为基准计，含水蒸气的物流中少于10％的水蒸气来自于锅炉给水。
在一个或多个实施方案中，含水蒸气的物流并非形成自锅炉给水。
在水蒸气鼓中，工艺水蒸气可从锅炉给水中分离出来。
第一物流还可含有注入补充水。
该方法可进一步包括通过与工艺气体间接热传递加热含有注入补充水和循环水中至少一种的第二物流，随后通过与燃烧产物气体混合物间接热传递加热第二物流，从而由第二物流产生用于含水蒸气的物流的额外水蒸气，该额外水蒸气在第一压力以第一水蒸气品质产生，或者在1MPa(绝对)到10MPa(绝对)或2MPa(绝对)到6MPa(绝对)第二压力下以基于质量流率基准计小于100％的第二水蒸气品质产生。
第一水蒸气品质可以为50％-85％和第二水蒸气品质可以为50％-85％。
工艺气体在与第二物流间接热交换之前可以在一个或多个变换反应器中进行变换。
该方法可进一步包括从工艺气体中移除CO2，其中含水蒸气的物流中含有该移除的CO2。
该方法可进一步包括冷凝工艺气体中的水形成冷凝液和水贫乏的工艺气体；从水贫乏的工艺气体中分离冷凝液，其中锅炉给水中含有该冷凝液；以及将水贫乏的工艺气体分离为氢气产物气体和残留气体，其中燃料包括该残留气体。
该方法可进一步包括从生产井中抽出烃气体，其中重整器进料气体混合物包括该烃气体和/或燃料包括该烃气体。
该方法可进一步包括运行燃气轮发电机从而形成电力和燃气轮机废气，其中氧化剂气体包括燃气轮机废气。
该方法可进一步包括在热回收水蒸气发生器中加热含有注入补充水和循环水中至少一种的第三物流，从而由第三物流产生更多用于含水蒸气的物流的额外水蒸气，该更多的额外水蒸气在1MPa(绝对)到10MPa(绝对)或2MPa(绝对)到6MPa(绝对)的第三压力以及以质量流率为基准计第三水蒸气品质低于100％的条件下生成，其中用于热回收水蒸气发生器的燃烧氧化剂包括燃气轮机废气。第三水蒸气品质可以为50％-85％。
该方法可进一步包括在换热器的上游将燃烧产物气体从重整器中排放，所述换热器为第一物流和燃烧产物气体之间提供间接热传递，由此不中断第一物流的加热；并且在持续形成含氢工艺气体的同时对换热器进行清洁。
该重整器包括用于进行燃烧反应的燃烧段；用于进行重整反应的多个含催化剂的管，所述多个含催化剂的管位于燃烧段内；以及位于燃烧段下游的换热段，其用来接收来自燃烧反应的燃烧产物气体。换热段包括将热量从燃烧产物气体传递到重整器进料气体混合物的第一换热器；相对于燃烧产物气体的流动位于第一换热器下游的第二换热器，其用于将热量从燃烧产物气体传递到循环水从而由循环水产生含水蒸气的物流，其中第二换热器适合于机械清洁；以及相对于燃烧产物气体的流动位于第二换热器下游的第一排气口，其用于将燃烧产物气体从换热段排出。
重整器的换热段可进一步包括相对于燃烧产物气体的流动位于第一换热器下游以及相对于燃烧气体的流动位于第二换热器的上游的可关闭的第二排气口。
附图说明
图1是生产氢气和水蒸气的集成系统的工艺流程图。
图2是重整器的示意图。
具体实施方式
当用于说明书和权利要求书中所描述的本发明实施方案中任意特征时，本文所用冠词“a(某)”和“an(某个)”是指一个或多个。“a(某)”和“an(某个)”的使用并非限制其含义为单个的特征，除非具体规定该限制。在单数或复数名词或名词短语前面的冠词“该、所述”是指一个特定的指出特征或几个特定的指出特征，且根据上下文可以具有单数或复数的涵义。形容词“任意的”是指一个、一些、或无论何种数量的不加以选择的全部。
短语“至少一部分”是指“一部分或全部”。
本文所用的“多个”是指至少两个。
为了简要和清楚的目的，省略了公知的设备、回路和方法的详述从而避免本发明的描述带有不必要的细节。
参照图1描述了本发明示意性实施方案。虽然本发明容许不同的改进和变型形式，然而特定的实施方案已经在附图中以举例方式加以显示并且在本文中得到详细描述。然而，应该理解，本文的特定实施方案的描述并非意欲将本发明限制为所公开的特定形式，而相反，本发明将覆盖所有落在由所附权利要求所限定的本发明范围之内的所有改变形式、等效形式以及替代形式。
当然可以理解在任何这种实际实施方案的开发中，必须作出很多针对实施的决策从而实现开发者的具体目标，例如符合系统有关和商业有关的限制，其随着实施的不同而不同。此外，可以理解这种开发可能是复杂且费时的，但不过这是受益于本公开的本领域技术人员所进行的常规工作。
该方法包括将含水蒸气的物流550通过注入井700注入含烃储层703并从含烃储层703中提取烃710。提抽出的烃可能为例如来自油砂储层中的重油或沥青。烃710可被输送到处理设备，例如提质器，用以通过与氢气的反应将烃提质。
含水蒸气的物流通常是湿水蒸气，意味着除了水蒸气以外还含有液态水。本领域所公知的是，含水蒸气的物流也可能包括二氧化碳和/或重烃溶剂。加入少量例如0.1-15vol.％的重烃溶剂将进一步提供重油或沥青的运行性，(随着重烃溶剂溶解到沥青中)，由此降低重油或沥青的粘度使得其流至生产井。溶剂也稀释所产生的重油或沥青从而有助于满足管道运输所需的流体特性规格。优选地，溶剂为1-10vol.％，最优选3-8vol％。
烃710和循环水500通过生产井705抽出。循环水500形成自含水蒸气的物流550的一部分；来自含水蒸气的物流550的水和冷凝水蒸气的一部分作为循环水500被回收，水和冷凝水蒸气的另一部分失去到环境中。如本文所定义，循环水是从生产井中移除的任何水。
将水蒸气注入含烃储层可以是水蒸气驱动操作、水蒸气辅助重力泄油(SAGD)工艺或其它使用水蒸气注入的烃提取工艺的一部分。水蒸气驱动在大量的美国专利中有所讨论，包括美国专利号4,133,384。水蒸气辅助重力泄油(SAGD)在大量的美国专利中有所讨论，包括美国专利号6,988,549和美国专利号4,344,485。使用水蒸气的溶剂辅助水蒸气提取(SAVES)在美国专利号7,464,756中有所讨论。将水蒸气注入含烃储层进行烃提取是公知的。将水蒸气注入含烃储层的工序、技术和设备都是已知且可获得的。
该方法还包括将重整器进料气体混合物10引入催化水蒸气重整器100的多根含催化剂的重整管101中，和在对于生成含氢气的工艺气体12而言有效的反应条件下将重整器进料气体混合物10进行重整反应。生成含氢气的工艺气体的有效反应条件包括温度范围为从700℃到1000℃，以及压力为从1到50个大气压。优选的重整操作条件在本领域是已知的。
催化水蒸气重整，也被称为水蒸气甲烷重整(SMR)或水蒸气重整，定义为通过催化剂上烃和水蒸气的反应用来将重整原料转化为合成气的任何工艺。术语“合成气(synthesis gas)”通常被称作合成气(syngas)，其在本文中是指任何含有氢气和一氧化碳的混合物。重整反应是吸热反应且通常可被描述为在生成合成气的时候生成氢气。
催化水蒸气重整器是进行重整反应的反应器。
工艺气体12通常称作重整物。此处，重整物是烃和水蒸气的重整反应中所形成的含有氢气和一氧化碳的任何混合物。
重整器进料气体混合物含有甲烷和水蒸气。重整器进料气体混合物也可含有其它烃，例如C2-C6烃和/或石脑油。
在将重整器进料气体混合物引入所述多根含催化剂重整管中之前，重整器进料气体混合物可已经在预重整器(未示出)中进行处理。本文定义的预重整器为加热或不加热时通过催化剂上与水蒸气的反应使烃原料转化的任何非受火容器。预重整器可为绝热的固定床反应器。预重整器可为管式反应器。预重整器通常使用与主要重整器不同类型的催化剂，例如高活性、高镍含量的催化剂。适用于预重整器的催化剂是本领域已知的。预重整器中的温度可在约400℃到约600℃的范围内。至预重整器的热量可以由来自重整器或其它来源的排放气提供，但特征在于没有燃烧火焰的直接加热。预重整器与重整器可以物理连接。预重整器可以是所谓的对流预重整器，其中预重整器通过来自重整器的燃烧产物气体进行加热。
该系统还可包括如美国专利号5,264,202中所描述的对流传热重整器(未示出)和/或氧气二级重整器。
如图1所示，重整器进料气体混合物10可通过将含有甲烷的烃原料1与水蒸气200混合形成。该烃原料可以包含从生产井705抽取的烃气体720。烃原料可通过与工艺气体12交换热量而加热从而形成已被加热的烃原料2。硫可在脱硫单元300中从烃原料2中除去从而形成已被脱硫的烃原料3。
带有多根含催化剂重整管的重整器炉，即管式重整器，是本领域公知的。适宜的建造材料和方法是已知的。含催化剂重整管中的催化剂可是本领域所知的任何适宜的催化剂，例如含镍的负载型催化剂。
该方法进一步包括用氧化剂气体103在重整器100的燃烧段110中燃烧燃料30，32，所述燃烧段110位于所述多根含催化剂管101的外部，该燃烧在对于燃料30，32燃烧形成燃烧产品气体130并且产生热以向重整反应提供能量而言有效的条件下进行。
引入重整器的燃烧段的燃料可以为适于通过在重整器中燃烧提供热量的任何燃料。该燃料可包括变压吸器附残余气、天然气、来自储层703的烃气体720、纯化的甲烷、和丙烷等。变压吸附器残余气是来自变压吸附器的任何流出物流，其不包括氢气产物流。由于当用于说明书和权利要求书中任意特征时，本文所用冠词“某”和“某个”是指一个或多个，因此可将一种或多种燃料引入重整器的燃烧段。通常情况是使用多种燃料。变压吸附器残余气可以为主要燃料，和当需要增强为重整反应所提供的燃烧能时加入的补充燃料如天然气。加入的补充燃料有时称为“补偿燃料(trim fuel)”。
重整器的燃烧段是在其中发生燃烧的部分。通常可以看见火焰，然而也可以使用无火焰燃烧。
氧化剂气体103是含氧气的气体。本文使用的“气体”可是单一的气体物种或气态混合物。氧化剂气体可是氧气浓度为约21vol％的空气。氧化剂气体可以是氧气浓度大于21vol％到70vol％的富氧空气。氧化剂气体可以是氧气浓度为13vol％到低于21vol％或15vol％到低于21vol％的贫氧空气，例如燃气轮机的排放气。至少部分氧化剂气体可以通过喷枪引入重整器的燃烧段。氧化剂气体可被预热到100℃到600℃的温度。氧化剂气体可通过燃烧产物气体混合物130和/或工艺气体12之间的热交换(未示出)进行预热。
在将燃料引入燃烧段110之前，可将至少一部分燃料10与氧化剂气体103预混合。至少一部分燃料可通过燃料喷枪引入燃烧段。为了保证燃料基本上完全燃烧，通常以化学计量提供氧气与燃料的摩尔比以便提供约5到10vol％的过量氧气。因此燃烧产物气体混合物130中存在氧气。
燃料和氧化剂可通过燃烧器引入。用于重整器的燃烧器是市售的。
对于燃料燃烧形成燃烧产物气体而言有效的条件包括炉温为700℃到2500℃和压力为0.9到1.1atm。在空气中，CH4的点火温度为约700℃。炉温是火焰包封体外部的重整器燃烧段内的炉气体温度并且可通过真空高温计(suction pyrometer)确定。适宜的条件包括炉温为1500℃到2500℃或1700℃到2300℃，以及压力为0.9到1.1atm。重整器中的优选的燃烧条件是本领域已知的。
当使燃料和氧气燃烧的时候，产生热并形成燃烧产物气体130。来自燃烧工艺的热被传递到所述多根含催化剂重整管101中，从而为吸热的重整反应提供能量。燃烧产物气体是燃料和氧气至少部分燃烧所生成的任何气体混合物并且含有CO2和H2O。燃烧产物气体混合物可以含有H2O、CO2、N2、O2并且通常含有较少量的CO和未燃烧的烃。
燃烧产物气体混合物还可能含有NOx或其它污染性气体。可使用工业燃烧领域已知的NOx还原技术，例如烟气再循环、燃料分级，氧气分级，使用氨的选择性催化或非催化还原，等等。
燃烧产物气体可从重整器的燃烧段110传送到换热段120，在换热段120中热量可从燃烧产物气体传递到其它物流中从而提高整个工艺的效率。换热段120通常被称为重整器的对流段。由于辐射热从燃烧火焰传递到重整管中，重整器的燃烧段也被称为重整器的辐射段。基本上没有辐射热从燃烧段中的燃烧火焰传递到重整器换热段的传热管中。
该方法进一步包括通过与燃烧产物气体130间接热传递加热含有循环水500以及任选的注入补充水501的第一物流503，从而由第一物流503产生用于含水蒸气的物流550的水蒸气。在加热循环水500之前，可将循环水进行净化，例如过滤，但不是净化得几乎如同典型的锅炉给水那样。在1MPa(绝对)到10MPa(绝对)或2MPa(绝对)到6MPa(绝对)的第一压力产生的水蒸气具有以质量流率为基准计低于100％的第一水蒸气品质。第一压力可根据储层的性质以及水蒸气产生点和储层之间的距离进行选择。以质量流率为基准计第一水蒸气品质可在50％和85％之间。水蒸气和水的混合物通常被称为湿水蒸气。为了本发明的目的，在50％到90％范围内的水蒸气品质通过美国专利号5,214,956所披露的方法和设备进行测量。在实施该方法时，对于与通过美国专利号5,214,956描述的装置得到的测量值所相关的水蒸气品质，水蒸气品质可用已知的任何已知方法进行测量。高于90％的范围内的水蒸气品质通过节流量热器进行测量，例如参见Marks的Mechanical Engineer’s Handbook(机械工程师手册)，第六版，T.Baumeister，Ed.，p.16-27，McGraw-Hill Book Co.，1958。测量水蒸气品质并不是实施该方法所需的。
循环水500和重油或沥青被分离，并且循环水含有比典型锅炉给水更高浓度的悬浮和/或不溶固体及其它杂质。
通常，在注入井处注入的水蒸气/水并非全部会在生产井705被回收，使得注入补充水501被加入到循环水500中。如图1中所示，循环水500和任选的注入补充水501可被泵送至重整器100的换热段120中的换热器144和146。
参照图1，循环水500通过在换热器144和146中与燃烧产物气体130间接热传递进行加热。换热器144和146作为直流水蒸气发生器进行操作。直流水蒸气发生器(OTSG)系统，也被称为直流热回收水蒸气发生器(OTHRSG)系统，在本领域是已知的。
直流水蒸气发生器(once-through steam generator)系统用于含有高浓度悬浮和/或溶解的固体的水。在现有技术中，在直流水蒸气发生器中通过用空气或燃气轮机废气作为氧化剂燃烧气体或液体燃料来提供热量。
在本方法中，用于直流水蒸气发生的热量由来自于重整器燃烧段110的燃烧产物气体130提供。用于直流水蒸气发生的热量可单独由燃烧产物气体中所含的热量提供。在另一个替代方式中，重整器可以在富燃料下运行且为了额外的燃烧和热量在燃烧产物气体中可以加入额外的氧化剂。在另一个替代方式中，重整器可在贫燃料下运行且为了额外的燃烧和热量可以在燃烧产物气体中加入额外的燃料。在另一个替代方式中，可在燃烧产物气体中加入额外的燃料和氧化剂并且使其在换热段燃烧。在这些替代方式中，由在换热段额外燃烧提供的热量通常低于在燃烧段提供的热量的10％。
美国专利号4,759,314为直流水蒸气发生器的控制提供了一些指导原则。
如图1中所示，含有循环水500的第一物流503可以通过在换热器146中与燃烧产物气体130换热而加热，与另一物流合并，并且然后用燃烧产物气体130进一步加热从而在换热器144中生成水蒸气。然后可以将换热器144中产生的湿水蒸气传输到注入井700作为含水蒸气的物流550。
如图1中所示，重整器进料气体混合物10也可以在换热器148中被燃烧产物气体130加热。用于加热重整器进料气体混合物的换热器148优选在用于加热第一物流503的换热器144，146的上游。在正常操作下，燃烧产物气体加热重整器进料气体混合物10和第一物流503，并且该燃烧产物气体通过在换热器144，146下游的排气口或烟囱(stack)从重整器的换热段排放出。
第二燃烧产物气体移除系统132可以位于用以加热重整器进料气体混合物的换热器148的下游以及位于用以加热物流503的换热器144，146的上游。由于第一物流503含有悬浮和/或溶解的固体，换热器144，146需要维护。当换热器144和146需要清洁和/或其它维护时，燃烧产物气体130通过第二燃烧产物气体移除系统132被排放出。第一物流503的加热被中断且换热器进行清洁或其它维护。这将提供的益处是重整器进料气体混合物10仍按氢气生产工艺所需得到加热。
因此，本发明也涉及到如图2中所示的重整器。重整器100包括进行燃烧反应的燃烧段110。燃料32和氧化剂气体103通过多个燃烧器被引入燃烧段110。重整器用的燃烧器是市售的。燃烧器可是燃料分级的和或氧化剂分级的喷嘴。本领域技术人员可容易地选择适宜的燃烧器。重整器还包括多根进行重整反应的含催化剂管101。所述多根含催化剂管101位于重整器100的燃烧段110内。含有氢气的工艺气体12从含催化剂管101中移除。重整器还含有位于燃烧段110下游的换热段120，用来接收来自燃烧反应的燃烧产物气体。
换热段包括用于将热量从燃烧产物气体传递给重整器进料气体混合物10的第一换热器148。换热段还包括第二换热器144，146，相对于燃烧产物气体的流动其位于第一换热器的下游。第二换热器用于将热量从燃烧产物气体传递到包括循环水502的一个或多个物流以由循环水生产含水蒸气的物流550。第二换热器的构造适合进行机械清洁。这种换热器的机械清洁典型称为“清管(pigging)”。
换热段进一步包括第一排气口134，其位于第二换热器144，146的下游，其中“下游”是相对于燃烧产物气体的流动而言的。第一排气口适宜于从换热段中排放燃烧产物气体。
换热段可进一步包括可关闭的第二排气口132，其位于第一换热器148的下游，其中该下游是相对于燃烧产物气体的流动而言的。可关闭的第二排气口132位于第二换热器144，146的上游，其中该上游是相对于燃烧产物气体的流动而言的。在正常操作条件下，可关闭的第二排气口132是关闭的且燃烧产物气体从第一排气口134排出换热段。
当第二换热器144，146需要清洁和/或其它维护时，将可关闭的第二排气口132打开，燃烧产物气体被转移方向并被阻止与第二换热器144，146成热传递关系地穿过。可关闭的第二排气口132的构造适宜于改变燃烧产物气体的方向。配有可关闭的第二排气口132提供了当第二换热器144，146清洁和/或维护时允许氢气的继续生产的优势。第一排气口134是否是可关闭的并不重要。
该方法包括在锅炉给水制备系统410中调节工艺补充水170以从工艺补充水170生产锅炉给水173。锅炉给水173也可包括来自工艺气体14的冷凝液171。通常调节锅炉给水使得水适合用于整装锅炉。通常调节锅炉给水以移除悬浮的固体，通过化学处理消除硬度，通过阳离子交换消除硬度，通过除盐去除溶解的固体，通过脱气去除气体，以及pH处理。锅炉给水调节是本领域已知的且在Marks’机械工程师手册，第六版，McGraw-Hill Book Co.，1958，从pp.9-46到9-52中有所讨论。
此处，“调节”水是指悬浮固体的移除、硬度的消除、溶解固体的移除、气体的移除以及pH处理中的一种或几种。调节可包括悬浮固体的移除、硬度的消除、溶解固体的移除和气体的移除这些全部。
该方法包括通过与工艺气体12和燃烧产物气体130中至少一种间接热传递加热锅炉给水173，175，由此形成工艺水蒸气200。在图1中，锅炉给水173在换热器303中用工艺气体12加热以及已被加热的锅炉给水174传输至任选的水蒸气鼓440。在水蒸气鼓中将水和水蒸气分离。在水蒸气鼓440中将工艺水蒸气200从锅炉给水175中分离出来。来自水蒸气鼓的水蒸气与烃原料3混合以形成重整器进料气体混合物10。重整器进料气体混合物10含有工艺水蒸气200。在图1中，来自水蒸气鼓440的水175在换热器301中用工艺气体12进行加热，然后在此处水蒸气和水的两相混合物返回至水蒸气鼓。尽管未在图1中示出，但是来自水蒸气鼓的水可以另外地或可选地用燃烧产物气体130进行加热。
在一个或多个实施方案中，用于工艺水蒸气200的水蒸气与用于含水蒸气的物流550的水蒸气分别形成。在一个或多个实施方案中，锅炉给水173，175不含循环水500。由于锅炉给水用于形成重整器进料气体混合物10所用的水蒸气且锅炉给水不含有循环水，重整器进料气体混合物将不含有由循环水500形成的水蒸气。
在一个或多个实施方案中，用于含水蒸气的物流550的水蒸气不是由锅炉给水173，175形成的。然而，在其它实施方案中，以质量流率为基准计含水蒸气550中少量的、低于10％的水蒸气可以来源于锅炉给水173，175。
如图1中所示，该方法可以进一步包括加热含有注入补充水501和循环水500中至少一种的第二物流502。在换热器314内第二物流502通过与工艺气体14间接热传递进行加热。在换热器144内第二物流502通过与燃烧产物气体混合物130间接热传递进行进一步加热，从而由第二物流502生产用于含水蒸气的物流550的额外水蒸气。参照图1，第一物流503和第二物流502可以合并并且在换热器144中通过与燃烧产物气体混合物130间接热传递被共同加热。如上所讨论，换热器144作为直流水蒸气发生器进行操作并产生湿水蒸气。该额外水蒸气在第一压力以第一水蒸气品质产生，或者在1MPa(绝对)到10MPa(绝对)或2MPa(绝对)到6MPa(绝对)第二压力下以基于质量流率基准计小于100％的第二水蒸气品质产生。第二压力可根据储层的性质以及水蒸气生成点和储层之间的距离进行选择。第二水蒸气品质不同于第一水蒸气品质，以质量流率为基准计可以在50％和85％之间。
如图1所示，工艺气体12可以进一步进行处理。
进行适当的冷却之后，工艺气体12可以在一个或多个变换反应器310中进行变换从而在变换后形成工艺气体14。参照图1，工艺气体12在在换热器314内与第二物流502进行间接换热之前在变换反应器310内进行变换。如本文中所使用的，如果部分或全部工艺气体被变换，则称该工艺气体被变换。
当工艺气体12被变换时，该方法进一步包括将由重整的气体混合物形成的物流的至少一部分引入变换反应器。变换反应器，也称为水-煤气变换反应器(water-gas shift reactor)，它们的操作是本领域所公知的。可采用一个或多个变换反应器。变换反应器包括含有催化剂床层的容器，CO和H2O流经该床从而形成H2和CO2。所述一个或多个变换反应器可为高温、中温、低温的和/或等温变换反应器。高温变换反应器可在约350℃到450℃且典型地使用非贵金属催化剂进行操作，所述催化剂例如Fe3O4和Cr2O3的混合物(即，约55wt％的Fe和6％的Cr)。低温变换反应器可在约200℃到260℃操作且可使用非贵金属催化剂进行操作，所述催化剂例如Cu-ZnO-Al2O3，或Cu-ZnO-Cr2O3。中温变换反应器与低温变换反应器在相同的温度范围内操作且使用类似的催化剂。低温变换反应器与高温变换反应器组合使用，而中温变换反应器操作时可以无需上游高温变换反应器。对中温变换催化剂进行设计以使其能够经受催化剂床中较高温度上升。水-煤气变换反应后一些CO剩余，由此该变换反应器的流出物中存在CO。
变换反应器和适合的变换催化剂是本领域已知的。可使用任何适宜的变换催化剂。本领域技术人员可容易地选择适宜的变换催化剂。
可包括旁路管道15以重新规划工艺气体14流动的路径以围绕换热器314。由于第二物流502含有悬浮和/或溶解的固体，换热器314将很可能需要维护。当换热器314需要清洁和/或其它维护时，工艺气体14通过旁路管道15绕过换热器314。在换热器314进行清洁或其它维护的同时，工艺气体14继续向下游进行进一步处理。这将提供的益处是在允许清洁换热器314的同时进一步处理工艺气体以生产氢气。
在换热器316中，热量可从工艺气体14传递到工艺补充水170和冷凝液171。可将该工艺气体进一步冷却来冷凝其中所含有的水，并在水分离器323中将冷凝液171从水贫乏的工艺气体17中分离出来。冷凝液171可与工艺补充水170合并使得锅炉给水173含有冷凝液171。
该方法可进一步包括用清洗物流118洗涤工艺气体14或水贫乏的工艺气体17，以形成二氧化碳贫乏的工艺气体18和载有二氧化碳的清洗物流119。可在所谓的气体洗涤器325中进行洗涤。二氧化碳洗涤在本领域中还称作酸性气体去除。清洗物流118可以为本领域已知的任何洗涤流体，例如N-甲基二乙醇胺(aMDEA)。与其它洗涤方法有关的其它的洗涤流体，例如
Figure BSA00000430803500151
Figure BSA00000430803500152
以及环丁砜(sulfinol)都是本领域已知的。
术语“贫乏的”是指所指组分的摩尔％浓度比形成其的原始物流的低。这意味着二氧化碳贫乏的工艺气体比引入洗涤器325中的工艺气体具有较低mol％浓度的二氧化碳。对二氧化碳具有亲和力的清洗物流将变得“载有”二二氧化碳。二氧化碳将变得被清洗物流118吸收或以其它方式吸入。
水可在进入气体洗涤器325之前通过水分离器323从工艺气体14中分离出来和/或在气体洗涤器325中从工艺气体14中分离出来。在洗涤器325之后可将额外的水从二氧化碳贫乏的工艺气体中除去。水的去除是常规的并且水可以用本领域已知的任何适宜除水装置进行去除。
来自载有二氧化碳的清洗物流119的CO2可被螯合和/或引入含水蒸气的物流550中。
工艺气体14、水贫乏的工艺气体17和/或二氧化碳贫乏的工艺气体18可被分离为氢气产物气体19和残留气30。如上所讨论，燃料30，32可以含有残留气30。将各种工艺气体分离的步骤可通过变压吸附和/或变温吸附实现。变压吸附器和变温吸附器的构造和操作都是本领域所公知的。本领域技术人员可选择适宜的设备和操作条件。
氢气产物气体19可被输送到氢气管线中。氢气管线可将氢气供给烃提质器，在此重烃如沥青通过与氢气的反应得到提质。
该方法可以任选包括运行燃气轮发电机610以形成电力和燃气轮机废气615。燃气轮机废气典型地处于升高的温度且含有足量的氧气以用于进一步燃烧。用于重整器的氧化剂气体103可以含有燃气轮机废气615。
在使用任选的燃气轮发电机610的情况下，该方法可进一步包括在热回收水蒸气发生器650中加热含有注入补充水501和循环水500中至少一种的第三物流504。热回收水蒸气发生器650由第三物流504产生更多的额外水蒸气540用于含水蒸气的物流550。水蒸气540可在1MPa(绝对)到10MPa(绝对)或2MPa(绝对)到6MPa(绝对)的第三压力产生，以质量流率为基准计第三水蒸气的品质低于100％。第三压力可根据储层的性质以及水蒸气生成点和储层之间的距离进行选择。燃料640可被引入热回收水蒸气发生器中。用于热回收水蒸气发生器650的燃烧氧化剂可以包含燃气轮机废气615。第三水蒸气品质可是50％-85％。
尽管本申请已就具体的实施方案或实施例进行了描述，然而其并不仅限于此，而是可被改变或修改为任何不同的其它形式，并且并不背离在所附的权利要求中限定的本发明的范围。

Claims (18)

1.烃处理方法，包括：
通过注入井将含水蒸气的物流注入含烃储层；
从所述含烃储层中提取烃并通过生产井取出所述烃和循环水，该循环水形成自部分所述含水蒸气的物流；
将重整器进料气体混合物引入催化水蒸气重整器的多根含催化剂的重整管中，并在对于生成含氢气的工艺气体而言有效的反应条件下将所述重整器进料气体混合物在重整反应中进行反应；
在位于所述多根含催化剂的管外部的所述重整器的燃烧段中，在对于所述燃料燃烧形成燃烧产物气体并产生热量以为所述重整反应供应能量而言有效的条件下燃烧燃料和氧化剂气体；
通过与所述燃烧产物气体间接热传递将含有所述循环水和任选的注入补充水的第一物流加热，从而由所述第一物流产生用于所述含水蒸气的物流的水蒸气，所述水蒸气在1MPa(绝对)到10MPa(绝对)的第一压力下产生且具有以质量流率为基准计低于100％的第一水蒸气品质；
在锅炉给水制备系统中调节工艺补充水从而由所述工艺补充水产生锅炉给水；以及
通过与所述工艺气体和所述燃烧产物气体的至少之一间接热传递来加热所述锅炉给水从而形成工艺水蒸气，其中所述重整器进料气体混合物包含该工艺水蒸气。
2.权利要求1的方法，其中所述锅炉给水不包含循环水。
3.权利要求1的方法，其中以质量流率为基准，所述含水蒸气的物流中少于10％的水蒸气来自所述锅炉给水。
4.权利要求1的方法，其中所述含水蒸气的物流不由所述锅炉给水形成。
5.权利要求1的方法，其中所述工艺水蒸气在水蒸气鼓中和所述锅炉给水分离。
6.权利要求1的方法，其中所述第一物流进一步含有注入补充水。
7.权利要求1的方法，进一步包括：
通过与所述工艺气体间接热传递而加热含有所述注入补充水和所述循环水中至少之一的第二物流，随后通过与所述燃烧产物气体混合物间接热传递而加热所述第二物流，从而由所述第二物流产生用于所述含水蒸气的物流的额外水蒸气，该额外水蒸气在所述第一压力以第一水蒸气品质产生，或者在1MPa(绝对)到10MPa(绝对)的第二压力下以基于质量流率基准计小于100％的第二水蒸气品质产生。
8.权利要求1或权利要求7的方法，其中所述第一水蒸气品质是50％-85％且所述第二水蒸气品质是50％-85％。
9.权利要求7的方法，其中所述工艺气体在与所述第二物流间接热交换之前在一个或多个变换反应器中进行变换。
10.权利要求1的方法，进一步包括从所述工艺气体中移除CO2，其中所述含水蒸气的物流包含该移除的CO2。
11.权利要求1的方法，进一步包括：
冷凝所述工艺气体中的水以形成冷凝液和水贫乏的工艺气体；
从所述水贫乏的工艺气体中分离所述冷凝液，其中所述锅炉给水含有该冷凝液；和
将所述水贫乏的工艺气体分离为氢气产物气体和残留气体，其中所述燃料包含所述残留气体。
12.权利要求1的方法，进一步包括：
从所述生产井取回烃气体，其中所述重整器进料气体混合物包含所述烃气体和/或所述燃料包含所述烃气体。
13.权利要求1的方法，进一步包括：
运行燃气轮发电机以形成电力和燃气轮机废气，其中所述氧化剂气体包含所述燃气轮机废气。
14.权利要求13的方法，进一步包括：
在热回收水蒸气发生器中加热含有所述注入补充水和所述循环水中至少一种的第三物流，从而由所述第三物流产生更多用于所述含水蒸气的物流的额外水蒸气，该更多的额外水蒸气在1MPa(绝对)到10MPa(绝对)的第三压力下产生，且具有以质量流率为基准计低于100％的第三水蒸气品质，其中用于所述热回收水蒸气发生器的燃烧氧化剂包括所述燃气轮机废气。
15.权利要求14的方法，其中所述第三水蒸气品质是50％-85％。
16.权利要求1的方法，进一步包括：
在换热器的上游位置从所述重整器中排放所述燃烧产物气体，其中所述换热器提供所述第一物流和所述燃烧产物气体之间的间接热传递，由此中断对所述第一物流的加热；和
在继续形成含氢气的所述工艺气体的同时清洁所述换热器。
17.重整器，包括：
用于进行燃烧反应的燃烧段；
用于进行重整反应的多根含催化剂管，所述多根含催化剂管位于所述燃烧段内部；和
位于所述燃烧段下游的换热段，用来接收来自所述燃烧反应的燃烧产物气体，所述换热段包括：
用于将热量从所述燃烧产物气体传递到重整器进料气体混合物的第一换热器；
相对于所述燃烧产物气体的流动位于所述第一换热器下游的第二换热器，其用于将热量从所述燃烧产物气体传递到循环水从而由所述循环水产生含水蒸气的物流，其中所述第二换热器适合于机械清洁；和
相对于所述燃烧产物气体的流动位于所述第二换热器下游的第一排气口，其用于将所述燃烧产物气体从所述换热段排出。
18.权利要求17的重整器，其中所述换热段进一步包括：
相对于所述燃烧产物气体的流动位于所述第一换热器下游并且相对于所述燃烧气体的流动位于所述第二换热器上游的可关闭的第二排气口。
CN201010625066.1A 2009-12-18 2010-12-17 集成的氢气生产和烃提取 Expired - Fee Related CN102128019B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/642249 2009-12-18
US12/642,249 US8240370B2 (en) 2009-12-18 2009-12-18 Integrated hydrogen production and hydrocarbon extraction

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102128019A true CN102128019A (zh) 2011-07-20
CN102128019B CN102128019B (zh) 2014-03-12

Family

ID=44149469

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201010625066.1A Expired - Fee Related CN102128019B (zh) 2009-12-18 2010-12-17 集成的氢气生产和烃提取

Country Status (4)

Country Link
US (2) US8240370B2 (zh)
CN (1) CN102128019B (zh)
CA (2) CA2798506C (zh)
MX (1) MX2010014262A (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103482568A (zh) * 2012-06-12 2014-01-01 气体产品与化学公司 带有co2捕获的氢生产
CN104556516A (zh) * 2013-10-23 2015-04-29 气体产品与化学公司 生产含h2的气体和纯化水的系统和方法
CN112484008A (zh) * 2019-09-11 2021-03-12 气体产品与化学公司 蒸汽产生工艺和系统

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102008056538A1 (de) * 2008-11-10 2010-05-12 Uhde Gmbh Prozessgaserzeugung mittels Wärmerückgewinnung aus Niedertemperaturabwärme
SG186157A1 (en) * 2010-07-02 2013-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
US9561476B2 (en) 2010-12-15 2017-02-07 Praxair Technology, Inc. Catalyst containing oxygen transport membrane
WO2012122041A2 (en) * 2011-03-04 2012-09-13 Conocophillips Company Heat recovery method for wellpad sagd steam generation
FR2999555B1 (fr) * 2012-12-13 2015-01-30 Air Liquide Procede pour une production d'hydrogene par reformage d'hydrocarbures utilisant de la vapeur, associe a une capture de dioxyde de carbone et a une production de vapeur
FR2999556B1 (fr) * 2012-12-13 2015-01-30 Air Liquide Procede pour une production d'hydrogene par reformage d'hydrocarbures utilisant de la vapeur, associe a une capture de dioxyde de carbone et a une production de vapeur
JP2016505501A (ja) 2012-12-19 2016-02-25 プラクスエア・テクノロジー・インコーポレイテッド 酸素輸送膜集合体をシールするための方法
US9212113B2 (en) 2013-04-26 2015-12-15 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing a synthesis gas using an oxygen transport membrane based reforming system with secondary reforming and auxiliary heat source
US9938145B2 (en) 2013-04-26 2018-04-10 Praxair Technology, Inc. Method and system for adjusting synthesis gas module in an oxygen transport membrane based reforming system
US9296671B2 (en) 2013-04-26 2016-03-29 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing methanol using an integrated oxygen transport membrane based reforming system
US9611144B2 (en) * 2013-04-26 2017-04-04 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing a synthesis gas in an oxygen transport membrane based reforming system that is free of metal dusting corrosion
DE102013213528A1 (de) * 2013-07-10 2015-01-15 Siemens Aktiengesellschaft Reformersystem zur Verbrennung von Restgas in einem Dampfreformer
WO2015054223A2 (en) 2013-10-07 2015-04-16 Praxair Technology, Inc. Ceramic oxygen transport membrane array reactor and reforming method
RU2661581C2 (ru) 2013-10-08 2018-07-17 Праксайр Текнолоджи, Инк. Система и способ регулирования температуры в реакторе на основе кислородпроводящих мембран
CA2926757C (en) 2013-12-02 2020-02-25 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing hydrogen using an oxygen transport membrane based reforming system with secondary reforming
WO2015123246A2 (en) 2014-02-12 2015-08-20 Praxair Technology, Inc. Oxygen transport membrane reactor based method and system for generating electric power
WO2016057164A1 (en) 2014-10-07 2016-04-14 Praxair Technology, Inc Composite oxygen ion transport membrane
JP6601734B2 (ja) * 2015-03-13 2019-11-06 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 水素生成装置の運転方法、水素生成装置および燃料電池システム
US9586819B2 (en) * 2015-05-15 2017-03-07 Air Products And Chemicals, Inc. Process for producing hydrogen
US10441922B2 (en) 2015-06-29 2019-10-15 Praxair Technology, Inc. Dual function composite oxygen transport membrane
ES2669494T5 (es) 2015-07-10 2022-04-28 Air Liquide Procedimiento e instalación para el enfriamiento de gas de síntesis
US9556026B1 (en) * 2015-09-03 2017-01-31 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen production process for cold climates
EP3138810B1 (en) * 2015-09-03 2018-04-25 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen production process for cold climates
CN105233620A (zh) * 2015-09-30 2016-01-13 河南省日立信股份有限公司 一种氢冷发电机组氢气干燥净化系统
EP3173376B1 (en) 2015-11-24 2018-08-29 Air Products And Chemicals, Inc. Process and apparatus for producing hydrogen with reduced corrosion
US10118823B2 (en) 2015-12-15 2018-11-06 Praxair Technology, Inc. Method of thermally-stabilizing an oxygen transport membrane-based reforming system
US9938146B2 (en) 2015-12-28 2018-04-10 Praxair Technology, Inc. High aspect ratio catalytic reactor and catalyst inserts therefor
US10308508B2 (en) * 2016-05-06 2019-06-04 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for producing a hydrogen-containing product
EA039539B1 (ru) 2016-11-09 2022-02-08 8 Риверз Кэпитл, Ллк Способ выработки энергии с интегрированным производством водорода
CN107060691B (zh) * 2017-06-27 2019-04-23 成都聚深科技有限责任公司 蒸汽清蜡车的蒸汽回收系统
KR20210075093A (ko) * 2018-10-15 2021-06-22 할도르 토프쉐 에이/에스 스팀 개질 과정에서 탄소 재순환
US10961121B2 (en) * 2018-11-09 2021-03-30 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Method for improving thermal efficiency of steam production
US10933394B2 (en) * 2018-11-09 2021-03-02 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L 'exploitation Des Procedes Georges Claude Apparatus for improving thermal efficiency of steam production
AU2020292848A1 (en) 2019-06-13 2022-02-03 8 Rivers Capital, Llc Power production with cogeneration of further products
US11391457B2 (en) * 2019-08-02 2022-07-19 Air Products And Chemicals, Inc. Segregated steam system and process in a hydrogen production facility
CN114787322A (zh) * 2019-12-09 2022-07-22 酷布鲁克公司 烃加工设施中的热整合
FR3111666B1 (fr) * 2020-06-17 2022-08-05 Safran Helicopter Engines Turbomachine d’aeronef a cycle recupere
WO2023089571A1 (en) 2021-11-18 2023-05-25 8 Rivers Capital, Llc Method for hydrogen production

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1617830A (zh) * 2001-12-17 2005-05-18 普莱克斯技术有限公司 提高反应器产量的方法
CN1720194A (zh) * 2002-10-03 2006-01-11 创始燃料技术公司 重整和氢气提纯系统
US20090100754A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Osum Oil Sands Corp. Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil
US20090194280A1 (en) * 2008-02-06 2009-08-06 Osum Oil Sands Corp. Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir
US20090232729A1 (en) * 2008-03-17 2009-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Steam-Hydrocarbon Reforming Method with Limited Steam Export

Family Cites Families (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AT258316B (de) * 1964-02-28 1967-11-27 Siemens Ag Zwangdurchlaufkessel
GB1398078A (en) 1971-10-05 1975-06-18 Ici Ltd Reducing gas
US4072625A (en) * 1975-03-03 1978-02-07 Imperial Chemical Industries Limited Steam-hydrocarbon process
US4133384A (en) * 1977-08-22 1979-01-09 Texaco Inc. Steam flooding hydrocarbon recovery process
US4473490A (en) * 1983-03-30 1984-09-25 Phillips Petroleum Company Control of a reforming furnace
US4576043A (en) * 1984-05-17 1986-03-18 Chevron Research Company Methods for metering two-phase flow
US4959079A (en) * 1987-10-23 1990-09-25 Santa Fe Braun Inc. Steam reforming process with low fired duty
US4759314A (en) * 1987-12-14 1988-07-26 The Babcock & Wilcox Company Method of control of steam quality from a steam generator
EP0349834B1 (de) * 1988-07-04 1996-04-17 Siemens Aktiengesellschaft Durchlaufdampferzeuger
US5214956A (en) * 1990-10-15 1993-06-01 Chien Sze Foo Method and apparatus for determining steam quality by measuring the condensate rate of a steam sample flowing through a critical flow nozzle
EP0894948B1 (de) * 1997-07-28 2003-01-15 ALSTOM (Switzerland) Ltd Kombinierte Gas-Dampf-Kraftwerksanlage mit Zwangsdurchlaufdampferzeuger
US6019070A (en) * 1998-12-03 2000-02-01 Duffy; Thomas E. Circuit assembly for once-through steam generators
DE19907451A1 (de) * 1999-02-22 2000-08-24 Abb Alstom Power Ch Ag Verfahren zum Anfahren eines Zwangdurchlauf-Abhitzekessels und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
US6489370B2 (en) * 2000-05-30 2002-12-03 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Method of manufacturing a synthesis gas to be employed for the synthesis of gasoline, kerosene and gas oil
JP4427173B2 (ja) * 2000-08-16 2010-03-03 三菱重工業株式会社 合成ガスの製造方法
US6531516B2 (en) 2001-03-27 2003-03-11 Exxonmobil Research & Engineering Co. Integrated bitumen production and gas conversion
KR100445183B1 (ko) * 2001-11-29 2004-08-21 주식회사 경동도시가스 플레이트형 수증기 개질장치
US20030110694A1 (en) * 2001-12-17 2003-06-19 Drnevich Raymond Francis Method for oxygen enhanced syngas production
NO20026021D0 (no) * 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
NO20033230D0 (no) * 2003-07-16 2003-07-16 Statoil Asa Fremgangsmåte for utvinning og oppgradering av olje
US6988549B1 (en) * 2003-11-14 2006-01-24 John A Babcock SAGD-plus
US7707837B2 (en) * 2004-01-09 2010-05-04 Hitachi, Ltd. Steam reforming system
CA2462359C (en) * 2004-03-24 2011-05-17 Imperial Oil Resources Limited Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil
US20060042794A1 (en) * 2004-09-01 2006-03-02 Pfefferle William C Method for high temperature steam
CA2505449C (en) 2005-04-27 2007-03-13 Steve Kresnyak Flue gas injection for heavy oil recovery
US7341102B2 (en) * 2005-04-28 2008-03-11 Diamond Qc Technologies Inc. Flue gas injection for heavy oil recovery
US7504048B2 (en) * 2005-06-14 2009-03-17 Air Products And Chemicals, Inc. Axial convective reformer
WO2007050477A1 (en) 2005-10-24 2007-05-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods of hydrotreating a liquid stream to remove clogging compounds
US7901662B2 (en) * 2005-11-01 2011-03-08 Celanese International Corporation Steam generation apparatus and method
US20070104641A1 (en) * 2005-11-08 2007-05-10 Ahmed M M Method of controlling oxygen addition to a steam methane reformer
US7703519B2 (en) * 2006-11-14 2010-04-27 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Combined hydrogen production and unconventional heavy oil extraction
CA2610338C (en) 2006-11-14 2011-04-19 Errico De Francesco Combined hydrogen production and unconventional heavy oil extraction
BRPI0721012A2 (pt) 2006-12-22 2014-07-29 En Afina Inc Método para gaseificação de baixa severidade de resíduo de petróleo pesado.
US8561702B2 (en) 2007-02-10 2013-10-22 Vast Power Portfolio, Llc Hot fluid recovery of heavy oil with steam and carbon dioxide
US7650939B2 (en) * 2007-05-20 2010-01-26 Pioneer Energy, Inc. Portable and modular system for extracting petroleum and generating power
US7694736B2 (en) * 2007-05-23 2010-04-13 Betzer Tsilevich Maoz Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production to produce super-heated steam without liquid waste discharge
US7699104B2 (en) * 2007-05-23 2010-04-20 Maoz Betzer Tsilevich Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production using low quality fuel and low quality water
US8286707B2 (en) 2007-07-06 2012-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treating subterranean zones
CA2780141A1 (en) * 2007-09-28 2009-04-02 Osum Oil Sands Corp. Method of upgrading bitumen and heavy oil
CA2609859C (en) 2007-11-02 2011-08-23 Imperial Oil Resources Limited Recovery of high quality water from produced water arising from a thermal hydrocarbon recovery operation using vacuum technologies
CA2610230C (en) 2007-11-13 2012-04-03 Imperial Oil Resources Limited Water integration between an in-situ recovery operation and a bitumen mining operation
CA2706382C (en) 2007-12-19 2013-09-10 Orion Projects Inc. Systems and methods for low emission hydrocarbon recovery
US20090159498A1 (en) * 2007-12-20 2009-06-25 Chevron U.S.A. Inc. Intergrated process for in-field upgrading of hydrocarbons
CA2621991C (en) 2008-02-21 2010-09-14 Imperial Oil Resources Limited Method and system for generating steam in the oil industry
US7988948B2 (en) * 2008-03-17 2011-08-02 Air Products And Chemicals, Inc. Steam-hydrocarbon reforming method with limited steam export

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1617830A (zh) * 2001-12-17 2005-05-18 普莱克斯技术有限公司 提高反应器产量的方法
CN1720194A (zh) * 2002-10-03 2006-01-11 创始燃料技术公司 重整和氢气提纯系统
US20090100754A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Osum Oil Sands Corp. Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil
US20090194280A1 (en) * 2008-02-06 2009-08-06 Osum Oil Sands Corp. Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir
US20090232729A1 (en) * 2008-03-17 2009-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Steam-Hydrocarbon Reforming Method with Limited Steam Export

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103482568A (zh) * 2012-06-12 2014-01-01 气体产品与化学公司 带有co2捕获的氢生产
CN103482568B (zh) * 2012-06-12 2015-09-02 气体产品与化学公司 带有co2捕获的氢生产
CN104556516A (zh) * 2013-10-23 2015-04-29 气体产品与化学公司 生产含h2的气体和纯化水的系统和方法
CN112484008A (zh) * 2019-09-11 2021-03-12 气体产品与化学公司 蒸汽产生工艺和系统

Also Published As

Publication number Publication date
CA2725345C (en) 2013-09-03
US20120294783A1 (en) 2012-11-22
MX2010014262A (es) 2011-11-04
US8414666B2 (en) 2013-04-09
CN102128019B (zh) 2014-03-12
CA2798506C (en) 2014-07-08
CA2798506A1 (en) 2011-06-18
US20110146991A1 (en) 2011-06-23
CA2725345A1 (en) 2011-06-18
US8240370B2 (en) 2012-08-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102128019B (zh) 集成的氢气生产和烃提取
US9920923B2 (en) High pressure direct contact oxy-fired steam generator
US7699104B2 (en) Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production using low quality fuel and low quality water
US7918906B2 (en) Compact natural gas steam reformer with linear countercurrent heat exchanger
CA1152533A (en) Production of methanol
US7931083B2 (en) Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production to produce super-heated steam without liquid waste discharge
CA2684817C (en) Steam generation process and system for enhanced oil recovery
CA2727766C (en) Carbon removal from an integrated thermal recovery process
RU2556671C2 (ru) Способ получения водорода исходя из жидких улеводородов, газообразных углеводородов и/или кислородосодержащих соединений, в том числе полученных из биомассы
KR100334197B1 (ko) 부분산화동력시스템
CZ110396A3 (en) Process of partial oxidation of carbonaceous fuel, connected with generation of power energy
CA2725337A1 (en) Extraction and upgrading of bitumen from oil sands
US10435295B2 (en) Coupling an electric furnace with a liquid fuel synthesis process to improve performance when processing heterogeneous wastes
CN102923657A (zh) 一种热量可回收的气态烃非催化部分氧化制合成气的方法
Betzer-Zilevitch Integrated steam generation process and system for enhanced oil recovery
Maxwell Hydrogen Production

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20140312

Termination date: 20211217

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee