CN1051355C - 回收煤层甲烷的方法 - Google Patents
回收煤层甲烷的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1051355C CN1051355C CN94193973A CN94193973A CN1051355C CN 1051355 C CN1051355 C CN 1051355C CN 94193973 A CN94193973 A CN 94193973A CN 94193973 A CN94193973 A CN 94193973A CN 1051355 C CN1051355 C CN 1051355C
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oxygen
- methane
- stream
- gas
- reactant
- 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.)
- Expired - Lifetime
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 284
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 105
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims description 35
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 14
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 183
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 183
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 183
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 108
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 77
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 62
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 25
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 94
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 52
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 47
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 42
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 34
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 22
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000005691 oxidative coupling reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 14
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 22
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 abstract 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 17
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 16
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 8
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 6
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 4
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 4
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Chemical group 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Chemical group 0.000 description 2
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000503 Na-aluminosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003723 Smelting Methods 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000031018 biological processes and functions Effects 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;molecular oxygen Chemical compound O=O.O=C=O UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006757 chemical reactions by type Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000009432 framing Methods 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000003541 multi-stage reaction Methods 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000429 sodium aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- 235000012217 sodium aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000009628 steelmaking Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/006—Production of coal-bed methane
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
- F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
- F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
- F25J3/04533—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the direct combustion of fuels in a power plant, so-called "oxyfuel combustion"
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
- F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
- F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
- F25J3/04539—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
- F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
- F25J3/04563—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating
- F25J3/04569—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating for enhanced or tertiary oil recovery
Abstract
本发明公开了分离含氧气体成为富氧物流和贫氧物流的方法。把贫氧物流注入到含甲烷的固体碳质地下层,生产含甲烷的气体混合物。富氧物流与含有可以是含甲烷的混合物的可氧化的物质的物流反应。
Description
本发明一般涉及从固体碳质地下层生产含甲烷的气体混合物的方法。更具体地说,本发明涉及把含氧气体例如空气分离成贫氧物流和富氧物流,利用贫氧物流从地层生产含甲烷气体,及富氧气体与可以氧化的反应物例如甲烷或者此处定义的由甲烷得到的反应物反应的方法。
甲烷是由使有机物质转化成象煤和页岩这样的多种固体碳质地下物质的热过程和生物过程产生的。碳质固体和甲烷分子之间的相互吸引,常常使大量甲烷仍然与水和少量其它气体一起,被截留在该碳质固体中,所述其它气体可以包括氮气、二氧化碳、各种轻质烃、氩和氧。当截留的固体是煤时,可以从煤中得到含甲烷的气体混合物,其一般至少含约95%(体积)甲烷并且被称做‘煤层甲烷’。全世界煤层甲烷的储量是巨大的。
煤层甲烷已经成为天然气组成中的甲烷的重要来源。一般,通过在有生成煤层的一层或多层含甲烷煤层的地下煤层中钻井来回收煤层甲烷。周围的煤层压力(‘储藏压力’)和井筒之间的压差提供使煤层甲烷流进井筒的驱动力。因为周围的煤层压力降低,甲烷就从煤上解吸。遗憾地是,这个压力减少也减少使甲烷流进井筒所需的驱动力。从而,随着时间的推移,煤层压力消耗使效力变小,一般认为只能够回收其中所含甲烷的约35-50%。
在Puri等人的U.S.P 5,014,785中公开了一种生产煤层甲烷的改进方法。在这个方法中,解吸甲烷的气体例如惰性气体通过注入井注入象煤层这样的固体碳质地下层中。同时,从生产井中回收含甲烷气体。解吸气,优选的是氮气,减少煤层压力的消耗,认为其通过减少该层中甲烷的分压而使甲烷从煤层中解吸出来。近来的试验证明,这个方法使煤层甲烷的生产率增加,认为可回收的甲烷的总量可高达80%以上。
在上述的U.S.P 5,014,785中,Puri等人也公开了可以把空气注入到固体碳质地下层中来增加甲烷的产量。但是把含氧的气体例如空气注入到煤层中可能存在几个操作问题。例如,氧的存在可能导致或者增加过程设备例如泵、压缩机和井套管的有关腐蚀问题。另外,把含氧的流体加到注入井中可能在注入井形成爆炸或者可燃气体混合物,如果氮气这样的气体注入到井中就不会产生这样的问题。在把空气注入到地层例如煤层之前,把空气的氧含量降低,可以把这些潜在的问题减少到最少。在Puri等人的U.S.P 5,133,406中公开了一个这样的用减少氧含量的物流操作的例子。该U.S.P5,133,406专利公开了在把空气注入到煤层之前通过把空气和燃料源例如生产的甲烷输入到燃料电池动力系统产生电并且形成含有贫氧的空气的燃料电池废气来减少空气的氧含量。
虽然上述的方法提供改进的从固体碳质地下层回收含甲烷的过程物流的方法,但是该需要的贫氧物流的生产是昂贵的,并且在某些情况下可能使该方法不经济。
在某些情况下,上述的方法可能也是不经济的,因为甲烷可能在通过天然气管道输送或者作其它用途前,注入的气体的气体组分例如氮气必须与回收的甲烷分离。
所需要的是从固体碳质地下层中回收甲烷的改进的方法,该方法要把生产贫氧注入剂的经济影响减少到最小。优选的是,该方法也应该减轻对从煤层除去的含甲烷的混合物中除去注入的贫氧气体的需要。
本发明的第一个方面涉及生产含甲烷气体的方法和利用该方法得到的富氧气体物流的方法,该方法包括把含至少10%(体积)氧的气体混合物用物理分离方法分离成贫氧物流和富氧物流的步骤;通过与固体碳质地下层连通的注入井把贫氧物流注入到地层;从与固体碳质地下层流体连通的生产井回收含甲烷的气体组合物;和至少部分富氧物流与含有至少一种可以氧化的反应物的反应物物流反应。
此处所用的术语“固体碳质地下层”指的是位于地表面以下通过有机物的热解和生物降解产生的任何基本上固体的含有甲烷的物质。固体碳质地下层包括煤层和页岩层,但是不限于此。
此处所用的术语“反应的”指的是富氧物流和第二过程物流的任何反应。这些反应的例子包括(但是不限于此)燃烧以及其它的化学反应,该其它的化学反应包括重整过程例如甲烷转化成合成气的蒸汽重整、氧化化学过程例如乙烯转化成环氧乙烷和此处所述的氧化偶合过程。
此处所用的术语“可氧化的反应物”意思是任何可以与氧进行化学反应的有机或者无机反应物。例如,可氧化的反应物包括可以与氧化学结合的物质,其通过氧的作用可以脱氢,或者是其它含有在与氧相互作用的正向反应中价态增加的元素的物质。
此处所用的术语“有机反应物”意思是任何的含碳和氢的化合物,不管其存在杂原子例如氮、氧和硫与否。其例包括(但不限于此)甲烷和其它用作燃料或者转化成其它有机产品的原料的烃类。
此处所用的术语“无机反应物”意思是任何不含碳和氢的反应物。
本发明的第二方面公开了生产含甲烷气体的方法和利用该方法得到的富氧气体物流的方法,该方法包括把含至少10%(体积)氧和至少60%氮的气体用物理分离方法分离成贫氧物流和富氧物流的步骤;通过注入井把贫氧物流注入到固体碳质地下层;从与固体碳质地下层流体连通的生产井回收含甲烷和氮的气体组合物;和至少部分富氧物流与含有至少一种选自甲烷和甲烷衍生的反应物的反应物物流反应。
此处所用的“甲烷衍生的反应物”意思是直接从含甲烷的原料产生的化合物、使用从含甲烷的过程物流产生的中间体化合物合成的化合物,或者用天然气一起生产的非惰性杂质化合物。甲烷衍生的反应物的例子包括(但是不限于此)甲烷重整得到的合成气、在催化剂存在下合成气的直接反应或者逐步反应得到的甲醇或者二甲醚、在催化剂存在下由例如甲烷衍生的合成气的费托催化加氢这样的方法得到的含C2和大于C2的烃和/或其含杂环的变形物的混合物和通常的天然气污染物硫化氢。
本发明的第三方面涉及生产含甲烷气体的方法和利用该方法得到的富氧气体物流的方法,该方法包括把空气用物理分离方法分离成其氮与氧的体积比为至少9∶1的贫氧物流和其氮与氧的体积比小于2.5∶1的富氧物流的步骤;通过注入井把贫氧物流注入到煤层;从与煤层流体连通的生产井回收含甲烷和氮的气体组合物;和至少部分富氧物流与含有至少一种选自甲烷和甲烷衍生的反应物的反应物物流反应。
此处所用的术语“煤层”指的是含甲烷的单一煤层或者多个煤层,通过煤层注入的气体可以扩展到生产井。
此处所用的术语“空气”指的是含有至少15%(体积)氧和至少60%(体积)氮的任何的气体混合物。优选地,“空气”是在井场有的并且含有约18-20%(体积)氧和80-82%(体积)氮的常压气体混合物。
此处所用的术语“回收”指的是气体的控制收集和/或配置,例如在罐中储存或者通过管道分配该气体。“回收”特别地是排除把该气体排入大气。
上述的本发明的每一方面都提供优越的生产甲烷的技术,因为每一方面都有效地利用在生产贫氧物流时生产的副产物富氧物流。在该方法中利用该富氧物流使得该方法比其它方法更有利。
在本发明的几个优选的实施方案中,把从地下层生产的含氮的甲烷混合物与富氧物流混合,形成化学计量有利于燃烧的混合物,因此就排除或者减少了从生产的甲烷混合物中除去氮的要求。本发明的其它优选的实施方案在各种化学方法中利用甲烷或者甲烷衍生的反应物。这些实施方案是特别有利的,因为在生产地或者接近生产地可以得到甲烷。在某些特别有利的实施方案中,从注入贫氧气体的同一地层得到反应的甲烷或者甲烷衍生的反应物。
下面的详细描述介绍了按照本发明的几种方法。
下面提供的详细描述仅仅是说明性的,不是要限制超过所附权利要求中列举的本发明的范围。
此处介绍的每一种方法所共有的是1)生产用来从碳质地层增加甲烷的回收率的贫氧物流和2)在某些类型的氧化过程中利用生产贫氧物流所产生的副产物富氧物流。本发明实际生产的含甲烷气体可以用来就地使用,例如用于燃料发电厂、提供化工厂的原料或者操作鼓风炉。另外,可以把该生产的气体输送到天然气管道,或者预处理或者不预处理,从生产的气体中除去氮气和/或其它的气体。
虽然通常优选的是从地层生产的含氮和甲烷的气体与甲烷回收过程产生的富氧物流反应,但是该富氧物流可以与任何可以氧化的物质反应,而没有离开本发明的精神。典型地,这些物流会含有甲烷或者由甲烷衍生的化合物,但是,其它的有机物质可以与富氧物流反应,特别是大型石油化工联合企业在或者接近天然气生产地的地方。
实施本发明所需要的贫氧和富氧过程物流可以利用任何适于物理分离大气或者类似气体成为富氧和贫氧馏分的技术来生产。虽然很多生产这些过程物流的技术是本领域公知的,但是三种合适的分离技术是膜分离、压力回转吸收和低温分离。
如果可以得到的话虽然可以利用氧气与低反应活性的气体优选惰性气体的其它气体混合物,但是要分馏的气体一般应该是大气或类似气体混合物。这样的其它混合物可以通过利用和混合从例如含氮的低BUT天然气的低温改质这样的过程得到的气体来生产。
如果利用膜分离技术,应该在压力下,优选以足以生产具有氮与氧的体积比至少为9∶1的贫氧气体物流和具有氮与氧的体积比小于2.5∶1的富氧物流的速度把空气引入到膜分离器。
能够分离氧和氮的任何的膜分离器装置都可以用于本发明。一种适用的膜分离器是从Niject Services Co.of Tulsa,Oklahoma买到的NIJECT装置。其它的合适的装置是从Generon Systems of Houston,Texas买到的GENERON装置。
膜分离器例如NIJECT和GENERON装置一般地包括压缩空气的压缩机部分和分馏空气的膜部分。NIJECT和GENERON装置的膜部分都用空心纤维膜束。选择膜束,相对的更易渗透到在第一气体馏分例如氧气所需要的气体中,并且相对的不易渗透到在第二气体馏分例如氮气、二氧化碳和水蒸汽所需要的气体中。把入口空气压缩到合适的压力并且通过纤维或者纤维的外面。
在NIJECT分离器中,空心纤维外面的压缩空气提供驱动能量,使氧气、二氧化碳和水穿过空心纤维,而贫氧的氮气在纤维的外面通过。贫氧的空气在入口压力约为3.45×105Pa或更高的高压下,一般也在至少6.89×105Pa的压力下离开装置。
在GENERON分离器中,压缩空气通过空心纤维的里面。其提供能量,使富氧的空气穿过纤维壁。在纤维的外面的贫氧空气在压力约为3.45×105Pa或更高的高压下,一般也在至少6.89×105Pa的压力下离开分离器。
因为贫氧物流必须注入到一般有周围储藏压力约为3.45×106Pa--1.37×107Pa的地层中,所以优选使用在提高的压力下排放贫氧空气的膜分离器,因为这可以减少其后的气体压缩费用。
刚讨论的这些膜分离器,一般的入口操作压力约为3.45×105Pa-1.72×106Pa,优选约6.89×105Pa-1.37×106Pa,其流速要足以减少贫氧气体物流的氧含量到氮与氧的体积比约为9∶1-99∶1。在一般的分离器操作条件下,膜系统使用较高的压力来增加气体速度并且使得气体更快的通过系统,因此降低了膜的分离率果。相反地,较低的空气压力和流速提供更多的贫氧物流,但是其速度较低。优选的膜分离器操作速度要足以提供含约2-8%(体积)氧的贫氧物流。当在足以生产含约5%(体积)的氧的贫氧馏分的速度下加工含约20%(体积)的氧的大气时,富氧的空气馏分一般地含有约40%(体积)的氧。在这些条件下,贫氧气体物流一般在低于约1.37×106Pa的超常压下离开膜分离器。
通过压力回转吸附方法也可以生产本发明所需要的富氧和贫氧的过程物流。该方法一般地需要在压力下首先把空气注入到吸附剂物料床,该吸附剂物料床优先吸附氧而超过氮。连续注入空气直到床层物料达到所需要的饱和度。可以通过例行试验测定床层所需要的吸附饱和情况。
一旦达到床层所需要的吸附饱和度,就降低床层的总压来再生该物料的吸附能力,因此使得富氧过程物流脱附。如果需要,在重新开始循环吸附之前可以吹洗该床层。用这种方法吹洗该床层,保证在下一个吸附周期富氧残气尾不降低床层的吸附能力。优选的是使用一个以上的物料床,以便一个物料吸附床吸附,而其它物料吸附床降压或者吹洗。
选择吸附和脱附周期所用的压力和吸附分离器所用的压力降,以便使氮与氧的分离最佳化。吸附分离器所用的压力降是吸附周期所用的压力和脱附周期所用的压力之间的压差。当确定要用的压力时,考虑注入的空气增压的费用是很重要的。
在吸附周期除去贫氧物流的流速必须高到足以提供适当的流速,而低到足以使空气的组分适当的分离。一般地,调整空气注入的速度,与以前的参数一起,使回收的贫氧的气体物流的氮与氧的体积比约为9∶1-99∶1。
一般地,所用的入口压力越高,更多的气体可能被床层吸附。另外,贫氧气体物流从系统中除去的越快,气体物流中氧的含量越高。通常,优选在足以提供贫氧空气中含约2-8%(体积)的氧的速度操作压力回转吸附分离器。以这种方法,可以最大限度地生产贫氧空气并且同时在把贫氧空气注入到地层中时,无疑会得到好处。
各种吸附剂物料都适用于压力回转吸附分离器。特别有用的吸附剂物料包括碳质物料、氧化铝基物料、氧化硅基物料和沸石物料。这些物料类的每一种物料包括特征在于物料组成、活化方法和吸附选择性的许多种不同的物料。可以使用的物料的具体的例子是硅铝酸钠组合物沸石例如4A-型沸石和RS-10(Union Carbide Corporation制造的沸石分子筛)、碳分子筛和各种形式的活性碳。
分馏空气成为氧气和氮气的第三种方法是低温分离。在该方法中,首先把空气液化,然后蒸馏成为氧气馏分和氮气馏分。虽然例行的低温分离可以生产在其中含氧低于0.01%(体积)的氮气馏分和含氧70%(体积)或者更高的氧气馏分,但是该方法极耗费能量,因此很昂贵。当这样的物流用于回收甲烷时,不认为因为在氮气中存在很少体积百分比的氧是有害的,一般通过低温分离生产的比较纯的氮气馏分通常将不是费用合理的。
必须在高于储藏压力且优选低于地层的破裂压力的压力下把缺氧的过程物流注入到固体碳质地下层。如果注入的压力太低,就不能注入该气体。如果注入的压力太高和地层裂缝,该气体可能通过裂缝损失。鉴于这些考虑和在一般的地层中遇到的压力,贫氧的过程物流一般地要用压缩机压缩到约2.76×106-1.37×107Pa,然后把该物流通过一个或者多个在该地层的终端或者与该地层连通的注入井注入到该地层中。
虽然任何的压缩机都可以用来压缩贫氧物流,但是有时使用甲烷作燃料的压缩机会是有利的,因为在生产地可以得到甲烷。如果需要的话,可以按下面的详述,用由地层生产的含甲烷气体和富氧副产物流运行这样的压缩机。
通过至少一口与该地层连通的生产井从固体碳质地下层回收含甲烷的气体混合物。优选的是,生产井端接到一个或者多个含甲烷层例如位于煤床的煤层。虽然优选内层端接,但是,只要含甲烷的部分层和生产井之间流体连通,生产井就不需要与该层端接。按照常规的煤层甲烷回收井的操作方法操作生产井。在某些情况下,优选的可以在尽可能低的回压下操作生产井,以促使从井回收含甲烷的流体。
可以以连续或者间断方式把贫氧物流注入到地层。另外,注入压力可以保持为常数或者进行变化。优选的是注入压力应该低于地层破裂压力。
在某些情况下,如果没有从注入井扩展到生产井的压裂裂缝,可能需要在高于地层破裂压力的压力下把解吸甲烷的气体注入到地层中。高于地层破裂压力的注入压力可能导致另外的裂缝,这就增加了地层的可注入性,依次就可以增加甲烷的回收速率。优选地是,通过在高于地层破裂压力的压力下的注入诱发的地层裂缝的裂缝一半的长度小于注入井和生产井的井距的约20%-30%。另外,优选地是,该诱发的裂缝不应该扩展出该地层。
甲烷回收的重要的参数例如裂缝的半长度、方位和高度增长可以用本领域已知的地层模拟技术来测定。这样的技术的例子在下述文献中作了讨论:John L.Gidley,et al.,Recent Advances in Hydraulic Fracturing,Volume 12,Society ofPetroleum Engineers Monograph Series,1989,pp.25-29和pp.76-77;和Schuster,C.L.,“Detection Within the Wellbore ofSeismic Signals Created by Hydraulic Fracturing,”paper SPE7448 presented at the 1978 Society of Petroleum EngineersAnnual Technical Conference and Exhibition,Houston,Texas,October 1-3。另外,裂缝半长度和定向效果可以利用例如下文介绍的压力瞬态分析和储藏流动模拟一起来评估,见paper SPE 22893,“Injection Above Fracture Parting Pressure pilot,Valhal,Field,Norway,”by N.Ali et al.,69th AnnualTechnical Conference and Exhibition of the Society of PetroleumEngineers,Dallas,Texas,October 6-9,1991。虽然要注意到,上述参考文献介绍了通过在地层破裂压力以上注水提高油采收率的方法,但是可以认为在SPE 22893中讨论的方法和技术可以用来提高从固体碳质地下层例如煤层的甲烷回收率。
把贫氧气体注入到地层,模拟或者促使地层甲烷的回收。从生产井回收甲烷的速度增加的时机和量要取决于很多因素,包括例如,井距、层厚、劈裂孔隙度、注入压力和注入速度、注入的气体组成、吸收气组成、地层压力和贫氧气体注入前甲烷的累积产量。
所有其它条件相同,注入井和生产井之间的井距较小一般的要导致甲烷回收速度的增加和缩短在生产井出现注入的贫氧气体的时间。当布井时,迅速增加甲烷生产速度的客观需要必须与其它的因素例如早期氮气在回收的气体中的透过情况相平衡。如果井眼之间的井距太小,贫氧气体分子将通过地层到生产井,而没有有效的用来解吸碳质基岩中的甲烷。
优选的是,从生产井回收的含甲烷的流体一般的要含有至少65%(体积)的甲烷,其余的大部分(体积)是注入到地层中的贫氧气体物流。在生产的混合物中所含有的有关的甲烷、氧气、氮气和其它气体馏分要随时间变化,由于甲烷减少和不同的气体通过地层的通行时间变化。在井操作的早期,人们不应奇怪回收的气体很类似于地下煤层甲烷的组成。连续操作之后,可以预计在回收的气体中显著量的注入的贫氧气体。
从生产贫氧注入流体得到的富氧气体物流可以以很多方法使用,例如,富氧气体物流可以与含有一种或者多种有机化合物的物流反应。该反应可以是燃烧或者其它类型的化学反应。在大多数的情况下,反应的有机化合物特是甲烷或者从甲烷衍生的原料,虽然富氧原料可以有利的用于其它的化工或者燃烧过程,特别是位于或者接近生产井的大型化工联合企业。
使用含25%(体积)或者更多氧的富氧物流连同含有有机化合物的其它过程物流,通常需要在过程物流中含有的氧、氮和其它气体的浓度最佳化。例如,如果富氧空气的混合物与含甲烷的氮气或者氮气和二氧化碳反应,通常将需要控制与甲烷混合的富氧物流的体积,以便控制在生产的混合物中的甲烷与氧的比例。如果燃烧该混合物,这将容许最佳燃烧。另外,如下面所讨论的,如果该混合物用作石油化工过程例如合成气生产的原料,甲烷与氧的比例对该目的将是最佳的。控制要用的富氧空气的量可能是特别重要的,因为在甲烷中的气体例如二氧化碳和氮的浓度随时间的变化可能不是常数。
本发明特别适用于需要就地生产电和热的方法,例如,计算表明按照本发明从生产井回收的含有16%(重量)的氮和84%(重量)甲烷的有代表性的混合物可以与40%(体积)的富氧过程得到的物流燃烧,产生与空气和纯甲烷燃烧所产生的相同量的热能。在该方法中,生产井的甲烷/氮气物流与过程富氧物流混合,由于不需要在燃烧前从生产的天然气物流中除去氮气,所以降低了费用。使用本领域公知的热交换设备可以把生产的热量用于各种目的。
氮气/甲烷物流与富氧物流的燃烧特别适用于就地生产电能。对于已经有很发达的电分配系统而没有管道系统来输送天然气的国家和地区这是特别实际的。在象这样的情况下,生产的氮气/甲烷物流可以在天然气火力发电设备例如透平驱动的发电机中与富氧物流燃烧。这样的一个厂子可以消耗大量的确定的气体物流,并且把产生的能量转化成很容易分配的形式,因此,就不需要从生产的气体中除去氮气以及不需要管道系统。
富氧过程物流也可以有利的用于各种非燃烧的化学反应。该物流与位于生产井附近的需要甲烷的过程一起使用是最有利的。特别适用于本发明的一个使用氧的方法是甲烷的氧化偶合生成用作化工反应物或者燃料例如汽油的较高分子量的烃。
通常的氧化偶合过程是在氧化偶合“接触”物料或催化剂的存在下,含氧的气体例如空气与甲烷蒸汽反应,把甲烷分子和预先偶合的烃“偶合”在一起,形成较大分子量的烃。用于氧化偶合反应的各种接触物料是本领域公知的,一般包括各种金属的混合物,其金属常常包括在氧化偶合反应的条件下已知是稳定的固体形式的稀土。一种有代表性的接触物料公开在U.S.P.5,053,578中,该文献在此列为参考文献。这样的物质含有IA族金属、IIB族金属和选自铝、硅、钛、锌、锆、镉和锡的金属。
氧化偶合反应可以在各种各样的操作条件下进行反应,反应的有代表性的条件包括气时空速为100-20,000/hr、甲烷与氧的比例为约2∶1-10∶1、压力为低压到10大气压或者更高、温度为约400℃-1000℃。应该注意,不优选温度高于约1000℃,因为在此温度下,热反应优势于氧化偶合反应。
从煤层生产的含氮的甲烷原料直接可以用作甲烷的来源,因为不认为另外的氮气的存在会严重地影响氧化偶合反应。另外,可以很好地利用富氧物流,以提供氧化偶合反应的氧源。这样一种方法与一般的甲烷/空气氧化偶合方法比较,经济上是很有利的,因为富氧物流的增加的氧含量降低了该过程中要处理的所需的总的气体体积。当使用约2个以上的压力时,因为很少的氮气需要压缩和在过程中输送,所以体积减少就降低用空气作氧源的氧化偶合过程所需要的能量和压缩机的费用。当然,在这些比较高的压力下用氧和氮的混合物作为氧化偶合的原料时,压缩机和有关的物理设备就需要加大,以适应因原料中存在的氮气而带来的附加的体积。
在本发明的方法中生产的富氧物流也可以用于各种其它需要氧源的化工和石油化工过程。在这些情况下,使用富氧物流就会减少或者消去另外需要氧生产设备的投资费。依次,这就可以使很多的不经济的化工过程变得经济有利。
按照本发明,由可以得到的富氧物流得到好处的方法的例子包括:
(1)炼钢操作,其中使用氧来提高燃料效力,并且通过氧化一般存在于液化的铁中的这些杂质来除去杂质例如碳和硫;
(2)非铁金属生产应用,其中使用富氧气体,在金属例如铜、铅、锑和锌的反射炉冶炼中节省时间和钱;和
(3)化学氧化过程,例如,乙烯催化氧化生成环氧乙烷或者乙二醇或者生产乙酸,以及任何合适的有机原料化合物的液相氧化或者氧代氯化。
本发明也很适于生产合成气,通过常规和公知的方法可以把其转化成化工产品例如甲醇、乙酸或者二甲醚。在这些应用中,通过几个公知方法的任一方法例如蒸汽重整,使富氧物流和含氧物流反应,可以生产合成气。然后,合成气物流可以用于形成含2个或者多个碳原子的有机化合物,在例如费托合成方法这样的方法中,使用任一公知的催化剂,把合成气催化转化成多种C2-C10有机化合物例如烃和醇的混合物。
然而,按照本发明的方法生产的富氧物流的另一用途是改善例如在克劳斯(Claus)方法中所用的那些除去硫化氢的方法的能力。象本领域所公知的,天然气可能含有明显量的硫化氢即H2S气体。在天然气分配之前,必须从天然气除去该高度腐蚀的气体,其一般可以通过用胺水溶液洗涤,例如用单乙醇胺或者二乙醇胺在填料塔或者塔盘塔中洗涤,从天然气中除去。然后,一般通过如克劳斯方法的公知方法把H2S转化成元素硫。
在克劳斯过程中,按照下面的方程式把H2S转化成元素硫:
(I)
(II)
(III) (总反应式)
从方程式(I)可以看出,本发明的富氧物流可以和有利的用于促进硫化氢气体的氧化。
人们认为,按照本发明把含有高达约30%(重量)氧的富氧物流用于现有的克劳斯装置可以增加装置的能力直到约25%而基本上不用装置改造。通过特殊地设计一个克劳斯反应器,使用含有大于约30%(重量)氧的富氧物流可以得到另外的能力。在可以得到富氧物流的地方,在该方法中,使用本发明的富氧物流提供一个节省基建投资的机会。
上面的说明提供了本发明的几个实施方案,其中,提高甲烷从固体碳质地下层的生产率,而同时改善了需氧方法的经济性。
应该了解,对本领域的技术人员来说,很显然,通过改进和替换,本发明的各种其它实施方案都没有离开后面的权利要求所定义的本发明的精神和范围。
Claims (11)
1.一种生产含甲烷气体和使用该生产过程得到的富氧气体物流的方法,所说的方法包括以下步骤:
把含有至少10%体积百分比的氧的气体混合物分离用物理分离方法分离成贫氧物流和富氧物流;
通过注入井把贫氧物流注入到固体碳质地下层;
从与固体碳质地下层流体连通的生产井回收含有甲烷的气体组合物;和
至少部分富氧物流与含有至少一种可氧化的反应物的反应物物流反应。
2.权利要求1的方法,其中可氧化的反应物选自甲烷和甲烷衍生的反应物。
3.权利要求2的方法,其中可氧化的反应物是从固体碳质地下层生产的甲烷得到的。
4.权利要求1的方法,其中所述的气体混合物中含有至少60%体积百分比的氮,所述的可氧化的反应物为甲烷和甲烷衍生的反应物。
5.权利要求4的方法,其中贫氧物流含有的氮与氧的体积比为至少9∶1。
6.权利要求4的方法,其中富氧物流含有至少25%体积百分比的氧,并且其中富氧物流与至少部分从生产井回收的气体组合物反应。
7.权利要求6的方法,其中回收的气体组合物和富氧物流通过燃烧来反应。
8.权利要求1的方法,其中所述的气体混合物是空气,贫氧物流中的氮与氧的体积比至少为9∶1,富氧物流中氮和氧的体积比小于2.5∶1,所述的可氧化的反应物为甲烷和甲烷衍生的反应物。
9.权利要求8的方法,其中反应物物流和富氧物流通过燃烧来反应。
10.权利要求8的方法,其中富氧物流与反应物物流的反应包括从甲烷生产合成气,甲烷氧化偶合成为较高分子量的烃和从天然气除去硫化氢物流的克劳斯氧化反应。
11.权利要求9的方法,其中反应物物流和富氧物流燃烧,提供发电厂的能量,并且其中反应物物流含有从煤层回收的甲烷。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/146,920 US5388645A (en) | 1993-11-03 | 1993-11-03 | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
US08/146,920 | 1993-11-03 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN1134179A CN1134179A (zh) | 1996-10-23 |
CN1051355C true CN1051355C (zh) | 2000-04-12 |
Family
ID=22519580
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN94193973A Expired - Lifetime CN1051355C (zh) | 1993-11-03 | 1994-10-13 | 回收煤层甲烷的方法 |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5388645A (zh) |
CN (1) | CN1051355C (zh) |
AU (1) | AU686266B2 (zh) |
PL (1) | PL174462B1 (zh) |
WO (1) | WO1995012742A1 (zh) |
ZA (1) | ZA948596B (zh) |
Families Citing this family (66)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5566755A (en) * | 1993-11-03 | 1996-10-22 | Amoco Corporation | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
US5964290A (en) * | 1996-01-31 | 1999-10-12 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of cleat formation in a subterranean coal formation |
US5865248A (en) * | 1996-01-31 | 1999-02-02 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced permeability enhancement of subterranean coal formation |
US5669444A (en) * | 1996-01-31 | 1997-09-23 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of coal cleat formation |
US5944104A (en) * | 1996-01-31 | 1999-08-31 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with gaseous oxidants |
US5967233A (en) * | 1996-01-31 | 1999-10-19 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with aqueous oxidizing solutions |
US5769165A (en) * | 1996-01-31 | 1998-06-23 | Vastar Resources Inc. | Method for increasing methane recovery from a subterranean coal formation by injection of tail gas from a hydrocarbon synthesis process |
US6217681B1 (en) | 1998-04-14 | 2001-04-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method for oxygen-enhanced combustion using a vent stream |
US6588504B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids |
US6698515B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-03-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate |
US6715546B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
US7011154B2 (en) * | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
US6588503B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition |
US6715548B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids |
DE60227355D1 (de) * | 2001-03-15 | 2008-08-14 | Alexei Leonidovich Zapadinski | Verfahren zum entwickeln einer kohlenwasserstoff-lagerstätte sowie anlagenkomplex zur ausführung des verfahrens |
US20030146002A1 (en) * | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
CN1323222C (zh) * | 2001-06-15 | 2007-06-27 | 南非石油和天然气私人有限公司 | 一种从天然油层中采油的方法及其装置 |
EA005346B1 (ru) * | 2001-08-15 | 2005-02-24 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Добыча нефти третичными методами в сочетании с процессом конверсии газа |
WO2003018958A1 (en) * | 2001-08-31 | 2003-03-06 | Statoil Asa | Method and plant for enhanced oil recovery and simultaneous synthesis of hydrocarbons from natural gas |
US7104319B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
US7165615B2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
WO2003036033A1 (en) * | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
US7073578B2 (en) | 2002-10-24 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
AU2002351515A1 (en) * | 2002-12-13 | 2004-07-09 | Petrosa (The Petroleum Oil & Gas Corporation Of Sa (Pty) Ltd | A method for oil recovery from an oil field |
NO20026021D0 (no) * | 2002-12-13 | 2002-12-13 | Statoil Asa I & K Ir Pat | Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning |
NZ567052A (en) | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
ATE392536T1 (de) | 2004-04-23 | 2008-05-15 | Shell Int Research | Verhinderung von verschorfungseffekten in bohrlöchern |
NZ562364A (en) | 2005-04-22 | 2010-12-24 | Shell Int Research | Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells |
EP1941127A1 (en) | 2005-10-24 | 2008-07-09 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
RU2415259C2 (ru) | 2006-04-21 | 2011-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта |
CA2666959C (en) | 2006-10-20 | 2015-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid |
CA2684486C (en) | 2007-04-20 | 2015-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
US20090165376A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-02 | Greatpoint Energy, Inc. | Steam Generating Slurry Gasifier for the Catalytic Gasification of a Carbonaceous Feedstock |
US8652222B2 (en) * | 2008-02-29 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Biomass compositions for catalytic gasification |
WO2009129143A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations |
RU2529537C2 (ru) | 2008-10-13 | 2014-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
CN101445755B (zh) * | 2008-12-22 | 2012-11-28 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种煤层气提纯液化方法 |
EP2370549A1 (en) * | 2008-12-30 | 2011-10-05 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for preparing a catalyzed coal particulate |
KR101290453B1 (ko) * | 2008-12-30 | 2013-07-29 | 그레이트포인트 에너지, 인크. | 촉매된 탄소질 미립자의 제조 방법 |
CN101476485B (zh) * | 2009-02-09 | 2011-01-26 | 宁波鲍斯压缩机有限公司 | 大型煤层气回收成套装置 |
US8448707B2 (en) | 2009-04-10 | 2013-05-28 | Shell Oil Company | Non-conducting heater casings |
US8733459B2 (en) * | 2009-12-17 | 2014-05-27 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
WO2011084581A1 (en) * | 2009-12-17 | 2011-07-14 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process injecting nitrogen |
WO2011106285A1 (en) * | 2010-02-23 | 2011-09-01 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
US8652696B2 (en) * | 2010-03-08 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
JP5559428B2 (ja) | 2010-05-28 | 2014-07-23 | グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド | 液体重質炭化水素フィードストックのガス状生成物への変換 |
CA2815243A1 (en) | 2010-11-01 | 2012-05-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
WO2012166879A1 (en) | 2011-06-03 | 2012-12-06 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
CN103974897A (zh) | 2011-10-06 | 2014-08-06 | 格雷特波因特能源公司 | 碳质原料的加氢甲烷化 |
RU2612774C2 (ru) | 2011-10-07 | 2017-03-13 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Аккомодация теплового расширения для систем с циркулирующей текучей средой, используемых для нагревания толщи пород |
CA2862463A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
WO2013110980A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
WO2014055351A1 (en) | 2012-10-01 | 2014-04-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof |
US9328920B2 (en) | 2012-10-01 | 2016-05-03 | Greatpoint Energy, Inc. | Use of contaminated low-rank coal for combustion |
US9034058B2 (en) | 2012-10-01 | 2015-05-19 | Greatpoint Energy, Inc. | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof |
WO2014055349A1 (en) | 2012-10-01 | 2014-04-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof |
EP2735696A1 (en) * | 2012-11-27 | 2014-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for enhancing natural gas production |
EP2735698A1 (en) * | 2012-11-27 | 2014-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Enhancing natural gas production using nitrogen generated by an air separation unit of an industrial plant |
CN105041275A (zh) * | 2015-06-30 | 2015-11-11 | 西南石油大学 | 一种注减氧空气降低采油井伴生气氧浓度的采油方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH02182824A (ja) * | 1989-01-07 | 1990-07-17 | Musashi Seimitsu Ind Co Ltd | 窒素雰囲気熱処理装置 |
EP0451677A2 (en) * | 1990-04-10 | 1991-10-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Vacuum swing adsorption process for production of 95+% N2 from ambient air |
US5133406A (en) * | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3845196A (en) * | 1971-10-29 | 1974-10-29 | Cities Service Oil Co | Fireflood pollution prevention |
US4043395A (en) * | 1975-03-13 | 1977-08-23 | Continental Oil Company | Method for removing methane from coal |
US4169506A (en) * | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
DE2932291A1 (de) * | 1979-08-09 | 1981-02-26 | Truetzschler & Co | Elektrischer druckschalter |
US4400034A (en) * | 1981-02-09 | 1983-08-23 | Mobil Oil Corporation | Coal comminution and recovery process using gas drying |
US4344486A (en) * | 1981-02-27 | 1982-08-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for enhanced oil recovery |
DE3111137C2 (de) * | 1981-03-21 | 1985-06-13 | Fried. Krupp Gmbh, 4300 Essen | Verfahren zur Untertagevergasung fester Brennstoffe mit vorangehendem Aufschließen der Lagerstätte |
US4544037A (en) * | 1984-02-21 | 1985-10-01 | In Situ Technology, Inc. | Initiating production of methane from wet coal beds |
US4756367A (en) * | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
US4883122A (en) * | 1988-09-27 | 1989-11-28 | Amoco Corporation | Method of coalbed methane production |
US5053578A (en) * | 1989-01-11 | 1991-10-01 | Amoco Corporation | Lower alkane conversion |
US5014788A (en) * | 1990-04-20 | 1991-05-14 | Amoco Corporation | Method of increasing the permeability of a coal seam |
US5085274A (en) * | 1991-02-11 | 1992-02-04 | Amoco Corporation | Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean of formations |
US5099921A (en) * | 1991-02-11 | 1992-03-31 | Amoco Corporation | Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean formations |
US5147111A (en) * | 1991-08-02 | 1992-09-15 | Atlantic Richfield Company | Cavity induced stimulation method of coal degasification wells |
US5180570A (en) * | 1992-01-23 | 1993-01-19 | Lee Jing M | Integrated process for making methanol and ammonia |
-
1993
- 1993-11-03 US US08/146,920 patent/US5388645A/en not_active Expired - Lifetime
-
1994
- 1994-10-13 AU AU80774/94A patent/AU686266B2/en not_active Expired
- 1994-10-13 PL PL94315184A patent/PL174462B1/pl unknown
- 1994-10-13 WO PCT/US1994/011672 patent/WO1995012742A1/en active Application Filing
- 1994-10-13 CN CN94193973A patent/CN1051355C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1994-11-01 ZA ZA948596A patent/ZA948596B/xx unknown
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH02182824A (ja) * | 1989-01-07 | 1990-07-17 | Musashi Seimitsu Ind Co Ltd | 窒素雰囲気熱処理装置 |
EP0451677A2 (en) * | 1990-04-10 | 1991-10-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Vacuum swing adsorption process for production of 95+% N2 from ambient air |
US5133406A (en) * | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU8077494A (en) | 1995-05-23 |
AU686266B2 (en) | 1998-02-05 |
ZA948596B (en) | 1995-06-23 |
PL315184A1 (en) | 1996-10-14 |
CN1134179A (zh) | 1996-10-23 |
WO1995012742A1 (en) | 1995-05-11 |
US5388645A (en) | 1995-02-14 |
PL174462B1 (pl) | 1998-07-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN1051355C (zh) | 回收煤层甲烷的方法 | |
US5566755A (en) | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation | |
CN101166889B (zh) | 生产油和/或气的系统和方法 | |
AU694458B2 (en) | Method for the recovery of coal bed methane | |
AU685175B2 (en) | Method for the recovery of coal bed methane with reduced inert gas fraction in produced gas | |
CN1082604C (zh) | 增加地下煤层甲烷产量的方法 | |
US7343971B2 (en) | Method for natural gas production | |
US5388643A (en) | Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation | |
EP2376374B1 (en) | A process for gas sweetening | |
US3097917A (en) | Method for high pressure selective absorption of gases | |
CN1932237A (zh) | 用于重油开采的烟气注入 | |
CN1212318A (zh) | 从含煤、油页岩、焦油沥青砂和油的岩层中回收烃或热能的水槽 | |
WO1995012744A1 (en) | Method for the recovery of coal bed methane | |
CN100347402C (zh) | 煤层气的热力开采方法 | |
EP3797084A1 (en) | Process for hydrogen generation | |
CN113710611A (zh) | 几乎零温室气体排放的烃类制氢 | |
US11491439B2 (en) | Method for reducing energy and water demands of scrubbing CO2 from CO2-lean waste gases | |
CN1508389A (zh) | 煤层气的热力开采方法 | |
US3871451A (en) | Production of crude oil facilitated by injection of carbon dioxide | |
CN1134970A (zh) | 从气流中回收烃类的方法 | |
CN101925390A (zh) | 用于开采油和/或气的系统和方法 | |
CN113818842A (zh) | 一种页岩气高效开采、低温制氢、废气利用一体化方法 | |
CN1955268A (zh) | 一种利用煤矿瓦斯气制取合成气或安全燃料气的方法 | |
US20230242399A1 (en) | Electricity and hydrogen production from depleted oil/gas reservoirs using air injection and geothermal energy harvesting | |
WO2022177781A1 (en) | Method for reducing energy and water demands of scrubbing co2 from co2-lean waste gases |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
C17 | Cessation of patent right | ||
CX01 | Expiry of patent term |
Expiration termination date: 20141013 Granted publication date: 20000412 |