EA005448B1 - Способ и устройство для повышения нефтеотдачи путём нагнетания газа - Google Patents

Способ и устройство для повышения нефтеотдачи путём нагнетания газа Download PDF

Info

Publication number
EA005448B1
EA005448B1 EA200400251A EA200400251A EA005448B1 EA 005448 B1 EA005448 B1 EA 005448B1 EA 200400251 A EA200400251 A EA 200400251A EA 200400251 A EA200400251 A EA 200400251A EA 005448 B1 EA005448 B1 EA 005448B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
fraction
synthesis
oxygen
low
Prior art date
Application number
EA200400251A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200400251A1 (ru
Inventor
Ола Ольсвик
Эрлинг Рюттер
Йостейн Согге
Руне Квале
Сьюр Хёуген
Ян Грёнведт
Original Assignee
Статойл Аса
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 Статойл Аса filed Critical Статойл Аса
Publication of EA200400251A1 publication Critical patent/EA200400251A1/ru
Publication of EA005448B1 publication Critical patent/EA005448B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C29/00—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring
    • C07C29/15—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring by reduction of oxides of carbon exclusively
    • C07C29/151—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring by reduction of oxides of carbon exclusively with hydrogen or hydrogen-containing gases
    • C07C29/1516—Multisteps
    • C07C29/1518—Multisteps one step being the formation of initial mixture of carbon oxides and hydrogen for synthesis
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • 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
    • E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
    • E21B43/168—Injecting a gaseous medium
    • 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
    • F25J3/04575—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating for a gas expansion plant, e.g. dilution of the combustion gas in a gas turbine
    • 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
    • F25J3/04593—The air gas consuming unit is also fed by an air 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
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a 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
    • C01B2203/0205—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
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming 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
    • C01B2203/02—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

Abstract

Предложены способ и устройство для одновременного получения газа для нагнетания в нефтяное месторождение и для получения метанола, диметилового эфира и/или других кислородсодержащих углеводородов, или получения высших углеводородов из природного газа. Существенной частью способа и устройства является воздухоразделительная установка (ВРУ) для получения чистого азота для нагнетания и чистого кислорода для получения синтез-газа ("синтетического газа") путём автотермического реформинга природного газа.

Description

Данное изобретение относится к использованию природного газа в развитии промышленности и нефтяных месторождений. В частности, изобретение относится к способу и устройству для комплексного производства синтез-газа и газа для нагнетания в нефтяной пласт.
Уже давно известно и используется повторное нагнетание различных газов в нефтяной пласт с целью увеличения нефтеотдачи пласта и для его стабилизации. Такие газы, как СО2, Ν2 и природный газ, уменьшают поверхностное натяжение между газом и нефтью и таким образом способствуют как увеличению добычи, так и стабилизации пласта.
Природный газ как таковой можно нагнетать в месторождения, если чистая стоимость газа не превышает сверхприбылей при увеличении нефтеотдачи месторождения.
Очищающий отходящий газ, образующийся при сжигании на производственной установке, может дать СО2 для нагнетания в нефтяные пласты. Дополнительно предложили повторно нагнетать СО2, очищенный от отходящего с газовых электростанций газа, путём прокладки трубопровода от газовой электростанции до установки для производства углеводородов.
Ν2 можно получить вместе с О2 в так называемой воздухоразделительной установке (ВРУ). На нефтяном месторождении такое разделение воздуха обычно даёт Ν2 чистотой более 99,9% и обогащенный кислородом воздух. Такой обогащенный кислородом воздух мало нужен или не нужен вообще на нефтяном месторождении, так что весь этот воздух или большую часть его выпускают.
В патентах США №№ 5388645 и 6119778 описано разделение воздуха на обеднённый кислородом поток и обогащенный кислородом поток. Обеднённый кислородом поток используют для нагнетания в «твердую углеродистую формацию» для повышения добычи метана, а по меньшей мере часть обогащенного кислородом потока используют для реакции с реакционноспособным потоком, содержащим по меньшей мере один окисляемый реагент. Примерами таких процессов являются операции по производству стали, производство цветных металлов, процессы химического окисления и получение синтез-газа для синтеза Фишера-Тропша с образованием высших углеводородов из природного газа. В обеднённом кислородом потоке отношение объёмов азота и кислорода составляет от 9:1 до 99:1. Слишком высокое отношение может привести к образованию взрывоопасного газа. Обеднённый кислородом газ, например азот, для нагнетания в нефтяное месторождение с целью повышения добычи предпочтительно включает менее 0,1% кислорода.
В патентах США №№ 5388645 и 6119778 не упомянуто более никакой интеграции способов, использующих обеднённый кислородом и обогащенный кислородом потоки.
Природный газ можно использовать также в качестве сырья для ряда процессов, таких как производство метанола, диметилового эфира или других кислородсодержащих углеводородов и/или синтетического топлива/горючего. Это можно осуществлять в соответствии с известными способами, такими как описанный в Ρί.’Τ/ΝΘ00/00404 способ.
В устройствах для производства метанола и других кислородсодержащих углеводородов и/или синтетического топлива часто бывает необходим О2, получаемый в воздухоразделительной установке, для того чтобы получить синтез-газ (синтетический газ). Синтетический газ - это смесь СО, СО2, Н2, водяного пара и некоторого количества непрореагировавшего природного газа. Синтетический газ используют в различных реакциях синтеза, например, для получения метанола и других кислородсодержащих углеводородов, тяжёлых углеводородов и аммиака. Получаемый в воздухоразделительной установке кислород, который используют в таком устройстве, это обычно на > 95% чистый кислород, в то время как азот - это относительно загрязнённый азот, который не пригоден для других применений, а следовательно, его выпускают в атмосферу.
Способ получения высших углеводородов и интенсификации добычи сырой нефти из подземного пласта описан в СА № 1250863. Отходящий газ из установки для синтеза окисляют главным образом до СО2 и Н2О перед его нагнетанием в подземный пласт. Во всех процессах, где необходим кислород, предпочтительно избегать наличия азота путём использования кислорода из воздухоразделительной установки.
В соответствии с данным изобретением предложен способ повышения нефтеотдачи нефтяного пласта, при котором газ нагнетают в пласт, при этом способ включает следующие операции:
разделение воздуха на обогащенную кислородом фракцию и на обогащенную азотом фракцию, обеспечение потока природного газа и подведение потока природного газа и по меньшей мере части обогащенной кислородом фракции к реформинг-установке для конверсии до синтез-газа, содержащего главным образом Н2, СО и СО2 в дополнение к меньшим количествам неконвертированного метана, водяного пара и кислорода, синтез метанола или других кислородсодержащих углеводородов или высших углеводородов из синтез-газа в установке для синтеза, отвод отходящего газа из установки для синтеза, нагнетание обогащенной азотом фракции и по меньшей мере части отходящего газа в нефтяной пласт для повышения нефтеотдачи пласта.
-1005448
В соответствии с предпочтительным осуществлением изобретения способ включает дополнительно разделение отходящего газа из установки для синтеза на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2 и использование обогащенной СО2 фракции для нагнетания в нефтяной пласт.
Предпочтительно, чтобы перед разделением на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2 отходящий газ из установки для синтеза сжигали с кислородом.
Предпочтительно, чтобы отходящий газ из цикла синтеза сжигали при повышенном давлении, предпочтительно при давлении от 2 до 100 бар, более предпочтительно от 20 до 40 бар.
В соответствии со вторым предпочтительным случаем осуществления изобретения отходящий газ из установки для синтеза разделяют на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2, и фракцию с низким содержанием СО2 затем сжигают в газовой турбине или в печи.
В предпочтительном осуществлении изобретения фракцию с низким содержанием СО2, покидающую цикл синтеза, можно поделить на обогащенную водородом фракцию и фракцию с низким содержанием водорода, при этом обогащенную водородом фракцию используют в процессе, в котором необходимо добавление водорода, а фракцию с низким содержанием водорода сжигают.
В соответствии с одним из случаев осуществления изобретения предпочтительно, чтобы отходящий газ из цикла синтеза сжигали в печи или турбине, а отработавший газ из печи или турбины разделяли на обогащенную СО2 фракцию, которую нагнетают в нефтяной пласт, и фракцию с низким содержанием СО2.
Более того, предпочтительно, чтобы перед разделением на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2 отработавший газ из печи или турбины проходил через вторичное сжигание в каталитической камере вторичного сгорания.
Предпочтительно также в печь или турбину добавлять природный газ.
В соответствии с другим случаем осуществления изобретения предпочтительно часть синтез-газа подавать в обход установки для синтеза.
Также предложено устройство, производящее газ для нагнетания в скважину для поддержания давления в нефтяном пласте для извлечения углеводородов и получения метанола, диметилового эфира и/или других кислородсодержащих углеводородов или для получения высших углеводородов из природного газа, включающее воздухоразделительную установку для получения обогащенной кислородом фракции для использования в процессах, в которых необходим кислород, и азотной фракции для нагнетания;
реформинг-установку для конверсии смеси природного газа, воды и кислорода из воздухоразделительной установки в синтез-газ, включающий главным образом Н2, СО, СО2 и небольшие количества метана;
установку для синтеза для конверсии синтез-газа для синтеза метанола или других кислородсодержащих углеводородов или для синтеза синтетического топлива;
средства нагнетания газа в пласт;
средства подачи азота из воздухоразделительной установки к средствам нагнетания газа; и средства подачи по меньшей мере части отходящего газа из установки для синтеза к средствам нагнетания газа.
В соответствии с предпочтительным осуществлением изобретения средства подачи отходящего газа из установки для синтеза включают одну или более разделительные установки для разделения отходящего газа на обогащенную СО2 фракцию, которую подают к установке для нагнетания, чтобы поддержать давление, и фракцию с низким содержанием СО2.
Предпочтительно, чтобы устройство дополнительно включало печь или газовую турбину для сжигания отходящего газа из установки для синтеза и линию для подачи кислорода из воздухоразделительной установки в печь или газовую турбину для сжигания.
В соответствии с предпочтительным случаем осуществления изобретения устройство дополнительно включает средства разделения отходящего газа из установки для синтеза на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2 и газовую турбину или печь для сжигания фракции с низким содержанием СО2.
Устройство предпочтительно включает средства разделения фракции отходящего газа из установки для синтеза с низким содержанием СО2 на обогащенную водородом фракцию и фракцию с низким содержанием водорода.
В соответствии с предпочтительным случаем осуществления изобретения устройство дополнительно включает печь или газовую турбину для сжигания отходящего газа из установки для синтеза и средства разделения отработавшего газа из печи или турбины на обогащенную СО2 фракцию, которую подают к установке для нагнетания, чтобы поддержать давление, и фракцию с низким содержанием СО2.
Предпочтительно, чтобы устройство включало каталитическую камеру вторичного сгорания для вторичного сжигания отработавшего газа из печи или турбины перед его разделением на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2.
-2005448
Предпочтительно, чтобы устройство дополнительно включало байпасную линию для подачи некоторого количества добавленного природного газа в обход реформинг-установки и установки для синтеза к печи или турбине.
Предпочтительно, чтобы устройство дополнительно включало байпасную линию для подачи некоторого количества синтез-газа в обход установки для синтеза.
При сочетании устройства для получения высокочистого азота с получением кислорода, сопроизводящая воздухоразделительная установка становится только на 10-20% дороже, чем воздухоразделительная установка, которая производит только высокочистый азот для нагнетания в нефтяные месторождения. Это позволяет существенно понизить себестоимость как в случае производства продуктов синтеза, таких как метанол и синтетическое топливо, так и в случае нагнетания в нефтяные месторождения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 изображена принципиальная схема осуществления данного изобретения;
на фиг. 2 изображена принципиальная схема альтернативных версий данного изобретения;
на фиг. 3 изображено альтернативное осуществление данного изобретения; и на фиг. 4 проиллюстрирована экономика комплексного способа, предлагаемого в данном изобретении.
Подробное описание изобретения
На фиг.1 изображена принципиальная схема, изображающая принципиальные особенности предпочтительного осуществления данного изобретения. Воздух втягивают через воздухозаборник 1 в воздухоразделительную установку 2, где его разделяют на главные компоненты - азот и кислород. Воздухоразделительная установка отличается от традиционных воздухоразделительных установок, используемых для получения кислорода для реформинг-установок или для получения азота для нагнетания в нефтяные скважины, тем, что она производит высокочистые азот и кислород.
Получаемый азот обычно имеет чистоту > 99,9%, тогда как кислород обычно имеет чистоту 9899,5%.
Азот подают по линии 3 к компрессору 4, где его сжимают до необходимого давления, например порядка 50-400 бар. Поток сжатого азота из компрессора 4 подают по линии 5 к установке 6 для нагнетания газа в месторождение, к так называемой установке ИДН (интенсифицированная добыча нефти).
Кислород подают по линии 7 к установке для получения синтез-газа, так называемой реформингустановке 8.
Природный газ поступает в устройство через входное отверстие 9 для газа. Перед тем, как природный газ подают по линии 11 к реформинг-установке для получения синтез-газа, его обрабатывают в установке 10 для предварительной обработки, где обычным способом удаляют соединения серы. Затем газ насыщают паром и/или прибавляют пар непосредственно к газу. Насыщение можно проводить посредством так называемого сатуратора. Часто газ также обрабатывают в так называемой установке для предварительного реформинга, чтобы подвергнуть конверсии все тяжелые углеводороды (С2+) до того, как газ попадёт в реформинг-установку 8.
В реформинг-установке в процессе получения синтез-газа главными протекающими химическими реакциями являются следующие:
1. СН4 + Н2О = СО + 3Н2, реформинг с водяным паром
2. СН4 + 3/2 О2 = СО + 2Н2О, частичное окисление
3. СО + Н2О = СО2 + Н2, реакция сдвига
Реакция 1 в реакторе реформинг-установки высокоэндотермична, и необходимое для реакции тепло можно либо подводить путём нагревания извне, как в реформинг-установке с водяным паром, либо путём сочетания с внутренним частичным окислением в соответствии с реакцией 2, как в автотермической реформинг-установке.
В реформинг-установке с водяным паром (РУВП) природный газ (ПГ) подвергают конверсии в трубчатом реакторе при высокой температуре и относительно низком давлении. Стандартная реформингустановка с водяным паром состоит из камеры сгорания с большим числом трубок реактора в ней. Стандартные реформинг-установки с водяным паром функционируют при давлении в интервале приблизительно от 15 до 40 бар. Температура на выходе из такой реформинг-установки может достигать 950°С. Необходимое для протекания реакции тепло обеспечивают посредством нагревания извне в камере сгорания, в которой установлены трубки реформинг-установки.
Реформинг-установка может быть с верхним, нижним или террасным обогревом. Также тепло можно подводить к реакции посредством конвективного теплообмена, как в теплообменном реакторе. Соотношение между паром и углеродом в подаваемом газе составляет от 1,6 до 4. Состав синтез-газа можно, например, выразить через стехиометрический коэффициент (СК = (Н2-СО2)/(СО2+СО)). Стехиометрический коэффициент для выходящего из реформинг-установки с водяным паром потока составляет приблизительно 3, если природный газ содержит чистый метан. Обычный синтез-газ из стандартной реформингустановки с водяным паром содержит приблизительно 3 об.% метана.
В автотермической реформинг-установке (АТРУ) образование синтез-газа главным образом протекает в соответствии с реакциями 1 и 2, так что необходимое для реакции 1 тепло генерируется посредст
-3005448 вом реакции 2. В АТРУ природный газ (метан) подают в камеру сгорания вместе с кислородсодержащим газом, таким как воздух. Температура в камере сгорания может достигать свыше 2000°С. После сгорания реакции приходят к равновесию при помощи катализатора перед тем, как газы покидают реформингустановку при температуре приблизительно 1000°С. Стехиометрический коэффициент, СК, для выходящего из АТРУ потока составляет приблизительно 1,6-1,8. Давление обычно составляет около 30-40 бар, но было также предложено использование значительно более высокого давления, например в интервале 40-120 бар. Соотношение пар/углерод может быть различным в зависимости от предназначения - от 0,2 до 2,5.
Альтернативная автотермическая реформинг-установка устроена на принципе, называемом частичным окислением (ЧОК). Такая реформинг-установка не содержит какого-либо катализатора для ускорения реакций, а следовательно, температура на выходе из нее будет большей, чем в АТРУ.
Преобразование природного газа может также проходить через комбинированный реформинг (КР), при котором секция реформинг-установки состоит из РУВП и АТРУ. Сочетание РУВП и АТРУ даёт возможность регулировать состав композиции, покидающей секцию реформинг-установки, контролируя поступление в две реформинг-установки. РУВП при КР функционирует при несколько более мягких условиях, чем в случае обычной РУВП, т.е. при несколько более низкой температуре. Это приводит к несколько более высокому проскоку метана в выходящий из реформинг-установки газ. Этот метан подвергается конверсии в последующей АТРУ. Соотношение между паром и углеродом в подаваемом газе для такой реформинг-установки находится в интервале от 1,2 до 2,4, при этом стехиометрический коэффициент будет составлять приблизительно 2 или слегка больше 2.
Необходимый состав синтез-газа будет зависеть от процесса, для которого его используют в качестве сырья. Оптимальный стехиометрический коэффициент для синтеза метанола составляет около 2,5, в то время как необходимый для производства синтетического топлива стехиометрический коэффициент часто находится в интервале от 1,6 до 1,9, так как более высокий стехиометрический коэффициент даёт больший, чем это необходимо, выход легких углеводородов.
После реформинга синтез-газ охлаждают путём теплообмена с водой, при этом получают пар. При дальнейшем охлаждении вода из синтез-газа конденсируется до того, как её посылают по линии 12 к установке 15 для синтеза.
Установка 15 для синтеза может, например, быть установкой для синтеза и получения синтетического топлива (тяжёлые углеводороды) и включать так называемый реактор Фишера-Тропша (Ф-Т реактор) или быть установкой для синтеза и получения кислородсодержащих углеводородов, таких как метанол и диметиловый эфир.
В случае, когда установка для синтеза 15 представляет собой установку для получения синтетического топлива, реакцию можно описать, используя следующее уравнение реакции:
пСО + 2пН2 = [-СН2-]п + пН2О
Эта реакция высокоэкзотермична. Синтез Фишера-Тропша хорошо известен и описан, например, в публикации Ρ0Τ/ΝΘ00/00404.
В случае, когда установка 15 для синтеза представляет собой установку для получения метанола, этот синтез протекает в соответствии со следующими двумя уравнениями реакций:
СО + 2Н2 = СН3ОН СО2 + 3Н2 = СН3ОН + Н2О
Эти экзотермические реакции обычно происходят в трубчатом реакторе при давлении 60-100 бар и температуре 230-270°С. Синтез метанола также хорошо известен и описан, например, в публикации Ρ0Τ/ΝΘ00/00450.
Обе вышеупомянутые установки для синтеза включают ряд компонентов как таковых, а оба процесса обычно включают внутреннюю рециркуляцию непрореагировавшего синтез-газа, чтобы увеличить производительность процесса по отношению к углероду.
Из установки 15 для синтеза продукт для дальнейшей обработки извлекают через выходное отверстие 16 для продуктов. Непрореагировавший ситнтез-газ и инертный газ, который собирается в цикле, можно удалить из установки 15 для синтеза по линии 17. Ниже в описании этот газ упоминается как отходящий газ из установки для синтеза. Количество и состав отходящего из установки для синтеза газа зависит от количества метана в синтез-газе из секции реформинга, а также от выбранных параметров процесса в установке для синтеза.
Для синтеза метанола объём отходящего газа из установки для синтеза может быть маленьким. В этом случае газ можно выпустить или сжечь до выпуска, чтобы избежать выброса углеводородов и СО.
Если в дополнение к азоту для нагнетания в нефтяную скважину необходим СО2 или если окружающие условия требуют, чтобы выброс СО2 из устройства был уменьшен, то в качестве альтернативы отходящий газ из установки для синтеза может быть дополнительно пропущен через СО-конвертер 18, где происходит конверсия непревратившегося СО в соответствии со следующим уравнением реакции:
СО + НО СО2 + Н2, чтобы упростить выделение углеродных составляющих газа.
-4005448
Из СО-конвертера газ можно, если это необходимо, подавать по линии 19 в установку 20 для выделения СО2, где СО2 отделяют от других компонентов газа. СО2 можно выделить посредством абсорбционного процесса, например при помощи амина, криогенного процесса или, возможно, посредством мембран. Из установки 20 для выделения СО2 подают по линии 21 через компрессор 28 и далее по линии 29 в ИДН установку 6.
Газ, который отделили от СО2 в установке 20 для выделения, состоящий главным образом из Н2, СН4 и инертных газов, пропускают далее по линии 22 в установку 23 для других нужд.
Установка 23 может представлять собой печь, где газ сжигают при добавлении воздуха, кислорода или обогащенного кислородом воздуха, обеспечивая тепло для тех процессов, в которых оно необходимо. В качестве альтернативы газ можно сжигать в газовой турбине, используемой в качестве основного или в качестве дополнительного источника тепла. В качестве альтернативы водород можно отделить от газа перед его сжиганием или, наоборот, перед его выпуском. В данном случае водород можно использовать для процессов, в которых он необходим, таких как, например, облагораживание нефти дезодорирующей сероочисткой (удалением серы), насыщение ненасыщенных углеводородов и гидрокрекинга или для использования в топливных ячейках.
Если есть большая потребность в СО2 для нагнетания, в установке 15 для синтеза может также быть предусмотрено использование так называемого «прямоточного» реактора, т.е. реактора без рециркуляции.
На фиг. 2 отражены альтернативные и возможные случаи осуществления устройства, предлагаемого в данном изобретении. На чертеже изображены те же основные установки, что и на фиг. 1, но на нём для обеспечения максимально возможной степени конверсии или для коррекции состава газа добавлены некоторые возможные, а в ряде случаев предпочтительные, дополнительные установки помимо байпасных линий и линий обратной связи.
Установка 13 для выделения СО2 может быть расположена между реформинг-установкой 8 и установкой 15 для синтеза. При таком расположении можно удалять необходимое количество СО2 из синтезгаза и пропускать по линии 27 к компрессору 28, куда он попадает вместе с СО2, подаваемым по линии
21. Указанное можно использовать как средство изменения стехиометрического коэффициента синтезгаза, чтобы придать ему оптимальный состав.
Когда установка 15 для синтеза представляет собой установку для получения синтетического топлива, может быть желательной рециркуляция непрореагировавшего синтез-газа с линии 27 в реформингустановку по линии 26. При рециркуляции посредством линии 26 отношение Н2/СО в синтез-газе можно откорректировать до желаемой величины, т.е. около 2,0 или чуть ниже 2,0, а выход СО, а, следовательно, также и выход синтетического топлива, можно увеличить при высоком содержании СО2 в циркулирующем газе, что подавляет дальнейшее превращение СО в СО2 по реакции сдвига в автотермической реформинг-установке. Здесь следует отметить, что СО2 в синтезе Ф-Т необходимо считать инертным газом.
Если реформинг-установка производит больше синтез-газа, чем может быть превращено в установке для синтеза, некоторое количество синтез-газа можно отводить с линии 14, проходящей между установкой 13 для выделения СО2 и установкой 15 для синтеза, минуя установку 15 для синтеза по байпасной линии 25. Это также может быть желательным, если необходимо получать больше тепла или энергии в печи или газовой турбине 23.
В определённых случаях может быть желательным удалять некоторый объём азота с линии 5 по линии 24 и соединять его с газом на линии 22, который подают в турбину установки 23, чтобы контролировать сгорание и образование тепла в ней.
Установки 13 и 20 для выделения СО2 из остатка газа - это установки известного вида. При снабжении реформинг-установки 8 чистым кислородом вместо воздуха объём подвергаемого обработке газа становится существенно меньше. Выделение в установках 13 и 20 может происходить по известному образцу - посредством полупроницаемых мембран или посредством абсорбции с последующей десорбцией, например, в растворе аминоспиртов.
Воздухоразделительная установка 2 предпочтительно представляет собой устройство, основанное на криогенной перегонке, однако можно использовать и устройства на основе адсорбции, осуществляемой за счёт скачков давления (ргекките 8\νίη§ абкотрйои), и/или мембран.
На фиг. 3 отражен третий случай осуществления данного изобретения, где неконвертированный синтез-газ из установки 15 для синтеза сжигают с чистым кислородом в печи или газовой турбине 30. Установки с теми же номерами ссылки, что и на фиг. 1 или 2, обозначают сходные установки со сходными выполняемыми функциями.
Кислород подают с линии 7 по линии 40 и смешивают с СО2 на линии 41, откуда он поступает в печь или газовую турбину 30. Отходящий газ из печи или газовой турбины 30 идёт по линии 31 в каталитическую камеру 32 вторичного сгорания, где остающееся топливо в форме СО, Н2 или несгоревших углеводородов превращают под действием катализатора. Продукты сгорания из камеры 32 вторичного сгорания подают по линии 33 к установке 34 для конденсации, где воду конденсируют и выводят по линии 35, в то время как СО2 подают к ИДН установке 6 по линии 36.
-5005448
СО2 можно подавать с линии 36 по линии 37 к компрессору 38. Для такой компоновки некоторое количество сжатого СО2 необходимо подавать рециклом по линии 41 в печь или газовую турбину 30, чтобы поддержать температуру сгорания в ней ниже заданной максимальной температуры.
Если потребность в тепле и/или энергии высока или существует потребность в больших объёмах СО2, природный газ с линии 11 можно подавать по линии 42 непосредственно в печь или газовую турбину 30.
Предпочтительно, чтобы сгорание в печи или газовой турбине 30 происходило при повышенном давлении, таком как от 2 до 100 бар, более предпочтительно от 20 до 40 бар. Проведение сгорания с находящимся под давлением кислородом способствует выделению СО2 в последующей установке 34 для конденсации.
Существенное преимущество предлагаемого способа и устройства заключается в том, что они позволяют просто и энергетически эффективно управлять комбинированным устройством. Предлагаемый способ также даёт возможность использовать более эффективный и оправданный с финансовой точки зрения метод удаления СО2 из отходящего газа из устройства для получения метанола или устройства для получения синтетического топлива для использования при нагнетании таким образом, чтобы исключить выброс СО2 или, по меньшей мере, значительно уменьшить его.
Специалисты в данной области оценят, что на вышеупомянутых чертежах могут присутствовать установки для регулирования давления газов, такие как компрессоры или редукционные клапаны, которые не показаны, но необходимы, чтобы согласовывать давления в различных установках и обеспечить течение потоков в правильном направлении. Более того, могут присутствовать установки для нагревания или охлаждения или теплообменники, не указанные здесь, функция которых заключается в оптимизации энергетической отдачи устройства.
Пример
Были выполнены вычисления для устройства по фиг. 1 для получения метанола, дополнительно включающего байпасную линию, которая проводит некоторое количество синтез-газа с линии 12 в обход установки 15 для синтеза и далее на линию 17.
Воздухоразделительная установка может производить 38400 метрических тонн в день (ΜΤΡΌ) Ν2 и 6400 метрических тонн в день О2. Эта воздухоразделительная установка требует примерно 115 МВт энергии, которая поступает в виде пара высокого давления из секции синтез-газа.
Азот получают при 3 барах и 0°С. Газ сжимают до 220 бар для повторного нагнетания. Сжатие требует приблизительно 304 МВт.
Кислород можно подавать в автотермическую реформинг-установку для получения синтез-газа из природного газа. Процесс идёт при соотношении пар/углерод 0,6. Температура и давление на выходе из АТРУ составляют 1030 °С и 45 бар соответственно. См. табл. 1, где указан состав природного газа. Следует обратить внимание, что все составы даны в расчёте на сухое вещество, т.е. без воды.
Таблица 1. Состав сырья, подаваемого в секцию синтез-газа
Природный газ Кислород
Мольные % Мольные %
СН4 83,7
С2Н6 5,2
С3+ 3,2
о о и 5,2
Ν2 + Аг 2,7 1.0
О2 0,0 99,9
Н2О 0,0
Сумма 100
Всего (ст. м3/ч) 367000 190850
Синтез-газ сжимают до 90 бар и смешивают с подаваемым рециклом водородом, чтобы достигнуть стехиометрического коэффициента 2,56 перед синтезом метанола. Получают 10000 метрических тонн в день метанола.
Таблица 2. Составы газа
На выходе из АТРУ МеОН на входе в реактор Продувочный газ Продув. газ после СО конверсии Продув. газ, очищенный от СО2
Мол.% Мол.% Мол.% Мол.% Мол.%
Н2 62,9 65,9 27,3 38,7 52,6
СО 28,5 16,3 24,2 3,1 4,2
О о и 4,8 6,7 12,7 26,8 0,4
СН4 2,5 7,2 23,7 21,6 29,4
-6005448
Ν2 + Аг 1,3 3,9 12,1 9,8 13,4
Сумма 100 100 100 100 100
Всего ст.м3/ч 1 093 000 3 488 000 113 000 136 000 100 000
Отходящий газ из установки для синтеза - продувочный газ - направляют на реакцию конверсии СО. Добавляют 35 т/ч пара, чтобы превратить 85% СО в СО2 в низкотемпературном конвертере (200°С).
99% СО2 в подвергнутом конверсии продувочном газе (эквивалентно 1700 метрических тонн в день СО2) выделяют при помощи МДЭА (ΜΌΕΑ). Вследствие высокой концентрации СО2 в подаваемом природном газе этот пример включает удаление СО2 перед АТРУ (эквивалентно 800 метрических тонн в день СО2), так что общее количество выделенного СО2 составляет 2500 метрических тонн в день. Выделенный СО2 сжимают до 220 бар, при необходимости же его можно смешать с азотом перед нагнетанием в пласт. Тогда СО2 будет составлять около 6,2 мас.% от общего количества нагнетаемого газа. СО2 составляет относительно маленькую долю от общего количества нагнетаемого газа. Его очистка может оказаться столь дорогостоящей, что её будут проводить только по требованию властей.
Остающийся продувочный газ используют в огневых нагревателях для перегрева пара при получении энергии и для предварительного нагревания подаваемого природного газа.
Таблица 3. Энергетический баланс
Энергетический баланс [МВт]
ВРУ, включая сжатие О2 115
Выделение СО2 3
Сжатие СО2 11
Сжатие Ν2 304
Секция синтеза/метанола -155
Итого 278
Здесь потребность в поступлении энергии составляет приблизительно 280 МВт.
Модель оценки экономической выгоды
Выгоду от использования азота, производимого воздухоразделительной установкой (ВРУ) устройства по сжижению газа (СГУ) (СТЬ р1аи1) как побочный продукт, в интенсифицированной добыче нефти (ИДН) можно оценить путём анализа потенциального влияния на цену газа, производимого устройством по сжижению газа. Цена природного газа - это, вне всяких сомнений, главный фактор, определяющий рентабельность такого устройства, а сумма, записанная в приход, будет получена от продажи азота.
Азот и метан в грубом приближении имеют одинаковые свойства при использовании в ИДН, главным образом в качестве поддерживающих давление газов. На начальном этапе мы, следовательно, можем допустить, что стоимость чистого азота эквивалентна цене газа. Тогда будем иметь:
Р - цена природного газа в том регионе, где используют оборудование по сжижению газа.
РНетго(СТЬ) = аР - ЬсР (цена газа в данном регионе - сумма, записанная в приход, от продажи азота), причем коэффициентами являются:
а - фактор, отражающий влияние общей цены газа в регионе вследствие интеграции. Если Р - это цена газа при независимых операциях на СГУ и ИДН, то интеграция существенно уменьшит общую потребность в газе, а следовательно, может оказать давление на цену, т.е. а < 1.
Ь - количество азота, полученного при данном количестве (молей или энергии) природного газа, использованного в СГУ. Для оборудования с АТР-установкой (автотермической реформинг-установкой), типичное потребление кислорода О2/ПГ составляет 0,63, что даёт Ν2/ΠΓ = 2,34. Эта величина меняется в зависимости от технической концепции, состава газа и т.д., но используется здесь в дальнейшем для иллюстрации влияния ИДН-СГУ интеграции.
с - фактор, предположительно < 1, принимая во внимание, что весь полученный азот не может быть продан, например, вследствие общего управления скважиной, её содержанием и техническим обслуживанием и т. д. Далее, операционный риск в отношении непрерывной поставки азота может оказать давление на цену азота.
Вышеприведённое уравнение можно далее модифицировать:
РНетго(СГУ) = аР - ЬсР + I + 68, где I - инвестиции, необходимые для осуществления интеграции.
По существу это некоторые дополнительные издержки в ВРУ, чтобы обеспечить получение азота необходимой чистоты, (дополнительное) сжатие азота, проведение по трубопроводу от СГУ к ИДН устройству и, возможно, сумма, записанная в приход, от объединения энергии. Все эти факторы пересчитаны принятыми способами в себестоимость (т.е. в чистую стоимость, приведённую к настоящему времени) на количество природного газа, использованного в устройстве по сжижению газа;
- общие сбережения (на количество природного газа) в цене газа на СГУ при интеграции. Это означает, что 8 = Р - (аР - ЬсР + I);
-7005448 б - часть сбережений, переданная управляющему ИДН для участия в проекте интеграции; обычно 0<б<0,5. Фактор б может являться сложной функцией, а также может произойти наложение влияний факторов с и б.
Иллюстративный пример
Допустим, что а = 1, Ь = 2,34, с = 1, I = 0,2 (здесь 0,2 $/декатерм (ИБЭ/МтЫи)), а б = 0,5, тогда влияние интеграции будет таким, как изображено на фиг. 4. Линии представляют собой:
I р НеТГо(Сгу) = ар =р (без идн)
II РНетто(СГУ) = аР - ЬсР = - 1,34 Р
III рНетто(СГУ) = аР - ЬсР + I = - 1,34 Р + 0,2
IV РНетто(СГУ) = аР - ЬсР + I + б8 = -0,17 Р +0,1
На рисунке можно отметить несколько интересных деталей. Во-первых, линия II обозначает, что, если существует возможность найти релевантный случай ИДН, то существует огромный потенциал. Линия III указывает, что такой проект по интеграции будет устойчивым по отношению к значительным дополнительным капиталовложениям. Далее, линия IV иллюстрирует, что даже при передаче половины сбережений на цене газа управляющему ИДН, чистая цена газа на СГУ фактически будет ниже по сравнению с высокой ценой газа в данном регионе. При номинальной цене газа 1 $/декатерм вертикальные стрелки указывают, что добавленная стоимость для обоих устройств составляет 1,085 $/декатерм от подаваемого СГУ газа.
Ниже пересечения линий I, III и IV, т.е. когда I = ЬсР или когда дополнительные капиталовложения равны ожидаемой реализации азота, нет стимула для интеграции СГУ/ИДН при номинальной цене газа. Это происходит при цене газа 1/Ьс или 0,085 $/декатерм в этом примере. Единственный случай, когда отрицательная цена будет способствовать интеграции - это когда капиталовложение в интеграцию негативно; такая ситуация может возникнуть, если нет альтернативы использованию избыточной энергии из СГУ.

Claims (19)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ повышения нефтеотдачи нефтяного пласта, при котором газ нагнетают в пласт, включающий операции разделения воздуха на обогащенную кислородом фракцию и обогащенную азотом фракцию, обеспечение потока природного газа и подведения потока природного газа и по меньшей мере части обогащенной кислородом фракции к реформинг-установке для конверсии до синтез-газа, содержащего главным образом Н2, СО, и СО2 в дополнение к меньшим количествам неконвертированного метана, водяного пара и кислорода, синтеза метанола или других кислородсодержащих углеводородов или высших углеводородов из синтез-газа в установке для синтеза, отвода отходящего газа из установки для синтеза, нагнетания обогащенной азотом фракции и по меньшей мере части отходящего газа в нефтяной пласт для повышения нефтеотдачи пласта.
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий разделение отходящего газа из установки для синтеза на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2 и использование обогащенной СО2 фракции для нагнетания в нефтяной пласт.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, при котором перед разделением на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2 отходящий газ из установки для синтеза сжигают с кислородом.
  4. 4. Способ по п.3, при котором отходящий газ сжигают при повышенном давлении, предпочтительно при давлении от 2 до 100 бар, более предпочтительно от 20 до 40 бар.
  5. 5. Способ по п.1 или 2, при котором отходящий газ из установки для синтеза разделяют на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2, и фракцию с низким содержанием СО2 затем сжигают в газовой турбине или в печи.
  6. 6. Способ по п.2, при котором фракцию с низким содержанием СО2 разделяют на обогащенную водородом фракцию и фракцию с низким содержанием водорода, и обогащенную водородом фракцию направляют в процесс, при котором необходимо добавление водорода, а фракцию с низким содержанием водорода сжигают.
  7. 7. Способ по п.3 или 4, при котором отходящий газ сжигают в печи или турбине (30), а отработавший газ из печи или турбины (30) разделяют на обогащенную СО2 фракцию, которую нагнетают в нефтяной пласт, и фракцию с низким содержанием СО2.
  8. 8. Способ по п.7, при котором перед разделением на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2 отработавший газ из печи или турбины подвергают вторичному сжиганию в каталитической камере вторичного сгорания.
  9. 9. Способ по п.7 или 8, при котором в печь или турбину добавляют природный газ.
    -8005448
  10. 10. Способ по одному или более из предшествующих пунктов, при котором часть синтез-газа подают в обход установки для синтеза.
  11. 11. Устройство, производящее газ для нагнетания в скважину для поддержания давления в нефтяном пласте для извлечения углеводородов и для получения метанола, диметилового эфира и/или других кислородсодержащих углеводородов или для получения высших углеводородов из природного газа, включающее:
    воздухоразделительную установку (2) для получения обогащенной кислородом фракции для использования в процессах, в которых необходим кислород, и азотной фракции для нагнетания;
    реформинг-установку (8) для конверсии смеси природного газа, воды и кислорода из воздухоразделительной установки в синтез-газ, включающий главным образом Н2, СО, СО2 и небольшие количества метана;
    установку (15) для синтеза для конверсии синтез-газа для синтеза метанола или других кислородсодержащих углеводородов, или для синтеза синтетического топлива;
    средства нагнетания газа (6) в пласт;
    средства подачи азота из воздухоразделительной установки к средствам нагнетания газа; и средства подачи по меньшей мере части отходящего газа из установки для синтеза к средствам нагнетания газа.
  12. 12. Устройство по п.11, где средства подачи отходящего газа из установки для синтеза включают одну или более разделительные установки (20, 34) для разделения отходящего газа на обогащенную СО2 фракцию, которую подают к установке (6) для нагнетания, чтобы поддержать давление, и фракцию с низким содержанием СО2.
  13. 13. Устройство по п.11 или 12, дополнительно включающее печь или газовую турбину (30) для сжигания отходящего газа из установки (15) для синтеза и линию (40) для подачи кислорода для сжигания из воздухоразделительной установки (2) в печь или газовую турбину (18).
  14. 14. Устройство по п.12, дополнительно включающее средства (20, 34) разделения отходящего газа из установки (15) для синтеза на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2 и газовую турбину или печь (23) для сжигания фракции с низким содержанием СО2.
  15. 15. Устройство по п.12, включающее средства для разделения фракции отходящего газа из установки для синтеза с низким содержанием СО2 на обогащенную водородом фракцию и фракцию с низким содержанием водорода.
  16. 16. Устройство по п.13, дополнительно включающее печь или газовую турбину для сжигания отходящего газа из установки (15) для синтеза и средства (34) разделения отработавшего газа из печи или турбины (30) на обогащенную СО2 фракцию, которую подают к установке (6) для нагнетания, чтобы поддержать давление, и фракцию с низким содержанием СО2.
  17. 17. Устройство по п.16, включающее каталитическую камеру (32) вторичного сгорания для вторичного сжигания отработавшего газа из печи или турбины (30) перед его разделением на обогащенную СО2 фракцию и фракцию с низким содержанием СО2.
  18. 18. Устройство по п.16 или 17, дополнительно включающее байпасную линию (42) для подачи к печи или турбине (30) некоторого количества добавленного природного газа в обход реформинг-установки (8) и установки (15) для синтеза.
  19. 19. Устройство по одному или более пп.11-18, дополнительно включающее байпасную линию (25) для подачи некоторого количества синтез-газа в обход установки (15) для синтеза.
EA200400251A 2001-08-31 2002-08-30 Способ и устройство для повышения нефтеотдачи путём нагнетания газа EA005448B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/NO2001/000356 WO2003018958A1 (en) 2001-08-31 2001-08-31 Method and plant for enhanced oil recovery and simultaneous synthesis of hydrocarbons from natural gas
PCT/NO2002/000305 WO2003018959A1 (en) 2001-08-31 2002-08-30 Method and plant for increasing oil recovery by gas injection

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200400251A1 EA200400251A1 (ru) 2004-08-26
EA005448B1 true EA005448B1 (ru) 2005-02-24

Family

ID=19904224

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200400251A EA005448B1 (ru) 2001-08-31 2002-08-30 Способ и устройство для повышения нефтеотдачи путём нагнетания газа

Country Status (12)

Country Link
US (1) US7168488B2 (ru)
EP (1) EP1434926B1 (ru)
CN (1) CN1333151C (ru)
AT (1) ATE342427T1 (ru)
AU (1) AU2002324375B2 (ru)
BR (1) BR0212177A (ru)
CA (1) CA2458634C (ru)
DE (1) DE60215372T2 (ru)
EA (1) EA005448B1 (ru)
MX (1) MXPA04001756A (ru)
WO (2) WO2003018958A1 (ru)
ZA (1) ZA200401414B (ru)

Families Citing this family (125)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA005363B1 (ru) * 2001-06-15 2005-02-24 Дзе Петролеум Ойл Энд Гэс Корпорейшн Оф Саут Эфрика (Пропрайэтери) Лимитед Способ добычи нефти из природного нефтяного коллектора
NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
FR2859483B1 (fr) * 2003-09-09 2006-05-26 Air Liquide Procede de fabrication de fonte avec utilisation des gaz du haut-fourneau pour la recuperation assistee du petrole
DE102004062687A1 (de) 2004-12-21 2006-06-29 Uhde Gmbh Verfahren zum Erzeugen von Wasserstoff und Energie aus Synthesegas
US20070225382A1 (en) * 2005-10-14 2007-09-27 Van Den Berg Robert E Method for producing synthesis gas or a hydrocarbon product
JP5281897B2 (ja) * 2005-12-27 2013-09-04 ガス テクノロジーズ エルエルシー メタノール生産のための方法およびシステム
US7506685B2 (en) * 2006-03-29 2009-03-24 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
US9605522B2 (en) 2006-03-29 2017-03-28 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
US7735777B2 (en) 2006-06-06 2010-06-15 Pioneer Astronautics Apparatus for generation and use of lift gas
US8511094B2 (en) * 2006-06-16 2013-08-20 Siemens Energy, Inc. Combustion apparatus using pilot fuel selected for reduced emissions
DE102006036332A1 (de) * 2006-08-03 2008-02-07 Süd-Chemie AG Verfahren zur Herstellung von Biodieselkraftstoff
EP1944268A1 (en) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
FR2906879A1 (fr) * 2007-02-06 2008-04-11 Air Liquide Integration d'une unite de separation cryogenique d'air et d'une unite de separation de dioxyde de carbone pour la production d'un gaz sous haute pression charge en azote et en dioxyde de carbone
GB2460383B (en) * 2007-05-10 2011-11-16 Shell Int Research Method for enhancing production of oil and/or gas
US8616294B2 (en) 2007-05-20 2013-12-31 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating in-situ carbon dioxide driver gas for use in enhanced oil recovery
US20080296018A1 (en) * 2007-05-29 2008-12-04 Zubrin Robert M System and method for extracting petroleum and generating electricity using natural gas or local petroleum
WO2009086407A2 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Steam generating slurry gasifier for the catalytic gasification of a carbonaceous feedstock
US8123827B2 (en) 2007-12-28 2012-02-28 Greatpoint Energy, Inc. Processes for making syngas-derived products
US8652222B2 (en) * 2008-02-29 2014-02-18 Greatpoint Energy, Inc. Biomass compositions for catalytic gasification
WO2009121008A2 (en) * 2008-03-28 2009-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CA2715186C (en) * 2008-03-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CA2718295C (en) 2008-04-01 2013-06-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for the separation of methane from a gas stream
GB2473383A (en) * 2008-07-02 2011-03-09 Shell Int Research Systems and methods for producing oil and/or gas
US8450536B2 (en) * 2008-07-17 2013-05-28 Pioneer Energy, Inc. Methods of higher alcohol synthesis
US8794307B2 (en) * 2008-09-22 2014-08-05 Schlumberger Technology Corporation Wellsite surface equipment systems
CN102177326B (zh) 2008-10-14 2014-05-07 埃克森美孚上游研究公司 控制燃烧产物的方法与装置
KR101290453B1 (ko) * 2008-12-30 2013-07-29 그레이트포인트 에너지, 인크. 촉매된 탄소질 미립자의 제조 방법
KR101290423B1 (ko) * 2008-12-30 2013-07-29 그레이트포인트 에너지, 인크. 촉매된 석탄 미립자의 제조 방법
US7937948B2 (en) * 2009-09-23 2011-05-10 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions
BR112012010414A2 (pt) * 2009-11-02 2017-02-21 Shell Int Research sistema e método para injetar água em uma formação
EA023673B1 (ru) 2009-11-12 2016-06-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов
CN102639435A (zh) * 2009-12-17 2012-08-15 格雷特波因特能源公司 整合的强化采油方法
US20110146978A1 (en) * 2009-12-17 2011-06-23 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
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
CN101839127A (zh) * 2010-04-12 2010-09-22 北京东方亚洲石油技术服务有限公司 一种稠油型油藏开采方法
CA2793893A1 (en) 2010-05-28 2011-12-01 Greatpoint Energy, Inc. Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products
AU2011271633B2 (en) 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
CA2801499C (en) 2010-07-02 2017-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
MX341981B (es) 2010-07-02 2016-09-08 Exxonmobil Upstream Res Company * Combustion estequiometrica con recirculacion de gas de escape y enfriador de contacto directo.
KR101543136B1 (ko) 2010-11-01 2015-08-07 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 히드로메탄화
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
US9127221B2 (en) 2011-06-03 2015-09-08 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US20130000352A1 (en) * 2011-06-30 2013-01-03 General Electric Company Air separation unit and systems incorporating the same
EP2748756B1 (en) 2011-10-06 2017-08-09 Landmark Graphics Corporation Systems and methods for subsurface oil recovery optimization
WO2013052553A1 (en) 2011-10-06 2013-04-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
WO2013056732A1 (en) * 2011-10-19 2013-04-25 Statoil Petroleum As Improved process for the conversion of natural gas to hydrocarbons
US20130126172A1 (en) * 2011-11-22 2013-05-23 Enerjetic Llc Method of making carbon dioxide
CN104428490B (zh) 2011-12-20 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 提高的煤层甲烷生产
NO20111770A1 (no) 2011-12-21 2011-12-21 Modi Vivendi As System og metode for offshore industrielle aktiviteter med CO2 reinjisering
US9145524B2 (en) 2012-01-27 2015-09-29 General Electric Company System and method for heating a gasifier
US9150801B2 (en) 2012-01-27 2015-10-06 General Electric Company System and method for heating a gasifier
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
KR101646890B1 (ko) 2012-10-01 2016-08-12 그레이트포인트 에너지, 인크. 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도
WO2014055353A1 (en) 2012-10-01 2014-04-10 Greatpoint Energy, Inc. Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof
WO2014055365A1 (en) 2012-10-01 2014-04-10 Greatpoint Energy, Inc. Use of contaminated low-rank coal for combustion
KR101576781B1 (ko) 2012-10-01 2015-12-10 그레이트포인트 에너지, 인크. 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
EP2735697A1 (en) * 2012-11-27 2014-05-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for inhibiting contact of a corrosive displacement gas with corrosion prone natural gas production facilities
EP2931830A1 (en) 2012-12-13 2015-10-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Integrated recovery of hydrocarbons from a subsurface reservoir with nitrogen injection
US10208677B2 (en) 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
WO2014133406A1 (en) 2013-02-28 2014-09-04 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
AU2014226413B2 (en) 2013-03-08 2016-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
KR101959877B1 (ko) * 2013-03-28 2019-03-19 현대중공업 주식회사 해저 생산플랜트의 생산성 향상을 위한 가스 부스팅 및 가스 리프팅 시스템
CN103306652B (zh) * 2013-05-20 2016-03-09 江苏大江石油科技有限公司 原油型复合热载体发生器系统
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
KR101924776B1 (ko) * 2014-03-25 2018-12-05 현대중공업 주식회사 해양플랜트
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
CN104763392B (zh) * 2015-04-26 2018-02-13 江苏丰泰流体机械科技有限公司 提高油井采油效率的方法
DE102015215939B4 (de) * 2015-08-20 2021-02-04 Mtu Friedrichshafen Gmbh Verfahren zum Erzeugen einer Brennstoffzusammensetzung und zum Betreiben einer Brennkraftmaschine
US10464872B1 (en) 2018-07-31 2019-11-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification to produce methanol
US11192843B2 (en) 2018-08-06 2021-12-07 Sabic Global Technologies B.V. Process for producing methanol
US10344231B1 (en) 2018-10-26 2019-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization
US10435637B1 (en) 2018-12-18 2019-10-08 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation
US10618818B1 (en) 2019-03-22 2020-04-14 Sure Champion Investment Limited Catalytic gasification to produce ammonia and urea
CA3208474A1 (en) * 2021-01-14 2022-07-21 Bd Energy Systems, Llc Low co2 emissions methanol process and production apparatus
RU2762712C1 (ru) * 2021-02-08 2021-12-22 Алексей Леонидович Западинский Способ добычи углеводородов
RU2762713C1 (ru) * 2021-02-08 2021-12-22 Алексей Леонидович Западинский Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов
WO2022178439A1 (en) * 2021-02-22 2022-08-25 Fluor Technologies Corporation Improved gas reformer for producing hydrogen

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5388645A (en) * 1993-11-03 1995-02-14 Amoco Corporation Method for producing methane-containing gaseous mixtures
US5862869A (en) * 1993-06-14 1999-01-26 Mg Nitrogen Services, Inc. Non-cryogenic nitrogen for on-site downhole drilling and post drilling operations
WO1999064719A2 (en) * 1998-05-29 1999-12-16 Naturkraft As Process of preparing a gas composition and use thereof

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4223728A (en) * 1978-11-30 1980-09-23 Garrett Energy Research & Engineering Inc. Method of oil recovery from underground reservoirs
US4501445A (en) * 1983-08-01 1985-02-26 Cities Service Company Method of in-situ hydrogenation of carbonaceous material
NL8303318A (nl) * 1983-09-28 1985-04-16 Shell Int Research Werkwijze voor de bereiding van koolwaterstoffen en/of zuurstof bevattende koolwaterstofderivaten en voor het winnen van ruwe olie.
US4761167A (en) * 1986-12-12 1988-08-02 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrocarbon recovery from fuel gas
US5097903A (en) * 1989-09-22 1992-03-24 Jack C. Sloan Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations
US5133406A (en) * 1991-07-05 1992-07-28 Amoco Corporation Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production
US5749422A (en) * 1993-06-14 1998-05-12 Mg Nitrogen Services, Inc. Non-cryogenic nitrogen for on-site downhole drilling and post drilling operations
US5566755A (en) * 1993-11-03 1996-10-22 Amoco Corporation Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation
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
US6054496A (en) * 1997-09-11 2000-04-25 Atlantic Richfield Company Method for transporting a heavy crude oil produced via a wellbore from a subterranean formation to a market location and converting it into a distillate product stream using a solvent deasphalting process
US6016868A (en) * 1998-06-24 2000-01-25 World Energy Systems, Incorporated Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking
EP1004746A1 (en) * 1998-11-27 2000-05-31 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the production of liquid hydrocarbons
FR2808223B1 (fr) * 2000-04-27 2002-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5862869A (en) * 1993-06-14 1999-01-26 Mg Nitrogen Services, Inc. Non-cryogenic nitrogen for on-site downhole drilling and post drilling operations
US5388645A (en) * 1993-11-03 1995-02-14 Amoco Corporation Method for producing methane-containing gaseous mixtures
WO1999064719A2 (en) * 1998-05-29 1999-12-16 Naturkraft As Process of preparing a gas composition and use thereof

Also Published As

Publication number Publication date
CA2458634A1 (en) 2003-03-06
CN1333151C (zh) 2007-08-22
ATE342427T1 (de) 2006-11-15
EP1434926A1 (en) 2004-07-07
BR0212177A (pt) 2004-07-20
DE60215372D1 (de) 2006-11-23
AU2002324375B2 (en) 2008-02-14
EP1434926B1 (en) 2006-10-11
WO2003018959A1 (en) 2003-03-06
US20040256116A1 (en) 2004-12-23
US7168488B2 (en) 2007-01-30
DE60215372T2 (de) 2007-10-31
EA200400251A1 (ru) 2004-08-26
CA2458634C (en) 2011-08-02
CN1549885A (zh) 2004-11-24
ZA200401414B (en) 2004-11-18
MXPA04001756A (es) 2004-05-31
WO2003018958A1 (en) 2003-03-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005448B1 (ru) Способ и устройство для повышения нефтеотдачи путём нагнетания газа
US7481275B2 (en) Plant and a method for increased oil recovery
US7673685B2 (en) Method for oil recovery from an oil field
RU2247701C2 (ru) Способ превращения природного газа в высшие углеводороды
AU2002324375A1 (en) Method and plant for increasing oil recovery by gas injection
US8445549B2 (en) Systems and processes for processing hydrogen and carbon monoxide
US6534551B2 (en) Process and apparatus for the production of synthesis gas
US6669744B2 (en) Process and apparatus for the production of synthesis gas
EP2576433B1 (en) Generating methanol using ultrapure, high pressure hydrogen
JP2003034660A (ja) メタノールの製造方法
US8901179B2 (en) Process for synthesis of methanol
JP2007536347A (ja) メタノール合成用システム及び方法
US6863879B2 (en) Installation and process for the production of synthesis gas comprising a reactor for steam reforming and a reactor for converting CO2 heated by a hot gas
EA007305B1 (ru) Установка для конверсии замещением и способ управления установкой
RU2254322C1 (ru) Способ получения метанола из газа газовых и газоконденсатных месторождений
US10836634B1 (en) Integrated GTL process
AU701282B2 (en) Ammonia production with enriched air reforming and nitrogen injection into the synthesis loop
RU2233987C1 (ru) Способ подачи природного газа на энерготехнологическую установку производства аммиака

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

TC4A Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent
PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU