EA007208B1 - Способ повышения нефтеотдачи и устройство для его осуществления - Google Patents

Способ повышения нефтеотдачи и устройство для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
EA007208B1
EA007208B1 EA200500813A EA200500813A EA007208B1 EA 007208 B1 EA007208 B1 EA 007208B1 EA 200500813 A EA200500813 A EA 200500813A EA 200500813 A EA200500813 A EA 200500813A EA 007208 B1 EA007208 B1 EA 007208B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
synthesis
oxygen
nitrogen
unit
Prior art date
Application number
EA200500813A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200500813A1 (ru
Inventor
Ола Ольсвик
Эрлинг Рюттер
Йостейн Согге
Ян Оге Стенсен
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 EA200500813A1 publication Critical patent/EA200500813A1/ru
Publication of EA007208B1 publication Critical patent/EA007208B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/36—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using oxygen or mixtures containing oxygen as gasifying agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • F25J3/04539—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
    • 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
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/061—Methanol production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0816—Heating by flames

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Предложен способ повышения нефтеотдачи нефтяного пласта путём нагнетания газа в пласт. Способ включает разделение воздуха на обогащённую кислородом фракцию и обогащённую азотом фракцию, преобразование природного газа вместе с кислородом с целью получения синтез-газа для производства метанола или других кислородсодержащих углеводородов или высших углеводородов. Необработанные продукты синтеза и отходящий после синтеза газ разделяют, и обогащённую азотом фракцию и по меньшей мере часть отходящего газа закачивают в нефтяной пласт с целью повышения его нефтеотдачи. Также предложено устройство для осуществления способа.

Description

Настоящее изобретение относится к использованию природного газа в промышленности и на нефтяных месторождениях. В частности, изобретение относится к способу и устройству для комплексного получения синтез-газа для синтеза высших углеводородов или кислородсодержащих углеводородов и газа для нагнетания в нефтяной пласт.
Нагнетание различных газов в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи пласта и его стабилизации давно известно и широко используется. Газы, такие как СО2, Ν2 и природный газ, уменьшают поверхностное натяжение между газом и нефтью, что способствует как повышению отдачи, так и стабилизации пласта.
Во время добычи нефти усовершенствованными методами применяют ряд технологий, которые зависят от природы конкретных месторождений и скважин, степени их выработанности, сезонных изменений и т.д. Наиболее общие подходы - это извлечение запасов вторичной нефти при помощи заводнения или нагнетания газа. Другие альтернативы, которые часто называют третичным извлечением, включают нагнетание газа после закачивания воды, чередующееся нагнетание газа и воды (ЧНГВ) и одновременное нагнетание газа и воды (ОНГВ). Возможна также термическая обработка путём нагнетания пара или сжигания на месте. Здесь под газом мы подразумеваем все возможные варианты: метан, другие углеводороды, азот, воздух, дымовой газ, диоксид углерода или смеси любого из этих газов.
Природный газ как таковой можно нагнетать в месторождения, где чистая стоимость газа не превышает сверхприбыли от увеличения нефтеотдачи месторождения.
Нефтяное месторождение содержит жидкие углеводороды (нефть), попутные газ и воду.
Очистка отходящего газа после его сгорания в эксплуатационной установке может дать СО2 для нагнетания в нефтяные пласты. Кроме того, существует предположение, что очищенный от отходящего газа СО2 с газоэлектростанций можно вновь нагнетать в пласт, если провести трубопровод от газоэлектростанции к эксплуатационной установке для углеводородов.
Вместе с О2 в так называемой установке разделения воздуха (УРВ) можно получить Ν2. На нефтяном месторождении такая установка разделения воздуха, как правило, даст Ν2 с чистотой > 99,9% и обогащённый кислородом воздух. На нефтяном месторождении потребность в обогащённом кислородом воздухе мала или её нет совсем, следовательно, его полностью или по большей части выпускают.
В патентах США 5388645 и 6119778 описано разделение воздуха на обеднённый кислородом поток и обогащённый кислородом поток. Обеднённый кислородом поток используют для введения в твёрдый каменноугольный пласт для повышения выделения метана, а по меньшей мере часть обогащённого кислородом потока используется для реакции с реакционноспособным потоком, содержащим по меньшей мере один окисляемый реагент. Примеры процессов - это операции по производству стали, производство цветных металлов, процессы химического окисления и производство синтез-газа для синтеза Фишера-Тропша высших углеводородов из природного газа. Отношение объёмов азота и кислорода в обеднённом кислородом потоке составляет от 9:1 до 99:1. Слишком высокое отношение может привести к образованию взрывчатого газа. Обеднённый кислородом газ, например азот, при нагнетании в нефтяное месторождение для повышения нефтеотдачи предпочтительно включает менее чем 0,1 % кислорода.
В патентах США 5388645 или 6119778 больше не упоминается об интеграции процессов, использующих обеднённый кислородом и обогащённый кислородом потоки.
Патент США 4344486 связан со способом повышения нефтеотдачи, где смесь диоксида углерода и примесей, содержащих углеводород, сульфид водорода или их смеси извлекают из подземного пласта; извлечённую смесь сжигают с обогащённым кислородом потоком с образованием потока концентрированного диоксида углерода, где по меньшей мере часть указанного потока диоксида углерода нагнетают в подземный пласт для увеличения извлечения жидкого углеводорода. Также описано использование азота из установки разделения воздуха для нагнетания совместно с потоком концентрированного диоксида углерода.
Природный газ можно также использовать в качестве сырья для ряда процессов, таких как производство метанола, диметилового эфира или других кислородсодержащих углеводородов и/или синтетического топлива/ракетного топлива. Это может происходить в соответствии с известными способами, как описано в ΡΟ’Τ/ΝΟ00/00404.
В установках для получения метанола и других кислородсодержащих углеводородов и/или синтетического топлива часто необходим полученный в установке разделения воздуха О2 для производства синтез-газа (сингаза). Сингаз - это смесь СО, СО2, Н2 и водяного пара, а также некоторого количества непрореагировавшего природного газа. Сингаз используют в различных реакциях синтеза, например, для получения метанола и других кислородсодержащих углеводородов, тяжёлых углеводородов и аммиака. Для такой установки полученный посредством УРВ кислород - это обычно более чем на 95 % чистый кислород, в то время как азот - это относительно грязный азот, который не подходит для других применений, и, следовательно, его выпускают в атмосферу.
В СА 1250863 описан способ получения высших углеводородов и способ повышения добычи сырой нефти из подземных пластов. Отходы газа из установки для синтеза окисляются главным образом до СО2 и Н2О перед его нагнетанием в подземный пласт. Предпочтительно избегать присутствия азота путём
- 1 007208 использования кислорода из установки разделения воздуха во всех процессах, где кислород необходим.
В данном изобретении предложен способ увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта, в котором газ нагнетают в пласт, включающий следующие стадии:
разделение воздуха на обогащённую кислородом фракцию и обогащённую азотом фракцию;
создание потока природного газа и подведение потока природного газа и по меньшей мере части обогащённой кислородом фракции к реформинг-установке для конверсии в синтез-газ, содержащий главным образом Н2, СО, СО2 и меньшие количества неконвертированного метана, водяного пара и азота;
образование метанола или других кислородсодержащих углеводородов или высших углеводородов из синтез-газа в установке для синтеза;
извлечение необработанных продуктов синтеза и отходящего газа из установки для синтеза; и нагнетание обогащённой азотом фракции и по меньшей мере части отходящего газа в нефтяной пласт для повышения его нефтеотдачи.
Предпочтительно весь или некоторую часть отходящего газа из установки для синтеза направлять в установку для выделения СО2, в том числе и в конвертер для проведения реакции сдвига СО, где удаляют СО2 и закачивают его в пласт, а остающийся обогащённый водородом поток используют для других целей.
Предпочтительно пар или воду, полученные во время производства сингаза и/или синтеза, закачивать в пласт.
Также предложено устройство, предназначенное для получения газа для нагнетания в скважину с целью поддержания давления в нефтяном пласте для выделения углеводородов и получения кислородсодержащих углеводородов или высших углеводородов из природного газа, включающее:
установку разделения воздуха для получения обогащённой кислородом фракции для потребляющих кислород процессов и обогащённой азотом фракции для нагнетания;
реформинг-установку для конверсии смеси природного газа, воды и кислорода или обогащённого кислородом воздуха из установки разделения воздуха в синтез-газ, содержащий главным образом Н2, СО, СО2 и небольшие количества метана в дополнение к любому инертному газу, такому как азот;
установку для синтеза для конвертирования синтез-газа с целью синтеза кислородсодержащих углеводородов или для синтеза высших углеводородов;
средства нагнетания газа в пласт;
средства переноса азота из установки разделения воздуха к средствам нагнетания газа; и средства для переноса по меньшей мере части отходящего газа из установки для синтеза к средствам нагнетания газа.
Предпочтительно устройство дополнительно включает установку для обработки хвостового газа для удаления СО посредством реакции сдвига и выделения водорода из оставшегося хвостового газа.
Предпочтительно также устройство включает средства переноса оставшегося хвостового газа из установки по обработке хвостового газа к средствам нагнетания газа.
Установка для синтеза предпочтительно включает одну или более прямоточных установок для синтеза Фишера-Тропша для синтеза высших углеводородов.
Предпочтительно устройство включает средства полного или частичного введения отделённого водорода из установки для обработки хвостового газа в цикл Фишера-Тропша с целью доведения соотношения Н2/СО до желаемого уровня.
При комбинации установки для получения высокочистого азота с получением кислорода сопроизводящая установка разделения воздуха становится только на 10-20% более дорогостоящей, чем установка разделения воздуха, которая производит только высокочистый азот для нагнетания в нефтяные месторождения. Это делает возможным значительное снижение издержек, как в случае производства продуктов синтеза, таких как метанол и синтетическое топливо, так и в случае нагнетания в нефтяное месторождение.
Кроме того, некоторые из этих применяемых для повышения нефтеотдачи жидкостей или газов для нагнетания получаются или могут быть получены в качестве одного из результатов функционирования устройства перевода газовой фазы в жидкость (ОТЬ). Существуют по меньшей мере следующие возможности:
-азот из УРВ, как подробно описано в данной заявке;
-дымовой газ, особенно если полностью или частично используют традиционный паровой реформинг метана (ПРМ);
-вода, полученная в результате синтеза Фишера-Тропша;
-пар, полученный в результате синтеза Фишера-Тропша;
-лёгкие углеводороды, включая метан, полученные в результате синтеза Фишера-Тропша;
-СО2, полученный в процессе получения синтез-газа, также описанного подробно в данной заявке.
Более обстоятельно использование некоторых из этих возможностей проиллюстрировано в нижеприведённых примерах. Следует понимать, что существует множество способов комбинировать описанные газы для нагнетания, как путём смешивания с природным газом, так и путём применения переме
- 2 007208 жающейся операции, а также путём использования время от времени воды.
На фиг. 1 показана схема осуществления способа по настоящему изобретению;
на фиг. 2 показана схема осуществления альтернативных возможностей по настоящему изобретению;
на фиг. 3 показан альтернативный способ осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 4 показан альтернативный способ осуществления настоящего изобретения и фиг. 5 иллюстрирует экономическое воздействие предлагаемого интегрированного процесса.
Чертёж 1 - это схематическая диаграмма, отражающая основные признаки предпочтительного варианта осуществления данного изобретения. Воздух втягивают через воздухозаборное отверстие 1 в установку 2 разделения воздуха, где его разделяют на главные компоненты - азот и кислород. Установка разделения воздуха отличается от традиционных установок разделения воздуха для получения кислорода для реформинг-установок или для получения азота для нагнетания в нефтяные скважины тем, что она даёт как азот, так и кислород высокой степени чистоты. Чистота полученного азота типично составляет >99,9%, а кислорода - типично 98-99,5%.
Азот пропускают по линии 3 к компрессору 4, где его сжимают до необходимого давления, например порядка 50-400 бар. Из компрессора 4 поток сжатого азота пропускают по линии 5 к установке 6 для нагнетания в месторождение, к так называемой установке для реализации ПНО (повышения нефтеотдачи).
Кислород пропускают по линии 7 к установке для получения синтез-газа, так называемой реформинг-установке 8.
Природный газ подают в устройство через газозаборное отверстие 9. Перед тем, как направить природный газ на линию 11 к реформинг-установке для получения синтез-газа, его обрабатывают в установке 10 предварительной обработки, где обычным способом удаляют соединения серы. Затем газ насыщают паром и/или добавляют пар непосредственно к газу. Насыщение можно проводить посредством так называемого сатуратора. Часто газ также обрабатывают в так называемой установке предварительного реформинга для того, чтобы превратить все тяжёлые углеводороды (С2+) в метан, СО и СО2 перед отправкой газа в реформинг-установку 8.
В реформинг-установке основными химическими реакциями, протекающими во время получения синтез-газа, являются следующие:
1. СН4 + Н2О = СО + 3Н2 - паровой реформинг;
2. СН4 + 3/2 О2 = СО + 2Н2О - частичное окисление;
3. СО + Н2О = СО2 + Н2 - реакция сдвига.
Реакция 1 в реформинг-установке высокоэндотермична, и необходимое для реакции тепло можно либо добавлять внешним нагреванием, как в установке для парового реформинга, либо путём комбинации внутреннего частичного окисления по реакции 2, как в автотермической реформинг-установке.
В установке для парового реформинга природный газ подвергают конверсии в трубчатом реакторе при высокой температуре и относительно низком давлении. Традиционные паровые реформингустановки функционируют в интервале давлений примерно от 15 до 40 бар. Температура на выходе такой реформинг-установки может достигать 950°С. Необходимое для протекания реакции тепло подводят посредством внешнего нагревания в камере сгорания, где установлены трубки реформинг-установки.
Реформинг-установка может быть с верхним, нижним, а также террасным нагревом. Также можно подводить тепло к реакции посредством конвекции, как в теплообменном реакторе. Соотношение между паром и углеродом в подаваемом газе составляет от 1,6 до 4. Состав синтез-газа можно, например, выразить стехиометрическими коэффициентами (СК = (Н2 - СО)/(СО2 + СО)). Стехиометрический коэффициент для выходящего из паровой реформинг-установки пара составляет приблизительно 3, если природный газ содержит чистый метан. Типичный синтез-газ из традиционной паровой реформинг-установки содержит 3 об.% метана в расчете на сухой газовый остаток.
В автотермической реформинг-установке (АРУ) получение синтез-газа происходит главным образом по реакциям 1 и 2, так что необходимое для реакции 1 тепло генерируется внутри посредством реакции 2. В АРУ природный газ (метан) подводят к камере сгорания вместе с кислородсодержащим газом, таким как воздух. Температура в камере сгорания может достигать более 2000°С. После сгорания реакции приводят к равновесию на катализаторе перед тем, как газы покинут реформинг-установку при температуре приблизительно 1000°С. Стехиометрический коэффициент, СК, для выходящего из АРУ пара составляет приблизительно 1,6-1,8. Давление может обычно составлять около 30-40 бар, но можно достигать также и значительно более высокого давления, например в интервале 40-120 бар. Соотношение пар/углерод может меняться в зависимости от предполагаемого применения от 0,2 до 2,5.
В альтернативной автотермической реформинг-установке используют концепцию так называемого частичного окисления (ЧО). Такая реформинг-установка не содержит какого-либо катализатора для ускорения реакций, а следовательно, в общем случае имеет более высокую температуру на выходе, чем у АРУ.
Реформинг природного газа может также происходить путём комбинированного реформинга (КР),
- 3 007208 когда реформинг установка состоит из ПРУ и АРУ. Комбинация ПРУ и АРУ даёт возможность корректировать состав, получающийся на выходе из секции реформинга, путём регулировки функций двух реформинг-установок. ПРУ в случае КР функционирует при несколько более мягких условиях, чем в случае обычной ПРУ, т.е. при более низкой температуре. Это приводит к попаданию большего количества метана в выходящий из реформинг-установки газ. Этот метан конвертируют в последующей АРУ. Соотношение между паром и углеродом в подаваемом газе для такой реформинг-установки будет находиться в интервале от 1,2 до 2,4, а стехиометрический коэффициент, СК, будет составлять около 2 или слегка выше 2.
Необходимый состав синтез-газа зависит от процесса, для которого он является сырьём. Оптимальное стехиометрический коэффициент для синтеза метанола составляет около 2,05, в то время как стехиометрический коэффициент, необходимый для получения синтетического топлива, часто лежит в интервале от 1,6 до 1,9, так как более высокий стехиометрический коэффициент даёт больший выход более лёгких углеводородов, чем необходимо.
После реформинга синтез-газ охлаждают путём теплообмена с водой, чтобы получить пар. При дальнейшем охлаждении вода конденсируется, и её отделяют от синтез-газа перед отправкой его по линии 12 в установку 15 для синтеза.
Установка 15 для синтеза может, например, представлять собой установку для получения синтетического топлива (тяжёлых углеводородов) и включать так называемый реактор Фишера-Тропша (Ф-Т реактор) или установку для получения кислородсодержащих углеводородов, таких как метанол и диметиловый эфир.
Когда установка 15 для синтеза представляет собой установку для получения синтетического топлива, протекающую в ней реакцию можно описать следующим уравнением:
пСО + 2пН2 = [-СН2-]п + пН2О.
Реакция высоко экзотермична. Синтез Фишера-Тропша хорошо известен и описан, например, в РСТ/ЫО00/00404.
Когда установка для синтеза представляет собой установку для получения метанола, этот синтез протекает в соответствии с двумя следующими уравнениями:
СО + 2Н2 = СН3ОН,
СО2 + 3Н2 = СН3ОН + Н2О.
Эти экзотермические реакции обычно протекают в трубчатом реакторе при давлении 60-100 бар и температуре 230-270°С. Синтез метанола также хорошо известен и описан, например, в РСТ/ЫО00/00450.
Обе из вышеупомянутых установок для синтеза включают по сути ряд компонентов, и оба процесса, как правило, включают внутреннюю рециркуляцию непрореагировавшего синтез-газа с целью увеличения степени использования углерода в процессе.
Продукт из установки 15 для синтеза отбирают через выходное отверстие 16 с целью дальнейшей обработки для продукта. Непрореагировавший синтез-газ и накопившийся за цикл инертный газ можно удалить из установки 15 для синтеза по линии 17. В дальнейшем описании этот газ обозначен как отходящий из установки для синтеза газ. Количество и состав отходящего из установки для синтеза газа зависит от свободного метана в синтез-газе из секции реформинга, а также от выбранных параметров процесса в установке для синтеза.
Для синтеза метанола объём отходящего из установки для синтеза газа может быть небольшим. В этом случае газ можно выпустить или сжечь перед выпуском, чтобы предотвратить попадание углеводородов и СО в атмосферу.
Если в дополнение к азоту для нагнетания в нефтяную скважину необходим СО2, или если условия по охране окружающей среды требуют уменьшения выбросов СО2 из устройства, то в качестве альтернативы отходящий из установки для синтеза газ можно дополнительно пропустить через конвертер 18, где происходит реакция сдвига СО и где непрореагировавший СО конвертируют в соответствии со следующим уравнением:
СО + Н2О СО2 + Н2, чтобы облегчить отделение углеродных составляющих газа.
Если необходимо, то из конвертера, в котором протекает реакция сдвига СО, газ можно подавать по линии 19 в установку 20 выделения СО2, где СО2 отделяют от других составляющих газа. СО2 можно выделить посредством процесса абсорбции, например, посредством амина, криогенного процесса или, возможно, при помощи мембран. Из установки 20 выделения СО2 подают по линии 21 в компрессор 28 и далее по линии 29 в установку 6 для реализации ПНО.
Газ, который отделили от СО2 в установке 20 выделения, состоящий главным образом из Н2, СН4 и инертного газа, пропускают далее по линии 22 в установку 23 для использования в других целях. Установка 23 может представлять собой печь, в которой при добавлении воздуха, кислорода или обогащённого кислородом воздуха газ сжигают, что обеспечивает теплом эндотермические процессы. В качестве альтернативы газ можно сжигать в газовой турбине как таковой или в качестве дополнительного нагревания. В качестве альтернативы перед сжиганием (или другим способом утилизации) газа от него можно
- 4 007208 отделить водород. Здесь водород можно использовать для требующих его процессов, например, для повышения качества нефти путём облагораживания (удаления серы), для гидрирования ненасыщенных углеводородов и гидрокрекинга или для использования в топливных ячейках.
Если существует большая нужда в нагнетании СО2, можно также предусмотреть использование так называемого однопроточного реактора, т.е. реактора без какой-либо рециркуляции, в установке 15 для синтеза.
На фиг. 2 изображены альтернативные и возможные исполнения предлагаемого здесь устройства. Чертёж содержит те же самые принципиальные элементы, как и фиг. 1, но добавлены некоторые возможные, а в ряде случаев предпочтительные, дополнительные установки помимо байпасных и обратных линий, чтобы гарантировать наибольшую из возможных степень превращения или для того, чтобы корректировать состав газа.
Установку 13 выделения СО2 можно поместить между реформинг-установкой 8 и установкой 15 для синтеза. Таким образом можно удалять необходимое количество СО2 из синтез-газа и пускать его по линии 27 в компрессор 28, где его соединяют с СО2 с линии 21. Это можно использовать в качестве средства изменения стехиометрического коэффициента синтез-газа, чтобы придать ему оптимальный состав.
Когда установка 15 для синтеза представляет собой установку для получения синтетического топлива, синтоплива, то может оказаться желательным возвращать непрореагировавший синтез-газ с линии 17 в реформинг-установку по линии 26. При возвращении по линии 26 соотношение Н2/СО можно довести до необходимого значения, т.е. около 2,0 или чуть ниже 2,0, а выход СО, а следовательно, также и выход синтетического топлива, можно увеличить путём повышения содержания СО2 в рециркулируемом газе, подавляя дальнейшее превращение СО в СО2 по реакции сдвига в автотермической реформингустановке. Здесь следует заметить, что в синтезе Фишера-Тропша СО2 нужно считать инертным газом.
Если в реформинг-установке образуется больше синтез-газа, чем можно конвертировать в установке для синтеза, часть синтез-газа можно подавать с линии 14, пролегающей между установкой 13 выделения СО2 и установкой 15 для синтеза, в обход установки 15 по байпасной линии 25. Это может также быть желательно, если существует необходимость производить больше тепла или энергии в печи или газовой турбине 23.
В определённых случаях может также быть необходимым удалять объём азота с линии 5 на линию 24 и соединять его с газом на линии 22, которая ведёт к газовой турбине 23, чтобы контролировать сгорание и образование тепла в ней.
Установки 13 и 20 выделения СО2 из остального газа представляют собой известные установки. При подаче в реформинг-установку 8 чистого кислорода вместо воздуха объём газа, который необходимо обрабатывать, становится значительно меньше. Разделение в установках 13, 20 может происходить известным образом посредством полупроницаемых мембран или абсорбцией с последующей десорбцией, например, раствором амина.
Установка 2 разделения воздуха представляет собой предпочтительно устройство, основанное на криогенной дистилляции, однако возможно также использовать устройства, основанные на адсорбции с колебаниями давления или на мембранах, или на сочетании этих технологий.
На фиг. 3 отражён третий случай осуществления изобретения, где неконвертированный синтез-газ из установки 15 для синтеза сжигают с чистым кислородом в печи или газовой турбине 30. Установки, имеющие те же номера сносок, как на фиг. 1 или 2, это сходные установки со сходными функциями.
Кислород пропускают с линии 7 по линии 40 и смешивают СО2 на линии 41, откуда он проходит в печь или газовую турбину 30. Отходящий из печи или газовой турбины 30 газ идёт по линии 31 в камеру 32 каталитического вторичного сгорания, где остающееся топливо в форме СО, Н2 или непрореагировавших углеводородов преобразуют каталитически. Продукты сгорания из камеры 32 каталитического вторичного сгорания, содержащие воду и СО2, пропускают по линии 33 в установку 34 конденсации, где воду конденсируют и выводят по линии 35, тогда как СО2 по линии 36 подводят к установке 6 для реализации ПНО.
СО2 можно подводить с линии 36 по линии 37 к компрессору 38. Для этой конфигурации часть сжатого СО2 необходимо возвращать по линии 41 в печь или газовую турбину 30, чтобы поддерживать температуру сгорания в ней ниже данной максимальной температуры.
Если потребность в тепле и/или энергии велика, или необходимы большие объёмы СО2, то природный газ с линии 11 можно подавать по линии 42 прямо к печи или газовой турбине 30.
Предпочтительно, чтобы сгорание в печи или газовой турбине 30 происходило при повышенном давлении, например, от 2 до 100 бар, более предпочтительно от 20 до 40 бар. При протекании сгорания со сжатым кислородом улучшается выделение СО2 в следующей далее установке 34 для конденсации.
На фиг. 4 отражён четвёртый случай воплощения данного изобретения, где установка для синтеза представляет собой однопроточную систему Фишера-Тропша для синтеза высших углеводородов из природного газа. Установки, имеющие те же номера сносок, как на Фиг. 1, 2 и/или 3, это установки с теми же самыми функциями.
Природный газ из газозаборного отверстия 9 насыщают и подвергают предварительному реформингу в установке 10 предварительной обработки. Пар для предварительной обработки добавляют по
- 5 007208 линии 50 пара. Предварительно обработанный природный газ пропускают по линии 11 из установки 10 для предварительной обработки в реформинг-установку 8 для производства синтез-газа. Кислород из установки 2 разделения воздуха (УРВ) вводят в реформинг-установку 8 по линии 7. Азот из УРВ 2 пропускают по линии 3 к установке 6 для нагнетания (ПНО).
Реформинг-установка 8 представляет собой традиционную установку для парового реформинга метана (ПРУ) или автотермическую реформинг-установку (АРУ), которая может включать одну или более установок для получения сингаза и/или выделения полученного сингаза. Сингаз, полученный в реформинг-установке 8, пропускают по линии 12 в установку 52 для охлаждения сингаза. Весь дымовой газ (или его часть) из реформинг-установки 8, содержащий главным образом СО2 и Н2О, можно отделить от сингаза и направить по линии 51 к установке 6 для нагнетания (ПНО). Линия 51 изображена пунктиром, т.к. она не является обязательной. Если реформинг-установка 8 представляет собой установку для автотермического реформинга, то дымового газа не будет, и не будет линии 51.
К установке 52 для охлаждения сингаза по линии 53 подводят воду, а пар отводят по линии 54. Пар с линии 64 можно подводить к установке для реализации ПНО для нагнетания в нефтяной пласт. Если часть пара (или весь пар) с линии 54 не нужен для нагнетания, то его частично или полностью можно использовать для других целей. Часть пара можно направить на линию 50 и ввести в установку 10 для предварительной обработки. В качестве альтернативы пар можно использовать в турбине (не показана) для получения энергии для других целей.
Охлаждённый сингаз покидает установку 52 для охлаждения по линии 42, и затем его пропускают через мембранную установку 43, где от сингаза отделяют водород, чтобы достичь необходимого для дальнейших реакций соотношения Н2/СО. Между установкой 52 для охлаждения и мембранной установкой 43 помещена установка для выделения воды (не показана), чтобы отделять воду от сингаза перед его введением в мембранную установку 43.
Отделённую от сингаза воду проводят по линии 49 к установке 6 для реализации ПНО, а водород отводят по линии 48; его можно использовать в качестве топлива или для десульфуризации сырьевого газа, или для гидрирования/гидрокрекинга нефтяных фракций. Покидающий мембранную установку 43 по линии 44 сингаз вводят в цикл 56 синтеза Фишера-Тропша (ФТ) для получения высших углеводородов. Высшими углеводородами в данном описании называют углеводородные молекулы, имеющие три или более атомов углерода, более предпочтительно пять или более атомов углерода.
Дополнительные сведения о синтезе Фишера-Тропша можно найти в АО/01/42175 (для δίαίοίΐ А8А) и в процитированных там источниках по предыдущему уровню техники.
Неочищенный продукт из высших углеводородов из цикла 56 синтеза ФТ выводят по линии 57, а полученную воду выводят по линии 58 и подают в установку 6 для реализации ПНО.
Остающийся газ (хвостовой газ), содержащий главным образом СО2, низшие углеводороды, Н2О, СО и некоторое количество азота, выводят по линии 62.
Хвостовой газ с линии 62 вводят в установку 63 для обработки хвостового газа, где удаляют СО при помощи реакции сдвига (СО + Н2О СО2 + Н2). Остающийся хвостовой газ расщепляют на обогащённый водородом поток, который выводят по линии 64, и на обеднённую водородом фракцию, которую выводят по линии 65. Водород на линии 64 можно использовать для других реакций, где необходим водород, и/или его можно вводить в цикл 56 синтеза Фишера-Тропша, чтобы корректировать соотношение Н2/СО в сингазе.
Остающийся на линии 65 хвостовой газ, или обеднённую водородом фракцию, можно расщепить на два потока: один направить к установке для реализации ПНО по линии 59, а другой поток направить по линии 45 в качестве топлива для производящей энергию установки 46. Поданный в производящую энергию установку 46 хвостовой газ сжигают в присутствии воздуха или обогащённого кислородом воздуха для получения энергии или тепла. Дымовой газ из производящей энергию установки 46 проводят по линии 47 к установке для реализации ПНО для нагнетания.
Значительное преимущество предлагаемых способа и устройства заключается в том, что они делают возможным простое и энергоэкономичное функционирование комбинированного устройства. Предлагаемый способ также делает возможным более эффективный и финансово оправданный метод удаления СО2 из отходящего из установки для получения метанола или синтетического топлива газа для нагнетания, чтобы избежать или по меньшей мере значительно уменьшить выбросы СО2.
Различные воплощения настоящего изобретения позволяют выполнить предлагаемое устройство в соответствии с рабочими условиями и конкретными нуждами и/или изменениями экономических и технических факторов. Некоторые преимущества использования воплощения настоящего изобретения по фиг. 4 перечислены ниже.
Нагнетание воды.
Вода или пар образуются в нескольких местах установки перевода газовой фазы в жидкости. Вопервых, следует понимать, что пар образуется при повышенных давлениях и температурах. В частности, для ПНО повышенное давление является преимуществом, потому что таким образом можно уменьшить работу, затрачиваемую на сжатие до необходимого давления нагнетания. Часто энергию пара используют в паровой турбине для получения электричества или для подачи тепла в такие участвующие в процес
- 6 007208 се установки, как дистилляционные колонки, где пар можно конденсировать и получить воду.
Воду/пар получают (синтезируют) только в реакторе Фишера-Тропша по реакции:
пСО + 2пН2 пН2О + (-СН2-)п.
Другими словами, воду или пар синтезируют в том же количестве (в пересчёте на количество молей), что и количество -СН2- звеньев в углеводородном продукте. Это примерно вдвое больше количества (моль) кислорода, произведённого УРВ, или в два раза меньше количества азота (за исключением потерь кислорода в СО2 при расчётах). Также следует понимать, что воду для питания котла для генерации пара в ФТ установке используют в значительных количествах, особенно в теплообменниках в самих ФТреакторах и для охлаждения синтез-газа. Более того, охлаждающую воду в ФТ-установке также используют в значительных количествах.
Получившаяся в реакции ФТ вода неизбежно содержит небольшие количества примесей, включая спирты, кислоты и другие оксигенаты, которые зачастую необходимо удалять перед сбросом при помощи дорогостоящих устройств для очистки воды. В такой очистке нет особой необходимости, если воду используют для ПНО.
Нагнетание пара.
Как описано в примере А, пар образуется в нескольких местах устройства перевода газовой фазы в жидкости. Как таковой он является ценным продуктом, который по меньшей мере частично можно использовать для получения электрической энергии. А в частности, в отдалённых пунктах может быть более оправданно использовать пар для ПНО.
Итак, когда для ПНО используют воду или пар, интеграция с устройством перевода газовой фазы в жидкости может иметь следующие преимущества:
вода может быть недоступна из других источников;
воду и/или пар получают при повышенном давлении;
пар доступен при высоких давлении и температуре;
нет необходимости в очистке полученной воды;
нагнетание дымового газа.
Дымовой газ поступает преимущественно из двух источников: либо из выхлопного газа газовой турбины или огневого нагревателя, объединённого с устройством перевода газовой фазы в жидкости, либо в результате использования паровой реформинг-установки (ПРУ) для получения синтез-газа (в этой заявке он также называется отходящим газом). Если дымовой газ необходим для ПНО, это даёт преимущество для парового реформинга метана (ПРМ) по сравнению с другими методиками получения синтезгаза, такими как АТР (автотермический реформинг) или РНГ (реформинг с нагреванием газа). ПРМ также может являться частью возможного получения сингаза, подобно комбинированному реформингу или реформингу хвостового газа.
Нагнетание хвостового ФТ-газа.
Если целью ПНО не является просто стабилизация плотности, то есть сжатие газа от верха до низа нефтяного пласта, то часто является преимуществом, если газ в высокой степени смешивается с нефтью. Азот имеет низкую смешиваемость, а метан несколько более высокую, в то время как СО2 и высшие углеводороды (С2+) легче смешиваются с нефтью.
Хорошо известно, что оптимизация устройства перевода газовой фазы в жидкости включает рециркулирующие потоки, например, рецикл хвостового газа (лёгкого отходящего газа) из ФТ-реактора к установке получения сингаза или обратно в ФТ-реактор, чтобы увеличить общую энергетическую эффективность и степень использования углерода. Этот хвостовой газ из ФТ-реактора, обычно после отделения главных продуктов (С5+) и воды, будет содержать СО2, легкие углеводороды и неконвертированный сингаз. Хвостовой газ полностью или частично можно использовать при ПНО, возможно, после смешивания его с азотом, природным газом или СО2 из установки для выделения СО2. То, что хвостовой газ содержит неконвертированный сингаз, может быть невыгодным, особенно для средних степеней превращения в ФТ-реакторе. Одна из возможностей, следовательно, заключается в том, чтобы пропускать газ через дополнительное устройство конверсии сингаза, например, через второй ФТ-реактор, чтобы гарантировать высокую степень превращения перед ПНО. Водород можно также удалить в специальной установке, например, в сепараторе с полимерной мембраной, а СО, превращённый в СО2 и водород, в реакторе сдвига.
Использование хвостового газа из реактора Фишера-Тропша в ПНО даёт значительное упрощение и снижение издержек устройства перевода газовой фазы в жидкости. Фактически, может подойти концепция однопроточного реактора. Отсутствие рецикла также открывает путь упрощённому использованию УРВ, когда для АТР генератора сингаза необходим только обогащённый воздух. Этот обогащённый воздух может содержать 25% азота, который перейдёт в хвостовой газ, а следовательно, в ведущий к установке для реализации ПНО поток.
Специалисту в данной области техники ясно, что на вышеописанных чертежах могут быть устройства для регулировки давления газов, такие как компрессоры или редукционные клапаны, которые не показаны, но которые необходимы, чтобы согласовать давления в различных установках и гарантировать протекание потоков в нужном направлении. Более того, могут быть предусмотрены устройства для нагревания или охлаждения, или теплообменники, не показанные здесь, предназначением которых являет
- 7 007208 ся оптимизация энергоэффективности устройства.
Следует понимать, что для морских нефтяных или газовых месторождений, одну или все из обрабатывающих установок, описанных в этой заявке, также можно поместить вне суши, например, всё устройство перевода газовой фазы в жидкости, или только УРВ, или только секцию сингаза.
Пример 1. Были выполнены вычисления для устройства по фиг. 1 для получения метанола, которое дополнительно включает байпасную линию, которая проводит часть синтез-газа с линии 12 на линию 17, минуя установку для синтеза 15.
Установка разделения воздуха может произвести 38400 т в сутки Ν2 и 6400 т в сутки О2. Эта установка для разделения воздуха требует приблизительно 115 МВт энергии, которую подают в виде пара под высоким давлением из секции синтез-газа.
Азот извлекают при 3 бар (0,3 МПа) и 0°С. Газ для нагнетания сжимают до 220 бар. Сжатие требует приблизительно 304 МВт.
Кислород можно подавать в автотермическую реформинг-установку для получения синтез-газа из природного газа. Процесс протекает при соотношении пар/углерод 0,6. Температура и давление на выходе из АТР составляют 1030°С и 45 бар соответственно. В табл. 1 отражён состав природного газа. Необходимо отметить, что все составы даны на сухой остаток, т.е. без воды.
Таблица 1. Состав сырья, подаваемого в секцию синтез-газ а
Природный газ Кислород
% мольные % мольные
сн4 83,7
с2н4 5,2
С3+ 3,2
со2 5,2
Ν2 +Аг 2,7 1,0
О2 0,0 99,0
Н2О 0,0
Сумма 100
В целом [ст.м3/час] 367000 190 850
Синтез-газ сжимают до 90 бар и смешивают с рециркулированным водородом, чтобы получить стехиометрический коэффициент 2,56 до синтеза метанола. Получают 10000 т метанола в сутки.
Таблица 2. Составы газа
На выходе из АТР На входе в реактор синтеза МеОН Продувочный газ Продувочный газ после конверсии в реакции сдвига СО Продувочный газ после очистки от СО2
% мольные % мольные % мольные % мольные % мольные
н2 62,9 65,9 27,3 38,7 52,6
СО 28,5 16,3 24,2 3,1 4,2
СО2 4,8 6,7 12,7 26,8 0,4
СН4 2,5 7,2 23,7 21,6 29,4
Ν2 + Аг 1,3 3,9 12,1 9,8 13,4
Сумма 100 100 100 100 100
Всего [ст.м3/ час] 1093000 3488000 113000 136000 100000
Отходящий из установки для синтеза газ продувочный газ направляют в реакцию сдвига СО. В низкотемпературный (200°С) конвертер, где протекает реакция сдвига, добавляют 35 т/ч пара, чтобы конвертировать 85% СО в СО2.
99% СО2 в конвертированном продувочном газе (это эквивалентно 1700 т СО2 в сутки) получают в процессе МДЭА (ΜΏΕΑ). Вследствие высокой концентрации СО2 в подаваемом природном газе, в этом примере перед АТР его удаляют (эквивалентно 800 т СО2 в сутки), так что общее количество выделенного СО2 составляет 2500 т в сутки. Выделенный СО2 сжимают до 220 бар, и если необходимо, то можно его смешать с азотом перед нагнетанием в пласт. Тогда СО2 будет составлять около 6,2% м. от общего количества нагнетаемого газа. Его очистка может оказаться столь дорогостоящей, что делать это целесообразно только если того требуют законы.
Остающийся продувочный газ используют в газовых нагревателях для перегрева пара при получении энергии и предварительного нагрева подаваемого природного газа.
Таблица 3. Энергетический баланс
Энергетический баланс [МВт]
УРВ, включая сжатие О2 115
Отделение СО2 3
Сжатие СО2 11
Сжатие Ν2_____________
Секция синтеза/метанола Итого
304 -155
278
- 8 007208
Здесь потребность в энергии составляет приблизительно 280 МВт.
Пример 2. Были выполнены вычисления для устройства по фиг. 4. Смешивают 367000 ст.м3/ч природного газа с линии 9 с 183 т/ч пара с линии 50, для того чтобы получить соотношение пар/углерод 0,6. Смесь предварительно нагревают до 600 0С и подают в автотермическую реформинг-установку 8 (АРУ). В АРУ 8 вводят также 8,275 т/ч кислорода (6600 тонн в сутки) с линии 7. Температура на выходе из АРУ 8 составляет 10300С. Количество потреблённого в АРУ кислорода соответствует 39600 т в сутки произведённого попутно Ν2.
Покидающий АРУ 8 по линии 12 сингаз, находящийся в равновесии, имеющий температуру около 1030 0С, охлаждают до примерно 350°С, при этом вода в установке 52 охлаждения сингаза испаряется, что даёт около 830 насыщенного пара при 110 бар; пар отводят по линии 54. Пар с линии 54 можно использовать для ПНО, как отражено на фиг. 4, или в турбинах для получения энергии.
После охлаждения сингаза удаляют 178 т/ч конденсировавшейся воды и отделяют около 60000 ст.м3/ч водорода (чистота водорода составляла 90%) в мембранной установке 43 перед тем, как подавать сингаз в цикл 56 Фишера-Тропша. Конденсировавшуюся воду отводят по линии 49; её можно использовать для ПНО. Отделённый водород отводят по линии 48 и подают на линию 64, либо используют для любого процесса, протекающего в рассматриваемом устройстве, либо в любом другом устройстве, где необходим водород.
Цикл Фишера-Тропша даёт 223 т/ч газа, который отводят по линии 65, 138 т/ч синтетической нефти (длинные парафиновые цепочки), которую отводят по линии 57 и 198 т/ч воды, которую отводят по линии 58.
Синтетическую нефть необходимо далее обрабатывать способом, который известен специалистам в данной области, путём гидрирования (установка для гидрирования не показана), гидрокрекинга и/или депарафинизации растворителем, чтобы получить необходимые продукты (сжиженный нефтяной газ, лигроин, дизельное топливо и/или машинное масло).
Вода из цикла Фишера-Тропша, которую отводят по линии 58, содержит растворённые примеси (главным образом спирты) и её можно направить на установку 6 для реализации ПНО, чтобы закачать в нефтяное месторождение.
Чтобы максимизировать количество СО2, которое можно выделить из газа на линии 65, газ можно подвергнуть реакции сдвига на низкотемпературном медном катализаторе, чтобы конвертировать около 86% СО в СО2. Выделение 95% СО2 предполагает, что для целей ПНО затем будет доступно 180 т/ч СО2 из газа на линии 65. Состав газа на линии 65 дан в табл. 4.
Таблица 4. Состав газа на линии 65
Компонент Мольные %
н2 40
СО 2
СО2 39
ν2 4
СН4 11
Другие 4
После выделения СО2 останется ещё около 830 МВт тепловой энергии (низшая теплотворная спо· собность).
Составы газов на некоторых основных линиях отражены в табл. 5.
Таблица 5. Состав на основных газовых линиях
Линия Номер Описание 9 Подача ПГ 12 Сингаз 48 Водород Г 42 Зодача ФТ
Общие свойства потоков
Расход кг-моль/ч 15521,3 56424,8 2566,3 43977,4
кг/ч 301848,2 761722,8 13377,3 570334,8
Состав
Мол. скорость компонентов
кг-моль/ч
н2 0,000 0,514 0,906 0,606
СО 0,000 0,238 0,033 0,304
СО2 0,052 0,049 0,052 0,059
н2о 0,000 0,178 0,006 0,004
ν2 0,027 0,007 0,001 0,009
метан 0,837 0,013 0,001 0,017
этан 0,052 0,000 0,000 0,000
пропан 0,032 0,000 0,000 0,000
Модель для оценки промышленной стоимости
Выгоду от использования азота, получаемого на установке разделения воздуха (УРВ) устройства перевода газовой фазы в жидкости в качестве попутного продукта, для повышения нефтеотдачи (ПНО) можно оценить путём анализа потенциального экономического воздействия на цены газа из устройства перевода газовой фазы в жидкости. Цена природного газа, вне сомнения, является главным фактором, определяющим рентабельность такого устройства, а продажа азота обеспечит выручку.
- 9 007208
С точки зрения ПНО азот и метан, грубо говоря, имеют одинаковые свойства, т.е по существу они поддерживают давление. Для начала мы, следовательно, можем предположить, что цена чистого азота равна цене газа. Тогда имеем:
Р - цена природного газа в местности, где находится устройство перевода газовой фазы в жидкости (УГЖ).
Р2е1(УГ'Ж) = аР - ЬсР (местная цена газа - выручка от продажи азота), где коэффициенты представляют собой:
a) фактор, отражающий воздействие интеграции на общую цену газа в данной местности. Если Р это цена газа в случае независимых УГЖ и ПНО, то интеграция значительно уменьшит общую потребность в газе, а следовательно, будет способствовать снижению цены, т.е. а < 1;
b) количество азота, произведённое устройством перевода газовой фазы в жидкости для данного количества (молей или энергии) природного газа. Для устройства с АРУ (автотермической реформингустановкой), типичное потребление кислорода О2/ПГ составляет 0,63, что даёт Ы2/ПГ = 2,34. Это число будет изменяться при изменении технического решения, состава газа и т.д., но его используют далее для иллюстрации воздействия интеграции/объединения ПНО и УГЖ;
c) фактор, предположительно < 1, учитывающий то, что нельзя продать весь азот, вследствие, например, полного управления скважиной, эксплуатационных расходов и т.д. Кроме того, эксплуатационный риск, возникающий при непрерывной подаче азота, может оказать влияние на цену азота.
Вышеприведённое уравнение можно модифицировать далее:
РНе‘(УГЖ) = аР - ЬсР + I + й8, где I: - вложения, необходимые для выполнения интеграции. По существу возникнет ряд дополнительных расходов для обеспечения производства установкой разделения воздуха азота требуемой чистоты, (дополнительного) сжатия азота, прокладки труб от УГЖ к установке для реализации ПНО, и, возможно, кредитования энергетической интеграции. Все эти факторы пересчитывают принятыми методами на стоимость (например, на чистую приведённую стоимость) количества природного газа, использованного в устройстве перевода газовой фазы в жидкости.
8: - общая сумма экономии (на количество природного газа) в цене газа из УГЖ при интеграции. Это означает, что = Р - (аР - ЬсР + I) й: - часть сбережений, передаваемых владельцу установки для реализации ПНО за участие в проекте интеграции, обычно 0 < й < 0,5. Фактор й может быть сложной функцией, а также может существовать взаимное наложение воздействий факторов с и й.
Иллюстративный пример.
Допустим, а = 1, Ь = 2,34, с = 1, I = 0,2, (здесь 0,2 доллара США на миллион британских тепловых единиц), а й = 0,5, тогда воздействие интеграции проиллюстрировано на фиг. 5. Линии представляют собой:
I: РНе‘(УГЖ) = аР =Р (без ПНО);
II: РНе‘(УГЖ) = аР - ЬсР = - 1,34 Р;
III: РНе‘(УГЖ) = аР - ЬсР + I =-1,34 Р+ 0,2;
IV: РНе‘(УГЖ) = аР - ЬсР + I + й8= - 0,17 Р + 0,1.
На фиг. 5 можно заметить несколько интересных вещей. Во-первых, линия II указывает, что существует огромный потенциал, если будет найден соответствующий случай ПНО. Линия III указывает, такой проект интеграции будет устойчив по отношению к значительным дополнительным вложениям. Далее линия IV иллюстрирует то, что даже при передаче половины сбережений в цене газа владельцу установки для реализации ПНО, чистая цена УГЖ-газа будет фактически ниже при высокой цене газа в данной местности. При номинальной цене газа 1 доллар США на миллион британских тепловых единиц вертикальные стрелки указывают, что добавочная стоимость обеих установок составляет 1,085 доллара США на миллион британских тепловых единиц газа, поступающего в УГЖ.
Ниже пересечения линий I, III и IV, т.е. когда I = ЬсР, или когда вложения равны потенциальным доходам от продаж азота, стимула для интеграции УГЖ и ПНО при номинальной цене газа нет. Это происходит при цене газа, равной ГЬс, или 0,085 доллара США на миллион британских тепловых единиц в этом примере. Единственный случай, когда отрицательная цена газа будет стимулировать интеграцию это случай, когда инвестиции в интеграцию отрицательны; такая ситуация может произойти, когда нет альтернативного использования избыточной энергии, получаемой от устройства перевода газовой фазы в жидкости.

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ повышения нефтеотдачи нефтяного пласта, в котором газ нагнетают в нефтяной пласт, включающий следующие стадии:
    разделение воздуха на обогащённую кислородом фракцию и обогащённую азотом фракцию;
    создание потока природного газа и подведение потока природного газа и по меньшей мере части
    - 10 007208 обогащённой кислородом фракции к реформинг-установке для конверсии в синтез-газ, содержащий главным образом Н2, СО, СО2 и меньшие количества неконвертированного метана, водяного пара и азота;
    образование метанола или других кислородсодержащих углеводородов или высших углеводородов из синтез-газа в установке для синтеза;
    извлечение необработанных продуктов синтеза и отходящего газа из установки для синтеза; и нагнетание обогащённой азотом фракции и по меньшей мере части отходящего газа в нефтяной пласт с целью повышения его нефтеотдачи.
  2. 2. Способ по п.1, где весь отходящий газ или некоторую его часть из установки для синтеза направляют в установку для выделения СО2, включая конвертер для проведения реакции сдвига СО, где удаляют СО2 и нагнетают его в пласт, а остающийся обогащённый водородом поток используют для других целей.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, где пар или воду, полученные во время производства сингаза и/или синтеза, нагнетают в нефтяной пласт.
  4. 4. Устройство для получения газа для нагнетания в скважину с целью поддержания давления в нефтяном пласте для выделения углеводородов и получения кислородсодержащих углеводородов или высших углеводородов из природного газа, включающее установку (2) разделения воздуха для получения обогащённой кислородом фракции для потребляющих кислород процессов и обогащённой азотом фракции для нагнетания;
    реформинг-установку (8) для конверсии смеси природного газа, воды и кислорода или обогащённого кислородом воздуха из установки разделения воздуха в синтез-газ, содержащий главным образом Н2, СО, СО2 и небольшие количества метана в дополнение к любому инертному газу, такому как азот;
    установку (15, 56) для синтеза для конвертирования синтез-газа с целью синтеза кислородсодержащих углеводородов или для синтеза высших углеводородов;
    средства (6) нагнетания газа в пласт;
    средства переноса азота из установки разделения воздуха к средствам нагнетания газа; и средства переноса по меньшей мере части отходящего из установки для синтеза газа к средствам нагнетания газа.
  5. 5. Устройство по п.4, дополнительно включающее установку (63) для обработки хвостового газа для удаления СО посредством реакции сдвига и для выделения водорода из оставшегося хвостового газа.
  6. 6. Устройство по п.5, включающее средства (65) переноса оставшегося хвостового газа от установки (63) по обработке хвостового газа к средствам (6) нагнетания газа.
  7. 7. Устройство по любому из пп.4-6, где установка (15, 56) для синтеза включает одну или более чем одну однопроточную установку Фишера-Тропша для синтеза высших углеводородов.
  8. 8. Устройство по п.7, включающее средства полного или частичного введения отделённого водорода из установки (63) для обработки хвостового газа в цикл Фишера-Тропша с целью доведения соотношения Н2/СО до желаемого уровня.
EA200500813A 2002-12-13 2003-12-12 Способ повышения нефтеотдачи и устройство для его осуществления EA007208B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20026021A NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
PCT/NO2003/000416 WO2004055323A1 (en) 2002-12-13 2003-12-12 A plant and a method for increased oil recovery

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200500813A1 EA200500813A1 (ru) 2006-02-24
EA007208B1 true EA007208B1 (ru) 2006-08-25

Family

ID=19914288

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200500813A EA007208B1 (ru) 2002-12-13 2003-12-12 Способ повышения нефтеотдачи и устройство для его осуществления

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7481275B2 (ru)
AU (1) AU2003288799A1 (ru)
BR (1) BR0317285A (ru)
CA (1) CA2509945C (ru)
EA (1) EA007208B1 (ru)
EG (1) EG24539A (ru)
MX (1) MXPA05006313A (ru)
NO (1) NO20026021D0 (ru)
WO (1) WO2004055323A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2597039C1 (ru) * 2015-07-13 2016-09-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" Способ разработки залежи тяжелой нефти

Families Citing this family (146)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
US7172030B2 (en) * 2003-10-06 2007-02-06 Beavert Gas Services Ltd. Applications of waste gas injection into natural gas reservoirs
EP1926885A1 (en) * 2005-09-21 2008-06-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of producing a hydrocarbon stream from a subterranean zone
WO2007068682A1 (en) * 2005-12-12 2007-06-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Enhanced oil recovery process and a process for the sequestration of carbon dioxide
WO2007075204A2 (en) * 2005-12-27 2007-07-05 Gas Technologies Llc Method and system for methanol production
WO2007077139A2 (en) * 2005-12-30 2007-07-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for enhanced oil recovery in combination with the production of hydrocarbons from synthesis gas
US9605522B2 (en) 2006-03-29 2017-03-28 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
US7506685B2 (en) * 2006-03-29 2009-03-24 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
EP1944268A1 (en) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
FR2911629A1 (fr) 2007-01-19 2008-07-25 Air Liquide Procede d'extraction de produits petroliferes au moyen de fluides d'aide a l'extraction
US7819951B2 (en) * 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7650939B2 (en) * 2007-05-20 2010-01-26 Pioneer Energy, Inc. Portable and modular system for extracting petroleum and generating power
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
US8046314B2 (en) * 2007-07-20 2011-10-25 Schlumberger Technology Corporation Apparatus, method and system for stochastic workflow in oilfield operations
EP2050809A1 (en) * 2007-10-12 2009-04-22 Ineos Europe Limited Process for obtaining hydrocarbons from a subterranean bed of oil shale or of bituminous sand
US20090165376A1 (en) 2007-12-28 2009-07-02 Greatpoint Energy, Inc. Steam Generating Slurry Gasifier for the Catalytic Gasification of a Carbonaceous Feedstock
CN101910371B (zh) 2007-12-28 2014-04-02 格雷特波因特能源公司 用于制备合成气衍生产物的方法
US8709113B2 (en) 2008-02-29 2014-04-29 Greatpoint Energy, Inc. Steam generation processes utilizing biomass feedstocks
CA2716135C (en) * 2008-02-29 2013-05-28 Greatpoint Energy, Inc. Particulate composition for gasification, preparation and continuous conversion thereof
US8297542B2 (en) * 2008-02-29 2012-10-30 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US20090217575A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Biomass Char Compositions for Catalytic Gasification
US8286901B2 (en) * 2008-02-29 2012-10-16 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US8366795B2 (en) 2008-02-29 2013-02-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification particulate compositions
WO2009111332A2 (en) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Reduced carbon footprint steam generation processes
CA2715186C (en) * 2008-03-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
WO2009121008A2 (en) * 2008-03-28 2009-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CN101981163B (zh) 2008-04-01 2014-04-16 格雷特波因特能源公司 从气体物流中分离甲烷的方法
CA2718536C (en) 2008-04-01 2014-06-03 Greatpoint Energy, Inc. Sour shift process for the removal of carbon monoxide from a gas stream
US8450536B2 (en) 2008-07-17 2013-05-28 Pioneer Energy, Inc. Methods of higher alcohol synthesis
KR101256288B1 (ko) 2008-09-19 2013-04-23 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 기체화 방법
US8502007B2 (en) 2008-09-19 2013-08-06 Greatpoint Energy, Inc. Char methanation catalyst and its use in gasification processes
WO2010033850A2 (en) * 2008-09-19 2010-03-25 Greatpoint Energy, Inc. Processes for gasification of a carbonaceous feedstock
SG195533A1 (en) 2008-10-14 2013-12-30 Exxonmobil Upstream Res Co Methods and systems for controlling the products of combustion
KR101275429B1 (ko) 2008-10-23 2013-06-18 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 기체화 방법
WO2010078298A1 (en) 2008-12-30 2010-07-08 Greatpoint Energy, Inc. Processes for preparing a catalyzed coal particulate
WO2010078297A1 (en) 2008-12-30 2010-07-08 Greatpoint Energy, Inc. Processes for preparing a catalyzed carbonaceous particulate
US9074122B2 (en) * 2008-12-31 2015-07-07 Intevep, S.A. Mitigation of H2S in steam injection technology using amines of natural origin
CA2692989C (en) * 2009-02-20 2015-12-01 Conocophillips Company Steam generation for steam assisted oil recovery
US8728182B2 (en) 2009-05-13 2014-05-20 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
CA2759961C (en) 2009-05-13 2013-12-17 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8268899B2 (en) 2009-05-13 2012-09-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
MY171001A (en) 2009-06-05 2019-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and combustion burners for combusting a fuel
EP2478071A1 (en) * 2009-09-16 2012-07-25 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US20110064648A1 (en) * 2009-09-16 2011-03-17 Greatpoint Energy, Inc. Two-mode process for hydrogen production
WO2011034890A2 (en) * 2009-09-16 2011-03-24 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation combined cycle process
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
CA2773845C (en) 2009-10-19 2014-06-03 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
WO2011049858A2 (en) 2009-10-19 2011-04-28 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
MX341477B (es) 2009-11-12 2016-08-22 Exxonmobil Upstream Res Company * Sistemas y métodos de generación de potencia de baja emisión y recuperación de hidrocarburos.
AU2010339952B8 (en) 2009-12-17 2013-12-19 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
US8240370B2 (en) 2009-12-18 2012-08-14 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated hydrogen production and hydrocarbon extraction
US20110198095A1 (en) * 2010-02-15 2011-08-18 Marc Vianello System and process for flue gas processing
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
KR101440710B1 (ko) 2010-04-26 2014-09-17 그레이트포인트 에너지, 인크. 바나듐 회수를 동반한 탄소질 공급원료의 히드로메탄화
CA2793893A1 (en) 2010-05-28 2011-12-01 Greatpoint Energy, Inc. Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products
JP5906555B2 (ja) 2010-07-02 2016-04-20 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 排ガス再循環方式によるリッチエアの化学量論的燃焼
TWI593878B (zh) 2010-07-02 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 用於控制燃料燃燒之系統及方法
CA2801499C (en) 2010-07-02 2017-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
AU2011271633B2 (en) 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
WO2012003078A1 (en) 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
US9903279B2 (en) 2010-08-06 2018-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
US9399950B2 (en) 2010-08-06 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for exhaust gas extraction
JP2013535565A (ja) 2010-08-18 2013-09-12 グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド 炭素質フィードストックのハイドロメタネーション
JP6124795B2 (ja) 2010-11-01 2017-05-10 グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド 炭素質フィードストックの水添メタン化
GB201021480D0 (en) * 2010-12-17 2011-02-02 Doosan Power Systems Ltd Control system and method for power plant
US8648121B2 (en) 2011-02-23 2014-02-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with nickel recovery
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
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
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
CN103582693A (zh) 2011-06-03 2014-02-12 格雷特波因特能源公司 碳质原料的加氢甲烷化
US20130025866A1 (en) * 2011-07-25 2013-01-31 Chevron U.S.A. Inc. Integrated process utilizing nitrogen and carbon dioxide streams for enhanced oil recovery
WO2013052553A1 (en) 2011-10-06 2013-04-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
NO20111770A1 (no) 2011-12-21 2011-12-21 Modi Vivendi As System og metode for offshore industrielle aktiviteter med CO2 reinjisering
CN102606122B (zh) * 2012-03-15 2015-09-23 中国海洋石油总公司 一种用于稠油油藏的多元热流体生产工艺以及热采工艺
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
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
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
CN104685039B (zh) 2012-10-01 2016-09-07 格雷特波因特能源公司 附聚的颗粒状低煤阶煤原料及其用途
CN104704204B (zh) 2012-10-01 2017-03-08 格雷特波因特能源公司 用于从原始的低煤阶煤原料产生蒸汽的方法
WO2014055349A1 (en) 2012-10-01 2014-04-10 Greatpoint Energy, Inc. Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof
IN2015DN02940A (ru) 2012-10-01 2015-09-18 Greatpoint Energy Inc
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 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
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
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
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
US10138815B2 (en) 2012-11-02 2018-11-27 General Electric Company System and method for diffusion combustion 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
EP2735696A1 (en) * 2012-11-27 2014-05-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for enhancing natural gas production
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
AU2013378572B2 (en) * 2013-02-13 2017-12-21 Haldor Topsoe A/S Enhanced oil recovery from a crude hydrocarbon reservoir
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
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
WO2014137648A1 (en) 2013-03-08 2014-09-12 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
GB2526483A (en) * 2013-03-15 2015-11-25 Velocys Inc Generation of hydrocarbon fuels having a reduced environmental impact
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
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
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
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
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
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10041006B2 (en) * 2014-05-30 2018-08-07 Sgce Llc Methods, systems, and apparatuses for recycling fischer-tropsch water and fischer-tropsch tail gas
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
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
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
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
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
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
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
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
US10968727B2 (en) 2016-11-11 2021-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Treating a formation with a chemical agent and liquefied natural gas (LNG) de-liquefied at a wellsite
RU2693983C9 (ru) * 2017-12-08 2019-09-02 Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" Способ добычи природного газа из газогидратной залежи
US10464872B1 (en) 2018-07-31 2019-11-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification to produce methanol
US10344231B1 (en) 2018-10-26 2019-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization
GB2592839B (en) * 2018-12-18 2023-02-22 Equinor Energy As Pour point avoidance in oil/water processing and transport
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
CN111577226A (zh) * 2020-06-05 2020-08-25 中国石油天然气集团有限公司 汽氮混注稠油开采增产方法及专用装置
CN111691858A (zh) * 2020-06-10 2020-09-22 中国石油天然气集团公司 碳酸盐油藏多井兼集油与配水装置及使用方法
US11933144B2 (en) * 2020-07-14 2024-03-19 ExxonMobil Technology and Engineering Company Methods and apparatus for offshore power generation from a gas reservoir

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4344486A (en) * 1981-02-27 1982-08-17 Standard Oil Company (Indiana) Method for enhanced oil recovery
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.
US5388650B1 (en) * 1993-06-14 1997-09-16 Mg Nitrogen Services Inc Non-cryogenic production of nitrogen for on-site injection in downhole drilling
US5566755A (en) * 1993-11-03 1996-10-22 Amoco Corporation Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation
US5388645A (en) * 1993-11-03 1995-02-14 Amoco Corporation Method for producing methane-containing gaseous mixtures
NO953797L (no) 1995-09-25 1997-03-26 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og anlegg for behandling av en brönnström som produseres fra et oljefelt til havs
NO311081B1 (no) * 1999-12-09 2001-10-08 Norske Stats Oljeselskap Optimalisert FT-syntese ved reformering og resirkulering av tail-gass fra FT-syntesen
NO314989B1 (no) 1999-12-28 2003-06-23 Statoil Asa Fremgangsmåte for ökning av produksjonen i et eksisterende prosessanlegg for konvertering av naturgass til et produkt, samt prosessanlegg
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
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
BRPI0215983B1 (pt) * 2002-12-13 2016-02-23 Petrosa The Petroleum Oil & Gas Corp Of Sa Pty Ltd método para recuperação aumentada de petróleo de um campo petrolífero
NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2597039C1 (ru) * 2015-07-13 2016-09-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" Способ разработки залежи тяжелой нефти

Also Published As

Publication number Publication date
WO2004055323A1 (en) 2004-07-01
EG24539A (en) 2009-09-07
EA200500813A1 (ru) 2006-02-24
AU2003288799A1 (en) 2004-07-09
NO20026021D0 (no) 2002-12-13
CA2509945A1 (en) 2004-07-01
US20060272813A1 (en) 2006-12-07
CA2509945C (en) 2011-10-11
MXPA05006313A (es) 2005-08-26
US7481275B2 (en) 2009-01-27
BR0317285A (pt) 2005-11-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA007208B1 (ru) Способ повышения нефтеотдачи и устройство для его осуществления
US7673685B2 (en) Method for oil recovery from an oil field
CA2458634C (en) Method and plant for increasing oil recovery by gas injection
US6248794B1 (en) Integrated process for converting hydrocarbon gas to liquids
AU2002324375A1 (en) Method and plant for increasing oil recovery by gas injection
US6534551B2 (en) Process and apparatus for the production of synthesis gas
US6669744B2 (en) Process and apparatus for the production of synthesis gas
EA039539B1 (ru) Способ выработки энергии с интегрированным производством водорода
EA033831B1 (ru) Способ конверсии природного газа в углеводородные продукты и установка для осуществления способа
US8268896B2 (en) Co-production of fuels, chemicals and electric power using gas turbines
US9708543B2 (en) Producing hydrocarbons from catalytic fischer-tropsch reactor
US6809121B1 (en) Cogeneration of methanol and electrical power
US4209305A (en) Process for making substitute natural gas
EA007305B1 (ru) Установка для конверсии замещением и способ управления установкой
US10836634B1 (en) Integrated GTL process
RU2539656C1 (ru) Способ получения жидких углеводородов из углеводородного газа и установка для его осуществления
US11220473B1 (en) Integrated GTL process
EA018146B1 (ru) Установка для реакции синтеза углеводородов, реакционная система синтеза углеводородов и способ синтеза углеводородов
CN107099321A (zh) 利用煤炭地下气化产品气生产费拓合成燃料产品的方法

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