JP5468260B2 - 地下帯域から炭化水素流を製造する方法 - Google Patents
地下帯域から炭化水素流を製造する方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP5468260B2 JP5468260B2 JP2008530547A JP2008530547A JP5468260B2 JP 5468260 B2 JP5468260 B2 JP 5468260B2 JP 2008530547 A JP2008530547 A JP 2008530547A JP 2008530547 A JP2008530547 A JP 2008530547A JP 5468260 B2 JP5468260 B2 JP 5468260B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- synthesis gas
- gas
- containing stream
- stream
- hydrocarbon
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 45
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 44
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 42
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 22
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 118
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 92
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 69
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 69
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical group C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 43
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 28
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 23
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 18
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 16
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 62
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 49
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 8
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 5
- -1 that is Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 3
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 3
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000003415 peat Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
本発明は、地下帯域内に噴射流体が噴射される該地下帯域から炭化水素含有流を製造する方法に関する。
油田又はガス田のような地下帯域で内部圧を維持して、地下帯域からの所望炭化水素流の生産量を向上するため、地下帯域に噴射流体を噴射することが知られている。油田から製造すべき炭化水素流が油の場合は、“高い油採取率（ｅｎｈａｎｃｅｄ ｏｉｌ ｒｅｃｏｖｅｒｙ）”（“ＥＯＲ”としても知られている）と呼ばれている。ＥＯＲのため、油田に噴射することが提案されている噴射流体は、天然ガス（ＮＧ）、二酸化炭素（ＣＯ２）、窒素（Ｎ２）等である。油田へのＮＧ、ＣＯ２、Ｎ２のような噴射流体の噴射については、例えばＯｉｌ ＆ Ｇａｓ Ｊｏｕｒｎａｌ，２００１年３月１２日発行の“Ｃａｎｔａｒｅｌｌ圧力維持のために配置した世界最大のＮ２発生プラント”，Ｊ．Ｃ．Ｋｕｏ，Ｄｏｕｇ Ｅｌｌｉｏｔ，Ｊａｖｉｅｒ Ｌｕｎａ−Ｍｅｌｏ，Ｊｏｓｅ Ｂ．Ｄｅ Ｌｅｏｎ Ｐｅｒｅｚに記載されている。このような噴射流体の使用について記載される他の文献は、例えばＣＡ−Ａ−２１４７０７９、ＣＡ−Ａ−２２６１５１７、ＣＡ−Ａ−２１６３６８４及びＵＳ−Ａ−４１６１０４７である。
前記及びその他、既知の噴射流体は、幾つかの欠点を有する。天然ガス自体、噴射用に使用するには高すぎるようになってきた。空気分離ユニット（ＡＳＵ）を用いて窒素を製造する通常の方法は、比較的高価である。
更に、既知の噴射流体は低圧で得られることが多いと言う問題もあり、このため、油田内に噴射する前に、圧縮工程を必要とし、余分なコストがかかる。
更に、既知の噴射流体は低圧で得られることが多いと言う問題もあり、このため、油田内に噴射する前に、圧縮工程を必要とし、余分なコストがかかる。
ＵＳ−Ａ−４５１２４００には、天然ガスからＬＰＧ型噴射流体を作る方法が記載されている。この方法では、まず天然ガスを一酸化炭素と水素との混合物に転化し、次にこのガス混合物をフィッシャー・トロプシュ合成に使用する。この合成生成物からエタン、プロパン及びブタンを含有するガス、即ち、ＬＰＧ型ガスを単離し、噴射流体として使用する。
ＥＰ−Ａ−１００４７４６には、随伴ガスの部分酸化により一酸化炭素と水素との混合物を得ることにより、高い油採取率を達成する方法が記載されている。この混合物は、フィッシャー・トロプシュ合成の原料として使用して、液体炭化水素生成物及びオフガスを得る。このオフガスは、窒素、一酸化炭素、二酸化炭素、水素及びＣ１〜Ｃ５の炭化水素を含有し、膨張／燃焼プロセス、例えばガスタービン／水蒸気タービンの組合せサイクルにおいてエネルギーを発生するための燃料として使用される。次いで、発生したエネルギーは、内層面リザーバーから油の第二の及び／又は高い油採取率のために使用される。
ＵＳ−Ａ−４５１２４００及びＥＰ−Ａ−１００４７４６のプロセスの欠点は、フィッシャー・トロプシュ工程が、方法の一部であることである。このような工程は方法を複雑化する。
ＵＳ−Ａ−３１５０７１６には、合成ガス含有噴射流体を用いた地下帯域からの炭化水素流の製造方法が記載されている。この噴射流体は、メタン及び水蒸気の合成ガス混合物への接触転化、即ち、水蒸気改質により得られる。
ＵＳ−Ａ−４４３４８５２には、噴射流体の製造法が記載されている。噴射流体は、ボイラー又は内燃機関で得られる煙道ガスである。
Ｃｈｅｎｇｌｉｎ Ｚｈｕ等の論文，“中国Ｌｉａｏｈｅ油田でのＥＯＲ利用、ボイラー煙道ガスの油井へのポンプ送りテスト”，炭素封鎖（sequestration）に関する第一回国際会議，２００１年５月１５〜１７日，米国ワシントン州では、燃焼ボイラーで得られる煙道ガスを噴射流体として使用することが記載されている。
ＵＳ−Ａ−３１５０７１６には、合成ガス含有噴射流体を用いた地下帯域からの炭化水素流の製造方法が記載されている。この噴射流体は、メタン及び水蒸気の合成ガス混合物への接触転化、即ち、水蒸気改質により得られる。
ＵＳ−Ａ−４４３４８５２には、噴射流体の製造法が記載されている。噴射流体は、ボイラー又は内燃機関で得られる煙道ガスである。
Ｃｈｅｎｇｌｉｎ Ｚｈｕ等の論文，“中国Ｌｉａｏｈｅ油田でのＥＯＲ利用、ボイラー煙道ガスの油井へのポンプ送りテスト”，炭素封鎖（sequestration）に関する第一回国際会議，２００１年５月１５〜１７日，米国ワシントン州では、燃焼ボイラーで得られる煙道ガスを噴射流体として使用することが記載されている。
煙道ガスを用いる欠点は、直接得られる煙道ガス中の酸素含有量が約３．５容量％で、この量は煙道ガスを噴射流体として直接使用するには多すぎることである。酸素含有量を低下させるには、特別な方法を取らなければならない。
以上の問題は、莫大な量の噴射流体を必要とする場合、なおさら関係する。
ＣＡ−Ａ−２１４７０７９
ＣＡ−Ａ−２２６１５１７
ＣＡ−Ａ−２１６３６８４
ＵＳ−Ａ−４１６１０４７
ＵＳ−Ａ−４５１２４００
ＥＰ−Ａ−１００４７４６
ＵＳ−Ａ−４８３６８３１
ＥＰ−Ａ−２５７７１９
ＥＰ−Ａ−７７４１０３
ＵＳ−Ａ−３１５０７１６
ＵＳ−Ａ−４４３４８５２
Ｏｉｌ ＆ Ｇａｓ Ｊｏｕｒｎａｌ，２００１年３月１２日発行の"Ｃａｎｔａｒｅｌｌ圧力維持のために配置した世界最大のＮ２発生プラント"，Ｊ．Ｃ．Ｋｕｏ，Ｄｏｕｇ Ｅｌｌｉｏｔ，Ｊａｖｉｅｒ Ｌｕｎａ−Ｍｅｌｏ，Ｊｏｓｅ Ｂ．Ｄｅ Ｌｅｏｎ Ｐｅｒｅｚ
Ｃｈｅｎｇｌｉｎ Ｚｈｕ等の論文，"中国Ｌｉａｏｈｅ油田でのＥＯＲ利用、ボイラー煙道ガスの油井へのポンプ送りテスト"，炭素封鎖（sequestration）に関する第一回国際会議，２００１年５月１５〜１７日，米国ワシントン州
以上の問題は、莫大な量の噴射流体を必要とする場合、なおさら関係する。
本発明の目的は、少なくとも以上の問題の１つを最小化することである。
別の目的は、油田又はガス田のような地下帯域内への噴射用噴射流体の代りの製造方法を提供することである。
別の目的は、油田又はガス田のような地下帯域内への噴射用噴射流体の代りの製造方法を提供することである。
前記目的の１つ以上又はその他の目的は、地下帯域内に噴射流体が噴射される該地下帯域から炭化水素含有流を製造する方法を提供することにより達成できる。この方法は、
（ａ）合成ガス含有噴射流体を供給する工程、
（ｂ）地下帯域内に所望の圧力を得るため、該帯域に噴射流体を噴射する工程、
（ｃ）地下帯域から炭化水素含有流を得る工程、
を少なくとも含む。
（ａ）合成ガス含有噴射流体を供給する工程、
（ｂ）地下帯域内に所望の圧力を得るため、該帯域に噴射流体を噴射する工程、
（ｃ）地下帯域から炭化水素含有流を得る工程、
を少なくとも含む。
本発明によれば、地下帯域から炭化水素含有流を製造するのは、特に大量の噴射流体を所望する場合、経済的な方法で達成できることが意外にも見出された。
本発明の別の利点は、合成ガスが存在する結果、噴射流体が酸素（Ｏ２）を実質的に含有しないことである。
本発明の別の利点は、合成ガスが存在する結果、噴射流体が酸素（Ｏ２）を実質的に含有しないことである。
地下帯域から製造すべき炭化水素流は、種々の成分を含有してよいが、通常は天然ガス、ガス濃縮物、原油とも言われる油、又はそれらの混合物を含有する。
地下帯域は、収得すべき炭化水素を含有するいかなる地下帯域であってもよい。地下帯域の例は、例えば油田、ガス田等である。言うまでもなく、地下帯域は水面下等にあってもよい。
地下帯域は、収得すべき炭化水素を含有するいかなる地下帯域であってもよい。地下帯域の例は、例えば油田、ガス田等である。言うまでもなく、地下帯域は水面下等にあってもよい。
噴射流体は、各種方法、例えば合成ガス（一酸化炭素（ＣＯ）及び水素（Ｈ２））を含むならば、接触又は非接触部分酸化、又はその他の方法で製造することができる。
噴射流体の噴射及び地下帯域から炭化水素流を随伴製造することは、それ自体、知られ、例えば本明細書の冒頭で紹介した前記文献に記載されている。地下帯域で得られる所望の圧力は環境に依存し、当業者ならば容易に決定できる。通常は、地下帯域の現存圧力を維持することが望ましく、したがって、用語“所望の圧力を得ること”は、地下帯域で特定圧力を維持することを包含する。
噴射流体は、合成ガス（即ち、Ｃ０＋Ｈ２）を、乾燥ガス基準で０．１〜２０モル％、好ましくは＞３モル％乃至＜１０モル％、更に好ましくは約５モル％含有することが好ましい。
更に噴射流体は、乾燥ガス基準で、
・合成ガスを０．１〜２０モル％、好ましくは＞３モル％乃至＜１０モル％、更に好ましくは約５モル％；
・ＣＯ２を５〜２０モル％、好ましくは１０〜２０モル％、更に好ましくは１２〜１５モル％；
・Ｎ２を７０〜９０モル％、好ましくは８０〜９０モル％；
含有することが好ましい。
更に噴射流体は、乾燥ガス基準で、
・合成ガスを０．１〜２０モル％、好ましくは＞３モル％乃至＜１０モル％、更に好ましくは約５モル％；
・ＣＯ２を５〜２０モル％、好ましくは１０〜２０モル％、更に好ましくは１２〜１５モル％；
・Ｎ２を７０〜９０モル％、好ましくは８０〜９０モル％；
含有することが好ましい。
工程（ａ）に供給される噴射流体は、Ｏ２を実質的に含有せず、好ましくは１０ｐｐｍｖ未満含有するのが有利である。
更に噴射時の噴射流体は、５０〜５００バール、好ましくは＞７０バール乃至＜４００バール、更に好ましくは＞８０バール乃至＜３００バールの範囲の圧力を有すると共に、０〜３００℃、好ましくは＞２０℃乃至＜１００℃の範囲の温度を有することが好ましい。
更に噴射時の噴射流体は、５０〜５００バール、好ましくは＞７０バール乃至＜４００バール、更に好ましくは＞８０バール乃至＜３００バールの範囲の圧力を有すると共に、０〜３００℃、好ましくは＞２０℃乃至＜１００℃の範囲の温度を有することが好ましい。
噴射流体は、炭化水素流から作ることが好ましい。このような炭化水素流は、地下帯域から製造される炭化水素流から単離できる。或いは、この炭化水素流は、他の供給源から誘導できる。混同を避けるため、このような炭化水素流は、更に炭素質合成ガス供給源と言う。合成ガスは、一般に１つ以上の転化方法を用いて、１種以上の炭素質合成ガス供給源から作ってよい。好適な炭素質合成ガス供給源の例は、天然ガス、ＬＰＧ、石炭、褐炭、ピート、木材、コークス、煤、バイオマス、油、濃縮物又はその他、ガス状、液体又は固体のいずれかの燃料、又はそれらの混合物である。好ましい炭素質合成ガス供給源は、地下帯域から製造される炭化水素含有流の一部である。これら供給源の例は、天然ガス炭化水素を製造する際の天然ガス、更に特に原油炭化水素を製造する際の随伴ガスである。ガス状原料、特にメタンを含むガス状原料の場合、好ましい転化法は、水蒸気改質、好適には自熱水蒸気改質（ＡＴＲ）、接触部分酸化、好ましくは部分酸化法、更に好ましくは非接触部分酸化法である。例えば石炭、ピート、木材、石油コークス、煤、バイオマス、油、脱アスファルト油、分解真空残留物及びガス濃縮物のような非ガス状炭素質供給源は、部分酸化法により合成ガスに転化される。
炭素質合成ガス供給源の使用量に対し窒素及び二酸化炭素の容量百分率を高めるため、部分酸化は、１つ以上の部分酸化工程で行なってよい。
他の態様では、本発明は
（ａ１）合成ガス含有流を供給する工程、及び
（ａ２）工程（ａ１）に供給された合成ガス含有流を部分酸化し、これにより合成ガス含有噴射流体を得る工程、
を少なくとも含む噴射流体の製造方法を提供する。
他の態様では、本発明は
（ａ１）合成ガス含有流を供給する工程、及び
（ａ２）工程（ａ１）に供給された合成ガス含有流を部分酸化し、これにより合成ガス含有噴射流体を得る工程、
を少なくとも含む噴射流体の製造方法を提供する。
合成ガス流を部分酸化すると、莫大な量の好適な噴射流体が比較的経済的な方法で得られることが意外にも見出された。
他の利点は、工程（ａ２）で得られた流れが、直接、噴射するか、或いは油田又は別の地下帯域で更に圧縮後、噴射するのに好適な圧力を有するように、比較的高圧で得られることである。その結果、油田に噴射を行なう前に、圧縮のためのコストは低下させなければならない。幾つかの場合、引続く圧縮工程は、なしで済ますことさえ可能である。
他の利点は、工程（ａ２）で得られた流れが、直接、噴射するか、或いは油田又は別の地下帯域で更に圧縮後、噴射するのに好適な圧力を有するように、比較的高圧で得られることである。その結果、油田に噴射を行なう前に、圧縮のためのコストは低下させなければならない。幾つかの場合、引続く圧縮工程は、なしで済ますことさえ可能である。
工程（ａ１）に供給される合成ガス含有流は、部分酸化流であってよいが、他のいずれかの好適な方法で得ることも可能である。いずれにしても、工程（ａ１）に供給される“合成ガス含有流”は、工程（ａ２）で得られる“噴射流体”（合成ガスを、乾燥ガス基準で好ましくは０．１〜２０モル％含有）よりも多量（乾燥ガス基準で好ましくは＞２５モル％）の合成ガスを含有する。所望ならば、３つ以上の部分酸化工程を行なってよい。
一例として、工程（ａ１）に供給される合成ガス含有流は、前述のような炭素質合成ガス供給源から得られる。
一例として、工程（ａ１）に供給される合成ガス含有流は、前述のような炭素質合成ガス供給源から得られる。
工程（ａ１）に供給される合成ガス含有流は、部分燃焼、即ち、炭化水素流、好ましくは油、ガス及び石炭よりなる群から選ばれた炭化水素流の部分酸化により得ることが好ましい。後者は、油田で随伴ガスの状態で得られることが多い。油田では、油を製造するため、噴射流体が噴射される。合成ガスの製造方法は、慣例法で周知なので、ここでは更に説明しない。工程（ａ１）の原料として天然ガス又は随伴ガスを使用する利点は、これら原料が内層面リザーバーから高圧で得られることである。これにより、高圧で行なわれる部分酸化の原料として少しの圧縮又は圧縮なしで使用できる。
工程（ａ１）に供給される合成ガス含有流は、合成ガスを、乾燥ガス基準で＞２５モル％、好ましくは３０〜５０モル％、更に好ましくは３０〜４０モル％含有することが好ましい。
更に、工程（ａ１）に供給される合成ガス含有流は、２０〜２００バール、好ましくは＞４０バール乃至＜１００バールの範囲の圧力及び１００〜４００℃、好ましくは＞２００℃乃至＜３５０℃の範囲の温度を有することが好ましい。
更に、工程（ａ１）に供給される合成ガス含有流は、２０〜２００バール、好ましくは＞４０バール乃至＜１００バールの範囲の圧力及び１００〜４００℃、好ましくは＞２００℃乃至＜３５０℃の範囲の温度を有することが好ましい。
また工程（ａ１）に供給される合成ガス含有流は、炭化水素流の部分酸化により得ることが好ましい。両工程（ａ１）及び（ａ２）での部分酸化は、非接触部分酸化、即ち、部分燃焼により得ることが好ましい。噴射流体を得るための２つ以上の部分酸化工程の利点は、（１つの部分酸化工程に比べて）プロセスの温度が一層良好に制御できることである。
所望ならば、工程（ａ１）で得られる合成ガス含有流は、工程（ａ２）での部分酸化前に冷却してよい。工程（ａ１）で非接触部分酸化を用いた場合は、Ｏ２を含まないいかなる流れも使用できる。工程（ａ２）では、窒素を好ましくは７０％以上含有する、空気又は高酸素濃度の空気を使用することが好ましい。
更に好ましい実施態様では工程（ａ２）は、工程（ａ１）で得られた合成ガス含有流の一部を工程（ａ１）に戻し再循環することにより行なわれる。再循環用合成ガスの温度は、再循環する前に、低下させることが好ましい。工程（ａ１）には好ましくは１〜２０モル％が再循環される。ここで再循環は、このプロセスで製造された全噴射流体に対する再循環流のモル分率の１００％倍として計算される。
工程（ａ２）、又は工程（ａ１）及び（ａ２）の組合わせで再循環の実施態様の場合に得られる噴射流体は、２０〜２００バール、好ましくは＞５０バール乃至＜８０バールの範囲の圧力を有し、かつ０〜３００℃、好ましくは＞２０℃乃至＜１００℃の範囲の温度に冷却することが好ましい。所望ならば、噴射流体は、噴射前に５０〜５００バールの範囲の圧力に圧縮してよい。
更に、工程（ａ２）で得られる噴射流体は、０２を実質的に含有しないか、好ましくは１０ｐｐｍｖ未満含有することが好ましい。
更に、工程（ａ２）で得られる噴射流体は、０２を実質的に含有しないか、好ましくは１０ｐｐｍｖ未満含有することが好ましい。
更に、工程（ａ２）で得られる噴射流体は、合成ガスを、乾燥ガス基準で０．１〜２０モル％、好ましくは＞３モル％乃至＜１０モル％、更に好ましくは約５モル％含有することが好ましく、なお更に、工程（ａ２）で得られる噴射流体は、乾燥ガス基準で、
・合成ガスを０．１〜２０モル％、好ましくは＞３モル％乃至＜１０モル％、更に好ましくは約５モル％；
・ＣＯ２を５〜２０モル％、好ましくは１０〜２０モル％、更に好ましくは１２〜１５モル％；
・Ｎ２を７０〜９０モル％、好ましくは８０〜９０モル％；
含有することが好ましい。
・合成ガスを０．１〜２０モル％、好ましくは＞３モル％乃至＜１０モル％、更に好ましくは約５モル％；
・ＣＯ２を５〜２０モル％、好ましくは１０〜２０モル％、更に好ましくは１２〜１５モル％；
・Ｎ２を７０〜９０モル％、好ましくは８０〜９０モル％；
含有することが好ましい。
所望ならば、工程（ａ２）で得られる噴射流体は、油田又はその他の地下帯域中に、合成ガスの存在量を実質的に変化させることなく、噴射する前に、更に処理してよい。一例として、工程（ａ２）で得られる噴射流体は、冷却してもよいし、存在するＨ２Ｏをなくしてもよいし、また圧縮してもよい。
更に他の態様では、本発明は、本発明方法で得られる噴射流体を提供する。この噴射流体は、乾燥ガス基準で
・合成ガスを０．１〜２０モル％、好ましくは＞３モル％乃至＜１０モル％、更に好ましくは約５モル％；
・ＣＯ２を５〜２０モル％、好ましくは１０〜２０モル％、更に好ましくは１２〜１５モル％；
・Ｎ２を７０〜９０モル％、好ましくは８０〜９０モル％；
含有することが好ましい。
噴射流体は、Ｏ２を実質的に含有せず、好ましくは１０ｐｐｍｖ未満含有することが好ましい。
・合成ガスを０．１〜２０モル％、好ましくは＞３モル％乃至＜１０モル％、更に好ましくは約５モル％；
・ＣＯ２を５〜２０モル％、好ましくは１０〜２０モル％、更に好ましくは１２〜１５モル％；
・Ｎ２を７０〜９０モル％、好ましくは８０〜９０モル％；
含有することが好ましい。
噴射流体は、Ｏ２を実質的に含有せず、好ましくは１０ｐｐｍｖ未満含有することが好ましい。
別の態様では、本発明は
・酸素含有流用入口、炭化水素流用入口、及び第一ガス化反応器の下流に第一ガス化反応器で製造された合成ガス含有流用出口を有する第一ガス化反応器、
・第二酸素含有流用入口、第一ガス化反応器の出口に接続した入口、及び第二ガス化反応器の下流に第二ガス化反応器で製造された噴射流体用出口を有する第二ガス化反応器、
を少なくとも備えた、地下帯域への噴射用噴射流体の製造システムを提供する。
・酸素含有流用入口、炭化水素流用入口、及び第一ガス化反応器の下流に第一ガス化反応器で製造された合成ガス含有流用出口を有する第一ガス化反応器、
・第二酸素含有流用入口、第一ガス化反応器の出口に接続した入口、及び第二ガス化反応器の下流に第二ガス化反応器で製造された噴射流体用出口を有する第二ガス化反応器、
を少なくとも備えた、地下帯域への噴射用噴射流体の製造システムを提供する。
このシステムは、更に
・第一ガス化反応器で製造された合成ガス含有流を冷却するための第一冷却器、及び
・第二ガス化反応器で製造された噴射流体を冷却するための第二冷却器、
を備えることが好ましい。
・第一ガス化反応器で製造された合成ガス含有流を冷却するための第一冷却器、及び
・第二ガス化反応器で製造された噴射流体を冷却するための第二冷却器、
を備えることが好ましい。
第一及び第二のガス化反応器は、いかなる好適なガス化反応器であってもよい。ガス化反応器自体は既知なので、ここでは更に説明しない。所望ならば、２つ以上の第一及び第二のガス化反応器を使用し、これにより３つ以上のガス化反応器を備えたシステムを得てもよい。好ましくは、第二ガス化反応器は、ガスの部分酸化が行なえるガス化反応器である。好適なガス化反応器及び冷却器の例は、ＵＳ−Ａ−４８３６８３１、ＥＰ−Ａ−２５７７１９、ＥＰ−Ａ−７７４１０３に記載されている。
第一及び第二の酸素含有流は、いかなる好適な供給源からのものでもよい。第一ガス化反応器では、ほぼ純粋な酸素（＞９５モル％）又は（任意に高酸素濃度の）空気等、また第一ガス化反応器では、（任意に高酸素濃度の）空気を使用することが好ましい。
別の態様では、本発明は
・酸素含有流用入口、炭化水素流用入口、及び第一ガス化反応器の下流に該ガス化反応器で製造された合成ガス含有流用出口を有するガス化反応器、
・第一ガス化反応器で製造された合成ガス含有流を冷却するための冷却器、及び
・冷却された合成ガスを２つの流れに分割するための分割器、一方の合成ガス流をガス化反応器に再循環するための導管、及び噴射流体を排出するための導管、
を少なくとも備えた、地下帯域への噴射用噴射流体の製造システムを提供する。
・酸素含有流用入口、炭化水素流用入口、及び第一ガス化反応器の下流に該ガス化反応器で製造された合成ガス含有流用出口を有するガス化反応器、
・第一ガス化反応器で製造された合成ガス含有流を冷却するための冷却器、及び
・冷却された合成ガスを２つの流れに分割するための分割器、一方の合成ガス流をガス化反応器に再循環するための導管、及び噴射流体を排出するための導管、
を少なくとも備えた、地下帯域への噴射用噴射流体の製造システムを提供する。
ガス化反応器は、いかなる好適なガス化反応器であってもよい。ガス化反応器自体は既知なので、ここでは更に説明しない。所望ならば、２つ以上のガス化反応器を並列で使用し、これにより３つ以上のガス化反応器を備えたシステムを得てもよい。好ましくはガス化反応器は、ガスの部分酸化が行なえるガス化反応器である。
本発明を、添付の非限定的図面を参照して、例示により更に詳細に説明する。
図１は、本発明による地下帯域から炭化水素流を製造する方法の概略図である。
図２は、２つのガス化反応器を直列流で用いて、本発明による噴射流体の製造方法を実施するための概略工程図である。
図１は、本発明による地下帯域から炭化水素流を製造する方法の概略図である。
図２は、２つのガス化反応器を直列流で用いて、本発明による噴射流体の製造方法を実施するための概略工程図である。
図３は、再循環を適用して、本発明による噴射流体の製造方法を実施するための概略工程図である。
この説明目的のため、単一の符号をライン及び該ラインで運ばれる流れに割り当てた。同一の符号は同様な構成要素を言う。
図１は、噴射流体５０が油田１００内又は近くに噴射される地下油田１００（地面１５０の下）から油１１０を製造する方法を概略的に示す。
この説明目的のため、単一の符号をライン及び該ラインで運ばれる流れに割り当てた。同一の符号は同様な構成要素を言う。
図１は、噴射流体５０が油田１００内又は近くに噴射される地下油田１００（地面１５０の下）から油１１０を製造する方法を概略的に示す。
噴射流体５０は、合成ガス（ＣＯ＋Ｈ２）を乾燥ガス基準で好ましくは０．１〜２０モル％含有する。噴射流体は種々の方法で得られる。好ましくは噴射流体５０は、例えば１つ以上のガス化反応器を備えたシステム１内で部分酸化により得られる。噴射流体５０は、噴射器１２０を用いて地下油田１００内に噴射され、これにより油田１００からの油の生産量を高めるための所望の圧力を得るか、或いは維持する。通常、噴射流体５０は、油田１００内に噴射する前に、圧縮される（圧縮噴射流体は、流れ５１として示す）。油田１００からは油流１１０が得られ、更に処理するためポンプユニット１３０で取出される。２つ以上の油流１１０を得てもよく、また天然ガスのような他の炭化水素流を製造してもよい。
図２を参照すると、図２は、油田（図２では図示せず。図１参照）に噴射すべき合成ガス含有噴射流体の製造システム１を概略的に示す。
システム１は、第一ガス化反応器２及び第二ガス化反応器３を備える。
システム１は、第一ガス化反応器２及び第二ガス化反応器３を備える。
図２に示す実施態様では、第一ガス化反応器２は油ガス化反応器であり、第二ガス化反応器３は気体ガス化反応器である。当業者ならば、第一ガス化反応器２は石炭ガス化反応器又はその他の炭化水素含有流に好適なガス化反応器であってもよいことを容易に理解する。
図２のシステム１において、油含有流１０及び酸素含有流２０がそれぞれ入口４、５から油ガス化反応器２に供給される。
油含有流１０は、常法に従ってガス化反応器２内での燃焼により部分酸化され、こうして合成ガス含有流３０（出口６経由で取出される）及びスラグ６０（出口１３経由で取出される）が得られる。この目的のため、ガス化反応器２には、通常、１つ以上のバーナーが存在する。
油含有流１０は、常法に従ってガス化反応器２内での燃焼により部分酸化され、こうして合成ガス含有流３０（出口６経由で取出される）及びスラグ６０（出口１３経由で取出される）が得られる。この目的のため、ガス化反応器２には、通常、１つ以上のバーナーが存在する。
油ガス化反応器２で製造された合成ガス含有流３０は、通常、合成ガスを＞２５モル％含有すると共に、２０〜２００バールの範囲の圧力、２０〜２００バールの範囲の圧力及び１０００〜１５００℃の温度を有する。流れ３０は、冷却器１５で通常、１００〜４００℃の範囲の温度に冷却され、この熱は例えば水蒸気発生に使用される。
次いで合成ガス含有流３０は、入口７から、気体ガス化反応器である第二ガス化反応器３に供給される。所望ならば、合成ガス含有流３０は、例えば存在する硫黄化合物を除去するため、第二ガス化反応器３に入れる前に、処理してよい。
次いで合成ガス含有流３０は、入口７から、気体ガス化反応器である第二ガス化反応器３に供給される。所望ならば、合成ガス含有流３０は、例えば存在する硫黄化合物を除去するため、第二ガス化反応器３に入れる前に、処理してよい。
第二ガス化反応器３では合成ガス含有流３０は、好ましくはまた燃焼により、少量の合成ガス（即ち、ＣＯ＋Ｈ２）が残存するまで、部分酸化される。第二ガス化反応器３での部分酸化に燃焼を利用する場合、空気又は高酸素濃度の空気が使用され、流れ（酸素含有流）４０により入口８に供給される。
噴射流体５０が得られる（これは出口９経由で取出される）。第二ガス化反応器３で得られた噴射流体５０は、合成ガスを乾燥ガス基準で０．１〜２０モル％含有する。
噴射流体５０が得られる（これは出口９経由で取出される）。第二ガス化反応器３で得られた噴射流体５０は、合成ガスを乾燥ガス基準で０．１〜２０モル％含有する。
図２の実施態様では合成ガス含有流３０は、第一ガス化反応器２（又は“工程（ａ）”）で供給される“部分酸化流”であるが、その他のいかなる好適な方法でも得られる。いずれにしても、第一ガス化反応器２（又は“工程（ａ）”）に供給される“合成ガス含有流”は、第二ガス化反応器３（又は工程（ａ２）、好ましくは０．１〜２０モル％のＣＯ＋Ｈ２）で得られる“噴射流体”よりも多量の合成ガス（即ち、好ましくは＞２５モル％のＣＯ＋Ｈ２）を含有する。
第二ガス化反応器３で得られる噴射流体５０は、通常、２０〜２００バール、好ましくは５０〜８０バールの圧力、０〜３００℃の範囲の温度（第二冷却器２５で冷却後）を有すると共に、Ｏ２を実質的に含有しないか、又は１０ｐｐｍｖ未満含有する。
噴射流体５０は、油田への噴射に好適な比較的高い圧力（約７０バール）を有する可能性がある（通常は有する）ので、得られる流れは、少しの圧縮を加えるだけでよく（例えば圧縮機１２で圧縮噴射流体流５１を得る）、そのまま噴射流体として使用できる。流れ５１の圧力は、通常、５０〜５００バールの範囲である。幾つかの場合、追加の圧縮は、なしで済ますことさえ可能である。所望ならば、残存する遊離のＯ２は、例えば好適な触媒を用いた接触酸化により更に除去できる。
当業者ならば、本発明は特許請求の範囲に定義した範囲から逸脱しない限り、各種方法で変形できることは容易に理解する。例えば噴射流体５０は、更に処理（例えば冷却、Ｈ２Ｏ除去等）してから、油田、その他の地下帯域への噴射流体として使用できる。或いは噴射流体５０は、後で使用するため、保存してよい。
図３は、本発明の他の好ましい実施態様を示す。ガス化反応器２０１では、メタン含有ガス２０２が空気２０３で部分酸化され、合成ガス含有流２０４が得られる。この流れは、第一工程で蒸発水２０６により冷却され、ボイラー２０５中に高圧水蒸気２０７を調製する。冷却された合成ガス含有流は更にエア冷却器２０８により更に空気で冷却される。ドラム２０９中で水２１２が分離される。合成ガス含有流の一部２１０は、ガス化反応器２０１に再循環される。残りの正味合成ガス含有流又は噴射流体２１１は、好ましくは更にいわゆるＴＥＧ脱水ユニット（図示せず）で脱水された後、圧縮機２１３で圧縮され、表面下２１８に存在する炭化水素リザーバー２１９への注入に適した加圧噴射流体２１４が得られる。内層面リザーバー２１９は、該リザーバー中で得られる高圧により炭化水素流２１５を生成する。この炭化水素流２１５が、ガス凝縮物流と任意に組合わせた天然ガス流の場合、分離ユニット２１６はこの計画の一部であってよい。このユニット２１６は、製造ガス２１５から、液体凝縮物、ＬＰＧフラクション及び任意にエタンフラクション（全て２１５で示す）を分離する。本発明法では、メタン含有ガス流２０２は、ガス２１５又は高濃度メタン含有ガス２１７であってよく、これからガス濃縮物、ＬＰＧフラクション及び／又はエタンフラクションが単離される。これらが流れ２０２中に存在するかどうかは、これら生成物の地域の価値に依存する。
再循環流２１０と正味製造流２１１との再循環比を調節すれば、噴射流体中の窒素及び二酸化炭素の所望含有量が達成できる。例えばガス２０２又はガス２１５中の窒素含有量は、噴射流体２１４の使用により最終的に増大する。その結果、流れ２１１中で同じ窒素含有量に達成するための循環が最終的に減少する。
本発明を、モデル計算に基づく以下の実験により説明する。図３を参照する。本例ではメタン含有ガス２０２は空気２０３で部分酸化する。最重要流の品質及び量は、下記表において水を含まない基準で示す。この表から、本発明を用いて１０ｋｇ／ｓ流の稀薄ガスで噴射流体が２１０ｋｇ／ｓ調製できることが判る。再循環百分率は２０／２１０＊１００％＝９．５％である。
１ 合成ガス含有噴射流体の製造システム
２ 第一ガス化反応器又は油ガス化反応器
３ 第二ガス化反応器又は気体ガス化反応器
４ 炭化水素流の入口
５ 酸素含有流の入口
６ 合成ガス含有流の出口
７ 合成ガス含有流の入口
８ 酸素含有流の入口
９ 噴射流体出口
１０ 炭化水素流又は油含有流
１２ 圧縮機
１３ スラグ出口
１５ 冷却器
２０ 酸素含有流
２５ 冷却器
３０ 合成ガス含有流
４０ 酸素含有流
５０ 噴射流体
６０ スラグ
５０ 合成ガス含有噴射流体
５１ 圧縮噴射流体流
１００ 地下帯域又は油田
１１０ 炭化水素含有流又は油流
１２０ 噴射器
１３０ ポンプユニット
１５０ 地面
２０１ ガス化反応器
２０２ メタン含有ガス
２０３ 空気
２０４ 合成ガス含有流
２０５ ボイラー
２０６ 蒸発水
２０７ 高圧水蒸気
２０８ エア冷却器
２０９ ドラム
２１０ 合成ガス含有流の一部又は再循環流
２１１ 正味合成ガス含有流、噴射流体又は正味製造流
２１２ 水
２１３ 圧縮機
２１４ 加圧噴射流体
２１５ 炭化水素流
２１６ 分離ユニット
２１７ 高濃度メタン含有ガス
２１８ 表面下
２１９ 炭化水素（又は内層面）リザーバー
２ 第一ガス化反応器又は油ガス化反応器
３ 第二ガス化反応器又は気体ガス化反応器
４ 炭化水素流の入口
５ 酸素含有流の入口
６ 合成ガス含有流の出口
７ 合成ガス含有流の入口
８ 酸素含有流の入口
９ 噴射流体出口
１０ 炭化水素流又は油含有流
１２ 圧縮機
１３ スラグ出口
１５ 冷却器
２０ 酸素含有流
２５ 冷却器
３０ 合成ガス含有流
４０ 酸素含有流
５０ 噴射流体
６０ スラグ
５０ 合成ガス含有噴射流体
５１ 圧縮噴射流体流
１００ 地下帯域又は油田
１１０ 炭化水素含有流又は油流
１２０ 噴射器
１３０ ポンプユニット
１５０ 地面
２０１ ガス化反応器
２０２ メタン含有ガス
２０３ 空気
２０４ 合成ガス含有流
２０５ ボイラー
２０６ 蒸発水
２０７ 高圧水蒸気
２０８ エア冷却器
２０９ ドラム
２１０ 合成ガス含有流の一部又は再循環流
２１１ 正味合成ガス含有流、噴射流体又は正味製造流
２１２ 水
２１３ 圧縮機
２１４ 加圧噴射流体
２１５ 炭化水素流
２１６ 分離ユニット
２１７ 高濃度メタン含有ガス
２１８ 表面下
２１９ 炭化水素（又は内層面）リザーバー
Claims (14)
- （ａ）炭素質合成ガス供給源を空気で部分酸化して、乾燥ガス基準で合成ガスを０．１〜２０モル％、ＣＯ２を５〜２０モル％及びＮ２を７０〜９０モル％（但し、合成ガス、ＣＯ ２ 、及びＮ ２ の合計量は１００ｍｏｌ％である）含有する合成ガス含有噴射流体を調達する工程、
（ｂ）地下帯域内に所望の圧力を得るため、該帯域に該合成ガス含有噴射流体を噴射する工程、
（ｃ）地下帯域から炭化水素含有流を得る工程、
を少なくとも含む、地下帯域内に合成ガス含有噴射流体を噴射して該地下帯域から炭化水素含有流を製造する方法。 - 工程（ａ）で調達された噴射流体が０２を実質的に含有しない請求項１に記載の方法。
- 噴射流体が、５０〜５００バールの範囲の圧力を有する請求項１又は２に記載の方法。
- 噴射流体が０〜３００℃の範囲の温度を有する請求項１〜３のいずれか１項に記載の方法。
- 炭素質合成ガス供給源が、地下帯域から得られる炭化水素含有流の一部である請求項１〜４のいずれか１項に記載の方法。
- 炭素質合成ガス供給源は、炭化水素含有流が天然ガスの場合、天然ガスであり、炭化水素含有流が原油炭化水素の場合、随伴ガスである請求項５に記載の方法。
- 噴射流体が、
（ａ１）合成ガス含有流を調達する工程、及び
（ａ２）工程（ａ１）で調達された合成ガス含有流を、Ｎ２を７０％以上含む、空気又は高酸素濃度の空気で部分酸化し、これにより合成ガス含有噴射流体を得る工程、
を少なくとも含む方法で製造される請求項１〜６のいずれか１項に記載の方法。 - 工程（ａ２）が、工程（ａ１）で得られた合成ガス含有流の一部を工程（ａ１）に再循環することにより行なわれる請求項７に記載の方法。
- 再循環合成ガスは、再循環される前に、１００〜４００℃の範囲の温度に低下されている請求項８に記載の方法。
- 工程（ａ１）に再循環される合成ガスと、該工程（ａ１）で製造される合成ガスの正味量とのモル比が、１：２〜２：１である請求項８又は９に記載の方法。
- 工程（ａ１）で調達された合成ガス含有流が、合成ガスを、乾燥ガス基準で２５モル％超含有する請求項７に記載の方法。
- 工程（ａ１）で調達された合成ガス含有流が、１００〜４００℃の範囲の温度を有する請求項７〜１１のいずれか１項に記載の方法。
- 工程（ａ１）で調達された合成ガス含有流が、炭化水素流（１０）の部分酸化により得られる請求項７〜１１のいずれか１項に記載の方法。
- 工程（ａ１）で調達された合成ガス含有流が、天然ガス又は随伴ガスの部分酸化により得られる請求項１３に記載の方法。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP05108727.8 | 2005-09-21 | ||
| EP05108727 | 2005-09-21 | ||
| PCT/EP2006/066473 WO2007039443A1 (en) | 2005-09-21 | 2006-09-19 | Method of producing a hydrocarbon stream from a subterranean zone |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2009508977A JP2009508977A (ja) | 2009-03-05 |
| JP5468260B2 true JP5468260B2 (ja) | 2014-04-09 |
Family
ID=35567060
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2008530547A Expired - Fee Related JP5468260B2 (ja) | 2005-09-21 | 2006-09-19 | 地下帯域から炭化水素流を製造する方法 |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1926885A1 (ja) |
| JP (1) | JP5468260B2 (ja) |
| CN (1) | CN101268250B (ja) |
| CA (1) | CA2620734C (ja) |
| RU (1) | RU2412340C2 (ja) |
| WO (1) | WO2007039443A1 (ja) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008043833A2 (en) * | 2006-10-13 | 2008-04-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process to prepare a gaseous mixture |
| 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 |
| CN110972485B (zh) * | 2017-03-23 | 2022-08-12 | 北京捷茂迪华能源技术有限公司 | 注高温空气增产煤层气的方法 |
| RU2746004C2 (ru) * | 2019-08-19 | 2021-04-05 | Алексей Леонидович Западинский | Способ добычи углеводородов |
| RU2746005C2 (ru) * | 2019-08-19 | 2021-04-05 | Алексей Леонидович Западинский | Комплекс для добычи углеводородов |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3150716A (en) * | 1959-10-01 | 1964-09-29 | Chemical Construction Corp | Pressurizing oil fields |
| US4434852A (en) * | 1981-08-31 | 1984-03-06 | Texaco Inc. | Method of enhanced oil recovery employing nitrogen injection |
| ZA842807B (en) * | 1983-05-31 | 1984-11-28 | Westinghouse Electric Corp | Gasification process for ammonia production |
| US4886651A (en) * | 1988-05-18 | 1989-12-12 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for co-production of higher alcohols, methanol and ammonia |
| US6596780B2 (en) * | 2001-10-23 | 2003-07-22 | Texaco Inc. | Making fischer-tropsch liquids and power |
| NO20026021D0 (no) * | 2002-12-13 | 2002-12-13 | Statoil Asa I & K Ir Pat | Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning |
| US6890962B1 (en) * | 2003-11-25 | 2005-05-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Gas-to-liquid CO2 reduction by use of H2 as a fuel |
-
2006
- 2006-09-19 WO PCT/EP2006/066473 patent/WO2007039443A1/en active Application Filing
- 2006-09-19 JP JP2008530547A patent/JP5468260B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-19 CA CA2620734A patent/CA2620734C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-19 EP EP06793611A patent/EP1926885A1/en not_active Withdrawn
- 2006-09-19 CN CN200680034679.XA patent/CN101268250B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-19 RU RU2008115427/03A patent/RU2412340C2/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1926885A1 (en) | 2008-06-04 |
| CA2620734A1 (en) | 2007-04-12 |
| CN101268250B (zh) | 2013-05-29 |
| RU2412340C2 (ru) | 2011-02-20 |
| CN101268250A (zh) | 2008-09-17 |
| CA2620734C (en) | 2014-04-22 |
| WO2007039443A1 (en) | 2007-04-12 |
| JP2009508977A (ja) | 2009-03-05 |
| RU2008115427A (ru) | 2009-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1899265B1 (en) | Method for producing synthesis gas | |
| US8734545B2 (en) | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods | |
| US20100058771A1 (en) | Carbon removal from an integrated thermal recovery process | |
| MXPA05006313A (es) | Una planta y un metodo para la recuperacion aumentada de petroleo. | |
| US20120138316A1 (en) | Enhanced oil recovery systems and methods | |
| US20080306171A1 (en) | Method to Start a Process for Producing Hydrocarbons from Synthesis Gas | |
| JP5468260B2 (ja) | 地下帯域から炭化水素流を製造する方法 | |
| AU2009200851B2 (en) | Methods and systems for fischer tropsch reactor low product variation | |
| US7879297B2 (en) | Methods and systems for reactor low product variation | |
| WO2008043833A2 (en) | Process to prepare a gaseous mixture | |
| US20150126625A1 (en) | Integrated carbon capture and gas to liquids system | |
| US20110300054A1 (en) | Method of using an oxygen waste stream as an oxidizer feed gas stream | |
| EP2258814A1 (en) | Process for processing fischer-tropsch off-gas | |
| KR101587476B1 (ko) | Smr을 이용한 fpso 상의 ft gtl 장치 및 방법 | |
| KR20120078000A (ko) | 합성연료 ｆｐｓｏ | |
| KR101701271B1 (ko) | 멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치 | |
| EP2256317A1 (en) | A process for generating power | |
| US20130161011A1 (en) | Method of using an oxygen stream as an oxidizer feed gas stream | |
| KR20150001951A (ko) | 액화천연가스를 이용한 중질유 생산 방법 및 시스템 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| RD13 | Notification of appointment of power of sub attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7433 Effective date: 20090608 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20090622 |
|
| RD02 | Notification of acceptance of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422 Effective date: 20090717 |
|
| RD14 | Notification of resignation of power of sub attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7434 Effective date: 20090717 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20090914 |
|
| RD02 | Notification of acceptance of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422 Effective date: 20100802 |
|
| RD04 | Notification of resignation of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424 Effective date: 20100825 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120117 |
|
| A601 | Written request for extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601 Effective date: 20120416 |
|
| A602 | Written permission of extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602 Effective date: 20120425 |
|
| A601 | Written request for extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601 Effective date: 20120516 |
|
| A602 | Written permission of extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602 Effective date: 20120523 |
|
| A601 | Written request for extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601 Effective date: 20120615 |
|
| A602 | Written permission of extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602 Effective date: 20120625 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120713 |
|
| RD03 | Notification of appointment of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7423 Effective date: 20120821 |
|
| A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20130214 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20130614 |
|
| A911 | Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911 Effective date: 20130730 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20130927 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20131126 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20140117 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20140129 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| RD04 | Notification of resignation of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424 Effective date: 20140320 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |