MXPA05006313A

MXPA05006313A - Una planta y un metodo para la recuperacion aumentada de petroleo.

Info

Publication number: MXPA05006313A
Application number: MXPA05006313A
Authority: MX
Inventors: Age Stensen Jan
Original assignee: Statoil Asa
Priority date: 2002-12-13
Filing date: 2003-12-12
Publication date: 2005-08-26
Also published as: NO20026021D0; EA007208B1; CA2509945A1; CA2509945C; US20060272813A1; BR0317285A; AU2003288799A1; EA200500813A1; EG24539A; WO2004055323A1; US7481275B2

Abstract

Se describe un metodo para aumentar la recuperacion de petroleo a partir de un deposito de petroleo mediante la inyeccion de gas en el deposito. El metodo comprende la separacion del aire en una fraccion rica en oxigeno y una fraccion rica en nitrogeno, la reformacion del gas natural junto con el oxigeno para producir un gas de sintesis para la produccion de metanol u otros hidrocarburos oxigenados o hidrocarburos superiores. Los productos de sintesis puros y el gas de desecho proveniente de la sintesis se separa, y la fraccion rica en nitrogeno y al menos una porcion del gas de desecho se inyectan en el deposito de petroleo para aumentar la recuperacion de petroleo proveniente del deposito. Tambien se describe una planta para la realizacion del metodo.

Description

UNA PLANTA Y UN MÉTODO PARA LA RECUPERACIÓN AUMENTADA DE PETRÓLEO CAMPO DE IA INVENCIÓN La presente invención se relaciona con el uso de gas natural en el desarrollo de la industria y yacimientos petrolíferos. En particular, la invención se relaciona con un método y una planta para la producción integrada de gas de síntesis para la síntesis de hidrocarburos superiores o hidrocarburos oxigenados y gas para inyección en un depósito de petróleo.

ANTECEDENTES DE IA INVENCIÓN La inyección de diversos gases en un depósito de petróleo con el fin de intensificar la recuperación del petróleo proveniente del depósito, y estabilizarlo, se ha conocido y utilizado durante largo tiempo. Los gases tales como por ejemplo C02, N2 y gas natural reducirán la tensión superficial entre el gas y el petróleo, y de esta manera contribuirán tanto a la recuperación aumentada como a la estabilización del depósito. Durante las operaciones de recuperación mejorada de petróleo, se aplican varias técnicas que dependen de la naturaleza del yacimiento específico y pozos, su madurez, variaciones periódicas, etc. El procedimiento más común es el agotamiento secundario del petróleo utilizando inundación con agua o inyección de gases. Las alternativas adicionales, con frecuencia denominadas como agotamiento terciario, incluyen la inyección de gas después del agua, la inyección de gas y agua alternativamente (WAG, por sus siglas en inglés), y la inyección simultánea de agua y gas (SWAG, por sus siglas en inglés) . También es posible el tratamiento térmico mediante la inyección de vapor o la combustión in situ. Por gas se debe entender todas las opciones viables similares a metano, otros hidrocarburos, nitrógeno, aire, gases de combustión, bióxido de carbono o mezclas de cualquiera de estos gases. El gas natural como tal se puede inyectar en los yacimientos donde el gas no tenga un valor neto que exceda los beneficios extraordinarios de aumentar la recuperación de petróleo en el yacimiento. Un yacimiento petrolífero contiene líquidos de hidrocarburo (petróleo), gas y agua asociados. La limpieza del gas de desecho proveniente de la combustión en la planta de producción puede proporcionar C02 para la inyección en los depósitos de petróleo. Además se ha sugerido que el C02 limpio proveniente del gas de desecho que proviene de las plantas generadoras de gas se inyectará nuevamente al colocar una tubería desde una planta generadora de gas hacia la planta de producción para hidrocarburos . El N2 se puede producir junto con el O2 en la denominada unidad para separación de aire (ASü, por sus siglas en inglés) . En un yacimiento petrolífero, esta unidad para separación de aire normalmente producirá N2 con una pureza de >99.9% y aire enriquecido con oxígeno. Existe una pequeña o ninguna necesidad de este aire enriquecido con oxígeno en el yacimiento petrolífero, y la totalidad o la mayoría de este por lo tanto se libera. La separación del aire en una "corriente con oxígeno agotado" y una "corriente enriquecida con oxígeno" se describe en la US 5,388, 645 y la US 6,119,778. La corriente con oxígeno agotado se utiliza para la inyección en una "formación carbonosa de sólidos" para la recuperación mejorada de metano y al menos una porción de la corriente enriquecida con oxígeno se utiliza para la reacción con una corriente de reactivos que contienen al menos un reactivo oxidable. Los ejemplos de los procesos son operaciones para la producción de acero, producción de metales no ferrosos, procesos de oxidación química y la producción del gas de síntesis para la síntesis Fischer-Tropsch del gas superior proveniente del natural . La corriente con oxígeno agotado tiene una proporción de volumen nitrógeno a oxígeno de 9:1 a 99:1. Una proporción demasiado alta puede conducir a la formación de un gas explosivo. Un gas con oxigeno agotado, por ejemplo, nitrógeno, para la inyección en un yacimiento petrolífero para aumentar la producción de preferencia incluye menos del 0.1% de oxígeno . Ninguna otra integración entre los procesos que utilizan las corrientes con oxígeno agotado y enriquecidas con oxígeno se menciona en la US 5,388,645 o en la US 6,119,778. La US 4,344,486 se relaciona con un método para la recuperación mejorada de petróleo en donde una mezcla de bióxido de carbono y contaminantes que comprenden hidrocarburo, ácido sulfhídrico o mezclas de los mismos se recupera de una formación subterránea; la mezcla recuperada se quema con una corriente enriquecida de oxígeno para formar una corriente concentrada de bióxido de carbono en donde al menos una porción de la corriente de bióxido de carbono se inyecta en una formación subterránea para mejorar la recuperación del hidrocarburo líquido. También se describe el uso de nitrógeno proveniente de la unidad para separación de aire para inyección junto con la corriente concentrada de bióxido de carbono. También se puede utilizar gas natural como la alimentación para varios procesos, tales como por ejemplo, la producción de metanol, dimetiléter u otros hidrocarburos oxigenados, y/o combustible/propelente sintético. Esto se puede llevar a cabo de acuerdo con procesos conocidos tales como los descritos en la PCT/NO00/00404. Las plantas para la producción de metanol y otros hidrocarburos oxigenados y/o petróleo sintético con frecuencia requieren 02 producidos en una unidad para separación de aire con el fin de producir gas de síntesis ("syngas") . El gas de síntesis es una mezcla de CO, C02, H2 y vapor de agua y algún gas natural sin reaccionar. El gas de síntesis se utiliza en diversas reacciones de síntesis, tales como por ejemplo, para la producción de metanol y otros hidrocarburos oxigenados, hidrocarburos más pesados y amoniaco. El oxígeno producido en una unidad para separación de aire en esta planta típicamente es oxígeno puro al >95%, mientras que el nitrógeno será nitrógeno relativamente impuro que no es adecuado para otras aplicaciones, y por lo tanto se libera a la atmósfera. Un proceso para la preparación de hidrocarburos superiores y para mejorar la producción de petróleo crudo proveniente de una formación subterránea se describe en la CA 1,250,863. La descarga gaseosa proveniente de la planta de síntesis se oxida principalmente en CO2 y H20 antes de que se inyecte en la formación subterránea. De preferencia se evita la presencia de nitrógeno utilizando oxígeno proveniente de una unidad para separación de aire para todos los procesos que demandan oxigeno.

SUMARIO PE IA INVENCIÓN De acuerdo con la presente invención, se proporciona un método para aumentar la recuperación de petróleo proveniente de un depósito de petróleo en este método se inyecta gas en el depósito, comprendiendo los pasos de: la separación del aire en una fracción rica en oxigeno y una fracción rica en nitrógeno; proporcionar una corriente de gas natural y conducir la corriente de gas natural y al menos una porción de la fracción rica en oxigeno hacia una reformadora para la conversión a gas de síntesis que comprende principalmente ¾, CO, C02 y cantidades menores de metano no convertido, vapor de agua y nitrógeno, formación de metanol u otros hidrocarburos oxigenados o hidrocarburos superiores provenientes del gas de síntesis en una unidad de síntesis, - extracción de productos de síntesis puros y un gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis, y inyectar la fracción rica en nitrógeno y al menos una porción del gas de desecho en el depósito de petróleo para aumentar la recuperación de petróleo proveniente del depósito.

De preferencia, la totalidad o algo del gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis se envía a una unidad de recuperación de C02 que incluye un convertidor de cambio a CO en donde el CO2 se retira y se inyecta en el depósito y la corriente rica en hidrógeno restante se utiliza para otros fines. Se prefiere que la corriente de agua generada durante la producción del gas de síntesis y/o la síntesis se inyecta en el depósito. También se proporciona una planta para proporcionar gas para inyección en el fondo de pozos para soportar la presión en un depósito de petróleo para recuperar hidrocarburos y la producción de hidrocarburos oxigenados o hidrocarburos superiores provenientes del gas natural, que comprende: una unidad para separación de aire para la producción de una fracción rica en oxígeno para suministrar los procesos que requieren oxígeno, y una fracción rica en nitrógeno para inyección; - una reformadora para la conversión de una mezcla de gas natural, agua y oxígeno o aire enriquecido con oxígeno proveniente de la unidad para separación de aire en un gas de síntesis que comprende principalmente ¾, CO, C02 y pequeñas cantidades de metano además de cualquier gas inerte, tal como por ejemplo, nitrógeno; una unidad de síntesis para la conversión del gas de síntesis para la síntesis de hidrocarburos oxigenados, o para la síntesis de hidrocarburos superiores; medios para inyectar gas en el depósito; medios para transferir el nitrógeno de la unidad para separación de aire hacia los medios para inyección de gas; y medios para transferir al menos una porción de un gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis hacia los medios para inyección de gas. De preferencia, la planta comprende adicionalmente una unidad para tratamiento de gas de cola para retirar el CO mediante una reacción de cambio y la separación del hidrógeno proveniente del gas de cola restante . También se prefiere gue la planta comprenda medios para transferir el gas de cola restante proveniente de la unidad para tratamiento de gas de cola hacia los medios para inyección de gas . La unidad de síntesis de preferencia comprende una o más unidades Fischer-Tropsch de proceso directo para la síntesis de hidrocarburos superiores. Se prefiere que la planta comprenda medios para introducir la totalidad o porciones del hidrógeno separado proveniente de la unidad para tratamiento de gas de cola en el ciclo Fischer-Tropsch para ajustar la proporción de H2/CO a un nivel deseado. Al combinar una planta para la producción de nitrógeno de alta pureza con la producción de oxigeno, la coproducción de la unidad para separación de aire sólo es un 10-20% más cara que la unidad para separación de aire y sólo produce nitrógeno de alta pureza para inyección en los yacimientos petrolíferos. Esto permite ahorros significativos, tanto para la producción de los productos de síntesis tales como por ejemplo, metanol y combustible sintético, como para la inyección en un yacimiento petrolífero . Adicionalmente, diversos de estos fluidos o gases de inyección EOR se producen o se pueden producir como parte de la operación de una planta GTL. Las posibilidades son al menos: nitrógeno proveniente de la unidad ASU, según se describe en detalle en esta solicitud; gases de combustión, en particular si se utiliza el tradicional SMR (reformación de metano en vapor) en su totalidad o parcialmente; agua producida mediante el proceso Fischer-Tropsch; vapor producido mediante el proceso FT; - hidrocarburos ligeros, incluyendo metano, producidos mediante el proceso FT; CO2 producido mediante el proceso del gas de síntesis, también descrito en detalle en esta aplicación. La utilización más detallada de algunas de estas posibilidades se puede ilustrar por los siguientes ejemplos. Se debe reconocer que son múltiples formas para combinar los gases de inyección descritos, tanto mediante el mezclado con gas natural, como mediante la aplicación de una operación intermitente, también utilizando agua parte del tiempo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 muestra un diagrama esquemático de una modalidad de la presente invención; la Figura 2 muestras un diagrama esquemático de opciones alternativas para la presente invención; la Figura 3 muestras una modalidad alternativa de la presente invención; la Figura 4 muestra una modalidad alternativa de la presente invención; y la Figura 5 es una ilustración del impacto económico del proceso integrado de acuerdo con la presente invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La Figura 1 es un diagrama esquemático que muestra las características principales de una modalidad preferida de la presente invención. El aire se extrae a través de una toma de aire 1 hacía una unidad de separación de aire 2, en donde se separa en los componentes principales nitrógeno y oxígeno. La unidad para separación de aire difiere de las unidades para separación de aire tradicionales utilizadas para la producción de oxígeno para reformadoras o para la producción de nitrógeno para la inyección en un pozo petrolero, en que se produce tanto nitrógeno como oxígeno con alta pureza. El nitrógeno producido típicamente tiene una pureza del >99.9%, mientras que el oxígeno tiene típicamente una pureza de 98-99.5%. El nitrógeno se hace pasar a través de la tubería 3 hacia una compresora 4 en donde se comprime a la presión deseada, por ejemplo, del orden de 49.034-392.27 kg/cm2 (50-400 bar). Desde la compresora 4, la corriente de nitrógeno comprimido se hace pasar a través de una tubería 5 hacia una planta 6 para la inyección de gas en un yacimiento, denominada unidad EOR ("Recuperación mejorada de petróleo") . El oxígeno se hace pasar a través de una tubería 7 hacia una unidad para producción de gas de síntesis, una denominada reformadora 8.

El gas natural se alimenta hacia la planta a través de una entrada de gas 9. Antes de que el gas natural se envíe en la tubería 11 hacia la reformadora para la producción del gas de síntesis, es que se trata en una unidad de pre-tratamiento 10 en la cual se retiran los compuestos de azufre de una forma convencional. El vapor luego se satura en el gas y/o se agrega directamente al gas. La saturación puede llevarse a cabo por medio de un denominado saturador. Con frecuencia, el gas también se trata en una denominada pre-reformadora con el fin de convertir todos los hidrocarburos más pesados (C2+) a metano, CO y C02 antes de que el gas se envíe al interior de la reformadora 8. En la reformadora, las siguientes son las reacciones químicas principales que se llevan a cabo durante la producción del gas de síntesis: 1. CH4 + ¾0 = CO +3¾, reformación de vapor 2. CH4 +3/2 02 = CO + 2 H20, oxidación parcial 3. CO + H20 = CO2 +¾, reacción de cambio La reacción 1 en el reactor reformador es bastante endotérmica, y el calor requerido para la reacción puede ya sea agregarse a través de calentamiento externo, tal como por ejemplo en una reformadora de vapor, o a través de una combinación con oxidación parcial interna de acuerdo con la reacción 2, tal como por ejemplo, en una reformadora autotérmica. En una reformadora de vapor (SR, por sus siglas en inglés) , el gas natural (NG, por sus siglas en inglés) se convierte en un reactor tubular a una alta temperatura y presión relativamente baja. Una reformadora de vapor convencional consiste de un gran número de tubos reactores en una cámara de combustión. Las reformadoras de vapor convencionales se pueden hacer funcionar en una variación de presión de aproximadamente 14.71-39.22 kg/cm2 (15 a 40 bar) . La temperatura de descarga para esta reformadora puede llegar hasta los 950 °C. El calor requerido para conducir la reacción se agrega por medio del calentamiento externo en la cámara de combustión en la cual se instalan los tubos reformadores. La reformadora se puede encender en la parte superior, inferior o terraza. El calor también se puede transferir hacia la reacción por medio de calor convectivo al igual que en un reactor de intercambio térmico. La proporción entre el vapor y el carbono en el gas alimentado es de 1.6 a 4. La composición del gas de síntesis como un ejemplo se puede expresar en números estequiométricos ( SN= (H2-CO2) / (CO2+CO) . El número estequiométrico para la corriente del producto proveniente de la reformadora de vapor es de aproximadamente 3 cuando el gas natural contiene metano puro. ün gas de síntesis típico proveniente de una reformadora de vapor convencional contiene aproximadamente 3% en volumen de metano con base en gas seco. En una reformadora autotérmica (ATR, por sus siglas en inglés) , la producción de gas de síntesis principalmente se lleva a cabo a través de las reacciones 1 y 2, de tal forma que el calor requerido para la reacción 1 se genere internamente vía la reacción 2. En una ATR, el gas natural (metano) se conduce al interior de una cámara de combustión junto con un gas que contenga oxígeno tal como por ejemplo, aire. La temperatura de la cámara de combustión puede llegar o superar los 2000 °C. Después de la combustión, las reacciones se llevan a un equilibrio a través de un catalizador antes de que los gases dejen la reformadora a una temperatura de aproximadamente 1000°C. El número estequiométrico SN, para la corriente de producto de una ATR es de aproximadamente 1.6-1.8. la presión típicamente puede ser de aproximadamente 29.42-39.22 kg/cm2 (30-40 bar) , aunque también se puede proponer una presión significativamente mayor, tal como por ejemplo, en la variación de 39.22-117.68 kg/cm2 (40-120 bar). La proporción de vapor/carbono puede variar con la aplicación pretendida, de 0.2 a 2.5. Una reformadora autotérmica alternativa aprovecha un concepto denominado oxidación parcial (POX, por sus siglas en inglés) . Esta reformadora no contiene ningún catalizador para acelerar las reacciones, y por lo tanto en general tendrá una temperatura de descarga mayor que una ATR. La reformación de gas natural también se puede llevar a cabo a través de la reformación combinada (CR, por sus siglas en inglés) , en donde la sección reformadora consiste de una SR y una ATR. Una combinación de SR y ATR permite que la composición que existe en la sección reformadora se ajuste mediante la regulación de los rendimientos de las dos reformadoras. SR en CR se operará bajo condiciones algo más leves que en el caso de la SR normal, es decir, a una temperatura inferior. Esto da por resultado en un mayor desprendimiento de metano en el gas de descarga proveniente de la reformadora. Este contenido de metano se convierte en la ATR posterior. La proporción entre el vapor y el carbono es en el gas alimentado, para esta reformadora, estará en la variación de 1.2 hasta 2.4, con un número estequiométrico, SN, de aproximadamente 2 o ligeramente superior a 2. La composición deseada del gas de síntesis dependerá del proceso para el cual se formará la materia prima. El número estequiométrico óptimo para la síntesis de metanol es de aproximadamente 2.05, mientras que el número estequiométrico deseado para la producción del combustible sintético con frecuencia está en el intervalo de 1.6 hasta 1.9, a medida que un número estequiométrico mayor proporciona un mayor rendimiento de hidrocarburos ligeros que el conveniente. Después de la reformación, el gas de síntesis se enfría mediante calor intercambiado con agua para producir vapor. Al enfriarse adicionalmente, el agua se condesa y se separa del gas de síntesis antes de que el gas de síntesis se envíe mediante la tubería 12 hacia una unidad de síntesis 15. La unidad de síntesis 15 por ejemplo, puede ser una unidad de síntesis para la producción de combustible sintético (hidrocarburos más pesados) , que comprende un denominado reactor Fischer-Tropsch (reactor F-T) , o una unidad de síntesis para la producción de hidrocarburos oxigenados tales como por ejemplo, metanol y dimetiléter. Cuando la unidad de síntesis 15 es una unidad de síntesis para la producción de combustible sintético, la reacción se puede describir utilizando la siguiente ecuación de reacción: nCO + 2nH2 = [~CH2-]n + n¾0 La reacción es bastante exotérmica. La síntesis Fischer-Tropsch es bien conocida y se describe por ejemplo 7 en el documento PCT/NO00/00404. Cuando la unidad de síntesis 15 es una unidad de síntesis para la producción de metanol, esta síntesis se lleva a cabo de acuerdo con las siguientes dos ecuaciones de reacción: CO + 2H2 = CH3OH C02 + 3H2 = CH3OH +H20 Estas reacciones exotérmicas normalmente se llevan a cabo en un reactor tubular a una presión de 58.84-98-068 kg/cm2 (60-100 bar) y una temperatura de 230-270°C. La síntesis del metanol también es bien conocida y se describe por ejemplo en el documento PCT/NOOO/00450. Ambas unidades de síntesis anteriores comprenden un número de componentes per se, y ambos procesos normalmente incluyen el reciclamiento interno del gas de síntesis sin reaccionar con el fin de aumentar la eficiencia carbónica del proceso. El producto proveniente de la unidad de síntesis 15 se extrae a través de una descarga del producto 16 para tratamiento adicional. El gas de síntesis sin reaccionar y el gas inerte que se recolecta en el ciclo se pueden retirar de la unidad de síntesis 15 a través de la tubería 17. Este gas en la siguiente descripción, se denotará como el gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis. La cantidad y composición del gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis depende del metano liberado en el gas de síntesis proveniente de la sección reformadora, así como también, los parámetros del proceso seleccionados en la unidad de síntesis. Para la síntesis del metanol, el volumen del gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis puede ser menor. En este caso, éste puede liberarse o someterse a combustión antes de liberarse con el fin de evitar emisiones de hidrocarburos y CO. Si se requiere C02 para la inyección en el pozo petrolero además del nitrógeno, o si las condiciones ambientales requieren que se reduzca la emisión de CO2 proveniente de la planta, el gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis alternativamente se puede hacer pasar adicionalmente a un convertidor para cambio de CO 18 en el cual el CO sin convertir se convierte de acuerdo a la siguiente ecuación de reacción: CO + H20 -> C02 + ¾ con el fin de hacer más fácil la separación de los contenidos de carbono del gas. Proveniente del convertidor de cambio a CO, si se requiere el gas se puede conducir a través de una tubería 19 hacia una unidad de recuperación de C02 20 en la cual el C02 se separa de los otros constituyentes del gas. El C02 se puede separar por medio de un proceso de absorción, por ejemplo, por medio de una amina, un proceso criogénico o posiblemente por medio de membranas. Proveniente de la unidad de recuperación 20, el CO2 se conduce via una tubería 21, una compresora 28 y adicionalmente vía una tubería 29 hacia la unidad EOR 6. El gas que se separó del C02 en la unidad de recuperación 20, y que consiste principalmente de ¾, C¾ y gases inertes, se hace pasar adicionalmente a través de una tubería 22 para otros usos en una unidad 23. La unidad 23 puede ser un horno en el cual se quema el gas bajo la adición de aire, oxígeno o aire enriquecido con oxígeno y proporciona calor para un proceso que requiere calor. Alternativamente, el gas se puede quemar en una turbina de combustión interna sola o como calentamiento adicional. Alternativamente, el hidrógeno se puede separar del gas antes de que se queme o alternativamente se puede liberar. El hidrógeno se puede utilizar para procesos que requieren hidrógeno tales como por ejemplo, la mejora del petróleo mediante endulzado (eliminación de azufre) , para la saturación de hidrocarburo saturado y la hidrodesintegración o para utilizarse en celdas de combustible . Existe una gran necesidad por CO2 para inyección, también se puede prever el uso de un denominado reactor "de proceso directo" en la unidad de síntesis 15, es decir un reactor sin ningún reciclamiento . la Figura 2 muestra modalidades alternativas y opcionales de una planta de acuerdo con la presente invención. La figura se basa en las mismas unidades principales de la Figura 1, aunque en algunos casos opcionales y preferidos, las unidades adicionales junto con las tuberías de desvío y tuberías de retroalimentación, se han agregado con el fin de asegurar la mayor conversión posible o con el fin de ajustar la composición del gas. Una unidad para recuperación de C02 13 se puede interponer entre la reformadora 8 y la unidad de síntesis 15. Realizando esto, se puede retirar una cantidad deseada de CO2 proveniente del gas de síntesis y se puede hacer pasar a través de una tubería 27 a la compresora 28, en donde se lleva junto con el C02 proveniente de la tubería 21. Esto puede utilizar como un medio para cambiar el número estequiométrico del gas de síntesis para proporcionarle una composición óptima. Cuando la unidad de síntesis 15 es una unidad de síntesis para la producción de combustible sintético, el petróleo de síntesis, también puede ser conveniente reciclar el gas de síntesis sin reaccionar proveniente de la tubería 17 hacia la reformadora vía la tubería 26.

¡Mediante el reciclamiento vía la tubería 26, la proporción de H2/CO del gas de síntesis se puede ajustar al valor deseado, es decir, aproximadamente 2.0 o justo por debajo de 2.0, y el rendimiento de CO y con esto también el rendimiento del combustible sintético se puede aumentar por el alto contenido de C02 en el gas de reciclamiento que suprime la conversión adicional de CO a CO2 a través de la reacción de cambio en la reformadora autotérmica. Aquí, se debe observar que el CO2 se considerará como un gas inerte en la síntesis F-T. Si la reformadora produce más gas de síntesis del que se puede convertir en la unidad de síntesis, algo del gas de síntesis se puede conducir de una tubería 14 que corre entre la unidad de recuperación de CO2 13 y la unidad de síntesis 15, y alrededor de la unidad de síntesis en una tubería de desvío 25. Esto puede ser conveniente si se desea producir más calor o potencia en un horno o turbina de combustión interna 23. En ciertos casos puede ser conveniente eliminar un volumen de nitrógeno de la tubería 5 en una tubería 24 y llevar esto junto con el gas en la tubería 22 que se conduce a una turbina de combustión interna en la unidad 23 con el fin de controlar la combustión y generación de calor en esta. Las unidades 13 y 20 para separación de C02 proveniente del resto del gas son unidades conocidas. Mediante la reformadora 8 que se suministrará con oxigeno puro en lugar de aire, el volumen de gas que será tratado se hace considerablemente menor. La separación en las unidades 13, 20 puede llevarse a cabo de una forma conocida por medio de membranas semi-permeables o mediante la absorción con desorción posterior, por ejemplo, en una solución de amina. La unidad para separación de aire 2 de preferencia es una planta con base en destilación criogénica, sin embargo también es posible utilizar plantas con base en adsorción giratoria con presión o membranas o una combinación de estas tecnologías. La Figura 3 muestra una tercera modalidad en la cual el gas de síntesis sin convertir proveniente de la unidad de síntesis 15 se quema con oxígeno puro en un horno o turbina de combustión interna 30. Las unidades que tienen los mismos números de referencia que en la Figura 1 ó 2 indican unidades similares con una funcionalidad similar. El oxigeno se hace pasar de la tubería 7 a través de una tubería 40 y se mezcla con C02 en una tubería 41, desde donde se hace pasar en el horno o turbina de combustión interna 30. El gas de desecho proveniente del horno o turbina de combustión interna 30 fluye vía una tubería 31 hacia una cámara de combustión secundaria catalítica 32 en la cual el combustible restante en la forma de CO, ¾ o hidrocarburo sin quemar se convierte catalíticamente. Los productos de combustión provenientes de la cámara de combustión secundaria 32 que contienen agua y CO2 se hacen pasar vía una tubería 33 hacia una unidad de condensación 34, en donde el agua se condensa y se conduce a través de una tubería 35, mientras que el CO2 se hace pasar hacia la unidad EOR 6 vía una tubería 36. El C02 se puede conducir desde la tubería 36 vía una tubería 37 hacia una compresora 38. Para esta configuración, algo del CO2 comprimido se debe reciclar vía la tubería 41 hacia el horno o la turbina de combustión interna 30 con el fin de mantener la temperatura de combustión por debajo de una temperatura máxima determinada . Si el requerimiento de calor y/o potencia es mayor, o existe un requerimiento por mayores volúmenes de CO2, el gas natural proveniente de la tubería 11 se puede conducir vía una tubería 42 directamente hacia el horno o turbina de combustión interna 30. De preferencia, la combustión en el horno o turbina de combustión interna 30 se lleva a cabo a una presión elevada, tal como por ejemplo, de 1.96 hasta 98.068 kg/cm2 (2 hasta 100 bar), de mayor preferencia de 19.61 hasta 39.22 kg/cm2 (20 hasta 40 bar). Habiéndose llevado a cabo la combustión con oxigeno presurizado se facilita la separación de C02 en la siguiente unidad de condensación 34. La Figura 4 ilustra una cuarta modalidad de la presente invención en donde la unidad de síntesis es un sistema Fischer-Tropsch de proceso directo para la síntesis de hidrocarburos superiores provenientes del gas natural. Las unidades que tienen los mismos números de referencia que la Figura 1, 2 y/o 3 indican unidades que tienen la misma funcionalidad. El gas natural proveniente de la entrada de gas 9 se satura y se preforma en la unidad de pre-tratamiento 10. El vapor para el pre-tratamiento se agrega a través de una tubería de vapor 50. El gas natural pre-tratado se hace pasar de la unidad de pre-tratamiento 10 hacia la reformadora 8, para la producción de gas de síntesis, a través de la tubería 11. El oxígeno proveniente de la unidad para separación de aire (ASU) 2 se introducen en la reformadora 8 a través de la tubería 7. El nitrógeno proveniente de la ASÜ 2 se hace pasar a través de la tubería 3 hacia la planta para inyección (EOR, por sus siglas en inglés) 6. La reformadora 8 es una reformadora de metano de vapor tradicional (SMR, por sus siglas en inglés) o una reformadora auto-térmica (ATR) y puede incluir una o más unidades para la producción del gas de síntesis y/o la separación del gas de síntesis producido. El gas de síntesis producido en la reformadora 8 se hace pasar a través de la tubería 12 hacia una unidad de enfriamiento del gas de síntesis 52. La totalidad o parte de los gases de combustión provenientes de la reformadora 8, que comprenden principalmente CO2 y ¾0, se pueden separar del gas de síntesis y se pueden conducir a la EOR 6 a través de una tubería 51. La tubería 51 se muestra punteada para indicar que la tubería 51 no es obligatoria. Si la reformadora 8 es una unidad ATR, no habrá gases de combustión ni la tubería 51. En la unidad para enfriamiento del gas de síntesis 52, el agua se introduce a través de la tubería 53 y el vapor se extrae a través de una tubería 54. El vapor de la tubería 54 se puede conducir hacia la EOR para la inyección en el depósito de petróleo. Si algo o la totalidad del vapor en la tubería 54 no es necesario para la inyección, algo o la totalidad de vapor en la tubería 54 se puede utilizar para otros fines. Algo del vapor se puede transferir hacia la tubería 50 y se puede introducir a la unidad de pre-tratamiento 10. Alternativamente, el vapor se puede utilizar en una turbina no mostrada para generar potencia para otros usos . El gas de síntesis enfriado deja la unidad de enfriamiento 52 a través de una tubería 42 y se hace pasar a través de una unidad de membrana 43 en donde se separa el hidrógeno proveniente del gas de síntesis para obtener una proporción H2/CO que sea útil para reacciones adicionales. Se coloca una unidad para separación de agua no mostrada entre la unidad de enfriamiento 52 y la unidad de membrana 43 para separar el agua proveniente del gas de síntesis antes de que se introduzca en la unidad de membrana 43. El agua decantada separada del gas de síntesis se conduce a través de la tubería 49 hacia la EOR 6 y el hidrógeno se extrae a través de la tubería 48 y se puede utilizar como gas combustible o para la desulfuración de gas alimentado o hidrotratamiento/hidrodesintegración de fracciones petrolíferas. El gas de síntesis que deja la unidad de membrana 43 a través de una tubería 44 se introduce en un ciclo de síntesis Fischer-Tropsch (FT, por sus siglas en inglés) 56 para la producción de hidrocarburos superiores. Los hidrocarburos superiores en la presente descripción son moléculas de hidrocarburo que tienen tres o más átomos de carbono, de mayor preferencia cinco o más átomos de carbono. El antecedente adicional sobre la síntesis de FT se puede encontrar en la WO/01/42175 de Statoil ASA, y la técnica anterior citada en la presente. El producto de hidrocarburo superior puro proveniente del ciclo de síntesis FT 56 se extrae a través de una tubería 57 y el agua producida se extrae a través de una tubería 58 y se hace pasar a la EOR 6. El gas restante (gas de cola) principalmente comprende CO2, hidrocarburos inferiores, ¾0, CO y algo de nitrógeno, se extrae a través de una tubería 62. El gas de cola en la tubería 62 se introduce a una unidad para tratamiento de gas de cola 63 en la cual el CO se elimina mediante una reacción de cambio (CO +¾0 —» CO2 + ¾) - El gas de cola restante se separa en una corriente rica en hidrógeno que se extrae a través de una tubería 64, y la fracción con bajo contenido de hidrógeno que se extrae a través de una tubería 65. El hidrógeno en la tubería 64 se puede utilizar para otras reacciones que requieran hidrógeno y/o se puede introducir en el ciclo Fischer-Tropsch 56 para ajusfar la proporción de H2/C0 en el gas de síntesis. El gas de cola restante, o la fracción con bajo contenido de hidrógeno, en la tubería 65 se pueden separar en dos corrientes, una en una tubería 59 que se introduce a la EOR y la otra corriente en una tubería 45 que se utiliza como combustible para una unidad para generación de energía 46. El gas de cola introducido en la unidad generadora 46 se quema en presencia de aire o aire enriquecido con oxígeno para producir potencia o calor. El gas de combustión proveniente de la unidad generadora 46 se conduce a través de una . tubería 47 hacia la EOR 6 para inyección. La gran ventaja del método presente y la planta es que permiten una simple operación deficiente de energía de la planta combinada. El método de la presente también permite un método más eficiente y financieramente justificable para la eliminación de CO2 proveniente del gas de desecho que proviene de una planta de metanol o planta para la producción de combustible sintético, para inyección, con el fin de permitir que se elimine la emisión de C02 o al menos se reduzca considerablemente. La presente invención en sus diferentes modalidades, también hace posible adaptar la planta alterando respectivamente las condiciones de funcionamiento de acuerdo con las necesidades y/o variaciones específicas en factores económicos y técnicos. Enseguida se ilustran algunas ventajas al utilizar la modalidad de acuerdo con la Figura 4 : - inyección de agua el agua o vapor se generan en varios lugares en la planta GTL. En primer lugar se debe reconocer que el vapor se genera a presiones y "temperaturas elevadas. En particular, la presión elevada será una ventaja para EOR, a medida que se reducirá el trabajo para la compresión de la presión de inyección deseada. Con frecuencia, el contenido de energía del vapor se utiliza en una turbina de vapor para producir electricidad o para la entrada de calor para unidades de proceso similares a torres de destilación, mediante lo cual el vapor se puede condensar a agua. El agua/vapor se produce (sintetizado) únicamente en el reactor FT mediante la reacción: nCO + 2n¾ —> n¾0 + (-CH2-)n En otras palabras, el agua o vapor se sintetizan en la misma cantidad sobre una base molar como el número de unidades de -(¾- en el producto de hidrocarburo. Esto será aproximadamente el doble de la cantidad de oxigeno (molar) producido por la ASU, o la mitad de la cantidad de nitrógeno (excluyendo la pérdida de oxígeno a CO2 en el cálculo) . También se debe entender que existe un uso significativo de agua para alimentación de calderas para la generación de vapor en una planta FT, notablemente en el intercambiador térmico para los reactores FT mismos y para el enfriamiento del gas de síntesis. Además, también existe un uso significativo para enfriar agua en una planta de F-T.

El agua generada en la reacción FT contendrá inevitablemente pequeñas cantidades de impurezas que comprenden alcoholes, ácidos y otro oxigenados que con frecuencia tendrán que ser eliminados en instalaciones para tratamiento de agua costosas, antes del desecho. Esta purificación puede no ser necesaria si el agua se utiliza para EOR. inyección de vapor Como se describió en el Ejemplo A, el vapor se genera en varios lugares en la planta GTL. Como tal, existe un producto valioso que se puede utilizar al menos parcialmente para producir energía eléctrica. Particularmente en una ubicación remota puede ser más factible utilizar el vapor para EOR. En general, cuando se utiliza agua o vapor para EOR, la integración con la planta GTL puede tener los siguientes beneficios: el agua puede no estar disponible de otras fuentes, el agua y/o vapor están disponibles a una presión elevada, el vapor está disponible (alta presión y temperatura) , - se evita la purificación del agua producida. inyección de gases de combustión Los gases de combustión pueden provenir esencialmente de dos fuentes, ya sea los gases de escape provenientes de una turbina de combustión interna o una caldera integrada con la planta GTL, o de la aplicación de una reformadora de vapor (SMR) para la producción de gas de síntesis (en esta solicitud también se denomina gas desechado) . Si es conveniente un gas de combustión para EOR, esto puede proporcionar una ventaja para SMR (reformación del metano con vapor) sobre otras tecnologías del gas de síntesis similares a ATR (reformación autotérmica) o GHR (reformación calentada por gas) . La SMR también puede formar parte de la opción para generar gas de síntesis total, similar a la reformación combinada o reformación de gas de cola. inyección de gas de cola FT A menos que la intención de la operación EOR sea una estabilización de gravedad simple, es decir la compresión de gas proveniente de la parte superior a la inferior del depósito de petróleo frecuentemente es una ventaja si el gas tiene una alta miscibilidad con el petróleo. El nitrógeno tiene baja miscibilidad con el petróleo, el nitrógeno tiene baja miscibilidad, el metano es algo superior mientras que el CO2 y los hidrocarburos superiores (C2+) no se mezclan fácilmente con el petróleo. Es bien conocido que la optimización de una planta GTL comprenderá corrientes de reciclamiento, por ejemplo, reciclamiento del gas de cola (descarga gaseosa ligera) proveniente del reactor FT hacia la unidad del gas de síntesis o de regreso al reactor FT, con el fin de aumentar la energía total y la eficacia carbónica. Este gas de cola proveniente del reactor FT, usualmente después de la separación de los productos principales (C5+) y agua, entonces contendrá CO2, hidrocarburos ligeros, y gas de síntesis sin convertir. La totalidad o parte del gas de cola se puede utilizar para EOR, posiblemente después de mezclarlo con nitrógeno, gas natural o CO2 proveniente de una unidad para separación de CO2 dedicada. Usualmente esto puede ser una desventaja, en particular para moderar la conversión en el reactor FT, ya que el gas de cola contiene gas de síntesis sin convertir. Por lo tanto, una opción es hacer pasar el gas a través de una unidad para conversión de gas de síntesis adicional, similar a un segundo reactor FT, para asegurar una alta conversión antes de EOR. El hidrógeno también se puede retirar en una unidad dedicada, por ejemplo, un separador de membrana polimérica, y el CO convertido a C02 y el hidrógeno en un reactor de cambio.

Utilizando el gas de cola Fischer-Tropsch para EOR abre una simplificación significativa y una reducción de costos para la planta GTL. De hecho, podría ser factible el concepto de proceso directo. El no reciclamiento también abre un ASU simplificado utilizando únicamente aire enriquecido para un generador de gas de síntesis ATR. Este aire enriquecido puede contener 25% de nitrógeno que terminará en el gas de cola y con esto en la corriente de EOR. Aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que pueden haber unidades en las cifras anteriores para ajusfar la presión de los gases, tales como por ejemplo compresoras o reducir las válvulas que no se muestran, aunque son necesarias para hacer que coincidan las presiones de las diversas unidades y para asegurar que las corrientes fluyen en la dirección correcta. Además, puede haber unidades para calentamiento o enfriamiento, o intercambiadores térmicos que no se muestran aqui, la función de los mismos es para optimizar la eficacia de energía de la planta. Se debe entender que el petróleo en mar abierto o yacimientos de gas, una o todas las unidades de procesamiento descritas en esta solicitud, también se pueden colocar en mar abierto, similar a la planta GTL total o únicamente la ASU o la sección del gas de síntesis.

Ejemplo 1 los cálculos se deben llevar a cabo para una planta de acuerdo con la Figura 1 para la producción de metanol que además comprende una tubería de desvío que conduce algo del gas de síntesis en la tubería 12 después de la unidad de síntesis 15 y sobre la tubería 17. La unidad de para separación de aire puede suministrar 38 400 MTPD N2 y 6400 TPD 02. Esta unidad para separación de aire requiere aproximadamente 115 MW de potencia, que se suministra en la forma de vapor a alta presión proveniente de la sección de gas de síntesis. El nitrógeno se extrae a 2.94 kg/cm2 (3 bar) y 0°C. El gas se comprime a 215.74 kg/cm2 (220 bar) para inyección. La compresión requiere de aproximadamente 304 PM. El oxigeno se puede alimentar a una reformadora autotérmica para la producción de gas de síntesis proveniente del gas natural. El proceso funciona con una proporción de vapor/carbono de 0.6. La temperatura y presión en la descarga de la ATR es 1030 °C y 44.14 kg/cm2 (45 bar) respectivamente. Véase la Tabla 1 para la composición de gas natural. ¡Obsérvese! Que todos los componentes se proporcionan en una base en seco, es decir, sin agua.

Gas natural Oxigeno % molar % molar CH4 83.7 C2H6 5.2 c3+ 3.2 co2 5.2 N2 + Ar 2.7 1.0 02 0.0 99.0 ¾0 0.0 Suma 100 Total [Sm3/hr] 367 000 190 850 Tabla 1. Composición de las alimentaciones la sección de gas de síntesis El gas de síntesis se comprime a 88.26 kg/cm2 (90 bar) y se mezcla con hidrógeno reciclado con el fin de alcanzar un número estequiométrico de 2.56 antes de la síntesis del metanol.- Se producen 10 000 MTPD de metanol.

Descarga eOH Gas de Cambios co2 ATR entrada purga de CO Gas de del Gas de purga reactor purga purificaconverdo tido % molar % molar % molar % molar % molar ¾ 62.9 65.9 27.3 38.7 52.6 co 28.5 16.3 24.2 3.1 4.2 co2 4.8 6.7 12.7 26.8 0.4 CH4 2.5 7.2 23.7 21.6 29.4 N2 + Ar 1.3 3.9 12.1 9.8 13.4 Suma 100 100 100 100 100 Total [Sm3/hr] 1 093 000 3 488 000 113 000 136 000 100 000 Tabla 2. Composiciones de gas El gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis, el gas de purga, se envia a la conversión de cambio a CO 35 t/h de vapor se agrega con el fin de convertir el 85% de CO a C02 en un convertidor de cambio a baja temperatura (200 °C) . El 99% de C02 en el gas de purga convertido (equivalente a 1700 MTPD C02) se recupera en un proceso MDEA. Debido a una alta concentración de C02 en el gas natural alimentado, este ejemplo incluye la eliminación de C02 antes de una ATR (equivalente a 800 MTPD C02) , con el fin de que la cantidad total de C02 recuperado sea 2500 MTPD. El C02 recuperado se comprime a 215.74 kg/cm2 (220 bar) , y si se desea se puede mezclar con nitrógeno antes de la inyección en el depósito. El CO2 entonces constituirá aproximadamente 6.2% en peso del gas de inyección total. El CO2 constituye una porción relativamente pequeña del gas inyectable total. La limpieza de esto puede ser costosa y sólo se realizará si se requiere por las autoridades. El gas de purga restante se utiliza en calderas para calentar extremadamente el vapor en la producción de energía y el pre-calentamiento del gas natural alimentado.

Tabla 3. Equilibrio de energía Aquí, el requerimiento de energía agregada es de aproximadamente 280 PM.

Ejemplo 2 Se realizó una simulación sobre una planta según se ilustra en la Figura 4. 367 000 Sm3/hr de gas natural proveniente de la tubería 9 se mezcló con 183 t/h de vapor proveniente de la tubería 50 con el fin de alcanzar una proporción de vapor a carbono de 0.6. La mezcla se precalentó a 600 °C y se alimentó a una reformadora autotérmica (ATR) 8.275 t/hr de oxigeno (6600 MTPD) se introdujo en la ATR 8 proveniente de la tubería 7. La temperatura de descarga de la ATR 8 fue de 1030 °C. La cantidad de oxígeno consumido en la ATR corresponde a una co-producción de N2 de 39600 MTPD. El gas de síntesis que sale de la ATR 8 a través de la tubería 12 que está en equilibrio y a una temperatura de aproximadamente 1030 °C, se enfría a aproximadamente 350 °C con agua de evaporación en la unidad para enfriamiento de gas de síntesis 52 produciendo aproximadamente 830 t/h de vapor 107.87 kg/cm2 (110 bar) saturado que se extrae en la tubería 54. El vapor en la tubería 54 se puede utilizar para EOR según se ilustra en la Figura 4, o en turbinas para generar energía. Después de que se enfrió el gas de síntesis se retiró el agua decantada 178 t/h y aproximadamente 60 000 Sm3/hr de hidrógeno (pureza del hidrógeno del 90%) se separó en la unidad de membrana 43 antes de que el gas de síntesis se alimente al ciclo Fischer-Tropsch 56. El agua decantada se extrajo a través de la tubería 49 y se puede utilizar para la EOR. El hidrógeno separado se extrajo a través de la tubería 48.

El ciclo Fischer-Tropsch produjo 233 t/h de gas que se extrajo a través de la tubería 65, 138 t/h de síntesis pura (cadenas largas de parafina) que se extrajo a través de la tubería 57 y 198 t/h de agua que se extrajo a través de la tubería 58. La síntesis pura se debe procesar adicionalmente de una forma conocida por el experto en la técnica, mediante un hidrotratador, hidrodesintegrador y/o una unidad para extracción de cera con solventes no mostrados con el fin de proporcionar los productos deseados (GPL, nafta, diesel y/o aceites lubricantes). El agua proveniente del ciclo Fischer-Tropsch que se extrae en la tubería 58, contiene impurezas disueltas (principalmente alcoholes), y se puede transferir a la EOR 6 y se puede inyectar en el yacimiento petrolífero. Para maximizar la cantidad de C02 disponible para la recuperación del gas en la tubería 65, el gas se puede cambiar con un catalizador de cobre a baja temperatura para convertir aproximadamente 86% del CO en CO2. Una recuperación de CO2 del 95% entonces implicará que 180 t/hr de C02 está disponible para EOR proveniente del gas en la tubería 65. La composición del gas en la tubería 65 se proporciona en la Tabla .

Componentes % molar 40 CO 2 co2 39 N2 4 CH4 11 Otros 4 Tabla 4. Composición del gas en la tubería 65 Después de la recuperación del CC½, todavía habrá aproximadamente 830 PM de calor disponible (LHV) . Las composiciones gaseosas de algunas corrientes clave se muestran en la Tabla 5.

Descripción 9 12 48 42 Tubería numérica NG alimentado Gas de síntesis Hidrógeno FT alimentado Propiedades de la corriente total KG-MOL/HR 15521,3 56424, 8 2566, 3 43977, 4 5 Proporción KG/HR 301848, 2 761722, 8 13377, 3 570334, 8 Composición Proporción molar del KG-MOL/HR H2 0, 000 0, 514 0, 906 0, 606 componente CO 0, 000 0, 238 0, 033 0, 304 C02 0, 052 0,049 0, 052 0, 059 10 H20 0, 000 0, 178 0,006 0, 004 N2 0, 027 0, 007 0,001 0,009 METANO 0, 837 0, 013 0, 001 0, 017 ETANO 0, 052 0, 000 0,000 0, 000 PROPANO 0,032 0, 000 0,000 0, 000 Tabla 5. composición en las tuberías de gas para proceso clave 15 Modelo para la evaluación de un valor económico El beneficio de utilizar el subproducto de nitrógeno producido mediante la unidad para separación de aire (ASU) de una planta GTL, para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) , se puede evaluar al analizar el impacto potencial sobre el precio del gas de la planta GTL. El precio del gas natural es sin lugar a dudas un factor principal determinante de la rentabilidad de esta planta, y se alcanzará un crédito para la venta de nitrógeno. El nitrógeno y el metano tienen próximamente las mismas propiedades en las operaciones EOR, esencialmente como soporte de presión. Al principio, por lo tanto se puede asumir que el valor del nitrógeno puro es equivalente al precio del gas. Entonces se tiene: P: Precio del gas natural en el área de la planta GTL. PNet(GTL) = a P - b c P (precio del gas del área menos crédito para la venta de nitrógeno) en donde los coeficientes son: a) un factor que refleja el impacto sobre el precio general del gas en el área debido a la integración.

Si P es el precio del gas con las operaciones GTL y EOR independientes, la integración disminuirá significativamente la demanda total del gas, .y por lo tanto puede presionar sobre el precio, es decir, a < 1. b) la cantidad de nitrógeno producido para una cantidad determinada (moles o energía) de gas natural utilizado por la planta GTL. Para una planta con una unidad ATR (reformadora autotérmica) , un consumo típico de oxígeno 02/NG es de 0.63, proporcionando N2/NG = 2.34. Este número variará con el concepto técnico, la composición del gas etc., aunque se utiliza en lo siguiente para ilustrar el impacto de la integración EOR-GTL. c) un factor presumiblemente < 1 toma en cuenta que todo el nitrógeno producido puede no ser vendido, por ejemplo, debido a su total manejo, mantenimiento, etc. de pozos. Además, los riesgos funcionales que se relacionan con el suministro continuo de nitrógeno pueden presionar sobre el precio de nitrógeno. La ecuación anterior se puede modificar adicionalmente : PNet (GTL) = a P - b c P + I + d S en donde : I: la inversión necesaria para implementar la integración. Esto esencialmente será un costo algo adicional en la ASU para asegurar la producción de nitrógeno a una pureza requerida, (adicional) compresión del nitrógeno, canalización proveniente de la planta GTL o la EOR y posiblemente crédito para la integración de energía. Todos estos factores se calculan nuevamente mediante los métodos aceptados para un costo (por ejemplo, valor presente neto) por cantidad de gas natural utilizada en la planta GTL. S: ahorros totales (por cantidad de gas natural) en el precio de gas GTL mediante la integración. Esto significa que: S = P - (aP-bcP +1) d: la porción de los ahorros que se hace pasar sobre el operador EOR para participar en el proyecto de integración, usualmente 0 < d < 0.5. El factor d podría ser una función complicada y también se podría sobrepasar entre el impacto de los factores c y d.

Ejemplo ilustrativo: Asumir que a = 1, b = 2.34, c = 1, 1 = 0.2 (aquí 0.2 USD/MMbtu) y d = 0.5, el impacto de la integración se ilustra en la Figura 5. las líneas son: I: PNet(GTL) = a P = P (Sin EOR) II: PNet(GTL) = a P - b c P = 1.34 P III: PNet(GTL) = a P - b c P + T = 1.34 P - 0.2 IV: PNet(GTL) = a P - b c P + I + d S = 0.17 P + 0.1 Se pueden observar unas cuantas cosas interesantes en la figura. En primer lugar, la linea II indica que existe un enorme potencial si se puede encontrar un caso EOR relevante. La linea III muestra que un proyecto de integración será robusto contra las inversiones significativas agregadas. Además, la linea IV ilustra el punto que al pasar la mitad de los ahorros en el precio del gas sobre el operador EOR, el precio del gas GTL neto realmente será inferior para un precio de gas alto en el área. ? un precio de gas nominal de 1 USD/ Mbtu, las flechas verticales indican que el valor agregado para ambas plantas es 1.085 USD/MMbtu de gas alimento GTL. No habrá incentivo para una integración GTL/EOR a un precio de gas nominal por debajo del cruce de las lineas I, III y IV, es decir, cuando I = bcP, o cuando la inversión agregada iguala al potencial para las ventas de nitrógeno. Esto se presenta para un precio de gas de I/bc, o 0.085 USD/MMbtu en este ejemplo. El único caso en donde un precio de gas negativo alentará la integración es cuando la inversión de la integración es negativa, una situación que se puede presentar cuando no hay un uso alternativo para el exceso de energía proveniente de la planta GTL.

Claims

NOVEDAD DE IA INVENCIÓN Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes REIVINDICACIONES : 1. Un método para aumentar la recuperación de petróleo proveniente de un depósito de petróleo en el método, el gas se inyecta en el depósito, caracterizado porque comprende los pasos de: separación de aire en una fracción rica en oxigeno y una fracción rica en nitrógeno, - proporcionar una corriente de gas natural y conducir la corriente de gas natural y al menos una porción de la fracción rica en oxigeno hacia una reformadora -para la conversión a gas de síntesis que comprenda principalmente ¾, CO, C02 y cantidades menores de metano sin convertir, vapor de agua y nitrógeno, formación de metanol u otros hidrocarburos oxigenados o hidrocarburos superiores provenientes del gas de síntesis en una unidad de síntesis, extracción de productos de síntesis puros y un gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis, e inyectar la fracción rica en nitrógeno y al menos una porción del gas de desecho en el depósito de petróleo para aumentar la recuperación de petróleo proveniente del depósito. 2. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la totalidad o algo del gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis se envía a una unidad para recuperación de CO2 que incluye un convertidor de cambio a CO en donde el C02 se retira y se inyecta en el depósito y la corriente rica en hidrógeno restante se utiliza para otros fines. 3. El método según la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque el vapor o agua generados durante la producción del gas de síntesis y/o la síntesis se inyecta en el depósito. . Una planta para proporcionar gas para inyección en el fondo de pozos para el soporte de presión en un depósito de petróleo para la recuperación de hidrocarburos y la producción de hidrocarburos oxigenados o hidrocarburos superiores provenientes del gas natural, caracterizada porque comprende: una unidad para separación de aire para la producción de una fracción rica en oxígeno para suministrar los procesos que requieren oxígeno, y una fracción rica en nitrógeno para inyección; una reformadora para la conversión de una mezcla de gas natural, agua y oxígeno o aire enriquecido con oxígeno proveniente de la unidad para separación de aire en un gas de síntesis que comprende principalmente H2, CO, C02 y pequeñas cantidades de metano además de cualquier gas inerte, tal como por ejemplo nitrógeno; una unidad de síntesis para la conversión del gas de síntesis para la síntesis de los hidrocarburos oxigenados, o para la síntesis de hidrocarburos superiores; medios por inyectar gas en el depósito; medios para transferir nitrógeno proveniente de la unidad para separación de aire hacía los medios para inyectar gas; y medios para transferir al menos una porción de un gas de desecho proveniente de la unidad de síntesis hacia los medios para inyectar gas. 5. La planta según la reivindicación 4, caracterizada adicionalmente porque comprende una unidad para tratamiento de gas de cola para el retiro de CO mediante una reacción de cambio y la separación del hidrógeno proveniente del gas de cola restante. 6. La planta según la reivindicación 5, caracterizada porque comprende medios para transferir el gas de cola restante proveniente de la unidad de tratamiento del gas de cola hacia los medios para inyección el gas. 7. La planta según cualquiera de las reivindicaciones 4 a 6, caracterizada porque la unidad de síntesis comprende una o más unidades Fischer-Tropsch de proceso directo para la síntesis de hidrocarburos superiores . 8. La planta según la reivindicación 1, caracterizada porgue comprende medios para introducir la totalidad o porciones del hidrógeno separado proveniente de la unidad para tratamiento de gas de cola en el ciclo Fischer-Tropsch para ajustar la proporción de ¾/C0 a un nivel deseado.