NO330123B1 - Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand - Google Patents

Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand Download PDF

Info

Publication number
NO330123B1
NO330123B1 NO20092625A NO20092625A NO330123B1 NO 330123 B1 NO330123 B1 NO 330123B1 NO 20092625 A NO20092625 A NO 20092625A NO 20092625 A NO20092625 A NO 20092625A NO 330123 B1 NO330123 B1 NO 330123B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
line
steam
gas
exhaust gas
plant
Prior art date
Application number
NO20092625A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20092625A1 (no
Inventor
Tor Christensen
Henrik Fleischer
Knut Borseth
Original Assignee
Sargas As
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 Sargas As filed Critical Sargas As
Priority to NO20092625A priority Critical patent/NO330123B1/no
Priority to US12/833,570 priority patent/US8701764B2/en
Priority to CA2709604A priority patent/CA2709604C/en
Priority to BRPI1004399-3A priority patent/BRPI1004399A2/pt
Publication of NO20092625A1 publication Critical patent/NO20092625A1/no
Publication of NO330123B1 publication Critical patent/NO330123B1/no
Priority to US14/197,114 priority patent/US20140182835A1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B37/00—Component parts or details of steam boilers
    • F22B37/008—Adaptations for flue gas purification in steam generators
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36—Underwater separating arrangements
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K17/00—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant
    • F01K17/04—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant for specific purposes other than heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/067—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/006—Layout of treatment plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/02—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/06—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of coolers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/08—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of heaters
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02K—DYNAMO-ELECTRIC MACHINES
    • H02K7/00—Arrangements for handling mechanical energy structurally associated with dynamo-electric machines, e.g. structural association with mechanical driving motors or auxiliary dynamo-electric machines
    • H02K7/18—Structural association of electric generators with mechanical driving motors, e.g. with turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/50—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2219/00—Treatment devices
    • F23J2219/60—Sorption with dry devices, e.g. beds
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/12—Heat utilisation in combustion or incineration of waste
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/30—Technologies for a more efficient combustion or heat usage
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation

Abstract

Et anlegg for generering av damp for oljesandutvinning, fra karbonholdig brensel med gjenvinning av CO2 fra eksosgassen, omfattende varmespiraler (105,105', 105") anordnet i forbrenningskammeret (101) for å avkjøle forbrenningsgassene i forbrenningskammeret for å produsere damp og superoppvarmet damp i varmespiralene, damputtakslinjer (133,136,145) for uttak av damp fra varmespiralene, en eksosgasslinje (106) for uttak av eksosgass fra forbrenningskammeret (101) hvor forbrenningskammeret blir operert ved et trykk på 5 til 15 båra, og en eller flere varmeveksler(e) (107,108) for avkjøling av forbrenningsgassen i linje (106), en kontaktanordning (113) hvor den avkjølte eksosgassen blir brakt i motstrøms kontakt med en arm CO2-absorbent for å gi en rik absorbent og en CO2-uttømt avgass, uttakslinjer (114, 115) for uttak av henholdsvis rik absorbent og CO2-uttømt avgass fra kontaktanordningen, linjen (115) for uttak av CO2-uttømt avgass som er forbundet til varmevekslere (107, 108) for oppvarming av CO2-uttømt avgass, og hvor den rike absorbenten blir resirkulert til absorberen (113) og en gassuttakslinje (121) forbundet til absorberen for uttak av CO2 og damp fra regeneratoren (116), blir beskrevet.

Description

Teknisk felt
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og et anlegg for utvinning av oljesand, oppgradering av tungolje og kraftanlegg for utvinning av oljesand.
Bakgrunn
Det globale behovet for olje er økende samtidig som ikke lett tilgjengelige oljeressurser blir oppdaget. Oljesand er en ressurs som har blitt utnyttet en tid, men utvinning av denne kilden har negative miljøaspekter i tillegg til at den er relativt kostbar.
Oljesand, også kjent som tjæresand eller ekstra tung olje, blir funnet i blanding med sand og/eller leire og vann. Utvinning, prosessering og oppgradering av blandingen for å oppnå kommersiell olje er energikrevende og resulterer i høyt utslipp av CO2. Dette har forårsaket miljømessige bekymringer relatert til denne utvinningen.
Oljesand blir utvunnet enten ved dagbrudds bergverksdrift, eller ved å bore inn i et oljefelt og utvinne bitumen fra den underjordiske strukturen. Valget av metode avhenger av flere faktorer, slik som faktisk struktur og tilgjengelighet til feltet. Utvinning av bitumen fra oljesand i en underjordisk struktur ved boring ned i strukturen og utvinning av bitumen gjennom oljebrønner krever vanligvis oppvarming av strukturen da viskositeten til bitumen ved temperaturen i strukturene krever tiltak for reduksjon av viskositeten slik som ved oppvarming eller solventekstraksjon.
Kjente fremgangsmåter for oppvarming av oljesandreservoarer er:
"toe to heel" luftinjeksjon hvor luft blir injisert inn i en injeksjonsbrønn, bitumen blir antent for å skape en vertikal vegg av ild som driver de lettere komponentene av bitumen mot en produksjonsbrønn. Syklisk dampstimulering hvor damp ved 300 til 340 °C blir injisert inn I en brønn eller et flertall av brønner over en periode på uker til måneder for å øke temperaturen i strukturen. Etter at brønnen så har fått lov å sette seg over none dager til uker, blir olje produsert. Når produksjonen faller under en bestemt grense, blir dampinjeksjonen startet igjen. • Dampassistert tyngdekraftdrenering, hvor grupper av horisontale brønner blir boret I oljesanden, en første gruppe blir boret ved bunnen av formasjonen og den andre gruppen omkring 5 meter over den første. Damp blir injisert inn i den andre gruppen brønner, smelter bitumen som strømmer mot den første gruppen brønner og blir pumpet til overflaten. • Elektrokjemisk stimulering (se for eksempel US6596142), hvor et flertall av elektroder blir satt inn i reservoaret og reservoaret blir oppvarmet elektrisk og varme blir overført innen reservoaret ved konveksjon og varmeledning. Den smeltede bitumen blir tillatt å strømme inn i produksjonsbrønner og blir pumpet til overflaten. Fortrinnsvis blir vann injisert samtidig med oppvarmingen for å øke produksjonen fra brønnen. • I tillegg, er en fremgangsmåte som kombinerer injeksjon av damp med elektrisk oppvarming av et reservoar kjent fra WO3007050445.
US2003127226 beskiver en fremgangsmåte for kombinert generering av damp som injiseres for økning av produksjon av olje fra et tungoljereservoar, og rensing av den produserte olje/vann blandingen. Damp for injeksjon / øket oljeutvinning produseres både fra det rensede vannet og ytterligere tilført vann. Det nevnes intet om håndtering av CO2bortsett fra at CO2og andre ikke kondenserbare gasser i den produserte blandingen av olje og gass ventileres bort.
US20082036117 beskriver et anlegg for produksjon av høytrykksdamp, CO2og nitrogen for injeksjon i en oljebrønn for øket oljeutvinning. Dampen produseres i en kjele fyrt med karbonholdig brensel. Eksosen fra kjelen blir komprimert og så introdusert i en absorber for separasjon av CO2fra den øvrige eksosgassen. Den separerte CO2blir videre komprimemert for injeksjon. Ren nitrogen blir separart fra den øvrige eksosgassen ved hjelp av membranteknologi, og nitrogenet blir komprimert for injeksjon i oljebrønnen.
"Toe to heel" fremgangsmåten er vanskelig å kontrollere og passer ikke for alle formasjoner. I tillegg, blir CO2produsert og sluppet ut til omgivelsene.
Fremgangsmåtene for oppvarming av formasjonene er alle energikrevende metoder hvor naturgass og/eller kull blir forbrent for å produsere damp og/eller elektrisk kraft, en aktivitet som forårsaker C02-utslipp fra produksjonen av olje i en uakseptabel høy grad. I mange jurisdiksjoner er import og produksjon av olje fra oljesand forbudt av denne grunnen og det er forventet av lover og reguleringer i så måte vil bli introdusert i mange land rundt omkring på jorden på grunn av effekten av CO2på drivhuseffekten.
Oppsummering av oppfinnelsen
Ifølge et første aspekt angår foreliggende oppfinnelse et anlegg for generering av damp for oljesandutvinning, fra karbonholdig brensel med gjenvinning av C02fra eksosgassen, hvor anlegget omfatter
brensellinje(r) for introduksjon av brensel inn i et forbrenningskammer,
luftlinjer for introduksjon av luft eller en annen oksygeninneholdende gass inn i forbrenningskammeret,
varmespiraler anordnet i forbrenningskammeret for å avkjøle forbrenningsgassene i forbrenningskammeret for å produsere damp og superoppvarmet damp i varmespiralene,
damputtakslinjer for uttak av damp fra varmespiralene, en eksosgasslinje for uttak av eksosgass fra forbrenningskammeret, hvor anlegget ytterligere omfatter en eller flere kompressorer for å komprimere luften eller den oksygeninneholdende gassen før den blir introdusert inn i forbrenningskammeret som blir operert ved et trykk på 5 til 15 bara, og en eller flere varmeveksler(e) for avkjøling av forbrenningsgassen i linje ,
en absorber hvor den avkjølte eksosgassen blir brakt i motstrøms kontakt med en arm CO2absorbent for å gi en rik absorbent og en CO2uttømt avgass, henholdsvis, fra absorberen, linjen for uttak av CO2uttømt avgass som er forbundet til varmevekslere for oppvarming av den CO2uttømte avgasse,
en eller flere turbin(er) for ekspandering av den CO2uttømte gassen etter oppvarming,
en avgasslinje for frigiving av den ekspanderte og CO2uttømte avgassen ut i omgivelsene,
en absorbent regenerator hvor den rike absorbenten blir regenerert, en arm absorbentlinje for resirkulering av den regenererte absorbenten til absorberen, og en gassuttakslinje forbundet med absorberen for uttak av CO2og damp fra regeneratoren, og
en damplinje for introduksjon av damp inn i et oljesand reservoar.
Ifølge en første utførelsesform er en eller flere varmeveksler(e) anordnet til damplinjene hvor en vannlinje er anordnet for å introdusere vann inn i varmeveksleren og damplinjen er anordnet for å trekke ut damp fra varmeveksleren.
Ifølge en andre utførelsesform, er en eller flere dampturbiner anordnet for ekspandering av damp fra linjene for å generere elektrisk kraft.
Ifølge en tredje utførelsesform omfatter anlegget ytterligere et anlegg for oppgradering av tungolje fra oljesand.
Ifølge en fjerde utførelsesform omfatter anlegget ytterligere omfatter en gassifikator for gassifisering av kull, en kokslinje for uttak av produsert koks, en gass uttakslinje for uttak av produsert gass I gassifikatoren, hvor gassuttakslinjen er forbundet til en separator for separasjon av de gassifiserte produktene, en linje for tunge hydrokarboner for uttak av en tung hydrokarbonfraksjon fra det gassifiserte produktet, en gasslinje for uttak av gass hovedsakelig omfattende metan og CO, og en hydrogenlinje for uttak av hydrogen fra separatoren og introduksjon av hydrogenet inn i oppgraderingsanlegget.
Ifølge en femte utførelsesfrom, omfatter anlegget ytterligere et koks- og gassfyrt kraftanlegg for produksjon av varme og elektrisk kraft, hvor anlegget omfatter en eksoslinje for uttak av eksosgass fra kraftanlegget of for introduksjon av eksosgassen som en oksygeninneholdende gass inn i et kraftanlegg med CO2fangst.
Ifølge en sjette utførelsesform, er eksosgasslinjen forbundet til et ytterligere gassfyrt kraftanlegg med CO2fangst for introduksjon av eksosgassen som en oksygeninneholdende gass inn i kraftanlegget.
Ifølge et andre aspekt angår foreliggende et system for produksjon av olje fra et oljesandfelt hvor dampinjeksjonsbrønner, produksjonsbrønner og elektroder er fremskaffet i oljegassfeltet, hvor systemet omfatter et anlegg som beskrevet ovenfor.
Kort beskrivelse av figurene
Figur 1er et eksempelvis flytdiagram for et anlegg ifølge foreliggende oppfinnelse, Figur 2 er et flytdiagram som illustrerer en kraftanleggsdel av et anlegg ifølge figur 1, Figur 3 er en illustrasjon av en alternativ utførelsesform av kraftanleggsdelen som illustrert i figur 2, Figur 4 er en andre alternative utførelsesform av kraftanleggsdelen som illustrert i figur 2, Figur 5 er et flytdiagram av en alternativ utførelsesform av anlegget ifølge foreliggende oppfinnelse, og Figur 6 er en andre alternativ utførelsesform av anlegget ifølge foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Figur 1 er en illustrasjon av et anlegg ifølge foreliggende oppfinnelse.
Et kraftanlegg 10, fortrinnsvis et anlegg med C02fangst hovedsakelig ifølge WO2004001301, Sargas AS, er fremskaffet for produksjon av elektrisk strøm, damp og for å fremskaffe varme for varmeforbrukende prosesser. Figur 2 er en forenklet oversikt over et anlegg av denne typen.
Kraftanlegget 10 kan bli fyrt med et hvilket som helst karbonholdig brensel, slik som kull, naturgass, eller olje, eller en hvilken som helst kombinasjon derav avhenging av lokal pris og tilgjengeligheten derav. Kull blir introdusert i kraftanlegget 10 gjennom en kull-linje 11,11'. Kull blir malt opp og blendet med vann, eventuelt med oljesand, som blir introdusert gjennom en oljesandlinje 15, til en pasta som blir pumpet inn i et trykksatt forbrenningskammer 101 og forbrent, fortrinnsvis i et trykksatt virvelsjikt sammen med luft. Luft blir introdusert gjennom et luftinntak 102 og komprimert ved hjelp av en eller flere kompressorer 103, 103' før den blir introdusert inn i forbrenningskammeret gjennom en luftlinje 104. Kullet kan bli erstattet av, eller supplementert av / med naturgass som blir introdusert gjennom linje 5, 5'.
Temperaturen i forbrenningskammeret blir redusert ved produksjon av damp og superoppvarming av damp i rørbunter henholdsvis 105,105', 105", som er anordnet i forbrenningskammeret 101.
Forbrenningsgass fra forbrenningskammeret 101 blir trukket ut gjennom en eksosgasslinje 106 og blir avkjølt i varmevekslere 107, 108 og eventuelt i en eller flere kjølere 109. Kondensert vann i den avkjølte eksosgassen blir fjernet i en flashtank 110 og blir trukket ut gjennom en vannlinje 111.
Den avkjølte eksosgassen som forlater flashtanken 110 blir trukket ut gjennom en linje 112 fra hvilken den blir introdusert inn I en absorber 113 og blir forårsaket å strømme motstrøms til en væskeformig CO2absorbent for å gi en rik CO2absorbent som er lastet med CO2som blir trukket ut gjennom en absorber utløpslinje 114, og en CO2uttømt eksosgass som blir trukket ut gjennom en avgasslinje 115.
Den rike absorbenten i linje 114 blir introdusert i en regenereringskolonne 116 hvor den blir forårsaket å strømme motstrøms til damp generert i en reboiler 117 ved koking av en del av den arme, eller CO2fattige absorbenten, som blir trykket ut fra bunnen av regeneratoren i en arm absorbent utløpslinje 118. Arm absorbent blir trukket ut fra bunnen av regenereringskolonnen i en linje 120 og blir resirkulert til absorberen 113. En varmeveksler 119 er fortrinnsvis anordnet for å kjøle den arme absorbenten i linje 120 mot den rike absorbenten i linje 114 før den rike absorbenten blir introdusert inn i regenereringskolonnen.
Frigitt CO2og vanndamp blir trukket ut fra regenereringskolonnen gjennom en uttakslinje 121. Gassen i gassuttakslinjen 121 blir avkjølt av en kjøler 122 og gass og vann blir separert i en separasjonstank 123, hvor vann blir oppsamlet i bunnen av tanken og trukket ut gjennom en linje 124 for å bli reintrodusert inn i prosessen, for eksempel som indikert i figuren ved introduksjon av vann i regenereringskolonnen for å opprettholde væskebalansen i systemet. Gassfasen i separasjonstanken 123, som er delvis tørket CO2, blir trukket ut gjennom en gasslinje 125 og blir viderebehandlet, hovedsakelig ved kompresjon og tørking som indikert ved kompressor 126 og kjøler 127. Avkjølt og komprimert CO2
Blir eksportert fra kraftanlegget 10 gjennom en C02-linje 12,12' for å bli eksportert fra anlegget for deponering eller øket oljegjenvinning (EOR).
Vann fra linje 111 blir fortrinnsvis introdusert inn i den CO2uttømte avgassen trukket ut gjennom linje 115, og gassen blir igjen oppvarmet i varmevekslere 108, 107 mot den innkommende eksosgassen i linje 106. Den oppvarmede CO2uttømte avgassen blir ekspandert over en eller flere turbiner 130, 130' før den ekspanderte gassen blir sluppet ut til omgivelsene gjennom en utløpslinje 131. Turbinen(e) 130, 130' kan være anordnet for å drive kompressorene 130,130' og kan i tillegg, eller alternativt, være forbundet til en generator for produksjon av elektrisk kraft.
Vann blir introdusert gjennom en vanninjeksjonslinje inn i en rørbunt 105 i forbrenningskammeret 101 for å produsere damp som blir trukket ut gjennom en damplinje 133 og blir ekspandert over en turbin 134. Den ekspanderte dampen fra turbinen 134 blir trukket ut gjennom en linje 135 og blir introdusert inn i rørbunten 105 hvor dampen i linje 135 blir oppvarmet for å produsere superoppvarmet damp som blir trukket ut gjennom superoppvarmet damplinje 135 og lir ekspandert i en turbin 137.
Ekspandert damp fra turbinen 137 blir trukket ut gjennom en damplinje 138 og blir introdusert inn i en lavtrykksturbin 139 og ekspandert deri. Turbinene 134, 137 og 139 kan være anordnet på et felles skaft 140 for å produsere elektrisk kraft i en generator 141, anordnet på det samme skaftet. Den elektriske kraften produsert i generatoren 141 og en hvilken som helst annen elektrisk kraft generert i kraftanlegget 1, blir eksportert fra kraftanlegget 10 gjennom linje 2, 2' som det vil bli beskrevet nærmere nedenfor.
Rørbunt 105" er forbundet til en dampsyklus 145 inn i hvilken damp blir trukket ut og introdusert inn i en varmeveksler 142. Vann blir introdusert inn i varmeveksleren 142 gjennom en vanninnløpslinje 143. Det introduserte vannet blir fordampet i varmeveksleren 142 gjennom damp i dampsyklussen 145, og den produserte dampen i varmeveksleren 142 blir trukket ut gjennom damplinje 14, som beskrevet med referanse til figur 1. Den avkjølte dampen / kondensere vannet i dampsyklus 145 blir så reintrodusert inn i rørbunten 105". Det vil være mulig å introdusere vann fra linje 143 direkte inn i rørbunten 105" for å unngå dampsyklusen 145 og varmeveksleren 142 og forbindelseslinjen 14 direkte til rørbunten 105". Krav til renhet til vannet som skal introduseres inn i en rørbunt i en kjele er, imidlertid, strenge for å unngå avsetninger i og korrosjoner i rørene. Et indirekte varmesystem omfattende en lukket syklus av damp / damp forbundet til en varmeveksler er derfor foretrukket.
Avhengig av de relative kravene for elektrisk kraft og damp for EPR, kan rørbuntene 105,105', 105", bli dimensjonert eller operert for å møte forskjellige behov. Ifølge en første utførelsesform illustrert i figur 2, blir damp og superoppvarmet damp produsert i henholdsvis rørspiralene 105, 105', hvilken damp blir ekspandert over dampturbiner 134, 137, 139 for generering kraft som beskrevet ovenfor. Damp for EOR blir generert som beskrevet ovenfor ved dampgenerering i rørspiral som beskrevet ovenfor ved dampgenerering i rørspiralen 105" for oppvarming av vann og generering av damp i varmeveksleren 142. Damp for EOR blir trukket ut gjennom 14.
Ifølge en andre utførelsesform illustrert i figur 3, er rørbuntene 105, 105' utelatt og erstattet totalt av rørbunt 105" slik at all damp som blir produsert i kjelen, produsert i rørspiraler 105" og blir benyttet for EOR.
Figur 4 illustrerer en tredje utførelsesform hvor rørspiralen 105' er utelatt. Både rørspiral 105 og 105" kan bli dimensjonert individuelt for å avkjøle forbrenningsgassene i forbrenningskammeret til den påkrevde temperaturen, slik at anlegget kan bli operert i forskjellige modi, en normalmodus hvor både elektrisk kraft og damp for EOR blir fremstilt, og alternative modi hvor all damp generert i rørspiralene blir produsert i enten rørbunt 105 eller 105', for å resultere i produksjon av kun elektrisk kraft eller kun damp for EOR.
En hvilken som helst elektrisk kraft generert I kraftanlegget 10 blir trukket ut gjennom linjer 2, 2' for å bli benyttet I anlegget 1 eller bli eksportert. Den elektriske kraften i linjer 2, 2' for å bli benyttet i anlegget 1 eller for eksport. Den elektriske kraften i linje 2 kan bli benyttet som et supplement for alternativ til dampinjeksjon for å fremme produksjonen av bitumen, ved hjelp av elektroder satt ned i oljen eller tjæresanden.
Lavtemperaturvarme fra kraftanlegget, dvs. Fra en hvilken som helst kjøler slik som en kjøler 144 fremskaffet i linje 132, kan blik trukket ut gjennom en linje 16 og bli benyttet I en varmeveksler 17 for oppvarming av innkommende bitumen 16 og for å redusere viskositeten dertil. Fagmannen vil imidlertid forstå at varme fra flere kjølere kan bli kombinert i linje 16. Vannretur fra varmeveksleren blir trukket ut i en linje 18 tilbake til kraftanlegget 10, for eksempel via en gassifikator 20, hvor den gjenværende varmen i vannet kan bli benyttet for å forvarme innkommende kull for gassifisering, før vannet blir returnert til kraftanlegget 10 via linje 19.
Gassifikatoren 20 er fremskaffet for gassifisering av kull. Kull blir introdusert inn i gassifikatoren 20 gjennom kullinjen 11, 11' og som nevnt ovenfor, kan det innkommende kullet bli forvarmet av damp- eller vannretur fra varmevekslere. Gass blir introdusert inn i gassifikatoren for oppvarming av kull i en gassifikatorreaktor til en temperatur typisk over 700 °C. Forskjellige prosesser foregår i gassifikatoren: • Pyrolyse (eller volatilisering) som opptrer som et resultat av oppvarmingen av kullpartikler. Under pyrolysen blir flyktige stoffer I form av tunge hydrokarboner (HC), hydrogen og lettere hydrokarboner, for det meste metan, frigitt for å etterlate koks som et faststoff. De flyktige komponentene kan utgjøre opp til 70% av kullvekten. • Gassifisering ved reaksjon med vann for å produsere hydrogen og karbonmonoksid ifølge reaksjonen C+H20 --> H2+ CO. • Vannskiftreaksjon, som er en reversible reaksjon som kan øke hydrogenproduksjonen ifølge den følgende reaksjonen: CO + H20
C02+ H2.
I tillegg kan partiell forbrenning ved tilsetning av en kontrollert mengde oksygen
bli inkludert for å fremskaffe varme for gassifiseringsprosessen.
Vann kan bli introdusert inn i gassifikatoren 20 gjennom en vannlinje 21 for å øke produksjonen av hydrogen inn I gassifatoren hvis nødvendig eller foretrukket.
Koks fra gassifikatoren blir trukket ut gjennom kokslinje 22. De flyktige komponentene blir fjernet gjennom en linje 23 for flyktige komponenter og blir
introdusert inn i en separator 24.1 separatoren 24 blir tunge hydrokarboner (HC) separert fra de øvrige flyktige komponentene ved kondensasjon og blir trukket ut gjennom en HC linje 25. Hydrogen blir separert fra den gjenværende gassfasen i separatoren 24 ved hjelp av konvensjonell separasjonsteknologi, slik som membraner og trykksvingsseparasjon. Hydrogen blir trukket ut gjennom en hydrogenlinje 26 og levert til oppgraderingsanlegget 30, mens den gjenværende gassfasen, hovedsakelig omfattende metan og CO, blir trukket ut gjennom en gasslinje 27.
Dampen i den ovenfor nevnte linje 14 blir introdusert inn i et ikke vist oljereservoar for å produsere bitumen fra reservoaret. Den produserte bitumen blir trukket ut fra reservoaret gjennom bitumenlinjen 1, og eventuelt oppvarmet i varmeveksleren 17 før bitumen blir introdusert til et oppgraderingsanlegg 30.
I oppgraderingsanlegget blir bitumen behandlet på en konvensjonell måten ved fjerning av vann, sand og fysisk avfall og lettere produkter, katalytisk rensing for fjerning av metaller, nitrogen og svovel, og krakking, eller kutting av lange hydrokarbonkjederfor å produsere kortere hydrokarbonkjeder for å redusere viskositeten til den resulterende blandingen av hydrokarboner betydelig.
Metaller, svovel og nitrogen som er bundet til hydrokarboner i bitumen blir fjernet ved hydrogeneringsprosesser. Fjerning av svovel og nitrogen blir typisk utført i en reaktor i nærvær av en metallkatalysator ved en forhøyet temperatur slik som for eksempel 300 til 400 °C og ved et forhøyet trykk, slik som fra 30 til 130 bara, for å produsere avsvovlet og / eller denitrogenifisert hydrokarbonprodukt og H2S og/eller NH3som blir separert fra produktet.
Tunge hydrokarboner blir krakket, eller kuttet i kortere hydrokarbonkjeder ved hydrokrakking, som er en katalytisk krakkingprosess ved et forhøyet trykkk av hydrogen, for å gi lettere og hovedsakelig mettede hydrokarboner som er passende for behovet for bensin, diesel, kerosen etc.
Hydrogen for oppgraderingsanlegget blir tilsatt til oppgraderingsanlegget gjennom en hydrogenlinje 26. En ytterligere hydrogenlinje 33 som mottar hydrogen fra en elektrolytisk enhet 32 kan være fremskaffet dersom ytterligere hydrogen er nødvendig. Den elektrolystiske enheten 32 splitter vann introdusert gjennom en vannlinje 34 elektrolytisk ved hjelp av elektrisk kraft mottatt gjennom en kraftlinje 2" som mottar kraft fra linje 2. Hydrogen blir trukket ut gjennom linje 33 og introdusert til oppgraderingsanlegget, mens oksygen blir trukket ut gjennom en oksygenlinje 36.
Varme for oppgradering av bitumen blir mottatt gjennom, fortrinnsvis i form av damp, i en linje 37. Dampen i linje 37 blir generert i et kraftanlegg 40 fyrt primært av høyere hydrokarboner som forlater oppgraderingsanlegget i linje 31, koks generert i gassifikatoren 20 og som blir ledet i en linje 22 fra gassifikatoren til kraftanlegget 40, og høyere hydrokarboner i linje 27 som er separert fra de flyktige bestanddelene i separator 24.
Oljen som er resultat av oppgraderingen av bitumen, blir trukket ut fra anlegget gjennom en produktlinje 3 for eksport fra anlegget.
Kraftanlegget 40 er et termisk kraftanlegg som kan forbrenne koks, og høyere hydrokarboner, for å produsere damp som blir trukket ut gjennom linje 37, og elektrisk kraft som blir trukket ut gjennom linje 2"' og levert til linje 2 for anvendelse i anlegget eller for eksport. Luft blir introdusert inn i kraftanlegget 40 gjennom en luftlinje 43.
Eksosgass fra kraftanlegget 40 blir trukket ut gjennom en eksoslinje 41 og blandet med luft i en luftlinje 42, og eventuelt med oksygen fra linje 36, før den blir introdusert inn i et kraftanlegg 50 med C02-fangst som oksygeninneholdende gass. Kraftanlegget 50 er fortrinnsvis et anlegg hovedsakelig som beskrevet med referanse til figur 2. Brenselet inn i kraftanlegget 50 er hovedsakelig metan og CO fra separatoren 24 gjennomlinje 25 og naturgass introdusert gjennomlinje 5"', begge inn i forbrenningskammeret 101. CO2blir trukket ut gjennom linje 12" og blir kombinert med CO2i linje 12 for deponering eller EOR. CO2blir trukket ut gjennom linje 12" og blir kombinert med CO2i linje 12 for deponering eller EOR. C02-uttømt og ekspandert eksosgass blir frigitt til omgivelsene gjennom en avgasslinje 51, mens elektrisk kraft blir trukket ut gjennom en linje 52 og kombinert med den elektriske kraften i linje 2"', 2.
Elektrisk kraft i linje 2 blir benyttet for forskjellige formål i anlegget, for fremming av produksjon av bitumen og ekstra elektrisk kraft kan bli levert til nettet 9 via transformator 8. Figur 5 illustrerer en alternativ utførelsesform av foreliggende oppfinnelse hvor kraftanleggene 10 og 50 er kombinert til ett kraftanlegg 10. Eksoslinje 41 fra kraftanlegget 40, og en oksygenlinje 36, er her anordnet for å levere eksosgass fra kraftanlegget 40 og oksygen fra elektrolyseenheten 32, henholdsvis, til kraftanlegget 10 for å bli kombinert med luft introdusert gjennom luftinntaket 102 som oksygeninneholdende gass for forbrenning i forbrenningskammeret 101.1 denne utførelsesformen utgjør naturgass all eller det meste av brenselet til kraftanlegget 10.1 tillegg må kraftanlegget 10 være dimensjonert til å håndtere kapasiteten til både kraftanlegg 10 og 50. Figur 6 illustrerer enda en alternativ utførelsesform av foreliggende anlegg inkludert et kraftanlegg 10 med C02fangst, en gassifikator 20 og et oppgraderingsanlegg 20.1 denne utførelsesformen blir gassifikatoren operert slik at karbonet i kullet blir gassifisert ifølge formelen
C + H20 -> CO + H2. Det genererte hydrogenet kan bli reagert igjen med ytterligere vann ifølge vannskiftreaksjonenen nevnt ovenfor, for å gi CO2og ytterligere hydrogen. Energibehovet for reaksjonene i gassifikatoren kan bli lost ved introduksjon av noe oksygeninneholdende gass, noe som resulterer I en partiell oksidasjon av karbon i en eksoterm reaksjon.
Når gassifikatoren blir operert for å gi kun gassformige produkter er det intet behov for et koksfyrt kraftanlegg. Et hvilket som helst varmebehov i en hvilken som helst del av anlegget kan bli løst ved varmeintegrering, dvs. overføring av varme fra et sted hvor kjøling er påkrevet, til å varme en varmekrevende del av anlegget, eller ta en del av dampen i linje 14 og introdusere denne dampen inn i en varmeavhengig prosess.
Hydrogen fra separasjonsenheten 24 blir introdusert inn i oppgraderinsganlegget som beskrevet ovenfor, og den gjenværende gassen fra separasjonsenheten blir trukke tut gjennom linjer 27, 25, henholdsvis, og introdusert inn i kraftanlegg 10 som brenselgass sammen med tunge hydrokarboner trukket ut fra oppgraderingsanlegget gjennom linje 31.

Claims (7)

1. Et anlegg for generering av damp for oljesandutvinning, fra karbonholdig brensel med gjenvinning av CO2fra eksosgassen, hvor anlegget omfatter brensellinje(r) (5', 11') for introduksjon av brensel inn i et forbrenningskammer (101), luftlinjer (102, 104) for introduksjon av luft eller en annen oksygeninneholdende gass inn i forbrenningskammeret, varmespiraler (105,105', 105") anordnet i forbrenningskammeret (101) for å avkjøle forbrenningsgassene i forbrenningskammeret for å produsere damp og superoppvarmet damp i varmespiralene, damputtakslinjer (133, 136, 145) for uttak av damp fra varmespiralene, en eksosgasslinje (106) for uttak av eksosgass fra forbrenningskammeret (101),karakterisert vedat anlegget ytterligere omfatter en eller flere kompressorer (103,103') for å komprimere luften eller den oksygeninneholdende gassen før den blir introdusert inn i forbrenningskammeret som blir operert ved et trykk på 5 til 15 bara, og en eller flere varmeveksler(e) 107,
108) for avkjøling av forbrenningsgassen i linje (106), en absorber (113) hvor den avkjølte eksosgassen blir brakt i motstrøms kontakt med en arm CO2absorbent for å gi en rik absorbent og en C02uttømt avgass, henholdsvis, fra absorberen, linjen (115) for uttak av C02uttømt avgass som er forbundet til varmevekslere (107,108) for oppvarming av den CO2uttømte avgassen, en eller flere turbin(er) (130,130') for ekspandering av den CO2uttømte gassen etter oppvarming, en avgasslinje 13 for frigiving av den ekspanderte og CO2uttømte avgassen ut i omgivelsene, en absorbent regenerator (116) hvor den rike absorbenten blir regenerert, en arm absorbentlinje (120) for resirkulering av den regenererte absorbenten til absorberen (113), og en gassuttakslinje (121) forbundet med absorberen for uttak av C02og damp fra regeneratoren (116), og en damplinje (14) for introduksjon av damp inn i et oljesandreservoar.
2. Anlegget ifølge krav 1, hvor en eller flere varmeveksler(e) (142) er anordnet til damplinjene (133, 136, 145) hvor en vannlinje 143 er anordnet for å introdusere vann inn i varmeveksleren (142) og damplinjen (14) er anordnet for å trekke ut damp fra varmeveksleren.
3. Anlegget ifølge krav 1 eller 2, hvor en eller flere dampturbiner (134, 137, 139) er anordnet for ekspansjon av gass fra linjer (133, 136, 138) for å generere elektrisk kraft.
4. Anlegget ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor anlegget ytterligere omfatter et oppgraderingsanlegg for tungolje (30) for oppgradering av den produserte tungoljen fra oljesanden.
4. Anlegget ifølge krav 3, hvor anlegget ytterligere omfatter en gassifikator (20) for gassifisering av kull, en kokslinje (22) for uttak av produsert koks, en gass uttakslinje (23) for uttak av produsert gass I gassifikatoren, hvor gassuttakslinjen er forbundet til en separator (24) for separasjon av de gassifiserte produktene, en linje (25) for tunge hydrokarboner for uttak av en tung hydrokarbonfraksjon fra det gassifiserte produktet, en gasslinje (27) for uttak av gass hovedsakelig omfattende metan og CO, og en hydrogenlinje (26) for uttak av hydrogen fra separatoren og introduksjon av hydrogenet inn i oppgraderingsanlegget (30).
5. Anlegget ifølge krav 4, ytterligere omfattende et koks- og gassfyrt kraftanlegg (40) for produksjon av varme og elektrisk kraft, hvor kraftanlegget omfatter en eksosgasslinje for introduksjon av eksosgassen som en oksygeninneholdende gass inn I kraftanlegget med C02-fangst (10, 50).
6. Anlegget ifølge krav 5, hvor eksosgasslinjen (41) er forbundet til et ytterligere gassfyrt kraftanlegg med CCvfangst (50) for introduksjon av eksosgassen som en oksygeninneholdende gass inn I kraftanlegget (50).
7. Et system for utvinning av olje fra et oljesandfelt, hvor dampinjeksjonsbrønner, produksjonsbrønner og elektroder er fremskaffet I oljegassfeltet, hvor systemet omfatter et anlegg ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 6.
NO20092625A 2009-07-11 2009-07-11 Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand NO330123B1 (no)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20092625A NO330123B1 (no) 2009-07-11 2009-07-11 Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand
US12/833,570 US8701764B2 (en) 2009-07-11 2010-07-09 Oil sand production without CO2 emission
CA2709604A CA2709604C (en) 2009-07-11 2010-07-09 Oil sand production without co2 emission
BRPI1004399-3A BRPI1004399A2 (pt) 2009-07-11 2010-07-09 método e instalação para recuperação de areia oleaginosa de combustìvel carbonáceo
US14/197,114 US20140182835A1 (en) 2009-07-11 2014-03-04 Oil sand production without co2 emission

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20092625A NO330123B1 (no) 2009-07-11 2009-07-11 Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20092625A1 NO20092625A1 (no) 2011-01-12
NO330123B1 true NO330123B1 (no) 2011-02-21

Family

ID=43426612

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20092625A NO330123B1 (no) 2009-07-11 2009-07-11 Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand

Country Status (4)

Country Link
US (2) US8701764B2 (no)
BR (1) BRPI1004399A2 (no)
CA (1) CA2709604C (no)
NO (1) NO330123B1 (no)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5665022B2 (ja) * 2010-03-31 2015-02-04 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 二酸化炭素ガス回収装置
NO333145B1 (no) * 2010-10-28 2013-03-18 Sargas As Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg
CA2729457C (en) 2011-01-27 2013-08-06 Fort Hills Energy L.P. Process for integration of paraffinic froth treatment hub and a bitumen ore mining and extraction facility
CA2733332C (en) 2011-02-25 2014-08-19 Fort Hills Energy L.P. Process for treating high paraffin diluted bitumen
CA2733342C (en) 2011-03-01 2016-08-02 Fort Hills Energy L.P. Process and unit for solvent recovery from solvent diluted tailings derived from bitumen froth treatment
CA2733862C (en) 2011-03-04 2014-07-22 Fort Hills Energy L.P. Process and system for solvent addition to bitumen froth
CA2735311C (en) 2011-03-22 2013-09-24 Fort Hills Energy L.P. Process for direct steam injection heating of oil sands bitumen froth
CA2815785C (en) 2011-04-15 2014-10-21 Fort Hills Energy L.P. Heat recovery for bitumen froth treatment plant integration with temperature circulation loop circuits
CA3077966C (en) 2011-04-28 2022-11-22 Fort Hills Energy L.P. Recovery of solvent from diluted tailings by feeding a solvent diluted tailings to a digester device
CA2857700C (en) 2011-05-04 2015-07-07 Fort Hills Energy L.P. Process for enhanced turndown in a bitumen froth treatment operation
CA2832269C (en) 2011-05-18 2017-10-17 Fort Hills Energy L.P. Temperature control of bitumen froth treatment process with trim heating of solvent streams
CN104981658B (zh) * 2012-12-21 2017-07-11 卡万塔能源有限责任公司 气化燃烧系统
WO2014201139A1 (en) * 2013-06-11 2014-12-18 Conocophillips Company Steam generator and carbon dioxide capture
CN105114045B (zh) * 2015-08-05 2018-04-27 中国石油大学(华东) 一种基于气举法采油的ccus系统及应用
CN108261899A (zh) * 2017-12-28 2018-07-10 江苏优拿大环保科技有限公司 用于海上采油平台废气脱硫及二氧化碳回收回灌的设备

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3047479A (en) * 1957-09-09 1962-07-31 United Nuclear Corp Steam reactor system
US7077201B2 (en) * 1999-05-07 2006-07-18 Ge Ionics, Inc. Water treatment method for heavy oil production
US6596142B2 (en) 2000-03-22 2003-07-22 Mcmillan-Mcgee Corporation Electro-thermal dynamic stripping process
US6840199B2 (en) * 2000-05-19 2005-01-11 Shell Oil Company Process for heating system
US6805721B2 (en) * 2002-01-10 2004-10-19 Steven D. Burch Fuel processor thermal management system
NO20023050L (no) * 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
CA2430088A1 (en) * 2003-05-23 2004-11-23 Acs Engineering Technologies Inc. Steam generation apparatus and method
CA2509719C (en) * 2004-06-10 2007-05-15 Jackie L. Brewster Method and apparatus for providing on-demand hot water
GB0516154D0 (en) * 2005-08-05 2005-09-14 Ntnu Technology Transfer As Carbon membranes
US7243618B2 (en) * 2005-10-13 2007-07-17 Gurevich Arkadiy M Steam generator with hybrid circulation
US8606091B2 (en) 2005-10-24 2013-12-10 Shell Oil Company Subsurface heaters with low sulfidation rates
US7278379B2 (en) * 2005-11-14 2007-10-09 Pvi Industries, Llc Heat exchange system
CN201031677Y (zh) * 2007-03-30 2008-03-05 辽河石油勘探局 锅炉烟道气加压吸收二氧化碳液化注井采油装置
US7632394B2 (en) * 2007-05-29 2009-12-15 Westinghouse Plasma Corporation System and process for upgrading heavy hydrocarbons
DE102007027723A1 (de) * 2007-06-15 2008-12-18 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zur Wasserstoffabtrennung aus Gasströmen mittels Druckwechseladsorptionsverfahren
US20090206007A1 (en) * 2008-02-20 2009-08-20 Air Products And Chemicals, Inc. Process and apparatus for upgrading coal using supercritical water
US7931888B2 (en) * 2008-09-22 2011-04-26 Praxair Technology, Inc. Hydrogen production method

Also Published As

Publication number Publication date
CA2709604C (en) 2017-08-29
US20110005750A1 (en) 2011-01-13
BRPI1004399A2 (pt) 2012-12-04
CA2709604A1 (en) 2011-01-11
US20140182835A1 (en) 2014-07-03
US8701764B2 (en) 2014-04-22
NO20092625A1 (no) 2011-01-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO330123B1 (no) Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand
US8047007B2 (en) Methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions
CN103221632B (zh) 利用二氧化碳开采地层沉积物的方法
AU2006200466B2 (en) Flue gas injection for heavy oil recovery
AU2009228062B2 (en) Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US8167960B2 (en) Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil
CN105189942B (zh) 处理排放物以提高油采收率
US20100236987A1 (en) Method for the integrated production and utilization of synthesis gas for production of mixed alcohols, for hydrocarbon recovery, and for gasoline/diesel refinery
US20150376801A1 (en) High pressure process for CO2 capture, utilization for heat recovery, power cycle, super-efficient hydrogen based fossil power generation and conversion of liquid CO2 with water to syngas and oxygen
CN107735624A (zh) 在地热设备中利用含水层流体的内能的方法
NO20093575A1 (no) Fremgangsmate og anordning for samtidig produksjon av energi pa formene elektrisitet, varme og hydrogengass
CA2739420C (en) Systems and methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions
RU2016107719A (ru) Система подачи водорода и способ подачи водорода
NO333145B1 (no) Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg
US20150005399A1 (en) Method and device for producing synthetic gas and method and device for synthesizing liquid fuel
CA2732456A1 (en) Bitumen production method
US4930574A (en) Method for tertiary oil recovery from deep-well drill holes with utilization of the escaping petroleum gas
RU2571141C2 (ru) Способ и установка ожижения и дистилляции летучих веществ, содержащихся в твердом углеродистом материале
AU7160900A (en) Process for production of methane and other hydrocarbons from coal
CN110628478B (zh) 加压移动床煤制天然气联产燃油芳烃方法
TW201118161A (en) Method for operating a coke oven arrangement
WO2024073846A1 (en) System and process for hydroconverting biomass to renewable synthetic crude oil
CN110467943A (zh) 一种煤制天然气、烯烃及煤焦油方法
Facilitates et al. Gas to Hydrogen Power Process

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: CO2 CAPSOL AS, NO

MM1K Lapsed by not paying the annual fees