PL174462B1 - Sposób wytwarzania mieszanin gazowych zawierających metan - Google Patents
Sposób wytwarzania mieszanin gazowych zawierających metanInfo
- Publication number
- PL174462B1 PL174462B1 PL94315184A PL31518494A PL174462B1 PL 174462 B1 PL174462 B1 PL 174462B1 PL 94315184 A PL94315184 A PL 94315184A PL 31518494 A PL31518494 A PL 31518494A PL 174462 B1 PL174462 B1 PL 174462B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- oxygen
- methane
- stream
- gas
- pressure
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 283
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 87
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims description 18
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 191
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 191
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 191
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 99
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 75
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 67
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 94
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 59
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 47
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 45
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 23
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 17
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 15
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000005691 oxidative coupling reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 13
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 10
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims description 8
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 6
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 5
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 4
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 4
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 3
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 claims description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 claims description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 claims description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NLOAOXIUYAGBGO-UHFFFAOYSA-N C.[O] Chemical compound C.[O] NLOAOXIUYAGBGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 241000270295 Serpentes Species 0.000 claims 1
- GMACPFCYCYJHOC-UHFFFAOYSA-N [C].C Chemical compound [C].C GMACPFCYCYJHOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- -1 air Chemical compound 0.000 claims 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 claims 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 235000013372 meat Nutrition 0.000 claims 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims 1
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 16
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 9
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 8
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 6
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000274 adsorptive effect Effects 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 5
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Chemical group 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Chemical group 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JVFDADFMKQKAHW-UHFFFAOYSA-N C.[N] Chemical compound C.[N] JVFDADFMKQKAHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000503 Na-aluminosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003723 Smelting Methods 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000364021 Tulsa Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000035 biogenic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;molecular oxygen Chemical compound O=O.O=C=O UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011038 discontinuous diafiltration by volume reduction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 description 1
- 235000012217 sodium aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000009628 steelmaking Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/006—Production of coal-bed methane
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
- F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
- F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
- F25J3/04533—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the direct combustion of fuels in a power plant, so-called "oxyfuel combustion"
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
- F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
- F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
- F25J3/04539—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
- F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
- F25J3/04563—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating
- F25J3/04569—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating for enhanced or tertiary oil recovery
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
- Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
Abstract
1. Sposób wytwarzania mieszanin gazowych zawierajacych metan z zastosowaniem gazu wzbogaconego w tlen pochodzacego z procesu, znamienny tym, ze prowadzi sie kolejno operacje rozdzielania mieszaniny gazowej zawierajacej co najmniej okolo 10% objetoscio- wych tlenu, na strumien zubozony w tlen i strumien wzbogacony w tlen, tloczenia strumienia zubozonego w tlen poprzez otwór zasilajacy, do stalej, weglowej formacji podziemnej zawierajacej metan, pod cisnieniem wyzszym niz cisnienie tej formacji, odzyskiwania mie- szaniny gazowej zawierajacej metan z otworu produkcyjnego polaczonego plynowo ze stala, weglowa formacja podziemna, oraz reakcji co najmniej czesci strumienia wzbogaconego w tlen ze strumieniem reagenta, zawierajacego co najmniej jeden reagent ulegajacy utlenieniu. PL PL
Description
Przedmiotem wynalazku jest sposób wytwarzania gazu zawierającego metan i zastosowanie strumienia gazu wzbogaconego w tlen pochodzącego z procesu, polegający na tym, że prowadzi się kolejno operacje fizycznego rozdzielania mieszaniny gazowej zawierającej co najmniej 10 procent objętościowych tlenu, na strumień zubożony w tlen i na strumień wzbogacony w tlen, wtłaczania do formacji podziemnej zawierającej metan, pod ciśnieniem wyższym niż ciśnienie tej formacji, strumienia zubożonego w tlen, poprzez otwór zasilający połączony płynowo ze stałą, węglową formacją podziemną, odzyskiwania mieszaniny gazowej zawierającej metan z otworu produkcyjnego połączonego płynowo ze stałą, węglową formacją podziemną i reakcji co najmniej części strumienia wzbogaconego w tlen, ze strumieniem reagenta zawierającego co najmniej jeden reagent ulegający utlenieniu.
Określenie, stała, węglowa formacja podziemna, użyte w niniejszym, odnosi się do dowolnej, w zasadzie stałej materii zawierającej metan, znajdującej się pod powierzchnią ziemi, wytworzonej w wyniku termicznego i biogennego rozkładu materii organicznej. Stałe, węglowe formacje podziemne obejmują węgle i łupki osadowe, lecz nie ograniczają się do nich.
Użyte w niniejszym określenie reagujący, odnosi się do dowolnej reakcji strumienia wzbogaconego w tlen z drugim strumieniem procesu. Przykładami takich reakcji jest spalanie, lecz nie ograniczają się do niego, jak również inne reakcje chemiczne wliczając w to reformowanie, takie jak reformowanie parowe metanu do gazu syntezowego, chemiczne procesy oksydacyjne takie jak konwersja etylenu do tlenku etylenu i oksydacyjny proces sprzęgania opisany w niniejszym.
Zastosowane w niniejszym określenie reagent ulegający utlenieniu” oznacza dowolny, organiczny lub nieorganiczny reagent, który ulega reakcji chemicznej z tlenem. Na przykład do reagentów ulegających utlenieniu zalicza się substancje, które mogą łączyć się chemicznie z tlenem, które mogą ulegać odwodomieniu w wyniku działania tlenu lub które poza tym zawierają element, którego wartościowość w wyniku reakcji z tlenem wzrasta w kierunku dodatnim.
Użyte w niniejszym określenie reagent organiczny, oznacza dowolny związek zawierający węgiel i wodór, bez względu na obecność takich heteroatomów jak azot, tlen i siarka. Przykłady obejmują metan i inne węglowodory, lecz nie ograniczają się do nich, czy to użyte jako paliwa, czy też substraty do przemiany w inne substancje organiczne.
Termin reagent nieorganiczny, użyty w niniejszym, oznacza dowolny reagent, który nie zawiera zarówno węgla jak i wodoru.
Odmiana sposobu wytwarzania gazu zawierającego metan i zastosowania strumienia gazu wzbogaconego w tlen otrzymanego w procesie, polega na tym, że prowadzi się kolejno operacje fizycznego rozdziału gazu zawierającego co najmniej 10% objętościowych tlenu i co najmniej 60% objętościowych azotu na strumień zubożony w tlen i strumień wzbogacony w tlen, wtłaczania, poprzez otwór zasilający, strumienia zubożonego w tlen do stałej, węglowej formacji zawierającej metan, pod ciśnieniem wyższym niż ciśnienie tej formacji, wydobywania miesza174 462 niny gazowej zawierającej metan i azot z otworu produkcyjnego połączonego płynowo ze stałą, węglową formacją podziemną i reakcji co najmniej części strumienia wzbogaconego w tlen ze strumieniem reagenta zawierającego co najmniej jeden reagent wybrany z grupy składającej się z metanu i reagentów pochodnych metanu.
Użyte w niniejszym określenie reagent pochodny metanu, oznacza związek utworzony bezpośrednio z surowca zawierającego metan, związek, do którego syntezy wykorzystuje się półprodukt wytworzony ze strumienia procesu zawierającego metan lub związek o charakterze polarnym występujący w gazie ziemnym, stanowiący zanieczyszczenie. Do przykładów reagentów pochodnych metanu zalicza się, nie ograniczając się do nich, gaz syntezowy otrzymany w wyniku reformowania metanu, metanol lub eter dimetylowy gdy tworzą się w reakcji bezpośredniej lub etapowej gazu syntezowego nad katalizatorem, mieszaniny zawierające węglowodory C2 i wyższe i/lub ich odmiany zawierające heteroatom, otrzymane w takim procesie jak katalityczne uwodornienie metodą Fisher-Tropsch’a gazu syntezowego otrzymanego z metanu nad katalizatorem i zwykły gaz ziemny zanieczyszczony siarkowodorem.
Następną odmianą sposobu wytwarzania gazu zawierającego metan i użycia otrzymanego w procesie gazu wzbogaconego w tlen, jest proces polegający na tym, że prowadzi się kolejno operacje fizycznego rozdzielania powietrza na strumień zubożony w tlen, w którym stosunek objętościowy azotu do tlenu wynosi co najmniej 9:1 i na strumień wzbogacony w tlen, w którym stosunek objętościowy azotu do tlenu wynosi mniej niż 2,5:1, wtłaczania, poprzez otwór zasilający, strumienia zubożonego w tlen do złoża węglowego zawierającego metan, pod ciśnieniem wyższym niż ciśnienie tej formacji, strumienia zubożonego w tlen, odzyskiwania mieszaniny gazowej zawierającej metan i azot z otworu produkcyjnego połączonego płynowo ze złożem węglowym i reakcji co najmniej części strumienia wzbogaconego w tlen ze strumieniem reagenta zawieraj ącym co najmniej jeden reagent wybrany z grupy składającej się z metanu i reagentów pochodnych metanu.
Użyte w niniejszym określenie złoże węglowe, oznacza pojedynczy pokład węgla lub szereg pokładów węgla, które zawierają metan i przez które wtłaczany gaz może przemieszczać się do otworu produkcyjnego.
Określenie powietrze, które użyto w niniejszym, oznacza dowolną mieszaninę gazową zawierającą co najmniej 15% objętościowych tlenu i co najmniej 60% objętościowych azotu. Korzystnie, powietrze jest mieszaniną atmosferyczną gazów znajdującą się w pobliżu odwiertu i zawierającą od około 18 do 20% objętościowych tlenu i od 80 do 82% objętościowych azotu.
Użyte w niniejszym określenie odzyskiwanie, oznacza kontrolowane wydobycie i dysponowanie gazem, takiejak składowanie gazu w zbiornikach i dystrybucja gazu rurociągiem. Określenie odzyskiwanie wyklucza wyraźnie wypuszczanie gazu do atmosfery.
Każda z powyższych odmian wynalazku umożliwia w korzystny sposób wytwarzanie metanu, ponieważ każda efektywnie wykorzystuje strumień produktu ubocznego wzbogacony w tlen, otrzymany w trakcie wytwarzania strumienia zubożonego w tlen. Wykorzystanie w ten sposób strumienia wzbogaconego w tlen daje w wyniku proces korzystniejszy ekonomicznie od procesów przeprowadzanych innymi sposobami.
W szeregu korzystnych odmianach wynalazku, mieszaninę metanową zawierającą azot wydobytą z formacji podziemnej miesza się ze strumieniem wzbogaconym w tlen, w celu wytworzenia mieszaniny do spalania korzystnej stiechometrycznie i tym samym wyeliminowania lub zredukowania konieczności usuwania azotu z wydobytej mieszaniny metanowej. Inne, korzystne odmiany wynalazku wykorzystują metan lub reagenty pochodne metanu w różnych procesach chemicznych. Te odmiany są szczególnie korzystne, ponieważ metan jest dostępny na miejscu lub w pobliżu instalacji produkcyjnej. W pewnych szczególnie korzystnych odmianach, metan do reakcji lub reagent pochodny metanu otrzymuje się z tej samej formacji, do której został wtłoczony gaz zubożony w tlen.
Poniżej przedstawiono szereg szczegółowych sposobów według obecnego wynalazku.
Szczegółowe sposoby postępowania przedstawione poniżej, są podane wyłącznie dla ilustracji i nie mogą oznaczać ograniczenia zakresu wynalazku określonego w załączonych zastrzeżeniach.
174 462
Wspólną cechą każdego procesu opisanego w niniejszym jest po pierwsze wytworzenie strumienia zubożonego w tlen, użytego do zwiększenia wydobycia metanu z podziemnej formacji i po drugie wykorzystanie w pewnych typach procesów utleniania strumienia wzbogaconego w tlen, wytworzonego jako produkt uboczny w procesie otrzymywania strumienia zubożonego w tlen. Gaz zawierający metan wytworzony sposobem według tego wynalazku, można wykorzystać na miejscu do takich celów jak spalanie w siłowniach, jako surowiec w instalacjach chemicznych lub gaz wielkopiecowy. Odmiennie, wytworzony gaz można wprowadzić do rurociągu gazu ziemnego, wstępnie usuwając Iub nie z wyprodukowanego gazu azot i/lub inne gazy.
Jakkolwiek często korzystnie będzie poddać reakcji azot i gaz zawierający metan wyprodukowany z formacji podziemnej ze strumieniem wzbogaconym w tlen, wytworzonym w procesie odzyskiwania metanu, to strumień wzbogacony w tlen można poddać reakcji ze strumieniami zawierającymi dowolną substancję ulegającą utlenieniu, bez odejścia od istoty wynalazku. Zwykle, strumienie te będą zawierać metan Iub pochodną metanu, ale strumień wzbogacony w tlen można poddawać reakcji z innymi substancjami organicznymi, szczególnie gdy zintegrowany zakład petrochemiczny usytuowany jest na terenie Iub w pobliżu miejsca wydobywania gazu ziemnego.
Strumienie procesu zubożone w tlen i wzbogacone w tlen, niezbędne do praktycznej realizacji sposobu według wynalazku, można wytwarzać dowolną techniką nadającą się do fizycznego rozdzielania powietrza atmosferycznego Iub podobnego gazu na frakcje wzbogacone w tlen i z niedoborem tlenu. Jakkolwiek znanych jest wiele technik wytwarzania tych strumieni, odpowiednie są trzy metody rozdzielania: rozdzielanie membranowe, ciśnieniowa adsorpcja na sitach molekularnych i rozdzielanie niskotemperaturowe.
Gaz poddawany frakcjonowaniu zwykle będzie powietrzem atmosferycznym Iub podobną mieszaniną gazową, chociaż w razie dostępności można stosować inne gazowe mieszaniny tlenu i mniej reaktywnych, korzystnie obojętnych gazów. Takie inne mieszaniny można wytwarzać używając Iub mieszając gazy otrzymane z takich procesów jak niskotemperaturowe wzbogacanie zawierającego azot gazu ziemnego o niskim BTU. Poniżej opisano powietrze atmosferyczne jako gaz poddawany frakcjonowaniu, lecz nie oznacza to, że gaz poddawany frakcjonowaniu ogranicza się do powietrza.
Jeżeli stosuje się metody rozdzielania membranowego, powietrze należy wprowadzić do separatora membranowego pod ciśnieniem, korzystnie z prędkością odpowiednią do wytworzenia gazowego strumienia wylotowego zubożonego w tlen, w którym stosunek objętościowy azotu do tlenu wynosi co najmniej 9:1 i strumienia wylotowego wzbogaconego w tlen, w którym stosunek objętościowy azotu do tlenu wynosi mniej niż 2,5:1.
Zgodnie z wynalazkiem można zastosować dowolny separator membranowy zdolny do oddzielenia tlenu od azotu. Odpowiednim separatorem membranowym jest urządzenie NIJECT, firmy Niject Services Co. of Tulsa, Oklahoma. Innym odpowiednim aparatem jest urządzenie GENERON, firmy Generon Systems of Houston, Texas.
Separatory membranowe takie jak urządzenia NIJECT i GENERON, zawierają zwykle sekcję sprężarkową do sprężania powietrza i sekcję membranową do frakcjonowania powietrza. W sekcjach membranowych obydwu aparatów NIJECT i GENERON wykorzystuje się wiązki membran z włókien kapilarnych. Wiązki membran dobiera się tak, aby były względnie bardziej przepuszczalne dla gazu Iub gazów pożądanych w pierwszej frakcji, takich jak tlen i względnie nieprzepuszczalne dla gazu Iub gazów potrzebnych w drugiej frakcji, takich jak azot, dwutlenek węgla i para wodna. Powietrze wlotowe sprężane jest do odpowiedniego ciśnienia i przechodzi przez włókna albo na zewnątrz włókien.
W separatorze NIJECT sprężone powietrze na zewnątrz włókien kapilarnych posiada energię umożliwiającą przenikanie do włókien kapilarnych tlenu, dwutlenku węgla i wody, podczas gdy azot zubożony w tlen przepływa na zewnątrz włókien. Powietrze zubożone w tlen opuszcza urządzenieprzy ciśnieniu wlotowym wynoszącym 3,45x105 Pa Iub wyższym, zwykle co najmniej 6,89x10’Pa.
W separatorze GENERON sprężone powietrze przepływa wewnątrz włókien kapilarnych. Energia z tym związana powoduje transport powietrza wzbogaconego w tlen przez ściany
174 462 włókna. Znajdujące się wewnątrz włókien powietrze zubożone w tlen opuszcza separator przy podwyższonym ciśnieniu wynoszącym 3,45x105 lub wyższym, zwykle co najmniej 6,89x105 Pa.
Ponieważ strumień zubożony w tlen musi zostać wtłoczony do formacji, których ciśnienie otoczenia wynosi zwykle od około 3,45xl06 do 1,37x107 Pa, korzystne jest zastosowanie separatorów membranowych, z których powietrze zubożone w tlen uchodzi pod podwyższonym ciśnieniem, ponieważ powoduje to zredukowanie kosztów kolejnego sprężania.
W omawianych aktualnie separatorach membranowych ciśnienia robocze na wlocie wynoszą od około 3,45x105 do 1,72x106 Pa, korzystnie od około 6,89x105 do l,37x106pa, przy szybkości przepływu odpowiedniej dla zredukowania zawartości tlenu w gazowym strumieniu wylotowym zubożonym w tlen, do stosunku objętościowego azotu do tlenu od około 9:1 do 99:1. W warunkach ruchowych typowych dla separatora, wyższe ciśnienia zastosowane w układzie membranowym zwiększają szybkość przepływu gazu i powodują, że gaz przechodzi przez układ prędzej, zmniejszając tym samym skuteczność rozdzielczą membrany. Odmiennie, niższe ciśnienia powietrza i szybkości dają w wyniku strumień wylotowy bardziej zubożony w tlen lecz z mniejszą szybkością. Korzystnie jest aby separator membranowy działał z szybkością umożliwiającą otrzymanie strumienia wylotowego zawierającego od około 2 do 8% objętościowych tlenu. Gdy poddaje się procesowi powietrze atmosferyczne zawierające około 20% tlenu, z szybkością odpowiednią do wytworzenia frakcji zubożonej w tlen zawierającej około 5% objętościowych tlenu, frakcja powietrza wzbogacona w tlen zawiera zwykle około 40% objętościowych tlenu. W tych warunkach, gazowy strumień wylotowy zubożony w tlen opuszcza separator membranowy przy ciśnieniu przekraczającym ciśnienie atmosferyczne, mniejszym od 1,37x106 Pa.
Wymagane zgodnie z wynalazkiem strumienie produkcyjne wzbogacone w tlen i zubożone w tlen, można także wytwarzać w procesie adsorpcji ciśnieniowej na sitach molekularnych. Typowo, proces ten wymaga najpierw wtłaczania powietrza pod ciśnieniem do złoża adsorbentu, który selektywnie adsorbuje tlen w stosunku do azotu. Wtłaczanie powietrza kontynuuje się do momentu aż osiągnie się wymagane nasycenie materiału złoża. Żądane nasycenie adsorpcyjne złoża można wyznaczyć na drodze doświadczalnej.
W momencie gdy osiągnie się pożądane nasycenie adsorpcyjne złoża, odtwarza się zdolność materiału adsorpcyjnego poprzez obniżenie całkowitego ciśnienia w złożu, w celu spowodowania desorpcji strumienia produkcyjnego wzbogaconego w tlen. W razie potrzeby złoże można oczyścić przed ponownym uruchomieniem cyklu adsorpcyjnego. Czyszczenie złoża w ten sposób ma na celu zabezpieczenie się przed redukcją pojemności złoża w następnym cyklu adsorpcyjnym, spowodowaną pozostałościami gazu wzbogaconego w tlen. Korzystnie, stosuje się więcej niż jedno złoże materiału. Gdy jedno złoże materiału adsorpcyjnego pracuje w cyklu adsorpcyjnym, inne złoże materiału adsorpcyjnego poddawane jest dekompresji lub oczyszczaniu.
Zastosowane ciśnienie podczas części adsorpcyjnej i części desorpcyjnej cyklu oraz ciśnienie różnicowe stosowane w separatorze adsorpcyjnym, są tak dobrane aby zoptymalizować rozdzielanie azotu od tlenu. Ciśnienie różnicowe stosowane w separtorze adsorpcyjnym jest to różnica pomiędzy ciśnieniem stosowanym w części adsorpcyjnej cyklu i ciśnieniem stosowanym podczas części desorpcyjnej cyklu. Koszt sprężania wtłaczanego powietrza jest ważnym czynnikiem, który należy wziąć pod uwagę przy doborze stosowanego ciśnienia.
Szybkość przepływu strumienia zubożonego w tlen, usuwanego w części adsorpcyjnej cyklu, musi być wystarczająco wysoka dla zabezpieczenia odpowiedniego przepływu ale wystarczająco niska dla odpowiedniego rozdzielenia składników powietrza. Zwykle szybkość wtłaczania powietrzajest tak ustalana, uwzględniając poprzednie parametry, aby w odzyskanym gazowym strumieniu wylotowym zubożonym w tlen stosunek objętościowy azotu do tlenu wynosił od około 9:1 do 99:1.
Ogólnie, im wyższe zastosowane ciśnienie na wlocie tym więcej gazu może być zaadsorbowane przez złoże. Podobnie, im szybsze usuwanie z układu gazowego wycieku zubożonego w tlen, tym wyższa zawartość tlenu w gazowym wycieku. Korzystnie jest zwykle tak prowadzić proces w ciśnieniowym separatorze adsorpcyjnym na sitach molekularnych, aby otrzymać powietrze zubożone w tlen zawierające od około 2 do 8% objętościowych tlenu. W ten sposób
174 462 możliwe jest zmaksymalizowanie wytwarzania powietrza zubożonego w tlen i w tym samym czasie uzyskanie korzyści związanych z tłoczeniem powietrza zubożonego w tlen do formacji.
Do stosowania w separatorach do ciśnieniowej adsorpcji na sitach molekularnych nadaje się wiele różnorodnych adsorbentów. Do szczególnie użytecznych materiałów adsorpcyjnych zalicza się materiały pochodzenia węglowego, materiały bazujące na glinie, materiały bazujące na krzemie oraz zeolity. Każda z tych klas materiałów obejmuje szereg odmian charakteryzujących się składem, sposobem aktywowania i selektywnością adsorpcyjną. Przykładami właściwych materiałów, które mogą być stosowane, są zeolity posiadające w swoim składzie glinokrzemiany sodowe, takie jak zeolit typu 4A i RS-10 (zeolitowe sito molekularne wytwarzane przez firmę Union Carbide Corporation), sita molekularne na bazie węgla i różne postacie węgla aktywnego. Trzecim sposobem frakcjonowania powietrza na tlen i azot jest rozdzielanie niskotemperaturowe. W procesie tym powietrze najpierw skrapla się i następnie destyluje na frakcję tlenową i frakcję azotową. Chociaż w wyniku rozdziału niskotemperaturowego otrzymuje się zwykle frakcje azotowe zawierające mniej niż 0,01 % tlenu i frakcje tlenowe zawierające 70% lub więcej tlenu, proces wymaga skrajnie dużych ilości energii i tym samymjest kosztowny. Ponieważ nie można przyjąć, że obecność kilku procent objętościowych tlenu w azocie jest szkodliwa gdy taki stumień jest wykorzystywany do odzyskiwania metanu, względnie czysta frakcja azotowa wytwarzana zwykle metodą rozdzielania niskotemperaturowego będzie przeważnie z powodów kosztów nie do zaakceptowania.
Strumień procesu zubożony w tlen musi być wtłoczony do stałej, węglowej formacji podziemnej pod ciśnieniem wyższym od ciśnienia złoża i korzystnie niższym od ciśnienia pękania formacji. Jeżeli ciśnienie jest za niskie gaz nie może zostać wtłoczony. Jeżeli ciśnienie jest za wysokie i formacja pęka, gaz może uchodzić bezpowrotnie przez szczeliny. Z uwagi na powyższe i z powodu ciśnienia występującego w typowych formacjach, strumień gazu zubożonego w tlen powinien zostać zwykle sprężony w kompresorze do ciśnień od około 2,76x106 do 1,37x107 Pa, przed wtłoczeniem strumienia do formacji przez jeden lub więcej otworów zasilających wprowadzonych do formacji lub połączonych płynowo z formacją.
Jakkolwiek do sprężania strumienia zubożonego w tlen można użyć dowolną sprężarkę, czasami korzystne będzie zastosowanie sprężarki, do napędzania której stosuje się spalanie metanu, z powodu jego dostępności na miejscu. W razie potrzeby, tego typu sprężarkę można napędzać gazem zawierającym metan, wydobytym z formacji podziemnej i strumieniem produktu ubocznego wzbogaconym w tlen, jak to szczegółowo opisano poniżej.
Gazową mieszaninę zawierającą metan odzyskuje się ze stałej, węglowej formacji podziemnej poprzez co najmniej jeden otwór produkcyjny połączony płynowo z formacją. Korzystnie, otwór produkcyjny powinien kończyć się w jednym lub więcej pokładów zawierających metan takich jak pokłady węglowe znajdujące się w złożu węglowym. Chociaż położenie wewnątrz pokładu jest korzystne, zakończenie otworu wydobywczego nie musi być zlokalizowane w pokładzie tak długo dopóki istnieje komunikacja płynowa pomiędzy częścią formacji zawierającej metan i otworem wydobywczym. Otwór produkcyjny jest sterowany tak jak tradycyjne otwory do odzyskiwania metanu ze złoża węglowego. W niektórych przypadkach, można korzystnie sterować otworem wydobyczym przy możliwie minimalnym ciśnieniu zwrotnym, w celu ułatwienia odzyskiwania z otworu płynu zawierającego metan.
Wtłaczanie do formacji strumienia zubożonego w tlen może odbywać się sposobem ciągłym lub nieciągłym. Ponadto, ciśnienie wtłaczania można utrzymywać na stałym poziomie lub może być zmienne. Korzystnie, ciśnienie wtłaczania powinno być mniejsze niż ciśnienie pękania formacji.
W niektórych przypadkach może być pożądane wtłaczanie do formacji gazów desorbujących metan pod ciśnieniem wyższym od ciśnienia pękania formacji, jeżeli brak jest pęknięć na przestrzeni pomiędzy otworem tłocznym i otworem wydobywczym. Ciśnienia tłoczenia przewyższające ciśnienie pękania formacji, mogą wytworzyć dodatkowe szczelinowanie, które spowoduje zwiększenie możliwości tłoczenia i skutkiem tego wzrost szybkości odzyskiwania metanu. Korzystnie jest, gdy połowa długości szczeliny w szczelinach formacji utworzonych w wyniku tłoczenia powyżej ciśnienia pękania formacji, jest mniejsza od około 20% do około 30%
174 462 od odległości pomiędzy otworem tłocznym i otworem wydobywczym. Korzystne jest także, gdy wywołane szczelinowanie nie przekracza obszaru formacji.
Parametry ważne dla odzyskiwania metanu, takie jak połowa długości szczeliny, azymut i wzrost wysokości można określić stosując znane metody modelowania formacji. Przykłady takich metod omówione są przez Johna L.Gidley’ a i innych w Recent Advances in Hydraulic Fracturing, Tom 12, w Society of Petroleum Engineers Monograph Series, 1989, strony 25-29 i 76-77 i C.L.Szustera w Detection Within the Wellbore of Seismic Signais Created by Hydraulic Fracturing, artykuł SPE 7448 wygłoszony na Society of Petroleum Engineers’ Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 1-3 października 1978 r. Odmiennie, zagadnienie połowy długości szczelin i skutki ich zorientowania można oszacować stosując połączenie analizy przebiegów przejściowych ciśnienia i modelowania przepływu złożowego, jak to przedstawiono w artykule N.Ali i innych (SPE 22893), p.t. Injection Above Fracture Parting Pressure Pilot, Valhal Field, Norway, wygłoszonym na 69th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Dallas, Texas, 6-9.10.1991 r. Chociaż należy odnotować, że powyższe doniesienia opisują sposób polepszenia wydobycia ropy naftowej na drodze wtłaczania wody pod ciśnieniem przewyższającym ciśnienie powodujące pękanie formacji, to można przyjąć, że sposoby i środki techniczne omówione w artykule SPE 22893 mogą zostać zaadaptowane w celu polepszenia wydobycia metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej, takiej jak złoże węglowe.
Wtłaczanie gazu zubożonego w tlen pobudza lub poprawia wydobycie metanu z formacji. Wielkość i rozkład w czasie wzrostu odzyskiwania metanu z otworu wydobywczego będzie zależał od wielu czynników, w tym na przykład od rozmieszczenia otworu, miąższości pokładu, porowatości układu szczelin, ciśnienia i szybkości wtłaczania, składu wtłaczaneo gazu, składu gazu sortowanego, ciśnienia formacji oraz ogólnego wydobycia gazu, zanim rozpoczęto wtłaczanie gazu zubożonego w tlen.
Wszystkie inne równorzędne czynniki, mniejsza odległość pomiędzy otworami tłocznym i wydobywczym, zwykle powodują równoczesny wzrost szybkości odzyskiwania metanu i skrócenie czasu do pojawienia się w otworze wydobywczym tłoczonego gazu zubożonego w tlen. Gdy otwory są rozstawione, żądanie gwałtownego wzrostu szybkości wydobycia metanu musi być zrównoważone innymi czynnikami, takimi jak wcześniejsze pojawienie się azotu w odzyskiwanym gazie. Jeżeli rozstawienie otworów jest za małe, cząsteczki gazu zubożonego w tlen będą przechodziły przez formację do otworu wydobywczego i nie będą skutecznie wykorzystane do desorpcji metanu z węglowego podłoża.
Korzystnie, odzyskiwany z otworu płyn zawierający metan winien zawierać zwykle co najmniej 65% objętościowych metanu, przy czym pozostałą zasadniczą częścią w procentach objętościowych będzie strumień gazu zubożonego w tlen wtłoczony do formacji. Względna zawartość frakcji metanu, tlenu, azotu i innych gazów w wydobytej mieszaninie, będzie różnić się w czasie w zależności od zmniejszania się ilości metanu i różnych czasów przejścia przez formację różnych gazów. We wczesnych stadiach eksploatacji otworu, nie będzie niespodzianką jeżeli odzyskiwany gaz ściśle odpowiada składowi metanu ze złoża węgla, oznaczonemu in situ. Po okresie ciągłej eksploatacji, można spodziewać się w odzyskiwanym gazie znacznych ilości tłoczonego gazu zubożonego w tlen.
Strumień gazu wzbogaconego w tlen, otrzymany z produkcji płynu zubożonego w tlen przeznaczonego do tłoczenia, można wykorzystać w różny sposób. Na przykład, strumień wzbogacony w tlen można poddać reakcji ze strumieniem zawierającym jeden lub więcej związków organicznych. Reakcją może być spalanie lub inny typ reakcji chemicznej. W większości przypadków reagującym związkiem organicznym będzie metan lub pochodne z metanowego strumienia zasilającego, chociaż strumień wzbogacony w tlen można korzystnie zastosować w innych procesach spalania lub reakcjach chemicznych, szczególnie wtedy gdy zintegrowany kompleks chemiczny lub przemysłowy znajduje się w pobliżu otworu wydobywczego.
Zastosowanie strumienia wzbogaconego w tlen, zawierającego 25 objętości na jednostkę lub więcej tlenu, w połączeniu z innymi strumieniami procesu zawierającymi związki organiczne, będzie często wymagało optymalizacji stężeń azotu, tlenu i innych gazów zawartych w strumieniu procesu. Na przykład, jeżeli mieszaniny powietrza wzbogaconego w tlen poddaje się
174 462 reakcji z azotem zawierającym metan lub azotem i dwutlenkiem węgla, niezbędne będzie częste regulowanie objętości strumienia wzbogaconego w tlen łączonego z metanem, w celu regulowania stosunku metanu do tlenu w otrzymanej mieszaninie. Pozwoli to na optymalizację spalania, gdy mieszaninę poddaje się temu procesowi. Odmiennie, jeżeli mieszaninę stosuje się jako surowiec w procesie petrochemicznym, takim jak wytwarzanie gazu syntezowego jak to omówiono poniżej, stosunek metanu do tlenu winien być dostosowany do tego celu. Kontrola całej ilości stosowanego powietrza wzbogaconego w tlen może być szczególnie ważna, ponieważ stężenie w metanie takich gazów jak dwutlenek węgla i azot może nie być stałe w czasie.
Sposób według wynalazku szczególnie dobrze nadaje się do procesów wymagających wytwarzania na miejscu mocy lub ciepła. Na przykład, obliczenia wykazują, że reprezentatywna mieszanina otrzymana z otworu wydobywczego zgodnie z obecnym wynalazkiem, zawierająca 16% wagowych azotu i 84% wagowych metanu, może być spalana z otrzymanym w procesie strumieniem wzbogaconym w tlen o stężeniu 40% objętościowych, dając w wyniku taką samą ilość ciepła jak w przypadku spalania powietrza i czystego metanu. Połączenie w ten sposób strumienia metan/azot z otworu wydobywczego ze strumieniem z procesu wzbogaconym w tlen, zmniejsza koszty poprzez eliminację konieczności usuwania azotu ze strumienia wydobytego gazu ziemnego, przed jego spaleniem. Wytworzone ciepło można użyć do różnych celów, dzięki wykorzystaniu różnych znanych sposobów wymiany ciepła.
Spalanie strumienia azot/metan ze strumieniam wzbogaconym w tlen nadaje się szczególnie do produkcji na miejscu energii elektrycznej. Jest to prawdziwe w tych krajach lub regionach, które posiadają dość dobrze rozwiniętą sieć dystrybucji energii elektrycznej lecz nie posiadają systemu rurociągów do transportu gazu ziemnego. W przypadku takim jak ten, wytworzony strumień azot/metan można spalać ze strumieniem wzbogaconym w tlen w opalanym gazem ziemnym urządzeniu wytwarzającym energię elektryczną, takim jak zespół prądnicowo- turbinowy. Tego typu instalacja jest zdolna do skonsumowania wielkich strumieni określonego gazu i przekształcenia wytworzonej energii w formę łatwiejszą do dystrybucji, pozwalając tym samym uniknąć konieczności usuwania azotu z wydobytego gazu, jak również elimininując korzystanie z systemu rurociągów.
Strumień procesu wzbogacony w tlen można także zastosować korzystnie w szeregu różnych reakcji chemicznych nie opartych na spalaniu. Najbardziej korzystnie jest zastosować strumień w procesach wymagających użycia metanu, zlokalizowanym w pobliżu otworu wydobywczego. Jednym z procesów wykorzystujących tlen, który szczególnie dobrze nadaje się do sposobu według wynalazku jest sprzęganie utleniające metanu do węglowodorów o wyższym ciężarze cząsteczkowym, użytecznych jako reagenty chemiczne lub takie paliwa jak benzyna.
W typowym procesie sprzęgania utleniającego gaz zawierający tlen taki jak powietrze reaguje z parami metanu nad materiałem kontaktowym sprzęgania utleniającego Iub katalizatorem, w celu sprzęgnięcia razem cząsteczek metanu i wstępnie sprzęgniętych węglowodorów w węglowodory o wyższych ciężarach cząsteczkowych. Dobrze znanych jest szereg różnych materiałów na kontakty użytecznych w reakcjach sprzęgania utleniającego, które stanowią zwykle mieszaninę różnych metali, zawierającą często metale ziem rzadkich w postaci stałej, znanych ze swojej stabilności w warunkach reakcji sprzęgania utleniającego. Jeden z reprezentatywnych materiałów na kontakt ujawniony jest w opisie patentowym Stanów Zjednoczonych nr 5053578, ujawnienie którego jest zamieszczone w niniejszym jako referencja. Materiał ten zawiera metal grupy IA, metal grupy UB i metal wybrany z grupy składającej się z glinu, krzemu, tytanu, cynku, cyrkonu, kadmu i cyny.
Reakcję sprzęgania utleniającego można prowadzić w różnorodnych warunkach operacyjnych. Reprezentatywne warunki reakcji obejmują szybkość objętościową gazu na godzinę wynoszącą od 100 do 20000 h'1, stosunek metanu do tlenu wynoszący od 2:1 do 10:1, ciśnienia zmieniające się w granicach od ciśnień niższych od otoczenia do 9,8x105 Pa lub wyższych i temperatury w granicach od około 400°C do około 1000°C. Należy zaznaczyć, że temperatury powyżej 1000°C nie są korzystne, ponieważ w tych temperaturach reakcje termicznego rozkładu zaczynają przeważać nad reakcjami sprzęgania utleniającego.
Metanowy strumień zasilający zawierający azot, wydobyty ze złoża węglowego, można użyć taki jaki jest jako źródło metanu, ponieważ nie sądzi się aby dodatkowa ilość azotu mogła
174 462 mieć poważny wpływ na reakcję sprzęgania utleniającego. Dodatkowo, strumień bogaty w tlen można korzystnie zastosować jako źródło tlenu do reakcji sprzęgania utleniającego. Taki proces jest korzystny z punktu widzenia ekonomicznego w porównaniu z typowym procesem sprzęgania utleniającego metan/tlen, ponieważ zwiększona zawartość tlenu strumienia wzbogaconego w tlen zmniejsza całkowitą objętość gazu niezbędną do zasilania w procesie. Redukcja objętości obniża koszty sprężania i koszty energii w stosunku do kosztów wymaganych w procesie sprzęgania utleniającego wykorzystującego powietrze jako źródło tlenu, kiedy to stosowane są ciśnienia powyżej 2x105 Pa, ponieważ proces wymaga sprężania i transportu mniejszych ilości azotu. Oczywiście, tam gdzie stosuje się mieszaninę metanu i azotu jako strumień zasilający sprzęganie utleniające w tych względnie wysokich ciśnieniach, sprężarki oraz odpowiednie wyposażenie instalacji wymagają dostosowania rozmiarów do przyjęcia dodatkowej objętości gazu związanej z azotem zawartym w strumieniu zasilającym.
Strumień wzbogacony w tlen, utworzony sposobem według wynalazku, można stosować w różnych innych procesach chemicznych i petrochemicznych wymagających źródła tlenu. W tych przypadkach, zastosowanie strumienia wzbogaconego w tlen zmniejsza lub eliminuje koszty inwestycyjne, które w innym przypadku należałoby ponieść na instalację wytwarzającą tlen. Może to z kolei spowodować, że wiele ekonomicznie niekorzystnych procesów chemicznych stanie się korzystnymi z punktu widzenia ekonomiczniego.
Do przykładowych procesów, które mogą przynieść korzyść z dostępności strumienia bogatego w tlen według obecnego wynalazku zalicza się:
1) operacje wytwarzania stali, w których tlen stosuje się zarówno do intensyfikacji wydajności paliwa jak i do usuwania takich zanieczyszczeń jak węgiel i siarka na drodze utlenienia tych zanieczyszczeń obecnych zwykle w stopionym żelazie;
2) zastosowania przy produkcji metali nieżelaznych, w których gaz wzbogacony w tlen używa się w celu oszczędności czasu i pieniędzy przy wytapianiu płomieniowym takich metali jak miedź, ołów, antymon i cynk; oraz chemiczne procesy utleniania takie jak katalityczne utlenianie etylenu do tlenku etylenu lub glikolu etylenowego albo wytwarzanie kwasu octowego, jak również utlenianie w fazie ciekłej lub oksychlorowanie każdego dowolnego związku chemicznego stanowiącego surowiec.
Sposób według wynalazku także nadaje się dobrze do wytwarzania gazu syntezowego, który można przekształcić w takie związki chemiczne jak metanol, kwas octowy lub eter dimetylowy, na drodze tradycyjnych i dobrze znanych procesów chemicznych. W tych zastosowaniach gaz syntezowy można wytwarzać w reakcji strumienia wzbogaconego w tlen ze strumieniem zawierającym metan, w jednym z szeregu dobrze znanych procesów takich jak reformowanie parowe. Strumień gazu syntezowego można następnie użyć do wytwarzania związków organicznych zawierających dwa lub większą ilość atomów węgla, w takim procesie jak synteza Fisher-Tropsch' a, w której gaz syntezowy ulega katalitycznemu przekształceniu nad dowolnym z wielu dobrze znanych katalizatorów, w celu wytworzenia różnorodnych mieszanin związków organicznych C 2 - C10, takich jak węglowodory i alkohole.
Jeszcze innym zastosowaniem strumienia wzbogaconego w tlen, wytworzonego sposobem według obecnego wynalazku, jest poprawienie wydajności procesów usuwania siarkowodoru, takich jakie stosowane są w syntezie Clausa. Jak wiadomo, gaz ziemny może zawierać znaczne ilości gazowego siarkowodoru lub H2S. Gaz o wysokiej korozyjności musi zostać usunięty z gazu ziemnego przedjego dystrybucją i jest zwykle usuwany z gazu ziemnego przez wymywanie roztworem aminy w wodzie, takie jak wymywanie monoetanoloaminą lub dietanoloaminą w kolumnie z wypełnieniem lub w kolumnie talerzowej. Zwykle H2S jest następnie przekształcany w siarkę elementarną w procesie znanym jako synteza Clausa. W syntezie Clausa gazowy H2 S przekształca się w siarkę elementarną zgodnie z następującymi równaniami:
(I) H2S + 3/2O2 -> SO2 + H2O (II) 2H2S + SO2 -> 3S + 2H20 (III) 3H2S + 3/202 -> 3S + 3H2O (reakcja sumaryczna)
Jak to widać z równania (I), strumień wzbogacony w tlen według obecnego wynalazku może być korzystnie zastosowany do aktywowania utleniania gazowego siarkowodoru. Można przyjąć, ze zastosowanie strumienia wzbogaconego w tlen zawierającego aż do około 30%
174 462 wagowych tlenu zgodnie z obecnym wynalazkiem do istniejącej instalacji Clausa może spowodować wzrost wydajności instalacji aż do około 25% bez zasadniczej jej modyfikacji. Dodatkową wydajność można uzyskać dzięki specjalnemu zaprojektowaniu reaktora Clausa do wykorzystania strumienia wzbogaconego w tlen, zawierającego więcej niż 30% wagowych tlenu. Stosując strumień wzbogacony w tlen sposobem według tego wynalazku można uzyskać korzyść związaną ze znaczną oszczędnością kosztów inwestycyjnych, tam gdzie dostępny jest strumień wzbogacony w tlen.
Powyższe opisy dostarczają szereg przykładów według obecnego wynalazku, zgodnie z którymi zwiększa się wydobycie metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej, podczas gdy równocześnie polepsza się ekonomika procesu odzyskiwania tlenu.
Należy zdawać sobie sprawę, że różne inne odmiany wynalazku uzyskane na drodze modyfikacji lub zmian, będą widoczne dla specjalistów, bez szkody dla ducha i zakresu wynalazku, zdefiniowanego w zastrzeżeniach.
Departament Wydawnictw UP RP. Nakład 90 egz.
Cena 4,00 zł
Claims (11)
- Zastrzeżenia patentowe1. Sposób wytwarzania mieszanin gazowych zawierających metan z zastosowaniem gazu wzbogaconego w tlen pochodzącego z procesu, znamienny tym, że prowadzi się kolejno operacje rozdzielania mieszaniny gazowej zawierającej co najmniej około 10% objętościowych tlenu, na strumień zubożony w tlen i strumień wzbogacony w tlen, tłoczenia strumienia zubożonego w tlen poprzez otwór zasilający, do stałej, węglowej formacji podziemnej zawierającej metan, pod ciśnieniem wyższym niż ciśnienie tej formacji, odzyskiwania mieszaniny gazowej zawierającej metan z otworu produkcyjnego połączonego płynowo ze stałą, węglową formacją podziemną, oraz reakcji co najmniej części strumienia wzbogaconego w tlen ze strumieniem reagenta, zawierającego co najmniej jeden reagent ulegający utlenieniu.
- 2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że reagent ulegający utlenieniu wybiera się z grupy zawierającej metan i reagenty pochodne metanu.
- 3. Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że reagent ulegający utlenieniu otrzymuje się z metanu uzyskanego ze stałej, węglowej formacji podziemnej.
- 4. Sposób wytwarzania mieszanin gazowych zawierających metan z zastosowaniem strumienia gazu wzbogaconego w tlen pochodzącego z procesu, znamienny tym, że prowadzi się kolejno operacje rozdzielania gazu zawierającego co najmniej 10% objętościowych tlenu i co najmniej 60% objętościowych azotu, na strumień zubożony w tlen i strumień wzbogacony w tlen, tłoczenia strumienia zubożonego w tlen poprzez otwór zasilający do stałej, węglowej formacji podziemnej zawierającej metan, pod ciśnieniem wyższym niż ciśnienie tej formacji, odzyskiwania mieszaniny gazowej zawierającej metan i azot z otworu wydobywczego połączonego płynowo ze stałą, węglową formacją podziemną oraz reakcji co najmniej części strumienia wzbogaconego w tlen ze strumieniem reagenta zawierającym co najmniej jeden reagent wybrany z grupy, złożonej z metanu i reagentów pochodnych metanu.
- 5. Sposób według zastrz. 4, znamienny tym, że w strumieniu zubożonym w tlen stosunek objętościowy azotu do tlenu wynosi co najmniej 9:1.
- 6. Sposób według zastrz. 4, znamienny tym, że strumień wzbogacony w tlen zawiera co najmniej 25% objętościowych tlenu, a także strumień wzbogacony w tlen poddaje się reakcji co najmniej z częścią mieszaniny gazowej odzyskanej z otworu produkcyjnego.
- 7. Sposób według zastrz. 6, znamienny tym, że odzyskaną mieszaninę gazową i strumień wzbogacony w tlen poddaje się reakcji w procesie spalania.
- 8. Sposób wytwarzania mieszanin gazowych zawierających metan z zastosowaniem pochodzącego z procesu strumienia wzbogaconego w tlen, znamienny tym, że prowadzi się kolejno operacje rozdzielania powietrza na strumień zubożony w tlen, w którym stosunek objętościowy azotu do tlenu wynosi co najmniej 9:1 i strumień wzbogacony w tlen, w którym stosunek objętościowy azotu do tlenu wynosi co najmniej 2,5:1, tłoczenia, poprzez otwór zasilający, strumienia zubożonego w tlen do złoża węglowego zawierającego metan, pod ciśnieniem wyższym niż ciśnienie tej formacji, odzyskiwania z otworu produkcyjnego połączonego płynowo ze złożem węglowym, gazowej mieszaniny zawierającej metan i azot, oraz reakcji co najmniej części strumienia wzbogaconego w tlen, ze strumieniem reagenta zawierającego co najmniej jeden reagent ulegający utlenieniu, wybrany z grupy składającej się z metanu i reagentów pochodnych metanu.
- 9. Sposób według zastrz. 8, znamienny tym, że strumień reagenta i strumień wzbogacony w tlen poddaje się reakcji w procesie spalania.
- 10. SposóS według eastrz . a, znamiznny tym, że strumień wzbogazong w tlen wtorone się w procesie wybranym z grupy obejmującej produkcję gazu syntezowego z metanu, sprzęganie oksydacyjne metanu do węglowodorów o wyższym ciężarze cząsteczkowym oraz utlenianie strumienia siarkowodoru usuniętego z gazu ziemnego w reakcji Clausa.174 462
- 11. Sposób wedhi g zastrz . znam ienny tym, że stru mień reagenta i strumień wzbogacony w tlzr spala się w celu dostarczenia zrzryii dla instalacji yzrzratnra zlektryccrzyn, prcy ccym strumień reagenta zawiera metan ndcyskary cz cSnża węylnwgyn.Prcedmintem wynalacku jest spnsóh wytwarcania miescanin yacnwych cawierających metan, ce stałych, węylnwych fnrmacji pnaciemnych. bpnsóh wedSuy wynalacku dntyccy w sccceyólnnści metnd rncdcielania yacu cawierająceyo tlen, takieyn jak pnwigtrze, na strumień cuhnżony w tlen i stumieO wchnyacnny w tlen, wyknrcystując strumień cuhożony w tlen dn wyanhywania c fnrmacji yacu cawierająceyn metan i reakcji yacu wchoyaconeyn w tlen c takim podatnym na utlenianie mayertem jak metan luh pochodne metanu cdefiniowane w niniejscym.Metan powstaje w procesach termiccnych i Opernych, odpowied^lnych ca prcemianę materii oryaniccrej w różne stałe, węylowe suhstancje podciemne, takie jak węyle i łupki osadowe. Wcajemne oddziaływanie pomiędcy stałą materią węylnwą i ccąstecckami metanu powoduje ccęstn, że wielkie ilości metanu pocostają uwięcione w stałej materii, łąccnie c wodą i mniejscymi ilościami yaców, które mnyą cawierać acnt, dwutlenek, węyla, różne lekkie węglnwoanry, aryon i tlen. W prcypadku ydy stałą materią, która więci yac, jest węyiel, yacnwa miescania cawierająca metan, którą można otrcymać c węyla, cawiera cwykle cn najmniej około 95 procent ohjętościnwych metanu i jest cnana jako metan ce cłoża węyloweyo. Światowe capasy metanu ce cłoża węyloweyo są oyromne.Metan ce cłoża węyloweyo stał się cnaccącym źródłem metanu dnstarccaneyn w yacie ciemnym. Zwykle metan ce cłoża węyloweyo ndcyskuje się poprcec wiercenie otworów w podciemnym cłożu węylnwym posiadającym jeden luh więcej pokładów węylnwych cawierających metan, które twnrcą cłnże węylowe. Różnica ciśnień pnmiędcy ciśnieniem otoccenia cłoża (ciśnienie cłnżowe) i odwiertem stanowi siłę napędową prcepływu metanu ce cłoża węyloweyo do odwiertu. Ponieważ ciśnienie otoccenia cłoża węyloweyo nhniża się, metan jest desorOowany c węyla. To ohniżenie ciśnienia niekorcystnie cmniejsca także siłę napędową me^dną dla prcepływu metanu do odwiertu. Konsekwencją ohniżenia ciśnienia cłóż węylowych jest cmniejscenie efektywności cłoża w ccasie i prcyjmuje się cwykle, że możliwość odzyskania metanu wynosi tylko od około 35% do 50% jeyo cawartnści w cłożu.W opisie patentowym Stanów Zjearocconych nr 5014785, Puri i inni ujawniają ulepscony spnsóh wytwarcania metanu ce cłoża węyloweyo. W procesie tym yac desorOujący metan, taki jak yac ohojętny, tłoccy się prcec otwór casilający do stałej węylowej fnrmacji podciemnej, takiej jak cłnże węylowe. Równocceśnie, c otworu produkcyjneyn ucyskiwany jest yac cawierający metan. Gac desorhujący, knrcystnie acnt, oyranicca ohniżenie ciśnienia cłoża i powoduje desorpcję metanu ce cłoża węyloweyo poprcec cmniejscenie ccąstkoweyo ciśnienia metanu wewnątrc cłoża. Ostatnie hadania potwierd^ły, że ten proces powoduje cwięksceme scyhknści wyaoOycia metanu ce cłoża węyloweyo i suyerują, że całkowita ilość mnżliweyn do odcyskania metanu może wynosić 80% luh więcej.W wyżej wspomnianym opisie patentowym Stanów Zjednoc^nych nr 5014785, Puri i inni ujawnili również, że w celu cwiękscenia produkcji metanu do stałej, węylowej fnrmacji podciemnej można tłnccyć pnwietrce. Jednakże tłoccenie yacu cawierająceyn tlen, takieyo jak powietrce, do cłoża węglnwggn może wywoływać scerey prohlemów eksploatacyjnych. Na prcykład, ohecność tlenu może powodować scerey prohlemów cwiącanych c korncją takich elementów wyposażenia instalacji produkcyjnej jak pompy, sprężarki i orurowanie otworu. Również podawanie do otworu casilająceyo płynów cawierających tlen może powodować tworcenie się wyhuchnwych luh palnych miescanin yacnwych w tym ntworce casilającym, cn nie może się cdarcyć w prcypadku tłoccenia do otworu takieyn yacu jak acnt. Te potencjalne prohlemy można minimalicnwać poprcec cmmejsceme cawartości tlenu w powietrcu, prced wtłoczgriem powietrca do takiej formacji jak cłnże węylowe. Jeden c takich prcykładów stosowania redukowanej cawartnści tlenu w strumieniu, Puri i inni ujawniają w opisie patentowym Stanów Zjednocconych nr 5133406. W cyłoscemu tym ujawnia się sposóh ohniżenia174 462 zawartości tlenu w powietrzu, przed wtłoczeniem powietrza do pokładu węglowego, polegający na wprowadzeniu powietrza i paliwa takiego jak wytwarzany metan do jednostki paliwowej siłowni, wytwarzającej prąd elektryczny i otrzymaniu w wyniku spalin zawierających powietrze zubożone w tlen.Jakkolwiek wyżej wymienione procesy przewidują ulepszone sposoby uzyskania strumienia technologicznego zawierającego metan ze stałych, węglowych formacji podziemnych, wytwarzanie niezbędnego strumienia zubożonego w tlen jest kosztowne i w pewnych przypadkach może spowodować, że proces z punktu widzenia ekonomicznego będzie niekorzystny.W pewnych przypadkach, uprzednie procesy mogą także być ekonomicznie niekorzystne, ponieważ gazowe składniki wtłaczanego gazu, takie jak azot, muszą być oddzielane od odzyskanego metanu przed jego transportem rurociągami gazu ziemnego lub przed innym wykorzystaniem.Potrzebny jest ulepszony proces wydobycia metanu ze stałych, węglowych, formacji podziemnych, który zminimalizuje niekorzystny, ekonomiczny aspekt produkcji strumienia zubożonego w tlen przeznaczonego do wtłaczania. Korzystnie, proces powinien także ograniczać konieczność usuwania wtłaczanego gazu zubożonego w tlen z mieszaniny zawierającej metan wydobytej z formacji.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/146,920 US5388645A (en) | 1993-11-03 | 1993-11-03 | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
PCT/US1994/011672 WO1995012742A1 (en) | 1993-11-03 | 1994-10-13 | Method for the recovery of coal bed methane |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
PL315184A1 PL315184A1 (en) | 1996-10-14 |
PL174462B1 true PL174462B1 (pl) | 1998-07-31 |
Family
ID=22519580
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PL94315184A PL174462B1 (pl) | 1993-11-03 | 1994-10-13 | Sposób wytwarzania mieszanin gazowych zawierających metan |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5388645A (pl) |
CN (1) | CN1051355C (pl) |
AU (1) | AU686266B2 (pl) |
PL (1) | PL174462B1 (pl) |
WO (1) | WO1995012742A1 (pl) |
ZA (1) | ZA948596B (pl) |
Families Citing this family (66)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5566755A (en) * | 1993-11-03 | 1996-10-22 | Amoco Corporation | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
US5669444A (en) * | 1996-01-31 | 1997-09-23 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of coal cleat formation |
US5944104A (en) * | 1996-01-31 | 1999-08-31 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with gaseous oxidants |
US5964290A (en) * | 1996-01-31 | 1999-10-12 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of cleat formation in a subterranean coal formation |
US5769165A (en) * | 1996-01-31 | 1998-06-23 | Vastar Resources Inc. | Method for increasing methane recovery from a subterranean coal formation by injection of tail gas from a hydrocarbon synthesis process |
US5865248A (en) * | 1996-01-31 | 1999-02-02 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced permeability enhancement of subterranean coal formation |
US5967233A (en) * | 1996-01-31 | 1999-10-19 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with aqueous oxidizing solutions |
US6217681B1 (en) | 1998-04-14 | 2001-04-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method for oxygen-enhanced combustion using a vent stream |
US6698515B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-03-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate |
ATE315715T1 (de) | 2000-04-24 | 2006-02-15 | Shell Int Research | Vorrichtung und verfahren zur behandlung von erdöllagerstätten |
US6588504B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids |
US7011154B2 (en) * | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
US6715548B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids |
US6715546B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
ATE399928T1 (de) * | 2001-03-15 | 2008-07-15 | Alexei Leonidovich Zapadinski | Verfahren zum entwickeln einer kohlenwasserstoff- lagerstätte sowie anlagenkomplex zur ausführung des verfahrens |
US6918442B2 (en) * | 2001-04-24 | 2005-07-19 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation in a reducing environment |
US7077202B2 (en) * | 2001-06-15 | 2006-07-18 | The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (Proprietary Limited) | Process for the recovery of oil from a natural oil reservoir |
WO2003016676A1 (en) * | 2001-08-15 | 2003-02-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Tertiary oil recovery combined with gas conversion process |
WO2003018958A1 (en) * | 2001-08-31 | 2003-03-06 | Statoil Asa | Method and plant for enhanced oil recovery and simultaneous synthesis of hydrocarbons from natural gas |
CA2462971C (en) * | 2001-10-24 | 2015-06-09 | Shell Canada Limited | Installation and use of removable heaters in a hydrocarbon containing formation |
US7165615B2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
US7104319B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
US8200072B2 (en) * | 2002-10-24 | 2012-06-12 | Shell Oil Company | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
NO20026021D0 (no) * | 2002-12-13 | 2002-12-13 | Statoil Asa I & K Ir Pat | Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning |
AU2002351515A1 (en) * | 2002-12-13 | 2004-07-09 | Petrosa (The Petroleum Oil & Gas Corporation Of Sa (Pty) Ltd | A method for oil recovery from an oil field |
NZ543753A (en) | 2003-04-24 | 2008-11-28 | Shell Int Research | Thermal processes for subsurface formations |
AU2005238941B2 (en) | 2004-04-23 | 2008-11-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Temperature limited heaters used to heat subsurface formations |
US7860377B2 (en) | 2005-04-22 | 2010-12-28 | Shell Oil Company | Subsurface connection methods for subsurface heaters |
AU2006306476B2 (en) | 2005-10-24 | 2010-08-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods of cracking a crude product to produce additional crude products |
EP2010754A4 (en) | 2006-04-21 | 2016-02-24 | Shell Int Research | ADJUSTING ALLOY COMPOSITIONS FOR SELECTED CHARACTERISTICS IN TEMPERATURE-LIMITED HEATERS |
RU2447275C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагревание пластов битуминозных песков с регулированием давления |
AU2008242797B2 (en) | 2007-04-20 | 2011-07-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
WO2009052054A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations |
CN101910375B (zh) | 2007-12-28 | 2014-11-05 | 格雷特波因特能源公司 | 用于碳质原料的催化气化的蒸汽发生浆液气化器 |
US8652222B2 (en) * | 2008-02-29 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Biomass compositions for catalytic gasification |
AU2009251533B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-08-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
BRPI0920141A2 (pt) | 2008-10-13 | 2017-06-27 | Shell Int Research | sistema e método para tratar uma formação de subsuperfície. |
CN101445755B (zh) * | 2008-12-22 | 2012-11-28 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种煤层气提纯液化方法 |
CN102272268B (zh) * | 2008-12-30 | 2014-07-23 | 格雷特波因特能源公司 | 制备催化的煤微粒的方法 |
WO2010078297A1 (en) * | 2008-12-30 | 2010-07-08 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for preparing a catalyzed carbonaceous particulate |
CN101476485B (zh) * | 2009-02-09 | 2011-01-26 | 宁波鲍斯压缩机有限公司 | 大型煤层气回收成套装置 |
CA2758192A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations |
CA2780375A1 (en) * | 2009-12-17 | 2011-07-14 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
CA2779712A1 (en) * | 2009-12-17 | 2011-07-14 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process injecting nitrogen |
US8669013B2 (en) * | 2010-02-23 | 2014-03-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
US8652696B2 (en) * | 2010-03-08 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
US8701768B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-04-22 | Shell Oil Company | Methods for treating hydrocarbon formations |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8820406B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-02 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with conductive material in wellbore |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
CA2793893A1 (en) | 2010-05-28 | 2011-12-01 | Greatpoint Energy, Inc. | Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products |
CA2815243A1 (en) | 2010-11-01 | 2012-05-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
WO2012166879A1 (en) | 2011-06-03 | 2012-12-06 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
CN103974897A (zh) | 2011-10-06 | 2014-08-06 | 格雷特波因特能源公司 | 碳质原料的加氢甲烷化 |
US9309755B2 (en) | 2011-10-07 | 2016-04-12 | Shell Oil Company | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
AU2012367826A1 (en) | 2012-01-23 | 2014-08-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
CA2862463A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
US9273260B2 (en) | 2012-10-01 | 2016-03-01 | Greatpoint Energy, Inc. | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof |
CN104704204B (zh) | 2012-10-01 | 2017-03-08 | 格雷特波因特能源公司 | 用于从原始的低煤阶煤原料产生蒸汽的方法 |
KR101576781B1 (ko) | 2012-10-01 | 2015-12-10 | 그레이트포인트 에너지, 인크. | 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도 |
CN104685039B (zh) | 2012-10-01 | 2016-09-07 | 格雷特波因特能源公司 | 附聚的颗粒状低煤阶煤原料及其用途 |
EP2735696A1 (en) * | 2012-11-27 | 2014-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for enhancing natural gas production |
EP2735698A1 (en) * | 2012-11-27 | 2014-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Enhancing natural gas production using nitrogen generated by an air separation unit of an industrial plant |
CN105041275A (zh) * | 2015-06-30 | 2015-11-11 | 西南石油大学 | 一种注减氧空气降低采油井伴生气氧浓度的采油方法 |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3845196A (en) * | 1971-10-29 | 1974-10-29 | Cities Service Oil Co | Fireflood pollution prevention |
US4043395A (en) * | 1975-03-13 | 1977-08-23 | Continental Oil Company | Method for removing methane from coal |
US4169506A (en) * | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
DE2932291A1 (de) * | 1979-08-09 | 1981-02-26 | Truetzschler & Co | Elektrischer druckschalter |
US4400034A (en) * | 1981-02-09 | 1983-08-23 | Mobil Oil Corporation | Coal comminution and recovery process using gas drying |
US4344486A (en) * | 1981-02-27 | 1982-08-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for enhanced oil recovery |
DE3111137C2 (de) * | 1981-03-21 | 1985-06-13 | Fried. Krupp Gmbh, 4300 Essen | Verfahren zur Untertagevergasung fester Brennstoffe mit vorangehendem Aufschließen der Lagerstätte |
US4544037A (en) * | 1984-02-21 | 1985-10-01 | In Situ Technology, Inc. | Initiating production of methane from wet coal beds |
US4756367A (en) * | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
US4883122A (en) * | 1988-09-27 | 1989-11-28 | Amoco Corporation | Method of coalbed methane production |
JPH02182824A (ja) * | 1989-01-07 | 1990-07-17 | Musashi Seimitsu Ind Co Ltd | 窒素雰囲気熱処理装置 |
US5053578A (en) * | 1989-01-11 | 1991-10-01 | Amoco Corporation | Lower alkane conversion |
US5084075A (en) * | 1990-04-10 | 1992-01-28 | Air Products And Chemicals, Inc. | Vacuum swing adsorption process for production of 95+% n2 from ambient air |
US5014788A (en) * | 1990-04-20 | 1991-05-14 | Amoco Corporation | Method of increasing the permeability of a coal seam |
US5085274A (en) * | 1991-02-11 | 1992-02-04 | Amoco Corporation | Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean of formations |
US5099921A (en) * | 1991-02-11 | 1992-03-31 | Amoco Corporation | Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean formations |
US5133406A (en) * | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
US5147111A (en) * | 1991-08-02 | 1992-09-15 | Atlantic Richfield Company | Cavity induced stimulation method of coal degasification wells |
US5180570A (en) * | 1992-01-23 | 1993-01-19 | Lee Jing M | Integrated process for making methanol and ammonia |
-
1993
- 1993-11-03 US US08/146,920 patent/US5388645A/en not_active Expired - Lifetime
-
1994
- 1994-10-13 CN CN94193973A patent/CN1051355C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1994-10-13 WO PCT/US1994/011672 patent/WO1995012742A1/en active Application Filing
- 1994-10-13 PL PL94315184A patent/PL174462B1/pl unknown
- 1994-10-13 AU AU80774/94A patent/AU686266B2/en not_active Expired
- 1994-11-01 ZA ZA948596A patent/ZA948596B/xx unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1134179A (zh) | 1996-10-23 |
PL315184A1 (en) | 1996-10-14 |
CN1051355C (zh) | 2000-04-12 |
US5388645A (en) | 1995-02-14 |
AU8077494A (en) | 1995-05-23 |
AU686266B2 (en) | 1998-02-05 |
WO1995012742A1 (en) | 1995-05-11 |
ZA948596B (en) | 1995-06-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
PL174462B1 (pl) | Sposób wytwarzania mieszanin gazowych zawierających metan | |
US5566755A (en) | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation | |
AU694458B2 (en) | Method for the recovery of coal bed methane | |
US4114688A (en) | Minimizing environmental effects in production and use of coal | |
US5388643A (en) | Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation | |
CA2196376C (en) | Method for increasing methane recovery from a subterranean coal formation by injection of tail gas from a hydrocarbon synthesis process | |
US7981379B2 (en) | Producing nitrogen to use in under balanced drilling, secondary recovery production operations and pipeline maintenance | |
AU685175B2 (en) | Method for the recovery of coal bed methane with reduced inert gas fraction in produced gas | |
US20120085079A1 (en) | System and Method For Producing Coal Bed Methane | |
ES2388902T3 (es) | Método para retirar dióxido de carbono de gas de síntesis | |
US20120138316A1 (en) | Enhanced oil recovery systems and methods | |
US3097917A (en) | Method for high pressure selective absorption of gases | |
EP1654438A2 (en) | Method for natural gas production | |
CN103221632A (zh) | 利用二氧化碳开采地层沉积物的方法 | |
AU2002300871B2 (en) | Underwater scrubbing of CO2 from CO2-containing hydrocarbon resources | |
CA2791639A1 (en) | System and method for inhibiting corrosion | |
SHAH | Transformation of energy, technologies in purification and end use of shale gas | |
US20230242399A1 (en) | Electricity and hydrogen production from depleted oil/gas reservoirs using air injection and geothermal energy harvesting | |
CA2931610C (en) | Methods and systems for producing liquid hydrocarbons | |
GB2431511A (en) | Electricity generation by synthesis gas fuel cells |