RU2008115427A - Способ добычи потока углеводородов из подземного участка - Google Patents
Способ добычи потока углеводородов из подземного участка Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008115427A RU2008115427A RU2008115427/03A RU2008115427A RU2008115427A RU 2008115427 A RU2008115427 A RU 2008115427A RU 2008115427/03 A RU2008115427/03 A RU 2008115427/03A RU 2008115427 A RU2008115427 A RU 2008115427A RU 2008115427 A RU2008115427 A RU 2008115427A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mol
- synthesis gas
- stream
- injected fluid
- bar
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 31
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 29
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract 5
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 34
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical group C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
1. Способ добычи потока, содержащего углеводороды, из подземного участка, характеризующийся тем, что в подземный участок нагнетают закачиваемый флюид, при этом способ включает в себя, по меньшей мере, этапы, на которых ! (а) обеспечивают закачиваемый флюид, содержащий от 0,1 до 20 мол.% синтез-газа, исходя из сухого газа, причем закачиваемый флюид получают путем частичного окисления воздухом углеродсодержащего источника синтез-газа; ! (б) нагнетают закачиваемый флюид в подземный участок для создания в нем требуемого давления; ! (в) добывают из подземного участка поток, содержащий углеводороды. ! 2. Способ по п.1, в котором закачиваемый флюид, обеспечиваемый на этапе (а), содержит >3 мол.% и <10 мол.%, более предпочтительно примерно 5 мол.% синтез-газа. ! 3. Способ по п.2, в котором закачиваемый флюид содержит, исходя из сухого газа: ! от 0,1 до 20 мол. % синтез-газа, предпочтительно >3 мол.% и <10 мол.%, более предпочтительно примерно 5 мол.%; ! от 10 до 20 мол.% СО2, предпочтительно от 12 до 15 мол.%; ! от 70 до 90 мол.% N2, предпочтительно от 80 до 90 мол.%. ! 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором закачиваемый флюид, обеспечиваемый на этапе (а), по существу не содержит О2, предпочтительно содержит О2 менее 10 млн-1 по объему. ! 5. Способ по любому из пп.1-3, в котором давление закачиваемого флюида составляет от 50 до 500 бар, предпочтительно >70 бар и <400 бар, более предпочтительно >80 бар и <300 бар. ! 6. Способ по любому из пп.1-3, в котором температура указанного флюида составляет от 0 до 300°С, предпочтительно >20°С и <100°С. ! 7. Способ по любому из пп.1-3, в котором углеродсодержащий источник синтез-газа является частью потока, содержащего углеводороды, добытого из подземного участка. ! 8. Способ п�
Claims (24)
1. Способ добычи потока, содержащего углеводороды, из подземного участка, характеризующийся тем, что в подземный участок нагнетают закачиваемый флюид, при этом способ включает в себя, по меньшей мере, этапы, на которых
(а) обеспечивают закачиваемый флюид, содержащий от 0,1 до 20 мол.% синтез-газа, исходя из сухого газа, причем закачиваемый флюид получают путем частичного окисления воздухом углеродсодержащего источника синтез-газа;
(б) нагнетают закачиваемый флюид в подземный участок для создания в нем требуемого давления;
(в) добывают из подземного участка поток, содержащий углеводороды.
2. Способ по п.1, в котором закачиваемый флюид, обеспечиваемый на этапе (а), содержит >3 мол.% и <10 мол.%, более предпочтительно примерно 5 мол.% синтез-газа.
3. Способ по п.2, в котором закачиваемый флюид содержит, исходя из сухого газа:
от 0,1 до 20 мол. % синтез-газа, предпочтительно >3 мол.% и <10 мол.%, более предпочтительно примерно 5 мол.%;
от 10 до 20 мол.% СО2, предпочтительно от 12 до 15 мол.%;
от 70 до 90 мол.% N2, предпочтительно от 80 до 90 мол.%.
4. Способ по любому из пп.1-3, в котором закачиваемый флюид, обеспечиваемый на этапе (а), по существу не содержит О2, предпочтительно содержит О2 менее 10 млн-1 по объему.
5. Способ по любому из пп.1-3, в котором давление закачиваемого флюида составляет от 50 до 500 бар, предпочтительно >70 бар и <400 бар, более предпочтительно >80 бар и <300 бар.
6. Способ по любому из пп.1-3, в котором температура указанного флюида составляет от 0 до 300°С, предпочтительно >20°С и <100°С.
7. Способ по любому из пп.1-3, в котором углеродсодержащий источник синтез-газа является частью потока, содержащего углеводороды, добытого из подземного участка.
8. Способ по п.7, в котором углеродсодержащий источник синтез-газа является природным газом, когда поток, содержащий углеводороды, является природным газом, или является нефтяным газом, когда поток, содержащий углеводороды, является углеводородом в виде сырой нефти.
9. Способ получения закачиваемого флюида, характеризующийся тем, что содержит, по меньшей мере, этапы, на которых
(а1) обеспечивают поток, содержащий синтез-газ; и
(а2) частично окисляют поток, содержащий синтез-газ, полученный на этапе (а1), воздухом или обогащенным кислородом воздухом, содержащим, по меньшей мере, 70% N2, тем самым получают закачиваемый флюид, содержащий синтез-газ.
10. Способ по п.9, в котором на этапе (а2) направляют назад на этап (а1) для повторного использования часть потока, содержащего синтез-газ, полученного на этапе (а1).
11. Способ по п.10, в котором перед повторным использованием температуру повторно используемого синтез-газа понижают до диапазона от 100 до 400°С
12. Способ по любому из пп.10-11, в котором молярное отношение синтез-газа, повторного используемого на этапе (а1), и конечного количества синтез-газа, полученного в ходе осуществления процесса, составляет от 1:2 до 2:1.
13. Способ по п.9, в котором поток, содержащий синтез-газ, полученный на этапе (а1), содержит >25 мол.% синтез-газа, исходя из сухого газа, предпочтительно от 30 до 50 мол.%, более предпочтительно от 30 до 40 мол.%.
14. Способ по любому из пп.9-11, в котором давление потока, содержащего синтез-газ, полученного на этапе (а1), составляет от 20 до 200 бар, предпочтительно >40 бари <100 бар.
15. Способ по любому из пп.9-11, в котором температура потока, содержащего синтез-газ, полученного на этапе (а1), составляет от 100 до 400°С, предпочтительно >200°С и <350°С.
16. Способ по любому из пп.9-11, в котором поток, содержащий синтез-газ, полученный на этапе (а1), получают путем частичного окисления потока (10) углеводородов, предпочтительно выбранного из группы, содержащей нефть, газ и уголь.
17. Способ по п.16, в котором поток, содержащий синтез-газ, полученный на этапе (а1), получают путем частичного окисления природного газа или нефтяного газа.
18. Способ по любому из пп.9-11, в котором давление закачиваемого флюида, полученного на этапе (а2), составляет от 20 до 200 бар, предпочтительно >50 бар и <80 бар.
19. Способ по любому из пп.9-11, в котором закачиваемый флюид, полученный на этапе (а2), охлаждают до температуры, составляющей от 0 до 300°С, предпочтительно >20°С и <100°С.
20. Способ по любому из пп.9-11, в котором закачиваемый флюид, полученный на этапе (а2), по существу, не содержит O2, предпочтительно содержит O2 менее 10 млн-1 по объему.
21. Способ по любому из пп.9-11, в котором закачиваемый флюид, полученный на этапе (а2), содержит от 0,1 до 20 мол.% синтез-газа, исходя из сухого газа, предпочтительно >3 мол.% и <10 мол.%, более предпочтительно примерно 5 мол.%.
22. Способ по п.21, в котором закачиваемый флюид, полученный на этапе (а2), содержит, исходя из сухого газа:
от 0,1 до 20 мол.% синтез-газа, предпочтительно >3 мол.% и <10 мол.%, более предпочтительно примерно 5 мол.%;
от 5 до 20 мол.% CO2, предпочтительно от 10 до 15 мол.%;
от 70 до 90 мол.% N2, предпочтительно от 70 до 80 мол.%.
23. Система (1) для получения закачиваемого флюида (50), предназначенного для нагнетания в подземный участок (100), содержащая, по меньшей мере:
первый реактор-газификатор (2), содержащий входное отверстие (5) для содержащего кислород потока (20), входное отверстие (4) для потока (10) углеводородов и расположенное ниже по потоку относительно первого реактора-газификатора (2) выходное отверстие (6) для потока (30), содержащего синтез-газ, полученного в первом реакторе-газификаторе (2);
второй реактор-газификатор (3), содержащий входное отверстие (8) для второго содержащего кислород потока (40), входное отверстие (7), соединенное с выходным отверстием (6) первого реактора-газификатора (2), и расположенное ниже по потоку относительно второго реактора-газификатора (3) выходное отверстие (9) для закачиваемого флюида (50), полученного во втором реакторе-газификаторе (3).
24. Система для получения закачиваемого флюида, предназначенного для нагнетания в подземный участок, содержащая, по меньшей мере:
реактор-газификатор, содержащий входное отверстие для содержащего кислород потока, входное отверстие для потока углеводородов и расположенное ниже по потоку относительно первого реактора-газификатора выходное отверстие для потока, содержащего синтез-газ, полученного в реакторе-газификаторе;
охлаждающее устройство, предназначенное для охлаждения потока, содержащего синтез-газ, полученного в первом реакторе-газификаторе; и
разделительное устройство, предназначенное для разделения охлажденного синтез-газа на два потока, трубопровод для направления в реактор-газификатор на повторное использование одного потока синтез-газа и трубопровод для выпуска закачиваемого флюида.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP05108727.8 | 2005-09-21 | ||
| EP05108727 | 2005-09-21 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008115427A true RU2008115427A (ru) | 2009-10-27 |
| RU2412340C2 RU2412340C2 (ru) | 2011-02-20 |
Family
ID=35567060
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008115427/03A RU2412340C2 (ru) | 2005-09-21 | 2006-09-19 | Способ добычи потока углеводородов из подземного участка, способ получения закачиваемого флюида и система для получения закачиваемого флюида (варианты) |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1926885A1 (ru) |
| JP (1) | JP5468260B2 (ru) |
| CN (1) | CN101268250B (ru) |
| CA (1) | CA2620734C (ru) |
| RU (1) | RU2412340C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007039443A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008043833A2 (en) * | 2006-10-13 | 2008-04-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process to prepare a gaseous mixture |
| EP2050809A1 (en) * | 2007-10-12 | 2009-04-22 | Ineos Europe Limited | Process for obtaining hydrocarbons from a subterranean bed of oil shale or of bituminous sand |
| WO2018170830A1 (zh) * | 2017-03-23 | 2018-09-27 | 陈信平 | 注高温空气增产煤层气的方法 |
| RU2746005C2 (ru) * | 2019-08-19 | 2021-04-05 | Алексей Леонидович Западинский | Комплекс для добычи углеводородов |
| RU2746004C2 (ru) * | 2019-08-19 | 2021-04-05 | Алексей Леонидович Западинский | Способ добычи углеводородов |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3150716A (en) * | 1959-10-01 | 1964-09-29 | Chemical Construction Corp | Pressurizing oil fields |
| US4434852A (en) * | 1981-08-31 | 1984-03-06 | Texaco Inc. | Method of enhanced oil recovery employing nitrogen injection |
| ZA842807B (en) * | 1983-05-31 | 1984-11-28 | Westinghouse Electric Corp | Gasification process for ammonia production |
| US4886651A (en) * | 1988-05-18 | 1989-12-12 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for co-production of higher alcohols, methanol and ammonia |
| US6596780B2 (en) * | 2001-10-23 | 2003-07-22 | Texaco Inc. | Making fischer-tropsch liquids and power |
| NO20026021D0 (no) * | 2002-12-13 | 2002-12-13 | Statoil Asa I & K Ir Pat | Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning |
| US6890962B1 (en) * | 2003-11-25 | 2005-05-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Gas-to-liquid CO2 reduction by use of H2 as a fuel |
-
2006
- 2006-09-19 CA CA2620734A patent/CA2620734C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-19 JP JP2008530547A patent/JP5468260B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-19 EP EP06793611A patent/EP1926885A1/en not_active Withdrawn
- 2006-09-19 CN CN200680034679.XA patent/CN101268250B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-19 WO PCT/EP2006/066473 patent/WO2007039443A1/en active Application Filing
- 2006-09-19 RU RU2008115427/03A patent/RU2412340C2/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2620734A1 (en) | 2007-04-12 |
| EP1926885A1 (en) | 2008-06-04 |
| JP5468260B2 (ja) | 2014-04-09 |
| JP2009508977A (ja) | 2009-03-05 |
| WO2007039443A1 (en) | 2007-04-12 |
| CN101268250A (zh) | 2008-09-17 |
| RU2412340C2 (ru) | 2011-02-20 |
| CN101268250B (zh) | 2013-05-29 |
| CA2620734C (en) | 2014-04-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2625049C (en) | Method and apparatus for separating gases | |
| AU779505B2 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid gases | |
| US8821615B2 (en) | Sour gas treatment process | |
| DK2131944T3 (en) | Process and plant for purifying a gas mixture containing acid gases | |
| RU2658406C2 (ru) | Интеграция адсорбции при переменном давлении с энергоустановкой для улавливания/утилизации co2 и производства n2 | |
| US20110132034A1 (en) | Two stage process for producing purified gas | |
| US8966937B2 (en) | Process for generating and separating a hydrogen-carbon monoxide mixture by cryogenic distillation | |
| US20120031143A1 (en) | Process and appartus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants | |
| FR2883769A1 (fr) | Procede de pre-traitement d'un gaz acide | |
| US20100129284A1 (en) | Method and apparatus for producing hydrogen and recovering carbon dioxide | |
| RU2008115427A (ru) | Способ добычи потока углеводородов из подземного участка | |
| EA023216B1 (ru) | Системы и способы производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов | |
| FR2808460A1 (fr) | Procede et dispositif de separation d'au moins un gaz acide contenu dans un melange gazeux | |
| EA014650B1 (ru) | Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы | |
| US11083994B2 (en) | Removal of acid gases from a gas stream, with O2 enrichment for acid gas capture and sequestration | |
| GB2323093A (en) | De-acidification of gases yielding acid gases in liquid form | |
| CA2783049A1 (en) | Method and device for scrubbing medium regeneration in gas scrubbers | |
| US10125641B2 (en) | Dual integrated PSA for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery | |
| US20170306844A1 (en) | Systems and methods for oxidation of hydrocarbon gases | |
| FR2860442A1 (fr) | Utilisation d'une turbine diphasique dans un procede de traitement de gaz | |
| US20130139687A1 (en) | Method for the removal of acid gases from a residual gas of an alcohol synthesis | |
| US20110300054A1 (en) | Method of using an oxygen waste stream as an oxidizer feed gas stream | |
| JP2005290151A (ja) | ガスの製造方法 | |
| FR2921001A1 (fr) | Procede de desacidification d'un gaz naturel par formation d'hydrates. | |
| Lems et al. | “Next generation biogas upgrading using highly selective gas separation membranes” Showcasing the Poundbury project |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20120413 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170920 |