[go: up one dir, main page]

CN103958646B - 油井产品处理 - Google Patents

油井产品处理 Download PDF

Info

Publication number
CN103958646B
CN103958646B CN201280057569.0A CN201280057569A CN103958646B CN 103958646 B CN103958646 B CN 103958646B CN 201280057569 A CN201280057569 A CN 201280057569A CN 103958646 B CN103958646 B CN 103958646B
Authority
CN
China
Prior art keywords
separator
pressure
natural gas
supplied
crude oil
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201280057569.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103958646A (zh
Inventor
M·库切
M·J·博韦
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
GTL Microsystems AG
Original Assignee
GTL Microsystems AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by GTL Microsystems AG filed Critical GTL Microsystems AG
Publication of CN103958646A publication Critical patent/CN103958646A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103958646B publication Critical patent/CN103958646B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • C10G2/34—Apparatus, reactors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0827—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel at least part of the fuel being a recycle stream
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1064—Platinum group metal catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/32—Hydrogen storage

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)

Abstract

一种用于处理从油井(14)获得的流体产品(12)以生产烃类产品(42)的设备(10)，该设备包括压力逐渐降低的一系列分离器(20，30，40)，所述流体产品相继供给至所述分离器。从分离器(20)获得高压气相(21)并且将其供给至限流器(54)，从而通过焦耳-汤姆逊效应进行冷却，并且继而输送至NGL生成器(55)以产生天然气液流(56)和气态天然气流(58)。天然气流(58)继而使用合成气产生单元(60)和费舍-特洛施合成单元(66)进行化学处理，以产生合成原油(72)。合成原油(72)供给至所述分离器中的一个(20)，并且天然气液流(56)供给至所述分离器中的另一个(30)；所述一个分离器(20)中的压力高于所述另一个分离器(30)中的压力。

Description

油井产品处理
技术领域
本发明涉及用于处理从油井获得的产品以生产液态烃类产品的设备和方法。
背景技术
已知大多数油井也生产天然气。在许多油井处，以较小的量与原油一起生产天然气。在许多情况下，将相关气体引入到现有气体输送基础设施中是不切实际的，并且相关气体通常通过燃烧或再注入而被处理掉。然而，燃烧所述气体不再是环境可接受的方法，而再注入会对来自油田的油品质量有不利影响。
气液转化技术可以用于将天然气转化成液烃，并且可以遵循用于液烃产品两步法，包括合成气产生，随后是费舍-特洛施合成(Fischer-Tropschsynthesis)。通常，可以通过部分氧化、自动热重整或蒸气甲烷重整中的一个或多个产生合成气(烃与一氧化碳的混合物)。在使用蒸气甲烷重整的情况下，反应是吸热的并且因而需要热量。合成气继而经过费舍-特洛施合成。为了进行费舍-特洛施合成，烃与一氧化碳的最佳比率大约是2:1，并且蒸气重整的优点是提供多于用于此目的的足够的烃。
例如在WO01/51194(AEA技术)和WO03/006149(Accentus公司)中说明了这种方法。天然气主要是甲烷，但也含有小部分的长链烃。在每种情况下，天然气都首先经过预先重整步骤，其中例如在400℃镍催化剂上通过与蒸气反应而将长链烃转化成甲烷。关于费舍-特洛施处理，如WO2004/050799(GTLMicrosystemsAG)中所述，适当的催化剂使用陶瓷支撑体上的小颗粒的钴。WO2011/135357(CompactGTL公司)描述了一种方法，其中借助通过限流器膨胀而初始冷却天然气，从而通过焦耳-汤姆逊效应经受冷却，分离得到的液体。
发明内容
根据本发明提供一种用于处理从油井获得的流体产品以生产烃类产品的设备，该设备包括：
压力逐渐降低的一系列分离器，所述流体产品相继供给至所述分离器，并且从所述分离器中的至少一个获得高压气相；
NGL生成器，其用于从所述高压气相产生天然气液流和气态天然气流；和
气液转化装置，所述气态天然气流供给至该气液转化装置以生产合成原油，所述气液转化装置包括合成气生产单元和费舍-特洛施合成单元；
其中所述合成原油供给至所述分离器中的一个，并且所述天然气液流供给至所述分离器中的另一个，供给有所述合成原油的分离器中的压力高于供给有所述天然气液流的分离器中的压力。
应理解，来自这种油井的气相通常含有高比例的甲烷，但也含有长链烃。天然气液流(或NGL流)含有这些长链烃中的至少一部分。因此，所述天然气液流含有在甲烷的沸点以上的温度沸腾但原本存在于来自油井的高压气相中的烃。
借助示例，所述一系列分离器可以包括：高压分离器，来自油井的流体产品供给至所述高压分离器，从而产生高压气相、高压原油相和水相；中压分离器，所述高压原油相供给至所述中压分离器，以产生中压气相和中压原油相；和低压分离器，所述中压原油相供给至所述低压分离器，以产生低压气相和低压原油相。
本发明还提供一种用于处理从油井获得的流体产品以生产烃类产品的方法，所述方法包括：
将所述流体产品相继供给至一系列分离器，所述分离器布置成以逐渐降低的压力操作，从所述分离器中的至少一个获得高压气相；
将所述高压气相供给至NGL分离器，从而产生天然气液流和气态天然气流；和
将所述气态天然气流供给至气液转化装置以产生合成原油，所述气液转化装置包括合成气生产单元和费舍-特洛施合成单元；
其中所述合成原油供给至所述分离器中的一个，并且所述天然气液流供给至所述分离器中的另一个，供给有所述合成原油的分离器中的压力高于供给有所述天然气液流的分离器中的压力。
所述NGL生成器可以包括限流器，所述高压气相供给至所述限流器从而通过焦耳-汤姆逊效应而经受冷却，与NGL分离器相结合以产生天然气液流和气态天然气流。
所述高压气相可以通过压缩机供给至限流器，并且继而通过热交换器冷却至环境温度附近。通过限流器的膨胀意图在没有来自环境的显著传热的情况下进行，气体膨胀到低压状态。所述限流器可以是节流阀，或者可以是涡流管分离器的入口喷嘴、或涡轮膨胀器、或Twister(TM)分离器装置。涡流管或希尔须管将所述气体分成热气流和冷气流。热气流可以在所述设备内的其他地方使用。然而，作为分成两个气流的结果，仅冷却了所述气体的一部分。所述膨胀可以将所述气体冷却到0℃以下，尤其是-10℃以下，例如-15℃以下，结果长链烃从气态冷凝成液态，并且可以作为天然气液流从其余天然气分离。冷却的程度选择成确保输出气态天然气流的压力足以驱动气体通过所述方法。在温度可以进一步降低以便提高较高的烃的回收的情况下，有利的是当为了重新加压气体而增大的压缩需求的成本超过所回收的额外长链烃的价值时，这就停止。优选地，高压气相通过热交换器供给到限流器中，在所述热交换器中通过与已经穿过限流器而被冷却的至少一种流体接触而将所述高压气相冷却，从而当所述高压气相到达限流器时，其在环境温度以下。
这种膨胀过程的好处是剩余天然气中的长链烃的比例显著减小。因此可以继而使天然气经过重整而不需要单独的预先重整器。另一个好处是经过随后化学处理的烃的量减小，这可以减小所述设备其余部分的尺寸和成本。
这种冷却方法的一个现在问题是有形成含甲烷的水合物的风险，但对于Twister装置而言将不是问题，这是因为驻留时间足够短以避免形成水合物晶体。为了解决该问题，诸如甲醇或乙醇的氧化剂可以在限流器上游引入到高压气相中。这能避免形成水合物。在气液转化装置的情况下，这种氧化剂是在费舍-特洛施合成期间产生的，并且可以通过蒸气脱附而从所获得的水相提取。这些氧化剂因此允许将气流冷却到较低温度。
气态天然气继而通过蒸气甲烷重整、部分氧化或自动热重整转化成合成气。在蒸气甲烷重整的情况下，所需要的热量可以由集成的重整/燃烧反应器内的相邻通道内的催化燃烧提供，或者由来自独立的燃烧反应器的热排气提供。所得到的合成气含有比费舍-特洛施合成所需要的氢更多的氢，并且至少一些过量的氢可以通过膜分离器从合成气分离，并且供给至燃料集管。如果不用膜进行分离，则可以通过变压吸附进行分离。燃料集管可以供给用于燃烧过程的燃料，该燃烧过程提供用于蒸气甲烷重整反应的热量，或者燃料集管可以提供用于对用于这种燃烧过程的空气供给进行预加热的燃料。
合成气可以继而经过费舍-特洛施合成反应，以将合成气转化成构成合成原油的长链烃。这可以使单个步骤过程或者两个步骤过程。合成原油在被引入到上述分离器之前从水相和从尾气分离。
附图说明
现在将仅通过示例并参照附图进一步更具体地说明本发明，该附图示出油井产品处理设备和相关装置的示意流程图。
具体实施方式
油井产品处理设备10供给有由油井14生产的流体产品12。设备10使得本发明的方法能够执行。典型地，流体产品12的压力在0.8MPa(8bar)以上，例如1.0MPa(10bar)或1.2MPa。流体产品12通过穿过热交换器16而被加热到50℃以上，例如被加热到65℃与70℃之间，并且继而被供给至高压分离器20，在该高压分离器中，高压气相21、高压原油相22和水相24彼此分离。在流体产品12到达分离器20之前加对其进行加热减小了原油相22的粘度，从而增强了所述分离。如果流体产品12已经具有足够低的粘度，则将不需要热交换器16。
高压原油相22继而通过减压阀25供给至中压分离器30，在中压分离器30中，压力典型地在0.4至0.5MPa的范围内。在该中压分离器30中，气相A从原油分离，产生中压原油相32。
中压原油相32继而通过第二减压阀35供给至低压分离器40，在该低压分离器中，压力典型地在0.1至0.2MPa的范围内，这是足够低的压力以至于所产生的低压原油42可以存储。在该低压分离器40中，气相B从原油分离。
高压气相21是来自流体产品12的相关气体的主要部分。其通过两个连续的压缩机50压缩到例如4.0MPa的压力，并且继而通过热交换器52冷却到环境温度附近。通过压缩机50产生的工业气体中的某些，如C所指示，可以作为燃料例如供给至燃气轮机以给设备10提供能量。已经穿过了热交换器52的冷却高压气体继而被供给通过焦耳-汤姆逊膨胀阀54，将压力降低至大约1.0MPa，并且充分降低温度，继而进入分离器55。长链烃冷凝并且分离，已形成天然气液流56，离开主要含有短链烃的天然气流58。天然气液流56供给至中压分离器30，大部分烃在此溶解在原油中。
气态天然气流58继而经过气体到液体的化学处理。所述化学处理的第一步骤包括例如通过蒸气重整借助以下类型的反应形成合成气：
H2O+CH4→CO+3H2(1)
该反应是吸热的，并且可以通过第一气流通道内的铑或铂/铑催化剂进行催化。用于引起该反应的热量可以由相邻通道中诸如甲烷或氢的气体的催化燃烧提供，该催化燃烧是放热的，或者由借助来自独立的燃烧反应器的排气进行的热交换来提供。燃烧可以通过在紧凑催化反应器中的相邻第二气流通道中的钯催化剂进行催化。在两种情况下，催化剂都可以在稳定氧化铝支撑物上，其在金属基体上形成典型地小于100μm厚度的涂层。或者，催化剂可以涂覆至流动通道的壁，或者可以设置为流动通道内的小球。通过燃烧产生的热量将通过分离相邻通道的金属板传递。
通过蒸气/甲烷重整产生的气体混合物继而用于进行费舍-特洛施合成，以产生长链烃，即：
nCO+2nH2→(CH2)n+nH2O(2)
这是放热反应，在升高的温度处进行，典型地在190℃与280℃之间，例如230℃，并且在升高地压力下进行，典型地在1.8MPa与2.6MPa(绝对值)之间，例如2.5MPa，存在诸如铁、钴或融合的磁铁矿的催化剂，具有钾助催化剂。在可以使用铁基催化剂的情况下，当在较低温度下操作时，辅助有掺杂1％重量的诸如Pd、Pt、Ru或Re的贵金属的金属Co是优选的，这是因为它们对氧化具有增强的稳定性。活泼金属以10-40％重量注入到诸如TiO2、Al2O3或SiO2的耐热支撑材料中，其可以掺杂有稀土和过渡金属氧化物，以提高其热液稳定性。
因此气态天然气流58供给至蒸气/甲烷重整反应器60，以产生合成气流62。合成气流62典型地在大约0.5MPa的压力下，并且在供给到一个或多个费舍-特洛施合成反应器66(仅示出一个)之前通过一个或多个压缩机64将其压缩到例如2.5MPa的压力。合成气流可以流过串联布置的一个或多个费舍-特洛施反应器。可替代地或额外地，合成气流可以被分离并且供给至并联布置的多于一个的费舍-特洛施反应器。来自费舍-特洛施合成反应器66的输出被供给至产品分离器70，从该产品分离器排出尾气71、作为合成原油72的液烃和水流73。合成原油72继而供给到高压分离器20中，在该高压分离器中，大部分烃溶解在原油中。
作为可选特征，可以希望例如通过蒸气脱离从水流73提取诸如甲醇的氧化剂；并且继而将氧化剂喷射到膨胀阀54上游的高压气相21中，从而一直水合物的形成。
作为另一个可选特征，在膨胀阀54上游可以设有第二热交换器52，其中液化的天然气流56用作冷却剂以在高压气相21经受膨胀之前将其冷却至较低温度。
气流A和B构成来自油井14的烃类气体的一小部分。它们可以被压缩并且供给返回到高压气相21中。或者，它们可以用作设备10中的燃料，例如用于燃烧反应器，所述燃烧反应器用于使重整反应能在反应器60中进行。或者它们可以被燃烧掉。

Claims (12)

1.一种用于处理从油井(14)获得的流体产品(12)以生产烃类产品的设备(10)，所述流体产品(12)包括原油相，该设备包括：
压力逐渐降低的一系列分离器(20，30，40)，所述流体产品供给至所述分离器，因此所述原油相相继穿过所述一系列分离器(20，30，40)，并且从所述分离器中的至少一个获得高压气相(21)；
NGL生成器(54，55)，其用于从所述高压气相(21)产生天然气液流(56)和气态天然气流(58)；和
气液转化装置(60，66)，所述气态天然气流(58)供给至该气液转化装置以生产合成原油(72)，所述气液转化装置包括合成气生产单元(60)和费舍-特洛施合成单元(66)；
所述设备包括第一管道以将所述合成原油(72)供给至所述分离器中的一个分离器(20)，并且其特征在于，所述一系列分离器包括第一分离器(20)、第二分离器(30)和第三分离器(40)，所述第一分离器、第二分离器和第三分离器每个都布置成将液相(22，32，42)与气相(21，A，B)分离，并且减压阀(25，35)在所述分离器(20，30，40)之间，
所述设备还包括第二管道以将所述天然气液流(56)供给至所述分离器中的另一个分离器(30)，供给有所述合成原油的分离器(20)所处的压力高于供给有所述天然气液流的分离器(30)所处的压力。
2.根据权利要求1所述的设备，其特征在于，所述一系列分离器包括：能在0.8至1.2MPa下操作的高压分离器(20)，来自油井的流体产品供给至所述高压分离器，从而产生高压气相、高压原油相和水相；能在0.4至0.5MPa下操作的中压分离器(30)，所述高压原油相供给至所述中压分离器，以产生中压气相和中压原油相；和能在0.1至0.2MPa下操作的低压分离器(40)，所述中压原油相供给至所述低压分离器，以产生低压气相和低压原油相。
3.根据权利要求1或2所述的设备，其特征在于，所述NGL生成器包括限流器(54)，所述高压气相(21)供给至所述限流器从而通过焦耳-汤姆逊效应而经受冷却，与NGL分离器(55)相结合以产生天然气液流(56)和气态天然气流(58)。
4.根据权利要求3所述的设备，还包括热交换器(52)，其布置成用于到达所述限流器(54)之前的所述高压气相(21)与已经通过穿过所述限流器(54)而被冷却的至少一种流体之间的热交换。
5.根据权利要求3所述的设备，还包括用于将氧化剂引入到所述限流器上游的所述天然气流中的装置。
6.根据权利要求5所述的设备，包括用于从通过费舍-特洛施合成产生的含水产品提取氧化剂的装置。
7.一种用于处理从油井(14)获得的流体产品以生产烃类产品的方法，所述流体产品(12)包括原油相，所述方法包括：
将所述流体产品(12)供给至一系列分离器，因此所述原油相相继穿过所述一系列分离器(20，30，40)，所述分离器(20，30，40)布置成以逐渐降低的压力操作，从所述分离器中的至少一个获得高压气相(21)；
将所述高压气相(21)供给至NGL生成器(54，55)，从而产生天然气液流(56)和气态天然气流(58)；和
将所述气态天然气流(58)供给至气液转化装置以产生合成原油(72)，所述气液转化装置包括合成气生产单元(60)和费舍-特洛施合成单元(66)；
其中所述合成原油(72)供给至所述分离器中的一个分离器(20)，所述一系列分离器包括第一分离器(20)、第二分离器(30)和第三分离器(40)，所述第一分离器、第二分离器和第三分离器每个都将液相(22，32，42)与气相(21，A，B)分离，并且减压阀(25，35)在所述分离器(20，30，40)之间，并且其特征在于，所述天然气液流(56)供给至所述分离器中的另一个分离器(30)，供给有所述合成原油的分离器(20)所处的压力高于供给有所述天然气液流的分离器(30)所处的压力。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，供给有来自油井的流体产品的所述第一分离器(20)在0.8MPa至1.2MPa压力下操作，从而产生高压气相、高压原油相和水相；供给有所述高压原油相的所述第二分离器(30)在0.4MPa至0.5MPa下操作，以产生中压气相和中压原油相；并且供给有所述中压原油相的所述第三分离器(40)在0.1MPa至0.2MPa的压力下操作，以产生低压气相和低压原油相。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述NGL生成器包括限流器(54)，所述高压气相(21)供给至所述限流器从而通过焦耳-汤姆逊效应而经受冷却，与NGL分离器(55)相结合以产生天然气液流(56)和气态天然气流(58)。
10.根据权利要求9所述的方法，包括以下步骤：在到达所述限流器(54)之前的天然气与已经通过穿过所述限流器(54)而被冷却的至少一种流体之间传递热量(52)。
11.根据权利要求9或10所述的方法，包括以下步骤：将氧化剂引入到所述限流器上游的所述天然气流中。
12.根据权利要求11所述的方法，其特征在于，所述氧化剂是在所述方法中作为费舍-特洛施合成(66)的副产品产生的。
CN201280057569.0A 2011-11-24 2012-11-15 油井产品处理 Active CN103958646B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB1120327.0A GB201120327D0 (en) 2011-11-24 2011-11-24 Oil well product treatment
GB1120327.0 2011-11-24
PCT/GB2012/052843 WO2013076462A1 (en) 2011-11-24 2012-11-15 Oil well product treatment

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103958646A CN103958646A (zh) 2014-07-30
CN103958646B true CN103958646B (zh) 2016-03-23

Family

ID=45475696

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280057569.0A Active CN103958646B (zh) 2011-11-24 2012-11-15 油井产品处理

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9834729B2 (zh)
EP (1) EP2782979A1 (zh)
CN (1) CN103958646B (zh)
AU (1) AU2012342258B2 (zh)
BR (1) BR112014012369B1 (zh)
CA (1) CA2856802C (zh)
EA (1) EA029444B1 (zh)
GB (1) GB201120327D0 (zh)
TW (1) TW201326380A (zh)
WO (1) WO2013076462A1 (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB201120327D0 (en) 2011-11-24 2012-01-04 Compactgtl Plc Oil well product treatment
US20160369173A1 (en) * 2014-02-28 2016-12-22 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ft gtl apparatus and method for producing single synthetic crude oil
US9840413B2 (en) 2015-05-18 2017-12-12 Energyield Llc Integrated reformer and syngas separator
US9843062B2 (en) 2016-03-23 2017-12-12 Energyield Llc Vortex tube reformer for hydrogen production, separation, and integrated use
US10913012B2 (en) * 2017-09-12 2021-02-09 John Zink Company, Llc Three-phase separation of hydrocarbon containing fluids

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1934225A (zh) * 2004-03-16 2007-03-21 康帕克特Gtl有限公司 天然气转化为长链烃类的工艺
CN1938399A (zh) * 2004-03-16 2007-03-28 康帕克特Gtl有限公司 天然气转化为长链烃类的工艺
WO2011135357A1 (en) * 2010-04-30 2011-11-03 Compactgtl Plc Gas-to-liquid technology

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4626237A (en) * 1984-12-10 1986-12-02 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for separating the components of a wellstream
EP1559475B1 (en) 2000-01-11 2008-06-11 CompactGTL plc Catalytic reactor
GB0116894D0 (en) 2001-07-11 2001-09-05 Accentus Plc Catalytic reactor
US6743829B2 (en) * 2002-01-18 2004-06-01 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
WO2004050799A1 (en) 2002-12-02 2004-06-17 Gtl Microsystems Ag Catalytic reactor and process
US20060135630A1 (en) * 2003-03-05 2006-06-22 Bowe Michael J Producing longer-chain hydrocarbons from natural gas
NO329177B1 (no) * 2007-06-22 2010-09-06 Kanfa Aragon As Fremgangsmåte og system til dannelse av flytende LNG
GB2457484A (en) * 2008-02-15 2009-08-19 David Morgan A pressurized container and a method for degasification of liquid
WO2011082037A2 (en) 2009-12-31 2011-07-07 Chevron U.S.A. Inc. Process and system for blending synthetic and natural crude oils derived from offshore produced fluids
GB201120327D0 (en) 2011-11-24 2012-01-04 Compactgtl Plc Oil well product treatment

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1934225A (zh) * 2004-03-16 2007-03-21 康帕克特Gtl有限公司 天然气转化为长链烃类的工艺
CN1938399A (zh) * 2004-03-16 2007-03-28 康帕克特Gtl有限公司 天然气转化为长链烃类的工艺
WO2011135357A1 (en) * 2010-04-30 2011-11-03 Compactgtl Plc Gas-to-liquid technology

Also Published As

Publication number Publication date
TW201326380A (zh) 2013-07-01
GB201120327D0 (en) 2012-01-04
EP2782979A1 (en) 2014-10-01
AU2012342258A1 (en) 2014-06-12
US20150291887A1 (en) 2015-10-15
CN103958646A (zh) 2014-07-30
EA201491030A1 (ru) 2014-09-30
WO2013076462A1 (en) 2013-05-30
AU2012342258A2 (en) 2014-06-26
EA029444B1 (ru) 2018-03-30
CA2856802A1 (en) 2013-05-30
US9834729B2 (en) 2017-12-05
BR112014012369B1 (pt) 2019-09-03
BR112014012369A2 (pt) 2017-05-30
AU2012342258B2 (en) 2016-05-12
CA2856802C (en) 2020-01-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5868951B2 (ja) ガス液化技術
EP4337600A1 (en) Ammonia cracking process
CN103958646B (zh) 油井产品处理
US8124049B2 (en) Zero steam export with CO2 recovery in a high thermal efficiency hydrogen plant
CN101905867A (zh) 二氧化碳排放减少的蒸汽-烃重整
CN102083748B (zh) 用于制氢的方法和设备
JP2024531116A (ja) 燃料電池作動のために、メタノールまたはアンモニアから高純度水素を取得するための方法および装置
EP4469392A1 (en) Conversion of co2 and h2 to syngas
RU2560874C1 (ru) Системы и способы использования остаточного газа синтеза фишера-тропша в технологическом процессе получения синтетического жидкого топлива из природного газа
US20230406699A1 (en) Ammonia dissociation process
JP5348938B2 (ja) 一酸化炭素ガス発生装置および方法
CN116529198A (zh) 将烃提质为甲醇和氢气产物流
JP5285952B2 (ja) 一酸化炭素ガス発生装置および方法
WO2018187136A1 (en) Integrated hydrogen generator and compressor with related method
Shao et al. Extraction of sustainable and low-emission hydrogen from hydrogen-blended natural gas driven by multi-product sequential separation

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant