EA 32555B1 20190628

	Патентная документация ЕАПВ
Запрос:	ea000032555b*\id
Результат:	ID\|Номер и дата охранного документа

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

1. Способ добычи нефти из месторождения углеводородного сырья, включающий следующие этапы: a) подача природного газа, b) получение синтез-газа из указанного природного газа, c) конверсия указанного синтез-газа в метанол или в метанол (МеОН)/диметиловый эфир (DME), d) дегидратация указанного метанола или MeOH/DME в диметиловый эфир, e) дальнейшая дегидратация указанного диметилового эфира с образованием жидких углеводородов, f) подача указанных жидких углеводородов в указанное месторождение углеводородного сырья с получением смеси углеводородного сырья и g) извлечение указанной смеси углеводородного сырья из указанного месторождения углеводородного сырья, причем указанные жидкие углеводороды находятся в температурном интервале кипения бензиновой фракции, т.е. С5-С12.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе а) природный газ как таковой получают из месторождения углеводородного сырья.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что до использования на этапе а) указанный природный газ отделяют от углеводородного сырья.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе е) дегидратацию осуществляют в присутствии катализатора на основе цеолита.

5. Система (100) для осуществления способа по пп.1-4, которая содержит установку по технологии "газ-в-жидкость" (GTL) (10), которая подсоединена к месторождению (20) углеводородного сырья, при этом указанная установка GTL (10) содержит: a) технологический блок (12), предназначенный для получения синтез-газа из природного газа, b) блок (14) синтеза, соединенный с указанным технологическим блоком, при этом указанный блок (14) синтеза предназначен для получения жидких углеводородов, при этом технологический блок (12) выполнен с потоковыми устройствами, через которые осуществляют прием природного газа, и при этом блок (14) синтеза выполнен с потоковыми устройствами, через которые осуществляют прием синтез-газа из указанного технологического блока (12), и при этом система (100) также выполнена с потоковыми устройствами так, чтобы указанные жидкие углеводороды могли подаваться из указанного блока (14) синтеза в указанное месторождение (20) углеводородного сырья, при этом блок (14) синтеза включает: a) блок (14а) синтеза оксигенатов, при этом указанный блок (14а) синтеза оксигенатов выполнен с потоковыми устройствами, через которые осуществляют прием синтез-газа из указанного технологического блока (12), при этом указанный блок (14а) синтеза оксигенатов предназначен для получения жидких оксигенатов из указанного синтез-газа, b) блок (14b) синтеза бензина, при этом указанный блок синтеза бензина (14b) выполнен с потоковыми устройствами, через которые осуществляют прием указанных жидких оксигенатов из указанного блока (14а) синтеза оксигенатов, при этом указанный блок (14b) синтеза бензина предназначен для получения жидкого бензина из указанных жидких оксигенатов, при этом блок (14b) синтеза бензина выполнен также с потоковыми устройствами так, чтобы указанный жидкий бензин мог подаваться из указанного блока (14b) синтеза бензина в указанное месторождение (20) углеводородного сырья.

6. Система (100) по п.5, отличающаяся тем, что между установкой GTL (10) и месторождением (20) углеводородного сырья расположен насосный блок (50).

7. Система (100) по п.6, отличающаяся тем, что насосный блок (50) также содержит блок сепарации, предназначенный для отделения природного газа от углеводородного сырья до подачи в технологический блок (12).

8. Система (100) по любому из пп.5-7, отличающаяся тем, что природный газ, поданный в указанный технологический блок (12), получают из указанного месторождения (20) углеводородов.

9. Система по любому из пп.5-8, отличающаяся тем, что блок (14) синтеза представляет собой блок технологии TIGAS ®-MTG или блок технологии TIGAS ®-STG.

10. Нефтедобывающая платформа или платформа типа FPSO (110) (плавучая система нефтедобычи, хранения и выгрузки), включающая систему по любому из пп.5-9.

Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

Евразийское 032555 (13) B1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2019.06.28
(21) Номер заявки 201591489
(22) Дата подачи заявки 2013.02.13
(51) Int. Cl.
C07C 29/151 (2006.01) C10L 3/10 (2006.01) E21B 43/16 (2006.01) C10G 2/00 (2006.01)
(54)
УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
(43) 2016.02.29
(86) PCT/EP2013/052840
(87) WO 2014/124665 2014.08.21
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ХАЛЬДОР ТОПСЁЭ А/С (DK)
(72) Изобретатель:
Удесен Хенрик, Вивас Ангелика Хидальго (DK)
(74) Представитель:
Беляева Е.Н. (BY)
(56) WO-A1-9712118
US-A1-2006272813 WO-A1-2010149339
(57) Настоящее изобретение относится к способу и системе для добычи нефти из месторождения углеводородного сырья. Из природного газа получают синтез-газ, а затем из указанного синтез-газа получают жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты. Затем жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты подают в указанное месторождение углеводородного сырья для получения смеси углеводородного сырья и смесь углеводородного сырья отводят из указанного месторождения.
Область изобретения
Настоящее изобретение относится к способу и системе для добычи нефти из месторождения углеводородного сырья.
Предпосылки к созданию изобретения
Природный газ представляет собой смесь газообразных углеводородов естественного происхождения, в состав которой входит преимущественно метан, а также другие углеводороды, диоксид углерода, азот и сероводород.
Месторождения углеводородного сырья, как правило, содержат смесь жидких углеводородов (т.е. сырую нефть, включая растворенные газы) и природный газ. Удаление ненужного природного газа на месторождениях нефти зачастую является проблематичным, так как для его коммерческого использования требуется его очистка и транспортировка. Например, до транспортировки природного газа также необходимо удалить из него неуглеводородные компоненты, такие как диоксид углерода, азот, гелий (в редких случаях) и сероводород.
Зачастую очистка и транспортировка природного газа являются просто коммерчески нецелесообразными, в особенности на удаленных месторождениях нефти. В таких случаях природный газ сжигается на месторождении нефти. Однако усиление контроля в области природоохранного законодательства может ограничить возможности сжигания природного газа. В качестве альтернативы природный газ может нагнетаться обратно в подземное месторождение для сохранения давления в месторождении. При сохранении давления в месторождении, как правило, происходит увеличение извлекаемой фракции.
Таким образом, было бы целесообразно, если бы природный газ, который получен в качестве побочного продукта при добыче нефти, вместо сжигания или утилизации иным способом использовался более эффективно. Предпочтительно, чтобы природный газ использовался прямо на месторождении нефти, более предпочтительно, чтобы использование природного газа было связано с процессом для увеличения извлекаемой фракции углеводородного сырья.
Краткое изложение сущности изобретения
Таким образом, настоящим изобретением предоставляется способ добычи нефти из месторождения углеводородного сырья, который включает следующие этапы:
a) предоставление природного газа;
b) получение синтез-газа из указанного природного газа;
c) получение жидких углеводородов или жидких оксигенатов из указанного синтез-газа;
d) подача указанных жидких углеводородов или жидких оксигенатов в указанное месторождение углеводородного сырья с получением смеси углеводородного сырья;
e) извлечение указанной смеси углеводородного сырья из указанного месторождения углеводородного сырья.
Также, настоящим изобретением предоставляется система, включающая установку по технологии "газ-в-жидкость" (GTL), которая подсоединена к месторождению углеводородного сырья, при этом указанная установка GTL включает следующие элементы:
a) технологический блок для получения синтез-газа из природного газа,
b) блок синтеза, например блок TIGAS(r), соединенный с указанным технологическим блоком, при этом указанный блок синтеза предназначен для получения жидких углеводородов или жидких оксигена-тов из указанного синтез-газа,
при этом указанная система включает
c) устройство для соединения месторождения углеводородного сырья и технологического блока, которое предназначено для подачи природного газа из указанного месторождения в указанный технологический блок, и
d) устройство для соединения блока синтеза с указанным месторождением углеводородного сырья, которое предназначено для подачи жидких углеводородов или жидких оксигенатов из блока синтеза в указанное месторождение углеводородного сырья.
Более подробная информация о способе и системе согласно изобретению приведена ниже в описании изобретения, фигурах и зависимых пунктах формулы изобретения.
Фигуры
На фиг. 1 схематически показан один вариант осуществления системы согласно настоящему изобретению.
На фиг. 2 схематически показан другой вариант осуществления системы согласно настоящему изобретению.
На фиг. 3 показан состав бензина TIGAS(r), который используют в примере 2.
На фиг. 4 приведены данные о вязкости смеси ТВГ после разбавления в соответствии с примером 2.
Подробное описание изобретения
Как указано выше, настоящее изобретение предоставляет способ добычи нефти из месторождения углеводородного сырья. Месторождение углеводородного сырья является подземным, также оно может быть глубоководным.
На первом этапе указанного способа осуществляют получение природного газа. В оптимальном варианте природный газ получают из месторождения углеводородного сырья. Однако возможно также обеспечить подачу природного газа из внешнего источника. Внешними источниками природного газа могут являться расположенные поблизости месторождения природного газа или сырой нефти.
В настоящем изобретении используют технологию "газ-в-жидкость" (GTL), при которой осуществляют конверсию газообразных углеводородов в жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты. "Жидкое" или "газообразное" состояние веществ означает состояние веществ при нормальных температурных условиях и при нормальном давлении.
На первом этапе GTL-процесса происходит конверсия природного газа в синтез-газ. Это происходит путем парового риформинга метана или частичного окисления метана, присутствующего в природном газе, с получением синтез-газа. Синтез-газ или "синтетический газ" представляет собой газовую смесь, содержащую СО, H2 и, возможно, некоторое количество CO2. Отношение монооксида углерода (СО) к водороду (H2) в синтетическом газе может регулироваться по необходимости (например, с использованием реакции конверсии водяного газа). Для получения жидких углеводородов молярное отношение Н2/СО предпочтительно составляет более 1.
Устройства, которые могут использоваться для получения синтез-газа из природного газа, известны специалистам и могут, например, включать один или несколько автотермических риформеров, предварительных риформеров, трубчатых риформеров и т.д.
На втором этапе GTL-процесса происходит образование жидких углеводородов или жидких окси-генатов из синтетического газа.
Жидкие углеводороды могут быть образованы непосредственно из синтетического газа, например путем процесса Фишера-Тропша.
В качестве альтернативы жидкие углеводороды могут быть образованы из синтетического газа непрямым способом, например через получение оксигенатов. Предпочтительной технологией этого процесса является так называемый "улучшенный синтез бензина Topsoe" (TIGAS(r)), при котором происходит конверсия синтез-газа в бензин с промежуточным получением метанола (МеОН) или смеси МеОН и диметилового эфира. Технология TIGAS(r) описана, помимо прочего, в документах US 4481305, US 2012078023, WO 10149339, US 8067474, US 8202413 и US 2010036186. Еще один процесс "МеОН-в-бензин" описан в документах US 4011275 и US 4138442.
Для образования жидких углеводородов в процессе TIGAS(r) сначала осуществляют конверсию синтез-газа в метанол, после чего происходит его дегидратация до диметилового эфира (DME) или в комбинированный продукт MeOH/DME. В результате дальнейшей конверсии указанного метанола или MeOH/DME получают жидкие углеводороды, предпочтительно в присутствии катализатора на основе цеолита. Полученные таким образом жидкие углеводороды могут использоваться непосредственно на следующем этапе способа (обратная подача в нефтяную скважину). В качестве альтернативы при необходимости они могут подвергаться дальнейшей обработке с получением потока жидких углеводородов, который будет подаваться обратно в нефтяную скважину.
В случае если продуктом в GTL-процессе являются жидкие углеводороды, указанные жидкие углеводороды находятся в температурном интервале кипения бензиновой фракции, например соединения, содержащие 4-16 атомов углерода, например 5-12 атомов углерода.
Оксигенаты являются топливом, содержащим соединения с кислородом в химической структуре. Типичными оксигенатами являются спирты и простые эфиры. Спиртами, которые могут быть получены с помощью процесса TIGAS(r), могут являться метанол, этанол или их смеси. Простым эфиром, который может быть получен с помощью указанного процесса, может являться диметиловый эфир (DME).
После получения жидких углеводородов или жидких оксигенатов путем GTL-процесса жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты подают в месторождение углеводородного сырья. Как правило, жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты нагнетают в месторождение при высоком давлении, которое зависит от глубины геологической формации, например при давлении 100-1400 бар. Таким образом, жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты смешивают в месторождении с сырьевыми углеводородами с получением смеси углеводородного сырья.
Известно, что жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты могут выступать в качестве растворителей, в результате чего может осуществляться извлечение более тяжелой фракции углеводородного сырья. Увеличение степени нефтеотдачи обеспечивается путем разбавления более тяжелых фракций. В дополнение, при таком способе отсутствует нежелательное влияние материала в виде частиц, присутствующего в смеси углеводородного сырья (см. примеры).
Затем осуществляют добычу смеси углеводородного сырья из месторождения.
Известны технологии, при которых для повышения добычи углеводородного сырья производят закачку в месторождение жидкостей, например воды. Однако для применения таких технологий требуется наличие источника воды, которую затем необходимо отделять от углеводородного сырья на этапе сепарации фаз. Одним из многих других преимуществ настоящего изобретения является то, что получение жидких углеводородов или жидких оксигенатов осуществляют на месте из побочных продуктов в место
рождении углеводородного сырья, и так как они по своим свойствам являются углеводородами, они могут подвергаться совместной обработке вместе с сырьевыми углеводородами на этапе очистки. В самом деле, жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты способствуют повышению эффективности добычи из месторождения углеводородного сырья. В дополнение облегчается транспортировка углеводородного сырья на нефтеперерабатывающее предприятие вследствие снижения вязкости, которое достигается путем добавления жидких углеводородов или жидких оксигенатов.
В дополнение может осуществляться регулирование количества или химического состава жидких углеводородов или жидких оксигенатов для оптимизации свойств (например, вязкости, химического состава) смеси (см. примеры). Например, чем ниже содержание С5 в жидких углеводородах, тем меньше риск осаждения, например, асфальтенов.
Также настоящее изобретение предоставляет систему 100 для добычи нефти из месторождения углеводородного сырья. На фиг. 1 и 2 приведено схематическое изображение системы 100 согласно изобретению.
Система 100, изображенная на фигурах, включает установку по технологии "газ-в-жидкость" (GTL) 10, которая подсоединена к месторождению 20 углеводородного сырья. Месторождение 20, как правило, находится под землей (уровень земли обозначен как 1). Соединение между установкой GTL 10 и месторождением углеводородного сырья обеспечено с помощью двустороннего трубопровода для газа и жидкостей (на фиг. 1 и 2 обозначен как 101).
В соответствии с вариантом осуществления изобретения, изображенным на фиг. 1, установка GTL 10 включает:
a) технологический блок 12, предназначенный для получения синтез-газа из природного газа;
b) блок 14 синтеза, соединенный с указанным технологическим блоком, при этом указанный блок 14 синтеза предназначен для получения жидких углеводородов или жидких оксигенатов из указанного синтез-газа.
Технологический блок 12 выполнен с потоковым устройством 102, 103, через которое осуществляют подачу природного газа. Природный газ, который подают в указанный технологический блок 12, предпочтительно получают из указанного месторождения 20 углеводородов (при этом природный газ подают с помощью потокового устройства 102). При необходимости для подачи части или всего количества природного газа в указанный технологический блок 12 может использоваться дополнительный источник 16 природного газа (при этом природный газ подают с помощью потокового устройства 102). Технологический блок 12, как правило, представляет собой один или несколько блоков риформинга, например автотермический риформер, предварительный риформер, трубчатый риформер, конвекционный риформер и т.д.
Из технологического блока 12 синтез-газ подают в блок 14 синтеза. Блок 14 синтеза выполнен с потоковым устройством 104, через которое осуществляют подачу синтез-газа из указанного технологического блока 12. Таким образом, блок 14 синтеза соединен с указанным технологическим блоком 12, при этом блок синтеза предназначен для получения жидких углеводородов или жидких оксигенатов из указанного синтез-газа.
Блок 14 синтеза соответственно представляет собой блок синтеза Фишера-Тропша (F-T), блок технологии TIGAS(r) "метанол-в-бензин" (MTG) или блок технологии TIGAS(r) "синтез-газ-в-бензин" (STG).
Система 100 также выполнена с потоковым устройством 105, 101 так, чтобы указанные жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты могли подаваться из указанного блока 14 синтеза в указанное месторождение 20 углеводородного сырья.
В месторождении 20 углеводородного сырья жидкие углеводороды или жидкие оксигенаты образуют смесь с сырьевыми углеводородами. Такая смесь затем может отводиться (т.е. откачиваться) из месторождения 20. Извлечение смеси углеводородного сырья из месторождения углеводородного сырья, как правило, осуществляют с использованием потокового устройства 101 и смесь подают для дальнейшей обработки (например, очистки) с использованием потокового устройства 106.
Как указывалось выше, органическое происхождение жидких углеводородов или жидких оксигена-тов означает то, что они могут отделяться от углеводородного сырья на этапе очистки. Система согласно изобретению может дополнительно содержать устройство очистки для очистки смеси углеводородного сырья, которое добывают из месторождения углеводородного сырья.
Как правило, потоковые устройства 101, 102, 103, 104, 105, 106 представляют собой систему из одной или нескольких труб или каналов, а также емкостей хранения, клапанов, насосов и при необходимости других элементов.
Как показано на фиг. 1 и 2, система 100 согласно изобретению содержит насосный блок, расположенный между установкой GTL 10 и месторождением 20 углеводородного сырья. Насосный блок 50 обеспечивает перекачку текучих сред (т.е. жидкостей и газов) из месторождения 20 углеводородного сырья и в месторождение углеводородного сырья с использованием потокового устройства 101. Насосный блок 50 также обеспечивает перекачку текучих сред в технологический блок 12 и из блока 14 синтеза. Внутри насосного блока 50 находится регулирующее устройство, которое обеспечивает соответствующую регулировку и контроль расхода потока.
Природный газ зачастую добывают из месторождения углеводородного сырья в виде смеси или в растворенном виде в сырьевых углеводородах и/или в воде. Соответственно в таких случаях до обработки в технологическом блоке 12 желательно отделить природный газ от других компонентов. В одном из вариантов осуществления изобретения насосный блок 50 также содержит блок сепарации, который предназначен для отделения природного газа от углеводородного сырья до подачи в технологический блок 12.
На фиг. 2 блок 14 синтеза содержит блок 14а синтеза оксигенатов и блок 14b синтеза бензина. Блок 14а синтеза оксигенатов выполнен с потоковым устройством 104, через которое осуществляют подачу синтез-газа из указанного технологического блока 12. Блок 14а синтеза оксигенатов предназначен для получения жидких оксигенатов из синтез-газа.
Блок синтеза 14b бензина выполнен с потоковым устройством 104', через которое осуществляют подачу оксигенатов из указанного блока 14а синтеза оксигенатов. Блок синтеза 14b бензина предназначен для получения жидкого бензина из указанных оксигенатов.
Таким образом, синтез-газ подают из технологического блока 12 в блок 14а синтеза оксигенатов, где происходит его конверсия в жидкие оксигенаты. Жидкие оксигенаты из блока синтеза 14а оксигенатов подают в блок 14b синтеза бензина, где происходит их конверсия в жидкие углеводороды.
Аналогично варианту осуществления изобретения, показанному на фиг. 1, блок 14b синтеза бензина выполнен с потоковым устройством 105, 101 так, чтобы указанный жидкий бензин мог подаваться из указанного блока 14b синтеза бензина в указанное месторождение 20 углеводородного сырья.
Соответствующие компоненты блоков 14а, 14b синтеза описаны в вышеуказанных документах, относящихся к технологии TIGAS(r).
Вследствие того, что система согласно изобретению имеет компактную, автономную конструкцию, она с легкостью может быть встроена в существующие установки, оборудование и платформы для добычи углеводородного сырья. Таким образом, настоящее изобретение относится к нефтедобывающей платформе или к плавучей системе нефтедобычи, хранения и выгрузки (платформа типа FPSO), которые включают систему согласно изобретению.
Все признаки способа согласно изобретению также относятся к системе согласно изобретению.
В дополнение способ и система согласно изобретению также повышают эффективность транспортировки углеводородного сырья, например к нефтеперерабатывающему предприятию. Преимущественные характеристики включают следующее:
значительное снижение вязкости при сравнительно низких коэффициентах разбавления, таким образом, диаметр труб не увеличивается значительно по сравнению с неразбавленными сырьевыми углеводородами;
снижение энергопотребления при перекачке/транспорте смеси углеводородного сырья в трубах вследствие снижения вязкости;
в устьевом оборудовании (во время извлечения) или в трубопроводе (во время транспортировки) может быть снижена степень коррозии, так как в месторождение или трубопровод не закачивается вода;
инвестиции способствуют росту прибыльности предприятия, так как разбавитель (оксигенаты или жидкие углеводороды) может быть реализован в качестве коммерческого продукта непосредственно после добычи на нефтеперерабатывающем предприятии;
можно избежать факельного сжигания природного газа, что является преимуществом с экологической точки зрения.
Примеры.
Пример 1.
Образец битума канадского происхождения с содержанием мелкой фракции 0,7 мас.% и высокой вязкостью при комнатной температуре (вязкость @ 100°F> 1230 сСт) разбавили с использованием эталонного бензина TIGAS(r), состав которого показан в табл. 1.
метилциклопентан
1.0
бензол
0.1
н-гептан
16.8
метилциклогексан
2.1
толуол
1.0
н-октан
2.0
и-октан
4.0
этил-Су-Сб
2.0
этилбензол
0.8
орто-, мета- и пара-ксилол
9.1
и-пропил-Су-Сб
2.0
124-ТМБЗ
7.4
дурол
8.6
битум ПМБ
12.0
100.0
Исследования разбавления осуществляли путем смешивания известных количеств разбавителя и битума в течение нескольких часов.
Вязкость двух смесей разбавленного битума (30 и 50 мас.% соответственно) определялась с воспроизводимыми результатами, что указывает на то, что при таком способе отсутствует нежелательное влияние материала в виде частиц, присутствующего в образцах, т.е. отсутствует осаждение асфальтенов. Наличие в образцах материала в виде частиц, как правило, приводит к большим среднеквадратичным отклонениям. Результаты определения вязкости использовались при определении флокуляции частиц в сырьевых углеводородах. Вязкость измерялась в соответствии с ASTM D 7042; данные по вязкости приведены в табл. 2. Вязкость чистого битума при комнатной температуре является весьма высокой (> 1230 сСт), таким образом, результаты показывают, что добавление 30% разбавителя приводит к значительному уменьшению вязкости.
Таблица 2
Очевидно, что даже при относительно низких степенях разбавления (приблизительно 30 мас.%) могут быть получены смеси с низкой вязкостью. Пример 2.
Фракцию тяжелого вакуумного газойля с вязкостью 460 сСт при 40°C разбавили бензином TIGAS(r), состав которого показан на фиг. 3.
Исследования разбавления осуществлялись путем смешивания известных количеств разбавителя и тяжелого вакуумного газойля (ТВГ) и измерения вязкости при 40°C в соответствии со способом, описанном в стандарте ASTM D 7042.
Вязкость значительно снижается, даже при добавлении лишь малых количеств бензина (приблизительно 5 мас.%), см. фиг. 4.
Добавление бензина,
Вязкость при 40°С, сСт
мас.%
0 458.57
5 155.24
12 40.058
22 13.36
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ добычи нефти из месторождения углеводородного сырья, включающий следующие эта
пы:
a) подача природного газа,
b) получение синтез-газа из указанного природного газа,
c) конверсия указанного синтез-газа в метанол или в метанол (МеОН)/диметиловый эфир (DME),
d) дегидратация указанного метанола или MeOH/DME в диметиловый эфир,
e) дальнейшая дегидратация указанного диметилового эфира с образованием жидких углеводородов,
f) подача указанных жидких углеводородов в указанное месторождение углеводородного сырья с получением смеси углеводородного сырья и
g) извлечение указанной смеси углеводородного сырья из указанного месторождения углеводородного сырья,
причем указанные жидкие углеводороды находятся в температурном интервале кипения бензиновой фракции, т.е. С5-С12.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе а) природный газ как таковой получают из месторождения углеводородного сырья.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что до использования на этапе а) указанный природный газ отделяют от углеводородного сырья.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе е) дегидратацию осуществляют в присутствии катализатора на основе цеолита.
5. Система (100) для осуществления способа по пп.1-4, которая содержит установку по технологии "газ-в-жидкость" (GTL) (10), которая подсоединена к месторождению (20) углеводородного сырья, при этом указанная установка GTL (10) содержит:
a) технологический блок (12), предназначенный для получения синтез-газа из природного газа,
b) блок (14) синтеза, соединенный с указанным технологическим блоком, при этом указанный блок (14) синтеза предназначен для получения жидких углеводородов,
при этом технологический блок (12) выполнен с потоковыми устройствами, через которые осуществляют прием природного газа, и
при этом блок (14) синтеза выполнен с потоковыми устройствами, через которые осуществляют прием синтез-газа из указанного технологического блока (12), и
при этом система (100) также выполнена с потоковыми устройствами так, чтобы указанные жидкие углеводороды могли подаваться из указанного блока (14) синтеза в указанное месторождение (20) углеводородного сырья, при этом блок (14) синтеза включает:
a) блок (14а) синтеза оксигенатов, при этом указанный блок (14а) синтеза оксигенатов выполнен с потоковыми устройствами, через которые осуществляют прием синтез-газа из указанного технологического блока (12), при этом указанный блок (14а) синтеза оксигенатов предназначен для получения жидких оксигенатов из указанного синтез-газа,
b) блок (14b) синтеза бензина, при этом указанный блок синтеза бензина (14b) выполнен с потоковыми устройствами, через которые осуществляют прием указанных жидких оксигенатов из указанного блока (14а) синтеза оксигенатов, при этом указанный блок (14b) синтеза бензина предназначен для получения жидкого бензина из указанных жидких оксигенатов,
при этом блок (14b) синтеза бензина выполнен также с потоковыми устройствами так, чтобы указанный жидкий бензин мог подаваться из указанного блока (14b) синтеза бензина в указанное месторождение (20) углеводородного сырья.
6. Система (100) по п.5, отличающаяся тем, что между установкой GTL (10) и месторождением (20) углеводородного сырья расположен насосный блок (50).
7. Система (100) по п.6, отличающаяся тем, что насосный блок (50) также содержит блок сепарации, предназначенный для отделения природного газа от углеводородного сырья до подачи в технологический блок (12).
8. Система (100) по любому из пп.5-7, отличающаяся тем, что природный газ, поданный в указанный технологический блок (12), получают из указанного месторождения (20) углеводородов.
9. Система по любому из пп.5-8, отличающаяся тем, что блок (14) синтеза представляет собой блок
технологии TIGAS(r)-MTG или блок технологии TIGAS(r)-STG.
10. Нефтедобывающая платформа или платформа типа FPSO (110) (плавучая система нефтедобычи,
хранения и выгрузки), включающая систему по любому из пп.5-9.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
032555
032555
- 1 -
- 1 -
(19)
032555
032555
- 1 -
- 1 -
(19)
032555
032555
- 1 -
- 1 -
(19)
032555
032555
- 1 -
- 1 -
(19)
032555
032555
- 2 -
- 3 -
032555
032555
- 6 -
032555
032555
- 7 -
032555
032555
- 9 -