低排放发电和烃采收系统及方法

低排放发电和烃采收系统及方法
【专利摘要】提供用于烃采收方法中低排放发电的方法和系统。一个系统包括以低排放发电的集成的压力保持和混相驱动系统。该系统也可包括集成变压重整装置(PSR)、吹气式自热重整单元(ATR)或吹氧式ATR与燃气发电轮机系统，优选地为组合循环燃气发电轮机系统。这样的系统可被用来捕获和利用温室气体(GHG)并产生用于烃采收操作中的电力。
【专利说明】低排放发电和烃采收系统及方法
[0001] 本申请为分案申请，原申请的申请日是2009年3月27日，申请号是 200980111361. 0 (PCT/US2009/038645)，发明名称为"低排放发电和烃采收系统及方法"。
[0002] 交叉引用相关申请
[0003] 本申请要求2008年3月28日提交的名称为LOW EMISSION POWER GENERATION AND HYDROCARBON RECOVERY SYSTEMS AND METHODS (低排放发电和烃采收系统及方法）的 美国临时专利申请61/072,292和2009年2月18日提交的名称为LOW EMISSION POWER GENERATION AND HYDROCARBON RECOVERY SYSTEMS AND METHODS (低排放发电和烃采收系 统及方法）的美国临时专利申请61/153, 508以及2009年2月23日提交的名称为LOW EMISSION POWER GENERATION AND HYDROCARBON RECOVERY SYSTEMS AND METHODS (低排放 发电和烃采收系统及方法）的美国临时专利申请61/154, 675的权益，其全部内容通过引用 并入本文。

【技术领域】
[0004] 本发明的实施方式涉及烃采收方法中的低排放发电（产生能量）。更具体而言，本 发明的实施方式涉及利用氮、氧、二氧化碳和烃燃料以及重整技术在极低排放的烃采收方 法中发电（产生能量）的方法和装置。

【背景技术】
[0005] 本节意图介绍可能与本发明的示例性实施方式相关的本领域的各个方面。相信该 讨论有助于提供一个基本概念，以利于更好地理解本发明的特定方面。因此，应该理解，本 节应该基于此进行阅读，并不必承认其为现有技术。
[0006] 多种强化烃采收操作可以被分类为以下类型之一：压力保持和混相驱动 (miscible flooding)。在压力保持操作中，惰性气体如氮被注入主要为气态的油藏，以在 该油藏内至少保持最低压力，阻止反凝析并提高总采收量。在混相驱动操作中，混相气体如 二氧化碳被注入主要为液态的油藏以与液体混合，降低其粘度并增加压力以提高采收率。
[0007] 许多产油国正在经历强烈的国内电力需求增长，并关注于提高采收率法采油 (E0R)，以提高从其油藏采油。两种常见的E0R技术包括用于油藏压力保持的氮气（N 2)注入 和用于E0R混相驱动的二氧化碳（C02)注入。还有全球关注的温室气体（GHG)排放问题。 这种关注与许多国家的总量控制与交易政策（cap-and-trade)或碳税政策的执行相结合， 使得减少C0 2排放成为这些和其它国家以及其中操作烃采出系统的公司优先考虑的事情。 有效采出烃同时减少GHC排放是世界上最严酷的能源挑战之一。
[0008] 减少C02排放的一些方法包括燃料脱碳或燃烧后捕集。但是，这两种方法成本都 高并且降低发电效率，导致较低发电，为满足国内电力需求而增加了燃料的需求并增加了 电的成本。另一种方法是联合循环方式（in a combined cycle)的含氧燃料燃气轮机（例 如，来自燃气轮机Brayton循环的废热被捕集以在Rankin循环中产生蒸汽并产生额外电 力）。然而，没有商业可得的燃气轮机能够在这样的循环内进行操作，并且产生高纯氧所需 的电力显著降低了该方法的总效率。
[0009] 提出的一个方法使用自热重整单元（ATR)以产生用于捕集和/或注 入的烃燃料和二氧化碳。这样的系统在许多出版物中公开，其包括例如国际 专利申请号 W02008/074980('980 申请）和 Ertesvag，Ivar S.等的 〃Exergy Analysis of a Gas-Turbine Combined-Cycle Power Plant With Precombustion C02Capture，〃Elsivier (2004) (Ertesvag参考文件），其相关部分通过引用从而并入。' 980 申请和Ertesvag参考文件公开用于在自热重整装置（ATR)中重整天然气以形成合成气，然 后从合成气分离C0 2，并将富含氢的燃料送至传统的联合循环（CC)过程。
[0010] 因此，仍然十分需要低排放、高效率的烃采收方法。


【发明内容】

[0011] 本公开的一个实施方式包括集成系统。所述集成系统包括变压重整单元，其被配 置为利用空气流、天然气流和蒸汽流以产生主要包含氮气的再生流和包含一氧化碳、二氧 化碳和氢气的合成气流；和压力保持油藏，其接收至少一部分的主要包含氮气的再生流。集 成系统也可包括水煤气变换反应器，其被配置为将至少一部分一氧化碳转化为二氧化碳； 分离单元，其被配置为将合成气流分离成二氧化碳流和氢气流；和提高采收率法采油油藏， 其接收至少一部分的二氧化碳流。另外，本系统的一些实施方式可包括燃气轮机，其被配置 为使用氢气流以产生能量（发电）和气态排出流（gaseous exhaust stream)。
[0012] 本公开的另一个实施方式包括采出烃的方法。该方法包括在变压重整装置中产生 主要包含氮气的再生流和包含一氧化碳、二氧化碳和氢气的合成气流；将至少一部分主要 包含氮气的再生流注入压力保持油藏；和从压力保持油藏采出烃。该方法的其他实施方式 可包括在水煤气变换反应器中将至少一部分一氧化碳转化为二氧化碳；将合成气流分离成 二氧化碳流和氢气流；在燃气轮机中产生能量（发电），其中燃气轮机被配置为使用至少一 部分氢气流作为燃料；将至少一部分二氧化碳流注入提高采收率法采油油藏；和从提高采 收率法采油油藏采出烃。进一步的实施方式可包括将至少一部分从提高采收率法采油油藏 采出的烃再循环到变压重整装置；和将至少一部分从压力保持油藏采出的烃再循环到变压 重整装置。
[0013] 在本公开的第三实施方式中，提供可选的集成系统。该集成系统包括反应器单元， 其被配置为利用空气流、烃燃料流和蒸汽流产生包含一氧化碳、二氧化碳、氮气和氢气的合 成气流；水煤气变换反应器，其被配置为将至少一部分一氧化碳转化为二氧化碳以形成变 换流（shifted stream);第一分离单元，其被配置为将二氧化碳流与变换流分离以产生基 本是二氧化碳的流和主要包含氮气和氢气的混合产物流；燃气轮机，其被配置为利用混合 产物流以产生能量（发电）和包含氮气和蒸汽的气态排出流；第二分离单元，其被配置为将 氮气与蒸汽分离以至少产生气态氮气流；和压力保持油藏，其接收至少一部分的气态氮气 流。
[0014] 在本公开的第四实施方式中，公开采出烃的可选方法。该方法包括利用反应器单 元产生包含一氧化碳、二氧化碳、氮气和氢气的合成气流；在水煤气变换反应器中将至少一 部分一氧化碳转化为二氧化碳以形成变换流；将二氧化碳与变换流分离以产生基本是二氧 化碳的流和主要包含氮气和氢气的混合产物流；在燃气轮机中，产生能量（发电）和包含氮 气和蒸汽的气态排出流，其中燃气轮机被配置为利用主要包含氮气和氢气的混合产物流作 为燃料；将氮气与蒸汽分离以至少产生气态氮气流；将至少一部分气态氮气流注入压力保 持油藏；和从压力保持油藏采出烃。
[0015] 在本公开的第五实施方式中，提供集成系统的另一可选实施方式。该系统包括空 气分离单元，其被配置为产生基本是氮气的流和基本是氧气的流；反应器单元，其被配置为 利用基本是氧气的流、烃燃料流和蒸汽流产生包含一氧化碳、二氧化碳和氢气的合成气流； 水煤气变换反应器，其被配置为将至少一部分一氧化碳转化为二氧化碳；分离单元，其被配 置为将合成气流分离成二氧化碳流和氢气流；和提高采收率法采油油藏，其接收至少一部 分分离的二氧化碳流。
[0016] 在本公开的第六实施方式中，提供采出油的另外可选的方法。该方法包括在空气 分离单元中分离空气，所述空气分离单元被配置为产生基本是氮气的流和基本是氧气的 流；使用反应器单元产生包含一氧化碳、二氧化碳和氢气的合成气流，所述反应器单元被配 置为利用基本是氧气的流、烃燃料流和蒸汽流；在水煤气变换反应器中将至少一部分一氧 化碳转化为二氧化碳以形成变换流；将变换流分离成二氧化碳流和氢气流；将至少一部分 分离的二氧化碳流注入提高采收率法采油油藏；和从提高采收率法采油油藏采出烃。

【专利附图】

【附图说明】
[0017] 研读以下详细说明和实施方式的非限制性实例的附图后，本发明的前述和其它优 势将变得明显，附图中：
[0018] 图1图解了利用变压重整单元的用于低排放发电和烃采收的集成系统；
[0019] 图2图解了利用类似图1所示的变压重整单元的用于低排放发电和烃采收的集成 系统的不意图；
[0020] 图3是操作利用类似图1-2所示的变压重整单元的用于低排放发电和烃采收的集 成系统的方法的示例性流程图；
[0021] 图4是利用反应器单元的用于低排放发电和烃采收的集成系统的图解；
[0022] 图5图解了利用类似图4所示的反应器单元的用于低排放发电和烃采收的集成系 统的不意图；
[0023] 图6是操作利用类似图4-5所示的反应器单元的用于低排放发电和烃采收的集成 系统的方法的示例性流程图；
[0024] 图7是利用与图4-5所示的反应器单元相似的反应器单元的用于低排放发电和烃 采收的集成系统的可选实施方式的图解；
[0025] 图8图解了利用类似图7所示的反应器单元的用于低排放发电和烃采收的集成系 统的不意图；和
[0026] 图9是操作利用类似图7-8所示的反应器单元的用于低排放发电和烃采收的集成 系统的可选方法的示例性流程图。

【具体实施方式】
[0027] 在以下发明详述部分，结合优选的实施方式描述本发明的【具体实施方式】。但是，就 以下描述特定于本发明的【具体实施方式】或具体使用而言，这意图仅为示例性的目的并仅仅 提供示例性实施方式的描述。因此，本发明并不限于以下所描述的【具体实施方式】，而是，其 包括落入所附权利要求的精神和范围内的所有可选项、改型和等同物。
[0028] 本系统的至少一个益处是集成两种采收方法以产生两种注入气体（氮和C02)用 于另外的烃采收。产生N 2、C02和能量的一个示例性方法利用变压重整（PSR)方法中的催化 燃烧步骤，从空气流中反应性除去氧气，并同时产生高压合成气，所述高压合成气容易分成 为用于石油采出操作的〇) 2流和在高效发电中使用的氢气（H2)流。在PSR系统和方法的该 意料之外的应用中，再生步骤可在与重整压力相似的高压下有利地进行。在本发明的一个 实施方式中，重整和再生步骤都在相似的高压（例如300-500psig)下进行。在另一实施方 式中，再生步骤中产生的小量的氮气被用于稀释氢气，然后在燃气轮机系统中，将氢气用作 燃料。变压重整方法已至少在美国专利号7, 491，250和美国专利申请号2005/0201929中 公开，后者通过引用并入本文。
[0029] 本公开系统和方法的另外的实施方式包括使用基于空气的自热重整装置（ATR)、 部分氧化反应器（Ρ0Χ)或其他反应器单元，产生用于石油采出操作的凡、0) 2和能量。 在ATR中，甲烧的放热部分氧化和吸热催化蒸汽重整（endothermic catalytic steam reforming)产生高压合成气，高压合成气容易通过水煤气变换反应转化为C02和氢气（H 2)， 并分离成用于石油采出操作的〇)2流和在高效发电中使用的氢气（H2)流。POX进行与ATR 相似的部分氧化，但是其在更高温度和无催化剂的情况下进行。
[0030] 本公开系统和方法的进一步另外的实施方式包括通过使用传统的空气分离单元 (ASU)，产生氮气（N 2)、C02和能量，所述空气分离单元产生富N2或纯N2流以代替N 2，并同时 产生富氧或纯氧流作为自热重整装置（ATR)的进料，在所述重整装置（ATR)中，甲烷的放热 部分氧化和吸热催化蒸汽重整产生高压合成气，高压合成气容易通过水煤气变换反应转化 为C0 2和氢气（H2)，并分离成用于石油采出操作的0)2流和在高效发电中使用的氢气（H 2) 流。
[0031] 尽管完全独立地生产用于油藏压力保持的氮和用于E0R的二氧化碳是可能的，但 本公开系统和方法的实施方式利用了这样的协同作用--当以集成方法产生氮和二氧化 碳以低得多的成本产生这些气体同时也以超低排放产生能量（发电）和/或脱盐水时其是 可能的。值得注意的是，如果E0R利用是不可能的，则通过发电产生的0) 2可以从再循环流 中清除并被分离或储存。这允许各种实施方式被用于以超低排放发电。
[0032] 在一个实施方式中，能量可经由在升高压力下进行燃烧由氢气流产生，以使燃烧 产物膨胀通过燃气轮机的膨胀器，产生附加能量。布雷顿循环（Brayton cycle)的效率是跨 过膨胀器的压力比和膨胀器的入口温度的函数。因此，达到更高的压力比和更高的膨胀器 入口温度增加燃气轮机效率。膨胀器的入口温度可由部件表面的材料因素和冷却所限定。 在高压燃烧器中利用这类燃料，然后在膨胀器阶段膨胀它们可导致高效率并提供利用此类 油藏的经济方式。取决于可用的井口压力，膨胀也可在升高的压力下停止，以减少与用于井 增压操作的压缩氮气相关的成本。
[0033] 现在参考附图，图1图解了利用变压重整单元的用于低排放发电和烃采收的集成 系统。系统100包括变压重整单元102,其被配置为利用空气流110a、天然气流106和蒸汽 流108来产生主要包含氮气（N 2)的再生流112、二氧化碳（C02)流116和氢气流120。该系 统100可进一步包括：提高采收率法采油油藏118以接收二氧化碳流116并任选地采出烃 流117 ;和压力保持油藏114以接收再生流112并任选地采出烃流115。在一些实施方式 中，也提供燃气轮机单元104,其利用空气流110b和氢气流120以产生能量136和气态排出 流122,其可被导向热回收单元126,所述热回收单元被配置为利用水124以冷却气态排出 流122来形成冷却的排出流130,产生至少一单位的蒸汽128用于蒸汽发生器132中以产生 能量134。
[0034] 在一些可选的实施方式中，至少一部分再生流112可被重新导向以经由流112'与 氢气流120组合。在另一可选的实施方式中，至少一部分流128可被重新导向以经由流128' 与蒸汽流108组合。在又一可选的实施方式中，空气流110b可被集成入燃气轮机104的压 缩机压缩。
[0035] 图2图解了利用类似图1所示的变压重整单元的用于低排放发电和烃采收的集成 系统的示意图。因此，可参考图1最好地理解图2。系统200是系统100的可选的示例性 实施方式，并且包括入口空气压缩机201、压缩的入口流202，其可包含一些经由压缩机210 从流208再循环的氮气，其中入口流202被引入PSR再生单元204。PSR102也包括用于接 收蒸汽108和天然气106的PSR重整单位206,其产生包含一氧化碳、二氧化碳和氢气的合 成气流211，其被供应给水煤气变换反应器212以将至少一部分一氧化碳转化为二氧化碳， 然后送至分离器214,分离器214将尽可能多的二氧化碳分离为流116,以产生氢气流120。 燃气轮机104包括集成压缩机220a、燃烧器220b和膨胀器220c。任选地，至少一部分氢气 流120可经由流216被重新导向到PSR再生单元204,在该情况下，氢气流120'被供应给燃 烧器220b。任选地，压缩空气可从进口压缩机220a经由流221到入口流202。
[0036] 图3是操作利用类似图1-2所示的变压重整单元的用于低排放发电和烃采收的集 成系统的方法的示例性流程图。因此，可参考图1-2最好地理解图3。方法300包括在变压 重整装置102中产生主要包含氮气的再生流208和包含一氧化碳、二氧化碳和氢气的合成 气流211的步骤302 ;将至少一部分主要包含氮气的再生流112注入压力保持油藏114的 步骤304(注意，流112是流208的任选部分，其可被分成送入烃采出操作的流112和与新 鲜空气110a组合以产生PSR再生氧化剂流202的再循环流）；和从压力保持油藏114采出 烃的步骤306。任选地，方法300可进一步包括将采出的烃的至少一部分经由流115再循环 至用于PSR102的烃进料流106。
[0037] 在一个可选的实施方式中，方法300可进一步包括在水煤气变换反应器212中 将至少一部分一氧化碳转化为二氧化碳以产生包含氢气和二氧化碳的变换流213的步骤 308 ;将变换流213分离成二氧化碳流116和氢气流120的步骤310 ;将至少一部分二氧化 碳流116注入提高采收率法采油油藏118的步骤314 ;从提高采收率法采油油藏118采出 烃的步骤316 ;和任选地，将采出的烃的至少一部分经由流117再循环至用于PSR102的烃 进料流106的步骤318。另外，方法300可进一步包括在燃气轮机104中产生能量136的步 骤312,其中燃气轮机104被配置为使用至少一部分氢气流120作为燃料。
[0038] 在系统100和200以及方法300的一个示例性实施方式中，PSR重整步骤302可 在足以将燃料（例如，氢气流120或120'）供应到燃气轮机104的压力下进行（例如，在燃 气轮机燃烧压力以上大约50到大约200磅/平方英寸表压（psig))。至重整步骤的进料 106、108可由天然气和蒸汽构成。来自重整步骤302的产品是包含CO、H 2、C02、H20和其他 组分（例如污染物）的合成气混合物。在任选的H 20加入后，将该流变换--步骤304-- 以将大多数CO转化为C02 (产生更多的氢气），并且进行分离一步骤306--以移出C02。 分离可经由传统的酸气洗涤、膜分离、物理或化学吸收溶剂或任何其他有效方法进行。按石 油采出操作所需调节移出的C02116 (未示出），并输送至该应用。
[0039] 在C02移出步骤306后保留的氢气120被用于发电（产生能量）。氢气120可用 于任何发电循环中，但是有利地用作燃气轮机发电系统的进料，更有利地用于组合循环燃 气轮机发电系统。在组合循环燃气轮机发电系统中产生的蒸汽128'的一些部分可被用作 重整进料蒸汽108。在本公开的一个实施方式中，可通过在再循环前冷却再生烟道气208产 生蒸汽，并且该蒸汽用作重整进料蒸汽108。在本公开的另一可选实施方式中，产生的氢气 216的一些部分在PSR再生步骤302中用作燃料。
[0040] 在PSR方法300的一个出乎意料的布置中，在与重整单元206相似的操作压力下， 有利地运行再生单元204。在本发明的一个实施方式中，重整和再生步骤都在相似的且高 (例如300-500psig)的压力下进行。在又一可选的实施方式中，在再生步骤208中产生的 少量氮气被用于稀释氢气120,然后氢气在燃气轮机系统104中用作燃料。
[0041] 本系统的一个优点是PSR重整步骤302对杂质例如高级烃、氮气、硫和C02相对不 敏感。如此，到重整装置102的天然气进料106可以是作为石油采出操作的一部分产生的 较低纯度流（例如，来自采出/再循环流115或117)。这可以节省大量的用于石油采出操 作的气体净化（cleanup)成本。
[0042] 在传统的重整装置中，高级烃通常将引起烟灰或焦炭生成，但是通过PSR系统102 更容易重整。有利地，PSR重整进料中的氮气可通过重整装置并最后作为送到发电燃气轮机 104的氢气120中的可接受的（甚至优选的）燃料稀释剂112'。PSR重整进料中的二氧化 碳可以减少重整需要的蒸汽108的量，但是将使产品分配移向C0。一些另外的蒸汽可加入 到变换反应器212中，以驱动所有的一氧化碳成为二氧化碳，但是存在的分离将俘获该二 氧化碳以在石油采出操作中再次使用。此外，PSR102比传统的重整方法，对硫更容忍得多。 在烃进料中10到lOOppm水平的硫可以容许。然而，该硫将在PSR产品中出现，一些为基本 是氮气的流208中的SOx，并且一些为二氧化碳流116中的H 2S。因此，只有流208和116中 的硫存在不干涉石油采出操作，才应该允许硫进入PSR重整装置206。
[0043] 尽管提及二个油藏114和118,但油藏可以是同一个油藏，是两个、三个、四个或更 多不同的油藏，并可以包括多个用于注入或采出的油藏。此外，来自油藏115和117的采出 流的内含物可能随时间改变，特别是在注入气体开始生成的"突破点"。
[0044] 一般而言，E0R油藏118是包含基本上是液体烃如原油的油藏或其一部分并且通 常位于含水层之上。液体烃在适当的温度和压力下与注入的压缩二氧化碳流116可混相。 高C0 2浓度（例如多至约90体积％或以上）以这样的混相驱动操作是优选的，因为C02用 作稀释剂以降低油的粘度和作为溶剂以从地层岩石中除去油以及其它原因。此外，如果混 合适当，将气体116泵入油藏需要更少的动力。注入流116中的氧水平优选地保持非常低。
[0045] 一般而言，压力保持油藏114是在产油层上包括气顶的油藏或其一部分。当产生 液体时，气顶压力和地层压力被减少，导致较低的生产力并且可能在气体部分导致反缩合。 注入气体1112被配置为保持油藏内的压力以至少保持采收压力并避免反缩合。混相能力 不是这种操作中的问题。因此，惰性气体如氮是优选的。在至少注入油藏114和118是同 一个的具体示例性情况中，氮可以被注入油藏的气顶，二氧化碳被用作混相注入物，以在同 一油藏中用于EOR。
[0046] 采出流115和117可以是相同的或不同的，或者包括来自多个油藏的生产并且可 以包括任何种类的轻烃组分和重液体烃组分和气态烃组分以及其它非烃组分如二氧化碳、 硫化氢、氮、硫化羰及其组合。在最初或早期阶段的生产期间，预期在采出流115和117中 具有比酸或非烃组分明显多的重烃组分。在任选的分离和净化后，流117可包含从至少约 70摩尔百分比（mol% )的经至约99Π 1011%经、从约lmol%至约δπιο?1% C02、从约Omol% N2 至约5mol% N2以及一些其它组分。
[0047] 在烃被采出时以及特别地一旦气体冲出发生，流115和117的组成可以发生急 剧变化。例如，在〇) 2冲出之后，示例性采出流117可以具有以下含量：约5摩尔百分比 (mol % )的煙至约60mol %的煙，从约40mol %至约95mol %的C02，从约Omol % N2至约 10mol % N2以及一些其它组分。在氮冲出之后，示例性采出流115可以具有以下含量：约5 摩尔百分比（mol% )的经至约60Π 1Ο11%的经，从约δπιο?1%至约20Π 1Ο11%的C02，从约40Π 1Ο11% 的N2至约95mol % N2以及一些其它组分。要注意的是，冲出是个瞬时过程而不是逐步过程， 逐步过程相对快但产生的气体冲出量逐步增加。例如，油藏在早期生产期间可以稳定地产 生约5mol %的C02，然后在过渡期（从一个月到几年）产生渐增量的C02，直至C02的产生达 到约95mol% C02的高稳态产生。
[0048] 在另外的实施方式中，使氢气流120保持较高温度用于混合以及在燃烧器220b内 进行燃烧可以是期望的。可以通过与热排出气体流122或蒸汽流128或128'、系统200内 其它压缩机（例如压缩机201、210或220a)中的一个产生的热或HRSG126的交叉交换来加 热流120。优选的是足以提高燃烧器220b内燃烧效率的温度。在一个实施方式中，氢气流 120在进入燃烧器220b时可以为约50摄氏度（°C )至约500°C。
[0049] 燃烧器220b可以是标准的燃烧器或可以是定制的或改进的燃烧器。可使用的燃 烧器类型的实例包括部分氧化（Ρ0Χ)燃烧器、扩散燃烧器（diffusion burners)、贫燃预混 (lean-premix)燃烧器和点火燃烧器。要注意的是，每个燃烧器类型可以要求一些改进以与 可获得的燃料流一起工作。在扩散火焰燃烧器（或"燃烧装置"）中，燃料与氧化剂混合并 同时在主燃烧区燃烧。扩散燃烧器产生接近化学计量的燃料/空气混合物区域，在此区域 温度非常高。在预混合燃烧器中，燃料和空气在初始阶段被完全混合，形成均匀、贫燃、未燃 烧的燃料/空气混合物，其被送至发生燃烧反应的第二阶段。目前贫燃预混燃烧器因为较 低的火焰温度在燃气轮机中常用，其产生较低的NOx排放。在点火燃烧器中，热点火引导确 保在其周围的贫燃料氧化剂混合物保持稳定燃烧。这些点火燃烧器通常被用于航空发动机 和用于其本身不能保持稳定燃烧的燃料。
[0050] PSR 实例
[0051] 为了进一步阐明PSR系统102的实施方式，在下面表1中给出了图1-2中示出的 实施方式的计算的热和材料平衡的一些示例性的流。该示例性变压重整装置系统102作为 在再生步骤和重整步骤之间交替的两个圆柱形反应器进行操作。如所示，单元204反映反 应器容器当前处于再生步骤中，而单元206反映反应器容器当前处于重整步骤中。反应器 的内部尺寸为直径lift (3. 4M)，长度4ft (1. 2M)。反应器的圆柱轴定位于垂直方位，并且当 向上流时进行重整；当向下流时进行再生。填料由400孔/in2(62孔/cm 2)蜂窝状单块组 成，所述蜂窝状单块的堆积密度为501b/ft3(0. 8g/cc)。填料的底部70%包括重整催化剂。 总循环长度为30秒；15秒为再生步骤，15秒为重整步骤。在重整步骤的最后，包括简短的 蒸汽吹扫。
[0052] 重整单元206以1760kgmoles/hr的速率进料甲烷106,并且伴随以4494kgmoles/ hr速率进料蒸汽108,这代表3,600111^1的重整C1GHSV。合成气（重整油）211以表1中示 出的速率产生，并且在高温和低温变换阶段212变换以产生变换的产物213。通过使用活化 的MDEA溶剂系统进行吸收，完成分离，这在纯化流116中产生1647kgm 〇leS/hr的C02，和在 表1中示出的富含氢气燃料流120。
[0053] 富含氢气燃料的26%在PSR再生步骤中使用（经由流216)和74%被消耗并经由 表1上示出的流120'送至燃气轮机104。燃气轮机104按以下运行：空气压缩至12. 6atm. abs.和 384°C ;10，100BTU/kWh(10655kJ/kWh)的加热速度；9211b/sec(418kg/s)的轮机流 量；和126MW的净能量输出136。
[0054] 空气压缩机201将新鲜空气110a提供给PSR再生系统，如在表1中所示。该空 气与压缩机210压缩的再循环烟道气结合，并作为流202进料到PSR再生步骤。再生排气 208 (在再循环除去前）在表1中示出。冷却PSR流出物208的非再循环部分以除去水，产 生在表1上示出的队产物。
[0055] 表 1
[0056] (3600hr-tlGHSV 下的 PSR)
[0057]

【权利要求】
1. 集成压力保持油减系统，包括： 变压重整单元； 操作性地连接至所述变压重整单元的空气源； 操作性地连接至所述变压重整单元的天然气源； 操作性地连接至所述变压重整单元的的蒸汽源； 再生流，其主要包含氮气，所述再生流通过所述变压重整单元制备； 合成气流，其包含一氧化碳、二氧化碳和氢气，所述合成气流通过所述变压重整单元制 备； 操作性地连接至至少一部分所述再生流的压力保持油藏； 操作性地连接至至少一部分所述合成气流的提高采收率法采油油藏； 由所述压力保持油藏生产的第一生产流，其中至少一部分所述第一生产流与天然气流 组合；以及 由所述提高采收率法采油油藏生产的第二生产流，其中所述第二生产流的至少一部分 与天然气流组合。
2. 权利要求1所述的集成压力保持油藏系统，进一步包括： 水煤气变换反应器，其操作性地连接至所述变压重整单元，并且被配置为接收至少一 部分所述合成气流，所述水煤气变换反应器被配置为将至少一部分所述一氧化碳转化为二 氧化碳；以及 分离单元，其操作性地连接至所述变压重整单元，被配置为将所述合成气流分离为二 氧化碳流和氢气流。
3. 权利要求1所述的集成压力保持油藏系统，其中所述变压重整单元在300-500psig 下操作。
4. 权利要求2所述的集成压力保持油藏系统，进一步包括燃气轮机，其被配置为利用 所述氢气流以产生能量和气态排出流。
【文档编号】C01B3/48GK104098070SQ201410230493
【公开日】2014年10月15日 申请日期:2009年3月27日 优先权日:2008年3月28日
【发明者】F·赫什科维茨, E·D·纳尔逊, P·D·麦克马洪 申请人:埃克森美孚上游研究公司