CZ2004455A3 - Způsob recyklování vodíku z hydroprocesního proplachovacího plynu - Google Patents

Způsob recyklování vodíku z hydroprocesního proplachovacího plynu Download PDF

Info

Publication number
CZ2004455A3
CZ2004455A3 CZ2004455A CZ2004455A CZ2004455A3 CZ 2004455 A3 CZ2004455 A3 CZ 2004455A3 CZ 2004455 A CZ2004455 A CZ 2004455A CZ 2004455 A CZ2004455 A CZ 2004455A CZ 2004455 A3 CZ2004455 A3 CZ 2004455A3
Authority
CZ
Czechia
Prior art keywords
hydrogen
gas
unit
hydroprocessing
synthesis gas
Prior art date
Application number
CZ2004455A
Other languages
English (en)
Inventor
Paul S. Wallace
Kay A. Johnson
Alma L. Rodarte
Janice L. Kasbaum
Original Assignee
Texaco Development Corporation
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 Texaco Development Corporation filed Critical Texaco Development Corporation
Publication of CZ2004455A3 publication Critical patent/CZ2004455A3/cs

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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/007—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
    • 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
    • C01B3/36—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 oxygen or mixtures containing oxygen as gasifying agents
    • 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
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C01B2203/0255—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step containing a non-catalytic partial oxidation 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
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0405—Purification by membrane separation
    • 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
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • 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
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0435—Catalytic purification
    • 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
    • C01B2203/063—Refinery processes
    • C01B2203/065—Refinery processes using hydrotreating, e.g. hydrogenation, hydrodesulfurisation
    • 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
    • C01B2203/068—Ammonia synthesis
    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Description

(57) Anotace:
Při integrovaném způsobu zplyňování a hydrozpracování se uhlovodíkové palivo (2) nejprve zplyňuje ve zplyňovacím reaktoru (8) za produkce syntézního plynu (10) a poté se část vodíku odstraní ze syntézního plynu Vodík se stlačí v kompresoru (22) a použije jako reaktant v přebytku v jednotce (26) pro hydrozpracování. Vodíkový plyn se odebere z produktu jednotky pro hydrozpracování, přečistí, stlačí a recykluje do jednotky (26) pro hydrozpracování. Syntézní plyn chudý na vodík se ponechá expandovat v expanderu (55), který pohání kompresor (40), který stlačuje recyklovaný vodíkový plyn (38). Expandovaný syntézní plyn (56) se poté spojí s lehkými uhlovodíky, získanými z proudu recyklovaného vodíkového plynu, spálí v plynové turbíně a použije pro výrobu energie.
• · • ·· · t<5r
27-87555
Způsob recyklování vodíku z hydroprocesního proplachovacího plynu
Dosavadní stav techniky
Způsob a výhody zplyňování uhlovodíkového materiálu na syntézní plyn, neboli synplyn, jsou v průmyslu obecně známé. Syntézní plyn je obecně produkován z plynných hořlavých paliv, jako je zemní plynř a pevných hořlavých organických paliv, jako je uhlí, ropné zbytky, dřevo, dehtový písek, břidličnatá ropa a komunální, zemědělské nebo průmyslové odpady, zplyňovacím procesem za vysoké teploty. Plynná nebo r
pevná hořlavá paliva jsou podrobena reakci s reaktivním plynem obsahujícím kyslík, jako je vzduch, obohacený vzduch nebo čistý kyslík, a modifikátorem teploty, jako je pára, ve zplyňovacím reaktoru za účelem získání syntézního plynu.
V typickém procesu zplyňování bude syntézní plyn v podstatě obsahovat vodík (H2), oxid uhelnatý (CO) a menší množství nečistot, jako je voda (H20), oxid uhličitý (CO2), sulfid karbonylu COS a sirovodík (H2S) . Syntézní plyn se obecně zpracovává za účelem odstranění nebo podstatného snížení množství nečistot, zvláště H2S, COS a C02 před dalším zpracováním v následujícím procesu. Komerčně je dostupná řada systémů odstranění kyselých plynů a výběr bude záviset na požadovaném stupni odstranění sirných sloučenin a oxidu uhličitého a pracovním tlaku systému odstranění kyselých plynů.
Vodík poté může být získán ze syntézního plynu a použit v přebytku jako reakční činidlo v jednotce pro hydrozpracování. Hydrozpracování pokrývá různé rafinační operace zahrnující katalytické odsíření, denitrifikaci, hydrozpracování k odstranění jiných kontaminantů, předzpracování nebo reformaci surovin a hydrokrakování k rozložení těžkých uhlovodíkových látek, ale bez omezení na tento výčet. Zbývající složky syntézního plynu, především • · ··· · · oxid uhelnatý a malá část vodíku může být potom spotřebována v turbíně pro produkci energie.
Hydrokrakovací jednotka je nejvšestrannější rafinační konverzní jednotka. Může produkovat širokou škálu surovin od nafty po asfalt za vzniku požadovaného produktu s molekulovou hmotností nižší než má surovina. Hydrozpracování je nejvíce používaný katalytický rafinerní způsob a může zpracovávat suroviny od nejnižších frakcí nafty k nejtěžším vakuovým zbytkům. Především se používá k odstranění nežádoucích nečistot, jako jsou sloučeniny obsahující síru, ze surovin. Jak hydrokrakování tak hydrozpracování využívá jako reakčního činidla vodíku. Katalytické krakování je podobné hydrokrakování s tím rozdílem, že se nepoužívá vodík. Při každém způsobu se používá katalyzátor, který může být deaktivován některými kovovými nebo pevnými nečistotami, které se nachází v surovině, stejně jako koksem produkovaným při procesu.
Protože se v jednotce pro hydrozpracování používá obvykle vodík v přebytku, je vodík přítomen i v proudu produktu z jednotky. Je žádoucí získat tento vodík pro recyklaci zpět do vstupu jednotky pro hydrozpracování.
V důsledku snížení tlaku vodíku během zpracování musí být vodík tedy natlakován pro recyklaci zpět do jednotky pro hydrozpracování. Tudíž je žádoucí vyvinout ekonomický způsob zvýšení tlaku vodíku pro použití jako recyklačního proudu.
Podstata vynálezu
Tento vynález se týká integrovaného procesu zplyňování a hydrozpracování. Uhlovodíkové palivo je nejprve zplyňováno za tvorby syntézního plynu. Tento syntézní plyn se přečišťuje pro odstranění nečistot, nejobvykleji sirovodíku, a poté je část vodíku oddělena od syntézního plynu. Toho může být dosaženo jakýmikoli známými prostředky k získání plynu sirovodíku z proudu obsahujícího plynný vodík, ale výhodně se provádí za použití membránové separace nebo adsorpční jednotky s proměnným tlakem.
Získaný vodík se stlačuje a používá v přebytku jako reaktant v procesu hydrozpracování, který zahrnuje ale není omezen na odsíření, denitrifikaci, hydrozpracování k odstranění jiných kontaminantů a hydrokrakování. Protože se používá v procesu hydrozpracování přebytek vodíku, plynný vodík může být získán z produktu jednotky pro hydrozpracování. Tento plynný vodík, který obvykle obsahuje lehké uhlovodíkové plyny, je přečišťován pro odstranění jakýchkoli kontaminantů a stlačován pro recyklaci zpět do jednotky pro hydrozpracování. Lehké uhlovodíky se odstraňují z proudu recyklovaného vodíku před tím, než se vodík zavádí zpět do jednotky pro hydrozpracování.
Syntézní plyn chudý na vodík je podroben expanzi v expanderu, který pohání kompresor, který stlačuje recyklovaný plynný vodík, čímž se maximalizuje účinnost procesu. Expandovaný syntézní plyn je poté spojen s lehkými uhlovodíky získanými z proudu recyklovaného vodíku a je spálen v plynové turbíně pro výrobu energie.
Stručný přehled obrázků na výkresech
Obrázek 1 ilustruje výhodné provedení podle tohoto vynálezu.
Popis ilustrativních provedení
V tomto vynálezu se nejprve získává uhlíkaté palivo a připravuje se pro dodávání do zplyňovacího reaktoru. Uhlovodíkovým palivem je jakákoli pevná, kapalná nebo plynná spalitelná organická látka, která může být použita jako surovina pro zplyňovací proces pro produkci syntézního plynu. Vstupní surovinou pro způsob zplyňování je obvykle uhlovodíkový materiál, kterým je jeden nebo více materiálů, obecně organických, které poskytují zdroj vodíku a uhlíku pro zplyňovací reakci. Uhlovodíkový materiál může být v plynném, kapalném nebo pevném stavu, nebo v kombinaci, pokud je to žádoucí, například pevné - kapalné kompozice ve fluidizovaném stavu.
Krok přípravy vstupní suroviny nemusí být nutný v závislosti na složení a fyzikální povaze vstupní suroviny. Pevná uhlovodíková paliva bude obecně třeba zkapalnit olejem nebo vodou před vstupem do zplyňovače. Kapalná a plynná uhlovodíková paliva mohou být vhodná pro přímý vstup do zplyňovače, ale mohou být předzpracována pro odstranění nečistot, které mohou být přítomny ve vstupní surovině.
Pojem kapalné uhlovodíkové palivo, jak je zde použit k popisu různých vhodných vstupních surovin, je zamýšlen tak, aby zahrnoval čerpatelné kapalné uhlovodíkové materiály a čerpatelné kapalné kaše pevných uhlovodíkových materiálů a jejich směsi. Vhodnými vstupními surovinami jsou například čerpatelné vodné kaše pevných uhlovodíkových paliv.
V podstatě jakýkoli spalitelný kapalný organický materiál obsahující uhlík nebo jeho kaše může být zahrnut do definice pojmu „kapalný uhlovodíkový. Jsou to například:
1. čerpatelné kaše pevných uhlovodíkových paliv, jako jsou uhlí, částicový uhlík, petrolejový koks, koncentrovaný čističkový kal a jejich směsi v odpařitelném kapalném nosiči, jako je voda, kapalný oxid uhličitý, kapalné uhlovodíkové palivo a jejich směsi;
2. vhodné kapalné uhlovodíkové vstupní suroviny do zplyňovače jsou zamýšleny tak, že zahrnují různé materiály, jako je kapalný zemní plyn, ropné destiláty a zbytky, benzín, nafta, petrolej, surová ropa, asfalt, plynový olej, zbytkový olej, olej z dehtového písku, břidličnatá ropa, olej z uhlí, aromatické uhlovodíky (jako je benzenová, toluenová, xylenová frakce), uhelný dehet, plynový olej z operací cyklického katalytického krakování v kapalné fázi, furfurylový extrakt koksárenského plynového oleje a jejich směsi;
3. definice pojmu kapalný uhlovodíkový také zahrnuje oxidované uhlovodíkové organické materiály zahrnující • ·
• · · · • * «- 5 uhlovodík, celulózové látky, aldehydy, organické kyseliny, alkoholy, ketony, okysličený topný olej, odpadní kapaliny a vedlejší produkty z chemických procesů, které obsahují okysličené uhlovodíkové organické materiály a jejich směsi.
Plynná uhlovodíková paliva, která mohou být spálena v zplyňovači pro parciální oxidaci samotná nebo spolu s kapalnými uhlovodíkovými palivy zahrnují rozprášený kapalný přírodní plyn, odpadní rafinerní plyn, Ci - C4 uhlovodíkové plyny a odpadní plyny z chemických procesů obsahující uhlík.
Po kroku přípravy vstupní suroviny, pokud je použit, je uhlovodíkové palivo vedeno do zplyňovacího reaktoru nebo zplyňovače. Ve zplyňovači je uhlovodíkové palivo podrobeno reakci s plynem obsahujícím reaktivní volný kyslík. Pojem plyn obsahující volný kyslík, jak je zde použit, znamená vzduch, vzduch obohacený kyslíkem, tj. s obsahem větším než 21 % mol O2 a v podstatě čistý kyslík, tj. s obsahem vyšším než asi 95 % mol kyslíku (zbytek obvykle představuje dusík a vzácné plyny). Výhodný je v podstatě čistý kyslík, jako je ten, který je produkován vzduchovou separační jednotkou (ASU air separation unit). Částečná oxidace uhlovodíkového materiálu je prováděna výhodně v přítomnosti regulátoru teploty, jako je pára, v zplyňovací zóně k získání horkého syntézního plynu, neboli synplynu. Synplyn a syntézní plyn mohou být a jsou v tomto popisu vzájemně zaměnitelné pojmy.
Potřeba regulátoru teploty při řízení teploty v reakční zóně generátoru plynu závisí obecně na poměru uhlíku a vodíku ve vstupní surovině a obsahu kyslíku v proudu oxidantu. Regulátor teploty je obecně použit u kapalných uhlovodíkových paliv s v podstatě čistým kyslíkem. Výhodnými regulátory teploty jsou voda nebo pára. Pára může být zavedena jako regulátor teploty ve směsi s jedním nebo oběma proudy reaktantů. V alternativním provedení může být regulátor teploty zaveden do reakční zóny generátoru plynu cestou odděleného vedení v injektoru vstupních surovin. Jiné • ·♦ · « ♦ · · • ··· regulátory zahrnují plyn bohatý na oxid uhličitý, dusík a recyklovaný syntézní plyn.
Zplyňovací reaktor obecně zahrnuje reakční zónu, tvořenou vertikální válcovou ocelovou tlakovou nádobou opatřenou žáruvzdorným materiálem, a chladicí buben, jak je uvedeno v US patentovém spise č. 2 809 104, na který se tímto odkazuje. Injektor vstupní suroviny, jak je uvedeno v US patentovém spisu č. 2 928 460, na který se tímto odkazuje, může být použit k zavedení proudů vstupní suroviny do reakční zóny. V reakční zóně zplyňovače obsah obecně dosahuje teploty v rozmezí od asi 1 700 °F (927 °C) do 3 000 °F (1 649 °C) a obvykleji v rozmezí asi od 2 000 °F (1 093 °C) do 2 800 °F (1 538 °C). Tlak bude typicky v rozmezí asi od 1 psi (101 kPa) do asi 3 675 psi (25 331 kPa) a obvykleji v rozmezí asi od 200 psi (1 378 kPa) do asi 2 000 psi (13 782 kPa) a ještě běžněji v rozmezí od asi 800 psi (5 513 kPa) do asi 1 300 psi (8 269 kPa). Viz US patentový spis č. 3 945 942 popisující injektor vstupní suroviny zařízení pro parciální oxidaci. Viz US patent č. 5 656 044 popisující způsob a zařízení pro zplyňování organických látek. Viz také US patentové spisy č.
435 940, 4 851 013 a 4 159 238 popisující několik z mnoha způsobů zplyňování podle dosavadního stavu techniky. Na všechny popisy z výše uvedených patentových spisů se tímto odkazuje v celé jejich úplnosti.
Syntézní plyn, neboli synplyn, produkt zplyňovacího kroku, obsahuje oxid uhelnatý a vodík. Jiné látky, které se často nacházejí v syntézním plynu, zahrnují sirovodík, oxid uhličitý, amoniak, kyanidy a částice ve formě uhlíku a stopových kovů. Množství kontaminantů ve vstupní surovině je dáno typem vstupní suroviny a konkrétním použitým zplyňovacím způsobem a použitými pracovními podmínkami. V každém případě je výhodné odstranění těchto kontaminantů, aby bylo zplyňování užitečným procesem, a odstranění kyselých plynů (např. oxidu uhličitého nebo sirovodíku) je velmi výhodné.
··· * • 9 • · · • 999
Jakmile syntézní plyn opustí zplyňovač, jde do zplyňovací chladicí komory k čištění. Turbulentní podmínky v chladicím bubnu, způsobené velkým objemem plynů probublávajících vodou, pomáhají vodě odstranit mnoho pevných látek z přicházejícího plynu. V chladicí nádobě se tvoří velká množství páry a ta sytí proud syntézního plynu. Proud surového plynu je ochlazován v chladicí komoře a opouští ji při teplotě v rozmezí asi 350 °F až 600 °F (asi 175 °C až 315 °C), jako asi 450 °F až 550 °F (asi 230 °C až 290 °C) a tlaku v rozmezí asi 500 až 2 500 psia, jako asi 1 000 psia. Výhodně je čerstvá chladicí voda směsí vytvořené vody a kondenzátu produkovaného následně při tomto způsobu.
Po odchodu ze zplyňovače může být syntézní plyn zaveden do jednotky na odstranění kyselého plynu, tak, že mohou být odstraněny nečistoty ze syntézního plynu. Zařízení pro odstranění kyselého plynu pro syntézní plyn, obvykle využívající amin nebo fyzikální rozpouštědla, odstraňují kyselé plyny, zvláště sirovodík, ze směsného proud syntézní plyn/proplachovací plyn. Zařízení pro odstranění kyselého plynu typicky pracuje při nízkých teplotách. Poté, co je syntézní plyn ochlazen na méně než asi 265 °F (130 °C), výhodně pod asi 195 °F (90 °C) mohou být snadno odstraněny kontaminanty z plynu, zvláště sloučeniny síry a kyselé plyny. Syntézní plyn je podroben kontaktu s rozpouštědlem v kontaktním zařízení pro odstranění kyselého plynu.
Kontaktní zařízení (kontaktor) může být jakéhokoli typu známého ze stavu techniky, včetně patrové nebo plněné kolony. Činnost tohoto kontaktního zařízení pro odstraňování kyselin je známá ze stavu techniky. Sirovodík z jednotky pro odstranění kyselého plynu je obvykle veden do procesu zpětného získávání síry s tím, že získaný oxid uhličitý je vypouštěn do atmosféry.
Po zpracování v kroku odstranění kyselého plynu je synplyn veden do kroku přečištění vodíku, výhodně prováděném v membránové jednotce a/nebo adsorpční jednotce s proměnným ·· * • · ·
- 8 • · ···· tlakem (pressure swing adsorption PSA) pro výrobu a přečištění vodíku. Syntézní plyn může být rozddělen plynovou sěparační membránou na plyn bohatý na vodík a plyn ochuzený o vodík. Systém plynové sěparační membrány umožňuje malým molekulám, jako jsou molekuly vodíku, selektivně procházet přes membránu (permeát), zatímco velké molekuly (oxidu uhličitý, oxid uhelnatý) neprocházejí přes membránu (nepermeát).
Plynová sěparační membrána může být jakéhokoli typu, který preferuje průchod plynu vodíku na rozdíl od oxidu uhličitého a oxidu uhelnatého. Ze stavu techniky je známo mnoho typů materiálů membrán, které velmi preferují difúzi vodíku ve srovnání s dusíkem, oxidem uhličitým a oxidem, uhelnatým. Tyto materiály membrán zahrnují: silikonovou gumu, butylovou gumu, polykarbonat, póly(fenylenoxid), nylon 6,6, polystyreny, polysulfony, polyamidy, polyimidy, polyethery, polyarylenoxidy, polyurethany, polyestery a podobně. Jednotky plynových separačních membrán mohou být jakékoli běžné konstrukce a výhodná je konstrukce dutého vlákna.
Proud syntézního plynu nebo směsný proud přichází k membráně za vysokého tlaku, typicky mezi asi 800 psi (5 515 kPa) a asi 1 600 psi (11 030 kPa) typičtěji mezi asi 800 psi (5 515 kPa) a asi 1200 psi (8 273 kPa). Teplota plynu je typicky mezi asi 50 °F (10 °C) a asi 212 °F (100 °C), typičtěji mezi asi 68 °F (20 °C) a asi 122 °F (50 °C).
Plynová sěparační membrána umožňuje malým molekulám, jako jsou molekuly vodíku, procházet přes membránu (permeát), zatímco větší molekuly (oxid uhličitý, oxid uhelnatý) neprocházejí přes membránu (nepermeát). Permeát během prostupu membránou vykazuje podstatné snížení tlaku mezi asi 500 psi (3 447 kPa) až asi 700 psi (4 826 kPa). Na vodík bohatý permeát je proto typicky o tlaku od asi 100 psi (689 kPa) do asi 700 psi (4 826 kPa), typičtěji mezi asi 300 psi (2 068 kPa) až asi 600 psi (4 136 kPa). Permeát bohatý na • ·· · · vodík může obsahovat mezi asi 95 až asi 97 mol procent plynného vodíku.
Alternativním prostředkem pro dosažení přečištění je adsorpční jednotka s proměnným tlakem (Pressure Swing Adsorption unit PSA), která odstraňuje nečistoty z proudu surové látky použitím změn tlaku na loži adsorbentu. V běžném procesu může proud surového syntézního plynu typicky podstupovat zpracování roztokem aminu a poté methanační proces a poté zpracování proplachováním výluhem sloučenin mědi a konečně zpracování vysušením molekulárním sítem.
Přestože výhodné prostředky pro dosažení přečištění vystupujícího proudu surové látky jsou membránová a/nebo PSA jednotka, rozumí se, že pokud je to žádoucí, mohou být použity ve způsobu podle tohoto vynálezu běžné prostředky pro přečištění proudu surového vodíku. Krok přečištění vodíku obvykle způsobuje snížení tlaku proudu obohaceného vodíkem, takže obvykle musí být stlačen před použitím v jednotce pro hydrozpracování, typicky na tlak asi 1 000 psi (6 900 kPa) až asi 2 000 psi (13 800 kPa).
Nepermeátový proud syntézního plynu chudého na vodík z první vodíkové separační jednotky může být poté použit pro výrobu energie. Výhodně může být použita kombinace jednotek expander/kompresor k současnému zvýšení tlaku proudu recyklovaného vodíku, jak je uvedeno níže, a k snížení tlaku syntézního plynu chudého na vodík jdoucího do spalovací turbíny. Syntézní plyn chudý na vodík se spojuje s proudem uhlovodíku z druhého kroku přečištění vodíku na proud recyklovaného vodíku, jak je uvedeno níže, směs je poté spálena a spálený plyn je poté podroben expanzi pro výrobu energie pomocí generátoru elektřiny poháněného expanzní turbínou. Výhřevnost a složení proudu syntézního plynu chudého na vodík jsou důležité, pokud se používá tento proud jako palivo pro výrobu energie. Proto může být třeba přidávat další palivo, jako je přírodní plyn, k proudu syntézního plynu chudého na vodík ke zvýšení výhřevnosti proudu vstupní , ·· ·· • · 1 • · • · · • ···· ϊ * · · • Í *
- 10 suroviny pro spalovací zařízení. Jak je uvedeno, proud syntézního plynu chudého na vodík je poté spojen s uhlovodíky z druhého kroku přečištění vodíku, jak je uvedeno níže, které mohou dodávat dostatečnou přídavnou výhřevnost k výhřevnosti proudu syntézního plynu chudého na vodík.
Permeát bohatý na vodík z prvního kroku přečištění vodíku je poté použit pro zpracování vodíkem, například hydrozpracování nebo hydrokrakování proudu uhlovodíku. Hydrozpracování zahrnuje různé rafinerní operace, které zahrnují ale nejsou omezeny na katalytické odsíření, denitrifikaci, hydrozpracování k odstranění jiných kontaminantů, předzpracování reformovaných vstupních surovin a hydrokrakování k rozložení těžkých uhlovodíkových látek.
Vodík plní při hydrozpracování několik důležitých funkcí. Vodík například reaguje s merkaptany, bisulfidy, benzothiofeny a podobně za tvorby sirovodíku, čímž se odsiřuje vstupní surovina. Vodík reaguje s chinolinem a jinými dusíkatými sloučeninami za tvorby amoniaku. Vodík umožňuje krakování polycyklických aromátů. Konečně zpracování v prostředí bohatém na vodík snižuje tvorbu dehtu a koksu za prodloužení životnosti katalyzátoru a zvyšuje dobu využití reaktoru.
Potřeba vodíku v reaktoru se liší v závislosti na specifických znacích prováděné operace a může být od 200 scf/bbl nebo méně pro odsíření nafty nebo surových lehkých derivátů, 500 až 1000 scf/bbl pro zpracování atmosférických zbytků a až 5 000 až 10 000 scf/bbl pro hydrokrakování. Požadavky jednotky na hydrozpracování na vodík jsou důležité, pokud se syntézní plyn zpracovává v prvním kroku přečištění vodíku. Podle tohoto vynálezu se předpokládá, že pouze část syntézního plynu je vedena do prvního kroku přečištění vodíku a zbytek je veden mimo tento krok a je rekombinován s nepermeátem před expanzí.
Moderní rafinerie často provádí zpracování a krakovací operace společně, jako ve vícestupňových reaktorech, kde první stupeň převážně převádí sloučeniny síry a druhý stupeň převážně provádí krok krakování. V běžném hydrozpracování je čerstvá vstupní surovina smíchána s vodíkem a recyklovaným plynem a vedena do reaktorů, kde probíhají požadované reakce v přítomnosti vhodného katalyzátoru. Jako výsledek mohou být tvořeny lehké sloučeniny, které zahrnují methan, ethan, jiné lehké uhlovodíky, sirovodík a amoniak. Výstup reaktoru je veden do první separační sekce, kde výstup je udržován při vysokém tlaku ale při snížené teplotě, obvykle v alespoň dvou nebo třech stupních. Alespoň část par z vrchní části reaktoru, které typicky obsahují 80 % vodíku nebo více, se recykluje do reaktoru pro hydrozpracování jako proud recyklovaného vodíku. Kapaliny z první sekce separace fází se vedou do druhé sekce separace fází, kde je snížený tlak, čímž se uvolňuje proud lehkých uhlovodíku, který je typicky veden do potrubí plynného paliva. Kapaliny ze separátorů jsou posílány na frakcionaci nebo na jiné vhodné účely.
Proud recyklovaného vodíku obsahuje plynné uhlovodíky a nečistoty, nejpravděpodobněji sirovodík. Je výhodné, pokud se tyto nečistoty odstraňují před recyklací proudu vodíku zpět do jednotky pro hydrozpracování. Pro tyto účely může být k adsorpční koloně přidáno zařízení pro odstranění kyselého plynu, jak je popsáno výše. Proud recyklovaného vodíku může být uveden do této kolony, kde je odstraněn sirovodík z proudu recyklovaného vodíku protiproudým kontaktem s rozpouštědlem, které selektivně odstraňuje sirovodík. Tato rozpouštědla jsou známá ze stavu techniky. Tato kolona může být jakéhokoli typu známého ze stavu techniky, včetně patrových nebo plněných kolon. Činnost tohoto zařízení na odstranění kyselých látek je známa ze stavu techniky. Sirovodík z jednotky na odstranění kyselého plynu je obvykle veden do procesu získání síry, výhodně stejného procesu získání síry, jako je používán při přečištění syntézního plynu.
,·· *· ♦ ♦ ♦ * ··«» *·
Odkyselený proud, recyklovaného vodíku vystupuje z kolony a je připraven pro další zpracování před recyklací do jednotky pro hydrozpracování.
V důsledku ztrát tlaku v jednotce pro hydrozpracování bude potřeba proud recyklovaného vodíku natlakovat. Místo použití energie nebo páry pro pohon kompresoru je komprese výhodně provedena kombinovanou kompresorovou/expanderovou jednotkou na jedné ose se společným rámem. V této kombinované kompresorové/expanderové jednotce je proud recyklovaného vodíku stlačen za použití energie z expanze výše uvedeného proudu syntézního plynu chudého na vodík. Tlak proudu syntézního plynu chudého na vodík je snížen v expanderu a energie takto vytvořená může být použita ke kompresi proudu recyklovaného vodíku. Tlak vyvíjený kompresorem by měl být dostatečně vysoký k umožnění poklesu tlaku v následném druhém kroku přečištění vodíku a jiných ztrát v systému, takže proud recyklovaného vodíku může být znovu zaveden do jednotky pro hydrozpracování.
Po kompresi je proud vodíku obsahující uhlovodík zpracován v druhém kroku přečištění vodíku tak, aby se odstranily z tohoto proudu uhlovodíky. Toho se výhodně dosahuje v membránovém systému nebo PSA jednotce, jak jsou popsány výše. Alternativně může být použita ke snížení koncentrace uhlovodíku a kontaminanů v proudu vodíku, který je recyklován do reaktoru na hydrozpracování, membrána selektivní pro uhlovodíky, jak je uvedeno a popsáno v US patentovém spise 6 190 540 (Lokhandwala a kol.). Produkt bohatý na vodík z druhého kroku přečištění vodíku je poté spojen v vodíkem z prvního kroku přečištění vodíku a veden do jednotky pro hydrozpracování.
Bylo zjištěno, že uhlovodíky získané z druhého kroku přečištění uhlovodíku tvoří dobré palivo pro spalovací turbíny. Tlak proudu uhlovodíku by měl zůstat vysoký dostatečně pro to, aby se proud spojil s proudem expandovaného syntézního plynu chudého na vodík před jejich zavedením do spalovacího zařízení plynové turbíny.
Často je proud paliva do spalovacího prostoru směšován s ředícím plynem, jako je plynný dusík nebo páry vody, a poté je veden do spalovacího zařízení plynové turbíny pro výrobu energie. Proud ředícího plynu, výhodně dusíku, pomáhá zvyšovat výrobu energie a snižuje produkci plynů N0x spalováním syntézního plynu ve spalovacím zařízení plynové turbíny. Díky zavádění nasyceného N2 a nasyceného palivového plynu je koncentrace oxidů dusíku (N0x) v odcházejícím plynu v podstatě nulová, do 20 ppm (obj.) vztaženo na suchý 15% O2.
Do vstupního proudu pro spalovací zařízení se také běžně přidává vzduch. Vzduch je stlačen prostřednictvím turbokompresoru, který je poháněn koaxiální expanzní turbinou, která spolu se spalovacím zařízením je základní částí plynové turbíny. Stlačený vzduch vstupuje do spalovacího zařízení při teplotě asi v rozmezí 400 °F až 850 °F (asi 425 °C až 455 °C) a při v podstatě stejném tlaku jako směs na vodík chudý synplyn/směs uhlovodíku a případně ředící plyn. Část stlačeného vzduchu může také poskytnout vzduch vstupující do vzduchové separační jednotky (aír separation unit ASU), která poskytuje kyslík pro krok zplyňování a dusík jako ředidlo pro plynovou turbínu.
ASU se používá k oddělení vzduchu na jednotlivé proudy v podstatě čistého plynného kyslíku a plynného dusíku. Část nebo všechen plynný dusík je nasycen vodou, přehřát a zaveden do spalovacího zařízení plynové turbíny spolu s proudem směsi synplynu chudého na vodík/uhlovodík a případné palivového plynu. Proud plynného kyslíku z ASU je obvykle zaváděn do reakční zóny zplyňovače prostřednictvím průchodu v injektoru prstencového typu.
Horké plynné spaliny opouštějící expanzní část turbíny jsou vedeny přes běžný generátor páry s regenerací tepla (HRSG) před vypuštěním do atmosféry. Pára pro provoz konvenční parní turbíny zahrnující vysokotlakou expanzní turbínu v tandemu se souosou střednětlakou expanzní turbinou a pára pro potřeby procesu je vyráběna v HRSG. Přehřátá pára o vysokém tlaku z HRSG může být například zavedena do vysokotlaké expanzní turbíny (high expansion turbině - HPT) pro výrobu energie. Střednětlaký výstupní proud spalin opouští HPT a může být také přehřát v HRSG a zaveden do střednštlaké expanzní turbíny (IPT) za účelem produkce další energie. Výroba energie za použití páry je velmi podobná jako výroba energie za použití spalování plynu. Tato pára je převedena přes expanzní turbínu pro pohon generátorů elektřiny pro produkci elektřiny. Část vyrobené páry může být použita jako regulátor teploty ve zplyňovací jednotce nebo k přehřátí proudu syntézního plynu chudého na vodík/směsí uhlovodíků/ředidla vstupní suroviny do plynové turbíny.
Zbytek páry, výhodně co nejvíce páry je možno, je použit v parních turbínách pro výrobu energie.
Nyní s odkazem na obrázek 1 jsou uhlovodíkové palivo 2, plyn 4 obsahující volný kyslík a regulátor 6 teploty všechny přiváděny do zplyňovacího reaktoru JB za produkce syntézního plynu 10. Syntézní plyn 10 je poté zpracován v jednotce 12 pro odstranění kyselého plynu, kde se ze syntézního plynu 10 odstraňuje sirovodík 14, který je obvykle veden do jednotky pro získání síry. Odkyselený syntézní plyn 16 je poté zpracováván v první jednotce 18 pro přečištění vodíku. Tato jednotka může být jakákoli jednotka známá ze stavu techniky, ale výhodně je to membránová jednotka nebo adsorpční jednotka s proměnným tlakem. Vodík 20 je stlačen v kompresoru 22 a stlačený vodík 24 je veden do jednotky 26 pro hydrozpracování. Jednotka pro hydrozpracování může být jakákoli jednotka známá ze stavu techniky a je. použita pro takové účely, jako odsíření, denitrifikace, hydrozpracování a hydrokrakování. Kyselá uhlovodíková surovina 28 je obvykle vedena do jednotky 26 pro hydrozpracování a získává se odkyselená surovina 30.
··· *
Protože je vodík veden do jednotky 26 pro hydrozpracování v přebytku, proud 32 plynu získaný z jednotky 26 obvykle obsahuje většinou vodík s přítomnými lehkými uhlovodíky a také nečistotami. Je žádoucí recyklovat tento proud zpět do jednotky pro hydrozpracování. Recyklovaný proud 32 je poté přečištěn v druhé jednotce 34 pro odstranění kyselého plynu, kde se odstraňují nečistoty, obvykle opět sirovodík 36. Odkyselený recyklovaný proud 38 je poté stlačen v kompresoru 40 tak, že se zvýší tlak proudu, takže vodík může být recyklován zpět do jednotky 26 pro hydrozpracování. Stlačený recyklovaný proud 42 vodíku je zpracován v druhém kroku 44 pro čištění vodíku, výhodně v membránové jednotce nebo adsorpční jednotce s proměnným tlakem, kde se z recyklovaného proudu 42 vodíku odstraňují uhlovodíky 48. Přečištěný vodík 46 je poté spojen s vodíkem 24 z první jednotky 18 pro přečištění vodíku a je veden do reaktoru 26 pro hydrozpracování.
Syntézní plyn 50 chudý na vodík z první jednotky 18 pro přečištění vodíku je obvykle o vysokém tlaku. Tento přebytek tlaku není nezbytný pro zpracování ve spalovacím zařízení plynové turbíny, která se používá v další fázi způsobu, takže je žádoucí snížit tento tlak. Je výhodné, pokud syntézní plyn 50 chudý na vodík je podroben expanzi v expanderu 52, který poskytuje energii pro pohon hřídele 54 a poskytuje energii kompresoru 40 pro stlačení recyklovaného proudu 38 vodíku. Uhlovodíky 48 získané ze stlačeného proudu 42 recyklovaného vodíku v kroku 44 pro přečištění vodíku jsou spojeny s expandovaným syntézním plynem 56 a jsou vedeny v kombinaci do plynové turbíny přes potrubí 58 za účelem výroby energie.
Výše uvedená ilustrativní provedení jsou zamýšlena jako zjednodušené schématické diagramy možných provedení podle tohoto vynálezu. Odborníkovi v oboru chemického inženýrství je zřejmé, že specifické detaily jakéhokoli konkrétního provedení se mohou lišit a budou záviset na umístění a potřebách uvažovaného systému. Všechna tato provedení, ··· ·
Φ ♦ · ·· * · · * ···· schematické alternativy a provedení schopná dosáhnout tohoto vynálezu nepřesahují schopnosti odborníka v oboru a tak spadají do rozsahu tohoto vynálezu.
Přestože zařízení, sloučeniny a způsoby podle tohoto vynálezu byly popsány v rámci výhodných provedení, odborníkovi v oboru je zřejmé, že mohou být použity obměny zde popsaného procesu bez překročení rámce tohoto vynálezu. Všechny tyto obdobné záměny a modifikace zřejmé odborníkovi v oboru jsou považovány za spadající do rozsahu a konceptu tohoto vynálezu.

Claims (14)

  1. PATENTOVÉ NÁROKY
    1. Integrovaný způsob zplyňování a hydrozpracování, vyznačující se tím, že zahrnuje zreagování uhlovodíkového paliva s plynem obsahujícím volný kyslík k produkci syntézního plynu obsahujícího vodík; odstranění části vodíku ze syntézního plynu;
    expanzi syntézního plynu v expanderu;
    zpracování vodíku a přídavného vodíku v jednotce pro hydrozpracování za produkce plynného produktu jednotky pro hydrozpracování obsahujícího proplachovací vodík a proplachovací uhlovodíky;
    stlačení plynného produktu jednotky pro hydrozpracování v kompresoru, kde kompresor je poháněn energií generovanou v expanderu;
    oddělení proplachovacího vodíku od proplachovacích uhlovodíků v plynném produktu jednotky pro hydrozpracování; a dodávání proplachovacího vodíku jako přídavného vodíku do jednotky pro hydrozpracování.
  2. 2. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že dále zahrnuje přečištění syntézního plynu před odstraněním části vodíku ze syntézního plynu.
  3. 3. Způsob podle nároku 2, vyznačující se tím, že přečištění syntézního plynu zahrnuje odstranění sirovodíku ze syntézního plynu.
  4. 4. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že vodík se odstraňuje ze syntézního plynu z použití adsorpční jednotky s proměnným tlakem.
    ·· ·44·
    44 φφ • * 4 • 4 4 „ · 444 • · φ ·♦ ·4
    4 4 4 4 φ • 4444 • 4
  5. 5. Způsob podle nároku 1, vyznačujíc! se tím, že vodík se odstraňuje ze syntézního plynu za použití membránové separace.
  6. 6. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že vodík se stlačuje před tím, než se zpracovává v jednotce pro hydrozpracování.
  7. 7. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že dále zahrnuje přečištění plynného produktu jednotky pro hydrozpracování před stlačením plynného produktu jednotky pro hydrozpracování v kompresoru.
  8. 8. Způsob podle nároku 7, vyznačující se tím, že přečištění plynného produktu jednotky pro hydrozpracování zahrnuje odstranění sirovodíku z proplachovacího plynu.
  9. 9. Způsob podle nároku 8, vyznačující se tím, že sirovodík se odstraňuje z plynného produktu jednotky pro hydrozpracování protiproudým kontaktem s rozpouštědlem, které selektivně odstraňuje sirovodík.
  10. 10. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že proplachovací vodík se odděluje od proplachovacích uhlovodíků z plynného produktu jednotky pro hydrozpracování za použití adsorpční jednotky s proměnným tlakem.
  11. 11. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že proplachovací vodík se odděluje od proplachovacích uhlovodíků z plynného produktu jednotky pro hydrozpracování za použití membránové separace.
  12. 12. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že dále zahrnuje zpracování expandovaného syntézního plynu v plynové turbíně za účelem výroby energie.
    • · ···· ··· • « • · · • ♦· ·· • ·
  13. 13. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že dále zahrnuje zpracování proplachovacích uhlovodíků v plynové turbíně za účelem výroby energie,
  14. 14. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že jednotka pro hydrozpracování je vybrána ze skupiny sestávající z hydrodesulfurizační jednotky, denitrifikační jednotky a hydrokrakovací jednotky.
CZ2004455A 2001-09-05 2002-06-26 Způsob recyklování vodíku z hydroprocesního proplachovacího plynu CZ2004455A3 (cs)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/946,186 US7004985B2 (en) 2001-09-05 2001-09-05 Recycle of hydrogen from hydroprocessing purge gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CZ2004455A3 true CZ2004455A3 (cs) 2005-04-13

Family

ID=25484070

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CZ2004455A CZ2004455A3 (cs) 2001-09-05 2002-06-26 Způsob recyklování vodíku z hydroprocesního proplachovacího plynu

Country Status (6)

Country Link
US (1) US7004985B2 (cs)
EP (1) EP1436228A1 (cs)
CZ (1) CZ2004455A3 (cs)
TW (1) TWI291988B (cs)
WO (1) WO2003022734A1 (cs)
ZA (1) ZA200402625B (cs)

Families Citing this family (92)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8631657B2 (en) * 2003-01-22 2014-01-21 Vast Power Portfolio, Llc Thermodynamic cycles with thermal diluent
US20060106119A1 (en) * 2004-01-12 2006-05-18 Chang-Jie Guo Novel integration for CO and H2 recovery in gas to liquid processes
US7776208B2 (en) * 2004-01-12 2010-08-17 L'air Liquide - Societe Anonyme A Directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integration of gasification, hydrocarbon synthesis unit, and refining processes
US7166643B2 (en) * 2004-03-08 2007-01-23 Chevron U.S.A. Inc. Hydrogen recovery from hydrocarbon synthesis processes
US7024800B2 (en) * 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
DE102004062687A1 (de) * 2004-12-21 2006-06-29 Uhde Gmbh Verfahren zum Erzeugen von Wasserstoff und Energie aus Synthesegas
US20070044479A1 (en) * 2005-08-10 2007-03-01 Harry Brandt Hydrogen production from an oxyfuel combustor
US7621973B2 (en) * 2005-12-15 2009-11-24 General Electric Company Methods and systems for partial moderator bypass
US7610692B2 (en) * 2006-01-18 2009-11-03 Earthrenew, Inc. Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes
US8075646B2 (en) * 2006-02-09 2011-12-13 Siemens Energy, Inc. Advanced ASU and HRSG integration for improved integrated gasification combined cycle efficiency
US7744663B2 (en) * 2006-02-16 2010-06-29 General Electric Company Methods and systems for advanced gasifier solids removal
US7686570B2 (en) * 2006-08-01 2010-03-30 Siemens Energy, Inc. Abradable coating system
US8888875B2 (en) * 2006-12-28 2014-11-18 Kellogg Brown & Root Llc Methods for feedstock pretreatment and transport to gasification
CA2674618C (en) * 2007-01-19 2015-02-10 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US8622133B2 (en) 2007-03-22 2014-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Resistive heater for in situ formation heating
AU2008262537B2 (en) 2007-05-25 2014-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
US8088187B2 (en) 2007-09-10 2012-01-03 Rentech, Inc. Hydrogen and carbon utilization in synthetic fuels production plants
US8002969B2 (en) * 2007-12-05 2011-08-23 Saudi Arabian Oil Company Upgrading crude oil using electrochemically-generated hydrogen
US8210214B2 (en) * 2007-12-27 2012-07-03 Texaco Inc. Apparatus and method for providing hydrogen at a high pressure
US7972415B2 (en) * 2008-12-11 2011-07-05 Spx Corporation Membrane-based compressed air breathing system
AU2010239718B2 (en) 2009-04-20 2016-02-04 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
CN102483300B (zh) 2009-09-09 2015-06-17 埃克森美孚上游研究公司 从烃气体流中去除酸性气体的低温系统
US8863839B2 (en) * 2009-12-17 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations
BR112012017599A2 (pt) 2010-01-22 2016-08-16 Exxonmobil Upstream Res Co remoção de gases ácidos de um fluxo de gás, com captura e sequestro de co2
MX2012008667A (es) 2010-02-03 2012-08-23 Exxonmobil Upstream Res Co Sistema y metodos para usar liquido frio para remover componentes gaseosos solidificables de flujos de gas de proceso.
CN103052856B (zh) 2010-07-30 2016-03-30 埃克森美孚上游研究公司 使用并流分离装置从烃气流中去除酸性气体的低温系统
US9133405B2 (en) 2010-12-30 2015-09-15 Kellogg Brown & Root Llc Systems and methods for gasifying a feedstock
US9115324B2 (en) 2011-02-10 2015-08-25 Expander Energy Inc. Enhancement of Fischer-Tropsch process for hydrocarbon fuel formulation
US9169443B2 (en) 2011-04-20 2015-10-27 Expander Energy Inc. Process for heavy oil and bitumen upgrading
US9156691B2 (en) 2011-04-20 2015-10-13 Expander Energy Inc. Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of heavy oil and bitumen upgrading process
US8889746B2 (en) 2011-09-08 2014-11-18 Expander Energy Inc. Enhancement of Fischer-Tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a GTL environment
EP2753596B1 (en) 2011-09-08 2019-05-01 Expander Energy Inc. Enhancement of fischer-tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a gtl environment
US9315452B2 (en) 2011-09-08 2016-04-19 Expander Energy Inc. Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of fischer-tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a GTL environment
WO2013066772A1 (en) 2011-11-04 2013-05-10 Exxonmobil Upstream Research Company Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis
MY166180A (en) 2012-03-21 2018-06-07 Exxonmobil Upstream Res Co Separating carbon dioxide and ethane from mixed stream
AU2013256823B2 (en) 2012-05-04 2015-09-03 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material
CA2776369C (en) 2012-05-09 2014-01-21 Steve Kresnyak Enhancement of fischer-tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a gtl environment
US9266730B2 (en) 2013-03-13 2016-02-23 Expander Energy Inc. Partial upgrading process for heavy oil and bitumen
CA2818322C (en) 2013-05-24 2015-03-10 Expander Energy Inc. Refinery process for heavy oil and bitumen
CA2923681A1 (en) 2013-10-22 2015-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process
US9394772B2 (en) 2013-11-07 2016-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation
US9062257B1 (en) * 2013-11-19 2015-06-23 Emerging Fuels Technology, Inc. Enhanced GTL process
US10139158B2 (en) 2013-12-06 2018-11-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084494A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
MY177768A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
AU2014357665B2 (en) 2013-12-06 2017-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
MY176633A (en) 2013-12-06 2020-08-19 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of modifiying a liquid level during start-up operations
AU2014357666B2 (en) 2013-12-06 2017-08-10 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
WO2016081104A1 (en) 2014-11-21 2016-05-26 Exxonmobil Upstream Research Company Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation
AU2016223296B2 (en) 2015-02-27 2018-11-08 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
AU2016323618B2 (en) 2015-09-18 2019-06-13 Exxonmobil Upsteam Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
MY187623A (en) 2015-09-24 2021-10-04 Exxonmobil Upstream Res Co Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
MX2018011641A (es) 2016-03-30 2019-01-10 Exxonmobil Upstream Res Co Fluido de yacimiento auto-generado para recuperacion de petroleo mejorada.
US10696906B2 (en) 2017-09-29 2020-06-30 Marathon Petroleum Company Lp Tower bottoms coke catching device
US20190113223A1 (en) * 2017-10-18 2019-04-18 L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude METHOD FOR MINIMIZING NOx EMISSIONS DURING POX BASED SYNGAS PLANT STARTUP
US11378332B2 (en) 2018-06-29 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
US12000720B2 (en) 2018-09-10 2024-06-04 Marathon Petroleum Company Lp Product inventory monitoring
US12031676B2 (en) 2019-03-25 2024-07-09 Marathon Petroleum Company Lp Insulation securement system and associated methods
US11975316B2 (en) 2019-05-09 2024-05-07 Marathon Petroleum Company Lp Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst
CA3081520C (en) 2019-05-30 2023-10-31 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for minimizing nox and co emissions in natural draft heaters
CA3104319C (en) 2019-12-30 2023-01-24 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for spillback control of in-line mixing of hydrocarbon liquids
US11607654B2 (en) 2019-12-30 2023-03-21 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for in-line mixing of hydrocarbon liquids
US11352578B2 (en) 2020-02-19 2022-06-07 Marathon Petroleum Company Lp Low sulfur fuel oil blends for stabtility enhancement and associated methods
US20220268694A1 (en) 2021-02-25 2022-08-25 Marathon Petroleum Company Lp Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers
US11905468B2 (en) 2021-02-25 2024-02-20 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11898109B2 (en) 2021-02-25 2024-02-13 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11702600B2 (en) 2021-02-25 2023-07-18 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing fluid catalytic cracking (FCC) processes during the FCC process using spectroscopic analyzers
US11578836B2 (en) 2021-03-16 2023-02-14 Marathon Petroleum Company Lp Scalable greenhouse gas capture systems and methods
US11655940B2 (en) 2021-03-16 2023-05-23 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for transporting fuel and carbon dioxide in a dual fluid vessel
US12012883B2 (en) 2021-03-16 2024-06-18 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for backhaul transportation of liquefied gas and CO2 using liquefied gas carriers
US11578638B2 (en) 2021-03-16 2023-02-14 Marathon Petroleum Company Lp Scalable greenhouse gas capture systems and methods
US11447877B1 (en) 2021-08-26 2022-09-20 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for monitoring cathodic protection of structures
US12180597B2 (en) 2021-08-26 2024-12-31 Marathon Petroleum Company Lp Test station assemblies for monitoring cathodic protection of structures and related methods
US12043905B2 (en) 2021-08-26 2024-07-23 Marathon Petroleum Company Lp Electrode watering assemblies and methods for maintaining cathodic monitoring of structures
US12129559B2 (en) 2021-08-26 2024-10-29 Marathon Petroleum Company Lp Test station assemblies for monitoring cathodic protection of structures and related methods
US11692141B2 (en) 2021-10-10 2023-07-04 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive
CA3188122A1 (en) 2022-01-31 2023-07-31 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for reducing rendered fats pour point
US11686070B1 (en) 2022-05-04 2023-06-27 Marathon Petroleum Company Lp Systems, methods, and controllers to enhance heavy equipment warning
US12311305B2 (en) 2022-12-08 2025-05-27 Marathon Petroleum Company Lp Removable flue gas strainer and associated methods
US12012082B1 (en) 2022-12-30 2024-06-18 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for a hydraulic vent interlock
US12006014B1 (en) 2023-02-18 2024-06-11 Marathon Petroleum Company Lp Exhaust vent hoods for marine vessels and related methods
US12043361B1 (en) 2023-02-18 2024-07-23 Marathon Petroleum Company Lp Exhaust handling systems for marine vessels and related methods
US12306076B2 (en) 2023-05-12 2025-05-20 Marathon Petroleum Company Lp Systems, apparatuses, and methods for sample cylinder inspection, pressurization, and sample disposal
US12297965B2 (en) 2023-08-09 2025-05-13 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for mixing hydrogen with natural gas
US12087002B1 (en) 2023-09-18 2024-09-10 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods to determine depth of soil coverage along a right-of-way
CN117361443A (zh) * 2023-10-08 2024-01-09 北京市燃气集团有限责任公司 掺氢天然气氢气提纯系统及方法
US12415962B2 (en) 2023-11-10 2025-09-16 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for producing aviation fuel

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4181503A (en) 1978-10-30 1980-01-01 United Technologies Corporation Process for alternately steam reforming sulfur containing hydrocarbons that vary in oxygen content
US5152975A (en) 1991-03-15 1992-10-06 Texaco Inc. Process for producing high purity hydrogen
US5152976A (en) 1990-11-16 1992-10-06 Texaco Inc. Process for producing high purity hydrogen
EP0793701B1 (en) 1994-11-25 1999-01-27 Kvaerner Process Technology Limited Multi-step hydrodesulfurization process
US6114400A (en) 1998-09-21 2000-09-05 Air Products And Chemicals, Inc. Synthesis gas production by mixed conducting membranes with integrated conversion into liquid products
AR021966A1 (es) * 1998-12-22 2002-09-04 Texaco Development Corp Utilizacion de membranas y expansores/compresores en gasificacion

Also Published As

Publication number Publication date
US7004985B2 (en) 2006-02-28
TWI291988B (cs) 2008-01-01
EP1436228A1 (en) 2004-07-14
ZA200402625B (en) 2005-06-29
WO2003022734A1 (en) 2003-03-20
US20030041518A1 (en) 2003-03-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CZ2004455A3 (cs) Způsob recyklování vodíku z hydroprocesního proplachovacího plynu
US6596780B2 (en) Making fischer-tropsch liquids and power
CN1228238C (zh) 生产氨/尿素的气化工艺
WO2001056922A1 (en) Integration of shift reactors and hydrotreaters
KR20010100008A (ko) 암모니아 합성으로부터 퍼지 가스를 사용하는 방법
Speight Gasification processes for syngas and hydrogen production
US6550252B2 (en) Nitrogen stripping of hydrotreater condensate
EP1434643B1 (en) Using shifted syngas to regenerate scr type catalyst
US6613125B1 (en) Utilization of membranes and expander/compressors in gasification
AU764150B2 (en) Reclaiming of purge gas from hydrotreaters and hydrocrackers
AU2002316414A1 (en) Using shifted syngas to regenerate SCR type catalyst
AU2002318445A1 (en) Recycle of hydrogen from hydroprocessing purge gas
FR2952832A1 (fr) Procede de production d&#39;electricite avec gazeification integree a un cycle combine
JP2025530568A (ja) 再生可能な水素を生成するためのガス化プロセス及びシステム
KR20250137133A (ko) 블루 암모니아의 생산 방법
WO2018099692A1 (fr) Procédé de production d&#39;un gaz de synthèse à partir d&#39;un flux d&#39;hydrocarbures légers et d&#39;une charge gazeuse comprenant du co2, du n2, de l&#39;o2 et de l&#39;h2o issue d&#39;une unité industrielle comprenant un four à combustion
AU2002319763A1 (en) Making fisher-tropsch liquids and power
MXPA01007014A (en) Reclaiming of purge gas from hydrotreaters and hydrocrackers