EA000504B1 - Система преобразования газообразного углеводорода и устройство для производства синтетического жидкого углеводорода - Google Patents

Система преобразования газообразного углеводорода и устройство для производства синтетического жидкого углеводорода Download PDF

Info

Publication number
EA000504B1
EA000504B1 EA199800445A EA199800445A EA000504B1 EA 000504 B1 EA000504 B1 EA 000504B1 EA 199800445 A EA199800445 A EA 199800445A EA 199800445 A EA199800445 A EA 199800445A EA 000504 B1 EA000504 B1 EA 000504B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
hydrocarbon
air
inlet
synthesis
Prior art date
Application number
EA199800445A
Other languages
English (en)
Other versions
EA199800445A1 (ru
Inventor
Джон Дж. Вейкулис
Original Assignee
Маратон Ойл Компани
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 Маратон Ойл Компани filed Critical Маратон Ойл Компани
Publication of EA199800445A1 publication Critical patent/EA199800445A1/ru
Publication of EA000504B1 publication Critical patent/EA000504B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/28—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the fuel supply
    • F23R3/36—Supply of different fuels
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/382—Multi-step processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C1/00—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon
    • C07C1/02—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon
    • C07C1/04—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C07C1/0405—Apparatus
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C1/00—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon
    • C07C1/02—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon
    • C07C1/04—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C07C1/0485—Set-up of reactors or accessories; Multi-step processes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C6/00—Combustion apparatus characterised by the combination of two or more combustion chambers or combustion zones, e.g. for staged combustion
    • F23C6/04—Combustion apparatus characterised by the combination of two or more combustion chambers or combustion zones, e.g. for staged combustion in series connection
    • F23C6/045—Combustion apparatus characterised by the combination of two or more combustion chambers or combustion zones, e.g. for staged combustion in series connection with staged combustion in a single enclosure
    • F23C6/047—Combustion apparatus characterised by the combination of two or more combustion chambers or combustion zones, e.g. for staged combustion in series connection with staged combustion in a single enclosure with fuel supply in stages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/28—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the fuel supply
    • F23R3/34—Feeding into different combustion zones
    • F23R3/346—Feeding into different combustion zones for staged combustion
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • 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
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0883—Methods of cooling by indirect heat exchange
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0888—Methods of cooling by evaporation of a fluid
    • C01B2203/0894—Generation of steam
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • 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
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C01B2203/1264—Catalytic pre-treatment of the feed
    • C01B2203/127—Catalytic desulfurisation
    • 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
    • C01B2203/1276—Mixing of different feed components
    • 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
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/141—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in parallel
    • 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
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • 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
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • 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
    • C01B2203/16—Controlling the process
    • C01B2203/1604—Starting up the process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/82—Several process steps of C01B2203/02 - C01B2203/08 integrated into a single apparatus
    • 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
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2201/00—Staged combustion
    • F23C2201/30—Staged fuel supply
    • F23C2201/301—Staged fuel supply with different fuels in stages
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Description

Настоящее изобретение относится в целом к системе и способу для переработки легкого углеводородного газа в более тяжёлую синтетическую углеводородную жидкость и, в частности, к системе и способу переработки газа, использующим цикл Брайтона в сочетании с автотермической установкой для реформинга и реактором Фишера-Тропша.
Существующий уровень техники
Долгое время существовала необходимость переработки доступных углеродных материалов в дефицитные виды жидкого углеводородного топлива, имеющие предпочтительные характеристики во многих применениях, таких как двигатели внутреннего сгорания, реактивные двигатели и газовые турбины открытого цикла. Так, к примеру, патент США № 3986349 рассматривает процесс переработки твёрдого угля в жидкое углеводородное топливо путём газификации угля в синтетический газ, гидрогенизации полученного синтетического газа и извлечения жидкого углеводородного топлива из продукта гидрогенизации. Жидкое углеводородное топливо используется для выработки энергии путём относительно чистого сжигания в газовой турбине открытого цикла.
Природный газ часто встречается в больших количествах в регионах, которые экономически невыгодно развивать из-за отсутствия местных рынков газа или высокой стоимости транспортировки газа на удалённые рынки. Альтернативой является производство природного газа и переработки его в полевых условиях в более утилитарное жидкое углеводородное топливо или жидкий химический продукт для местного использования или для более эффективной по стоимости транспортировки на удалённые рынки. Процессы переработки лёгких углеводородных газов, таких как природный газ, в более тяжёлые углеводородные жидкости известны из уровня техники. Такие процессы обычно используют косвенную переработку метана в синтетические парафиновые углеводородные соединения, когда метан сначала перерабатывается в синтетический газ, содержащий водород и моноксид углерода, с последующей переработкой синтетического газа в синтетические парафиновые углеводородные соединения через реакцию Фишера-Тропша. Непереработанный синтетический газ, оставшийся после реакции Фишера-Тропша, обычно каталитически преобразуется заново в метан посредством реакции метанизации и перегоняется на вход процесса для увеличения общей эффективности процесса переработки.
Переработка метана в синтетический газ часто выполняется путём высокотемпературного парового реформинга, при котором метан и пар эндотермически реагируют над катализатором, содержащимся во множестве подогреваемых снаружи трубок, установленных в большой топочной печи. Альтернативно метан перерабатывается в синтетический газ посредством частичного окисления, при котором метан экзотермически реагирует с очищенным кислородом. Частичное окисление с использованием очищенного кислорода требует установки для отделения кислорода, имеющей значительную ёмкость сжатия, и, следовательно, имеющей значительные требования по мощности. Производство синтетического газа с помощью любого вышеупомянутого средства отнимает большую часть суммарной стоимости установки, перерабатывающей метан в парафиновые углеводородные соединения.
Автотермический реформинг является менее дорогостоящим средством переработки метана в синтетический газ. Автотермический реформинг использует комбинацию частичного окисления и парового реформинга. Эндотермическое тепло, требуемое для реакции парового реформинга, получается из экзотермической реакции частичного окисления. Однако в отличие от вышеописанной реакции частичного окисления, воздух используется в качестве источника кислорода для реакции частичного окисления. Вдобавок, синтетический газ, вырабатываемый в процессе автотермического реформинга, содержит значительные количества азота из впускаемого воздуха. Следовательно, невозможно снова подавать в цикл непереработанные компоненты, содержащиеся в остаточном газе, без нежелательного накапливания избытка азота в процессе. Производство синтетического газа с растворённым азотом посредством автотермического реформинга или частичного окисления с помощью воздуха с последующей переработкой синтетического газа реакцией Фишера-Тропша по патентам США №№ 2552308 и 2686195 является, тем не менее, полезным средством получения синтетических углеводородных жидких продуктов из метана.
Патент США № 4833170 описывает другой пример автотермического реформинга, в котором газообразный лёгкий углеводород реагирует с воздухом в присутствии заново вступающей в реакцию двуокиси углерода и пара для производства синтетического газа. Синтетический газ получается в присутствии катализатора углеводородного синтеза, содержащего кобальт, формируя поток остаточного газа и поток жидкости, содержащей более тяжёлые углеводороды и воду. Более тяжёлые углеводороды отделяются от воды и извлекаются в качестве продукта. Остаточный газ каталитически сжигается с добавлением воздуха, формируя двуокись углерода и азот, которые разделяются. По меньшей мере, часть двуокиси углерода заново подаётся в реакцию на стадию автотермического реформинга.
Несмотря на то, что известные способы переработки углеводородного газа, такие как описанный в патенте США № 4833170, могут быть относительно эффективны для переработки лёгких углеводородных газов в более тяжёлые жидкие углеводороды, эти процессы не являются полностью эффективными по стоимости из-за значительных капиталовложений в оборудование и энергию, потребляемую для сжатия впускаемого воздуха. Мощность, требуемая для сжатия впускаемого воздуха, представляет собой большую часть механической силы, требуемой для действия процесса, и ещё много из этой мощности теряется впустую в виде неиспользуемой энергии давления в остаточном газе из процесса. Впускаемый воздух, требующий сжатия, содержит значительное количество азота, остающегося практически химически инертным при прохождении через процесс и выходящего в конце концов из процесса в остаточном газе. Более того, хотя остаточный газ имеет значительное химико-энергетическое топливное значение, характерное для моноксида углерода, водорода, метана и более тяжёлых углеводородных компонентов, остаточный газ является очень разрежённым, имеющим низкую удельную теплоту сгорания, что делает весьма затруднительным и дорогостоящим использование энергии остаточного газа с высокой эффективностью. Таким образом, очевидно существование необходимости в более эффективном с точки зрения стоимости процессе переработки углеводородного газа.
Соответственно, цель настоящего изобретения состоит в обеспечении эффективного способа переработки лёгкого углеводородного газа в более тяжёлую синтетическую углеводородную жидкость. Целью настоящего изобретения является также обеспечение эффективной системы оборудования для способа переработки лёгкого углеводородного газа в более тяжёлую синтетическую углеводородную жидкость. В частности, целью настоящего изобретения является обеспечение таких системы и способа переработки углеводородного газа, которые имеют значительно сниженные энергетические требования. Ещё одной целью настоящего изобретения является обеспечение таких системы и способа переработки углеводородного газа, которые имеют значительно сниженные требования на капиталовложения в оборудование. Ещё одной целью настоящего изобретения является обеспечение таких системы и способа переработки углеводородного газа, которые дают значительно сниженные уровни вредных выбросов в окружающую среду. Эти и другие цели достигаются в соответствии с изобретением, описанным ниже.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение является системой и способом для переработки лёгкого углеводородного газа в синтетическую более тяжёлую углеводородную жидкость. Система содержит множество элементов оборудования, в том числе автотермический реформер, реактор ФишераТропша и цикл Брайтона, которые структурно и функционально объединены. На практике в настоящем способе горячая смесь, содержащая подаваемый углеводородный газ, подаваемый сжатый воздух и обрабатывающий пар, непрерывно подаётся в автотермический реформер для производства синтетического газа. Выпуск автотермического реформера, содержащий синтетический газ, охлаждается и конденсируется для извлечения из него воды. Затем синтетический газ заново нагревается и непрерывно подаётся в реактор Фишера-Тропша, где этот газ каталитически реагирует для производства тяжёлых углеводородов. Выпуск реактора Фишера-Тропша охлаждается, конденсируется и непрерывно подаётся в сепараторы продуктов, где этот выпуск разделяется на воду, сопутствующий газ с низкой удельной теплотой сгорания и желательный жидкий углеводородный продукт. Этот жидкий углеводородный продукт извлекается из системы, а потоки воды из сепараторов продукта и газоочистителя автотермического реформера объединяются, сжимаются и нагреваются, образуя используемый в способе пар. Часть этого рабочего пара возвращается в автотермический реформер для непрерывного производства синтетического газа.
Сопутствующий газ из сепараторов продукта нагревается и непрерывно подаётся вместе с частью подачи сжатого воздуха, отведённой от автотермического реформера, и оставшейся частью рабочего пара, не возвращённой в автотермический реформер, в цикл Брайтона, содержащий сжигатель и, в соответствии с одним из вариантов выполнения, серию турбин и компрессоров. Сопутствующий газ и воздух сжигаются в сжигателе в присутствии рабочего пара для производства газа сгорания. Сжигатель может содержать катализатор, способствующий протеканию реакций сгорания, идущих в сжигателе. Газ сгорания удаляется из сжигателя и непрерывно переносится последовательно на энерготурбины первой и второй ступени, тем самым приводя в действие первую и вторую ступени энерготурбин. Израсходованная газообразная смесь затем удаляется из системы. Энерготурбины первой и второй ступени соединены валами с воздушным компрессором и компрессором синтетического газа соответственно, тем самым приводя в действие эти два компрессора. В альтернативном варианте выполнения цикл Брайтона содержит единственную турбину, соединённую единым валом как с воздушным компрессором, так и с электрическим генератором. Электрический генератор подаёт электроэнергию в систему, в особенности на электромотор, который приводит во вращение компрессор синтетического газа. Электрический генератор также обеспечивает электроэнергию другим потребителям. В соответствии с любым из вариантов выполнения, воздушный компрессор сжимает всю подачу воз5 духа, а компрессор синтетического газа сжимает синтетический газ, подаваемый в реактор Фишера-Тропша.
Система дополнительно снабжена множеством теплообменников, которые обусловливают извлечение тепла из выпуска автотермического реформера. Извлечённое тепло используется, как отмечено выше, для нагрева потоков воды из газоочистителя автотермического реформера и сепараторов продукта, чем также обеспечивается рабочий пар для системы. Извлечённое тепло также используется для предварительного нагревания подаваемого углеводородного газа перед его подачей в автотермический реформер и для предварительного нагревания синтетического газа перед его подачей в реактор Фишера-Тропша. Вдобавок извлечённое тепло используется для предварительного нагревания находящегося под давлением сопутствующего газа из сепараторов продукта перед подачей в сжигатель. Сопутствующий газ последовательно действует как собирающая среда для некоторой высокой тепловой энергии, выделяемой в способе.
Было обнаружено, что настоящая система переработки лёгкого углеводородного газа в более тяжёлую углеводородную жидкость является более эффективной с точки зрения стоимости, чем традиционные системы переработки, из-за сниженных капиталовложений в оборудование и расходов на эксплуатацию. В частности, интеграция цикла Брайтона в систему переработки газа устраняет дорогостоящие электроили паросиловые воздушные компрессоры для сжатия подаваемого в автотермический реформер и в сжигатель воздуха. Настоящая система также имеет практическое преимущество в возможности использования в цикле Брайтона коммерчески доступных газотурбинных двигательных установок. Коммерческие газотурбинные двигательные установки доступны во многих конструкциях и размерах и производятся массово в больших масштабах для достижения высокой степени экономической эффективности, а также надежной службы.
Предпочтительный встроенный цикл Брайтона использует наружный сжигатель с газотурбинным двигателем традиционной конструкции, имеющим впускные компрессоры с осевым потоком, для сжатия подаваемого воздуха с меньшими капиталовложениями, чем при компрессорах с внешним питанием. Альтернативный встроенный цикл Брайтона исключает внешней сжигатель и использует газотурбинный двигатель большей пропускной способности, имеющий внутренний сжигатель с воздушным охлаждением. В любом случае, стоимость эксплуатации встроенного цикла Брайтона значительно ниже, чем стоимость эксплуатации воздушных компрессоров с внешним питанием, из-за того, что одна или более турбина цикла Брайтона приводятся во вращение путём сжигания газа, образуемого когда сопутствующий газ с низкой удельной теплотой сгорания сжигается с частью сжатого подаваемого воздуха. Сжигать относительно сопутствующий газ, несжигаемый в других случаях, позволяет предварительный нагрев сопутствующего газа с помощью извлечённого из автотермического реформера отработанного тепла и добавление к нему горячего сжатого подаваемого воздуха. Предварительное нагревание сопутствующего газа и подача в сжигатель сжатого воздуха значительно увеличивает температуру пламени или реакции в результате сжигания этих газов, тем самым повышая энтальпию газового потока и эффективность, с которой из него может извлекаться энергия.
Настоящей системой реализуется дополнительная эксплуатационная экономия, поскольку тепло сжатия сохраняется подаваемым воздухом после стадии сжатия. Таким образом устраняется требование предварительного нагрева воздуха, подаваемого в автотермический реформер, в отдельном нагревателе. Мощностные и энергетические требования системы ещё более снижаются, снижая тем самым эксплуатационные расходы путём использования неутилизируемого обычно тепла для эффективного создания перегретого рабочего пара из воды, вырабатываемой системой, и для эффективного предварительного нагревания газа, подаваемого в автотермический реформер. Впрыскивание перегретого рабочего пара в сжигатель улучшает извлечение энергии из процесса, делая этот процесс самодостаточным с точки зрения энергии, а в некоторых случаях позволяя вырабатывать избыточную энергию из процесса для других потребителей. Впрыскивание пара также выгодно уменьшает температуры и увеличивает скорости массопереноса на энерготурбины, тем самым позволяя использование стандартных металлургических подходов при изготовлении турбин без значительной потери тепловой эффективности. Конфигурация теплообменника в системе также оптимизирована для минимизации размера и количества требуемых в системе теплообменников. Общим эффектом этих усовершенствований является поддержание стоимости системы на относительно низком уровне.
Дополнительно было найдено, что настоящая система действует преимущественным для окружающей среды образом, чтобы минимизировать выброс нежелательных загрязнений в окружающую среду. В частности, вода из сепараторов продукта, как известно, обычно содержит спирты и другие жидкие органические соединения с относительно низким молекулярным весом, от которых проблематично избавиться. Однако при использовании этой воды в качестве источника рабочего пара для сжигателя, жидкие органические соединения, содержащиеся в ней, окисляются кислородом в горячем газе сгорания в двуокись углерода и пар и выводятся турбиной для решения проблемы удаления воды с жидкими органическими соединениями. Дополнительно, присутствие газообразных разбавителей и пара в подаваемом в сжигатель потоке уменьшает температуры сжигания в сжигателе и уменьшает формирование окислов азота, загрязнителей атмосферы, формирующихся в значительных концентрациях обычным производящим энергию оборудованием.
Изобретение станет более понятным из описания и сопровождающих чертежей.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 является схемой способа по настоящему изобретению;
фиг. 2 - схемой другого варианта выполнения способа по фиг. 1 , имеющего альтернативный цикл Брайтона;
фиг. 3 - схемой ещё одного варианта выполнения способа по фиг. 1 , имеющего альтернативный цикл Брайтона.
Описание предпочтительных выполнений
Настоящее изобретение относится к способу переработки углеводородного газа для производства синтетической углеводородной жидкости. Изобретение дополнительно относится к системе взаимосвязанного оборудования для практического осуществления способа переработки углеводородов. Система и способ сначала описаны здесь со ссылкой на фиг. 1 , на которой система в целом обозначается позицией 10. Отметим, что система 10 демонстрирует предпочтительный вариант выполнения конфигурации оборудования и способа, осуществляемого с его помощью, для относительно небольшого приложения, в котором рабочие условия давления совместимы с коммерчески доступными газотурбинными/компрессорными установками низкого давления. Специалисту, однако, очевидно из даваемого здесь описания, что система 1 0 может быть модифицирована в рамках настоящего изобретения для приложений с другими размерами и условиями эксплуатации.
Система 1 0 содержит три первичных операционных блока. Первым блоком является автотермический реформер (АТР) 12, предусмотренный для реформинга подаваемого углеводородного газа, сжатого воздуха и пара в синтетический газ. Вторым блоком является реактор 14 Фишера-Тропша (Ф/Т реактор), который предусмотрен для переработки синтетического газа в синтетическую углеводородную жидкость. Третьим блоком является цикл 16 Брайтона, который предусмотрен для сжатия подаваемого в АТР 1 2 воздуха с использованием энергии, вырабатываемой сжиганием сопутствующего газа Ф/Т реактора. Цикл 16 Брайтона содержит пару компрессоров 18, 20, пару энерготурбин 22, 24, механически соединённых валами 26, 28 с компрессорами 18, 20 соответственно, и сжигатель 30, подающий газ сгорания на энерготурбины 22, 24.
В частности, система 10 содержит вход 32 подаваемого углеводородного газа, через который подаваемый углеводородный газ поступает в систему 1 0. Подаваемый углеводородный газ обычно подаётся через впуск 32 подаваемого углеводородного газа со скоростью примерно от 8000 до 12000 м3/ч, с температурой в пределах примерно от 16 до 67°С и давлением в пределах примерно от 1 000 до 2000 кПа. Подаваемый углеводородный газ предпочтительно является природным, несинтетическим углеводородным газом, получаемым из формации под поверхностью Земли. Среди таких газов наиболее предпочтителен природный газ, хотя здесь употребимы и остальные углеводородные газы, в том числе газ худшего сорта, содержащий азот и/или двуокись углерода, газ, получающийся из угольных залежей, или газ, получающийся из океанических гидратов. Впускная линия 34 подаваемого углеводородного газа содержит расположенный на ней клапан 36 управления давлением подаваемого углеводородного газа, подсоединяется к впуску 32 подаваемого углеводородного газа и переносит подаваемый углеводородный газ по направлению потока к АТР 1 2. По ходу впускной линии 34 подаваемого углеводородного газа ниже впуска 32 подаваемого углеводородного газа последовательно расположены также теплообменник 38 подаваемого углеводородного газа и блок 40 для удаления H2S. Теплообменник 38 подаваемого углеводородного газа предварительно нагревает подаваемый углеводородный газ до температуры в диапазоне приблизительно от 380 до 450°С посредством высокотемпературного синтетического газа, выходящего из АТР 1 2, как описано ниже. Предварительно нагретый подаваемый углеводородный газ имеет результирующее давление в диапазоне примерно от 900 до 1100 кПа. Блок 40 для удаления H2S является слоем окиси цинка, который в значительной степени удаляет весь H2S, присутствующий в предварительно нагретом подаваемом углеводородном газе, посредством химической реакции с окисью цинка.
Линия 34 подаваемого углеводородного газа проходит от впуска 32 подаваемого углеводородного газа к карбюратору 44 АТР. Воздух и пар также поступают в карбюратор 44 АТР из источников воздуха и пара, описанных ниже. Карбюратор 44 АТР смешивает подаваемый углеводородный газ из линии 34 подаваемого углеводородного газа с воздухом и паром, а впускная линия 48 газовой смеси АТР выходит из карбюратора 44 АТР, перенося газообразную смесь, содержащую подаваемый углеводородный газ, воздух и пар (называемую впускной газовой смесью АТР) из карбюратора 44 АТР в АТР 1 2. Состав впускной газовой смеси АТР выбирается в соответствии с требованиями АТР 1 2 и с желательным составом конечного синтетического жидкого углеводородного продукта. Обычно впускная газовая смесь АТР имеет молярный состав в диапазоне примерно от 3,0 до
3,5 молей воздуха и примерно от 0,15 до 0,30 молей пара на один моль подаваемого углеводородного газа и подаётся в АТР 12 с объединённой скоростью примерно от 35000 до 50000 м3/ч, с температурой в диапазоне примерно от 350 до 450°С и давлением в диапазоне примерно от 900 до 1100 кПа.
АТР 12 является высокотемпературным реакторным котлом, в котором впускная газовая смесь АТР адиабатически реагирует для производства синтетического газа, содержащего Н2 и СО, предпочтительно в молярном соотношении 2:1, хотя в рамках настоящего изобретения возможны и другие соотношения путём регулировки условий АТР способом, очевидным для специалиста в соответствии с даваемым здесь описанием. Адиабатическая обработка впускной газовой смеси АТР в АТР 12 для производства синтетического газа включает в себя частичное сжатие подаваемого углеводородного газа впускной газовой смеси АТР, чтобы экзотермически окислить его часть, и контактирование метанового компонента подаваемого углеводородного газа во впускной газовой смеси АТР с паром в присутствии катализатора парового реформинга, такого как никельсодержащие катализаторы, хорошо известные из уровня техники, для эндотермического реформинга метана и пара. АТР 1 2 предпочтительно поддерживается при температуре в диапазоне примерно от 900 до 1050°С и давлении в диапазоне примерно от 900 до 1100 кПа.
Выпускная линия 50 АТР удаляет синтетический газ из АТР 1 2 со скоростью приблизительно от 45000 до 66000 м3/ч. Синтетический газ, выходящий из АТР 12, предпочтительно имеет молярный состав из приблизительно 2,0 молей водорода на моль моноксида углерода с температурой в диапазоне примерно от 900 до 1050°С и давлением в диапазоне примерно от 800 до 950 кПа. Выпускная линия 50 АТР переносит синтетический газ из АТР 1 2 в конденсатор 52 АТР. На выпускной линии 50 АТР, однако, выше по потоку конденсатора 52 АТР последовательно расположено множество теплообменников, в том числе теплообменник 54 переработки пара, теплообменник 56 сопутствующего газа сепаратора, теплообменник 38 подаваемого углеводородного газа, и теплообменник 58 подаваемого газа Ф/Т реактора. Теплообменник 54 переработки пара использует высокотемпературный синтетический газ, выходящий из АТР 12, для нагрева участвующей в процессе воды для переработки её в пар, при охлаждении синтетического газа до температуры в диапазоне примерно от 500 до 600°С. Теплообменник 56 сопутствующего газа сепаратора использует высокотемпературный синтетический газ для нагрева сопутствующего газа выходящего из сепаратора продукта, описанного здесь ниже Ф/Т реактора 14. Теплообменник 38 подаваемого углеводородного газа использует высокотемпературный синтетический газ для нагрева подаваемого в АТР 12 углеводородного газа, как описано выше. Теплообменник 58 подаваемого газа Ф/Т реактора использует высокотемпературный синтетический газ для нагрева синтетического газа, подаваемого в Ф/Т реактор 14.
Выпускная линия 50 АТР подаёт синтетический газ в конденсатор 52 АТР со скоростью примерно от 37000 до 54500 кг/ч, с температурой в диапазоне примерно от 250 до 350°С и давлением в диапазоне примерно от 600 до 700 кПа. Конденсатор 52 АТР охлаждает синтетический газ, конденсируя содержащуюся в нём воду. Выпускная линия 60 конденсатора переносит результирующую смесь охлаждённого синтетического газа и воды из конденсатора 52 АТР в газоочиститель 62, где вода отделяется от синтетического газа. Выпускная водяная линия 64 газоочистителя выводит воду со дна газоочистителя 62 для переработки в пар и возврата в систему 1 0. Выпускная газовая линия 66 газоочистителя выводит охлаждённый синтетический газ из верхней части газоочистителя 62 со скоростью примерно от 42000 до 63000 м3/ч, с температурой в диапазоне примерно от 20 до 50°С и давлением в диапазоне примерно от 500 до 600 кПа. Выпускная газовая линия 66 переносит охлаждённый синтетический газ к компрессору 20 синтетического газа цикла 16 Брайтона.
Компрессор 20 синтетического газа сжимает синтетический газ до давления в диапазоне примерно от 2000 до 3000 кПа и температуры в диапазоне примерно от 150 до 250°С. Компрессор 20 синтетического газа приводится во вращение валом 28, соединённым с энерготурбиной 24 второй ступени, которая приводится во вращение нижеописанным способом. Впускная линия 68 Ф/Т реактора переносит сжатый синтетический газ из компрессора 20 синтетического газа в Ф/Т реактор 1 4 со скоростью примерно от 35000 до 52000 кг/ч. Теплообменник 58 подаваемого газа Ф/Т реактора, описанный выше, предварительно нагревает сжатый синтетический газ до температурного диапазона примерно от 200 до 240°С и диапазона давлений примерно от 2000 до 2800 кПа перед тем, как синтетический газ подаётся в Ф/Т реактор 1 4. Реакторы Фишера-Тропша в общем случае известны из уровня техники, и настоящий Ф/Т реактор 1 4 выбирается специалистом в соответствии с даваемым здесь объяснением так, чтобы удовлетворять эксплуатационным требованиям настоящего способа. В соответствии с этими объяснениями Ф/Т реактор 14 может быть одним цилиндрическим реактором, или несколькими последовательными цилиндрическими реакторами, или, альтернативно, Ф/Т реактор 1 4 может быть реактором с псевдоожиженным слоем. В любом случае, Ф/Т реактор 1 4 предпочтительно заряжается кобальтсодержащим катализатором и поддерживается при почти изотермическом состоянии с помощью такого средства, как внешнее охлаждение Ф/Т реактора 14 кипящей водой или какой-либо другой охлаждающей средой для удаления экзотермического тепла реакции. Температура Ф/Т реактора 14 предпочтительно находится в диапазоне примерно от 200 до 235°С, а давление - в диапазоне примерно от 1600 до 2800 кПа, обеспечивая реагирование СО и Н2 синтетического газа для формирования из них воды и тяжёлых углеводородов.
Выпускная линия 69 Ф/Т реактора выводит весь продукт Ф/Т реактора, содержащий смесь лёгких и тяжёлых углеводородов, а также азота и пара, из Ф/Т реактора 14 со скоростью примерно от 35000 до 52000 кг/ч, с температурой в диапазоне примерно от 200 до 240°С и давлением в диапазоне примерно от 1600 до 2800 кПа. Молярная переработка моноксида углерода в Ф/Т реакторе 1 4 в углеводородные продукты (метан и более тяжёлые углеводороды) предпочтительно составляет примерно 90%. Выпускная линия 69 Ф/Т реактора подаёт продукт Ф/Т реактора в холодильник 70 Ф/Т реактора, где продукт Ф/Т реактора охлаждается до температуры в диапазоне примерно от 60 до 1 00°С в зависимости от количества сформированного воска, и давления в диапазоне примерно от 1500 до 2800 кПа, тем самым обеспечивая конденсацию продукта Ф/Т реактора для формирования первой смеси продуктов, содержащей жидкую составляющую и газообразную составляющую. Жидкая составляющая первой смеси продуктов содержит тяжёлые углеводородные жидкости и воду.
Выпускная линия 71 холодильника Ф/Т реактора переносит первую смесь продуктов в сепаратор 72 тяжёлых продуктов, где парообразная составляющая первой смеси продуктов отделяется от жидкой составляющей. Выпускная газовая линия 73 сепаратора тяжёлых продуктов переносит отделённую парообразную составляющую в конденсатор 74 Ф/Т реактора, где она дополнительно охлаждается до температуры в диапазоне примерно от 5 до 50°С, формируя вторую смесь продуктов, содержащую жидкую составляющую и газовую составляющую. Жидкая составляющая второй смеси продуктов содержит лёгкие углеводородные жидкости и воду. Выпускная линия 75 конденсатора Ф/Т реактора переносит вторую смесь продуктов в сепаратор 76 лёгких продуктов, где газовая составляющая второй смеси продуктов отделяется от жидкой составляющей. Выпускная линия 77 сопутствующего газа сепаратора выводит газовую составляющую продукта Ф/Т реактора в виде сопутствующего газа сепаратора из верхней части сепаратора 76 лёгких продуктов со скоростью примерно от 22000 до 32000 м3/ч, с температурой в диапазоне примерно от 5 до 50°С и давлением в диапазоне примерно от 900 до 1100 кПа. Сопутствующий газ сепаратора содержит азот, моноксид углерода, водород, воду и лёгкие углеводороды, обычно имеет молярный состав примерно 90% N2, 5% СО2, 2% сО, 1% Н2, 0,5% H2O, остальное углеводороды. В таком случае сопутствующий газ сепаратора имеет относительно низкую удельную теплоту сгорания в диапазоне примерно от 1500 до 3000 кДж/кг.
Выпускная линия 77 сопутствующего газа сепаратора выходит из сепаратора 76 лёгких продуктов к впускному смесителю 78 сжигателя, описанному ниже. Выпускная линия 77 сопутствующего газа сепаратора снабжена клапаном 80 управления давлением сопутствующего газа и теплообменником 56 сопутствующего газа сепаратора. Клапан 80 управления давлением сопутствующего газа регулирует давление в сепараторе 76 лёгких продуктов в диапазоне примерно от 1500 до 2800 кПа. Теплообменник 56 сопутствующего газа сепаратора повышает температуру сопутствующего газа сепаратора в выпускной линии 77 сопутствующего газа сепаратора до диапазона примерно от 250 до 400°С с помощью высокотемпературного синтетического газа из выпускной линии 50 АТР в качестве среды теплопередачи. Линия 82 избыточного сопутствующего газа ответвляется от выпускной линии 77 сопутствующего газа сепаратора ниже клапана 80 управления давлением сопутствующего газа и выше теплообменника 56 сопутствующего газа сепаратора. Линия 82 избыточного сопутствующего газа обеспечивает вывод избыточного сопутствующего газа сепаратора из системы 1 0 во время запуска процесса или в ответ на сбои системы. Предусмотрена внешняя по отношению к системе 1 0 факельная установка (не показана) для избавления от избыточного сопутствующего газа сепаратора. Доступ к факельной установке осуществляется через клапан 84 в линии 82 избыточного сопутствующего газа, предотвращающий появление слишком высокого давления потока выше по потоку в выпускной линии 77 сопутствующего газа сепаратора.
Сепаратор 72 тяжёлых продуктов дополнительно разделяет жидкую составляющую первой смеси продуктов на тяжелые углеводородные жидкости и воду. Сепаратор 76 лёгких продуктов подобным же образом разделяет жидкую составляющую второй смеси продуктов на лёгкие углеводородные жидкости и воду. Выпускная линия 85 тяжёлой углеводородной жидкости выводит тяжёлые углеводородные жидкости из сепаратора 72 тяжёлых продуктов, а выпускная линия 86 лёгкой углеводородной жидкости выводит лёгкие углеводородные жидкости из сепаратора 76 лёгких продуктов. Выпускные линии 85, 86 углеводородной жидкости соединяются, формируя общую выпускную линию 87 углеводородной жидкости, смешивающую тяжёлые и лёгкие углеводородные жидкости, что даёт в результате получение синтетиче13 ской углеводородной жидкости в качестве требуемого от системы 10 продукта со скоростью в диапазоне примерно от 4,3 до 6,6 м3/ч. Синтетический углеводородный жидкий продукт предпочтительно имеет состав, напоминающий состав высокопарафинового неочищенного конденсата, представленного, к примеру, следующими диапазонами составляющих: от 10 до 30% сжиженного нефтяного газа, от 10 до 20% керосина, от 35 до 65% дистиллята, от 10 до 30% масляного сырья и от 5 до 30% восков в зависимости от катализатора и условий реакции. Соотношение синтетической углеводородной жидкости и воды во всей жидкости, извлекаемой из продукта Ф/Т реактора, находится в диапазоне примерно от 0,75:1 до 1:1.
Первая выпускная водяная линия 88 выводит воду из сепаратора 72 тяжёлых продуктов, а вторая выпускная водяная линия 89 выводит воду из сепаратора 76 лёгких продуктов с общей скоростью примерно от 5,1 до 7,8 м3/ч. Выпускные водяные линии 88, 89 переносят воду во впускное пространство 90 насоса, где они объединяются с выпускной водяной линией 64 газоочистителя, формируя единый водяной поток, выходящий из впускной магистрали 90 насоса через впускную линию 92 насоса. Впускная линия 92 насоса переносит воду в многоступенчатый центробежный насос 94 со скоростью примерно от 7,4 до 10,5 м3/ч. Насос 94 поднимает давление воды, находящейся в нём, до давления в диапазоне примерно от 4000 до 4500 кПа и высвобождает находящуюся под давлением воду в выпускную линию 96 насоса. На выходной линии 96 насоса предусмотрен теплообменник 54 переработки пара для нагрева находящейся в ней под давлением воды с помощью высокотемпературного синтетического газа из выпускной линии 50 АТР в качестве среды теплопередачи. Теплообменник 54 переработки пара повышает температуру находящейся под давлением воды до диапазона примерно от 300 до 550°С при давлении в диапазоне примерно от 4000 до 4500 кПа, тем самым превращая воду в выпускной линии 96 насоса в пар.
Выпускная линия 96 насоса разветвляется в точке 97 соединения ниже теплообменника 54 переработки пара на впускную паровую линию 98 АТР и впускную паровую линию 100 сжигателя. Соотношение пара, подаваемого во впускную паровую линию 98 АТР и впускную паровую линию 1 00 сжигателя, находится в диапазоне примерно от 0,1:1 до 0,4:1. Впускная паровая линия 98 АТР протянута до карбюратора 44 АТР и выше него по потоку снабжена клапаном 1 04 управления потоком пара АТР для регулирования скорости потока пара в пределах диапазона примерно от 1250 до 2700 кг/ч. Карбюратор 44 АТР соединяется с впускной паровой линией 98 АТР, впускной линией 34 подаваемого углеводородного газа и впускной воздушной линией 1 06 АТР.
Впускная паровая линия 1 00 сжигателя проходит от точки 97 соединения к сжигателю 30 и снабжена клапаном 110 управления давлением пара сжигателя, расположенным выше сжигателя 30 по потоку для регулировки обратного давления пара в пределах диапазона от 4000 до 4500 кПа. Выпускная линия 112 сжигателя переносит смесь газа сгорания/пара, образованную в сжигателе, из сжигателя 30 во впускную газовозвратную магистраль 116 энерготурбины. Смесь газа сгорания/пара обычно имеет молярный состав в диапазоне примерно от 69 до 72% N2, от 0,4 до 4% О2, от 5 до 6% CO2, от 19 до 24% Н2О и незначительного количества окислов азота. Смесь газа сгорания/пара подаётся во впускную газовозвратную магистраль 116 энерготурбины со скоростью примерно от 55000 до 67000 кг/ч, с температурой в диапазоне примерно от 800 до 1000°С и давлением в диапазоне примерно от 900 до 1050 кПа. Впускная газовозвратная магистраль 116 энерготурбины соединяет выпускную линию 112 сжигателя с энерготурбиной 22 первой ступени. Впуск 118 охлаждающего воздуха внутри энерготурбины 22 переносит охлаждающий воздух на диски и лопасти энерготурбины (не показаны). Соответственно, смесь газа сгорания/пара/воздуха проходит через энерготурбину 22 первой ступени и подаётся со скоростью в диапазоне примерно от 55500 до 70500 кг/ч, с температурой в диапазоне примерно от 750 до 1000°С и давлением в диапазоне примерно от 900 до 1050 кПа. Смесь газа сгорания/пара/воздуха является рабочим газом энерготурбины 22 первой ступени. Вал 26 механически соединяет энерготурбину 22 первой ступени с воздушным компрессором 18, приводя воздушный компрессор 1 8 в движение.
Выпуск 1 22 энерготурбины первой ступени переносит израсходованный рабочий газ первой ступени из энерготурбины 22 первой ступени в энерготурбину 24 второй ступени. Израсходованный рабочий газ первой ступени обычно подаётся в энерготурбину 24 второй ступени со скоростью примерно от 56000 до 69000 кг/ч, с температурой в диапазоне примерно от 600 до 850°С и давлением в диапазоне примерно от 200 до 400 кПа. Израсходованный рабочий газ первой ступени становится рабочим газом для энерготурбины 24 второй ступени. Вал 28 механически соединяет энерготурбину 24 второй ступени с компрессором 20 синтетического газа, приводя в движение компрессор 20 синтетического газа. Вал 28 может быть также механически соединён с электрическим генератором (не показан), обеспечивающим электроэнергию для других нужд местного значения или для других потребителей. Выпускная линия 1 24 энерготурбины второй ступени переносит израсходованный рабочий газ второй ступени от энерготурбины 24 второй ступени в выхлопную трубу 126 со скоростью примерно от 56000 до 69000 кг/ч, температурой в диапазоне примерно от 400 до 650°С и давлением, примерно равным атмосферному. Выхлопная труба 126 переносит израсходованный рабочий газ второй ступени и выводит его из системы 10. Выхлопной газ, выведенный из выхлопной трубы 1 26, обычно имеет молярный состав из примерно от 69 до 72% N2, от 0,5 до 4% O2, до 5 до 6% СО2, от 19 до 24% H2O и незначительного количества окислов азота.
Система 10 содержит далее впуск 128 подаваемого воздуха, через который подаваемый воздух подаётся прямо в воздушный компрессор 18. Подаваемый воздух обычно подаётся через впуск 128 подаваемого воздуха со скоростью примерно от 55000 до 66000 кг/ч, с температурой примерно 15°С или с температурой окружающей среды и давлением, примерно равным атмосферному. Воздушный компрессор 1 8 сжимает подаваемый воздух до давления в диапазоне примерно от 850 до 1050 кПа и температуры в диапазоне примерно от 300 до 350°С. Выпуск 130 воздушного компрессора, находящийся внутри воздушного компрессора 18, переносит сжатый подаваемый воздух со скоростью примерно от 55000 до 66000 кг/ч к точке 132 соединения, где выпуск 1 30 воздушного компрессора разделяется на впуск 118 охлаждающего воздуха и воздушную отводную линию 134. Количество воздуха, подаваемое на впуск 118 охлаждающего воздуха, составляет примерно от 1 до 5% от количества, поступающего в воздушную отводную линию 134. Впуск 118 охлаждающего воздуха переносит свою часть сжатого подаваемого воздуха на лопасти и диски энерготурбины 22 первой ступени, как описано выше. Воздушная отводная линия 134 переносит оставшийся сжатый подаваемый воздух к точке 136 соединения, в которой воздушная отводная линия 134 разделяется на впускную воздушную линию 1 06 АТР, воздушную линию 138 сжигателя и воздушную выводную линию 1 40. Соотношение воздуха, подаваемого во впускную воздушную линию 106 АТР и в воздушную линию 138 сжигателя, находится в диапазоне примерно от 1,25:1 до 2,5:1. При нормальном функционировании поток через воздушную выводную линию отсутствует за исключением случаев чрезмерного возрастания давления в воздушной отводной линии 1 34 во время запуска, сбоев или при низких скоростях подачи подаваемого углеводородного газа. Воздушная выводная линия 1 40 снабжена клапаном 1 42 управления обратным давлением, соединённым с воздушным вентиляционным отверстием 1 44 на случай появления в воздушной отводной линии 134 такого чрезмерного возрастания давления.
Воздушная линия 138 сжигателя проходит из первой точки воздушного соединения во вторую точку 1 46 воздушного соединения, где воздушная линия 1 38 сжигателя разделяется на первичную впускную воздушную линию 1 48 сжигателя и вторичную впускную воздушную линию 150 сжигателя. Первичная впускная воздушная линия 1 48 сжигателя снабжена первичным клапаном 152 управления воздушным потоком для регулировки скорости первичного воздушного потока в линии 1 48 примерно от 1 3000 до 21 000 кг/ч, что обеспечивает достаточную воздушную подачу для поддержания сжигания в сжигателе 30. Впускной смеситель 78 сжигателя соединяет первичную впускную воздушную линию 1 48 сжигателя с выпускной линией 77 сопутствующего газа сепаратора для смешивания в нём газовых потоков линий 1 48 и 77. Впускная горелочная установка 154 сжигателя выходит из впускного смесителя 78 сжигателя и протягивается внутрь сжигателя 30. Впускная горелочная установка 154 вводит газообразную смесь первичного подаваемого воздуха и сопутствующего газа сепаратора, называемую подаваемым газом сжигателя, в сжигатель 30 для сжигания там. Подаваемый газ сжигателя обычно имеет молярный состав в диапазоне примерно от 86 до 87% N2, от 6 до 7% O2, 3% CO2, 1% СО, от 0,5 до 1% Н2, 0,2% H2O, а остальное - метан и более тяжёлые углеводороды, и подаётся в сжигатель 30 со скоростью примерно от 32000 до 48000 м3/ч, с температурой в диапазоне примерно от 250 до 350°С и давлением в диапазоне примерно от 900 до 1050 кПа. Вторичная впускная воздушная линия 150 сжигателя переносит вторичный подаваемый воздух для введения в сжигатель 30. Вторичный подаваемый воздух окисляет остаток сжигаемого в сжигателе 30, в то же время разрежая и охлаждая смесь газа сгорания/пара/воздуха, выходящую из сжигателя во впускную магистраль 116 энерготурбины. Подаваемые газ сгорания/пар/воздух охлаждаются до температуры, которая ниже максимально допустимой в энерготурбине 22 первой ступени температуры, обычно в диапазоне примерно от 800 до 1000°С в зависимости от материала, из которого изготовлена турбина 22. Сжигатель 30 является высокотемпературным котлом, обычно поддерживаемым в диапазоне температур примерно от 870 до 1200°С и в диапазоне давлений примерно от 900 до 1050 кПа. Сжигатель 30 может содержать катализатор для улучшения реакций сгорания в нём.
Впускная воздушная линия 1 06 АТР проходит из точки 136 соединения до карбюратора 44, описанного выше, и переносит оставшуюся часть оставшегося подаваемого сжатого воздуха в карбюратор 44 АТР. Впускная воздушная линия 106 АТР снабжена клапаном 158 управления впускным воздушным потоком АТР для того, чтобы выводить подаваемый воздух из линии 1 06, регулируя тем самым скорость воздушного потока в линии 1 06 в пределах диапазона примерно от 30500 до 52500 кг/ч.
На фиг. 2 показано альтернативное выполнение настоящего изобретения. Выполнение по фиг. 2 в главных чертах аналогично выполне17 нию по фиг. 1, за исключением модификаций цикла Брайтона. Соответственно, фиг. 2 показывает в основном только цикл Брайтона системы переработки углеводородного газа, остальная часть системы практически та же самая, что и система 10 на фиг. 1. Цикл Брайтона на фиг. 2 обозначается в целом цифрой 16'. Остальные компоненты системы, показанной на фиг. 2, общие для обоих выполнений на фиг. 1 и на фиг. 2, обозначаются одними и теми же позициями. Цикл 16' Брайтона содержит одну энерготурбину 22', соединённую одним валом 26' и с воздушным компрессором 18', и с электрическим генератором 200. Электрический генератор 200 подаёт электроэнергию на электромотор (не показан), который приводит в движение компрессор синтетического газа, а также даёт электроэнергию другим пользователям. Как и в цикле 1 6 Брайтона по фиг. 1 , выпускная линия 112 сжигателя переносит сформированную в сжигателе смесь газа сгорания/пара/воздуха, из сжигателя 30 во впускную газовозвратную магистраль 116 энерготурбины, которая соединяет выпускную линию 112 сжигателя с энерготурбиной 22'. Другие выполнения настоящего изобретения, имеющие альтернативные конфигурации цикла Брайтона, хотя они и не показаны, находятся в рамках компетенции специалиста, применяющего вышеописанные объяснения. Раз так, эти варианты выполнения попадают в объём настоящего изобретения.
Для специалиста также очевидно, что в объёме настоящего изобретения возможны многие альтернативы при выборе конкретных компонентов, используемых в описанных здесь циклах Брайтона. В частности, наиболее практично эксплуатировать и использовать коммерчески доступные газотурбинные двигательные установки. Коммерческие газотурбинные двигательные установки обычно используются для выработки электроэнергии или приведения в действие промышленных компрессоров или насосов. Коммерческие газотурбинные двигательные установки используются также для таких приложений, как обеспечение электроэнергией кораблей. Доступны коммерческие установки многих видов и размеров. Преимущество обеспечивает выбор вида и размера установки, которые наиболее полно соответствуют частным требованиям данного приложения. Таким образом в системе 1 0 по фиг. 1 размер газотурбинной установки предпочтительно выбирается на основании объёма газа, доступного для переработки в жидкие продукты.
Заметим также, что различные виды коммерческих газотурбинных двигательных установок действуют со значительно различающимися давлениями и эффективностями. Так как реакции, происходящие в АТР и Ф/Т реакторе, подвержены незначительному влиянию давления в реакторе, за исключением формирования в АТР угля для сажи, гораздо более вероятного при более высоких давлениях, преимущественно выбирать условия рабочего давления, при которых наилучшим образом используются размер и вид частной газотурбинной установки. К примеру, коммерчески доступная газотурбинная двигательная установка с размерами для скорости потока подаваемого воздуха 66000 кг/ч и давления в 1 0 раз больше атмосферного признаётся пригодной для системы 1 0 переработки углеводородного газа по фиг. 1 , имеющей скорость подачи углеводородного газа примерно от 8000 до 12000 м3/ч. Основываясь на этой частной газотурбинной двигательной установке, рабочее давление АТР и сжигателя выбирается в диапазоне приблизительно от 950 до 1050 кПа. Затем определяется коэффициент давления компрессора синтетического газа на основании падения давления в системе и требовании возврата сопутствующего газа в сжигатель при давлении примерно от 950 до 1050 кПа.
Г азотурбинные двигатели, действующие при более низких давлениях (от 300 до 1100 кПа), могут использовать конструкцию регенератора, в которой газотурбинный двигатель механически скомпонован так, чтобы выводить сжатый воздух для предварительного нагрева во внешнем теплообменнике, нагреваемом неиспользуемым теплом выхлопа двигателя перед возвратом воздуха в сжигатель. В приложениях для производства энергии с помощью регенератора требуется меньше топлива для получения данного количества энергии. Газотурбинные установки, использующие конструкцию регенератора, могут адаптироваться для системы по настоящему изобретению путём использования отводных и возвратных сопел на газотурбинном двигателе. Некоторые газотурбинные установки сконструированы со встроенными внешними сжигателями либо сконструированы так, чтобы работать с отдельными внешними сжигателями. Было установлено, что для использования в настоящей системе 1 0 с минимальными механическими модификациями наиболее практичной является газотурбинная установка, использующая внешний сжигатель. Такие газотурбинные установки также минимизируют размер требуемого газотурбинного двигателя.
На фиг. 3 показано другое альтернативное выполнение настоящего изобретения. Выполнение по фиг. 3 практически такое же, как и выполнение по фиг. 1 , - опять же за исключением модификаций в цикле Брайтона. Соответственно, фиг. 3 показывает в основном лишь цикл Брайтона системы переработки углеводородного газа, а остальная часть системы такая же, как система 1 0 по фиг. 1 . Цикл Брайтона по фиг. 3 обозначается 16. Остальные компоненты системы, показанной на фиг. 3, являются общими для обоих выполнений по фиг. 1 и 3 и обозначаются одними и теми же позициями. Цикл 1 6 Брайтона по настоящему выполнению содержит пару компрессоров 18, 20, пару энерготурбин
22, 24, механически соединённых валами 26, 28 с компрессорами 18, 20 соответственно, и сжигатель 300, находящийся внутри энерготурбины 22 первой ступени. Для ясности внутренний сжигатель 300 концептуально показан отдельно от энерготурбины 22, но подразумевается, что сжигатель 300 является её составной частью. Конструкция настоящего газотурбинного двигателя использует компактный внутренний лёгкий по весу охлаждаемый воздухом сжигатель или несколько внутренних параллельных сжигателей меньшего размера, а не внешний сжигатель. Такие двигатели чем-то похожи на двигатели, используемые для обеспечения энергией самолёта.
Настоящий газотурбинный двигатель действует при значительно больших объёмах, чем вышеописанные выполнения с относительно высокими скоростями потока воздуха через систему, поскольку для охлаждения внутреннего сжигателя 300 требуются большие количества охлаждающего воздуха. Многие различия между этим выполнением и вышеописанными выполнениями определяют увеличенную воздухоохладительную нагрузку внутреннего сжигателя 300.
При работе цикла 16 Брайтона впуск 128 подаваемого воздуха доставляет подаваемый воздух в воздушный компрессор 18, где воздух сжимается и переносится по воздушной отводной линии 134 к точке 136 соединения, где воздушная отводная линия 134 разделяется на четыре линии. Часть подаваемого сжатого воздуха продолжает поступать в АТР по впускной воздушной линии 106 АТР. Другая часть подаваемого сжатого воздуха переносится по воздушной линии 138 сжигателя к соплу 302 горелки сжигателя 300, где подаваемый сжатый воздух смешивается с остальными впускными газами сжигателя, в том числе с сопутствующим газом из выпускной линии 77 сопутствующего газа сепаратора и рабочим паром из паровой линии 1 00 энерготурбины перед введением в сжигатель 300 через впуск 304 сжигателя. Сжигатель 300 может содержать катализатор, такой как окисел металла или благородный металл (например, платина), для улучшения идущих в нём реакций горения. Ещё одна часть подаваемого сжатого воздуха переносится на энерготурбину 22 первой ступени через впускную линию 118 охлаждающего воздуха, где подаваемый сжатый воздух охлаждает диск и лопасти энерготурбины и смешивается с газами сгорания из сжигателя 300 и охлаждающим сжигатель воздухом. Последняя часть подаваемого сжатого воздуха циркулирует по линии 306 воздушного охлаждения сжигателя через кольцевой кожух 308 охлаждения сжигателя для рассеивания тепла 310 сжигателя и охлаждения сжигателя 300 посредством охлаждения металлических стенок сжигателя 300 воздушными пленками. Газы, выходящие из входной газовозвратной магистрали 116 энерготурбины, приводят в движение энерготурбину 22 первой ступени. Во всех остальных аспектах цикл 1 6 Брайтона действует аналогично циклу 16 Брайтона по фиг. 1.
Отметим, что двигатели, имеющие внутренний сжигатель с воздушным охлаждением, требуют большей ёмкости для переработки данного количества подаваемого углеводородного газа, чем двигатель, альтернативно сконструированный для работы с внешним сжигателем, имеющим отражающую облицовку для теплоизоляции. Тем не менее, более низкая стоимость и более широкая коммерческая доступность двигателей с внутренним сжигателем воздушного охлаждения для заданной ёмкости или для требований относительно минимальных размеров могут сыграть свою роль в пользу выбора таких двигателей. В приложениях, где существует спрос или необходимость в значительных количествах энергии, превышающих требуемые для работы системы переработки углеводородного газа, могут быть предпочтительными двигатели высокого давления, имеющие авиационный дизайн, из-за их улучшенной способности вырабатывать дополнительную энергию.
Несмотря на то, что описаны и показаны предпочтительные выполнения изобретения, подразумевается, что в них могут быть внесены изменения и модификации, такие как предложенные здесь или другие, попадающие в объём настоящего изобретения.

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ переработки более лёгкого углеводородного газа в более тяжёлые углеводороды, включающий в себя:
    а) осуществление реакции подаваемого воздуха и более лёгкого подаваемого углеводородного газа для получения синтетического газа, содержащего водород и моноксид углерода;
    б) реагирование упомянутого синтетического газа в присутствии катализатора углеводородного синтеза для получения более тяжёлых углеводородов, сопутствующего газа и воды;
    в) сжигание упомянутого сопутствующего газа для получения газа сгорания;
    г) выработку механической энергии упомянутым газом сгорания; и
    д) сжатие упомянутого подаваемого воздуха за счет упомянутой механической энергии.
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя нагревание упомянутой воды упомянутым синтетическим газом для получения рабочего пара.
  3. 3. Способ по п.2, в котором упомянутый сопутствующий газ сжигается с частью упомянутого рабочего пара.
  4. 4. Способ по п.2, в котором упомянутый подаваемый воздух и упомянутый более лёгкий подаваемый углеводородный газ реагируют с частью упомянутого рабочего пара для получения упомянутого синтетического газа.
  5. 5. Способ по п. 1, в котором упомянутый сопутствующий газ сжигается с частью упомянутого подаваемого воздуха.
  6. 6. Способ по п. 1, далее включающий в себя нагрев упомянутого сопутствующего газа упомянутым синтетическим газом.
  7. 7. Способ по п. 1, далее включающий в себя нагрев упомянутого более лёгкого подаваемого углеводородного газа упомянутым синтетическим газом.
  8. 8. Способ по п. 1, далее включающий в себя выработку электрической энергии за счёт упомянутой механической энергии.
  9. 9. Устройство для переработки более лёгкого углеводородного газа в более тяжёлые углеводороды, содержащее:
    а) реактор газового реформера, имеющий впуск подаваемого газа для приёма газообразной смеси, содержащей подаваемый воздух, более лёгкий подаваемый углеводородный газ и рабочий пар, и имеющий выпуск синтетического газа для вывода синтетического газа, содержащего водород и моноксид углерода, сформированные в реакции упомянутой газообразной смеси в упомянутом реакторе газового реформера;
    б) реактор углеводородного синтеза, содержащий катализатор углеводородного синтеза, имеющий впуск синтетического газа для приёма упомянутого синтетического газа, и имеющий выпуск потока продукта для вывода потока продукта, содержащего более тяжёлые углеводороды, сопутствующий газ и воду, сформированные в реакции упомянутого синтетического газа в упомянутом реакторе углеводородного синтеза;
    в) сжигатель, имеющий впуск сопутствующего газа для приёма упомянутого сопутствующего газа и имеющий выпуск газа сгорания для вывода газа сгорания, сформированного сжиганием упомянутого сопутствующего газа в упомянутом сжигателе;
    г) энерготурбину, имеющую впуск газа сгорания для приведения в действие упомянутой энерготурбины, причём упомянутая энерготурбина приводит во вращение приводной вал; и
    д) воздушный компрессор, соединённый с упомянутым приводным валом для приведения во вращение упомянутого воздушного компрессора и сжатия упомянутого подаваемого воздуха.
  10. 10. Устройство по п.9, далее содержащее водяной теплообменник для нагрева упомянутой воды упомянутым синтетическим газом для получения упомянутого рабочего пара.
  11. 11. Устройство по п.9, в котором упомянутый сжигатель имеет впуск рабочего пара для приёма части упомянутого рабочего пара.
  12. 12. Устройство по п.9, в котором упомянутый сжигатель имеет горелочную установку для смешивания части упомянутого подаваемого воздуха с упомянутым сопутствующим газом.
  13. 13. Устройство по п.9, далее содержащее теплообменник сопутствующего газа для нагрева упомянутого сопутствующего газа упомянутым синтетическим газом.
  14. 14. Устройство по п.9, далее содержащее теплообменник подаваемого углеводородного газа для нагрева упомянутого подаваемого углеводородного газа упомянутым синтетическим газом.
  15. 15. Устройство по п.9, далее содержащее вторую энерготурбину, расположенную последовательно с упомянутой первой энерготурбиной и имеющую второй впуск газа сгорания, сообщающийся с первым выпуском газа сгорания для приведения в действие упомянутой второй энерготурбины.
EA199800445A 1996-02-13 1996-11-22 Система преобразования газообразного углеводорода и устройство для производства синтетического жидкого углеводорода EA000504B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/600,565 US5733941A (en) 1996-02-13 1996-02-13 Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid
PCT/US1996/018751 WO1997030011A1 (en) 1996-02-13 1996-11-22 Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA199800445A1 EA199800445A1 (ru) 1999-02-25
EA000504B1 true EA000504B1 (ru) 1999-10-28

Family

ID=24404107

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA199800445A EA000504B1 (ru) 1996-02-13 1996-11-22 Система преобразования газообразного углеводорода и устройство для производства синтетического жидкого углеводорода

Country Status (12)

Country Link
US (1) US5733941A (ru)
EP (1) EP0912472A1 (ru)
CN (1) CN1209112A (ru)
AU (1) AU1058697A (ru)
CA (1) CA2240320C (ru)
EA (1) EA000504B1 (ru)
ID (1) ID15934A (ru)
MX (1) MX9805335A (ru)
MY (1) MY133646A (ru)
NO (1) NO983694L (ru)
PE (1) PE6698A1 (ru)
WO (1) WO1997030011A1 (ru)

Families Citing this family (61)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6187226B1 (en) 1995-03-14 2001-02-13 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Thermal device and method for production of carbon monoxide and hydrogen by thermal dissociation of hydrocarbon gases
US7576296B2 (en) 1995-03-14 2009-08-18 Battelle Energy Alliance, Llc Thermal synthesis apparatus
US6821500B2 (en) * 1995-03-14 2004-11-23 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Thermal synthesis apparatus and process
BR9709857A (pt) * 1996-06-21 2002-05-21 Syntroleum Corp processo e sistema de produção de gás de sìntese
MY118075A (en) 1996-07-09 2004-08-30 Syntroleum Corp Process for converting gas to liquids
US5950732A (en) 1997-04-02 1999-09-14 Syntroleum Corporation System and method for hydrate recovery
WO1999019277A1 (en) 1997-10-10 1999-04-22 Syntroleum Corporation System and method for converting light hydrocarbons to heavier hydrocarbons with separation of water into oxygen and hydrogen
AU1280299A (en) * 1997-10-28 1999-05-17 University Of Kansas, The Blended compression-ignition fuel containing light synthetic crude and blending stock
AU762733B2 (en) * 1999-03-30 2003-07-03 Syntroleum Corporation System and method for converting light hydrocarbons into heavier hydrocarbons with a plurality of synthesis gas subsystems
US6641625B1 (en) 1999-05-03 2003-11-04 Nuvera Fuel Cells, Inc. Integrated hydrocarbon reforming system and controls
US6265453B1 (en) * 1999-07-01 2001-07-24 Syntroleum Corporation Hydrocarbon conversion system with enhanced combustor and method
US6248794B1 (en) 1999-08-05 2001-06-19 Atlantic Richfield Company Integrated process for converting hydrocarbon gas to liquids
AU2906401A (en) * 1999-12-21 2001-07-03 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Hydrogen and elemental carbon production from natural gas and other hydrocarbons
WO2001059034A2 (en) * 2000-02-08 2001-08-16 Syntroleum Corporation Multipurpose fuel/additive
EP1156026A1 (en) * 2000-05-19 2001-11-21 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the production of liquid hydrocarbons
US20020006969A1 (en) * 2000-05-30 2002-01-17 O'beck John Timothy System and method for converting light hydrocarbons into heavier hydrocarbons and for treating contaminated water
DE10053778A1 (de) * 2000-10-30 2002-05-08 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Erzeugen eines Wasserstoff (H2) und Kohlenmonoxid (CO)enthaltenden Syngases sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
JP4633330B2 (ja) * 2001-01-10 2011-02-16 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 熱転化軽質製品の製造及び発電方法
US6673845B2 (en) 2001-02-01 2004-01-06 Sasol Technology (Proprietary) Limited Production of hydrocarbon products
US6540023B2 (en) * 2001-03-27 2003-04-01 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for producing a diesel fuel stock from bitumen and synthesis gas
KR20030004434A (ko) * 2001-03-29 2003-01-14 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 가스 하이드레이트 제조 장치 및 가스 하이드레이트 탈수장치
JP5019683B2 (ja) * 2001-08-31 2012-09-05 三菱重工業株式会社 ガスハイドレートスラリーの脱水装置及び脱水方法
MY128179A (en) * 2001-10-05 2007-01-31 Shell Int Research System for power generation in a process producing hydrocarbons
GB0200891D0 (en) * 2002-01-16 2002-03-06 Ici Plc Hydrocarbons
US6743829B2 (en) 2002-01-18 2004-06-01 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
US6794417B2 (en) 2002-06-19 2004-09-21 Syntroleum Corporation System and method for treatment of water and disposal of contaminants produced by converting lighter hydrocarbons into heavier hydrocarbon
US6939999B2 (en) * 2003-02-24 2005-09-06 Syntroleum Corporation Integrated Fischer-Tropsch process with improved alcohol processing capability
US20040176654A1 (en) * 2003-03-07 2004-09-09 Syntroleum Corporation Linear alkylbenzene product and a process for its manufacture
US20050165261A1 (en) * 2003-03-14 2005-07-28 Syntroleum Corporation Synthetic transportation fuel and method for its production
US7168265B2 (en) * 2003-03-27 2007-01-30 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
US6982355B2 (en) * 2003-08-25 2006-01-03 Syntroleum Corporation Integrated Fischer-Tropsch process for production of linear and branched alcohols and olefins
GB0405786D0 (en) * 2004-03-16 2004-04-21 Accentus Plc Processing natural gas to form longer-chain hydrocarbons
US7354561B2 (en) * 2004-11-17 2008-04-08 Battelle Energy Alliance, Llc Chemical reactor and method for chemically converting a first material into a second material
CN100383095C (zh) * 2005-06-21 2008-04-23 上海兖矿能源科技研发有限公司 一种利用流化床反应器进行费托合成的方法
AU2006271759B2 (en) * 2005-07-20 2009-10-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Integrated process for producing hydrocarbons
KR100989756B1 (ko) * 2005-12-14 2010-10-26 신닛떼쯔 엔지니어링 가부시끼가이샤 기포탑형 피셔ㆍ트롭쉬 합성 슬러리상 반응 방법 및 장치
US20070259973A1 (en) * 2006-05-03 2007-11-08 Syntroleum Corporation Optimized hydrocarbon synthesis process
US20080021118A1 (en) * 2006-07-21 2008-01-24 Syntroleum Corporation Hydrocarbon recovery in the fischer-tropsch process
EP1927641A1 (en) * 2006-11-21 2008-06-04 Evonik Degussa GmbH Process for the regeneration of a Fischer Tropsch catalyst
US8256243B2 (en) * 2006-12-16 2012-09-04 Kellogg Brown & Root Llc Integrated olefin recovery process
EP1944268A1 (en) * 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
US20080260631A1 (en) * 2007-04-18 2008-10-23 H2Gen Innovations, Inc. Hydrogen production process
US8677762B2 (en) 2007-09-14 2014-03-25 Haldor Topsoe A/S Combined production of hydrocarbons and electrical power
US20090173080A1 (en) * 2008-01-07 2009-07-09 Paul Steven Wallace Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US8528343B2 (en) * 2008-01-07 2013-09-10 General Electric Company Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US20090173081A1 (en) * 2008-01-07 2009-07-09 Paul Steven Wallace Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
JP5367411B2 (ja) * 2009-02-27 2013-12-11 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 Ｆｔガス成分からの炭化水素回収方法及び炭化水素回収装置
US8591821B2 (en) 2009-04-23 2013-11-26 Battelle Energy Alliance, Llc Combustion flame-plasma hybrid reactor systems, and chemical reactant sources
US20130269631A1 (en) * 2010-12-21 2013-10-17 Inbicon A/S Steam Delivery System for Biomass Processing
US8882493B2 (en) * 2011-03-17 2014-11-11 Nexterra Systems Corp. Control of syngas temperature using a booster burner
CA2832887A1 (en) 2011-04-11 2012-10-18 ADA-ES, Inc. Fluidized bed method and system for gas component capture
WO2013070825A1 (en) * 2011-11-08 2013-05-16 Midrex Technologies, Inc. Systems and methods for the use of fischer-tropsch tail gas in a gas to liquid process
US9163179B2 (en) 2011-12-21 2015-10-20 Res Usa, Llc System and method for production of Fischer-Tropsch synthesis products and power
US9096803B2 (en) * 2012-03-30 2015-08-04 General Electric Company Systems and methods for converting gases to liquids
CN102730637B (zh) 2012-07-17 2014-12-10 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 低碳排放的费托合成尾气综合利用工艺
CN104812467B (zh) 2012-09-20 2017-05-17 Ada-Es股份有限公司 用于恢复被热稳定盐污染的吸附剂上的功能位置的方法和系统
US9784182B2 (en) * 2013-03-08 2017-10-10 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
CA2946599A1 (en) * 2014-05-09 2015-11-12 Siluria Technologies, Inc. Fischer-tropsch based gas to liquids systems and methods
DE102014007001B4 (de) * 2014-05-13 2020-08-06 Caphenia Gmbh Verfahren und Anlage zur Herstellung von H2-reichem Synthesegas
FR3055923B1 (fr) 2016-09-09 2022-05-20 Eric Bernard Dupont Systeme mecanique de production d'energie mecanique a partir d'azote liquide et procede correspondant
US11220473B1 (en) 2021-02-19 2022-01-11 Emerging Fuels Technology, Inc. Integrated GTL process

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2660032A (en) * 1947-10-04 1953-11-24 Rosenthal Henry Gas turbine cycle employing secondary fuel as a coolant
US2552308A (en) * 1949-06-16 1951-05-08 Standard Oil Dev Co Low-pressure hydrocarbon synthesis process
US2686195A (en) * 1949-12-10 1954-08-10 Standard Oil Dev Co Hydrocarbon synthesis
US3866411A (en) * 1973-12-27 1975-02-18 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel and recirculated flue gases
US3868817A (en) * 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US3920579A (en) * 1974-04-24 1975-11-18 Texaco Inc Synthesis gas production by partial oxidation
DE2425939C2 (de) * 1974-05-30 1982-11-18 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zum Betreiben eines Kraftwerkes
US3986349A (en) * 1975-09-15 1976-10-19 Chevron Research Company Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis
US4075831A (en) * 1976-10-27 1978-02-28 Texaco Inc. Process for production of purified and humidified fuel gas
US4074981A (en) * 1976-12-10 1978-02-21 Texaco Inc. Partial oxidation process
US4132065A (en) * 1977-03-28 1979-01-02 Texaco Inc. Production of H2 and co-containing gas stream and power
US4121912A (en) * 1977-05-02 1978-10-24 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US4338292A (en) * 1980-12-08 1982-07-06 Texaco Inc. Production of hydrogen-rich gas
US4434613A (en) * 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production
EP0103914B1 (en) * 1982-08-26 1988-01-07 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the generation of power and the preparation of liquid hydrocarbons
GB8309359D0 (en) * 1983-04-06 1983-05-11 Ici Plc Synthesis gas
US4732092A (en) * 1985-09-30 1988-03-22 G.G.C., Inc. Pyrolysis and combustion apparatus
US4973453A (en) * 1988-02-05 1990-11-27 Gtg, Inc. Apparatus for the production of heavier hydrocarbons from gaseous light hydrocarbons
US4833170A (en) * 1988-02-05 1989-05-23 Gtg, Inc. Process and apparatus for the production of heavier hydrocarbons from gaseous light hydrocarbons
US4946477A (en) * 1988-04-07 1990-08-07 Air Products And Chemicals, Inc. IGCC process with combined methanol synthesis/water gas shift for methanol and electrical power production
US5026934A (en) * 1990-02-12 1991-06-25 Lyondell Petrochemical Company Method for converting light hydrocarbons to olefins, gasoline and methanol
US5177114A (en) * 1990-04-11 1993-01-05 Starchem Inc. Process for recovering natural gas in the form of a normally liquid carbon containing compound
FR2681131A1 (fr) * 1991-09-11 1993-03-12 Air Liquide Procede et installation de production de monoxyde de carbone et d'hydrogene.
US5245110A (en) * 1991-09-19 1993-09-14 Starchem, Inc. Process for producing and utilizing an oxygen enriched gas
BR9708158A (pt) * 1996-03-11 2000-01-04 Syntroleum Corp Processo e sistema para a sìntese de gás acionado por turbina.

Also Published As

Publication number Publication date
MY133646A (en) 2007-11-30
PE6698A1 (es) 1998-03-02
EP0912472A4 (ru) 1999-05-06
WO1997030011A1 (en) 1997-08-21
US5733941A (en) 1998-03-31
NO983694D0 (no) 1998-08-12
ID15934A (id) 1997-08-21
NO983694L (no) 1998-08-12
CA2240320A1 (en) 1997-08-21
EA199800445A1 (ru) 1999-02-25
AU1058697A (en) 1997-09-02
CA2240320C (en) 2003-12-16
CN1209112A (zh) 1999-02-24
EP0912472A1 (en) 1999-05-06
MX9805335A (es) 1998-10-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA000504B1 (ru) Система преобразования газообразного углеводорода и устройство для производства синтетического жидкого углеводорода
US6130259A (en) Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid
RU2207975C2 (ru) Сжигание углеводородного газа для получения реформированного газа
US6734331B2 (en) Process for producing olefins and diolefins
US8152874B2 (en) Systems and methods for integration of gasification and reforming processes
US6201029B1 (en) Staged combustion of a low heating value fuel gas for driving a gas turbine
US4121912A (en) Partial oxidation process with production of power
RU2085754C1 (ru) Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления
US4099382A (en) By-product superheated steam from the partial oxidation process
US5669216A (en) Process and device for generating mechanical energy
NO311190B1 (no) Fremgangsmåte for partiell oksidasjonsprosess for kraftproduksjon
EA001466B1 (ru) Система и способ выработки синтез-газа
US4178758A (en) Partial oxidation process
US9273607B2 (en) Generating power using an ion transport membrane
US5255504A (en) Electrical power generation
WO2007094702A1 (fr) Procédé de production de gaz de synthèse dans une installation comprenant un moteur à combustion interne de type à compression
EP0009524B1 (en) Process for the production of gas mixtures containing co and h2 by the partial oxidation of hydrocarbonaceous fuel with generation of power by expansion in a turbine
US20230114999A1 (en) Method and apparatus for production of hydrogen using rotary generated thermal energy
JPS6142759B2 (ru)
WO2023167922A1 (en) Electric power co-generation for chemical and physical processes with steam utilization
CA1107965A (en) Partial oxidation process with production of power
GB2075125A (en) Method of driving a rotary machine
MXPA99006742A (en) Combusting a hydrocarbon gas to produce a reformed gas
GB1569079A (en) Partial oxidation process

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU