EA000838B1 - Способ конверсии газа в жидкость - Google Patents

Способ конверсии газа в жидкость Download PDF

Info

Publication number
EA000838B1
EA000838B1 EA199900038A EA199900038A EA000838B1 EA 000838 B1 EA000838 B1 EA 000838B1 EA 199900038 A EA199900038 A EA 199900038A EA 199900038 A EA199900038 A EA 199900038A EA 000838 B1 EA000838 B1 EA 000838B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
air
steam
compressed
turbine
Prior art date
Application number
EA199900038A
Other languages
English (en)
Other versions
EA199900038A1 (ru
Inventor
Джон Р. Волфлик
Гари Л. Бир
Ричард Л. Пэин
Original Assignee
Синтролеум Корпорейшн
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 Синтролеум Корпорейшн filed Critical Синтролеум Корпорейшн
Publication of EA199900038A1 publication Critical patent/EA199900038A1/ru
Publication of EA000838B1 publication Critical patent/EA000838B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • 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
    • C07C1/0485—Set-up of reactors or accessories; Multi-step 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
    • C01B2203/14—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
    • C01B2203/80—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
    • 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
    • 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
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Description

Настоящее изобретение имеет отношение к созданию способа конверсии газов в жидкости и в соответствии с одним из своих аспектов связано с созданием высокоэффективного способа конверсии газообразного углеводорода (например, метана) в жидкий углеводород (например, бензин, дистилляты и т. п.), который включает в себя усовершенствованные операции для получения требующегося технологического воздуха, причем в соответствии с этим способом теплота отходящих газов и хвостовые фракции газа эффективно используются для нужд самого процесса и/или для генерирования дополнительной мощности.
Давно признана желательность конверсии легких газообразных углеводородов (например, природного газа) в жидкости (например, в метанол, бензины, дистилляты и др.). Вероятно, наиболее известным способом для осуществления такого вида конверсии является такой способ, при котором природный газ сначала пропускают через автотермический конвертор (ATR) для осуществления конверсии природного газа в синтетический газ (синтез-газ), то есть в газ, который содержит оксид углерода (СО) и водород (Н2). После этого синтез-газ направляют в реактор типа Фишера-Тропша, загруженный соответствующим катализатором, в котором, в свою очередь, синтез-газ конвертируют в соответствующий продукт (например, в метанол, бензины, дистилляты и др.), в зависимости от типа катализатора и рабочих условий внутри реактора. Такие промышленные процессы хорошо известны; например, процессы ФишераТропша (F-T) этого типа описаны в патентах США № 1,798,288; 2,500,533; 2,552,308;
4,579,985; и 4,973,453.
Несмотря на то, что базовые процессы с некоторых пор уже известны, непрерывно предпринимаются усилия для повышения их эффективности, чтобы повысить их коммерческую привлекательность. Например, когда это возможно, используют воздух вместо кислорода в качестве реагента в ступени ATR, так как воздух, что совершено очевидно, является более дешевым и легко доступным по сравнению с чистым кислородом; см., например, патенты США № 2,500,533; 2,552,308; и др. Кроме того, идет непрерывный поиск наилучшего катализатора для использования в F-T реакторе, см., например, патенты США № 4,522,939; 4,755,536; и др. Большое значение придается также усовершенствованиям различных элементов (например, конвертора частичного окисления), используемых при протекании процесса, в попытках оптимизации процесса для коммерческого использования (см., например, патенты США № 3,549,335; 4,778,826).
Другим очень важным соображением при коммерциализации процессов такого типа является максимальное использование тепла, которое в противном случае было бы потеряно, и отходящих газов, которые используются для нужд самого процесса и/или для генерирования дополнительной энергии (то есть теплоты и/или механической мощности), которая, в свою очередь, может поступать на продажу или же может быть использована в других применениях. Например, (а) энергия может генерироваться за счет проведения реакции отходящего газа в топливной ячейке, см. патент США № 4,048,250; (b) сухой газ или хвостовая фракция газа может быть использован для выработки тепла, используемого в самом процессе, см. патент США № 4,048,250; (с) полученная от газовой турбины теплота, которую при протекании процесса используют для нагрева как сжатого, так и технологического воздуха, а также для привода электрического генератора, может быть использована в ATR, см. патент США № 4,315,983; и (d) теплота, которая получена от продукта после его пропускания через конвертор (реформингустановку), может быть использована для генерирования отдельного потока перегретого пара, причем синтез-газ может быть расширен в турбине для рекуперации механической энергии, см. патент США № 4,074,991. Несмотря на то, что каждый из этих подходов вносит вклад в повышение операционной эффективности полного процесса преобразования, многое еще может быть сделано для оптимизации процесса, чтобы сделать его более приемлемым с коммерческой точки зрения.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ конверсии газообразного углеводорода (например, природного газа) в синтез-таз, который, в свою очередь, конвертируют в жидкий углеводородный продукт, причем существенный объем теплоты, генерируемой при протекании процесса, улавливается для использования в самом процессе или для превращения в механическую энергию. Кроме того, хвостовая фракция газа, генерируемая при протекании процесса, используется в качестве топлива для газовой турбины, применяемой для питания компрессоров, которые, в свою очередь, использованы для сжатия технологического воздуха. За счет использования хвостовой фракции газа в качестве топлива для газовой турбины меньший объем сжатого воздуха, предназначенного для ввода в зону горения, может быть использован для охлаждения продуктов горения, вытекающих из камеры сгорания турбины; вместо этого сжатый воздух может быть использован для образования части технологического воздуха, требующегося для протекания процесса. Это позволяет экономить от 20 до 30 % мощности, которая в противном случае могла бы потребоваться для осуществления сжатия всего объема технологического воздуха, требующегося для протекания процесса.
Более конкретно, в соответствии с настоящим изобретением предлагается способ конверсии исходного газообразного углеводорода в жидкий углеводород, в соответствии с которым необходимый для протекания процесса технологический воздух сжимают в компрессорном блоке, приводимом в действие при помощи газовой турбины, причем газовая турбина имеет компрессорную секцию, камеру сгорания и турбинную секцию. В компрессорной секции происходит сжатие технологического воздуха, первая часть (порция) которого поступает в камеру сгорания, где перемешивается с хвостовой фракцией газа, которая, в свою очередь, получена (рекуперирована) из самого процесса.
Типичная рекуперированная из настоящего процесса хвостовая фракция газа содержит метан, оксид углерода, диоксид углерода, водород, азот, а также другие легкие углеводороды (например, С2-С4), которые горят в более холодном состоянии, чем топливо с высоким показателем BTU (британская тепловая единица), такое как природный газ, так что в результате получают продукты горения с более низкими температурами. Это позволяет использовать существенно меньшую вторую порцию сжатого воздуха, поступающего в зону горения для охлаждения такого же объема продуктов горения до температуры, которая требуется для безопасной работы турбинной секции газовой турбины. За счет использования меньшего объема сжатого воздуха для охлаждения, существенная оставшаяся порция (например, от 30 до 40 % исходного объема) сжатого воздуха от указанной компрессорной секции может быть введена непосредственно в сам процесс для образования порции технологического воздуха, требующегося для протекания настоящего процесса.
После сжатия технологического воздуха его перемешивают с паром и нагревают в подогревателе ранее пропускания смеси через автотермический конверторный блок (ATR). Исходный газообразный углеводород (например, метан) также перемешивают с паром и нагревают в подогревателе (в качестве топлива в подогревателе по возможности используют хвостовую фракцию газа из процесса) перед пропусканием этой смеси через ATR, где она перемешивается со смесью технологического воздуха и пара в присутствии катализатора с образованием синтез-газа, который, в свою очередь, содержит азот, оксид углерода и водород. Теплота отбирается от синтез-газа и «используется для производства пара, часть которого перемешивают как с технологическим воздухом, так и с исходным газом.
После этого синтез-газ пропускают над слоем катализатора в реакторе Фишера-Тропша, чтобы осуществить конверсию по меньшей мере части этого синтез-газа в жидкий углеводород. Из реактора при конверсии синтез-газа в жидкий углеводород также улавливают теплоту, которая может быть использована для производства пара, необходимого для протекания настоящего процесса. Продукты из реактора подают в разделительную секцию, где не конвертированный синтез-газ отделяют от жидкого углеводорода. Этот не конвертированный синтез-газ и побочные продукты (метан, С2-С4, оксид углерода, диоксид углерода) образуют хвостовую фракцию газа, которую при протекании процесса используют как топливо. Кроме того, по меньшей мере часть хвостовой фракции газа может быть расширена в турбине для получения механической энергии.
Указанные ранее и другие характеристики изобретения (конструктивное выполнение и работа элементов, а также очевидные преимущества изобретения) будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых одинаковые позиционные обозначения относятся к аналогичным узлам.
На фиг. 1 схематично показана объединенная система для конверсии газа, предназначенная для осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2 схематично показана работа газовой турбины в соответствии с известным состоянием техники.
На фиг. 3 схематично показана работа газовой турбины в соответствии с «настоящим изобретением.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 1, на которой схематично показана блок-схема системы 1 0, которая может быть использована для осуществления способа конверсии (газа) в соответствии с настоящим изобретением. Везде в последующем описании даны примерные значения температур и давлений на соответствующих стадиях способа, осуществляемого в соответствии с настоящим изобретением. Однако следует иметь в виду, что эти температуры и давления являются только примером ожидаемых условий в системе 1 0, а истинные значения для какого-либо конкретного процесса могут отличаться от указанных значений, что не выходит за рамки настоящего изобретения. Указанные условия относятся к случаю типичного способа в соответствии с настоящим изобретением, когда в день производится обработка 52, 1 миллионов стандартных кубических футов исходного газа (например, природного газа).
Система 1 0 содержит стандартную газовую турбину 11 (например, мощностью 32 500 л. с.), которая обеспечивает мощность для получения сжатого воздуха, необходимого для протекания настоящего процесса. Специалисты в данной области знают, что газовая турбина 11 содержит компрессорную секцию 1 2, секцию камеры сгорания 1 3 и турбинную секцию 1 4, которая, в свою очередь, содержит первичный выходной вал 1 5 для привода компрессоров технологического воздуха и вторичный вал 15а, который служит для привода компрессорной секции 1 2.
Как это лучше всего видно на фиг. 2, в известных турбинах данного типа воздух поступает на компрессорную секцию 12 газовой турбины 11 через впускное отверстие 16 ориентировочно при атмосферных условиях (например, давление 14,7 psi (фунтов на кв. дюйм) и температура 80°F и сжимается до того, как его подают в камеру сгорания 13 по линии 17. Часть воздуха подают в камеру сгорания 13 по линии 17а, где он смешивается с топливом, поступающим по линии 18а, имеющим высокий показатель BTU, а затем смесь сжигают, чтобы получить горячий газ.
Специалистам в данной области известно, что когда топливо с высоким показателем BTU, такое как природный газ, сгорает стехиометрически в обычной камере сгорания в газовой турбине данного типа, то результирующие газы имеют очень высокую температуру (например, 2800°F), причем эти газы являются слишком горячими для осуществления расширения в турбинной секции 1 4, так как могут привести к ее серьезному повреждению. Поэтому остальной имеющийся в линии 1 7 воздух, поступающий от компрессорной секции 1 2 (то есть воздух охлаждения), пропускают по линии 17b через тепло обменник в камере сгорания 1 3 для того, чтобы продукты сгорания, выходящие из камеры сгорания 13, имели температуру (например, 1800°F), которая позволяла бы безопасно использовать их в турбинной секции 14. Воздух охлаждения в линии 1 7b перемешивается с продуктами горения в линии 19, после чего смесь расширяется в турбинной секции 1 4 и приводит во вращение валы 15, 15а.
В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, предлагается существенное сокращение объема воздуха, необходимого для охлаждения продуктов горения ориентировочно до той же самой температуры, что и раньше (например, 1800°F), так что только часть (например, около 60-70%) сжатого воздуха для горения-охлаждения будет использоваться теперь для перемешивания с топливом и для охлаждения продуктов горения. Это достигается за счет использования в качестве топлива хвостовой фракции газа, получаемой в настоящем процессе, вместо топлива с высоким показателем BTU, такого как метан. Хвостовая фракция газа, которая содержит метан, другие легкие углеводороды, оксид углерода, диоксид углерода, водород и существенные объемы азота, создает такие же количества продуктов горения, но при существенно более низкой температуре (например, 2100°F); следовательно, требуется меньшее охлаждение для понижения температуры газа до допустимой (например, 1800°F) по условиям безопасной работы турбинной секции 14.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 3, на которой показано, что сжатый воздух из секции 1 2 поступает в камеру сгорания 1 3 по линии
7 а, где он смешивается с топливом, подводимым по линии 18, причем по линии 17b производится охлаждение продуктов горения из камеры сгорания 1 3 аналогично описанному ранее. Топливом в линии 18 также является хвостовая фракция газов, которая получена в системе 1 0, о чем речь впереди. Остаток сжатого воздуха горения-охлаждения (например, ориентировочно 30-40% всего потока), который не нужен для осуществления горения-охлаждения, подается по линии 1 7с непосредственно на блок 20 сжатия технологического воздуха, который, в свою очередь, содержит одну или несколько ступеней сжатия 21 (на фиг. 1 показаны четыре ступени).
Первичный технологический воздух поступает на компрессорный блок 20 при условиях окружающей среды через впускное отверстие 20а. За счет использования части сжатого воздуха горения-охлаждения от компрессорной секции 1 2, который не является необходимым для осуществления горения/охлаждения в турбине 11 и может служить частью технологического воздуха, необходимого для проведения настоящего процесса, мощность, необходимая для работы компрессорного блока 20, может быть снижена на 20-30 % по сравнению с той, которая без этого могла бы потребоваться.
Как и ранее, продукты горения из камеры сгорания 1 3 расширяются в силовой турбинной секции 1 4 и приводят в действие турбину, которая, в свою очередь, приводит в действие как компрессорную секцию 1 2 турбины 11 при помощи вала 15а, так и все компрессорные ступени 21 блока 20 при помощи выходного вала 15, что само по себе известно. Выхлопные газы от турбины 1 4, в свою очередь, проходят через теплообменник 22, в котором существенные объемы теплоты (например, до 93 MMBTU в час) могут быть использованы для нагревания воды в линии 23, в результате чего получают пар, который может быть использован при протекании процесса или для других применений (не показаны).
Сжатый технологический воздух (например, под давлением около 600 psia и при температуре 328°F) покидает компрессорный блок 20 по линии 25 и перемешивается с перегретым паром (например, под давлением около 1200 psia и при температуре 900°F), поступающим по линии 24. Смесь воздух/пар дополнительно подогревают в печи 26 (которая также может получать топливо в виде хвостовой фракции газа из процесса) ориентировочно до 1 000°F, причем смесь находится под давлением около 595 psia перед тем, как эта смесь технологический воздух/пар поступает на автотермический конверторный блок (ATR) 27. Исходный газ (например, природный газ под давлением около 61 0 psi и при температуре 100°F), поступает через впускное отверстие линии 28 и затем (а) нагревается в печи 26, (b) проходит через устройства уда7 ления сульфида водорода 29 (на фиг. 1 показаны 2 таких устройства), и (с) повторно нагревается в печи 26 до достижения температуры около 1000°F и давления около 595 psia перед тем, как этот газ поступает на ATR 27 по линии 28.
Как это хорошо известно специалистам, конвертор ATR 27 может иметь различную конструкцию, однако обычно он содержит резервуар, в котором находится катализатор конверсии (например, катализатор, содержащий никель), способствующий конверсии смеси воздух/пар/ природный газ в синтез-газ (то есть СО и Н2); например, см. патент США № 4,973,453. Синтез-газ совместно с азотом и не вступившими в реакцию легкими углеводородами выходит из ATR 27 через выпускное отверстие 30 под давлением около 590 psi и при температуре 1806°F и поступает на охлаждение (а) в теплообменниках 31 и 32 до температуры около 600°F и (b) в теплообменнике 33 до температуры около 336°F и (с) в охладителе 34 до температуры около 100°F (опцион), после чего подается на сепаратор 35, сконденсированная вода из которого удаляется через выпуск 36.
Затем из сепаратора 35 синтез-газ через теплообменник 33 поступает в линию 36, где он нагревается ориентировочно до 415°F (при давлении 565 psia), после чего подается на реактор Фишера-Тропша (F-T) 37. Реакторы F-T такого типа также хорошо известны специалистам и в основном включают в себя резервуар, в котором находится соответствующий катализатор (например, катализатор, содержащий кобальт). Известны различные катализаторы, которые могут быть использованы для конверсии синтезгаза в зависимости от желаемого конечного продукта; см., например, патенты США № 4,579,985 и 4,579,986.
Продукт (под давлением около 535 psia и при температуре 415°F) вытекает из реактора FT 37 через два отдельных выпускных отверстия 38, 39. Продукт, вытекающий через выпускное отверстие 38, прежде всего охлаждается в теплообменнике 40 ориентировочно до 309°F, а затем в охладителе 41 до температуры около 100°F, после чего он поступает в первый сепаратор 42а в первом ряду сепараторов 42a-d в сепараторной секции 42. Линейка сепараторов служит для ступенчатого снижения давления продукта ориентировочно от 525 psia до 15 psia, после чего продукт через выпускную линию 43 направляется на дальнейшую переработку (например, на гидрокрекинг) или для другого использования. Хвостовую фракцию газа (несконденсированные легкие углеводороды, азот и пр.) отводят из первого сепаратора 42а под давлением около 520 psia по линии 44 и пропускают через теплообменник 40 для повышения температуры хвостовой фракции газа ориентировочно до 350°F, при охлаждения продукта в линии 38. В некоторых случаях применения хвостовая фракция газа может быть расширена при помощи силовой турбины 45 для снижения ее давления и для рекуперации механической мощности, которая может быть использована для привода электрического генератора 46 или для других целей. Сконденсированная вода удаляется из сепаратора 42а по линии 50.
Хвостовую фракцию газа также отводят из второго сепаратора 42b по линии 46' и комбинируют с хвостовой фракцией газа в линии 44. Полученная хвостовая фракция газа все еще имеет хороший показатель BTU и может быть использована в качестве топлива для нужд процесса; например, как топливо для камеры сгорания 1 3 в турбине 11 (пунктирная линия 44а, линия 18) или для печи 26 (пунктирная линия 44Ь), а также для других целей. Остаток хвостовой фракции газа в линии 44 может быть использован для собственных нужд предприятия или для продажи, в зависимости от конкретной обстановки. Любой газ, остающийся в продукте после достижения сепараторов 42с, 42d имеет слишком низкое давление, что не позволяет использовать его как топливо при протекании процесса, поэтому он отводится по линии 47 для сжигания в факеле 48 или для другого аналогичного удаления.
Продукт в другой выпускной линии 39 поступает в первый сепаратор 42е во втором ряду сепараторов 42e-g в сепараторной секции 42 для ступенчатого снижения давления, после чего продукт по линии 55 поступает на хранение. Любой газ, который отделяется от продукта в сепараторах 42e-g, направляется к соответствующим сепараторам первого ряда по линиям 52 и обрабатывается надлежащим образом. Отделенная от продукта в сепараторе 42е вода удаляется по линии 53 и комбинируется с водой в линии 50, после чего поступает на сброс через выпуск 56.
В соответствии с настоящим изобретением теплоту рекуперируют и используют почти во всех ступенях системы, причем предусмотрены две сервисные петли для выработки пара и рекуперации избытка энергии из системы в ходе протекания процесса. Вновь обратимся к фиг. 1 , на которой показано, что вода для нагрева поступает под высоким давлением (например, около 1 200 psia) в первую сервисную петлю 60 через впуск свежей воды 61 и ее температура повышается ориентировочно до 350°F, когда она проходит через теплообменник 62.
Часть потока нагретой воды отбирают из линии 60 по линии 63 и пропускают через теплообменники 31 и 32 для рекуперации теплоты от продукта, выходящего из ATR 27, в результате чего температура воды (теперь находящейся в виде перегретого пара) повышается ориентировочно до 900°F, после чего она возвращается в линию 60. Часть перегретого пара может быть направлена (а) по линии 24 для смешивания со сжатым технологическим воздухом в линии 25 и (b) по линии 28а для нагрева исходного газа в линии 28.
Остальную часть нагретой воды пропускают через бойлер 64 и пароперегреватель 65 в линии 60 (которые могут получать как топливо хвостовую фракцию газа) для повышения ее температуры ориентировочно до 900°F, после чего она поступает на рекомбинацию с паром из линии 63, который находится при той же температуре и давлении. Затем пар расширяют в турбине 66 для преобразования рекуперированной теплоты в полезную механическую мощность (например, для привода электрического генератора 67 или для других аналогичных целей).
Во вторую сервисную петлю 70 свежая вода поступает через впуск 71. По линии 72 вода при температуре около 390°F втекает в F-T реактор 37, а по линии 73 вытекает из него при температуре около 415°F. После этого воду пропускают через теплообменник 62, в котором рекуперированная из реактора 37 теплота передается воде для нагрева в петле 60, в результате чего повышается полный КПД системы.
Выше была описана система и способ конверсии природного или другого газа в синтезгаз, который, в свою очередь, затем подвергнут конверсии в жидкий углеводородный продукт, в соответствии с которыми большая часть теплоты, генерируемой при протекании процесса, рекуперируется для использования для нужд самого процесса или преобразуется в механическую энергию. Кроме того, хвостовая фракция газа, получаемая при протекании процесса, используется в качестве первичного топлива, необходимого для протекания процесса. Более того, турбина, которая использована для сжатия технологического воздуха, сама применяется для создания части требуемого технологического воздуха.

Claims (9)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ конверсии газообразного углеводорода в жидкий углеводород с использованием газовой турбины для привода компрессорного блока, который обеспечивает сжатие воздуха, который, в свою очередь, перемешивают с газообразным углеводородом и паром и пропускают через первый реактор с первым катализатором для получения синтез-газа, который пропускают через второй реактор со вторым катализатором для получения указанного жидкого углеводорода и хвостовой фракции газа; причем указанная газовая турбина содержит компрессорную секцию, камеру сгорания и турбинную секцию, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
    сжатие воздуха в компрессорной секции газовой турбины;
    подачу первой порции указанного сжатого воздуха из компрессорной секции газовой турбины в камеру сгорания;
    подачу хвостовой фракции газа, которая рекуперирована из указанного процесса конверсии, как топлива в камеру сгорания для перемешивания с указанной первой порцией сжатого воздуха для осуществления горения в камере сгорания с образованием продуктов горения;
    перемешивание второй порции указанного сжатого воздуха из компрессорной секции газовой турбины с продуктами горения из камеры сгорания газовой турбины для охлаждения указанных продуктов горения ранее расширения указанных продуктов горения в турбинной секции газовой турбины; и подачу остальной порции указанного сжатого воздуха из компрессорной секции газовой турбины непосредственно в первый реактор процесса.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанная остальная порции сжатого воздуха составляет ориентировочно от 30 до 40% полного объема указанного воздуха, сжатого в компрессорной секции газовой турбины.
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанная хвостовая фракция газа, полученного в процессе конверсии, содержит метан, оксид углерода, диоксид углерода, водород и азот.
  4. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что он предусматривает рекуперацию теплоты из указанных продуктов горения после их пропускания через указанную турбинную секцию газовой турбины.
  5. 5. Способ конверсии по Фишеру-Тропшу исходного газообразного углеводорода в жидкий углеводород, который включает в себя следующие операции:
    сжатие технологического воздуха для использования при протекании процесса;
    перемешивание указанного сжатого технологического воздуха с паром для образования смеси технологический воздух/ пар;
    перемешивание смеси сжатого технологического воздуха/ пара с исходным газообразным углеводородом в присутствии катализатора для получения синтез-газа, содержащего оксид углерода и водород;
    рекуперацию теплоты из указанного синтез-газа для использования при протекании процесса;
    пропускание указанного синтез-газа после проведения рекуперации теплоты над катализатором в реакторе для осуществления конверсии, по меньшей мере, части указанного синтез-газа в жидкий углеводород; и рекуперацию теплоты из указанного реактора в процессе конверсии синтез-газа в жидкий углеводород для использования при протекании процесса;
    отличающийся тем, что производят отделение не конвертированного синтез-газа от указанного жидкого углеводорода для создания хвостовой фракции газа, предназначенной для использования при протекании процесса конверсии.
  6. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что он предусматривает перемешивание пара с исходным газообразным углеводородом ранее перемешивания этого газообразного углеводорода с указанной смесью технологический воздух/пар, причем пар, который перемешивают как со сжатым технологическим воздухом, так и с исходным газообразным углеводородом, получают за счет использования теплоты, рекуперированной из указанного синтез-газа.
  7. 7. Способ по п.5, отличающийся тем, что указанный технологический воздух сжимают в компрессорном блоке, в качестве топлива которого используют хвостовую фракцию газа, полученную при протекании процесса конверсии.
  8. 8. Способ по п.5, отличающийся тем, что он предусматривает осуществление нагревания как смеси технологический воздух/пар, так и смеси исходный газ/пар ранее их совместного перемешивания для образования синтез-газа, за счет пропускания обеих указанных смесей через подогреватель, в качестве топлива которого используют хвостовую фракцию газа, полученную при протекании процесса конверсии.
  9. 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что он предусматривает расширение, по меньшей мере, одной порции хвостовой фракции газа при помощи турбины для рекуперации из нее механической энергии.
EA199900038A 1996-07-09 1997-07-09 Способ конверсии газа в жидкость EA000838B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US67940296A 1996-07-09 1996-07-09
PCT/US1997/012242 WO1998001514A1 (en) 1996-07-09 1997-07-09 Process for converting gas to liquids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA199900038A1 EA199900038A1 (ru) 1999-06-24
EA000838B1 true EA000838B1 (ru) 2000-04-24

Family

ID=24726772

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA199900038A EA000838B1 (ru) 1996-07-09 1997-07-09 Способ конверсии газа в жидкость

Country Status (13)

Country Link
US (1) US6172124B1 (ru)
EP (1) EP0910615A1 (ru)
JP (1) JP2001509824A (ru)
AU (1) AU730034C (ru)
BR (1) BR9710349A (ru)
CA (1) CA2256619A1 (ru)
DZ (1) DZ2264A1 (ru)
EA (1) EA000838B1 (ru)
ID (1) ID18182A (ru)
MY (1) MY118075A (ru)
NO (1) NO990077L (ru)
PE (1) PE17599A1 (ru)
WO (1) WO1998001514A1 (ru)

Families Citing this family (69)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DK1105625T3 (da) * 1998-07-13 2004-01-26 Norsk Hydro As Proces til generering af elektrisk energi, damp og carbondioxid på baggrund af carbonhydrid-råmateriale
US6265453B1 (en) 1999-07-01 2001-07-24 Syntroleum Corporation Hydrocarbon conversion system with enhanced combustor and method
US6588504B2 (en) 2000-04-24 2003-07-08 Shell Oil Company In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids
US6715546B2 (en) 2000-04-24 2004-04-06 Shell Oil Company In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore
US6698515B2 (en) 2000-04-24 2004-03-02 Shell Oil Company In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate
EP1276967B1 (en) 2000-04-24 2006-07-26 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. A method for treating a hydrocarbon containing formation
US6715548B2 (en) 2000-04-24 2004-04-06 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids
US7011154B2 (en) * 2000-04-24 2006-03-14 Shell Oil Company In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation
EP1156026A1 (en) 2000-05-19 2001-11-21 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the production of liquid hydrocarbons
AU780924B2 (en) * 2001-02-01 2005-04-28 Sasol Technology (Proprietary) Limited Production of hydrocarbon products
AU2002226622A1 (en) * 2001-02-01 2002-08-12 Sasol Technology (Proprietary) Limited Production of hydrocarbon products
US6566003B2 (en) * 2001-04-18 2003-05-20 Mti Microfuel Cells, Inc. Method and apparatus for CO2 - driven air management for a fuel cell system
US7004251B2 (en) * 2001-04-24 2006-02-28 Shell Oil Company In situ thermal processing and remediation of an oil shale formation
GB0116894D0 (en) 2001-07-11 2001-09-05 Accentus Plc Catalytic reactor
MY128179A (en) * 2001-10-05 2007-01-31 Shell Int Research System for power generation in a process producing hydrocarbons
US7090013B2 (en) * 2001-10-24 2006-08-15 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids
US7104319B2 (en) * 2001-10-24 2006-09-12 Shell Oil Company In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation
US7165615B2 (en) * 2001-10-24 2007-01-23 Shell Oil Company In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden
AU2002353888B1 (en) * 2001-10-24 2008-03-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using a natural distributed combustor
GB0200891D0 (en) * 2002-01-16 2002-03-06 Ici Plc Hydrocarbons
US6846404B2 (en) * 2002-04-09 2005-01-25 Chevron U.S.A. Inc. Reducing CO2 levels in CO2-rich natural gases converted into liquid fuels
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
CA2503394C (en) 2002-10-24 2011-06-14 Shell Canada Limited Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores
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
CA2524689C (en) 2003-04-24 2012-05-22 Shell Canada Limited Thermal processes for subsurface formations
US20050016899A1 (en) * 2003-07-21 2005-01-27 Syntroleum Corporation Synthetic lubricant basestock and an integrated fischer-tropsch process for its production
US20050106086A1 (en) * 2003-08-06 2005-05-19 Tomlinson H. L. Movable gas-to-liquid system and process
US20060189702A1 (en) * 2003-08-06 2006-08-24 Tomlinson H L Movable gas-to-liquid system and process
US6982355B2 (en) * 2003-08-25 2006-01-03 Syntroleum Corporation Integrated Fischer-Tropsch process for production of linear and branched alcohols and olefins
US7087653B2 (en) * 2003-12-23 2006-08-08 World Gtl, Inc. Modification of a methanol plant for converting natural gas to liquid hydrocarbons
US7404891B2 (en) * 2004-03-29 2008-07-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Heat recovery technique for catalyst regenerator flue gas
US20050222278A1 (en) * 2004-03-30 2005-10-06 Syntroleum Corporation Transportable gas to liquid plant
US20070021513A1 (en) * 2004-03-30 2007-01-25 Kenneth Agee Transportable gas-to-liquid plant
CA2563585C (en) 2004-04-23 2013-06-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Reducing viscosity of oil for production from a hydrocarbon containing formation
US7024796B2 (en) * 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage
US7685737B2 (en) * 2004-07-19 2010-03-30 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7024800B2 (en) * 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US20070084077A1 (en) * 2004-07-19 2007-04-19 Gorbell Brian N Control system for gas turbine in material treatment unit
WO2006058107A1 (en) 2004-11-22 2006-06-01 Syntroleum Corporation Movable gas-to-liquid system and process
US7860377B2 (en) 2005-04-22 2010-12-28 Shell Oil Company Subsurface connection methods for subsurface heaters
ATE499428T1 (de) 2005-10-24 2011-03-15 Shell Int Research Verfahren zur filterung eines in einem in-situ- wärmebehandlungsprozess erzeugten flüssigkeitsstroms
US20070163316A1 (en) * 2006-01-18 2007-07-19 Earthrenew Organics Ltd. High organic matter products and related systems for restoring organic matter and nutrients in soil
US7610692B2 (en) * 2006-01-18 2009-11-03 Earthrenew, Inc. Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes
RU2455381C2 (ru) 2006-04-21 2012-07-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Высокопрочные сплавы
WO2007127898A2 (en) * 2006-04-27 2007-11-08 Syntroleum Corporation Method of delivery, replacement, and removal of fischer-tropsch catalyst
WO2007131082A2 (en) * 2006-05-03 2007-11-15 Syntroleum Corporation Optimized hydrocarbon synthesis process
US20080021118A1 (en) * 2006-07-21 2008-01-24 Syntroleum Corporation Hydrocarbon recovery in the fischer-tropsch process
RU2460871C2 (ru) 2006-10-20 2012-09-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ in situ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАГРЕВАТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ С ЗАМКНУТЫМ КОНТУРОМ
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
CA2684437C (en) 2007-04-20 2015-11-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ heat treatment of a tar sands formation after drive process treatment
RU2465624C2 (ru) * 2007-10-19 2012-10-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Регулируемый трансформатор с переключаемыми ответвлениями
US20090260823A1 (en) * 2008-04-18 2009-10-22 Robert George Prince-Wright Mines and tunnels for use in treating subsurface hydrocarbon containing formations
WO2010045098A1 (en) 2008-10-13 2010-04-22 Shell Oil Company Circulated heated transfer fluid systems used to treat a subsurface formation
WO2010118315A1 (en) 2009-04-10 2010-10-14 Shell Oil Company Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations
US20100314290A1 (en) * 2009-06-10 2010-12-16 Co2 Solutions Llc Fluid catalytic cracking process including flue gas conversion process
US8820406B2 (en) 2010-04-09 2014-09-02 Shell Oil Company Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with conductive material in wellbore
US9127523B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US9127538B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Methodologies for treatment of hydrocarbon formations using staged pyrolyzation
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
CN103958824B (zh) 2011-10-07 2016-10-26 国际壳牌研究有限公司 用于加热地下地层的循环流体系统的热膨胀调节
AU2012367826A1 (en) 2012-01-23 2014-08-28 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
AU2012367347A1 (en) 2012-01-23 2014-08-28 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
CA2938299A1 (en) * 2013-11-13 2015-05-21 Nexen Energy Ulc Conversion of synthesis gas into liquid hydrocarbons via fischer tropsch synthesis
US10836634B1 (en) 2019-03-21 2020-11-17 Emerging Fuels Technology, Inc. Integrated GTL process
US11220473B1 (en) 2021-02-19 2022-01-11 Emerging Fuels Technology, Inc. Integrated GTL process

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4132065A (en) * 1977-03-28 1979-01-02 Texaco Inc. Production of H2 and co-containing gas stream and power
DE3210411A1 (de) * 1981-03-24 1982-10-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V., 2596 's-Gravenhage Verfahren zur herstellung von kohlenwasserstoffen aus einem kohlenstoffhaltigen material

Family Cites Families (106)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE414019A (ru)
US1746464A (en) 1925-07-21 1930-02-11 Fischer Franz Process for the production of paraffin-hydrocarbons with more than one carbon atom
US1798288A (en) 1926-06-23 1931-03-31 Ig Farbenindustrie Ag Production of hydrocarbons of high-boiling-point range
US2247087A (en) 1936-11-30 1941-06-24 American Lurgi Corp Process for the production of hydrocarbons
FR871230A (fr) 1938-10-26 1942-04-13 Metallgesellschaft Ag Convertisseur pour réactions catalytiques
US2468494A (en) 1944-12-07 1949-04-26 Standard Oil Dev Co Hydrocarbon synthesis
FR922493A (fr) 1945-04-13 1947-06-10 Standard Oil Dev Co Procédé de fabrication d'essence
US2552737A (en) 1945-05-25 1951-05-15 Texaco Development Corp Process for producing synthesis gas
US2518337A (en) 1946-04-26 1950-08-08 Standard Oil Dev Co Slurry handling
US2583611A (en) 1946-07-13 1952-01-29 Hydrocarbon Research Inc Method for the synthesis of hydrocarbons in the presence of a solid adsorbent
US2500533A (en) 1946-09-06 1950-03-14 Phillips Petroleum Co Preparation of solid hydrocarbons
US2472427A (en) 1947-02-27 1949-06-07 Standard Oil Co Hydrocarbon synthesis with fluidized catalyst regeneration
US2615911A (en) 1947-03-21 1952-10-28 Kellogg M W Co Synthesis of organic compounds
US2660032A (en) * 1947-10-04 1953-11-24 Rosenthal Henry Gas turbine cycle employing secondary fuel as a coolant
US2697655A (en) 1947-12-31 1954-12-21 Kellogg M W Co Manufacture of a hydrogen-rich gas
US2486243A (en) 1948-01-06 1949-10-25 Texas Co Simultaneous dehydrogenation and hydrocarbon synthesis with fluidized catalysts in a single reactor
US2579828A (en) 1948-05-12 1951-12-25 Kellogg M W Co Synthesis of organic compounds
US2640843A (en) 1948-06-15 1953-06-02 Kellogg M W Co Synthesis of organic compounds
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
US2617709A (en) 1950-11-10 1952-11-11 Gulf Oil Corp Catalytic process
US3549335A (en) 1965-10-22 1970-12-22 Braun & Co C F Autothermal reactor
US3450784A (en) 1966-09-22 1969-06-17 Lummus Co Hydrogenation of benzene to cyclohexane
GB1292601A (en) 1968-10-30 1972-10-11 Fisons Pharmaceuticals Ltd Bis-(2-carboxy-chromone) compounds, their preparation and pharmaceutical compositions containing them
US3868817A (en) * 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US3866411A (en) * 1973-12-27 1975-02-18 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel and recirculated flue gases
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
US3958625A (en) 1974-07-01 1976-05-25 General Electric Company Transport of heat as chemical energy
US4048250A (en) 1975-04-08 1977-09-13 Mobil Oil Corporation Conversion of natural gas to gasoline and LPG
US3986349A (en) * 1975-09-15 1976-10-19 Chevron Research Company Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis
AR207091A1 (es) 1975-09-29 1976-09-09 Westinghouse Electric Corp Disposicion de camara de combustion para turbina de gas
US4184322A (en) 1976-06-21 1980-01-22 Texaco Inc. Partial oxidation process
US4047981A (en) 1976-06-30 1977-09-13 Armco Steel Corporation Internally nitrided ferritic stainless steel strip, sheet and fabricated products and method therefor
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
GB1595413A (en) 1976-12-15 1981-08-12 Ici Ltd Engergy recovery from chemical process off-gas
US4121912A (en) * 1977-05-02 1978-10-24 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US4345915A (en) 1977-11-02 1982-08-24 General Electric Company Mixed feed evaporator
US4147456A (en) 1978-02-23 1979-04-03 Institute Of Gas Technology Storage of fuel gas
US4423022A (en) 1979-05-22 1983-12-27 The Lummus Company Processes for carrying out catalytic exothermic and endothermic high-pressure gas reactions
US4372920A (en) 1979-07-13 1983-02-08 Ammonia Casale S.A. Axial-radial reactor for heterogeneous synthesis
US4341069A (en) * 1980-04-02 1982-07-27 Mobil Oil Corporation Method for generating power upon demand
DE3035404C2 (de) 1980-09-19 1982-09-23 Ruhrchemie Ag, 4200 Oberhausen Verfahren zur Herstellung ungesättigter Kohlenwasserstoffe
US4338292A (en) * 1980-12-08 1982-07-06 Texaco Inc. Production of hydrogen-rich gas
US4315893A (en) 1980-12-17 1982-02-16 Foster Wheeler Energy Corporation Reformer employing finned heat pipes
DE3121991C2 (de) * 1981-06-03 1985-11-28 Kernforschungsanlage Jülich GmbH, 5170 Jülich Verfahren zur Erzeugung von überhitztem Dampf im Wärmeaustausch mit einem katalytisch zu methanisierenden, Kohlenmonoxid, Kohlendioxid und Wasserstoff enthaltenden Synthesegas sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
NL8103397A (nl) 1981-07-17 1983-02-16 Shell Int Research Werkwijze voor de bereiding van organische verbindingen .
US4434613A (en) * 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production
EP0097425B1 (en) 1982-06-14 1987-04-08 Imperial Chemical Industries Plc Fungicidal or plant growth regulating triazolyl ethanols
US4492085A (en) 1982-08-09 1985-01-08 General Electric Company Gas turbine power plant
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
DK147705C (da) 1982-09-07 1985-05-13 Haldor Topsoe As Fremgangsmaade til fremstilling af carbonhydrider ud fra syntesegas
GB8309359D0 (en) * 1983-04-06 1983-05-11 Ici Plc Synthesis gas
GB2139644B (en) 1983-04-06 1987-06-24 Ici Plc Synthesis gas
US4522939A (en) 1983-05-31 1985-06-11 Shell Oil Company Preparation of catalyst for producing middle distillates from syngas
US4528811A (en) 1983-06-03 1985-07-16 General Electric Co. Closed-cycle gas turbine chemical processor
JPS607929A (ja) 1983-06-29 1985-01-16 Toyo Eng Corp 反応器とその使用法
DE3336024A1 (de) 1983-10-04 1985-04-18 Boehringer Ingelheim KG, 6507 Ingelheim 4-amino-l-benzyl-pyrrolidinone und ihre saeureadditionssalze, verfahren zu ihrer herstellung und arzneimittel
CA1234158A (en) 1983-11-15 1988-03-15 Johannes K. Minderhoud Process for the preparation of hydrocarbons
CA1240708A (en) 1983-11-15 1988-08-16 Johannes K. Minderhoud Process for the preparation of hydrocarbons
US4524581A (en) * 1984-04-10 1985-06-25 The Halcon Sd Group, Inc. Method for the production of variable amounts of power from syngas
US4579986A (en) 1984-04-18 1986-04-01 Shell Oil Company Process for the preparation of hydrocarbons
CA1241667A (en) 1984-04-25 1988-09-06 Martin F.M. Post Process for the preparation of hydrocarbons
US4919909A (en) 1984-12-03 1990-04-24 Societe Chimique De La Grande Paroisse Reactor for catalytic synthesis and process for using the reactor
GB8508613D0 (en) 1985-04-02 1985-05-09 British Petroleum Co Plc Chemical process
GB8521608D0 (en) 1985-08-30 1985-10-02 Shell Int Research Producing synthesis gas
US4778826A (en) 1985-09-26 1988-10-18 Amoco Corporation Conversion of a lower alkane
US5080872A (en) 1985-09-26 1992-01-14 Amoco Corporation Temperature regulating reactor apparatus and method
US4732092A (en) * 1985-09-30 1988-03-22 G.G.C., Inc. Pyrolysis and combustion apparatus
US4755536A (en) 1985-12-27 1988-07-05 Exxon Research And Engineering Co. Cobalt catalysts, and use thereof for the conversion of methanol and for Fischer-Tropsch synthesis, to produce hydrocarbons
US5504118A (en) 1986-05-08 1996-04-02 Rentech, Inc. Process for the production of hydrocarbons
US5324335A (en) 1986-05-08 1994-06-28 Rentech, Inc. Process for the production of hydrocarbons
US5543437A (en) 1986-05-08 1996-08-06 Rentech, Inc. Process for the production of hydrocarbons
US5048284A (en) 1986-05-27 1991-09-17 Imperial Chemical Industries Plc Method of operating gas turbines with reformed fuel
ES2032202T3 (es) 1986-09-23 1993-01-16 Foster Wheeler Energy Limited Fabricacion de liquidos organicos.
US4678723A (en) 1986-11-03 1987-07-07 International Fuel Cells Corporation High pressure low heat rate phosphoric acid fuel cell stack
GB8721964D0 (en) 1987-09-18 1987-10-28 Shell Int Research Multitube reactor
US4869887A (en) 1987-10-30 1989-09-26 Dijk Christiaan P Van Integrated ammonia-urea process
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
GB8805351D0 (en) 1988-03-07 1988-04-07 Ici Plc Desulphurisation
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
US5000004A (en) 1988-08-16 1991-03-19 Kabushiki Kaisha Toshiba Gas turbine combustor
DE3902773A1 (de) 1989-01-31 1990-08-02 Basf Ag Verfahren zur herstellung von synthesegas durch partielle oxidation
US5028634A (en) 1989-08-23 1991-07-02 Exxon Research & Engineering Company Two stage process for hydrocarbon synthesis
AU638741B2 (en) 1989-09-11 1993-07-08 Broken Hill Proprietary Company Limited, The Catalyst for conversion of synthesis gas into hydrocarbons
US5122299A (en) 1989-12-11 1992-06-16 The M. W. Kellogg Company Autothermal steam reforming process
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
GB9101959D0 (en) 1991-01-30 1991-03-13 Shell Int Research Process for the combined production of organic compounds and of power
US5179129A (en) * 1991-03-01 1993-01-12 Air Products And Chemicals, Inc. Staged liquid phase methanol process
NZ242569A (en) * 1991-05-30 1994-07-26 British Petroleum Co Plc Process for the conversion of natural gas into higher hydrocarbons by reforming combined with a fischer-tropsch process
JP2984720B2 (ja) 1991-06-10 1999-11-29 千代田化工建設株式会社 メタノール合成プロセス及びそのプラント
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
AU2977792A (en) * 1991-12-06 1993-06-10 Duncan Dr. Seddon A process for producing wax
US5295350A (en) 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
NO934505D0 (no) 1992-12-10 1993-12-09 Foster Wheeler Ltd Fremgangsmaate for fremstilling av en organisk vaeske
US5520891A (en) 1994-02-01 1996-05-28 Lee; Jing M. Cross-flow, fixed-bed catalytic reactor
AU2070195A (en) 1994-03-14 1995-10-03 Methanol Casale S.A. Horizontal reactor for heterogeneous exothermic synthesis, in particular for methanol synthesis
US5472986A (en) 1994-11-08 1995-12-05 Starchem, Inc. Methanol production process using a high nitrogen content synthesis gas with a hydrogen recycle
US5477924A (en) 1994-12-20 1995-12-26 Imodco, Inc. Offshore well gas disposal
US5733941A (en) 1996-02-13 1998-03-31 Marathon Oil Company Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid
US5861441A (en) 1996-02-13 1999-01-19 Marathon Oil Company Combusting a hydrocarbon gas to produce a reformed gas
WO1997033847A1 (en) 1996-03-11 1997-09-18 Syntroleum Corporation Turbine-powered, synthesis-gas system and method

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4132065A (en) * 1977-03-28 1979-01-02 Texaco Inc. Production of H2 and co-containing gas stream and power
DE3210411A1 (de) * 1981-03-24 1982-10-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V., 2596 's-Gravenhage Verfahren zur herstellung von kohlenwasserstoffen aus einem kohlenstoffhaltigen material

Also Published As

Publication number Publication date
EA199900038A1 (ru) 1999-06-24
AU730034C (en) 2001-08-30
NO990077D0 (no) 1999-01-08
JP2001509824A (ja) 2001-07-24
EP0910615A1 (en) 1999-04-28
US6172124B1 (en) 2001-01-09
AU3601297A (en) 1998-02-02
AU730034B2 (en) 2001-02-22
PE17599A1 (es) 1999-02-22
NO990077L (no) 1999-01-08
CA2256619A1 (en) 1998-01-15
DZ2264A1 (fr) 2002-12-18
ID18182A (id) 1998-03-12
WO1998001514A1 (en) 1998-01-15
MY118075A (en) 2004-08-30
BR9710349A (pt) 2000-01-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA000838B1 (ru) Способ конверсии газа в жидкость
RU2207975C2 (ru) Сжигание углеводородного газа для получения реформированного газа
US6989135B2 (en) Hydrocarbon conversion system with enhanced combustor and method
US5733941A (en) Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid
JP2572905B2 (ja) 内部改質溶融炭酸塩型燃料電池発電装置
US11891950B2 (en) Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
US6130259A (en) Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid
RU2147692C1 (ru) Способ выработки электроэнергии
AU723199B2 (en) Method for combined generation of synthesis gas and power
JPH10297901A (ja) ガスタービンと一体化させた固体電解質膜を使用して酸化生成物を製造し且つ動力を発生させるための方法
GB2377452A (en) Combined process for producing hydrocarbon and power
KR101731051B1 (ko) 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 그 방법
US8278362B2 (en) Method of combining existing chemical processes to produce hydrocarbon fuels
EA000674B1 (ru) Система и способ выработки синтез-газа с получением мощности от турбины
US3071453A (en) Hydrocarbon reform process
US4239693A (en) Process for production of methanol
NL8702706A (nl) Werkwijze en inrichting voor het bereiden van waterstof.
JPS623199B2 (ru)

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

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): RU