EA001466B1 - Система и способ выработки синтез-газа - Google Patents

Система и способ выработки синтез-газа Download PDF

Info

Publication number
EA001466B1
EA001466B1 EA199900039A EA199900039A EA001466B1 EA 001466 B1 EA001466 B1 EA 001466B1 EA 199900039 A EA199900039 A EA 199900039A EA 199900039 A EA199900039 A EA 199900039A EA 001466 B1 EA001466 B1 EA 001466B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
compressor
synthesis
synthesis gas
separator
Prior art date
Application number
EA199900039A
Other languages
English (en)
Other versions
EA199900039A1 (ru
Inventor
Кеннет Л. Эджи
Марк А. Эджи
Лэрри Дж. Уэйк
Эллиот Л. Треппер
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 EA199900039A1 publication Critical patent/EA199900039A1/ru
Publication of EA001466B1 publication Critical patent/EA001466B1/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
    • 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
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
    • F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/16—Control of working fluid flow
    • F02C9/18—Control of working fluid flow by bleeding, bypassing or acting on variable working fluid interconnections between turbines or compressors or their stages
    • 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
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0827—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel at least part of the fuel being a recycle stream
    • 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
    • C01B2203/146—At least two purification 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
    • C01B2203/80—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

Landscapes

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

Abstract

В изобретении предложена система выработки синтез-газа, которая включает в себя газовую турбину с компрессором, а также автотермический конвертер, установленный между компрессором и турбинной секцией. Система может включать в себя сепаратор для удаления части выходящей из компрессора массы ранее ее подачи на автотермический конвертер. Газообразные легкие углеводороды поступают на автотермический конвертер по трубопроводу, причем при помощи клапана может быть осуществлен их избирательный контроль. Система выработки синтез-газа может быть использована в процессе производства метанола, аммиака и в процессе Фишера-Тропша, а также в других процессах, в которых предусматривается использование синтез-газа.

Description

Настоящее изобретение имеет отношение к созданию установки для производства синтезгаза, а более конкретно касается создания объединенного с турбиной автотермического конвертера (реформинг-установки) для системы производства синтез-газа.
Синтетический газ или синтез-газ представляют собой смесь газов, подготовленных для использования в качестве сырья для химических реакций; например, оксид углерода и водород для производства углеводородов, или органических химикатов, или водород и азот для производства аммиака. Синтез-газ может быть получен при использовании процесса Фишера-Тропша, который далее описан более подробно и который использован как пример оценки производительности.
Синтетическое производство углеводородов за счет каталитической реакции оксида углерода и водорода хорошо известно и обычно именуется реакцией Фишера-Тропша. Для осуществления этой реакции используются различные катализаторы, применяются давления в диапазоне от низких до средних (от близкого к атмосферному до 600 рад (фунт-сил на кв. дюйм) (4136, 86 кПа) и температуры в диапазоне ориентировочно от 300 до 600°Р (от 148,9 до 315,6°С), причем могут быть получены как насыщенные, так и ненасыщенные углеводороды. Реакция синтеза является чрезвычайно экзотермической и температурно чувствительной, поэтому для поддержания селективности желательного углеводородного продукта требуется контроль температуры. Реакция ФишераТропша может быть охарактеризована следующим общим уравнением реакции 2Н2+СО Катализатор-СН2 +Н2О.
Используют два основных способа получения синтез-газа, который применяется в реакции Фишера-Тропша в качестве исходного сырья. Это конверсия с водяным паром, когда один или несколько легких углеводородов, таких как метан, вступают в реакцию с паром над катализатором с образованием оксида углерода и водорода, и частичное окисление, когда один или несколько легких углеводородов сжигают суб-стехиометрически для получения синтезгаза.
Основная реакция конверсии с водяным паром метана может быть представлена следующим выражением
СН4+Н2О Катализатор - СО+3 Н2.
Реакция конверсии с водяным паром является эндотермической, причем в качестве катализатора часто используют катализатор, содержащий никель. Отношение водорода к оксиду углерода в синтез-газе, полученном за счет конверсии с водяным паром метана, ориентировочно составляет 3:1.
Частичное окисление представляет собой не каталитическое суб-стехиометрическое сжи гание легких углеводородов, таких как метан, для получения синтез-газа. Основная реакция может быть представлена следующим выражением
СН4+1/2 О2--СО·+2Н2.
Реакцию частичного окисления обычно осуществляют с использованием кислорода высокой степени чистоты. Однако кислород высокой степени чистоты является достаточно дорогим. Отношение водорода к оксиду углерода в синтез-газе, полученном за счет частичного окисления метана, ориентировочно составляет 2:1.
В некоторых ситуациях указанные подходы можно комбинировать. Известна комбинация частичного окисления и конверсии с водяным паром, именуемая автотермической конверсией, когда воздух, который используется как источник кислорода в реакции частичного окисления, используется раньше также и для получения синтез-газа. Например, в патентах США № 2552308 и 2686195 раскрыты процессы синтеза углеводорода с низким давлением, в которых автотермическая конверсия с воздухом использована для получения синтез-газа для реакции Фишера-Тропша. Автотермическая конверсия является комбинацией частичного окисления и конверсии с водяным паром, когда экзотермическая теплота частичного окисления дает необходимую теплоту для эндотермической реакции конверсии с водяным паром. Процесс автотермической конверсии может быть осуществлен в относительно дешевом реакторе из углеродистой стали с огнеупорной футеровкой, так как обычно существует требование низкой стоимости.
Процесс автотермической конверсии позволяет получить более низкое отношение водорода к оксиду углерода в синтез-газе, чем собственно в одной реакции конверсии с водяным паром. Например, как уже упоминалось, реакция конверсии с водяным паром метана дает отношение около 3:1, в то время как частичное окисление метана дает отношение около 2:1 . Оптимальное отношение реакции синтеза углеводорода, проводимой в диапазоне от низких до средних давлений над кобальтовым катализатором, составляет 2:1. Когда исходной реакционной смесью для процесса автотермической конверсии является смесь легких углеводородов, таких как поток природного газа, требуется некоторая форма дополнительного контроля для поддержания отношения водорода к оксиду углерода в синтез-газе при оптимальном соотношении около 2:1 .
При получении продукта из блока синтеза часто получают также и остаточный газ. Для некоторых процессов уже предложено использовать этот газ для создания энергии. Для систем, в которых используется остаточный газ, требуются многочисленные дополнительные компоненты, при этом необходимо проведение дополнительных операций.
При производстве синтез-газа для процесса Фишера-Тропша или любого другого процесса желательно производить его возможно более эффективным образом. Способность осуществления процесса с низкими капитальными затратами может играть решающую роль в системах крупносерийного производства.
В связи с изложенным существует необходимость разработки системы выработки синтезгаза, в которой устранены недостатки, связанные с известными ранее системами. В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, система выработки синтез-газа включает в себя газовую турбину, причем автотермический конвертер (ЛТК.) расположен между секцией сжатия и секцией расширения газовой турбины, при этом ЛТК. вырабатывает синтез-газ и служит камерой сгорания для газовой турбины.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, система для конверсии легких углеводородов в более тяжелые углеводороды включает в себя: блок выработки синтез-газа, который содержит компрессор, автотермический конвертер, флюидально связанный с компрессором для выработки синтез-газа и для проведения в нем реакции, по меньшей мере, части газа, и турбинную секцию расширения, флюидально связанную с автотермическим конвертером для получения энергии при помощи газа, поступающего от автотермического конвертера; и блок синтеза, флюидально связанный с турбинной секцией расширения для получения от нее синтез-газа и выработки в нем более тяжелых углеводородов.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, предлагается способ изготовления системы выработки синтез-газа, включающей в себя операции: предусмотрение компрессора, обеспечение флюидальной связи автотермического конвертера с компрессором для выработки в указанном конвертере синтезгаза и для сжигания в нем, по меньшей мере, части этого газа, и обеспечение флюидальной связи турбинной секции расширения с автотермическим конвертером для получения энергии при помощи газа, поступающего от автотермического конвертера.
Техническое преимущество настоящего изобретения заключается в том, что в системе можно вырабатывать больше синтез-газа за счет пропускания всего или главным образом всего сжатого воздуха от газовой турбины через автотермический конвертер.
Указанные ранее и другие характеристики изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного в качестве примера со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых одинаковыми позициями обозначены аналогичные элементы.
На фиг. 1 схематично показан технологический процесс, для которого особенно подходит настоящее изобретение;
на фиг. 2 - технологический процесс с отдельными реактором синтез-газа и турбиной;
на фиг. 3 - технологический процесс с объединенным с турбиной реактором синтез-газа;
на фиг. 4 - второй вариант технологического процесса с объединенным с турбиной реактором синтез-газа;
на фиг. 5 - третий вариант технологического процесса с объединенным с турбиной реактором синтез-газа.
A. Раскрытие изобретения.
Настоящее изобретение предусматривает производство синтез-газа, который может быть использован в технологическом процессе синтеза для получения метанола, ΌΜΕ (диметил эфира), бензина или многих других продуктов. Как указано выше, настоящее изобретение особенно хорошо подходит для производства синтез-газа для реактора Фишера-Тропша, реактора метанола и реактора аммиака, а также и других реакторов, для работы которых требуется синтезгаз. Настоящее изобретение для примера представлено именно в контексте процесса ФишераТропша, хотя следует иметь в виду, что его область применения гораздо шире. Сначала со ссылкой на фиг. 1 и 2 описан технологический процесс, в котором может быть использовано настоящее изобретение, предусматривающее использование турбины, а затем со ссылкой на фиг. 3 -5 описаны два специфических варианта его выполнения.
B. Конверсия более тяжелых углеводородов из газообразных более легких углеводородов.
Настоящее изобретение может быть использовано для конверсии более легких углеводородов в более тяжелые углеводороды. Обратимся к рассмотрению фиг. 1 , на которой показана система для осуществления конверсии более тяжелых углеводородов из газообразных более легких углеводородов. Непрерывный поток газообразных легких углеводородов, например, такой как поток природного газа, поступает в теплообменник 10 по трубопроводу 12. При протекании через теплообменник 10 поток легких углеводородов нагревается за счет обмена теплотой с поступающим потоком выработанного синтез-газа, который, как это будет описано далее, поступает из реактора 28. Обычно поступающий поток легких углеводородов имеет давление в диапазоне от близкого к атмосферному до 600 рад (4136,86 кПа) и нагрет в теплообменнике 1 0 до температуры в диапазоне ориентировочно от 500 до 1000°Е (от 260 до 540°С). Из теплообменника 10 предварительно нагретый поток по трубопроводу 1 4 поступает в генератор синтез-газа, обозначенный в общем виде позицией 1 6.
В воздушный компрессор 18 через впускной трубопровод 20 подается воздух, а с выхода компрессора 18 поток воздуха по трубопроводу 21 поступает в теплообменник 22. Поток воздуха в теплообменнике 22 предварительно нагревается до температуры в диапазоне ориентировочно от 500 до 1000°Р (от 260 до 540°С) за счет обмена теплотой с потоком синтез-газа, поступающим из теплообменника 10. Из теплообменника 22 предварительно нагретый воздух по трубопроводу 24 поступает в генератор синтезгаза 1 6.
Несмотря на то, что генератор синтез-газа 16 может иметь различную конструкцию, он главным образом включает в себя горелку 26, соединенную с одним из концов реактора 28. Слой катализатора 30 конверсии с водяным паром, который в качестве катализатора обычно содержит никель, размещен в реакторе 28, на конце, противоположном горелке 26.
В этом варианте реактор 28 представляет собой реактор из углеродистой стали с огнеупорной футеровкой. Пар или воду, которая мгновенно превращается в пар, вводят в реактор 28 при помощи подключенного к нему трубопровода 32, причем в случае необходимости диоксид углерода может быть введен в реактор 28 при помощи подключенного к нему трубопровода 34.
При работе генератора синтез-газа 1 6 предварительно нагретый поток газообразных легких углеводородов, который поступает по трубопроводу 1 4, полностью перемешивается в горелке 26 с предварительно нагретым потоком воздуха, который поступает по трубопроводу 24, и воспламеняется, за счет чего в реакторе 28 имеет место реакция горения. Реакция горения протекает при температурах в диапазоне ориентировочно от 1500 до 2500°Р (от 815 до 1370°С) в суб-стехиометрических условиях, в результате чего легкие углеводороды частично окисляются. При этом получают газовый поток, который содержит азот, не вступившие в реакцию легкие углеводороды, водород и оксид углерода.
Не вступившие в реакцию легкие углеводороды в потоке горючего газа вступают в реакцию с водяным паром, который вводят в реактор 28 в присутствии катализатора конверсии, в результате чего из них получают дополнительные объемы водорода и оксида углерода. Одновременно в реактор 28 может быть подан диоксид углерода для ввода в реакцию с не вступившими в реакцию легкими углеводородами, чтобы получить дополнительные объемы водорода и оксида углерода. Результирующий поток синтез-газа, выработанного в генераторе 1 6, содержит водород, оксид углерода, диоксид углерода, азот и не вступившие в реакцию легкие углеводороды. Синтез-газ выходит из реактора 28 по трубопроводу 36. Реакции горения и конверсии преимущественно протекают как сосуществующие реакции при достижении равновесия в генераторе 1 6.
Для того чтобы осуществлять контроль отношения водорода к оксиду углерода в потоке синтез-газа, выработанном в генераторе синтезгаза 1 6, при поддержании этого отношения возможно ближе к 2:1, регулируют расходы воды, вводимой в реактор 28 при помощи трубопровода 32, и диоксида углерода, вводимого в реактор 28 при помощи трубопровода 34. Это означает, что осуществляют текущий контроль отношения водорода к оксиду углерода в полученном потоке синтез-газа или в составе исходного потока легких углеводородов, или в том и другом, и используют эту величину как базовую для изменения расходов водяного пара и диоксида углерода, подаваемых в реактор 28, в результате чего в получаемом синтез-газе поддерживают постоянное отношение водорода к оксиду углерода на уровне около 2:1 .
Выработанный в генераторе 1 6 поток продукта синтез-газа направляют по трубопроводу через теплообменник 1 0, а затем через теплообменник 22, после чего подают на вход первого реактора синтеза углеводорода 38. На выходе из генератора 1 6 синтез-газ имеет температуру в диапазоне ориентировочно от 1000 до 2000°Р (от 540 до 1090°С). При протекании потока синтез-газа по трубопроводу 36 через теплообменник 1 0 он отдает теплоту исходному потоку легких углеводородов. Поток легких углеводородов в трубопроводе 1 4 предварительно нагревается до температур в диапазоне ориентировочно от 500 до 1000°Р (от 260 до 540°С). Аналогичным образом при протекании потока синтез-газа по трубопроводу 36 через теплообменник 22 он отдает теплоту потоку воздуха, который втекает в генератор 1 6 по трубопроводу 24, в результате чего воздух также нагревается до температур в диапазоне ориентировочно от 500 до 1000°Р (от 260 до 540°С). Дополнительное охлаждение потока синтез-газа обеспечено охладителем или теплообменником 23, размещенном на трубопроводе 36, за счет которого температура синтез-газа, поступающего в реактор 38, снижается и лежит в диапазоне ориентировочно от 350 до 550°Р (от 175 до 290°С).
В случае синтеза углеводорода реактор 38 может иметь различную конструкцию, однако, в показанном варианте осуществления он представляет собой трубчатый реактор, который содержит неподвижный (фиксированный) слой катализатора синтеза углеводорода. Катализатор слоя 37 может содержать кобальт на подложке из диоксида кремния, из оксида алюминия или из материала диоксид кремния/оксид алюминия, в количестве в диапазоне ориентировочно от 5 до 50 ч. по весу кобальта на 100 ч. по весу материала подложки. Катализатор также может содержать в качестве промотора ориентировочно от 0,05 до 1 ч. по весу рутения на 100 ч. по весу материала подложки.
Поток синтез-газа втекает в реактор 38 и протекает через него. Синтез-газ поступает в реактор 38 по трубопроводу 36 и выходит из реактора 38 по трубопроводу 40. Как уже упоминалось ранее, температура в реакторе 38 лежит в диапазоне ориентировочно от 350 до 550°Е (от 175 до 290°С ), поэтому при входе в контакт с катализатором водород и оксид углерода в потоке синтез-газа вступают в реакцию с образованием более тяжелых углеводородов и воды.
Полученный в реакторе 38 поток продукта выходит из реактора по подключенному к нему трубопроводу 40 и поступает в конденсатор 42. При протекании через конденсатор 42 содержащиеся в потоке более тяжелые углеводороды и вода конденсируются. Из конденсатора 42 по трубопроводу 44 поток, который содержит сконденсированные компоненты, поступает в сепаратор 46, в котором сконденсированные более тяжелые углеводороды и вода разделяются и выводятся отдельно. При этом сконденсированная вода выводится из сепаратора 46 по подключенному к нему трубопроводу 48, а сконденсированные более тяжелые углеводороды выводится из сепаратора 46 по подключенному к нему трубопроводу 50.
Остаточный газовый поток из сепаратора 46 содержит азот и не вступившие в реакцию водород, оксид углерода, легкие углеводороды и диоксид углерода. Из сепаратора 46 по подключенному к нему трубопроводу 52 поток остаточных газов поступает во второй реактор синтеза углеводорода 54, который содержит фиксированный слой 56 катализатора синтеза углеводорода, такого как описанный ранее. Давление и температура в газовом потоке, протекающем через реактор 54, поддерживаются ориентировочно на тех же уровнях, что и давление и температура внутри реактора 38, при помощи нагревателя или теплообменника 58, размещенного на трубопроводе 52 между сепаратором 46 и реактором 54. При протекании через реактор 54 образуются дополнительные более тяжелые углеводороды из водорода и оксида углерода в потоке остаточного газа. Результирующий поток продукта выводится из реактора 54 по подключенному к нему трубопроводу 60 и поступает в конденсатор 62, где содержащиеся в потоке более тяжелые углеводороды и вода конденсируются. Из конденсатора 62 по трубопроводу 64 поток, который содержит сконденсированные компоненты, поступает в холодильник 66 блока охлаждения, в котором дополнительные (более тяжелые) углеводороды и вода конденсируются. Результирующий поток выводится из холодильника 66 и поступает в сепаратор 70 по подключенному к нему трубопроводу 68. Из сепаратора 70 вода, более тяжелые углеводороды и остаточный газ выходят по трем соответствующим трубопроводам.
Вода из сепаратора 70 выводится по подключенному к нему трубопроводу 72. Трубопровод 72, в свою очередь, подключен при помощи обычных клапанов и элементов управления (не показаны) к трубопроводу 48, к трубопроводу дренажа 31 и к ранее упомянутому трубопроводу 32, за счет чего отделенная в сепараторах 46 и 70 вся сконденсированная вода или ее часть избирательно подается в генератор синтез-газа 1 6.
Отделенные в сепараторе 70 сконденсированные более тяжелые углеводороды выводятся из него по трубопроводу 74, который подключен к трубопроводу 50, идущему от сепаратора 46. По трубопроводу 50 более тяжелые углеводороды из обоих сепараторов 46 и 70 подаются в обычный блок фракционирования 76. Углеводородный поток продукта, содержащий отделенные компоненты, выводится из блока фракционирования 76 по трубопроводу 78 и поступает на хранение или для другого вида использования. Нежелательные фракции легких и тяжелых углеводородов, полученные в блоке фракционирования 76, выводятся из него по соответствующим трубопроводам 80 и 82. Трубопроводы 80 и 82 подключены к трубопроводу 84, по которому нежелательные углеводороды поступают во впускной трубопровод 1 2, где они перемешиваются с исходным потоком газообразных легких углеводородов и рециркулируют.
Остаточный газовый поток, полученный в сепараторе 70, может содержать азот и не вступившие в реакцию водород, оксид углерода, легкие углеводороды и диоксид углерода. Из сепаратора 70 по подключенному к нему трубопроводу 86 этот остаточный газовый поток поступает в каталитическую камеру сгорания 88. Каталитическая камера сгорания 88 может иметь горелку 90, в которую поступает остаточный газовый поток.
Поток воздуха подводится к горелке 90 при помощи трубопровода 92, соединенного с выходом воздуходувки 94. Подводимые к горелке 90 остаточный газовый поток из сепаратора 70 и воздух полностью в ней перемешиваются, воспламеняются и поступают в реактор 96, соединенный с горелкой 90.
Реактор 96 содержит фиксированный слой 98 катализатора, содержащего подходящий благородный металл, например платину или палладий, для ускорения и катализа окисления окисляемых компонентов в остаточном газовом потоке. В результате такого окисления в камере сгорания получают поток продуктов окисления, который включает в себя диоксид углерода, водяной пар и азот; этот поток выводится из камеры сгорания 88 при помощи подключенного к ней трубопровода 1 00. Трубопровод 1 00 в случае необходимости позволяет направлять поток продукта в обычный блок удаления диоксида углерода 1 02. После удаления из потока диоксида углерода и воды при помощи блока удале9 ния диоксида углерода 102 получают относительно чистый поток азота, который из блока 102 при помощи трубопровода 104 подается на хранение, на продажу или для дополнительной обработки.
Удаленный при помощи блока 102 диоксид углерода подается по трубопроводу 106 в компрессор 108. Выход компрессора 108 подключен при помощи обычных клапанов и элементов управления (не показаны) к отводному каналу 35 и к ранее упомянутому трубопроводу 34, за счет чего весь диоксид углерода или его часть избирательно вводится в генератор синтез-газа 1 6.
Как упоминалось ранее, регулируют расходы воды, вводимой в генератор синтез-газа 1 6 при помощи трубопровода 32, и диоксида углерода, вводимого в него при помощи трубопровода 34, таким образом, чтобы отношение водорода к оксиду углерода в полученном потоке синтез-газа было возможно ближе к 2:1. Это, в свою очередь, повышает КПД реакций синтеза углеводорода, протекающих в реакторах 38 и 54. Кроме того, за счет подводимого по трубопроводу 24 воздуха, который используется в генераторе синтез-газа 1 6 как источник кислорода для протекающей в нем реакции частичного окисления, в потоке синтез-газа получают азот. Такой азот действует как растворитель в реакторах синтеза углеводорода 38 и 54, устраняет горячие точки в катализаторе и дополнительно повышает КПД реакций синтеза углеводорода. Этот азот совместно с азотом, который дополнительно произведен в каталитической камере сгорания 88, после удаления диоксида углерода образует относительно чистый азотный поток продукта. Кроме того, рециркуляция всего опционного диоксида углерода (или его части), поступающего по трубопроводу 1 06, обеспечивает дополнительный углерод для получения более тяжелых углеводородов и повышает общий КПД процесса.
В показанной на фиг. 1 системе можно использовать газовую турбину, как это описано далее со ссылкой на фиг. 2. В качестве примера перестройки системы, показанной на фиг. 1 , укажем, что можно удалить каталитическую камеру сгорания 88, горелку 90, воздуходувку 94 и воздушный компрессор 18, заменив их газовой турбиной. Газовая турбина может содержать камеру сгорания для сжигания газа, а компрессорная секция (секция сжатия) турбины может обеспечивать подачу сжатого воздуха для горения, как это раньше делала воздуходувка 94, и выработку сжатого воздуха, как это раньше делал компрессор 18. Далее приведены другие примеры перестройки системы.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 2, на которой показан пример построения системы 200 для конверсии более легких углеводородов в более тяжелые углеводороды. Система 200 включает в себя комбинацию блока синтеза газа
202, блока синтеза 204 и газовой турбины 206. В системе 200 газовая турбина 206 используется как минимум для обеспечения мощности для протекания процесса, однако, она может быть преимущественно применена для выработки, по меньшей мере, некоторой дополнительной мощности.
Газовая турбина 206 содержит компрессорную секцию 208 и секцию турбинного расширения 210. Мощность, вырабатываемая секцией турбинного расширения 210, приводит в действие компрессорную секцию 208 при помощи элемента связи 21 2, которым может быть вал, причем любой избыток мощности свыше требуемой для компрессорной секции 208 может быть использован для генерации электричества или для привода другого оборудования, что условно показано выходом 214. Компрессорная секция 208 имеет впуск или трубопровод 216, по которому в показанном на фиг. 2 варианте компрессор 208 получает воздух. Компрессорная секция 208 также имеет выпуск или трубопровод 218 для выхода сжатого воздуха. Секция расширения турбины 210 имеет впуск или трубопровод 220 и выпуск или трубопровод 222. С выхода 218 компрессорной секции 208 сжатый воздух по трубопроводу 260 поступает в блок синтеза газа 202.
Блок синтеза газа 202 может иметь различную конфигурацию, однако, в показанном на фиг. 2 конкретном варианте он содержит реактор синтез-газа 224, который может быть реактором автотермической конверсии (автотермической реформинг-установкой). Поток газообразных легких углеводородов, такой, например, как поток природного газа, поступает на впуск или в трубопровод 225 реактора синтезгаза 224. В некоторых случаях желательно использовать природный газ, содержащий повышенные уровни таких компонентов, как, например, Ν2, СО2, Не и др., что приводит к снижению уровня ВТи (британская тепловая единица) газа в трубопроводе 225. Блок синтеза газа 202 может также содержать один или несколько теплообменников, причем в показанном на фиг. 2 случае теплообменник 226 является охладителем, предназначенным для снижения температуры синтез-газа с выхода 228 реактора синтезгаза 224. Выход теплообменника 226 подключен к впуску 230 сепаратора 232. Сепаратор 232 служит для отделения влаги, которая выводится из него по линии 234. В некоторых случаях желательно использовать воду из трубопровода 234 для получения водяного пара в секции расширения турбины 21 0. Синтез-газ из сепаратора 232 поступает на выход 236 и отсюда по трубопроводу подается в блок синтеза 204.
Блок синтеза 204 может быть использован для синтезирования (синтеза) ряда материалов, как это упоминалось ранее, однако, в данном конкретном примере он использован для осуществления синтеза более тяжелых углеводородов в соответствии с показанным на фиг. 1 вариантом. Блок синтеза 204 содержит реактор Фишера-Тропша 238, в котором имеется соответствующий катализатор. Выход 240 реактора Фишера-Тропша 238 подключен к теплообменнику 242 и далее ко входу 246 сепаратора 244.
С выхода сепаратора 244 отделенные в нем более тяжелые углеводороды поступают по трубопроводу 250 в бак хранения или в резервуар 248. В линию 250 могут быть включены дополнительные компоненты, такие как обычный блок фракционирования, такой как показанный на фиг. 1. Отделенная в сепараторе 244 вода выводится из него по линии 252. В некоторых случаях желательно использовать воду из трубопровода 252 для получения водяного пара в секции расширения турбины 210. Остаточный газ с выхода сепаратора 244 подается на выпуск или в трубопровод 254.
Система 200 включает в себя камеру сгорания 256. В камеру сгорания 256 воздух из компрессорной секции 208 поступает по трубопроводу 258, который связан с трубопроводом 260, включенным между выпуском 218 и реактором синтез-газа 224. От места соединения с трубопроводом 258 по трубопроводу 260 производят отбор излишка воздуха для автотермического конвертера 224. Кроме того, в камеру сгорания 256 по трубопроводу 254, подключенному к трубопроводу 258, подается остаточный газ из сепаратора 244. Промежуточный трубопровод 260 и соединение трубопровода 254 с трубопроводом 258 могут быть выполнены в виде системы вентилей (не показана), предназначенной для снижения давления на выходе компрессорной секции 208 до уровня, необходимого для нормального функционирования камеры сгорания 256 и согласованного необходимым образом с давлением в трубопроводе 254. Выход камеры сгорания 256 подключен к секции расширения турбины 210. В некоторых случаях камера сгорания 256 может быть выполнена в виде узла собственно газовой турбины 206. Альтернативно давление в трубопроводах 260 и 254 может быть повышено при помощи компрессора, так чтобы оно совпадало с требуемым давлением камеры сгорания 256 или превосходило его.
С. Комбинация автотермического конвертера и турбины.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 3, на которой показан пример построения системы 300 для производства синтез-газа в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, включающей в себя блок 302 автотермический конвертер-турбина. Система 300 для производства синтез-газа может быть выполнена как часть системы 304 для конверсии легких углеводородов, которая дополнительно включает в себя блок синтеза 306.
Блок 302 автотермический конвертертурбина включает в себя автотермический кон вертер (АТР) 308 и газовую турбину 310. Газовая турбина 310 включает в себя компрессорную секцию 312 и турбинную секцию расширения 314. Мощность, вырабатываемая турбинной секцией расширения 314, приводит в действие компрессорную секцию 312 при помощи элемента связи 316, которым может быть вал. В этом варианте преимущественно обеспечен точный баланс энергии, однако, если генерируется избыток мощности, то он может быть выведен из газовой турбины 310 при помощи дополнительного вала, выходящего из секции расширения 314, как это показано на фиг. 4. Компрессорная секция 312 имеет впуск или трубопровод 318, по которому компрессор 312 получает воздух. Компрессорная секция 312 также имеет выпуск или трубопровод 320 для выхода сжатого воздуха. Секция расширения турбины 314 имеет впуск или трубопровод 322 и выпуск или трубопровод 324. С выпуска 324 секции расширения 31 4 сжатый синтез-газ поступает в трубопровод 336.
Автотермический конвертер (АТР) 308 не только производит синтез-газ, но служит также камерой сгорания для газовой турбины 310. Компрессорная секция 312 выдает на выпуске 320 сжатый воздух, который поступает на первый сепаратор 326, более подробное описание которого приведено ниже. После прохождения через сепаратор 326 сжатый воздух по трубопроводу 328 поступает на АТР 308. Кроме того, в трубопровод 328 из трубопровода 330 подаются газообразные легкие углеводороды, такие как природный газ, а также остаточный газ по трубопроводу 332, которые затем по трубопроводам 330 и 328 поступают в АТР 308.
В результате работы газовой турбины происходит уравновешивание осевых нагрузок на валу между компрессорной секцией и секцией расширения. Наиболее эффективные результаты в соответствии с настоящим изобретением могут быть получены за счет использования в газовой турбине 310 упорных подшипников, которые позволяют иметь существенный разбаланс между компрессорной секцией 312 и секцией расширения 314. Однако для того чтобы иметь возможность использования уже существующей турбины, блок 302 может обеспечивать баланс нагрузок в соответствии с техническими требованиями изготовителя турбины. Это может быть осуществлено при помощи первого сепаратора 326 или за счет отбора избытка воздуха, как это уже упоминалось. Под балансом следует понимать достижение равновесия массы, получаемой компрессорной секцией, с массой, получаемой турбинной секцией расширения, или с некоторым ее процентом.
В соответствии с настоящим изобретением блок 302 получает дополнительную массу по трубопроводам 330 и 332 между компрессорной секцией 312 и секцией расширения 314, что без принятия специальных мер вызывает разбаланс.
Для решения этой задачи сепаратор 326 может удалять массу путем удаления азота или отбора части сжатого воздуха, как это показано на фиг.
3. В сепараторе 326 может быть использована такая технология разделения, как мембранная или угольная абсорбция, а также любая иная технология, которая подходит для удаления азота или других веществ, не требующихся для работы ЛТК 308. В вариантах выполнения системы с достаточно прочными упорными подшипниками компрессорной 312 и турбинной 314 секций не требуется применение сепаратора 326 или устройства отбора воздуха.
ЛТК. 308 получает воздух и/или обогащенный воздух по трубопроводу 328 совместно с газообразными легкими углеводородами и остаточными газами из соответствующих трубопроводов 330 и 332. Затем в АТ К 308 происходит автотермическая конверсия газа, после чего синтез-газ выдается по трубопроводу 334. Объем газа, производимого и выдаваемого АТК 308, может быть существенно выше того, который обычно ожидают от обычной газотурбинной камеры сгорания. В АТК 308 не происходит полное сжигание газа или полное осуществление реакции; вместо этого, за счет более значительных объемов выдаваемого АТК 308 газа, в секции расширения 314 может быть произведен соответствующий объем энергии. В выпускном трубопроводе 334 АТ К 308 температура газа должна лежать в приемлемом диапазоне для его ввода в секцию расширения 314.
Может производиться дополнительный контроль поступающего в АТК 308 газа для установления таких соотношений для АТК 308, что кислород исчезает и главным образом превращается в СО или СО2. Такой контроль поступающего в АТК 308 газа может быть осуществлен при помощи одного или нескольких клапанов управления, которые показаны на фиг. 3 в виде клапана управления 331 и могут быть использованы для управления отношением газообразных легких углеводородов к воздуху на входе АТК 308.
Выход 324 секции расширения 314 подключен к трубопроводу 336, который флюидально связан с теплообменником или холодильником 338.
Холодильник 338 при помощи трубопровода 340 связан со вторым сепаратором 342. Синтез-газ, который содержит некоторые продукты горения и разбавленный газообразный азот, поступает сначала на секцию расширения 314 и расширяется, после чего поступает на выход 324. Холодильник 338 дополнительно охлаждает газ, что должно приводить к конденсации, по меньшей мере, некоторой части воды из газа. В данном примере применен процесс Фишера-Тропша, поэтому желательно использование сепаратора 342. Сконденсированная из газа вода при его прохождении через секцию расширения 314 и холодильник 338 должна быть уда лена ранее подачи продукта на второй компрессор 348. Поэтому сепаратор 342 имеет дренаж 344 для удаления воды. Газообразный продукт из сепаратора 342 по трубопроводу 346 поступает на компрессор 348.
Может потребоваться увеличение давления синтез-газа, выходящего из секции расширения 314 газовой турбины 310, до его поступления в реактор Фишера-Тропша 350, поэтому в систему может быть введен компрессор 348. Привод компрессора 348 может быть обеспечен самым различным образом. Если упорные подшипники газовой турбины 310 позволяют иметь достаточный разбаланс газовой турбины 310 для создания избыточной энергии, то может быть использована прямая связь 400 между секцией расширения 314 и компрессором 348, как это показано на фиг. 4. Если от газовой турбины 310 не могут быть получены достаточные количества избыточной энергии, то избыточная энергия может быть использована с добавкой.
За счет сжатия в компрессоре 348 газ в трубопроводе 352 должен быть достаточно нагрет перед его вводом в реактор ФишераТропша 350, преимущественно в диапазоне температур от 350 до 500°Е (от 175 до 260°С). При некоторых обстоятельствах желательно добавить теплообменник между компрессором 348 и реактором Фишера-Тропша 350, чтобы дополнительно нагревать в нем газ.
Компрессор 348 флюидально связан с реактором 350 при помощи трубопровода 352. В этом примере реактором 350 может быть реактор Фишера-Тропша, который содержит соответствующий катализатор. Как упоминалось ранее, могут быть использованы и другие реакторы для осуществления других процессов. Выход 354 реактора Фишера-Тропша 350 подключен к трубопроводу 356, соединенному с теплообменником 358. С выхода теплообменника 358 продукт по трубопроводу 360 поступает на третий сепаратор 362. Отделенные в сепараторе 362 более тяжелые углеводороды по трубопроводу 368 поступают в бак хранения или в резервуар 364. Остаточный газ отводится по трубопроводу 370. В сепараторе 362 также удаляется вода, которая в случае процесса ФишераТропша отводится по трубопроводу 372.
Остаточный газ по трубопроводу 370 подается на сепаратор 374, в котором использован такой процесс разделения, как мембранная или угольная абсорбция, или центробежный процесс, а также может быть использована любая иная технология разделения. В случае примера с использованием процесса Фишера-Тропша азот может быть извлечен из метана. Выход сепаратора 374 подключен к трубопроводу 332, который, как это упоминалось ранее, соединен со входом АТК 308. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, остаточный газ полностью потребляется в АТК 308, причем энергетический баланс системы равен нулю или даже требуется некоторый объем дополнительной энергии для второго компрессора 348.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 5, на которой показан другой пример осуществления настоящего изобретения. Система ФишераТропша 500 содержит систему выработки синтез-газа 501 и реактор Фишера-Тропша 550. В этом варианте сжатый воздух по трубопроводу 518 поступает на компрессор 512. Сжатый воздух с выхода компрессора 512 по трубопроводу 520 поступает на автотермический конвертер 508. Газообразные легкие углеводороды по трубопроводу 530 подаются в трубопровод 520 и поступают в ЛТК. 508. По причине добавки массы в потоке между компрессором 512 и турбиной 514 упорные подшипники, объединенные со связью 516 между компрессором 512 и турбиной 514, должны быть достаточно прочными для нормальной работы при разбалансе, или же должен быть удален достаточный объем массы, чтобы позволить упорным подшипникам работать в соответствии с их техническими требованиями по усилию разбаланса. Для удаления массы, если это требуется, может быть использован сепаратор, удаляющий азот, или механизм для стравливания (отвода) части сжатого воздуха, установленный на трубопроводе 520, как это показано позицией 526. Синтез-газ с выхода АТ К 508 по трубопроводу 534 поступает на турбину 514. Газ с выхода турбины 514 по трубопроводу 536 подается на реактор ФишераТропша 550. В этом варианте турбина может уменьшать давление в трубопроводе 536 до меньшего не нулевого уровня по сравнению с давлением поступающего на турбину 514 синтез-газа. Например, давление на входе реактора 550 может составлять 50 ρκί. Несмотря на то, что для работы реактора 550 могут быть желательны более высокие давления, в нем могут быть использованы достаточно активные катализаторы, обеспечивающие хорошие характеристики реактора 550 при более низком давлении. Такая система позволяет избежать необходимости использования второго компрессора. Таким образом, несмотря на то, что реактор 550 может работать не при оптимальном КПД, уменьшение капвложений за счет исключения компрессора может сделать такую систему предпочтительной.
Несмотря на то, что детально были описаны альтернативные варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что в них специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят, однако, за рамки приведенной далее формулы изобретения и соответствует духу настоящего изобретения.

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система для конверсии легких углеводородов в более тяжелые, отличающаяся тем, что содержит установку для получения синтезгаза и установку для синтеза Фишер-Тропша, причем установка для получения синтез-газа включает первый компрессор, трубопровод для подачи легких углеводородов, автотермический конвертер для получения синтез-газа и сжигания в нем, по крайней мере, части газа, соединенный с первым компрессором и трубопроводом для подачи легких углеводородов, и турбинную секцию расширения, соединенную с автотермическим конвертером для получения энергии с помощью синтез-газа, поступающего из автотермического конвертера, при этом турбинная секция расширения соединена с первым компрессором для передачи ему энергии, а установка для синтеза Фишер-Тропша соединена с турбинной секцией расширения для приема из нее синтез-газа и получения более тяжелых углеводородов.
  2. 2. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что содержит сепаратор, соединенный с первым компрессором и автотермическим конвертером для избирательного удаления масс из газового потока, проходящего через сепаратор.
  3. 3. Система по п.2, отличающаяся тем, что сепаратор представляет собой сепаратор азота, соединенный с первым компрессором и автотермическим конвертером для избирательного удаления азота из газового потока, проходящего через сепаратор.
  4. 4. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что компрессор и турбина расширения образуют одну газовую турбину для одного газа.
  5. 5. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что компрессор на входе получает обогащенный воздух, осуществляет его сжатие, а на выходе выдает воздух на автотермический конвертер.
  6. 6. Способ конверсии легких углеводородов в более тяжелые углеводороды, отличающийся тем, что включает выполнение операций для сжатия воздуха в первом компрессоре, подачи сжатого воздуха в первый сепаратор и в автотермический конвертер, подачи легких углеводородов в автотермический конвертер, подачи синтез-газа в турбинную секцию расширения для получения энергии, подачи синтез-газа после турбинной секции расширения в установку для синтеза Фишер-Тропша и конверсии синтезгаза в установке для синтеза Фишер-Тропша в более тяжелые углеводороды.
  7. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что осуществляют удаление азота из сжатого воздуха в первом сепараторе.
  8. 8. Способ по п.6, отличающийся тем, что, по крайней мере, часть полученной в установке для синтеза Фишер-Тропша хвостовой фракции газа подают в автотермический конвертер.
EA199900039A 1996-06-21 1997-06-20 Система и способ выработки синтез-газа EA001466B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US2009296P 1996-06-21 1996-06-21
PCT/US1997/010733 WO1997048639A1 (en) 1996-06-21 1997-06-20 Synthesis gas production system and method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA199900039A1 EA199900039A1 (ru) 1999-06-24
EA001466B1 true EA001466B1 (ru) 2001-04-23

Family

ID=21796703

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA199900039A EA001466B1 (ru) 1996-06-21 1997-06-20 Система и способ выработки синтез-газа

Country Status (8)

Country Link
US (2) US6155039A (ru)
EP (1) EP0909258A1 (ru)
AU (1) AU740616B2 (ru)
BR (1) BR9709857A (ru)
CA (1) CA2257848A1 (ru)
EA (1) EA001466B1 (ru)
NO (1) NO985973L (ru)
WO (1) WO1997048639A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014123454A1 (ru) * 2013-02-06 2014-08-14 Kiryachok Vladimir Georgievich Способ переработки углеводородного газа в стабильные жидкие синтетические нефтепродукты и энергетический комплекс для его осуществления
RU2534077C2 (ru) * 2009-05-22 2014-11-27 Сэсол Текнолоджи (Проприетери) Лимитед Способ совместного производства синтез-газа и электроэнергии

Families Citing this family (79)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5938975A (en) 1996-12-23 1999-08-17 Ennis; Bernard Method and apparatus for total energy fuel conversion systems
EP0950637B1 (en) * 1998-04-16 2004-08-25 Haldor Topsoe A/S Process and unit for the combined production of ammonia synthesis gas and power
TW460570B (en) * 1998-04-16 2001-10-21 Haldor Topsoe As Process and unit for the combined production of ammonia synthesis gas and power
US6114400A (en) * 1998-09-21 2000-09-05 Air Products And Chemicals, Inc. Synthesis gas production by mixed conducting membranes with integrated conversion into liquid products
EP1149140A1 (en) * 1998-12-07 2001-10-31 Syntroleum Corporation Structured fischer-tropsch catalyst system and method for its application
FR2796932B1 (fr) * 1999-07-29 2002-05-31 Inst Francais Du Petrole Installation et procede de production de gaz de synthese comprenant au moins une turbine a gaz
US6156234A (en) * 1999-09-23 2000-12-05 Atlantic Richfield Company Process for supplying a gaseous mixture to an autothermal reactor
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
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
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
US7086468B2 (en) 2000-04-24 2006-08-08 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using heat sources positioned within open wellbores
US6921595B2 (en) 2000-05-31 2005-07-26 Nuvera Fuel Cells, Inc. Joint-cycle high-efficiency fuel cell system with power generating turbine
US6916564B2 (en) * 2000-05-31 2005-07-12 Nuvera Fuel Cells, Inc. High-efficiency fuel cell power system with power generating expander
US6790547B2 (en) 2000-10-02 2004-09-14 Chevron U.S.A. Inc. Process for reducing coke formation in hydrocarbon processing by application of radio frequency electromagnetic radiation utility
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
US20020077512A1 (en) * 2000-12-20 2002-06-20 Tendick Rex Carl Hydrocarbon conversion system and method with a plurality of sources of compressed oxygen-containing gas
US7013972B2 (en) 2001-04-24 2006-03-21 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil shale formation using a natural distributed combustor
WO2003036024A2 (en) 2001-10-24 2003-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for in situ heating a hydrocarbon containing formation by a u-shaped opening
JP2005511964A (ja) * 2001-12-05 2005-04-28 クローソン・ローレンス・ジー 出力発生用膨張機を備える高効率オットー・サイクル機関
GB0200891D0 (en) * 2002-01-16 2002-03-06 Ici Plc Hydrocarbons
AU2003219821A1 (en) * 2002-02-22 2003-09-09 Chevron U.S.A. Inc. Process for reducing metal catalyzed coke formation in hydrocarbon processing
US8238730B2 (en) 2002-10-24 2012-08-07 Shell Oil Company High voltage temperature limited heaters
US20040157940A1 (en) * 2003-02-07 2004-08-12 Dalton Robert C. Method of transport energy
US8277525B2 (en) * 2003-02-07 2012-10-02 Dalton Robert C High energy transport gas and method to transport same
US6939999B2 (en) * 2003-02-24 2005-09-06 Syntroleum Corporation Integrated Fischer-Tropsch process with improved alcohol processing capability
FR2852358B1 (fr) * 2003-03-13 2006-06-09 Procede et un dispositif de cogeneration par turbine a gaz avec chambre de postcombustion
AU2004235350B8 (en) 2003-04-24 2013-03-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Thermal processes for subsurface formations
US20060189702A1 (en) * 2003-08-06 2006-08-24 Tomlinson H L Movable gas-to-liquid system and process
US20050106086A1 (en) 2003-08-06 2005-05-19 Tomlinson H. L. Movable gas-to-liquid system and process
WO2005019100A1 (en) * 2003-08-22 2005-03-03 Syntroleum Corporation Process for production of synthesis gas using an oxygen-containing gas
US6982355B2 (en) * 2003-08-25 2006-01-03 Syntroleum Corporation Integrated Fischer-Tropsch process for production of linear and branched alcohols and olefins
EP1701909A1 (en) * 2004-01-08 2006-09-20 Syntroleum Corporation Processes for starting up an autothermal reformer
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
CA2563583C (en) 2004-04-23 2013-06-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Temperature limited heaters used to heat subsurface formations
WO2006083296A2 (en) * 2004-06-11 2006-08-10 Nuvera Fuel Cells, Inc. Fuel fired hydrogen generator
DE102004049076A1 (de) * 2004-10-08 2006-04-13 Uhde Gmbh Verfahren zur Erzeugung von Synthesegas für eine Ammoniakanlage
US20060149423A1 (en) * 2004-11-10 2006-07-06 Barnicki Scott D Method for satisfying variable power demand
WO2006058107A1 (en) 2004-11-22 2006-06-01 Syntroleum Corporation Movable gas-to-liquid system and process
GB0502608D0 (en) * 2005-02-09 2005-03-16 Rolls Royce Plc A fuel processor
US7527094B2 (en) 2005-04-22 2009-05-05 Shell Oil Company Double barrier system for an in situ conversion process
US20070006566A1 (en) * 2005-07-05 2007-01-11 General Electric Company Syngas turbine
US7266940B2 (en) * 2005-07-08 2007-09-11 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
CA2626962C (en) 2005-10-24 2014-07-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods of producing alkylated hydrocarbons from an in situ heat treatment process liquid
RU2008145876A (ru) 2006-04-21 2010-05-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) Нагреватели с ограничением температуры, в которых используется фазовое преобразование ферромагнитного материала
WO2007127898A2 (en) * 2006-04-27 2007-11-08 Syntroleum Corporation Method of delivery, replacement, and removal of fischer-tropsch catalyst
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
CA2666947C (en) 2006-10-20 2016-04-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Heating tar sands formations while controlling pressure
US7910629B2 (en) * 2006-10-20 2011-03-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Light ends recovery process for a GTL plant
US20080260631A1 (en) 2007-04-18 2008-10-23 H2Gen Innovations, Inc. Hydrogen production process
WO2008131179A1 (en) 2007-04-20 2008-10-30 Shell Oil Company In situ heat treatment from multiple layers of a tar sands formation
EP2203680B1 (en) 2007-09-25 2015-12-23 Bogdan Wojak Methods and systems for sulphur combustion
JP5379805B2 (ja) 2007-10-19 2013-12-25 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 地表下地層の加熱用共通上層土区画付き三相ヒーター
WO2009146158A1 (en) * 2008-04-18 2009-12-03 Shell Oil Company Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations
JP2012509417A (ja) 2008-10-13 2012-04-19 シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー 地表下地層の処理における自己調節型原子炉の使用
US9062260B2 (en) 2008-12-10 2015-06-23 Chevron U.S.A. Inc. Removing unstable sulfur compounds from crude oil
US8448707B2 (en) 2009-04-10 2013-05-28 Shell Oil Company Non-conducting heater casings
US9127523B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations
US9127538B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Methodologies for treatment of hydrocarbon formations using staged pyrolyzation
US8875788B2 (en) 2010-04-09 2014-11-04 Shell Oil Company Low temperature inductive heating of subsurface formations
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US20120055168A1 (en) 2010-09-08 2012-03-08 General Electric Company System and method for producing hydrogen rich fuel
US8631660B2 (en) * 2011-03-23 2014-01-21 General Electric Company Integrated gasification combined cycle system with vapor absorption chilling
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
US20130306573A1 (en) 2011-07-19 2013-11-21 Jacob G. Appelbaum System and method for cleaning hyrocarbon contaminated water
WO2013052561A2 (en) 2011-10-07 2013-04-11 Shell Oil Company Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations
US9605524B2 (en) 2012-01-23 2017-03-28 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
CA2862463A1 (en) 2012-01-23 2013-08-01 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
US20150217266A1 (en) * 2012-09-07 2015-08-06 Afognak Native Corporation Systems and processes for producing liquid transportation fuels
US9527736B2 (en) * 2013-03-27 2016-12-27 General Electric Company System and method for generating nitrogen from a gas turbine
CA2939769C (en) 2014-02-28 2021-06-22 Haldor Topsoe A/S Process for the production of synthesis gas
DE102014006996A1 (de) * 2014-05-13 2015-11-19 CCP Technology GmbH Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von synthetischen Kohlenwasserstoffen
WO2016049195A1 (en) * 2014-09-23 2016-03-31 Community Power Corporation Processes and systems for producing liquid transportation fuels
IT201800000620A1 (it) * 2018-01-08 2019-07-08 Nuovo Pignone Tecnologie Srl Impianto di produzione di ammoniaca
US10836634B1 (en) 2019-03-21 2020-11-17 Emerging Fuels Technology, Inc. Integrated GTL process
EP3715320A1 (en) * 2019-03-27 2020-09-30 Siemens Aktiengesellschaft Method for generating a gas-product
US11220473B1 (en) 2021-02-19 2022-01-11 Emerging Fuels Technology, Inc. Integrated GTL process

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2139644A (en) * 1983-04-06 1984-11-14 Ici Plc Synthesis gas
EP0212755A2 (en) * 1985-08-30 1987-03-04 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process and apparatus for producing synthesis gas
EP0497425A1 (en) * 1991-01-30 1992-08-05 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the combined production of organic compounds and power
JPH04364142A (ja) * 1991-06-10 1992-12-16 Chiyoda Corp メタノール合成プロセス及びそのプラント
WO1993006041A1 (en) * 1991-09-19 1993-04-01 Starchem, Inc. Process for producing and utilizing an oxygen enriched gas
WO1997033847A1 (en) * 1996-03-11 1997-09-18 Syntroleum Corporation Turbine-powered, synthesis-gas system and method

Family Cites Families (95)

* 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
US3765167A (en) * 1972-03-06 1973-10-16 Metallgesellschaft Ag Power plant process
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
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
US4184322A (en) * 1976-06-21 1980-01-22 Texaco Inc. Partial oxidation process
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
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
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
US4549396A (en) * 1979-10-01 1985-10-29 Mobil Oil Corporation Conversion of coal to electricity
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
US4492085A (en) * 1982-08-09 1985-01-08 General Electric Company Gas turbine power plant
DE3375178D1 (en) * 1982-08-26 1988-02-11 Shell Int Research 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
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
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
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
EP0261771B1 (en) * 1986-09-23 1992-04-01 Foster Wheeler Energy Limited Manufacture of organic liquids
US4678723A (en) * 1986-11-03 1987-07-07 International Fuel Cells Corporation High pressure low heat rate phosphoric acid fuel cell stack
JP2621193B2 (ja) * 1987-07-21 1997-06-18 スズキ株式会社 自動２輪車
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
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
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
FR2681131A1 (fr) * 1991-09-11 1993-03-12 Air Liquide Procede et installation de production de monoxyde de carbone et d'hydrogene.
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
NO934505L (no) * 1992-12-10 1994-06-13 Foster Wheeler Energy Ltd Fremgangsmåte for fremstilling av en organisk væske
US5520891A (en) * 1994-02-01 1996-05-28 Lee; Jing M. Cross-flow, fixed-bed catalytic reactor
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
US5861441A (en) * 1996-02-13 1999-01-19 Marathon Oil Company Combusting a hydrocarbon gas to produce a reformed gas
US5733941A (en) * 1996-02-13 1998-03-31 Marathon Oil Company Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2139644A (en) * 1983-04-06 1984-11-14 Ici Plc Synthesis gas
EP0212755A2 (en) * 1985-08-30 1987-03-04 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process and apparatus for producing synthesis gas
EP0497425A1 (en) * 1991-01-30 1992-08-05 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the combined production of organic compounds and power
JPH04364142A (ja) * 1991-06-10 1992-12-16 Chiyoda Corp メタノール合成プロセス及びそのプラント
WO1993006041A1 (en) * 1991-09-19 1993-04-01 Starchem, Inc. Process for producing and utilizing an oxygen enriched gas
WO1997033847A1 (en) * 1996-03-11 1997-09-18 Syntroleum Corporation Turbine-powered, synthesis-gas system and method

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
PATENT ABSTRACTS OF JAPAN vol. 017, no. 232 (C-1056), 12 May 1993 & JP 04 364142 A (CHIYODA CORP), 16 December 1992, see abstract *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2534077C2 (ru) * 2009-05-22 2014-11-27 Сэсол Текнолоджи (Проприетери) Лимитед Способ совместного производства синтез-газа и электроэнергии
US9021814B2 (en) 2009-05-22 2015-05-05 Sasol Technology (Proprietary) Limited Process for co-producing synthesis gas and power
WO2014123454A1 (ru) * 2013-02-06 2014-08-14 Kiryachok Vladimir Georgievich Способ переработки углеводородного газа в стабильные жидкие синтетические нефтепродукты и энергетический комплекс для его осуществления

Also Published As

Publication number Publication date
EP0909258A1 (en) 1999-04-21
AU3496097A (en) 1998-01-07
US6085512A (en) 2000-07-11
AU740616B2 (en) 2001-11-08
BR9709857A (pt) 2002-05-21
WO1997048639A1 (en) 1997-12-24
NO985973D0 (no) 1998-12-18
NO985973L (no) 1998-12-18
EA199900039A1 (ru) 1999-06-24
CA2257848A1 (en) 1997-12-24
US6155039A (en) 2000-12-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA001466B1 (ru) Система и способ выработки синтез-газа
US6011073A (en) System and method for converting light hydrocarbons to heavier hydrocarbons with separation of water into oxygen and hydrogen
US4973453A (en) Apparatus for the production of heavier hydrocarbons from gaseous light hydrocarbons
KR101120919B1 (ko) 압력 변동 개질을 사용한 탄화수소 합성 방법
RU2207975C2 (ru) Сжигание углеводородного газа для получения реформированного газа
RU2309275C2 (ru) Способ и устройство для совместного производства тепловой и электрической энергии газовой турбиной с камерой дожигания
US7045553B2 (en) Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
Hofbauer et al. The FICFB—gasification process
EP2419374B1 (en) Generating power from natural gas with carbon dioxide capture
US8445549B2 (en) Systems and processes for processing hydrogen and carbon monoxide
GB2215345A (en) Production of heavier hydrocarbons from gaseous hydrocarbons
EA000504B1 (ru) Система преобразования газообразного углеводорода и устройство для производства синтетического жидкого углеводорода
UA77491C2 (ru) Способ и установка для получения углеводородов
WO2001072674A1 (en) Hydrocarbon conversion process using a plurality of synthesis gas sources
US6863879B2 (en) Installation and process for the production of synthesis gas comprising a reactor for steam reforming and a reactor for converting CO2 heated by a hot gas
AU714133B2 (en) Turbine-powered, Fischer-Tropsch system and method
US20030171442A1 (en) Method and reactor for reformation of natural gas and simultaneous production of hydrogen
RU2052376C1 (ru) Способ получения синтез-газа и водорода для синтеза оксоспиртов
US11220473B1 (en) Integrated GTL process
Orphanides Achievements and Trends in Reforming System Design

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 BY KG MD 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): AZ KZ TJ RU