EA025037B1 - Способ получения углеводородных масел - Google Patents

Способ получения углеводородных масел Download PDF

Info

Publication number
EA025037B1
EA025037B1 EA201391432A EA201391432A EA025037B1 EA 025037 B1 EA025037 B1 EA 025037B1 EA 201391432 A EA201391432 A EA 201391432A EA 201391432 A EA201391432 A EA 201391432A EA 025037 B1 EA025037 B1 EA 025037B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
exhaust gas
oil
synthesis
fischer
Prior art date
Application number
EA201391432A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201391432A1 (ru
Inventor
Кенити Кавадзуиси
Фуюки Яги
Сухеи Вакамацу
Томоюки Микурия
Original Assignee
Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн
Инпекс Корпорейшн
ДжейЭкс НИППОН ОЙЛ ЭНД ЭНЕРДЖИ КОРПОРЕЙШН
Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд.
Космо Ойл Ко., Лтд.
Ниппон Стил Энд Сумикин Инджиниринг Ко., Лтд.
Тийода 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 Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн, Инпекс Корпорейшн, ДжейЭкс НИППОН ОЙЛ ЭНД ЭНЕРДЖИ КОРПОРЕЙШН, Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд., Космо Ойл Ко., Лтд., Ниппон Стил Энд Сумикин Инджиниринг Ко., Лтд., Тийода Корпорейшн filed Critical Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн
Publication of EA201391432A1 publication Critical patent/EA201391432A1/ru
Publication of EA025037B1 publication Critical patent/EA025037B1/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
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • C10G7/02—Stabilising gasoline by removing gases by fractioning
    • 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
    • C01B3/384—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 the catalyst being continuously externally heated
    • 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
    • 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
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • C10G21/14—Hydrocarbons
    • 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
    • C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
    • C10G25/003—Specific sorbent material, not covered by C10G25/02 or C10G25/03
    • 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
    • C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
    • C10G29/205—Organic compounds not containing metal atoms by reaction with hydrocarbons added to the hydrocarbon oil
    • 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
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/04—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas with liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1487—Removing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0238—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a carbon dioxide reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—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
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
    • 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
    • Y02P20/141—Feedstock

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Тяжелые углеводороды, содержащиеся в уходящем газе FT способа GTL, удаляются посредством приведения в контакт уходящего газа FT с поглотительным маслом, посредством введения уходящего газа FT в дистилляционную колонну, посредством охлаждения уходящего газа FT или посредством нагнетания уходящего газа FT в адсорбент. Предотвращается забивание наконечника горелки для нагрева трубы риформера при использовании уходящего газа FT в качестве топлива посредством его забивания при осаждении тяжелых углеводородов, содержащихся в уходящем газе FT.

Description

Изобретение относится к способу удаления тяжелых углеводородов, содержащихся в уходящем газе, полученном на стадии реакции Фишера-Тропша способа получения синтетического жидкого топлива (ОТЬ), и к использованию переработанного уходящего газа в качестве топлива на стадии получения синтез-газа способа ОТЬ.
Уровень техники
Природный газ считается перспективным топливом, которое дает меньшую нагрузку на окружающую среду по сравнению с топливами на основе нефти, поскольку при горении природный газ не дает ни оксидов серы, ни веществ в виде частиц, которые будут загрязнять окружающую среду, и дает меньше диоксида углерода на единичное количество генерируемого тепла.
По этой причине природный газ привлекает все большее внимание в качестве альтернативного топлива, которое может заменить нефть в области источников энергии, поскольку решения указанных выше проблем с окружающей средой ищутся срочно и разнообразные ресурсы требуются во всем мире.
Технология ОТЬ, как известно, предлагает способы получения жидких синтетических углеводородов, таких как нафта, керосин, газойль и т.д., путем химических реакций с использованием природного газа в качестве исходных материалов. Способы, основанные на технологии ОТЬ, как правило, включают стадию получения синтез-газа (т.е. газообразной смеси монооксида углерода и водорода) путем реакции риформинга (стадии получения синтез-газа), стадию получения искусственного жидкого топлива, содержащего углеводороды с прямой цепью в качестве главных компонентов, из синтез-газа путем реакции синтеза Фишера-Тропша (РТ) (стадия синтеза РТ) и стадию преобразования искусственного жидкого топлива в товарные нефтепродукты путем гидрообработки, гидроизомеризации и реакции гидрокрекинга (стадии рафинирования).
Синтез-газ получают путем реакции риформинга природного газа. Известные технологии получения синтез-газа с использованием реакции риформинга включают способ парового риформинга, способ СО2 риформинга, способ аутотермического риформинга (ЛТК), способ каталитического частичного окисления (СРОХ) и способ прямого частичного окисления (РОХ).
С точки зрения лежащих в основе принципов реакции риформинга грубо классифицируются на реакцию парового риформинга получения синтез-газа посредством добавления водяного пара к природному газу, следующую уравнению реакции (1), показанному ниже; и реакцию риформинга с использованием диоксида углерода получения синтез-газа посредством добавления диоксида углерода к природному газу или посредством использования диоксида углерода, содержащегося в природном газе, следующую уравнению реакции (2), показанному ниже. Заметим, что в качестве примеров в уравнениях, показанных ниже, представлены реакции риформинга метана, содержащегося в природном газе.
Уравнение (1) : СН4 + Н2О —> СО + ЗН2 йН298 = +2 06 кДж/моль Уравнение (2) : СН4 + СО2 —> 2СО + 2Н2 йН25,8 = +2 4 8 кДж/моль
Как видно из указанных выше уравнений (1) и (2), обе перечисленные выше реакции риформинга представляют собой эндотермические реакции, это означает, что тепло, необходимое для осуществления реакций, должно подаваться извне. В этом отношении в случае АТК, СРОХ и РОХ реакция риформинга происходит посредством полного окисления части исходных материалов природного газа посредством горелки и/или катализатора и с использованием тепла, которое генерируется, когда диоксид углерода и воду получают из углеводородов, таких как метан. По этой причине реакционная система в целом представляет собой экзотермическую реакцию, и, следовательно, не нужно подавать тепло извне.
В случае способа парового риформинга и способа риформинга СО2, с другой стороны, труба риформера, которая заполнена катализатором, располагается в печи, и тепло, необходимое для реакции риформинга, подается извне посредством использования нагревательных средств, таких как горелка.
Способ парового риформинга и способ риформинга СО2 требуют большого количества тепла для реакций риформинга, особенно, когда синтез-газ должен получаться в большом масштабе. Следовательно, поскольку должно устанавливаться большое оборудование для риформинга, положительные качества масштабирования используются очень мало. По этой причине, как считается, для крупномасштабного производства пригодными являются АТК и РОХ.
Однако как АТК, так и РОХ включают стадию добавления кислорода в природный газ, которая требует кислородной установки, которая является очень дорогостоящей. Кроме того, поскольку, когда кислород добавляют к природному газу, тепло производится в большом объеме, имеется опасность взрыва. Это означает, что конструирование и работа кислородной установки являются объектами разнообразных ограничений.
С другой стороны, как способ парового риформинга, так и способ риформинга СО2 предлагает то преимущество, что поскольку кислород не вводится в природный газ и их реакции риформинга сами по себе являются эндотермическими, синтез-газ может производиться безопасно. Кроме того, когда способ парового риформинга и способ риформинга СО2 используются одновременно, отношение водо- 1 025037 род/монооксид углерода в получаемом синтез-газе может быть сделано близким к 2,0, что является преимущественным для следующей далее реакции синтеза РТ.
Относительно недостатка способа парового риформинга и способа риформинга СО2, тепла подводимого извне, эффективность использования энергии способов ОТЬ в целом может быть улучшена посредством повторного использования уходящих газов РТ, полученных от следующей далее стадии синтеза РТ, в качестве топлива для нагрева трубы риформера. Уходящий газ РТ относится к газу, содержащему синтез-газ, остающийся непрореагировавшим, и другие газы, такие как метан, которые производятся вторично на стадии синтеза РТ.
В стадии синтеза РТ из водорода и монооксида углерода получают единицу (-СН2-) углеводородной цепи, и такие единицы синтетически объединяются с ростом углеводородной цепи. Это реакция представляет собой в целом экзотермическую реакцию, которая выражается с помощью уравнения реакции (3), показанного ниже.
Уравнение (3) : (2п + 1)Н2 + пСО -> СпН2п+2 + пН2О
ΔΗ298 = -1 67кДж/моль - СО
Количество атомов углерода для углеводородов, полученных от реакции синтеза РТ, не фиксируется, и получаются углеводороды, показывающие различные степени полимеризации (с различными числами п). Отношение количества единиц (-СН2-), которые реально используются для роста углеводородных цепей до общего количества получаемых единиц, упоминается как вероятность роста цепи α и степень, до которой получаются углеводородные цепи, показывающие определенный уровень полимеризации, определяется вероятностью роста цепи α (распределение Андерсона-Шульца-Флори). На стадии синтеза РТ реакция осуществляется при α>0,85, что ускоряет получение фракции керосина и газойля, что является главной целью способа ОТЬ, или α>0,90, что ускоряет получение более тяжелой фракции восков, из которых керосин и газойль могут быть получены с помощью гидрокрекинга. Однако более легкие углеводороды, которые не могут расти удовлетворительно, также получают до небольшой степени, даже когда значение α находится в указанной выше области. Кроме того, потребляется не весь синтез-газ, поступающий на стадию синтеза РТ, и водород и монооксид углерода, которые подаются, частично остаются непрореагировавшими.
Углеводороды, имеющие большое количество атомов углерода и показывающие высокую температуру кипения, которые представляют собой цель реакции синтеза РТ, отбираются как жидкие компоненты, в то время как Н2О и более легкие углеводороды, такие как метан и этан, которые представляют собой побочные продукты реакции, также как и непрореагировавшие водород и монооксид углерода, извлекаются как смешанные газообразные компоненты. Из них водород и монооксид углерода могут повторно использоваться в реакции синтеза РТ. По этой причине Н2О и другие ненужные вещества удаляются из смешанных газообразных компонентов посредством охлаждения и конденсирования газообразных компонентов посредством охлаждающей воды, и смешанный газ, содержащий водород, монооксид углерода, метан, этан и другие углеводороды с низкой температурой кипения, которые не конденсируются, рециклируются в реакцию синтеза РТ. Однако, поскольку метан и некоторые друг углеводороды не взаимодействуют потом, даже если они вводятся обратно в реакцию синтеза РТ, отношение метана, содержащегося в газообразных компонентах, постепенно повышается. Для предотвращения накопления метана и некоторых других углеводородов в реакционной системе для синтеза РТ часть смешанного газа извлекается и удаляется как уходящий газ (уходящий газ РТ). Уходящий газ, полученный таким путем, содержит горючие компоненты, такие как метан, в большой степени, и, следовательно, он может использоваться в качестве топлива для нагрева трубы риформера.
Сущность изобретения
Техническая проблема.
Однако уходящий газ РТ содержит малую долю тяжелых углеводородов, которые представляют собой целевой продукт реакции синтеза РТ.
В частности, тяжелые углеводороды, имеющие пять или больше атомов углерода на молекулу, при нагреве, могут термически разлагаться или полимеризоваться и осаждаться как жидкие или твердые вещества. По этой причине, когда уходящий газ используют в качестве топлива для нагрева трубы риформера без предварительной обработки, осажденные тяжелые углеводороды могут забивать наконечник горелки для нагрева трубы риформера, делая невозможной стабильную работу горелки с целью нагрева и, как следствие, понижают эффективность способа ОТЬ.
Решение проблемы.
В результате интенсивных исследований авторы настоящего изобретения завершили настоящее изобретение как средство для решения указанной выше проблемы. В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ получения различных углеводородных масел из природного газа, включающий стадию получения синтез-газа для получения синтез-газа, содержащего водород и монооксид углерода в качестве главных компонентов, побуждая природный газ, содержащий метан в качестве главного компонента, взаимодействовать с водяным паром и/или диоксидом углерода в нагреваемой трубе риформера, заполненной катализатором риформинга;
- 2 025037 стадию синтеза Фишера-Тропша для получения масла Фишера-Тропша посредством воздействия на синтез-газ, полученный на стадии получения синтез-газа реакции Фишера-Тропша, и впоследствии разделения уходящего газа РТ, содержащего газообразные продукты и непрореагировавший синтез-газ; и стадию рафинирования для получения разнообразных углеводородных масел посредством воздействия на масло Фишера-Тропша гидрообработки, гидроизомеризации и способа гидрокрекинга, где уходящий газ РТ рециклируют в качестве топлива для нагрева трубы риформера после удаления тяжелых углеводородов, содержащихся в уходящем газе РТ.
Преимущественные воздействия изобретения.
В соответствии с настоящим изобретением тяжелые углеводороды, имеющие пять или больше атомов углерода на молекулу, которые содержатся в уходящем газе РТ, удаляют перед тем, как уходящий газ РТ подается в горелку. Таким образом, предотвращается забивание наконечника горелки в результате термического разложения или полимеризации таких тяжелых углеводородов, и труба риформера получает возможность для стабильной работы в течение длительного периода. Кроме того, поскольку уходящий газ РТ можно эффективно использовать в качестве топлива, может быть повышена эффективность использования энергии способа ОТЬ в целом.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой схематическую иллюстрацию способа удаления тяжелых углеводородов в примере 1;
фиг. 2 - схематическую иллюстрацию способа удаления тяжелых углеводородов в примере 2; фиг. 3 - схематическую иллюстрацию способа удаления тяжелых углеводородов в примере 3; фиг. 4 - схематическую иллюстрацию способа удаления тяжелых углеводородов в примере 4; фиг. 5 - схематическую иллюстрацию способа удаления тяжелых углеводородов в примере 5.
Описание вариантов осуществления
Варианты осуществления способа рециклирования уходящего газа РТ в качестве топлива для стадии получения синтез-газа в соответствии с настоящим изобретением будут описаны ниже.
Синтез-газ, полученный посредством реакции риформинга, принудительно протекает в реакторную барботажную колонну, установленную на пути стадии синтеза РТ, из ее нижней части. Реакторная барботажная колонна заполнена суспензией, состоящей из жидких углеводородов, полученных в результате реакции синтеза РТ, и частиц катализатора. Когда синтез-газ поднимается вверх, сквозь суспензию, содержащуюся в колонне, углеводороды получаются в результате реакции синтеза РТ между монооксидом углерода и газообразным водородом.
Из синтезированных углеводородов жидкие углеводороды вводятся в сепаратор как суспензия вместе с частицами катализатора. Твердые компоненты, такие как частицы катализатора, и жидкие компоненты, содержащие жидкие углеводороды, отделяются друг от друга в сепараторе. Затем отделенные твердые компоненты возвращаются в реакторную барботажную колонну. С другой стороны, жидкие компоненты подаются в дистилляционную колонну и нагреваются для фракционной дистилляции с получением фракции нафты (температура кипения примерно 150°С или ниже), фракции керосина/газойля (температура кипени: примерно 150-350°С) и фракции восков (температура кипения примерно 350°С или выше). Впоследствии каждую фракцию вводят на стадию рафинирования.
С другой стороны, газообразные компоненты, содержащие непрореагировавший синтез-газ и синтезированные газообразные углеводороды, выпускаются из верхней части реакторной барботажной колонны и подаются в коллектор углеводородов. Можно использовать любой тип коллектора углеводородов. Коллектор углеводородов, который должен использоваться в настоящем документе, как правило, охлаждает газообразные компоненты посредством теплообменника, использующего охлаждающую воду, и отделяет жидкие компоненты, содержащие конденсированную воду и жидкие углеводороды, от газообразных компонентов, которые остаются неконденсированными. Среди отделенных жидких компонентов воду удаляют и жидкие углеводороды вводят в дистилляционную колонну. Газообразные компоненты, остающиеся в коллекторе углеводородов после разделения, в основном содержат непрореагировавший синтез-газ и легкие углеводороды, такие как метан и этан, но они содержат также тяжелые углеводороды, которые остаются в них в малом количестве. Газообразные компоненты повторно вводятся в нижнюю секцию реакторной барботажной колонны и повторно используются для реакции синтеза РТ. В это время часть повторно введенных газообразных компонентов выводится наружу и выпускается в виде уходящего газа (уходящий газ РТ) для предотвращения накопления метана, этана и т.п., которые не взаимодействуют дополнительно в реакторной барботажной колонне, и уходящий газ РТ используют в качестве топливного газа для нагрева трубы риформера для осуществления реакции риформинга на стадии получения синтез-газа.
Однако выпускаемый таким образом уходящий газ РТ, который должен рециклироваться и использоваться в качестве топливного газа для реакции риформинга, также содержит тяжелые углеводороды в малом количестве.
Когда уходящий газ, содержащий такие тяжелые углеводороды, используют в качестве топливного газа, содержащиеся в нем тяжелые углеводороды осаждаются путем термического разложения и полимеризации и забивают наконечник горелки, становясь препятствием для работы стабильного нагрева трубы
- 3 025037 риформера в течение длительного периода времени. В соответствии с настоящим изобретением эта проблема решается посредством удаления тяжелых углеводородов, содержащихся в уходящем газе РТ, до того как уходящий газ РТ используют в качестве топлива для нагрева трубы риформера.
Теперь настоящее изобретение будет описываться более подробно с помощью предпочтительных вариантов осуществления способа удаления тяжелых углеводородов в соответствии с настоящим изобретением. Необходимо отметить, однако, что настоящее изобретение ни в коем случае не ограничивается следующими далее вариантами осуществления.
Первый вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ приведения уходящего газа РТ в контакт с поглотительным маслом непосредственно для поглощения тяжелых углеводородов, содержащихся в уходящем газе РТ, поглотительным маслом.
Хотя в качестве поглотительного масла можно использовать любое масло, постольку поскольку оно может поглощать углеводороды, имеющие пять или больше атомов углерода на молекулу, содержащиеся в уходящем газе РТ, предпочтительно можно использовать относительно легкий керосин или газойль. Например, можно использовать фракцию керосина или фракцию газойля, которое представляет собой конечный продукт способа СТЬ.
Альтернативно, если в способе СТЬ доступно соответствующее промежуточное масло, можно использовать такое масло. Фракция керосина или газойля, получаемая в результате фракционной дистилляции с помощью дистилляционной колонны, или продукт, получаемый посредством гидрообработки такой фракции, можно использовать в качестве промежуточного масла.
Подобным же образом условия поглощения не являются объектом каких-либо ограничений, и они могут выбираться соответствующим образом в зависимости от поглотительного масла, которое должно использоваться, и других соображений. Однако температура предпочтительно находится в пределах между 10 и 50°С и примерно равна комнатной температуре, и давление предпочтительно находится в пределах между 2,4 МПа в датчике и 3,2 МПа в датчике с точки зрения предотвращения испарения поглотительного масла.
Второй вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ введения уходящего газа РТ в дистилляционную колонну и дистилляцию и отделение тяжелых углеводородов, содержащихся в уходящем газе РТ.
Может использоваться любая дистилляционная колонна, постольку поскольку она может отделять углеводороды, имеющие пять или больше молекула углерода на молекулу, из уходящего газа РТ, вводимого в нее посредством дистилляции. Дистилляционная колонна может дополнительно устанавливаться для способа СТЬ, который является осуществлением настоящего изобретения. Однако, если дистилляционная колонна, которая может отделять углеводороды, имеющие пять или больше атомов углерода на молекулу, от уходящего газа РТ, введенного в нее, уже существует в способе СТЬ, уходящий газ РТ может вводиться в нее. Например, дистилляционная колонна обычно работает для разделения продукта (гидрированной нафты), полученного посредством гидрообработки фракции нафты, извлеченной из верхней части дистилляционной колонны, на жидкую нафту и газ, содержащий легкие углеводороды, в качестве главных компонентов. Затем уходящий газ РТ может вводиться в такую дистилляционную колонну и газ, полученный в результате такого разделения, может использоваться в качестве топлива для нагрева трубы риформера.
Хотя условия дистилляции не являются объектом каких-либо конкретных ограничений, предпочтительно работа дистилляции осуществляется при температуре в пределах между -50 и 40°С и при уровне давлений в пределах между 2,4 МПа в датчике и 3,2 МПа в датчике в верхней части колонны.
Третий вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ охлаждения уходящего газа РТ и конденсирования, и отделения тяжелых углеводородов, содержащихся в нем.
Хотя условия охлаждения не являются объектом каких-либо конкретных ограничений, постольку поскольку углеводороды, имеющие пять или больше атомов углерода на молекулу, содержащиеся в уходящем газе РТ, отделяются при выбранных условиях, предпочтительно, температура, например, находится в пределах между 5 и 20°С и давление находится в пределах между 2,4 МПа в датчике и 3,2 МПа в датчике. Подобным же образом можно использовать любой способ охлаждения. Например, можно использовать охлаждающую воду или теплообменник, использующий воду, высвобождаемую из способа СТЬ.
Четвертый вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ удаления тяжелых углеводородов, содержащихся в уходящем газе РТ, посредством поглощения.
Хотя можно использовать любой адсорбент, постольку поскольку он может отделять углеводороды, имеющие пять или больше атомов углерода на молекулу, содержащиеся в уходящем газе РТ, для адсорбции углеводородов можно использовать, например, активированный уголь. Когда используют активированный уголь, рабочие условия адсорбции предпочтительно являются такими, что температура находится в пределах между 20 и 40°С и уровень давления находится в пределах между 0 МПа в датчике и 3,2 МПа в датчике. Кроме того, активированный уголь предпочтительно регенерируется путем обработки водяным паром, которую осуществляют при температуре в пределах между 100 и 150°С и при уровне давления в пределах между 0 МПа в датчике и 0,35 МПа в датчике. С помощью этого способа, предпочтительно, в способе СТЬ можно установить две адсорбционных колонны, и они могут работать попере- 4 025037 менно для адсорбции и регенерации. Тогда адсорбционные колонны могут работать непрерывно.
Любой из описанных выше первого-четвертого вариантов осуществления не обязательно может применяться сам по себе. Другими словами, преимущества настоящего изобретения могут быть усилены, когда, например, уходящий газ РТ приводят в контакт с поглотительным маслом (первый вариант осуществления) или для него применяют адсорбент (четвертый вариант осуществления), в то время как уходящий газ РТ охлаждается (второй вариант осуществления).
Теперь настоящее изобретение будет описываться с помощью примеров для целей лучшего понимания настоящего изобретения. Однако настоящее изобретение ни в коем случае не ограничивается этими примерами.
Пример 1.
Газ, полученный на стадии синтеза РТ в установке с использованием технологии ОТЬ, который содержит непрореагировавший синтез-газ и газообразные углеводороды, охлаждают и газовую фазу и жидкую фазу отделяют друг от друга с получением уходящего газа РТ, имеющего композицию, показанную в табл. 1. Необходимо отметить, что в табл. 1 Сп обозначает углеводороды, имеющие η атомов углерода на молекулу, и С5+ обозначает углеводороды, имеющие пять или больше атомов углерода на молекулу. Температура и давление полученного уходящего газа РТ составляет соответственно 45°С и 2,75 МПа в датчике, и скорость потока уходящего газа РТ составляет 1000 кмоль/ч (=15,284 кг/ч). Содержание тяжелых углеводородов, имеющих пять или больше атомов углерода на молекулу, составляет 4,32 мас.%.
Таблица 1
Полученный уходящий газ РТ охлаждают до 10°С при уровне давления 2,7 МПа в датчике и конденсированные жидкие компоненты отделяют от неконденсированного топливного газа. Затем тяжелые углеводороды, содержащиеся в жидких компонентах, собирают (фиг. 1). Затем измеряют содержание тяжелых углеводородов, имеющих пять или больше атомов углерода на молекулу, содержащихся в топливном газе.
Пример 2.
Уходящий газ РТ, полученный в примере 1, вводят в дистилляционную колонну и топливный газ, принудительно перемещающийся из верхней части колонны, и жидкие компоненты, принудительно перемещающиеся из нижней части колонны, отделяют друг от друга (фиг. 2). Давление уходящего газа РТ в верхней части колонны составляет 2,65 МПа в датчике, и температура в нижней части колонны составляет 198°С, в то время как температура в верхней части колонны составляет -37°С. После этого измеряют содержание тяжелых углеводородов, имеющих пять или больше атомов углерода на молекулу, содержащиеся в топливном газе, который получают в верхней части колонны.
Пример 3.
Уходящий газ РТ, полученный в примере 1, приводят в контакт с поглотительным маслом, которое эквивалентно газойлю, на одной ступени при условиях уровня давления 2,7 МПа в датчике и температуры 48°С для уходящего газа РТ и собирают тяжелые углеводороды, поглощенные в поглотительном масле (фиг. 3). Табл. 2 показывает свойства дистилляции используемого поглотительного масла. Скорость потока поглотительного масла составляет 10000 кг/ч. После этого измеряют содержание углеводородов, имеющих пять или больше атомов углерода на молекулу, которые содержатся в топливном газе и не поглощаются поглотительным маслом.
- 5 025037
Таблица 2
Дистилляция (δ) ТО
5 250
10 264
20 211
50 296
80 335
90 361
382
Пример 4.
Температуру, при которой уходящий газ РТ приводят в контакт с поглотительным маслом в примере 3, понижают до 10°С и собирают тяжелые углеводороды (фиг. 4). Скорость потока поглотительного масла составляет 10000 кг/ч. После этого измеряют содержание тяжелых углеводородов, имеющих пять или больше атомов углерода на молекулу, которые содержатся в топливном газе и не поглощаются маслом.
Пример 5.
Уходящий газ РТ, такой же как в примере 3, приводят в контакт с поглотительным маслом посредством 8-ступенчатой поглотительной колонны, чтобы собрать тяжелые углеводороды (фиг. 5). Давление уходящего газа РТ в верхней части колонны составляет 2,65 МПа в датчике, и температура в нижней части колонны составляет 49°С, в то время как температура в верхней части колонны составляет 50°С. Скорость потока поглотительного масла составляет 10000 кг/ч. После этого измеряют содержание тяжелых углеводородов, имеющих пять или больше атомов углерода на молекулу, которые содержатся в топливном газе и не поглощаются поглотительным маслом.
Примеры 6-8.
В примерах 6-8 осуществляют эксперименты соответственно такие же, как в примерах 3-5, за исключением того, что скорость потока поглотительного масла удваивают до 20000 кг/ч.
Табл. 3 показывает содержание тяжелых углеводородов, имеющих пять или больше атомов углерода на молекулу, содержащихся в топливном газе, который получают после удаления тяжелых углеводородов, скорость потока жидкости для их сбора или поглотительного масла и отношение, при котором тяжелые углеводороды, содержащиеся в уходящем газе РТ, распределяются в масле для сбора или поглотительном масле, в каждом из примеров 1-8. В каждом из примеров доказан эффект удаления тяжелых углеводородов из топливного газа.
Таблица 3
Топливный газ Скорость потока жидкости для сбора/ поглотительн ого масла Распределение тяжелых углеводородов
Скорость потока Содержание тяжелых углеводородов в топливном газе В жидкости для сбора/поглотительном масле
(кг/час) (¾ масс) (кг/час) (% масс) (¾ масс)
Пр. 1 14940 2,34 344 52,9 47,1
Пр. 2 14627 0,06 657 1, 4 98,6
Пр. 3 14716 1,52 10568 33,9 66, 1
Пр. 4 14411 0,53 10873 11,5 88,5
Пр. 5 14550 0,53 10734 11,7 88,3
Пр. 6 14544 1,02 20740 22,6 77,4
Пр. 7 14237 0,32 21047 6, 3 93,2
14362 0,09 20922 2,0 98,0
Настоящая заявка испрашивает преимущество заявки на патент Японии №2011-078804, поданной 31 марта 2011 г., которая тем самым включается в настоящий документ в качестве ссылки во всей ее полноте.
- 6 025037

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения углеводородных масел из природного газа, включающий стадию получения синтез-газа, содержащего водород и монооксид углерода в качестве основных компонентов, на которой осуществляют взаимодействие природного газа, содержащего метан в качестве основного компонента, с водяным паром и/или диоксидом углерода в нагреваемой трубе риформера, заполненной катализатором риформинга, при этом трубу риформера нагревают горелкой;
    стадию синтеза Фишера-Тропша для получения масла Фишера-Тропша, на которой подвергают синтез-газ, полученный на стадии получения синтез-газа, реакции синтеза Фишера-Тропша и впоследствии отделяют газообразные компоненты от реакционной смеси; и стадию рафинирования для получения углеводородных масел, на которой осуществляют процесс гидрообработки, гидроизомеризации и способ гидрокрекинга масла Фишера-Тропша, при этом газообразные компоненты, отделенные от реакционной смеси на стадии синтеза Фишера-Тропша, охлаждают и отделяют конденсированные компоненты, в то время как неконденсированные компоненты используют повторно в реакции синтеза Фишера-Тропша, а уходящий газ ЕТ, который является частью неконденсированных компонентов, выводимой наружу и неиспользуемой повторно в реакции синтеза ФишераТропша, используют в качестве топлива для нагрева трубы риформера после удаления из уходящего газа ЕТ тяжелых углеводородов, имеющих пять или больше атомов углерода на молекулу.
  2. 2. Способ по п.1, в котором тяжелые углеводороды удаляют посредством приведения отходящего газа ЕТ в контакт с поглотительным маслом.
  3. 3. Способ по п.2, в котором поглотительное масло представляет собой либо керосин, либо газойль.
  4. 4. Способ по п.2 или 3, в котором температуру, при которой уходящий газ ЕТ приводят в контакт с поглотительным маслом, понижают.
  5. 5. Способ по любому из пп.2-4, в котором уходящий газ приводят в контакт с поглотительным маслом с помощью многоступенчатой поглотительной колонны.
  6. 6. Способ по п.1, в котором тяжелые углеводороды удаляют посредством дистилляции уходящего газа ЕТ.
  7. 7. Способ по п.1, в котором тяжелые углеводороды удаляют из уходящего газа ЕТ посредством адсорбции.
  8. 8. Способ по п.7, в котором адсорбент, используемый для адсорбции, представляет собой активированный уголь.
EA201391432A 2011-03-31 2012-03-22 Способ получения углеводородных масел EA025037B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011078804A JP5767497B2 (ja) 2011-03-31 2011-03-31 重質炭化水素の除去方法
PCT/JP2012/001965 WO2012132336A1 (ja) 2011-03-31 2012-03-22 重質炭化水素の除去方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201391432A1 EA201391432A1 (ru) 2014-01-30
EA025037B1 true EA025037B1 (ru) 2016-11-30

Family

ID=46930120

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201391432A EA025037B1 (ru) 2011-03-31 2012-03-22 Способ получения углеводородных масел

Country Status (12)

Country Link
US (1) US20140021094A1 (ru)
EP (1) EP2692833A4 (ru)
JP (1) JP5767497B2 (ru)
CN (1) CN103492532A (ru)
AP (1) AP2013007175A0 (ru)
AU (1) AU2012235394B2 (ru)
BR (1) BR112013025178A2 (ru)
CA (1) CA2831552C (ru)
EA (1) EA025037B1 (ru)
MY (1) MY166432A (ru)
WO (1) WO2012132336A1 (ru)
ZA (1) ZA201307219B (ru)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2014112361A (ru) * 2011-09-01 2015-10-10 ДжиТиЭлПЕТРОЛ ЭлЭлСи Совмещенные системы фишера-тропша и получение синтез-газа
US20160168489A1 (en) * 2013-07-25 2016-06-16 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Method and system for gtl production in fpso

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2577634A (en) * 1948-10-23 1951-12-04 Standard Oil Dev Co Recovery of hydrocarbons from gaseous streams
WO2007114277A1 (ja) * 2006-03-30 2007-10-11 Nippon Steel Engineering Co., Ltd. 液体燃料合成システム
JP2007529594A (ja) * 2004-03-16 2007-10-25 コンパクトジーティーエル パブリック リミテッド カンパニー 長鎖炭化水素を生成させるための天然ガスの処理法
JP2007530709A (ja) * 2003-07-02 2007-11-01 シェブロン ユー．エス．エー． インコーポレイテッド 発熱反応の温度を制御する方法

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2568953A (en) * 1947-10-31 1951-09-25 Kellogg M W Co Process for the synthesis of organic compounds
US5504118A (en) * 1986-05-08 1996-04-02 Rentech, Inc. Process for the production of hydrocarbons
US6540023B2 (en) * 2001-03-27 2003-04-01 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for producing a diesel fuel stock from bitumen and synthesis gas
WO2003048034A1 (en) * 2001-12-05 2003-06-12 Gtl Microsystems Ag Process an apparatus for steam-methane reforming
AU2004218208A1 (en) * 2003-03-05 2004-09-16 Compactgtl Plc Producing longer-chain hydrocarbons from natural gas
US7168265B2 (en) * 2003-03-27 2007-01-30 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
EA201101623A1 (ru) * 2006-05-08 2012-09-28 КОМПАКТДЖТЛ ПиЭлСи Способ осуществления быстрой реакции в компактном каталитическом реакторе
EP1887072A1 (en) * 2006-08-10 2008-02-13 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. a process for the treatment of fischer-tropsch tail gas
WO2008089376A2 (en) * 2007-01-19 2008-07-24 Velocys Inc. Process and apparatus for converting natural gas to higher molecular weight hydrocarbons using microchannel process technology
JP5174411B2 (ja) * 2007-09-28 2013-04-03 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 管式リフォーマーの有効熱利用方法
JP5173531B2 (ja) * 2008-03-31 2013-04-03 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 Ｇｔｌプラントにおける合成ガスリフォーマの運転方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2577634A (en) * 1948-10-23 1951-12-04 Standard Oil Dev Co Recovery of hydrocarbons from gaseous streams
JP2007530709A (ja) * 2003-07-02 2007-11-01 シェブロン ユー．エス．エー． インコーポレイテッド 発熱反応の温度を制御する方法
JP2007529594A (ja) * 2004-03-16 2007-10-25 コンパクトジーティーエル パブリック リミテッド カンパニー 長鎖炭化水素を生成させるための天然ガスの処理法
WO2007114277A1 (ja) * 2006-03-30 2007-10-11 Nippon Steel Engineering Co., Ltd. 液体燃料合成システム

Also Published As

Publication number Publication date
MY166432A (en) 2018-06-27
EP2692833A1 (en) 2014-02-05
CA2831552A1 (en) 2012-10-04
CA2831552C (en) 2016-04-19
JP2012214528A (ja) 2012-11-08
US20140021094A1 (en) 2014-01-23
AU2012235394B2 (en) 2015-09-10
AP2013007175A0 (en) 2013-10-31
ZA201307219B (en) 2014-05-28
EP2692833A4 (en) 2014-11-19
AU2012235394A1 (en) 2013-10-31
EA201391432A1 (ru) 2014-01-30
WO2012132336A1 (ja) 2012-10-04
CN103492532A (zh) 2014-01-01
BR112013025178A2 (pt) 2021-03-23
JP5767497B2 (ja) 2015-08-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5301318B2 (ja) Ｆｔガス成分からの炭化水素回収方法及び炭化水素回収装置
RU2415904C2 (ru) Система синтеза жидкого топлива
JP5301330B2 (ja) 液体炭化水素の合成方法及び液体炭化水素の合成システム
US20130090393A1 (en) Process for producing hydrocarbons from syngas
RU2418840C2 (ru) Система синтеза жидкого топлива
RU2665691C2 (ru) Усовершенствованный способ фишера-тропша для составления углеводородного топлива с применением условий gtl
RU2425089C2 (ru) Система синтеза жидкого топлива
AU2009299346B2 (en) Hydrocarbon synthesis reaction apparatus, hydrocarbon synthesis reaction system, and hydrocarbon synthesizing method
JP2010202678A (ja) Ｆｔ合成炭化水素の精製方法及びｆｔ合成炭化水素蒸留分離装置
EA025037B1 (ru) Способ получения углеводородных масел
JP5367411B2 (ja) Ｆｔガス成分からの炭化水素回収方法及び炭化水素回収装置
AU2010226050B2 (en) Catalyst separation system
US8586640B2 (en) Hydrocarbon synthesis reaction apparatus, hydrocarbon synthesis reaction system, and hydrocarbon synthesizing method
CN107099321A (zh) 利用煤炭地下气化产品气生产费拓合成燃料产品的方法

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 KG MD TJ