EA031571B1 - Способ получения синтез-газа - Google Patents

Способ получения синтез-газа Download PDF

Info

Publication number
EA031571B1
EA031571B1 EA201691228A EA201691228A EA031571B1 EA 031571 B1 EA031571 B1 EA 031571B1 EA 201691228 A EA201691228 A EA 201691228A EA 201691228 A EA201691228 A EA 201691228A EA 031571 B1 EA031571 B1 EA 031571B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
reforming
steam
gas
carbon
stage
Prior art date
Application number
EA201691228A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201691228A1 (ru
Inventor
Томас Зандаль Кристензен
Пиа Эльхольм
Original Assignee
Хальдор Топсёэ А/С
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 Хальдор Топсёэ А/С filed Critical Хальдор Топсёэ А/С
Publication of EA201691228A1 publication Critical patent/EA201691228A1/ru
Publication of EA031571B1 publication Critical patent/EA031571B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • C01B3/40—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 characterised by the catalyst
    • 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
    • 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
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • 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
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C01B2203/0261—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step containing a catalytic partial oxidation step [CPO]
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
    • 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
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
    • C01B2203/1058—Nickel catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1247—Higher hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C01B2203/1264—Catalytic pre-treatment of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C01B2203/1264—Catalytic pre-treatment of the feed
    • C01B2203/127—Catalytic desulfurisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/141—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in parallel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • C01B2203/143—Three or more reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/16—Controlling the process
    • C01B2203/169—Controlling the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel

Landscapes

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

Abstract

Способ получения синтез-газа из углеводородного сырья, содержащего высшие углеводороды, включающий прохождение части потока углеводородного сырья в обход вокруг первого этапа предварительного риформинга и прохождение части, прошедшей предварительный риформинг, и обходной части по меньшей мере еще одного, второго этапа предварительного риформинга.

Description

Настоящее изобретение относится к способу получения синтез-газа, используемого для получения углеводородов, таких как дизельное топливо и бензин, а также для получения синтетического природного газа и кислородсодержащих углеводородов, таких как метанол, с использованием известных процессов получения этих соединений из синтез-газа.
В частности, настоящее изобретение относится к конверсии углеводородного сырья с высоким содержанием высших углеводородов, таких как тяжелый природный газ, попутный газ или сланцевый газ, с получением синтез-газа.
Синтез-газ, также известный как синтетический газ, представляет собой газ, который содержит, в основном, водород и монооксид углерода, и который используют на последующих этапах процесса для получения химических веществ, таких как дизельное топливо или бензин, а также кислородсодержащих углеводородов, таких как метанол.
Попутный газ, также известный как факельный газ, представляет собой вид природного газа с высоким содержанием высших углеводородов, т.е. фракции С2+ (С2-С6+ или углеводородов тяжелее, чем метан), и который обычно обнаруживается при нефтеразведке и добыче нефти.
В прошлом большую часть попутного газа обычно сжигали на факеле, т.к. его потенциальная коммерческая стоимость была ниже стоимости его переработки и транспортировки к месту сбыта.
Сжигание на факеле миллионов тонн попутного газа в день являлось и до сих пор является одним из основных источников выбросов диоксида углерода в атмосферу.
В частности, попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой газ, растворенный в нефти. Известно, что содержание высших углеводородов в таком газе также является высоким. Проблема утилизации ПНГ, как правило, решалась путем его сжигания на факеле.
Известно, что содержание высших углеводородов в сланцевом газе также является высоким, поэтому использование этого газа в химических процессах является проблематичным.
Обычные процессы риформинга включают получение синтез-газа путем парового риформинга (в реакторе ПРМ), двухэтапного риформинга (в реакторе ПРМ в сочетании с окислительным каталитическим риформингом), окислительного риформинга, такого, например, как автотермический риформинг (в реакторе АТР) и частичного каталитического окисления (в реакторе ЧКО) или некаталитического частичного окисления (в реакторе НЧО или в установке для газификации), при необходимости любой из указанных процессов применяют в сочетании с теплообменным риформингом. Для каждой из этих технологий риформинга определено критическое содержание пара в потоке, которое необходимо для того, чтобы избежать нагарообразования или иных нежелательных явлений при процессе риформинга. Наибольшая эффективность процесса достигается в случае, если при функционировании реактора содержание пара немного превышает критическое значение.
При получении синтез-газа, в частности синтетического газа с высоким содержанием СО, функционирование реактора осуществляется преимущественно при низких отношениях пар/углерод. Как известно специалистам, под отношением пар/углерод (П/У) подразумевается молярное отношение пара (или воды) к атомам углерода в любых содержащих углерод углеводородах, за исключением СО и CO2 в определенном технологическом потоке. Такие схемы процесса возможны в случае сочетания адиабатического предварительного риформинга и автотермического риформинга (АТР). Как правило, отношение пар/углерод может составлять 0,4-0,6 в реакторе предварительного риформинга, а общее отношение пар/углерод может составлять 0,6 после отдельного добавления пара в АТР.
При разработке конструкции реактора предварительного риформинга, в частности адиабатического реактора предварительного риформинга, рабочие условия должны быть подобраны таким образом, что температура остается в пределах узкого диапазона для того, чтобы избежать нагарообразования на катализаторе предварительного риформинга, в частности избежать образования углеродных нитевидных кристаллов из высших углеводородов в высокотемпературной части адиабатического реактора предварительного риформинга и избежать смолообразования при полимеризации адсорбированных высших углеводородов на поверхности катализатора в низкотемпературной части реактора.
Сырье на основе обычного природного газа содержит, как правило, 90-95% метана и 5-10% высших углеводородов. Для такого сырья давно известны и применяются на практике подобранные комбинации следующих параметров: отношение пар/углерод, температура, количество добавленного H2 и давление для схемы простого одноэтапного процесса предварительного риформинга, где используются катализаторы предварительного риформинга с высокой активностью.
В сырье на основе тяжелого природного газа, которое может быть получено в виде попутного газа или получено при добыче сланцевого газа на месторождении газа перед дальнейшей переработкой для получения газа с параметрами в соответствии с техническими требованиями трубопроводного транспорта, содержание высших углеводородов может превышать 5-10 об.%. В некоторых регионах мира фракция С2+ (С2-С6+, т.е. углеводородов тяжелее, чем метан) может превышать 20 об.% или даже превышать 30 об.% Для таких случаев диапазон рабочих параметров для низкого отношения П/У может быть крайне узким, этот диапазон может быть даже закрыт, это означает то, что при определенном низком отношении П/У, например при П/У 1,2, в частности при П/У<1,0 рабочие условия подобрать практически невозможно таким образом, чтобы не происходило образование углеродных нитевидных кристаллов из
- 1 031571 высших углеводородов или смолообразование на катализаторе в реакторе предварительного риформинга.
В установках процесса газ-в-жидкость (установка ГВЖ), таких как установки для получения синтетического дизельного топлива или установки, в которых используют синтетическую сырую нефть, на основе синтеза Фишера-Тропша (ФТ-синтез) исходным сырьем в секцию синтеза является синтез-газ, основными компонентами которого являются водород и монооксид углерода. Для ФТ-синтеза, как правило, необходимо, чтобы молярное отношение H2/CO в синтез-газе составляло приблизительно 2,0. Помимо основных компонентов синтез-газ содержит N2, CO2, Ar и CH4. Технология автотермического риформинга (АТР) является одной из предпочтительных технологий для производства синтез-газа для ФТсинтеза. При предпочтительных рабочих условиях функционирование риформера АТР осуществляется при крайне низких отношениях технологического пара и потока углеводородного сырья. Такое отношение, как указывалось ранее, называется отношением пар/углерод (отношение П/У), желательно, чтобы оно находилось в диапазоне 0,2-1,0, зачастую в диапазоне 0,4-0,8. Эта технология является общеизвестной для легкого природного газа, содержащего небольшие количества высших углеводородов, как правило, менее 5 об.%, при этом основную часть (90-95 об.%) такого газа составляет метан.
Конструкция установки для получения синтез-газа, как правило, подразумевает наличие следующих основных технологических этапов: гидрогенизация и десульфуризация, адиабатический предварительный риформинг, автотермический риформинг, охлаждение синтез-газа, получение пара путем регенерации избыточного тепла, отпарка технологического конденсата.
Для тяжелого природного газа с высоким содержанием высших углеводородов, как правило, свыше 5 об.%, в особенности свыше 15 об.%, обеспечить функционирование на этапе предварительного риформинга при низких отношениях пар/углерод в диапазоне 0,4-0,8 может быть проблематичным или невозможным. При использовании такого тяжелого природного газа на катализаторе предварительного риформинга может происходить нежелательное нагарообразование в соответствии с описанием выше, в результате чего будет происходить разрушение катализаторных брикетов. Отношение пар/углерод на этапе предварительного риформинга может быть повышено до значений более 0,8 и даже более 1,1 для того, чтобы предотвратить нагарообразование на катализаторе предварительного риформинга, и это является нежелательным, так как означает необходимость в реакторах парового риформинга большего размера и в целом необходимость в более объемном оборудовании.
Специалистам известно, что адиабатический предварительный риформинг осуществляется с использованием одноэтапной системы предварительного риформинга, в которой происходит смешение потока углеводородного сырья (природного газа или нафты) с технологическим паром и нагревание смеси до подачи в такой адиабатический реактор предварительного риформинга. Специалистам также известны нежелательные побочные реакции, в результате которых происходит нагарообразование на катализаторе, а также допустимые рабочие диапазоны параметров, таких как температура и отношение пар/углерод, зависящие от типа углеводородного сырья. Соответственно известно, что для каждого из обычных типов углеводородного сырья, таких как нафта, СНГ и природный газ, существует свой диапазон критических рабочих температур, а также отношений пар/углерод. Таким образом, предварительный риформинг легкого природного газа осуществляется при низких отношениях П/У, в диапазоне 0,1-0,5 с соответствующей температурой для того, чтобы избежать нагарообразования при уменьшении количества метана со сниженными отношениями пар/углерод. Известно, что для предварительного риформинга нафты необходимо, чтобы количество пара значительно превосходило количество природного газа с отношениями пар/углерод в диапазоне 1,3-2,0 и даже выше - в диапазоне 2,5-3,0.
Технологические процессы переработки нафты в качестве исходного сырья также известны из уровня техники. В частности, известны конструкции, в которых происходит разделение потока и используется комбинация так называемого реактора каталитически обогащенного газа (реактор КОГ, как следует из названия, - адиабатический реактор с неподвижным слоем катализатора) и реактора гидрогазификации. Целью такого процесса или системы является получение синтетического природного газа (СПГ), в особенности метана, с концентрациями более 90 об.% Сырьем является фракция легких дистиллятов (нафта), как правило, содержащая углеводороды с количеством атомов углерода в диапазоне С5-С8, при этом не содержащая метан и легкие углеводороды, такие как этан. Массовое отношение пар/углерод в процессе является особенно высоким (2,0 мас.% или более), что соответствует молярному отношению пар/углерод 1,3, при этом температура на подаче в реактор КОГ составляет 400°C, а на подаче в реактор гидрогазификации - 330°C. Таким образом, отсутствие нагарообразования при функционировании обеспечивается путем сохранения крайне низких значений температуры, в частности, значительно ниже 400°C и даже ниже 350°C.
В документе WO 2010/120962 описана система, состоящая из двух адиабатических реакторов предварительного риформинга, расположенных последовательно, за которыми следует трубчатый риформер. Углеводородным сырьем является природный газ, содержащий углеводороды с количеством атомов углерода в диапазоне C1-C6. Отношение пар/углерод является высоким, в диапазоне 1,5-2,4. В описанной схеме процесса акцент делается на повышение термальной эффективности установки по производству водорода с трубчатым риформером (реактор парового риформинга метана, ПРМ) и реактором сдвига.
- 2 031571
Повышение термальной эффективности установки обеспечивается с помощью этапа нагревания между первым и вторым реактором предварительного риформинга, при этом второй реактор предварительного риформинга может не являться адиабатическим реактором предварительного риформинга при использовании в нем нагревательного элемента. Все количество углеводородов поступает в первый реактор предварительного риформинга с нагреванием между первым и вторым реактором предварительного риформинга, при этом часть пара поступает в первый реактор предварительного риформинга, а часть во второй.
В документе WO 2008/154678 описана система, в которой используется несколько этапов катализируемого предварительного риформинга и катализируемого риформинга в так называемом реакторе с печатной схемой. Этапы предварительного риформинга могут располагаться последовательно, при этом все количество углеводородов и все количество пара поступает в первый реактор предварительного риформинга.
В документе US 3,278,452 описан способ получения синтез-газа, при котором происходит прохождение сырья на основе природного газа через реактор парового риформинга метана (печь для первичного риформинга или обычную топливную печь). Часть природного газа идет в обход печи первичного риформинга, а затем объединяется с газом, прошедшим первичный риформинг, и потом проходит через второй риформер. В указанном документе отсутствует упоминание о предварительном риформинге.
Цель настоящего изобретения - избежать нагарообразования на катализаторах предварительного риформинга при использовании различных типов углеводородного сырья, включая тяжелый природный газ, с сохранением низкого общего отношения пар/углерод, в частности 0,8 или менее.
Другой целью настоящего изобретения является предоставление способа, при котором можно избежать нагарообразования на катализаторах предварительного риформинга при использовании различных типов углеводородного сырья, включая тяжелый природный газ, с сохранением такого же низкого общего отношения пар/углерод с одним этапом предварительного риформинга.
Эти, а также другие цели решаются настоящим изобретением согласно следующим признакам изобретения в соответствии с прилагаемой формулой изобретения.
1. Способ получения синтез-газа, используемого для получения химических соединений из углеводородного сырья, содержащего высшие углеводороды, включающий следующие этапы:
(a) разделение углеводородного сырья по меньшей мере на два потока, при этом первый поток является основным потоком углеводородного сырья, а второй поток является обходным потоком углеводородного сырья;
(b) добавление пара к основному потоку углеводородного сырья и предварительный риформинг этого потока с получением газа, прошедшего предварительный риформинг, содержащего метан, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и высшие углеводороды;
(c) объединение обходного потока углеводородного сырья, полученного на этапе (а), с газом, прошедшим предварительный риформинг, полученным на этапе (b), и предварительный риформинг объединенного таким образом газа с получением газа, прошедшего предварительный риформинг, содержащего метан, водород, монооксид углерода и диоксид углерода;
(d) этап риформинга, на котором осуществляют риформинг газа, прошедшего предварительный риформинг, полученного на этапе (с), с получением синтез-газа, содержащего водород, монооксид углерода и диоксид углерода.
2. Способ по признаку 1, отличающийся тем, что он дополнительно включает этап гидродесульфуризации, на котором происходит удаление соединений серы, содержащихся в углеводородном сырье, до разделения углеводородного сырья на этапе (а).
3. Способ по признаку 1, отличающийся тем, что до предварительного риформинга на этапе (b) или (с) он дополнительно включает этап гидродесульфуризации, на котором происходит удаление соединений серы, содержащихся в основном потоке углеводородного сырья, или в обходном потоке углеводородного сырья, или в обоих этих потоках.
4. Способ по любому из признаков 1-3, отличающийся тем, что на этапе предварительного риформинга (b) отношение пар/углерод находится в диапазоне 0,60-1,30, рассчитанное как отношение пар/углерод, в то время как на этапе предварительного риформинга (с) отношение пар/углерод является более низким и находится в диапазоне 0,30-0,80, рассчитанное как отношение пар/углерод.
5. Способ по признаку 4, отличающийся тем, что дополнительно на этапе предварительного риформинга (b) отношение пар/углерод находится в диапазоне 1,30-2,80, рассчитанное как отношение пар/углерод в высших углеводородах, в то время как дополнительно на этапе предварительного риформинга (с) отношение пар/углерод является более высоким и находится в диапазоне 2,80-4,50, рассчитанное как отношение пар/углерод в высших углеводородах.
6. Способ по любому из признаков 1-5, отличающийся тем, что образовавшийся после разделения основной поток углеводородного сырья составляет по меньшей мере 30 об.% от общего объема углеводородного сырья.
7. Способ по любому из признаков 1-6, отличающийся тем, что при добавлении пара на этапе (b) используют пар с высоким давлением из секции отпарки технологического конденсата, расположенной
- 3 031571 далее по ходу процесса после этапа риформинга (d).
8. Способ по любому из признаков 1-7, отличающийся тем, что пар добавляют только к основному потоку углеводородного сырья, который подают на этап предварительного риформинга (b).
9. Способ по любому из признаков 1-8, отличающийся тем, что смесь, полученную путем добавления пара к основному потоку углеводородного сырья, подвергают предварительному нагреванию до 380480°C перед подачей на этап предварительного риформинга (b).
10. Способ по любому из признаков 1-9, отличающийся тем, что предварительный риформинг на любом из этапов (b) или (с) или на обоих этих этапах представляет собой адиабатический предварительный риформинг в присутствии катализатора.
11. Способ по признаку 10, отличающийся тем, что катализатором является твердый катализатор парового риформинга на основе никеля, который пригоден для использования при температурах ниже 650°C.
12. Способ по любому из признаков 1-11, отличающийся тем, что на этапе риформинга (d) осуществляют ПРМ (паровой риформинг метана), ТОР (теплообменный риформинг), АТР (автотермический риформинг), ЧКО (частичное каталитическое окисление), НЧО (некаталитическое частичное окисление) или комбинацию этих процессов.
13. Способ по признаку 12, отличающийся тем, что на этапе риформинга осуществляют АТР, или ЧКО, или НЧО.
14. Способ по любому из признаков 1-13, отличающийся тем, что синтез-газ, полученный на этапе (d), подвергают синтезу с получением жидких углеводородов, включая синтез Фишера-Тропша и синтез бензина.
15. Способ по признаку 14, отличающийся тем, что остаточный газ или выделяющийся газ, полученный на этапе синтеза жидких углеводородов, подают обратно на этап предварительного риформинга (b), этап предварительного риформинга (с), этап риформинга (d) или на несколько из этих этапов.
16. Способ по любому из признаков 1-15, отличающийся тем, что углеводородное сырье, содержащее высшие углеводороды, выбирают из попутного газа, или сланцевого газа, или попутного нефтяного газа.
На единственном приведенном чертеже показан частный вариант осуществления изобретения, включающий обработку углеводородного сырья на двух этапах предварительного риформинга.
Для предотвращения нагарообразования при низких отношениях пар/углерод и при высоких содержаниях высших углеводородов в углеводородном сырье, т.е. углеводородов с количеством атомов в диапазоне С2-С6+ (углеводородов с большим количеством атомов, чем у метана), в таком сырье, как тяжелый природный газ, в соответствии с настоящим изобретением предлагается способ, при котором происходит разделение потока углеводородного сырья на две или несколько частей. Первую часть потока углеводородного сырья смешивают со всем количеством пара, необходимого для процесса, и подают в первый реактор предварительного риформинга, в частности в адиабатический реактор предварительного риформинга. Температуру исходной смеси регулируют до оптимального значения, в частности до 350500°C, более конкретно до 380-480°C, для предотвращения нагарообразования в таком одноэтапном реакторе предварительного риформинга. Такой реактор предварительного риформинга также характеризуется функционированием при средних значениях отношения П/У менее 1,2 или 1,3 и предпочтительно в диапазоне 0,60-1,30, более предпочтительно в диапазоне 0,90-1,20, наиболее предпочтительно при значении 1,10. Затем выходящий поток из первого реактора предварительного риформинга смешивают со второй частью потока углеводородного сырья (обходной частью), а затем направляют на второй этап предварительного риформинга. Температуру смеси, подаваемой на второй этап, регулируют до оптимального значения для предотвращения нагарообразования в реакторе предварительного риформинга второго этапа, в частности до 350-500°C, более конкретно до 380-480°C. Такой реактор предварительного риформинга второго этапа характеризуется функционированием при более низких значениях отношения П/У 0,30-0,80, предпочтительно 0,40-0,75, более предпочтительно 0,5-0,75, наиболее предпочтительно при значении 0,70, однако при среднем значении отношения пар/высшие углеводороды (П/ВУВ).
При использовании по тексту настоящего документа термина отношение пар/высшие углеводороды (П/ВУВ) имеют в виду молярное отношение пара (или воды) к высшим углеводородам в определенном технологическом потоке, где высшие углеводороды представляют фракцию С2+ (С2-С6+) технологического газа.
При использовании по тексту настоящего документа термина общее отношение пар/углерод, общее отношение П/У имеют в виду молярное отношение пара или воды, которые добавляют в ходе процесса к атомам углерода, содержащимся в любых содержащих углерод углеводородах за исключением СО и CO2 в углеводородном сырье (до разделения потока).
При использовании по тексту настоящего документа термина общее отношение пар/углерод в высших углеводородах, общее отношение П/ВУВ имеют в виду молярное отношение пара или воды, которые добавляют в ходе процесса к атомам углерода, содержащимся в любых содержащих углерод углеводородах с двумя и более атомами углерода (С2-С6+) в углеводородном сырье (до разделения потока).
- 4 031571
Термин предварительный риформинг и реактор предварительного риформинга при использовании выше и ниже по тексту настоящего документа означает процесс парового риформинга и установку парового риформинга, с помощью которых осуществляют конверсию высших углеводородов в смесь метана, оксидов углерода и водорода.
Как известно специалистам, термин предварительный риформинг не является взаимозаменяемым с термином паровой риформинг или с терминами, относящимся к другим процессам риформинга, таким как паровой риформинг метана (ПМР), автотермический и/или вторичный риформинг. Предварительный риформинг осуществляют, как правило, при температурах в диапазоне 375-650°C, предпочтительно при адиабатических условиях в неподвижном слое катализатора, основной целью этого процесса является удаление углеводородов с большим количеством атомов, чем у метана, в то время как паровой риформинг на следующем этапе осуществляют при значительно более высоких температурах (7001000°C), и его основной целью является получение смеси СО, CO2 и H2 (синтез-газ), которая пригодна для применения на последующих этапах способа, например для синтеза Фишера-Тропша.
Таким образом, предварительный риформинг в соответствии с любым из вариантов осуществления изобретения, описанных выше или ниже по тексту настоящего документа, предпочтительно осуществляют при адиабатических условиях.
Без применения способа по изобретению в соответствии с описанием в настоящем документе для того, чтобы избежать нагарообразования при функционировании, общее отношение П/У должно превышать 1, что влечет за собой необходимость увеличения объемов оборудования и, следовательно, капитальных затрат из-за того, что в этом случае в процессе происходит перемещение больших количеств пара.
В соответствии с частным вариантом осуществления изобретения в случае использования особенно тяжелого исходного газа после второго реактора предварительного риформинга по ходу процесса может быть расположен третий реактор предварительного риформинга. Во втором реакторе предварительного риформинга (и в других следующих далее по ходу процесса последовательных реакторах предварительного риформинга) особое внимание необходимо уделять возможности нагарообразования из метана, которое может происходить при высоких температурах и низких общих отношениях П/У на выходе из второго реактора предварительного риформинга или из следующих далее по ходу процесса реакторов предварительного риформинга, в случае если во втором реакторе предварительного риформинга общий тепловой эффект реакции является экзотермическим.
Таким образом, конструкция в соответствии с настоящим изобретением включает два или несколько последовательных адиабатических реакторов предварительного риформинга с поэтапным добавлением сырья, содержащего углеводороды, т.е. тяжелого природного газа, для того чтобы избежать нагарообразования в реакторе предварительного риформинга, сохраняя при этом низкое общее отношение пар/углерод. Функционирование каждого из реакторов предварительного риформинга осуществляется при средних значениях отношения П/ВУВ, при этом обеспечивается отсутствие нагарообразования при функционировании; в частности, на первом этапе предварительного риформинга (этап (b)) отношение пар/углерод находится в диапазоне 1,30-2,80, более конкретно 1,50-2,00 или 1,60-1,80, рассчитанное как отношение пар/углерод в высших углеводородах, в то время как на втором этапе предварительного риформинга (этап (с)) отношение пар/углерод в высших углеводородах является более высоким и находится в диапазоне 2,80-4,50, более конкретно 3,00-4,50 или 3,50-3,60, рассчитанное как отношение пар/углерод в высших углеводородах.
В соответствии с частным вариантом осуществления изобретения образовавшийся после разделения основной поток углеводородного сырья составляет по меньшей мере 50 об.% от общего объема углеводородного сырья, предпочтительно 50-90 об.%, предпочтительно 60-80 об.%, более предпочтительно 70 об.%. Особенно предпочтительный диапазон - 30-70 об.%
Вариант осуществления изобретения (признак изобретения), в соответствии с которым при добавлении пара на этапе (b) используют пар с высоким давлением из секции отпарки технологического конденсата, расположенной далее по ходу процесса после этапа риформинга (d), обеспечивает возможность удаления нежелательных растворенных газов, а также возможность повторного использования технологического конденсата, который образуется далее по ходу процесса, в результате чего энергоэффективность процесса возрастает.
В соответствии с частным вариантом осуществления изобретения, при котором добавление пара осуществляют только к основному потоку углеводородного сырья, который подают на этап предварительного риформинга (b) (отдельное добавление пара на этап предварительного риформинга (с) не осуществляют), обеспечивается возможность не только получить высокое отношение П/У на первом этапе предварительного риформинга, но также обеспечивается и большая простота конструкции и снижение капитальных затрат, так как в процессе можно использовать меньшее количество насосов и труб.
На втором этапе предварительного риформинга содержащиеся в потоке высшие углеводороды подвергают риформингу с получением водорода, монооксида углерода, диоксида углерода и метана, что соответствует уравнениям реакций (1), (2) и (3), приведенным ниже.
- 5 031571 (1) CnHm + nH2O -ч> nCO + (n + m/2)H2 - тепло (2) CH4 + Н2О θ СО + ЗН2 - тепло (3) СО + Н2О θ СО2 + Н2 + тепло
Уравнение (1) описывает конверсию высших углеводородов в СО и Н2. Уравнение (2) показывает равновесную реакцию риформинга метана с получением СО и H2. Уравнение (3) представляет собой реакцию сдвига.
Реакции согласно уравнению (1) и (2) являются эндотермическими, в то время как реакция согласно уравнению (3) является экзотермической, однако для процесса преобладающей будет являться потребность в тепле для реакций согласно уравнениям (1) и (2). В случае если реактор предварительного риформинга представляет собой адиабатический реактор, приток тепла отсутствует, таким образом, при использовании природного газа в качестве сырья при функционировании наблюдается снижение температуры.
В ходе функционирования системы риформинга при функционировании без пара, при слишком низком отношении пар/углерод или при слишком высоких температурах на частицах катализатора возможно нагарообразование. Отложения углерода внутри частиц приведут к снижению механической прочности и повышению перепада давления в слое катализатора, в то время как отложения на внешней поверхности частиц приведут к снижению активности.
Отложения углерода в реакторе предварительного риформинга возможны в случае низких отношений пар/углерод или в случае перегрева сырьевого потока. Определенный уровень высокой температуры необходим для достижения значительной каталитической активности и конверсии углеводородного сырья, и, следовательно, для осуществления процесса предварительного риформинга, однако слишком высокие температуры могут также привести к отложениям углерода, что, очевидно, является нежелательным. Соответственно смесь, полученную путем добавления пара к основному потоку углеводородного сырья, подвергают предварительному нагреванию до 380-480°C перед подачей на этап предварительного риформинга (b). Аналогичный температурный диапазон может применяться на втором и при необходимости на последующих этапах предварительного риформинга.
На прилагаемом чертеже углеводородное сырье в виде природного газа 1 объединяют с потоком 2 водорода, а затем нагревают с помощью огневого нагревательного устройства 10 до подачи в блок 20 гидродесульфуризации (ГДС). Десульфурированное углеводородное сырье 3 затем разделяют на обходной поток 4 и основной поток 5 углеводородного сырья. Основной поток углеводородного сырья смешивают с паром 6 и нагревают в теплообменном устройстве 30 до соответствующей температуры для осуществления этапа предварительного риформинга в первом блоке 40 предварительного риформинга. Газ 7, прошедший предварительный риформинг, таким образом, смешивают с обходным потоком 4 с образованием объединенного потока 8, который затем подают на второй этап предварительного риформинга в блок 50 предварительного риформинга. Газ 9, прошедший окончательный предварительный риформинг, таким образом, подают на последующий этап риформинга (не показан) для получения синтез-газа.
Пример.
В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения применяют конструкцию, предусматривающую разделение потока, в которой используют два последовательных реактора предварительного риформинга для основного потока углеводородного сырья. С помощью этого общее отношение пар/углерод сохраняется на низком уровне, однако функционирование первого реактора предварительного риформинга осуществляется при высоком отношении пар/углерод, а функционирование второго реактора предварительного риформинга осуществляется при низком отношении пар/углерод, однако при высоком отношении пар/углерод в высших углеводородах.
В соответствии с примером исходный газ имеет следующий состав:
- 6 031571
Сырье на основе тяжелого природного газа характеризуется тем, что более 40 об.% углерода содержится в высших углеводородах, а для газа 2 такое отношение составляет более 60 об.%, в то время как обычный природный газ (в этом примере) содержит лишь 6-7 об.% углерода в виде высших углеводородов.
В частности, для тяжелого газа 1 (тяжелый исходный газ 1) количество углерода в высших углеводородах (ВУВ) составляет 62, в то время как общее количество углерода составляет 138, что равняется 45 об.%. Для тяжелого газа 2 (тяжелый исходный газ 2) количество углерода в высших углеводородах (ВУВ) составляет 106, в то время как общее количество углерода составляет 165, что равняется 64 об.%.
Поток тяжелого природного газа сначала смешивают с водородом и подают в секцию десульфуризации, какие-либо органические соединения серы в природном газе подвергают гидрогенизации с образованием H2S, затем H2S (который изначально содержится в потоке или который образуется в ходе гидрогенизации) удаляют из природного газа путем абсорбции в поглотительную массу на основе ZnO.
Предварительный риформинг происходит в первом (этап (b)) и втором (этап (с)) блоке предварительного риформинга. Такое решение применяется для повышения эффективности использования технологического пара и снижения потребления пара, в результате чего повышается энергоэффективность процесса. Все высшие углеводороды, присутствующие в потоке, преобразуются в газ, прошедший предварительный риформинг, состоящий в основном из СН4, H2, СО и СО2.
Оба реактора предварительного риформинга содержат катализатор предварительного риформинга в виде никельсодержащего катализатора риформинга, который может использоваться при температурах ниже 650°C и при низком отношении пар/углерод.
Перед подачей в секцию предварительного риформинга поток, подвергавшийся десульфуризации, разделяют, 70% потока смешивают с нагретым до высокой температуры паром с высоким давлением и насыщенным паром из секции отпарки технологического конденсата, при этом достигается необходимое отношение пар/углерод. Г азовую смесь затем подвергают предварительному нагреванию до температуры на подаче в диапазоне 380-480°C в теплообменном устройстве до подачи в первый реактор предварительного риформинга. Газ, прошедший предварительный риформинг, затем смешивают с оставшейся частью десульфурированного газа перед подачей во второй реактор предварительного риформинга. Газ, прошедший окончательный предварительный риформинг, таким образом, подают затем в АТР и в оставшуюся часть установки ГВЖ.
В соответствии с приведенным частным примером для тяжелого исходного газа 2 (тяжелый газ 2) отношение пар/углерод в реакторах предварительного риформинга составляет следующие величины.
предварительный риформер.
Пар/С (расчет на основании общего количества углеводородов)=1,10; пар/С (расчет на основании высших углеводородов)=1,74.
предварительный риформер.
Пар/С (расчет на основании общего количества углеводородов)=0,70; пар /С (расчет на основании высших углеводородов)=3,51.
Общее.
Пар/С (расчет на основании общего количества углеводородов)=0,78; пар /С (расчет на основании высших углеводородов)=1,24.
- 7 031571
При такой двухэтапной схеме риформинга нагарообразование на катализаторе отсутствует.
В случае если бы в способе был лишь один этап предварительного риформинга с общим отношением пар/углерод (расчет на основании отношения пара к общему количеству углеводородов), то такая технологическая схема привела бы к отложению углерода, содержащегося в высших углеводородах, на катализаторах предварительного риформинга.
Без применения способа по изобретению для того, чтобы избежать нагарообразования при функционировании, общее отношение П/У должно превышать 1.

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения синтез-газа, используемого для получения химических соединений, из углеводородного сырья, содержащего углеводороды фракции С2+, включающий следующие этапы:
    (a) разделение углеводородного сырья по меньшей мере на два потока, первый поток углеводородного сырья и второй поток углеводородного сырья в форме обходного потока углеводородного сырья;
    (b) добавление пара к первому потоку углеводородного сырья и предварительный риформинг этого потока с получением газа, прошедшего предварительный риформинг, содержащего метан, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и углеводороды фракции С2+;
    (c) объединение обходного потока углеводородного сырья, полученного на этапе (а), с газом, прошедшим предварительный риформинг, полученным на этапе (b), и предварительный риформинг объединенного таким образом газа с получением газа, прошедшего предварительный риформинг, содержащего метан, водород, монооксид углерода и диоксид углерода; где на этапе предварительного риформинга (b) молярное отношение пар/углерод является более высоким, чем молярное отношение пар/углерод на этапе предварительного риформинга (с);
    (d) этап риформинга, на котором осуществляют риформинг газа, прошедшего предварительный риформинг, полученного на этапе (с), с получением синтез-газа, содержащего водород, монооксид углерода и диоксид углерода.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно включает этап гидродесульфуризации, на котором происходит удаление соединений серы, содержащихся в углеводородном сырье, до разделения углеводородного сырья на этапе (а).
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что до предварительного риформинга на этапе (b) или (с) он дополнительно включает этап гидродесульфуризации, на котором происходит удаление соединений серы, содержащихся в первом потоке углеводородного сырья, или во втором потоке углеводородного сырья, или в обоих этих потоках.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что на этапе предварительного риформинга (b) молярное отношение пар/углерод находится в диапазоне 0,60-1,30, в то время как на этапе предварительного риформинга (с) молярное отношение пар/углерод является более низким и находится в диапазоне 0,30-0,80.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что образовавшийся после разделения первый поток углеводородного сырья составляет по меньшей мере 30 об.% от общего объема углеводородного сырья.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что добавляемый пар на этапе (b) представляет собой пар с высоким давлением из секции отпарки технологического конденсата, расположенной далее по ходу процесса после этапа риформинга (d).
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что пар добавляют только к первому потоку углеводородного сырья, который подают на этап предварительного риформинга (b).
  8. 8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что смесь, полученную путем добавления пара к первому потоку углеводородного сырья, подвергают предварительному нагреванию до 380-480°C перед подачей на этап предварительного риформинга (b).
  9. 9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что стадия предварительного риформинга на любом из этапов (b) или (с) или на обоих этих этапах представляет собой адиабатический предварительный риформинг в присутствии катализатора.
  10. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что катализатором является твердый катализатор парового риформинга на основе никеля, который пригоден для использования при температурах ниже 650°C.
  11. 11. Способ по любому из пп.1-10, отличающийся тем, что на этапе риформинга (d) осуществляют паровой риформинг метана (ПРМ), теплообменный риформинг (ТОР), автотермический риформинг (АТР), частичное каталитическое окисление (ЧКО), некаталитическое частичное окисление (НЧО) или комбинацию этих процессов.
  12. 12. Способ по п.11, отличающийся тем, что на этапе риформинга осуществляют автотермический риформинг (АТР), или частичное каталитическое окисление (ЧКО), или некаталитическое частичное окисление (НЧО).
  13. 13. Способ по любому из пп.1-12, отличающийся тем, что синтез-газ, полученный на этапе (d), подвергают синтезу с получением жидких углеводородов, включая синтез Фишера-Тропша и синтез бензина.
    - 8 031571
  14. 14. Способ по п.13, отличающийся тем, что остаточный газ или выделяющийся газ, полученный на этапе синтеза жидких углеводородов, подают обратно на этап предварительного риформинга (b), этап предварительного риформинга (с), этап риформинга (d) или на несколько из этих этапов.
  15. 15. Способ по любому из пп.1-14, отличающийся тем, что углеводородное сырье, содержащее углеводороды фракции С2+, выбирают из попутного газа, или сланцевого газа, или попутного нефтяного газа.
EA201691228A 2013-12-12 2014-12-11 Способ получения синтез-газа EA031571B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DKPA201370764 2013-12-12
PCT/EP2014/077394 WO2015086752A1 (en) 2013-12-12 2014-12-11 Process for the production of synthesis gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201691228A1 EA201691228A1 (ru) 2016-09-30
EA031571B1 true EA031571B1 (ru) 2019-01-31

Family

ID=52021215

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201691228A EA031571B1 (ru) 2013-12-12 2014-12-11 Способ получения синтез-газа

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9890041B2 (ru)
KR (2) KR102349885B1 (ru)
AU (1) AU2014363523B2 (ru)
BR (1) BR112016013624A2 (ru)
CA (1) CA2933420C (ru)
CL (1) CL2016001422A1 (ru)
EA (1) EA031571B1 (ru)
MX (1) MX2016007322A (ru)
SA (1) SA516371275B1 (ru)
UA (1) UA120173C2 (ru)
WO (1) WO2015086752A1 (ru)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2017144403A1 (en) * 2016-02-26 2017-08-31 Haldor Topsøe A/S Carbon monoxide production process optimized by soec
FR3053034A1 (fr) * 2016-06-22 2017-12-29 Gauchi Georges Martino Procede de fabrication d'hydrogene de schiste
WO2018108413A1 (en) * 2016-12-13 2018-06-21 Haldor Topsøe A/S System and process for synthesis gas production
US10370248B2 (en) * 2017-01-27 2019-08-06 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Maximizing steam methane reformer combustion efficiency by pre-heating pre-reformed fuel gas
US10870810B2 (en) 2017-07-20 2020-12-22 Proteum Energy, Llc Method and system for converting associated gas
PT3658490T (pt) * 2017-07-25 2024-07-26 Haldor Topso̸E As Processo para melhorar a eficiência de uma instalação de gás de sintese de amoníaco
CA3069817A1 (en) * 2017-07-25 2019-01-31 Haldor Topsoe A/S Method for the preparation of ammonia synthesis gas
KR102596272B1 (ko) * 2017-07-25 2023-11-01 토프쉐 에이/에스 합성 가스의 제조 방법
NZ760489A (en) * 2017-07-25 2024-07-05 Haldor Topsoee As Method for the preparation of synthesis gas
AU2018305877B2 (en) * 2017-07-25 2024-04-18 Haldor Topsøe A/S Method for the preparation of synthesis gas

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3278452A (en) * 1959-12-24 1966-10-11 Pullman Inc Production of hydrogen-containing gases
EP0155867A1 (fr) * 1984-03-09 1985-09-25 Institut Français du Pétrole Nouveau procédé de fabrication de gaz de synthèse par oxydation indirecte d'hydrocarbures
EP0233076A2 (en) * 1986-02-10 1987-08-19 Foster Wheeler Energy Limited Process for the production of synthesis gas
EP1245532A2 (en) * 2001-03-30 2002-10-02 Ishikawajima-Harima Heavy Industries Co., Ltd. Method and apparatus for reforming fuel
WO2006095127A1 (en) * 2005-03-08 2006-09-14 Rolls-Royce Fuel Cell Systems Limited A fuel processor for a fuel cell arrangement and a method of operating a fuel processor for a fuel cell arrangement
DE102006023248A1 (de) * 2006-05-18 2007-11-22 Lurgi Ag Verfahren und Anlage zur Herstellung von Synthesegas
EP1927577A1 (en) * 2006-12-01 2008-06-04 Casale Chemicals S.A. Process for producing synthesis gas and related apparatus
DE102008039014A1 (de) * 2008-08-21 2010-02-25 Uhde Gmbh Mehrstufige Reaktorkaskade zur rußfreien Herstellung von Systhesegas

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7967878B2 (en) 2002-01-04 2011-06-28 Meggitt (Uk) Limited Reformer apparatus and method
MY145000A (en) * 2005-03-14 2011-12-15 Shell Int Research Process to prepare a mixture of carbon monoxide and hydrogen
CN102395524B (zh) 2009-04-15 2015-07-15 气体产品与化学公司 制造含氢产物气体的方法

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3278452A (en) * 1959-12-24 1966-10-11 Pullman Inc Production of hydrogen-containing gases
EP0155867A1 (fr) * 1984-03-09 1985-09-25 Institut Français du Pétrole Nouveau procédé de fabrication de gaz de synthèse par oxydation indirecte d'hydrocarbures
EP0233076A2 (en) * 1986-02-10 1987-08-19 Foster Wheeler Energy Limited Process for the production of synthesis gas
EP1245532A2 (en) * 2001-03-30 2002-10-02 Ishikawajima-Harima Heavy Industries Co., Ltd. Method and apparatus for reforming fuel
WO2006095127A1 (en) * 2005-03-08 2006-09-14 Rolls-Royce Fuel Cell Systems Limited A fuel processor for a fuel cell arrangement and a method of operating a fuel processor for a fuel cell arrangement
DE102006023248A1 (de) * 2006-05-18 2007-11-22 Lurgi Ag Verfahren und Anlage zur Herstellung von Synthesegas
EP1927577A1 (en) * 2006-12-01 2008-06-04 Casale Chemicals S.A. Process for producing synthesis gas and related apparatus
DE102008039014A1 (de) * 2008-08-21 2010-02-25 Uhde Gmbh Mehrstufige Reaktorkaskade zur rußfreien Herstellung von Systhesegas

Also Published As

Publication number Publication date
WO2015086752A1 (en) 2015-06-18
CL2016001422A1 (es) 2017-01-06
AU2014363523A1 (en) 2016-06-23
US20170022056A1 (en) 2017-01-26
CA2933420C (en) 2021-09-28
EA201691228A1 (ru) 2016-09-30
AU2014363523B2 (en) 2018-02-15
KR102492899B1 (ko) 2023-01-31
CA2933420A1 (en) 2015-06-18
KR102349885B1 (ko) 2022-01-11
US9890041B2 (en) 2018-02-13
SA516371275B1 (ar) 2019-07-01
BR112016013624A2 (pt) 2018-05-22
UA120173C2 (uk) 2019-10-25
MX2016007322A (es) 2016-08-19
KR20160097266A (ko) 2016-08-17
KR20220008389A (ko) 2022-01-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA031571B1 (ru) Способ получения синтез-газа
EA029880B1 (ru) Способ получения углеводородов
US8889746B2 (en) Enhancement of Fischer-Tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a GTL environment
RU2524720C2 (ru) Комплексная установка для переработки газа
US9353022B2 (en) Process for conversion of natural gas to hydrocarbon products and a plant for carrying out the process
AU2011376695B2 (en) Enhancement of fischer-tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a GTL environment
KR20150065879A (ko) 합성 가스 제조 방법
EP2944606A1 (en) Process for generating hydrogen from a fischer-tropsch off-gas
AU2010245167A1 (en) Efficient and environmentally friendly processing of heavy oils to methanol and derived products
RU2665691C2 (ru) Усовершенствованный способ фишера-тропша для составления углеводородного топлива с применением условий gtl
KR20220108806A (ko) 수소 및 석유화학물질을 형성하기 위한 처리 시설
CA2872194C (en) Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of fischer-tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a gtl environment
CA2751615A1 (en) Enhancement of fischer-tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a gtl environment
EA005142B1 (ru) Интегрированный способ получения углеводородов
CA2636118A1 (en) Process and device for utilization of soot in pox plants
US9890098B2 (en) Process for the production of synthesis gas
CN100430347C (zh) 制备含硫的蒸汽裂化器原料的方法
EP2826746A1 (en) Process for producing hydrogen
RU2776173C1 (ru) Способ получения жидких углеводородов с помощью процесса фишера-тропша, интегрированного в нефтеперерабатывающие установки
US11479728B2 (en) Process for preparing liquid hydrocarbons by the Fischer-Tropsch process integrated into refineries
RU2684420C1 (ru) Способ получения синтетической нефти из природного/попутного нефтяного газа и компактная установка для получения синтетической нефти из природного/попутного нефтяного газа
Steinberg Hydrogen Production from Fossil Fuels.“
EA009247B1 (ru) Способ и система для превращения природного газа в жидкие углеводороды

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 TJ