JP5721857B2 - バイオマスの接触水熱処理 - Google Patents

バイオマスの接触水熱処理 Download PDF

Info

Publication number
JP5721857B2
JP5721857B2 JP2013544523A JP2013544523A JP5721857B2 JP 5721857 B2 JP5721857 B2 JP 5721857B2 JP 2013544523 A JP2013544523 A JP 2013544523A JP 2013544523 A JP2013544523 A JP 2013544523A JP 5721857 B2 JP5721857 B2 JP 5721857B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
algae
product
catalyst
water
feedstock
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
JP2013544523A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2014503639A (ja
JP2014503639A5 (ja
Inventor
バージニア・エム・ロバーツ
ミシェル・ア・ダージュ
ジェイムズ・アール・ビーレンバーグ
ポール・ジェイ・バーロウィッツ
ポール・ディ・オルデンバーグ
デイビッド・シー・ロング
ハロウ・ウマー−マハマット
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ExxonMobil Technology and Engineering Co
Original Assignee
Exxon Research and Engineering Co
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 Exxon Research and Engineering Co filed Critical Exxon Research and Engineering Co
Publication of JP2014503639A publication Critical patent/JP2014503639A/ja
Publication of JP2014503639A5 publication Critical patent/JP2014503639A5/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP5721857B2 publication Critical patent/JP5721857B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G3/00Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/50Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids in the presence of hydrogen, hydrogen donors or hydrogen generating compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G3/00Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/42Catalytic treatment
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G3/00Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/42Catalytic treatment
    • C10G3/44Catalytic treatment characterised by the catalyst used
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G3/00Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/42Catalytic treatment
    • C10G3/44Catalytic treatment characterised by the catalyst used
    • C10G3/45Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing iron group metals or compounds thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G3/00Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/50Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids in the presence of hydrogen, hydrogen donors or hydrogen generating compounds
    • C10G3/52Hydrogen in a special composition or from a special source
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G3/00Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/62Catalyst regeneration
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/24Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with hydrogen-generating compounds
    • C10G45/26Steam or water
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/44Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons
    • C10G45/46Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons characterised by the catalyst used
    • C10G45/48Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/50Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum or tungsten metal, or compounds thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G47/00Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/02Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
    • C10G47/06Sulfides
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G65/00Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1011Biomass
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1011Biomass
    • C10G2300/1014Biomass of vegetal origin
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1011Biomass
    • C10G2300/1018Biomass of animal origin
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/202Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/205Metal content
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081Recycling aspects
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/44Solvents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/70Catalyst aspects
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80Additives
    • C10G2300/805Water
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02Gasoline
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/04Diesel oil
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/10Lubricating oil
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)

Description

(発明の分野)
本発明は、留出燃料などの炭化水素生成物を製造するための藻類などの様々なタイプのバイオマスの水熱処理に関する。
(発明の背景)
燃料および潤滑油の従来の製造は、鉱物石油の原料(又は供給物もしくはフィード)を所望の製品へと転化(又はコンバージョン)することが依然として主流である。従来の源を再生可能な形態のエネルギーで補足するおよび/または置き換えるためには、様々な問題を克服しなければならない。
従来の燃料および潤滑油の一代替手段は、バイオマスをベースとする匹敵する燃料および潤滑油を製造することである。バイオマスベースの燃料の一利点は、結果として生じる燃料製品が既存のインフラストラクチャおよび技術に適合する可能性があることである。理想的には、バイオマスベースの燃料および潤滑油は、従来の製品の代わりに「簡単に取り換える」やり方で使用することができ、既存の機器を修正する必要なしに再生可能な製品の使用を可能にするであろう。
バイオマスタイプの原料(又は供給物もしくはフィード)の処理のための一選択肢は水熱処理である。水熱処理は、原料を高温および高圧条件下に水に曝すことを含む。特許文献1は、このタイプのプロセスの例を提供している。特許文献1は、近臨界または超臨界水を使用してバイオマスを炭化水素混合物に変換するプロセスを記載している。このプロセスは、様々な初期バイオマス原材料に関して用いることができる。バイオマスは、200バール(20MPa)〜500バール(50MPa)の圧力でおよび320℃〜500℃の温度で処理される。反応器中の雰囲気は、非酸化性と記載されており、水素がある例では含まれている。約4時間が好ましい処理時間と述べられている。水熱処理は、かなりの部分の芳香族およびポリマー化学種、ならびに幾らかの煤煙(又はすす)および/または炭化残渣を含むように思われる、「石油様液体」を生成すると記載されている。この記載は、NiまたはFeなどの、バイオマス原料中に存在する幾らかの金属が、生み出される生成物のタイプを変更できると述べている。この記載はまた、金属が生成物混合物の成分を単純にするために、または望ましくない化合物を除去するために使用できると述べている。添加剤として具体的に述べられている唯一の金属は、チオフェン類などの硫黄化合物の除去用のCu金属である。窒素化合物は、好適な金属の例は提供されていないが、金属との沈澱によって除去することができる別の生成物と特定されている。この記載から、使用される添加金属は、酸化状態の金属ではなく「還元金属」であると思われる。
PCT公報の特許文献2は、超臨界条件でのバイオマスの処理の別の例を提供している。この出願は、ガス状炭化水素および水素を生成するための、藻類またはホテイアオイなどの、湿潤バイオマスの処理を記載している。転化条件は、374℃超の温度および22.1MPa超の温度を有すると定義される、超臨界条件下にバイオマスを水と接触させることを含む。この転化は、高い表面積のチャコールまたは活性炭などの、炭素ベースの触媒の存在下で行われる。このプロセスは、供給原料(又は原料油もしくはフィードストック中の有機物の速い、実質的に完全なガス化を提供すると記載されている。
米国特許第6,180,845号明細書 国際公開第96/30464号パンフレット
(発明の要旨)
本発明の一態様においては、バイオマスの水熱処理方法が提供される。本方法は、バイオマス原料(又はバイオマス供給物もしくはバイオマスフィード)を、多相生成物(又はマルチフェーズプロダクト)を生成するのに有効な水熱処理条件下で溶解金属触媒(又は溶解した金属の触媒)および還元ガスの存在下で水と接触させる工程を含む。この多相生成物は、分離され、少なくとも気相部分、液体炭化水素生成物、水性部分および固体部分を生成することができる。
本発明の別の態様においては、バイオマスの別の水熱処理方法が提供される。本方法は、バイオマス原料と、金属触媒の前駆体を含む溶液と、硫化剤とを反応ゾーンに導入する工程を含む。上記のバイオマス原料、金属触媒前駆体および硫化剤は、上記金属触媒の前駆体を硫化金属触媒へと転化し、かつ多相生成物を生成するのに有効な水熱処理条件下で、還元ガスの存在下で水と接触させることができる。この多相生成物は、分離され、少なくとも気相部分、液体炭化水素生成物、水性部分および固体部分を生成することができる。
本発明のさらに別の態様においては、バイオマスのさらに別の水熱処理方法が提供される。本方法は、バイオマス原料および水性のリサイクルストリーム(又は循環ストリームまたは循環流)を反応ゾーン(又は反応域)へと導入する工程を含み、上記水性のリサイクルストリームは、少なくとも1つの金属触媒を含む。このバイオマス原料は、多相生成物を生成するのに有効な水熱処理条件下で、上記の反応ゾーンにおいて、上記少なくとも1つの金属触媒を含む上記の水性のリサイクルストリームと接触させることができる。液体炭化水素生成物は、上記の多相生成物から分離することができる。
本発明の実施形態によるプロセスを行うために好適な反応系を描く。 本発明の実施形態による反応スキームを概略的に示す。 本発明の別の実施形態によるプロセスを行うために好適な反応系を描く。
(実施形態の詳細な説明)
概要
様々な実施形態において、接触法が、留出物沸点範囲生成物を生成するための藻類原料(または他のバイオマスベースの原料)の水熱処理のために提供される。水熱処理は、超臨界または近超臨界温度および圧力で水の存在下でのバイオマス原料の処理を含むことができる。触媒の存在下での藻類原料の水熱処理は、窒素不純物、酸素不純物、リン不純物、オレフィン不純物、芳香族不純物、金属不純物などの、留出生成物中のあまり望ましくない不純物の少なくとも一部をまた除去しながら、所望の沸点範囲を有する分子へのバイオマスの転化を可能にすることができる。
様々な実施形態においては、触媒は、水熱反応環境に可溶性であり得る。さらにまたはあるいは、触媒は、反応環境下に可溶性である触媒前駆体をベースにすることができる。反応環境下に可溶性である触媒または触媒前駆体は、反応環境へ導入されるある成分に可溶性である触媒または触媒前駆体を意味する。一選択肢は、水熱処理のために使用される水に可溶性である触媒または触媒前駆体を選択することであり得る。別の選択肢は、さらにまたはあるいは、触媒または触媒前駆体を別個の溶媒に溶解させ、溶媒プラス溶解した触媒および/または触媒前駆体を反応環境へ導入することであり得る。
さらにまたはあるいは、触媒または触媒前駆体は生体適合性材料であり得る。生体適合性材料の例は、藻類などのバイオマスの成長(又は増殖)のための栄養素として役立つ材料であり得る。生体適合性材料の別の例は、さらにまたはあるいは、接触水熱処理のために使用される材料の濃度でバイオマス成長環境に悪影響を与えない材料であり得る。
藻類は、輸送燃料および潤滑油などの価値ある製品に転化することができる、トリグリセリド、脂肪酸/アルコール、およびイソプレノイドなどのかなりの量の生成物を含有することができる。しかし、藻類原料を使用可能な製品へ転化する際に多くの課題が存在する。一課題は、藻類からの所望の炭化水素分子の回収である。炭化水素生成物を藻類から回収するための選択肢は、溶媒抽出ベースの方法を用いることであり得る。残念ながら、幾つかの溶媒ベースの方法は、水をほとんどまたはまったく含有しない藻類源の使用を必要とする。このタイプの溶媒抽出を可能にするのに十分な程度までの藻類源の脱水は、運転の高コストを必要とし得る。代わりの溶媒抽出法は、水を含有する藻類試料からの抽出を可能にすることができる。しかし、たとえば蒸留によって、溶媒が水から分離されなければならないので、高コスト工程は通常残る。
溶媒抽出の代替手段として、水熱処理を、炭化水素生成物を藻類源から抽出するために用いることができる。水熱処理は、プロセスのコストを低減できる、水を蒸発させることなしに行うことができるという利点を有する。しかし、炭化水素生成物を生成するためにバイオマスを使用することの別の問題は、バイオマス中の不純物の存在であり得る。藻類原料は、とりわけ、硫黄、窒素、酸素、リン、族I金属、族II金属、遷移金属、オレフィン基、および芳香族基を含有し得る、比較的高い濃度の分子を有することができる。高い不純物レベルのために、非接触水熱処理からの炭化水素生成物を従来プロセスに使用できるに先立って追加の処理が必要とされ得る。
触媒をバイオマスの水熱処理に加えると、留出物沸点範囲生成物中の不純物レベルを低下させることができる。藻類ベースの原料について、炭化水素生成物および/または留出物沸点範囲生成物の総収率は、触媒に依存して、増加するか、または低下する可能性がある。しかし、留出物沸点範囲生成物の適合性は高めることができる。これは、接触水熱処理の単一プロセスが、たとえば、従来型であってもよい、水素化処理および/または脱ロウなどのプロセスでの、さらなる処理に好適な留出物沸点範囲生成物を生成することを可能にすることができる。
供給原料(又は原料油もしくはフィードストック)
本発明の様々な実施形態においては、藻類原料または別のバイオマスベースの原料を、接触水熱処理を用いて処理することができる。例示的な一実施形態においては、原料は典型的には、藻類および水を含有することができ、そして任意選択的に別のバイオ成分源からの追加の原料を含有することができ、ここで、バイオ成分源は、植物、動物、微生物、藻類、またはそれらの組み合わせからなどの、生物材料を含むおよび/または生物材料に由来するあらゆる源である。別の実施形態においては、原料は、藻類および水を含有する出発混合物に由来する原料であることができ、任意選択的に別のバイオ成分源からの原料を含有することができる。さらに別の実施形態においては、原料は一般に、バイオマスをベースとする原料であり得る。
藻類(または他のバイオマス)原料中に存在する水は、細胞外水および/または細胞内水を含み得ることに留意されたい。細胞内水は、藻類細胞などの、細胞の細胞膜内に含有される水を意味する。藻類原料については、細胞外水含量を基準として比較的乾燥しているように見える原料が、かなりの部分の細胞内水を依然として含有することができる。その細胞壁が破裂してしまった藻類(たとえば、実質的に乾燥した/脱水した藻類)については、藻類原料は、(破裂細胞が内部を持たず、外部のみを有するので)細胞外水を含有するにすぎないものであり得る。細胞内水を含有する藻類については、水対(乾燥)藻類の比の計算は、細胞内水が水の重量に考慮され、乾燥藻類の重量に考慮されるべきではないので、藻類重量のどれほどの部分が細胞内水によるかを測定することを必要とする。明快な例として、藻類試料は、細胞外水をまったく含まずに、藻類中の細胞内水の量のために、約1:1以上、たとえば約2:1以上の水対藻類比を依然として有することができよう。したがって、本明細書での藻類の重量への言及は、細胞内水を排除した、乾燥藻類の重量を意味する。
藻類および水を少なくとも含有する原料については、原料の藻類含有率は、少なくとも約5重量%、たとえば少なくとも約10重量%、少なくとも約20重量%、少なくとも約25重量%、または少なくとも約30重量%であり得る。さらにまたはあるいは、原料の藻類含有率は、約50重量%以下、たとえば約30重量%以下、約25重量%以下、または約20重量%以下であり得る。比の観点から、原料中の水対藻類の比は、少なくとも約1:1、たとえば少なくとも約2:1、少なくとも約3:1、または少なくとも約4:1であり得る。さらにまたはあるいは、水対藻類の比は、約25:1以下、たとえば約20:1以下または約10:1以下であり得る。幾つかの実施形態においては、水の量に対する原料の藻類含有率は、藻類源からの水の抽出に関する実施上の配慮点に基づくことができる。したがって、幾つかの実施形態においては、藻類は、藻類と水との混合物またはペーストとして反応器へ導入することができる。さらにまたはあるいは、乾燥形態の藻類は、たとえば、藻類対水の所望の比を達成するために、十分な水と一緒に反応器へ導入することができる。
藻類油または脂質は典型的には、膜成分、貯蔵産物、および/または代謝産物の形態で藻類中に含有され得る。ある種の藻類株、特に珪藻およびシアノバクテリアなどの微細藻類が比例的に高いレベルの脂質を含有することができる。藻類油のための藻類源は、様々な量、たとえば、バイオマスそれ自体の総重量を基準として、2重量%〜80重量%の脂質を含有することができる。
藻類油のための藻類源としては、単細胞および多細胞藻類を挙げることができるが、それらに限定されない。そのような藻類の例としては、紅藻類(rhodophyte)、緑藻類(chlorophyte)、ヘテロコント藻類(heterokontophyte)、トリボ藻類(tribophyte)、灰色藻(glaucophyte)、クロララクニオ藻(chlorarachniophyte)、ユーグレナ藻(euglenoid)、ハプト藻(haptophyte)、クリプトモナド(cryptomonad)、ジノフラゲラム(dinoflagellum)、植物プランクトン(phytoplankton)など、およびそれらの組み合わせを挙げることができる。一実施形態においては、藻類は、クラス緑藻綱(Chlorophyceae)および/またはハプトフィタ(Haptophyta)のものであり得る。具体的な種としては、ネオクロリス・オレオアバンダンス(Neochloris oleoabundans)、スセネデスムス・ジモルファス(Scenedesmus dimorphus)、ユーグレナ・グラシリス(Euglena gracilis)、海洋性珪藻(Phaeodactylum tricornutum)、プレウロクリシス・カルテラエ(Pleurochrysis carterae)、プリムネシウム・パルバム(Prymnesium parvum)、ナンノクロロプシス・ガディチアナ(Nannochloropsis gaditiana)、テトラセルミス・チュイ(Tetraselmis chui)、テトラセルミス・テルチオレクタ(Tetraselmis tertiolecta)、ドナリエラ・サリナ(Dunaliella salina)、クロレラ(Chlorella)の様々な種、およびクラミドモナス・レインハルトチイ(Chlamydomonas reinhardtii)を挙げることができるが、それらに限定されない。追加のまたは代わりの藻類源の非限定的な例としては、アクナンテス(Achnanthes)、アンフィプロラ(Amphiprora)、アンフォラ(Amphora)、アンキストロデスムス(Ankistrodesmus)、アステロモナス(Asteromonas)、ボエケロビア(Boekelovia)、ボロディネラ(Borodinella)、ボツリオコックス(Botryococcus)、ブラクテオコックス(Bracteococcus)、キートケロス(Chaetoceros)、カルテリア(Carteria)、クラミドモナス(Chlamydomonas)、クロロコックム(Chlorococcum)、クロロゴニウム(Chlorogonium)、クロレラ(Chlorella)、クロオモナス(Chroomonas)、クリソスファエラ(Chrysosphaera)、クリコスファエラ(Cricosphaera)、クリプテコジニウム(Crypthecodinium)、クリプトモナス(Cryptomonas)、キクロテラ(Cyclotella)、ドナリエラ(Dunaliella)、エリプソイドン(Ellipsoidon)、エミリアニア(Emiliania)、エレモスファエラ(Eremosphaera)、エルノデスミウム(Ernodesmius)、ユーグレナ(Euglena)、フランケイア(Franceia)、フラギラリア(Fragilaria)、グロエオサムニオン(Gloeothamnion)、ヘマトコッカス(Haematococcus)、ハロカフェテリア(Halocafeteria)、ヒメノモナス(Hymenomonas)、イソクリシス(Isochrysis)、レポキンクリス(Lepocinclis)、ミクラクチニウム(Micractinium)、モノラフィディウム(Monoraphidium)、ナンノクロリス(Nannochloris)、ナンノクロロプシス(Nannochloropsis)、ナビクラ(Navicula)、ネオクロリス(Neochloris)、ネフロクロリス(Nephrochloris)、ネフロセルミス(Nephroselmis)、ニッチア(Nitzschia)、オクロモナス(Ochromonas)、オエドゴニウム(Oedogonium)、オオキスティス(Oocystis)、オストレオコッカス(Ostreococcus)、パブロバ(Pavlova)、パラクロレラ(Parachlorella)、パッシェリア(Pascheria)、フェオダクチラム(Phaeodactylum)、ファガス(Phagus)、プラチモナス(Platymonas)、プレウロクリシス(Pleurochrysis)、プレウロコッカス(Pleurococcus)、プロトテカ(Prototheca)、シュードクロレラ(Pseudochlorella)、ピラミモナス(Pyramimonas)、ピロボトリス(Pyrobotrys)、イカダモ(Scenedesmus)、スケレトネマ(Skeletonema)、スパイロジャイラ(Spyrogyra)、スチチョコッカス(Stichococcus)、テトラセルミス(Tetraselmis)、タラシオシラ(Thalassiosira)、ビリジエラ(Viridiella)、およびボルボックス(Volvox)種の1つ以上の微細藻類、および/またはアグメネルム(Agmenellum)、アナベナ(Anabaena)、アナベノプシス(Anabaenopsis)、アナシスティス(Anacystis)、アファニゾメノン(Aphanizomenon)、アルトロスピラ(Arthrospira)、アステロカプサ(Asterocapsa)、ボルジア(Borzia)、カロトリックス(Calothrix)、カマエシフォン(Chamaesiphon)、クロログロエオプシス(Chlorogloeopsis)、クロオコシジオプシス(Chroococcidiopsis)、クロオコックス(Chroococcus)、クリナリウム(Crinalium)、シアノバクテリウム(Cyanobacterium)、シアノビウム(Cyanobium)、シアノシスティス(Cyanocystis)、シアノスピラ(Cyanospira)、シアノセイス(Cyanothece)、シリンドロスペルモプシス(Cylindrospermopsis)、シリンドロスペルマム(Cylindrospermum)、ダクチロコッコプシス(Dactylococcopsis)、デルモカルペラ(Dermocarpella)、フィッシェレラ(Fischerella)、フレミエラ(Fremyella)、ゲイトレリア(Geitleria)、ゲイトレリネマ(Geitlerinema)、グロエオバクター(Gloeobacter)、グロエオカプサ(Gloeocapsa)、グロエオテーセ(Gloeothece)、ハロスピルリナ(Halospirulina)、イエンガリエラ(Iyengariella)、レプトリングビア(Leptolyngbya)、リムノスリックス(Limnothrix)、リングビア(Lyngbya)、ミクロコレウス(Microcoleus)、ミクロシスティス(Microcystis)、ミクソサルキナ(Myxosarcina)、ノデュラリア(Nodularia)、ノストック(Nostoc)、ノストチョップシス(Nostochopsis)、オシラトリア(Oscillatoria)、フォルミディウム(Phormidium)、プランクトスリックス(Planktothrix)、プレウロカプサ(Pleurocapsa)、プロクロロコッカス(Prochlorococcus)、プロクロロン(Prochloron)、プロクロロトリックス(Prochlorothrix)、プセウドアナベナ(Pseudanabaena)、リブラリア(Rivularia)、シゾトリックス(Schizothrix)、サイトネマ(Scytonema)、スピルリナ(Spirulina)、スタニエリア(Stanieria)、スタリア(Starria)、スチゴネマ(Stigonema)、シムプロカ(Symploca)、シネココッカス(Synechococcus)、シネコシスティス(Synechocystis)、トリポスリックス(Tolypothrix)、トリコデスミウム(Trichodesmium)、チコネマ(Tychonema)、およびキセノコッカス(Xenococcus)種の1つ以上のシアノバクテリアが挙げられる。
接触水熱処理の後に、接触水熱処理からの生成物の一部は、バイオ成分および/または鉱物ベースの原料と組み合わせることができる。組み合わされた供給原料(又は原料油もしくはフィードストック)は、バイオ成分源をベースとする様々な量の原料流れ(又は供給物ストリームもしくはフィードストリーム)を含むことができる。望まれるとき、原料は、少なくとも約0.1重量%、たとえば少なくとも約0.5重量%、少なくとも約1重量%、少なくとも約3重量%、少なくとも約10重量%、少なくとも約15重量%、少なくとも約25重量%、少なくとも約50重量%、または少なくとも約75重量%のバイオ成分源をベースとする原料を含むことができる。そのような実施形態においては、原料はさらにまたはあるいは、約100重量%以下、たとえば約90重量%以下、約75重量%以下、または約50重量%以下のバイオ成分を含むことができる。他の実施形態においては、(たとえば、原料の鉱油部分との共処理のための)バイオ成分原料の量は、たとえば、少なくとも約0.5重量%、たとえば、少なくとも約1重量%、少なくとも約2.5重量%、または少なくとも約5重量%、少なくとも約10重量%、または少なくとも約20重量%のバイオ成分源をベースとする供給原料を含む原料で、比較的低いものであり得る。そのような実施形態においては、原料はさらにまたはあるいは、約50重量%以下、たとえば約25重量%以下、約20重量%以下、約10重量%以下、または約5重量%以下のバイオ成分ベースの供給原料を含むことができる。
本発明の様々な実施形態においては、組み合わされた供給原料としては、植物(高等植物)、動物、魚、および/または藻類などの、様々なバイオマスまたはバイオ成分源からの原料(又は供給物もしくはフィード)を挙げることができる。一般に、これらのバイオ成分源としては、植物性の脂肪/油、動物性の脂肪/油、魚介類の油、熱分解油、および藻類の脂質/油、ならびにそのような材料の成分を挙げることができ、幾つかの実施形態においては、具体的には1つ以上のタイプの脂質化合物を挙げることができる。脂質化合物は典型的には、水に不溶性であるが、非極性(または脂肪)溶媒に可溶性である生体化合物である。そのような溶媒の非限定的な例としては、アルコール、エーテル、クロロホルム、アルキルアセテート、ベンゼン、およびそれらの組み合わせが挙げられる。
主要クラスの脂質としては、脂肪酸、グリセロール由来脂質(脂肪、油およびリン脂質など)、スフィンゴシン由来脂質(セラミド、セレブロシド、ガングリオシド、およびスフィンゴミエリンなど)、ステロイドおよびそれらの誘導体、テルペンおよびそれらの誘導体、脂溶性ビタミン、ある種の芳香族化合物、ならびに長鎖アルコールおよびロウが挙げられるが、それらに必ずしも限定されない。
生体において、脂質は一般に、細胞膜の基盤としておよび燃料貯蔵の形態として役立つ。脂質はまた、リポタンパクおよびリポ多糖類の形態でなどの、タンパク質または炭水化物に抱合されて見いだすことができる。
本発明に従って使用することができる植物油の例としては、菜種(キャノーラ)油、大豆油、ココナツオイル、ヒマワリ油、パーム油、パーム核油、ピーナツ油、アマニ油、トールオイル、コーンオイル、ヒマシ油、ジャトロファオイル、ホホバオイル、オリーブ油、フラクシードオイル、カメリナオイル、サフラワー油、ババス油、獣脂油および米糠油を挙げることができるが、それらに限定されない。
本明細書で言及されるような植物油としてはまた、加工植物油材料を挙げることができる。加工植物油材料の非限定的な例としては、脂肪酸および脂肪酸アルキルエステルが挙げられる。アルキルエステルとしては、典型的にはC〜Cアルキルエステルが挙げられる。メチル、エチル、およびプロピルエステルの1つ以上が好ましい。
本発明に従って使用することができる動物脂肪の例としては、牛脂(タロー)、豚脂(ラード)、七面鳥脂肪、魚脂/油、および鶏脂が挙げられるが、それらに限定されない。動物脂肪は、レストランおよび食肉生産設備などのあらゆる好適な源から入手することができる。
本明細書で言及されるような動物脂肪としては、加工動物脂肪材料がまた挙げられる。加工動物脂肪材料の非限定的な例としては、脂肪酸および脂肪酸アルキルエステルが挙げられる。アルキルエステルとしては、典型的にはC〜Cアルキルエステルが挙げられる。メチル、エチル、およびプロピルエステルの1つ以上が好ましい。
本発明に使用可能な他のバイオ成分原料としては、主としてトリグリセリドおよび遊離脂肪酸(FFA)を含むもののいずれかを挙げることができる。トリグリセリドおよびFFAは典型的には、8〜36個の炭素、好ましくは10〜26個の炭素、たとえば14〜22個の炭素を有する脂肪族炭化水素鎖をそれらの構造中に含有する。トリグリセリドのタイプは、それらの脂肪酸構成要素に従って測定することができる。脂肪酸構成要素は、ガスクロマトグラフィー(GC)分析を用いて容易に測定することができる。この分析は、脂肪または油を抽出する工程と、脂肪または油を鹸化する(加水分解する)工程と、鹸化された脂肪または油のアルキル(たとえば、メチル)エステルを調製する工程と、GC分析を用いて(メチル)エステルのタイプを測定する工程とを含む。一実施形態においては、脂質材料中に存在する総トリグリセリドを基準として、脂質材料中に存在するトリグリセリドの大部分(すなわち、50%超)は、C10〜C26脂肪酸構成要素からなり得る。さらに、トリグリセリドは、グリセロールと3つの脂肪酸との反応生成物と同一の構造を有する分子である。したがって、トリグリセリドは脂肪酸からなるものとして本明細書では記載されるが、脂肪酸成分がカルボン酸水素を必ずしも含有しないことが理解されるべきである。一実施形態においては、総トリグリセリド含有率を基準として、バイオ成分原料中に存在するトリグリセリドの大部分は好ましくは、C12〜C18脂肪酸構成要素からなり得る。生物原材料成分に由来する他のタイプの原料としては、脂肪酸アルキルエステル(たとえば、FAMEおよび/またはFAEE)などの、脂肪酸エステルを挙げることができる。
バイオ成分ベースのディーゼル沸点範囲の原料流れ(又はフィードストリーム)は、広範囲の窒素および/または硫黄含有率を有することができる。たとえば、植物油源をベースとするバイオ成分ベースの原料流れは、約300wppm以下の窒素を含有することができる。対照的に、全体藻類または破裂藻類を含有するバイオマスベースの原料流れは時々、より高い窒素含量を含むことができる。藻類のタイプに依存して、藻類ベースの原料流れの窒素含有率は、少なくとも約2重量%、または少なくとも約3重量%、または少なくとも約5重量%、または少なくとも約10重量%であり得、さらにより高い窒素含有率の藻類も知られている。バイオ成分原料の硫黄含有率もまた変動することができる。幾つかの実施形態においては、硫黄含有率は、約500wppm以下、または約100wppm以下、または約50wppm以下、または約10wppm以下であり得る。
窒素および硫黄は別として、酸素がバイオ成分ベースの原料中の別のヘテロ原子成分であり得る。植物油をベースとするバイオ成分ディーゼル沸点範囲の原料流れは、水素化処理の前に、約10重量%以下、たとえば約12%以下または約14重量%以下の酸素を含むことができる。さらにまたはあるいは、そのようなバイオ成分ディーゼル沸点範囲の原料流れは、少なくとも約1重量%、たとえば少なくとも約2重量%、少なくとも約3重量%、少なくとも約4重量%、少なくとも約5重量%、少なくとも約6重量%、または少なくとも約8重量%の酸素を含むことができる。その上さらにまたはあるいは、バイオ成分原料流れは、水素化処理の前に、少なくとも約3重量%、たとえば少なくとも約5重量%または少なくとも約10重量%のオレフィン含量を含むことができる。
鉱物炭化水素供給原料は、典型的には原油に由来する、そして1つ以上の分離および/または精製プロセスに任意選択的にかけられた従来の(たとえば、非バイオ成分)炭化水素供給原料を意味する。好ましい一実施形態においては、鉱油炭化水素供給原料は、ディーゼル範囲またはそれより上で沸騰する石油供給原料であり得る。好適な供給原料の例としては、バージン留出物、水素化処理されたバージン留出物、灯油、ディーゼル沸点範囲原料(水素化処理されたディーゼル沸点範囲原料などの)、軽質循環油、常圧ガスオイルなど、およびそれらの組み合わせを挙げることができるが、それらに限定されない。
バイオ成分の原料流れとブレンドするための鉱物(又はミネラル)の原料流れは、約50wppm〜約2000wppmの窒素、たとえば約50wppm〜約1500wppmまたは約75〜約1000wppmの窒素含有率を有することができる。幾つかの実施形態においては、鉱物の原料流れは、約100wppm〜約10,000wppmの硫黄、たとえば約200wppm〜約5,000wppmまたは約350wppm〜約2,500wppmの硫黄含有率を有することができる。さらにまたはあるいは、組み合わされた(バイオ成分プラス鉱物)供給原料は、少なくとも約5wppm、たとえば少なくとも約10wppm、少なくとも約25wppm、少なくとも約100wppm、少なくとも約500wppm、または少なくとも約1000wppmの硫黄含有率を有することができる。その上のさらにまたはあるいは、組み合わされた供給原料は、約2000wppm以下、たとえば約1000wppm以下、約500wppm以下、約100wppm以下、または約50wppm以下の硫黄含有率を有することができる。その上さらにまたはあるいは、組み合わされた供給原料の窒素含有率は、約1000wppm以下、たとえば約500wppm以下、約100wppm以下、約50wppm以下、約30wppm以下、約20wppm以下、または約10wppm以下であり得る。
2つ以上の供給原料をブレンドすることによって作り出される供給原料中の硫黄、窒素、酸素、およびオレフィンの含有率は典型的には、ブレンドされる原料を基準とする加重平均を用いて決定することができる。たとえば、鉱物原料とバイオ成分原料とは、80重量%鉱物原料および20重量%バイオ成分原料の比でブレンドすることができる。鉱物原料が約1000wppmの硫黄含有率を有し、そしてバイオ成分原料が約10wppmの硫黄含有率を有する場合、結果として生じるブレンド原料は、約802wppmの硫黄含有率を有すると予期することができよう。
本発明での使用に好適なディーゼル沸点範囲の原料流れは、約215°F(約102℃)〜約800°F(約427℃)の範囲内で沸騰する傾向がある。好ましくは、ディーゼル沸点範囲の原料流れは、少なくとも約215°F(約102℃)、たとえば少なくとも約250°F(約121℃)、少なくとも約275°F(約135℃)、少なくとも約300°F(約149℃)、少なくとも約325°F(約163℃)、少なくとも約350°F(約177℃)、少なくとも約400°F(約204℃)、または少なくとも約451°F(約233℃)の初留点を有する。好ましくは、ディーゼル沸点範囲の原料流れは、約800°F(約427℃)以下、または約775°F(約413℃)以下、または約750°F(約399℃)以下の終点を有する。幾つかの実施形態においては、ディーゼル沸点範囲の原料流れは、約451°F(約233℃)〜約800℃(約427℃)の沸点範囲を有することができる。さらにまたはあるいは、供給原料は、原料の規定の百分率を沸騰させるために必要な沸点で特徴づけることができる。たとえば、原料の少なくとも5重量%を沸騰させるために必要な温度は「T5」沸点と言われる。一実施形態においては、鉱油(又はミネラルオイル)供給原料は、少なくとも約230°F(約110℃)、たとえば少なくとも約250°F(約121℃)または少なくとも約275°F(約135℃)のT5沸点を有することができる。その上さらにまたはあるいは、鉱物炭化水素原料は、約775°F(約418℃)以下、たとえば約750°F(約399℃)以下または約725°F(約385℃)以下のT95沸点を有することができる。別の実施形態においては、ディーゼル沸点範囲の原料流れはまた、約250°F(約121℃)〜約800°F(約427℃)の沸点範囲の原料流れを提供するために灯油範囲化合物を含むことができる。
接触水熱処理のための触媒
様々な実施形態においては、水熱処理は、触媒、たとえば、本明細書で下に開示されるものの1つまたは組み合わせなどの、触媒の存在下で行うことができる。下に記載される実施形態においては、触媒は、水熱処理反応環境に、または水熱処理反応環境へ導入される少なくとも1つの原料に可溶性である触媒であり得る。さらにまたはあるいは、触媒は、触媒前駆体に由来することができ、ここで、この触媒前駆体は、水熱処理反応環境におよび/またはこの環境への原料の1つに可溶性である。
溶解性は別として、水熱触媒についての別の考慮事項は、触媒の生体適合性であり得る。多数の異なる要素が、藻類成長環境などの、バイオマス成長環境のための栄養素として役立つことができる。バイオマス成長環境のための栄養素および/または栄養素前駆体でもある触媒は、そのような成長を邪魔することへの懸念がより低くてバイオマス成長環境にリサイクルすることができる。これは、たとえば、容易に分離できない栄養素などの、複数の栄養素を成長環境にリサイクルすることが望ましい場合には、重要であり得る。
水熱反応環境に可溶性である触媒を含む実施形態においては、触媒は、触媒か触媒前駆体かのどちらかとして反応へ導入することができる。可溶性触媒は、水にまたは水熱反応環境へ導入される別の溶媒に可溶性であり得る。溶媒の例としては、アルコール、酸、炭化水素、または他の油を挙げることができるが、それらに限定されない。さらにまたはあるいは、溶媒は、水熱処理プロセスによって生み出される生成物に相当するものであり得る。好適な触媒または触媒前駆体の例としては、金属酢酸塩、金属炭酸塩、金属アセチルアセトネート、またはそれらの組み合わせなどの遷移金属塩を挙げることができるが、それらの限定されない。そのような金属塩のための好適な金属の例としては、Cr、V、Mo、Ni、Cu、Fe、Co、Mn、およびそれらの組み合わせを挙げることができるが、それらに限定されない。さらにまたはあるいは、好適な金属としては、族VIB金属もしくは族VIII金属、または1つ以上の族VIB金属と1つ以上の族VIII非貴金属との組み合わせを挙げることができる。
別の実施形態においては、可溶性触媒前駆体を選択することができる。可溶性触媒前駆体は、水熱処理反応環境への導入後に触媒へ転化される材料であり得る。触媒前駆体を触媒へ転化する例は、触媒前駆体金属の硫化であり得る。たとえば、Co、Mo、Ni、またはそれらの組み合わせなどの触媒金属は、酢酸塩などの、可溶性塩として水熱反応環境へ導入することができる。必要ならば、硫化水素ガスの分圧をまた水熱処理反応環境へ導入することができる。水熱処理中に、硫化水素ガスは、金属酢酸塩(または他の好適な金属塩)を、微粒子金属硫化物などの、金属硫化物へ転化することができる。金属硫化物粒子は、藻類ベースの固体粒子などの、水熱処理環境中に存在する他の粒子上に凝集する傾向を有する可能性がある。
さらにまたはあるいは、生体適合性材料を触媒として選択することができる。生体適合性触媒材料の例としては、Fe、Zn、Mn、Mo、Cu、およびそれらの組み合わせから選択される金属を挙げることができるが、それらに限定されない。これらの生体適合性触媒材料は、バイオマスの成長(又は増殖)のための栄養素原料としてか水熱処理反応へのインプットとしてかのどちらかでリサイクル(又は循環)することができる。
藻類の量に対して、反応器(反応ゾーン)での可溶性触媒または触媒前駆体中の金属の量は、少なくとも約0.01重量%(100wppm)、たとえば少なくとも約0.05重量%、少なくとも約0.1重量%、少なくとも約0.25重量%、または少なくとも約0.5重量%であり得る。さらにまたはあるいは、反応器(反応ゾーン)での触媒の量は、藻類の量に対して約5.0重量%以下、たとえば約3.0重量%以下、約2.0重量%以下、約1.0重量%以下、約0.5重量%以下、または約0.25重量%以下であり得る。
接触水熱処理条件
様々な実施形態において、接触水熱処理は、回分、半回分、および/または連続式処理環境で行うことができる。反応が回分、半回分、または連続反応系で行われるかどうかにかかわらず、バイオマスが水熱処理条件下に処理されるあらゆる系領域は、反応ゾーンと言うことができる。反応ゾーンは、回分もしくは半回分環境については反応器に、および/または連続反応系での水熱処理については反応器、導管、もしくは他の場所に相当する。
回分反応器を含む実施形態においては、反応器は、処理条件に対処するのに好適なあらゆるタイプの回分反応器であり得る。超臨界条件での水の潜在的な存在のために、ステンレススチールが反応器壁用の好適な非反応性材料であり得る。本明細書で記載される反応条件に適合する、反応器表面用の他の材料および/またはコーティングを使用することができる。好適な反応器の例としては、オートクレーブ、攪拌タンク、プラウミキサーなど、およびそれらの組み合わせを挙げることができるが、それらに限定されない。あるいは、気泡塔を使用することができよう。回分または半回分型処理にとっての可能な一利点は、比較的不十分な流動特性を有する藻類原料について起こり得る。たとえば、約20重量%の水に対する藻類濃度(すなわち、重量で約4部の水対1部の藻類)では、結果として生じる混合物は、ペーストの稠度を有することができる。そのようなペーストは、たとえば、連続フロー式反応器でポンプを使用して、移動させるのが困難であり得る。
一実施形態においては、回分反応器を藻類原料の接触水熱処理のために使用することができる。水と混合された藻類原料の一部を反応器へ導入し、それを次に、たとえば、あらゆる酸素含有ガスを除去するために、(必要ならば)パージすることができる。任意選択的に、不活性ガスおよび/または還元ガスの分圧を次に、反応器へ導入することができる。好適な還元ガスの例としては、水素を挙げることができ、一方好適な不活性ガスとしては、窒素を挙げることができる。好適な還元ガスの追加のまたは代わりの例としては、反応の開始前であろうと水熱処理中に酸素を形成する解離からであろうと、反応雰囲気に分子状酸素を加えない任意のガスを挙げることができる。反応器へ導入される追加のガスの分圧は、存在するとき、少なくとも約1バール(約0.1MPa)、たとえば少なくとも約25バール(約2.5MPa)、少なくとも約40バール(約4.0MPa)、または少なくとも約50バール(約5.0MPa)であり得る。さらにまたはあるいは、反応器へ導入されるガスの分圧は、存在するとき、約100バール(約10MPa)以下、たとえば約75バール(約7.5MPa)以下または約50バール(約5.0MPa)以下であり得る。還元ガスの導入は、水熱処理のために還元ガスを水に少なくとも部分的に溶解させる(たとえば、水を飽和させる)ことに相当することに留意されたい。
藻類、水、触媒、および任意の追加の還元ガスおよび/または不活性ガスを導入した後に、回分反応器は密封することができる。反応器の温度は次に、少なくとも約50℃、たとえば少なくとも約80℃、少なくとも約100℃、少なくとも約150℃、少なくとも約200℃、少なくとも約250℃、少なくとも約275℃、または少なくとも約300℃に上げることができる。さらにまたはあるいは、反応器の温度は、約500℃以下、たとえば約400℃以下、約380℃以下、約350℃以下、約300℃以下、または約275℃以下に上げることができる。その上さらにまたはあるいは、反応器中の圧力は、少なくとも約1barg(約0.1MPag)、たとえば少なくとも約4.5barg(約450kPag)、少なくとも約25barg(約2.5MPag)、少なくとも約40barg(約4.0MPag)、少なくとも約50barg(約5.0MPag)、または少なくとも約100barg(約10MPag)であり得る。さらにまたはあるいは、反応器へ導入されるガスの分圧は、存在するとき、約300barg(約30MPag)以下、たとえば約250barg(約25MPag)以下、約225barg(約22.5MPag)以下、または約200barg(約20MPag)以下であり得る。
幾つかの実施形態においては、反応器内の圧力と温度との組み合わせは、反応器中の水が相変化を実質的に受けない(たとえば、相変化を完全に受けない)ように選択することができる。水についての状態図において、臨界点は、約374℃の温度および約22MPaの圧力にある。状態図においてこの点を超えた温度と圧力との組み合わせで、水は、液相と気相との間で相転移を経験しない。代わりに、臨界点を超えると、水は、単一流体相として挙動する。したがって、幾つかの実施形態においては、圧力と温度との組み合わせは、反応器中の液体水が、臨界点を超えた状態が達成されるまで安定相のままであるように選択することができる。この条件を満たす一方法は、臨界点未満であり、そしてこうして相転移につながらない反応温度および圧力を選択することであり得る。幾つかの実施形態においては、追加のガスの分圧を反応器へ導入できる(その場合には、ある最小量の水が蒸気になるが、この状況は「実質的な」相変化ではないと本発明では考えられる)ことに留意されたい。追加のガスの分圧が約22MPaよりも大きい場合、この圧力は既に水についての臨界点を超えており、相転移は実質的にまったく可能ではない。たとえば、別のガスの分圧を有することができる、閉じた反応器では、液体水の容積が反応器の容積と比べて十分である限り、水の実質的な相転移は起こる可能性が低いことにまた留意されたい。
さらにまたはあるいは、反応器内の圧力は、水についての温度を選択することによって設定することができる。幾つかの実施形態においては、反応器は、存在する場合、水および任意の追加のガスの導入後に、密封するまたは閉じることができる。水蒸気の分圧は、反応器中の温度に相当するように反応器中で発現するべきである。反応器の温度が高まるにつれ、それに対応して水のより高い分圧が反応器中で生じるべきである。水熱処理は、反応温度での水の分圧と、任意の追加の不活性ガスおよび/または還元ガスの分圧、ならびに処理中に発生するもしくは放出される任意のガスの分圧との組み合わせを表す圧力で行うことができる。様々な温度での水分圧の例としては、約50℃で約0.01MPa;約80℃で約0.05MPa;約100℃で約0.1MPa;約150℃で約0.5MPa;約200℃で約1.6MPa;約250℃で約4.0MPa;約275℃で約5.9MPa;約300℃で約8.6MPa;約350℃で約16.5MPa;および約374℃で約22.1MPaを挙げることができる。約22.1MPaおよび約374℃は、水についての状態図において臨界点に相当するので、当該点を超える温度での反応器中の「水蒸気」の分圧に言及することは意味がない。
幾つかの実施形態においては、水熱処理は、連続フロー式反応器で行うことができる。連続フロー式反応器の例は、導管中の原料の温度を所望の水熱処理温度に上げるために加熱することができるパイプまたは他の導管であり得る。たとえば、炉を通過する導管、および/またはスチームで取り囲まれた導管を使用することができよう。導管は、加熱ゾーン(又は加熱域)を通過するための任意の便利な形状を有することができる。たとえば、らせんの形状を有する導管を、加熱ゾーン内の導管部分のサイズを増やすために使用することができる。
水熱処理を行うために必要とされる水の量は、連続フロー環境のために望まれるタイプの流動特性を提供するのに十分でない可能性があることが指摘されてきた。連続フロー処理環境において、藻類の流体流動特性を向上させるための一選択肢は、藻類原料の含水率を高めることであり得よう。しかし、含水率の増加はまた、原料中の藻類の量の減少のために、反応系の容積当たりの収率の相当する低下をもたらし得る。
さらにまたはあるいは、水を水熱処理反応に添加する一選択肢は、水熱処理からの水相生成物の一部を添加することであり得る。固形分を除去するための分離後に、水相生成物は、1つ以上の溶解金属触媒を含有する可能性がある。水相生成物の一部をリサイクルすると、溶解金属触媒が水熱処理反応のために再び使用されることを可能にする。任意選択的に、リサイクルされる水性流れ中の金属の少なくとも1つの追加の部分をまた、反応ゾーン中の金属触媒の所望の濃度を達成するために、反応ゾーンに加えることができる。
図1は、本発明のある実施形態での使用に好適な反応器の例を概略的に示す。図1において、水熱処理反応器100は、藻類(または他のバイオマス)原料の処理のための接触水熱プロセスを行うために好適なあらゆるタイプの反応器を表すことができる。反応器100へのインプットフローは、不活性ガスインプット、水素ガスインプット、別のタイプの還元ガスインプット、またはそれらの組み合わせなどの、ガスインプット102を含むことができる。別のインプットフローは、藻類またはバイオマスインプット104であり得る。藻類インプット104が、十分に低い含水量によるなどの、不十分な流動特性を有する場合には、藻類インプット104はあるいは、反応器100への藻類インプット104の押出、注入、またはダンピングなどの、非フローインプットを表してもよい。任意選択的に、補足インプットフロー105を様々な理由で提供することができる。補助インプットフロー105の一選択肢は、水熱処理条件を維持することができるように、追加の水を含むことであり得る。補助インプットフロー105のための追加のまたは代わりの成分は、(水熱処理条件下に最小の反応を受け得る)「不活性」炭化水素流れおよび/または生成物のリサイクルストリームであり得る。そのような炭化水素の流れ(又はストリーム)および/またはリサイクルストリームは、触媒または触媒前駆体用のキャリアとして使用することができよう。代替手段として、藻類インプット104および補足インプット105は、反応器100に入る前に組み合わせて単一流れにすることができる。水熱処理は、たとえば、様々な相の混合物であり得る、アウトプットフロー107を生み出すことができる。アウトプットフロー107を含むことができる相は、気相、炭化水素ベースの相、水性相、および1つ以上の固相を含むことができる。これらの相は任意選択的に、固形分と水相との混合など、互いに混合されてもよい。
接触水熱処理からの生成物の分離
水熱処理は、多相生成物をもたらすことができる。多相生成物は、気相、炭化水素または油相、および固形分を含み得る水相を含むことができる。気相、油相、水相、および固形分相は、3相分離機を用いてなどの、任意の便利な方法によって互いに分離することができる。油相のキャラクタリゼーションは、下にさらに記載される。幾つかの実施形態においては、固形分相は当初水相と一緒であり得る。たとえば、固形分相は、水相中に懸濁され得るか、または水相中にスラリー化されたおよび/または水相から沈降した沈澱物であり得る。固形分相はまた、とりわけ;リンならびに藻類および/または他の微生物のための他の潜在的な栄養素;未反応および/または部分反応のみのバイオマス;ならびに触媒粒子の1つ以上を含有する、有益なものであり得る。幾つかの実施形態においては、触媒粒子は、それらのリサイクルを、ならびに、存在する場合、栄養素のリサイクルを可能にするために他の固形分から分離することができる。
図2は、処理するためのバイオマスの形態として藻類を含む本発明の実施形態についての処理フローの概略的な例を示す。図2において、接触水熱処理からの生成物がさらなる使用のためにリサイクルされる統合スキームが示されている。図2において、水熱処理のためのバイオマスインプットは、藻類源からのものであり得る。この藻類は、任意の便利なおよび/または公知のプロセスを含み得る、藻類成長プロセス210によって生産することができる。藻類は、炭化水素生成物への転化のために収穫(又は回収)することができる220。藻類収穫220の一環として、ある量の水は任意選択的に、藻類から除去することができる。たとえば、水は、凍結乾燥藻類の生産の一環として藻類から完全に除去することができる。あるいは、水は、遠心分離機によるなどの、物理的プロセスのみを用いて除去することができ、遠心分離機は有利には、約10:1以下、たとえば約7.5:1以下、または約5:1以下の水対藻類重量比の藻類原料をもたらすことができる。さらにまたはあるいは、水対藻類重量比は、少なくとも約2:1、たとえば少なくとも約2.5:1、または少なくとも約3:1であり得る。藻類と水との部分分離のみを行う一利点は、完全分離と比べて、部分分離のみを行うために必要とされるエネルギーがより少ないことであり得る。
収穫後に、収穫された藻類は、水熱処理230用の原料として使用することができる。藻類原料は任意選択的に、触媒、水素などのガスの分圧、および、たとえば、十分な水が藻類原料に含まれていない場合には、任意選択的に水と組み合わせることができる。水熱処理230は、様々な生成物を生み出すことができる。これらの生成物の初期分離は、3相分離機240で行うことができる。3相分離機240は、気相生成物242、炭化水素または油生成物248、ならびに水および様々な固形分を含む生成物246を生み出すために使用することができる。気相生成物242は、水素、水熱処理230中に存在していてもよい不活性ガス、水熱処理230からの生成物ガス(CO、CO、HS、NHなど、およびそれらの組み合わせなどの)、ならびに接触水熱処理230中に生成した低沸点炭化水素を含むことができる。低沸点炭化水素は、室温でガスである炭化水素(メタン、エタンなど、またはそれらの組み合わせなどの)および/または3相分離の温度でガスである炭化水素を含むことができる。3相分離が高められた温度で行われる場合には、これは、より高い沸点の脂肪族炭化水素および/または他の化学種(メタノールなどの)を含むことができよう。水熱処理からの生成物ガスなどの、上の生成物の幾らかは、水相に少なくとも部分的に可溶化されている可能性があることに留意されたい。
水熱処理230からの生成物において、所望の炭化水素または油生成物は、様々な固形分を含有する水相とは別個の相を形成することができる。これらの別個の相は、3相分離240において分離することができる。結果として生じる炭化水素生成物248は、接触水熱処理からの所望の油生成物を表すことができる。炭化水素生成物248は、必要ならば、所望の沸点範囲の生成物262および263を単離するための任意選択の蒸留260および/または使用のために炭化水素生成物248または蒸留カット262もしくは263の品質を高めるための水素処理(又は水素化処理もしくは水素化精製)を含むことができる、様々な追加の処理を受けてもよい。さらにまたはあるいは、炭化水素生成物248のおよび/または蒸留カット262および/または263の少なくとも一部は、インプット原料流動特性を向上させる可能性がある、たとえば、藻類/水インプット原料との組み合わせのために、水熱処理230に任意選択的にリサイクルされてもよい。
幾つかの実施形態においては、3相分離240からの水および固形分246は、藻類に由来する固形分、リンおよび/または様々な金属、未反応および/または部分反応バイオマス、ならびに沈澱して水熱処理反応環境中で固体を形成する、使用済み触媒粒子などの、任意選択的に触媒粒子を含む固形分を含むがそれらに限定されない、幾つかのタイプの固形分を含むことができる。水および固形分246は、固形分分離250でさらに処理してさらなる使用のための固形分を分離することができる。固形分分離250は、水性流れ257、任意選択の触媒粒子253、および藻類由来固形分259を生み出すことができる。藻類由来固形分からの任意選択の触媒粒子の分離は、固形分からの水相の分離の前に起こってもよいことに留意されたい。好ましい実施形態においては、任意選択の触媒粒子253は、さらなる使用のために接触水熱処理に戻すことができる。さらにまたはあるいは、藻類由来固形分259は、たとえば、新バッチの藻類原料を成長させるための原材料として、藻類成長プロセス210に戻すことができる。その上さらにまたはあるいは、水性流れ257のおよび/または水および固形分246からの水の少なくとも一部は、たとえば、窒素含有化学種(NHのような)などの追加の栄養素を提供するために、藻類成長プロセス210にリサイクルすることができる。
図2中のスキームは、一緒に配置された一連のプロセスを暗示するが、藻類成長210および収穫220は、接触水熱処理230から離れた場所で行うことができよう。そのような実施形態においては、図2中の矢印の幾つかは、接触水熱処理のための場所への収穫された藻類の移送および/または藻類成長サイトへの藻類由来固形分の移送などの、移送工程を表すことができよう。
固体フラクション中のリン含有率
炭化水素生成物の回収に加えてまたはその代わりに、他の藻類固形分(または他のバイオマス固形分)の回収が有益であり得る。たとえば、リンは、水熱処理後に残留藻類固形分から回収することができる。回収されたリンのための一潜在的使用は、追加の藻類または他のバイオマスの成長のための栄養素としてであり得る。
バイオマスの水熱処理からのリンの回収の向上は、幾つかの要因をバランスさせることを含むことができる。様々な実施形態の一利益は、リンが、たとえば、液体生成物流れから濾取することができる、固体生成物を形成していることであり得る。液体炭化水素生成物の一部として残るあらゆるリンおよび/または溶媒に可溶化されることになるあらゆるリンは、1つ以上の別個の、追加のプロセスで回収することができよう。下の考察において、水熱処理の生成物からのリンの回収は、固形分として回収されるリンの量に基づいて評価することができる。
リンの回収は、固体生成物中のリンの量に基づいて評価することができるので、初期の目標は、固体生成物中のリンの大きい百分率をもたらす処理条件を開発することであり得る。藻類原料などの、バイオマス原料を処理する従来の一方法は、抽出溶媒(たとえば、CHClとCHOHとの混合物などの)を使用して所望の炭化水素生成物を原料から抽出することであり得る。抽出溶媒は有利には、原料中のリンの量に対して90重量%超の固体生成物中のリンの収率を得ることができる。効率的なリン回収プロセスのためには、原料リン含量に対して、少なくとも80重量%、たとえば少なくとも85重量%または少なくとも90重量%の、固体生成物中のリン収率を得ることが望ましいことであり得る。
固体生成物中のリンの収率を向上させるための一選択肢は、水熱反応における多価カチオンの量を増やすことであり得る。多くのバイオマス原料は、Ca、Mg、および/またはFeなどの、少なくとも幾らかの多価カチオンを含有することができる。これらの多価カチオンは、固体生成物の一部としてリン酸塩または他のリン固形分を形成することができる。幾つかの原料については、Ca、Mg、Fe、Al、またはそれらの組み合わせから選択される追加のカチオンを添加することによってなど、利用可能な多価カチオンの量を増やすと、固体生成物中のリンの量を増加させる可能性がある。幾つかのそのような実施形態においては、少なくとも約1:1モル比の多価カチオン対リン原子を提供するのに十分な多価カチオンを添加することができる。これは、少なくとも約0.1重量%、たとえば少なくとも約0.2重量%または少なくとも約0.3重量%の多価金属を添加することに相当し得る。さらにまたはあるいは、添加される多価金属の量は、約1.0重量%以下、たとえば約0.8重量%以下、約0.6重量%以下、または約0.5重量%以下であり得る。多価金属の量は、ある多価金属を既に含有する原料では減らし得ることに留意されたい。
水熱処理のための条件を選択する際の別の考慮事項は、固体生成物中のリンの相対量であり得る。上に指摘されたように、溶媒抽出は、原料中の初期リンの90重量%超を有する固体生成物を生成することができる。残念ながら、そのような従来の溶媒処理はまた、たとえば、その生成物中でリンが5重量%以下ほどに低い量で存在し得る、比較的大量の炭素質固形分をもたらし得る。これは多くの問題を提起し得る。第一に、追加の処理が、はるかに大きい割合の炭素固形分および/または他の固形分からリンを抽出するために必要とされ得る。別の問題は、固体生成物中の比較的高い炭素含有率が経済価値の高い目的のためにこの固形分を使用する/販売することの困難さを増加させ得ることであり得る。別の懸念は、注目に値する量の炭素が所望の生成物へ転化されるよりもむしろ、失われる可能性があることを固体生成物中の大きい割合の炭素が意味することであり得る。
炭素に対する固体生成物中に回収されるリンの量は、反応条件にある程度依存し得る。いかなる特定の理論にも制約されることなく、比較的低い苛酷度の反応条件はバイオマス原料の不完全な反応につながり得ると考えられる。これは、未反応であるおよび/または部分的にのみ反応している藻類(または他のバイオマス)固形分をもたらし得る。藻類は当初固体であり、そのため未反応および/または部分反応藻類は、不完全反応後に依然として固体であり得る。未反応および/または部分反応藻類は、したがって固体生成物の炭素含有率を増加させ、それはそれ故リン対炭素の比を低下させ得る。不完全反応はさらにまたはあるいは、リンの初期量に対して固形分中のリンの量の減少につながる可能性があることに留意されたい。
同様に理論に制約されることなく、余りにも苛酷である反応条件は固体生成物中の炭素の増加につながる可能性があると考えられる。バイオマス原料の水熱処理は、芳香族化合物などの、幾つかのより重質の分子の生成の増加につながり得る。これらのより重質の分子の部分は、固形分を形成する傾向がある不溶性化合物に相当し得る。これらの追加の固形分はしたがって、固体生成物中のリン対炭素の比を低下させることに関与し得る。
幾つかの実施形態においては、水熱処理温度は、固体生成物中のリン対炭素の比を向上させるために選択することができる。たとえば、反応温度は、一実施形態においては、約275℃〜約325℃の範囲であり得る。さらに、またはあるいは接触水熱処理実施形態においては、触媒の存在は処理温度を下げることができ、それは、固体生成物中のリン対炭素の比を増加につながる。そのような実施形態においては、反応温度は約250℃〜約300℃の範囲であり得る。
さらにまたはあるいは、触媒の存在下か不在下かのどちらかでの、水熱処理についての固体生成物中のリン対炭素の比の向上は、処理温度と反応時間との組み合わせに基づくことができる。たとえば、約60分〜約105分の処理時間に対しては、反応温度は約250℃〜約300℃であり得る。約45分〜約90分の処理時間に対しては、反応温度は約275℃〜約325℃であり得る。約30分〜約60分の処理時間に対しては、反応温度は約285℃〜約335℃であり得る。約24分〜約48分の処理時間に対しては、反応温度は約300℃〜約350℃であり得る。約15分〜約30分の処理時間に対しては、反応温度は約325℃〜約375℃であり得る。約6分〜約24分の処理時間に対しては、反応温度は約350℃〜約400℃であり得る。
その上さらにまたはあるいは、接触水熱処理についての固体生成物中のリン対炭素の比の向上は、処理温度と反応時間との組み合わせに基づくことができる。たとえば、約60分〜約105分の処理時間に対しては、反応温度は約225℃〜約275℃であり得;約45分〜約90分の処理時間に対しては、反応温度は約250℃〜約300℃であり得;約30分〜約60分の処理時間に対しては、反応温度は約275℃〜約325℃であり得;約24分〜約48分の処理時間に対しては、反応温度は約285℃〜約335℃であり得;約15分〜約30分の処理時間に対しては、反応温度は約300℃〜約350℃であり得;かつ約6分〜約24分の処理時間に対しては、反応温度は約325℃〜約375℃であり得る。連続反応環境においては、反応時間は、滞留時間または空間速度の観点からより正確に記載できることに留意されたい。
接触水熱処理からの炭化水素生成物の評価
接触水熱処理は、藻類(または他のバイオマス)原料から様々な炭化水素の留分(又はフラクション)を抽出するために用いることができる。藻類原料から抽出することができる炭化水素留分の一例は、留出物留分を含むことができるおよび/または留出物留分であり得る。下の考察において、留出物留分は、約193℃〜約360℃の沸点範囲を有する留分を、またはあるいはその少なくとも90重量%が約193℃〜約360℃の沸点範囲を有する留分を意味する(たとえば、T5が約193℃、T95が約360℃であり得るか、またはT2が約193℃、T98が約360℃であり得る、などの)。
接触であろうと非接触であろうと、水熱処理プロセスの生成物を評価するための一方法は、このプロセスからの炭化水素収率を考慮することであり得る。総収率は、藻類または他のバイオマスの初期重量に対して獲得される炭化水素生成物の重量に基づいて水熱処理プロセスについて定義することができる。留出物収率もまた、水熱処理プロセスについて定義することができる。一収率キャラクタリゼーションは、藻類またはバイオマスの出発重量に対してプロセスについての総留出物沸点範囲収率であり得る。別のキャラクタリゼーションは、総炭化水素収量に対して生成する留出物の百分率であり得る。
水熱処理プロセスの生成物を評価するための追加のまたは代わりの方法は、生成物中の様々な不純物のレベルに基づくことができる。非接触水熱処理プロセスにおいては(または触媒を含まない基準で解析される、接触水熱プロセスにおいては)、炭化水素生成物は、窒素、酸素、炭素−炭素二重結合、および芳香族基などの不純物を組み入れる傾向があり得る。したがって、全炭化水素生成物および/または留出生成物中のヘテロ原子(窒素および/または酸素)の百分率は興味のあるものであり得る。炭素−炭素二重結合および芳香族基の百分率は、13C NMRなどの技法を用いて測定することができる、および/または生成物中の水素対炭素の比などの他の測定基準を用いることができる。
追加の実施形態
さらに、またはあるいは、本発明は、以下の実施形態の1つ以上を含むことができる。
実施形態1
バイオマス原料を、多相生成物を生成するのに有効な水熱処理条件下で、反応ゾーンにおいて、溶解金属触媒および還元ガスの存在下で水と接触させる工程と、
上記多相生成物を、少なくとも気相部分、液体炭化水素生成物、水性部分および固体部分を生成するために分離する工程と
を含む、バイオマスの水熱処理方法。
実施形態2
バイオマス原料および水性のリサイクルストリームを反応ゾーンへと導入する工程であって、上記水性のリサイクルストリームが少なくとも1つの溶解金属触媒を含む工程と、
多相生成物を生成するのに有効な水熱処理条件下で、上記反応ゾーンにおいて、上記バイオマス原料を、上記少なくとも1つの金属触媒を含む上記水性のリサイクルストリームと接触させる工程と、
液体炭化水素生成物を上記多相生成物から分離する工程と
を含む、バイオマスの水熱処理方法。
実施形態3
追加分(又は追加部分もしくは追加)の上記金属触媒を上記反応ゾーンへと導入する工程をさらに含む、実施形態2の方法。
実施形態4
上記バイオマス原料および上記水性のリサイクルストリームが、上記反応ゾーンへと導入される前に合わされる、実施形態2または実施形態3の方法。
実施形態5
上記溶解金属触媒が金属塩である、実施形態1〜4のいずれか1つの方法。
実施形態6
上記溶解金属触媒が、Co、Mo、Cr、Mnまたはそれらの組み合わせを含み、たとえばCoおよび/またはMoを含むか、あるいは上記溶解金属触媒が、Fe、Mn、Zn、Mo、Cuまたはそれらの組み合わせを含む、実施形態1〜5のいずれか1つの方法。
実施形態7
上記溶解金属触媒が生体適合性材料である、実施形態1〜6のいずれか1つの方法。
実施形態8
上記有効な水熱処理条件が、約150℃〜約500℃の温度および約4.5barg(約450kPag)〜約300barg(約30MPag)の圧力を含み、上記有効な水熱処理条件が、任意選択的に、少なくとも約2バール(約0.2MPa)の還元ガスの分圧を含み、上記還元ガスが水素である、実施形態1〜7のいずれか1つの方法。
実施形態9
上記藻類ベースの原料を有効な水熱処理条件下で水と接触させる工程が、水の相変化を実質的にもたらさない、実施形態1〜8のいずれか1つの方法。
実施形態10
上記金属触媒が水に溶解する、実施形態1〜9のいずれか1つの方法。
実施形態11
水:藻類の重量比が、約2:1〜約10:1、または約3:1〜約5:1である、実施形態1〜10のいずれか1つの方法。
実施形態12
上記触媒粒子が、上記藻類の重量を基準として、約0.1重量%〜約5重量%の量で存在する、実施形態1〜11のいずれか1つの方法。
実施形態13
上記液体炭化水素生成物を、その少なくとも90重量%が約193℃〜約360℃の沸点範囲を有する留分を生成するために分離する工程をさらに含む、実施形態1〜12のいずれか1つの方法。
実施形態14
上記金属触媒の前駆体を硫化金属触媒へと転化させるために、硫化剤を上記反応ゾーンへと導入する工程をさらに含む、実施形態1〜13のいずれか1つの方法。
実施形態15
上記硫化剤が硫化水素である、実施形態14の方法。
さらに、またはあるいは、上記バイオマス原料が、リン含量と、リン:炭素の比とを有し、上記固体部分が、上記バイオマス原料の上記リン含量の少なくとも約80%、たとえば少なくとも約90%を含むように上記の有効な水熱処理条件が選択され、かつ、上記固体部分のリン:炭素のモル比が任意選択的に少なくとも約0.25であり得る、実施形態1〜15のいずれか1つによる方法を提供することができる。
さらに、またはあるいは、上記の有効な水熱処理条件が、約250℃〜約300℃、たとえば約275℃〜約325℃、約300℃〜約350℃、または約325℃〜約375℃の温度を含むことができる、上記の実施形態のいずれか1つによる方法を提供することができる。
さらに、またはあるいは、上記の有効な水熱処理条件が、触媒の存在下での水熱処理を含むことができ、温度が約250℃〜約300℃であり、そして処理時間が約0.75時間〜約1.5時間であるか、または温度が約275℃〜約325℃であり、そして処理時間が約0.5時間〜約1.0時間であるか、または温度が約300℃〜約350℃であり、そして処理時間が約0.25時間〜約0.5時間である、上記の実施形態のいずれか1つによる方法を提供することができる。
さらに、またはあるいは、上記の実施形態のいずれか1つによる方法であって、上記液体炭化水素生成物の少なくとも一部が有効な水素処理(又は水素化処理もしくは水素化精製)の条件下に水素処理触媒(又は水素化処理触媒もしくは水素化精製触媒)の存在下で水素処理(又は水素化処理もしくは水素化精製)される方法を提供することができる。上記の有効な水素処理の条件は、たとえば、有効な水素化処理(又は水素処理もしくは水素化精製)の条件および/または有効な接触脱ロウ条件であり得る。
接触水熱処理の実施例
一連の実験を、藻類原料の様々なタイプの水熱処理を試験するために行った。本実験においては、藻類原料の試料を316SSステンレススチールの1インチ外径反応器(Swagelokキャップおよび栓)に入れた。この反応器を、予熱された懸濁気泡(ebullated)砂浴へ入れた。反応器は60分間砂浴中に留まった。この期間の終わりに、反応器を砂浴から取り出し、室温に急冷した。炭化水素生成物を、塩化メチレン抽出および相分離を用いて回収した。
凍結乾燥ナンノクロロプシス(Nannochloropsis)藻類の商業的に入手可能な試料を本実験のために使用した。この藻類を水と混合して約4:1の水対藻類重量比をもたらした。触媒を含む実験については、反応器に添加される触媒の量は、乾燥藻類の重量に対して、1重量%であった。触媒なしの実験においては、約3バール(約0.3MPa)の窒素分圧を反応器に加えた。触媒ありの実験においては、約50バール(約5.0MPa)の分圧の水素を反応器に加えた。下記の実験においては、砂浴(およびそれ故反応器)の温度は、約350℃であった。
表1は、一連の反応条件での藻類試料の水熱処理の例を示す。下の表において、総収率は、水熱処理から回収される総炭化水素収率を意味する。実験のほとんどについては、総収率について標準偏差の計算を可能にする、2つのランを行った。パーセント留出物は、約193℃〜約360℃の沸点を有する総収率の部分を意味する。隣のパーセント増加列は、総収率に関連して留出物の量の「触媒なし」に対する差を示す。この列における負の値は、パーセント留出物が「触媒なし」実験に対して低下した実験を示す。収率留出物列は、パーセント留出物で乗じた総収率に相当する、生成した留出物の正味の量を示す。再び、隣のパーセント増加は、「触媒なし」実験に対して増加の量を意味する。
Figure 0005721857
表1において、試験された金属の幾つかは実際に、「触媒なし」実験と比べてパーセント留出物および/または留出物収率の低下を示した。酢酸銅およびバナジウムアセチルアセトネート(acac)ランは、結果についてのある再現性を示唆する、低い標準偏差を有するとして注目に値した。酢酸銅およびバナジウムアセチルアセトネート・ランはまた、より低い留出物収率をもたらす、総収率およびパーセント留出物の両方の低下を示した。クロム、ニッケル、モリブデン、鉄、およびコバルトについては、炭化水素の総収率が低下したが、留出物の百分率は増加した。鉄については、これは、留出物収率のわずかな低下をもたらしたが、他の触媒は、留出物収率の様々な増加を示した。最良性能触媒は、クロム、コバルト、モリブデン、およびマンガン触媒であるように思われた。マンガンは、総収率およびパーセント留出物の両方の増加を示す唯一の触媒であった。しかし、留出物収率は、クロムおよびコバルト触媒についてさらにより高かった。
ある実施形態においては、接触水熱処理のために選択される触媒金属は、クロム、コバルト、モリブデン、マンガン、またはそれらの組み合わせを含み得るまたはそれらであり得る。さらにまたはあるいは、触媒金属は、コバルト、モリブデン、マンガン、またはそれらの組み合わせを含み得るまたはそれらであり得る。さらにまたはあるいは、触媒金属は、クロム、モリブデン、ニッケル、コバルト、マンガン、またはそれらの組み合わせを含み得るまたはそれらであり得る。さらにまたはあるいは、触媒金属は、コバルト、モリブデン、またはそれらの組み合わせを含み得るまたはそれらであり得る。
全収率を修正することは別として、触媒の存在下で水熱処理を行うと、炭化水素生成物中の不純物をさらにまたはあるいは修正することができる。表2は、表1に示される同じ実験について13C NMRに基づく生成物分布を示す。表2は、カルボニル化学種の百分率、芳香族化合物およびオレフィンの百分率、ならびに脂肪族化合物の百分率についての分配を示す。留出生成物については、カルボニルの量の減少が有益であり得る。芳香族化合物および/またはオレフィンの量の減少もまた有益であり得る。
Figure 0005721857
表2は、触媒のすべてが脂肪族炭素の数の増加を提供したことを示す。鉄およびコバルト触媒については、改善のほとんどは、カルボニル基の数の減少によるものであった。バナジウムおよび銅触媒については、改善のほとんどは、芳香族化合物およびオレフィンの数の減少によるものであった。
ある実施形態においては、水熱処理のための触媒は、オレフィン/芳香族含有率およびカルボニル含有率の両方を低下させるために選択することができる。そのような実施形態においては、触媒金属は、クロム、モリブデン、ニッケル、マンガン、またはそれらの組み合わせを含み得るまたはそれらであり得る。さらにまたはあるいは、水熱処理のための触媒は、触媒なしに比べて芳香族/オレフィン含有率を低下させるために選択することができる。そのような実施形態においては、触媒金属は、モリブデン、バナジウム、ニッケル、銅、マンガン、クロム、またはそれらの組み合わせを含み得るまたはそれらであり得る。さらにまたはあるいは、水熱処理のための触媒は、カルボニル含有率を低下させるために選択することができる。そのような実施形態においては、触媒金属は、モリブデン、ニッケル、鉄、コバルト、マンガン、クロム、またはそれらの組み合わせを含み得るまたはそれらであり得る。
表1および表2に示される結果に基づき、酢酸マンガンおよび酢酸クロム触媒が、留出物収率の向上とカルボニル化学種、ならびに芳香族およびオレフィン化学種の低減との組み合わせを提供した。このように、ある実施形態においては、水熱処理触媒金属は、マンガン、クロム、またはそれらの組み合わせを含み得るかまたはそれらであり得る。
栄養素のリサイクルのための生成物固形分の処理
上に指摘されたように、生成物固形分の幾らかは、さらなる藻類または他のバイオマスの成長のための栄養素としての使用のためにリサイクルすることができる。このタイプのリサイクルの例は、リン化合物のリサイクリングであり得る。リンをリサイクルするために、リンは、固体形態から、好適な栄養素へと容易に処理することができる前駆体形態へ転化することができる。このタイプの転化の例は、リン酸などの、より容易に分配可能な形態への生成物固形分中のリンの転化であり得る。リン酸は次に、栄養素としてか、前駆体もしくは好適な栄養素を作るための試薬としてかのどちらかで使用することができる。
リンは、リン酸塩および/または亜リン酸塩などの、様々な形態で生成物固形分中に含有され得、Ca、Mg、または他の多価カチオンで配位されていてもよい。固形分はまた、炭素化合物を含有することができる。リンを炭素から分離するために、固形分中のリンは、一実施形態においては、リン酸に転化することができる。リン酸へのリンの転化は公知の反応であり、リン含有固形分を硫酸で処理することによって行うことができる。硫酸はリンと反応してリン酸を形成することができる。硫酸からの硫酸イオンは、CaまたはMgカチオンと結合し、沈澱し得る。そのような状況では、炭素は、追加の固体生成物として留まる可能性がある。硫酸塩固形分および炭素は、物理的および/または公知の/従来の手段によって、たとえば、濾過または沈澱池を用いてリン酸から分離することができる。
リン回収の例
一連の実験を、藻類原料の従来の溶媒処理からのおよび藻類原料の水熱処理からのリン回収を試験するために行った。商業的に入手可能な凍結乾燥ナンノクロロプシス(Nannochloropsis)藻類試料を本実験のために使用した。
溶媒処理については、溶媒は、CHClとCHOHとの容積基準で50:50混合物であった。一部の凍結乾燥ナンノクロロプシス(Nannochloropsis)藻類を5部のCHCl/CHOH溶媒と組み合わせ、室温(すなわち、約20〜25℃)で約24時間激しく攪拌した。2つの別個の相が明らかであり、第1相は、溶媒と可溶化生成物とを含有し、第2相は、溶媒中に懸濁されたおよび/または溶媒の底部に沈降した固体残部を含有した。固体残部を単離し、分析した;これらのキャラクタリゼーションの結果を下の表3に示す。
水熱処理実験については、凍結乾燥藻類の試料を、約4部の水対1部の藻類の比で水と混合した。藻類と水との混合物を316SSステンレススチールの約1インチ外径反応器(Swagelokキャップおよび栓)に入れた。約50バール(約5.0MPa)の窒素分圧を反応器に加えた。別個の触媒は反応器に加えなかった。この反応器を、予熱された懸濁気泡砂浴へ入れた。反応器は約60分間砂浴中に留まった。その後、反応器を砂浴から取り出し、おおよそ室温に急冷した。炭化水素生成物を、塩化メチレン抽出および相分離を用いて回収した。下に記載される実験においては、砂浴(およびそれ故反応器)の温度は、約200℃、約300℃、または約350℃であった。
表3は、溶媒抽出を用いるおよび3つの水熱処理温度での藻類試料の処理の例を示す。この表において、用語「リン収率」は、固体生成物中に含有されている初期試料からのリンの重量パーセントを意味する。リン濃度は、固体生成物中のリンの重量パーセントを意味する。P/Cモル比は、固体生成物中のリン対炭素のモル比を意味する。リン回収効率は、固体生成物中のリンおよび炭素の相対量の尺度である。リン回収効率は、P回収効率=P収率×[Pモル/(Pモル+Cモル)]と定義される。
表3において、列Aは、溶媒抽出からの生成物固形分の分析による結果を示す。列B、C、およびDは、それぞれ、約200℃、約300℃、および約350℃での水熱処理からの固体画分の分析による結果を示す。
Figure 0005721857
表3に示されるように、溶媒抽出は、97%の固体生成物における比較的高いリン収率をもたらした。しかし、固体生成物はまた、リンの全重量百分率(1.55%)によって示されるように、大量の他の材料を含んだ。この追加の材料の大部分は、リン対炭素モル比(0.014)によって示されるように、炭素であった。結果として、上に定義されたような、リン回収効率は、わずか1.3%であった。
約200℃での水熱処理については、リン収率は、約34%でより低かった。低い初期回収率、および固形分中のリンの比較的低い濃度のために、約200℃でのリン回収効率は1%未満であった。
より高い処理温度では、リン回収効率は著しくより高かった。約300℃および約350℃の両方で、リン収率は約90%よりも大きく、固体生成物中の初期リンの良好な獲得を示した。約300℃実験および約350℃実験は両方とも、溶媒抽出と比べて、劇的に向上したリン回収効率を示した。これはある程度は、約300℃および約350℃の両方でのリン対炭素モル比が約0.25よりも大きかったので、固体生成物のより低い炭素含有率のためであった。
さらに、約300℃での実験は、約350℃での実験と比べてさえも意外にも改善された結果を示した。約300℃での実験は、わずかにより低いリン収率を有するが、固体生成物中の炭素および他の材料の量は、約30.8重量%のリン濃度および約0.56のリン対炭素モル比によって示されるように、劇的により低かった。いかなる特定の理論に制約されることなく、約350℃での固体生成物中に存在する追加の炭素は原料との過度の反応のためである可能性があると考えられる。ある実施形態においては、約300℃の処理温度で本明細書に示される追加の向上したリン回収効率は、約87%〜約93%のリン収率などの、約90%のリン収率を維持する反応条件を選択することによって他の原料についておよび他の反応条件で維持することができる。
約300℃での実験によって生み出される固体生成物をまた、X線回折(XRD)を用いて分析した。XRDスペクトルから特定することができる化合物は、リン酸塩および亜リン酸塩を含んだ。スキャンで特定される幾つかの化合物は、Ca18Mg(PO14;Ca28.8Fe3.2(PO210.6;Mg(PO;Ca;およびCaCOであった。
水熱処理の机上の例
藻類原料は、連続フロー反応系で水熱処理条件下に処理される。水熱処理のための反応ゾーンは、オーブンで取り囲まれたコイル状導管を含む。導管のコイリングは、オーブン内の導管の経路長を増加させる。導管内の流量は、原料が約15分の反応ゾーン内滞留時間を有するように選択される。反応ゾーンの温度は約350℃である。反応ゾーンを通過する原料は、約10:1〜約2.5:1の水対藻類重量比の藻類と水との混合物を含む。原料はまた、酢酸マンガン、酢酸コバルト、および/または酢酸モリブデンなどの、約1重量%の溶解した金属酢酸塩触媒を含む。導管中の圧力は、反応温度での水の蒸気圧によって一つには決定される。この圧力はまた、約2.5MPaの水素ガスの添加によって増加する。コイル状導管を通過した後、フローは分離器に注入される。気相生成物、炭化水素生成物、水性生成物、および固体生成物が分離される。炭化水素生成物は、触媒なしの類似の条件下での水熱処理と比べて向上した留出物収率を有することができる。結果として生じる留出物はまた、触媒なしの類似の条件下での水熱処理と比べて低下した濃度の芳香族化合物、オレフィン、および/またはカルボニル基を有することができる。任意選択的に、固体生成物は、原料の初期リン含有率の少なくとも80%であるリン含有率を有することができる。
水素処理−水素化処理、脱ロウ、および水素化精製
幾つかの実施形態においては、追加の水素処理を水熱処理後に任意選択的に行うことができる。たとえば、水素化処理プロセスは、酸素、硫黄、および/または窒素を、水熱処理によって生み出された生成物などの、供給原料から除去することができる。水素化処理プロセスは、さらにまたはあるいは、芳香族化合物および/またはオレフィンを飽和させることができる。その上さらにまたはあるいは、そのように処理された炭化水素留分の1つ以上の低温流動特性を向上させることができる、接触脱ロウを、水熱処理によって生み出されたものなどの、炭化水素留分に関して行うことができる。その上さらにまたはあるいは、水素化精製を、水熱処理によって生み出されたものなどの、炭化水素留分に関して行うことができる。水素化精製は、原料中のオレフィンおよび/または芳香族化合物を(さらに)飽和させるために用いることができる。
水素化処理プロセスは、水熱処理プロセスからの炭化水素留分、またはそのような炭化水素留分と鉱物原料、バイオ成分原料、またはそれらの組み合わせとの混合物を水素化処理するために用いることができる。ある実施形態においては、原料の鉱物部分および/または他のバイオ成分部分を、原料の水熱処理部分とは別々に水素化処理することができる。あるいは、鉱物部分および/またはバイオ成分部分は、水素化処理のために水熱処理炭化水素留分と混ぜ合わせることができる。
従来の水素化処理触媒は、アルミナおよび/またはシリカなどの担体上に族VIBおよび族VIII金属の少なくとも1つを含有することができる。そのような従来の触媒の例としては、担持NiMo、CoMo、およびNiW触媒を挙げることができる。水素化処理条件は、一実施形態においては、本明細書で述べられる脱ロウ条件に似ているように選択することができる。あるいは、水素化処理条件は、約315℃〜約425℃の温度、約300psig(約2.1MPag)〜約3000psig(約20.7MPag)の全圧、約0.2時間−1〜約10時間−1のLHSV、および約500scf/bbl(約85Nm/m)〜約10000scf/bbl(約1700Nm/m)の水素処理ガス比率を含むことができる。
水素化処理中に、供給原料の硫黄および窒素含有率を有利に低下させることができる。ある実施形態においては、1つ以上の水素化処理段階は好ましくは硫黄含有率を、約100wppm以下、たとえば約50wppm以下、約30wppm以下、約20wppm以下、約15wppm以下、約10wppm以下、約5wppm以下、または約3wppm以下などの、好適なレベルに低下させることができる。さらにまたはあるいは、窒素に関して、水素化処理段階は好ましくは原料の窒素含有率を、約30wppm以下、たとえば約20wppm以下、約10wppm以下、約5wppm以下、または約3wppm以下に低下させることができる。
水素化処理はさらにまたはあるいは、原料を脱酸素化するために用いることができる。原料の脱酸素化は、水素処理中の水または炭素酸化物の生成による触媒被毒または失活に関連する問題を回避することができる。水素化処理による原料の実質的脱酸素化は、バイオ成分供給原料中に存在する酸素の少なくとも90%、たとえば少なくとも95%、少なくとも97%、少なくとも98%、または少なくとも99%を除去することに相当し得る。あるいは、供給原料の実質的脱酸素化は、総供給原料のオキシジェネートレベルを、0.5重量%以下、たとえば0.1重量%以下、0.05重量%以下、0.01重量%以下、または0.005重量%以下に低下させることに相当し得る。
水素化処理段階が脱ロウ段階の前に用いられる場合には、分離デバイスを、幾つかの実施形態においては、水素化処理された供給原料を脱ロウ段階に通す前に不純物を分離するために使用することができる。分離デバイスは、分離器、ストリッパー、分留装置、または気相生成物を液相生成物から分離するために好適な他のデバイスであり得る。たとえば、分離器段階を、水素化処理中に形成された、とりわけ、HSおよびNHを除去するために用いることができる。あるいは、水素化処理段階からの全体流出物を、必要ならば、脱ロウ段階に転送することができる。
接触脱ロウは、原料からの長鎖パラフィン分子の除去および/または異性化に関する。接触脱ロウは、選択的水素化分解によっておよび/またはこれらの長鎖分子の水素異性化によって成し遂げることができる。水素化脱ロウ触媒としては典型的には、結晶質アルミノシリケート(ゼオライト)、シリコアルミノホスフェート(SAPO)などのモレキュラーシーブを挙げることができる。ある実施形態においては、モレキュラーシーブは、1−Dまたは3−Dモレキュラーシーブ、たとえば、10員環1−Dモレキュラーシーブを含むことができる。水素化脱ロウのための好適なモレキュラーシーブの例としては、ZSM−48、ZSM−23、ZSM−35、ゼオライトBeta、ゼオライトY、USY、ZSM−5、およびそれらの組み合わせ、特にZSM−48および/またはZSM−23を挙げることができるが、それらに限定されない。任意選択的に、脱ロウ触媒は、アルミナ、チタニア、シリカ、シリカ−アルミナ、ジルコニア、またはそれらの組み合わせ、たとえば、アルミナおよび/またはチタニア、またはシリカ、ジルコニア、および/またはチタニアなどの、モレキュラーシーブのためのバインダーを含むことができる。
モレキュラーシーブの活性に影響を及ぼし得るモレキュラーシーブの一特徴は、モレキュラーシーブ中のシリカ対アルミナの比(Si/Al)である。ある実施形態においては、モレキュラーシーブは、約200:1以下、たとえば約150:1以下、約120:1以下、約100:1以下、約90:1以下、または約75:1以下のシリカ対アルミナ比を有することができる。さらにまたはあるいは、モレキュラーシーブは、少なくとも約30:1、たとえば少なくとも約50:1、または少なくとも約65:1のシリカ対アルミナ比を有することができる。
脱ロウ触媒は典型的には、族VIII金属などの、金属水素化成分を含むことができる。好適な族VIII金属としては、Pt、Pd、Niなど、またはそれらの組み合わせを挙げることができる。脱ロウ触媒は一般に、少なくとも約0.1重量%、たとえば少なくとも約0.3重量%、少なくとも約0.5重量%、少なくとも約1.0重量%、少なくとも約2.5重量%、または少なくとも約5.0重量%の族VIII金属を含むことができる。さらにまたはあるいは、脱ロウ触媒は、約10.0重量%以下、たとえば約5.0重量%以下、約2.5重量%以下、または約1.5重量%以下の族VIII金属を含むことができる。
幾つかの実施形態においては、脱ロウ触媒は任意選択的に、族VIII金属に加えて、Wおよび/またはMoなどの、族VIB金属を含むことができる。そのような実施形態の例は、NiおよびW、NiおよびMo、またはNi、Mo、およびWを含む脱ロウ触媒であり得よう。そのような実施形態においては、脱ロウ触媒は、少なくとも約0.5重量%、たとえば少なくとも約1.0重量%、少なくとも約2.5重量%、または少なくとも約5.0重量%の族VIB金属を含むことができる。さらにまたはあるいはそのような実施形態においては、脱ロウ触媒は、約20.0重量%以下、たとえば約15.0重量%以下、約10.0重量%以下、約5.0重量%以下、または約1.0重量%以下の族VIB金属を含むことができる。族VIII金属が対応する族VIB金属なしに存在する実施形態においては、族VIIIは有利には、Ptおよび/またはPdを含むことができる。
接触脱ロウは、供給原料を有効な(接触)脱ロウ条件下に脱ロウ触媒に曝すことによって行うことができる。有効な脱ロウ条件は、少なくとも約500°F(約260℃)、たとえば少なくとも約550°F(約288℃)、少なくとも約600°F(約316℃)、または少なくとも約650°F(343℃)の温度を含むことができ;さらにまたはあるいは、この温度は、約750°F(約399℃)以下、たとえば約700°F(約371℃)以下、または約650°F(約343℃)以下であり得る。有効な脱ロウ条件はさらにまたはあるいは、少なくとも約400psig(約2.8MPag)、たとえば少なくとも約500psig(約3.5MPag)、少なくとも約750psig(約5.2MPag)、または少なくとも約1000psig(約6.9MPag)の全圧を含むことができ;さらにまたはあるいは、この圧力は、約1500psig(約10.4MPag)以下、たとえば約1200psig(約8.3MPag)以下、約1000psig(約6.9MPag)以下、または約800psig(約5.5MPag)以下であり得る。有効な脱ロウ条件はその上さらにまたはあるいは、少なくとも約0.1時間−1、たとえば少なくとも約0.5時間−1、少なくとも約1.0時間−1、または少なくとも約1.5時間−1のLHSVを含むことができ;さらにまたはあるいは、このLHSVは、約10.0時間−1以下、たとえば5.0時間−1以下、約3.0時間−1以下、または約2.0時間−1以下であり得る。有効な脱ロウ条件は、その上さらに、またはあるいは、少なくとも約500scf/bbl(約85Nm/m)、少なくとも約750scf/bbl(約130Nm/m)、または少なくとも約1000scf/bbl(約170Nm/m)であり得る処理ガス比率を含むことができ;さらに、またはあるいは、この処理ガス比率は、約5000scf/bbl(約845Nm/m)以下、たとえば約3000scf/bbl(約510Nm/m)以下、約2000scf/bbl(約340Nm/m)以下、約1500scf/bbl(約255Nm/m)以下、または約1250scf/bbl(約210Nm/m)以下であり得る。
接触脱ロウプロセスは、幾つかの方法の1つ以上で供給原料を変性することができる。接触脱ロウプロセスは、供給原料のバイオ成分部分中の酸素を除去することができる。供給原料中のオレフィンは、少なくとも部分的に飽和させる(すなわち、水素化する)ことができる。脱ロウプロセスは、流動点および/または曇り点などの、原料の1つ以上の低温流動特性を改善することができる。脱ロウプロセスは、供給原料から幾らかの硫黄および/または窒素を除去することができる。バイオ成分の水素化処理の前に、原料は酸素の実質的にすべてを除去することができ、かつ、オレフィンを飽和させ得ることに留意されたい。結果として、先に水素化処理された原料に関して行われる脱ロウプロセスは、限定された脱酸素化および/またはオレフィン飽和を行うにすぎない可能性がある。
原料の接触水素化処理の後に、または任意選択の水素化処理および/または脱ロウの後に、原料は任意選択的に水素化精製することができる。水素化精製段階は、あらゆる残存オレフィンおよび/または残留芳香族化合物を飽和させるという目標で、従来の水素化処理よりも一般に幾分穏和な条件下であるが、水素化処理段階と似たものであり得る。脱ロウ後水素化精製は、幾つかの実施形態においては、脱ロウ工程とカスケードで実施することができる。水素化精製段階は典型的には、約150℃〜約350℃、たとえば約180℃〜約250℃の温度で、約2.8MPag(約400psig)〜約20.7MPag(約3000psig)の全圧で、約0.1時間-1〜約5時間-1、たとえば約0.5時間−1〜約3時間−1の液空間速度で、および約43Nm/m(約250scf/bbl)〜約1700Nm/m(約10,000scf/bbl)の水素処理ガス比率で動作することができる。
好適な水素化精製触媒は、性質が水素化処理触媒に似たものであり得る。あるいは、M41S系統からの結合担体、たとえば、結合MCM−41上に担持された族VIII金属および/または族VIB金属などの、芳香族飽和触媒を水素化精製工程に使用することができる。好適なM41Sバインダーとしては、アルミナ、シリカ、または高生産性触媒および/または低密度触媒を提供するあらゆる他のバインダーもしくはバインダーの組み合わせを挙げることができるが、それらに限定されない。好適な芳香族飽和触媒の一例は、アルミナ結合メソ多孔性MCM−41上のPtおよび/または別の金属である。そのような触媒は、たとえば、Pt、Pd、別の族VII金属、族VIB金属、またはそれらの混合物などの水素化金属をメソ多孔質MCM−41(任意選択的にプレ結合した)に含浸させることによって製造することができる。幾つかの実施形態においては、族VIII金属の量は、触媒重量を基準として、少なくとも0.1重量%、たとえば少なくとも0.3重量%、少なくとも0.5重量%、または少なくとも0.6重量%であり得;さらにまたはあるいは、族VIII金属の量は、触媒重量を基準として、1.0重量%以下、たとえば0.9重量%以下、0.75重量%以下、または0.6重量%以下であり得る。さらにまたはあるいは、金属の量は、個別にか混合物でかのどちらかで、触媒重量を基準として、少なくとも0.1重量%、たとえば少なくとも0.3重量%、少なくとも0.5重量%、少なくとも0.6重量%、少なくとも0.75重量%、または少なくとも1重量%であり得;その上さらにまたはあるいは、金属の量は、個別にか混合物でかのどちらかで、触媒重量を基準として、35重量%以下、たとえば25重量%以下、20重量%以下、15重量%以下、10重量%以下、または5重量%以下であり得る。
一実施形態においては、水素化精製段階は、同じ処理ガスでおよびおおよそ同じ温度で、水素化脱ロウと同じ反応器で行うことができる。さらにまたはあるいは、ストリッピングは、幾つかの実施形態においては水素化精製段階と接触脱ロウ段階との間では起こらない。
水熱処理と水素処理との統合
図3は、接触水熱処理からの炭化水素生成物を水素処理反応へ組み入れるための反応系を概略的に示す。
図3において、接触水熱反応器380は、別個のアウトプット流れを生み出すための反応器および対応する分離デバイスを表すことができる。反応器380へのインプットは、水素流れ384、藻類流れ382、および任意選択の水流れ385を含むことができる。任意選択的に、藻類流れ382および水流れ385は、組み合わせられてもよい。図3は、熱交換器390が、インプット流れ385の加熱用の熱を、反応器380からの水流出物389から抽出するために使用できることを示す。幾つかの実施形態においては、他の選択肢を熱統合のために選択することができる。たとえば、反応器380からのアウトプット流れからの熱は、反応器380へのインプット流れおよび/または水素処理段階の1つへのインプット流れを加熱するために使用することができる。
アウトプット388は、反応器380からの分離された炭化水素留分に相当し得る。この分離された炭化水素留分は任意選択的に、約193℃〜約360℃の沸点範囲を有する部分などの、反応器380の炭化水素アウトプットの蒸留された部分またはカットを表すことができる。アウトプット388は次に任意選択的に、供給原料310と組み合わせることができる。水素化処理反応器320に入る前にアウトプット388と供給原料310とを組み合わせることができ、または原料は、反応器120で組み合わせることができる。任意選択の供給原料310は、鉱物原料、バイオ成分原料、またはそれらの組み合わせを表すことができる。アウトプット388を供給原料310と組み合わせることは、接触水熱処理からのアウトプットを別の原料と組み合わせるたった1つの可能な選択であることに留意されたい。接触水熱処理からの生成物は、追加の水素処理の前か、追加の水素処理の段階の間か、または追加の水素処理の後かのどれかで別の原料と組み合わせることができる。
図3に示される実施形態においては、鉱物(又はミネラル)供給原料および/またはバイオ成分供給原料310は、接触水熱処理反応器380からの炭化水素アウトプット388と一緒に第1水素化処理反応器320へ導入することができる。水素処理ガス流れ315もまた、水素化処理反応器320へ導入することができる。組み合わされた供給原料は、水素化処理触媒を含有する1つ以上の触媒床の存在下で第1水素化処理反応器320において水素化処理条件に曝すことができる。組み合わされた供給原料の性質に依存して、水素化処理は、処理された供給原料の硫黄含有率を約50wppm以下、たとえば約30wppm以下、約20wppm以下、約10wppm以下、約5wppm以下、または約3wppm以下に低下させることができる。組み合わされた供給原料の性質に依存して、水素化処理は、処理された供給原料の窒素含有率を約20wppm以下、たとえば約10wppm以下、約5wppm以下、または約3wppm以下に低下させることができる。水素化処理された供給原料318は任意選択的に、水素化処理反応器310から分離デバイス325へ流れることができ、分離デバイスで気相生成物は液相生成物から分離することができる。分離デバイス325からの液体アウトプット328は次に、バイオ成分供給原料312と組み合わせることができる。
代わりの実施形態においては、水素化処理反応器320および分離デバイス325は省くことができる。そのような実施形態においては、アウトプット388および任意選択の鉱物供給原料および/またはバイオ成分供給原料310は、導管328へ直接通すことができる。任意選択的に、さらに別の鉱物原料および/またはバイオ成分原料312は、このポイントで加えることができる。
水素化処理された供給原料328は、脱ロウ反応器340に入る前に任意選択の供給原料312と組み合わせることができる。組み合わされた供給原料は、脱ロウ触媒を含有する1つ以上の触媒床の存在下で接触脱ロウ条件に曝すことができる。接触脱ロウ条件は、原料を実質的に水素化脱酸素するのに十分なものであり得る。
接触脱ロウからの流出物348は任意選択的に、水素化精製段階360において水素化精製することができる。配置構成に依存して、流出物318、流出物328、流出物348、または流出物368のどれかを、さらなる使用および/または処理のための被水素処理生成物と考えることができる。

Claims (18)

  1. 藻類ベースのバイオマス原料を、多相生成物を生成するための水熱処理条件下で、溶解した金属塩および還元ガスの存在下で水と接触させる工程と、
    前記多相生成物を、少なくとも気相部分、液体炭化水素生成物、水性部分および固体部分を生成するために分離する工程と
    を含む、バイオマスの水熱処理方法。
  2. 前記溶解した金属塩が、Co、Mo、Cr、Mnまたはそれらの組み合わせを含む金属塩である、請求項1に記載の方法。
  3. 前記溶解した金属塩が、Fe、Mn、Zn、Mo、Cuまたはそれらの組み合わせを含む、請求項に記載の方法。
  4. 前記溶解した金属塩が、Co、Moまたはそれらの組み合わせを含む、請求項1に記載の方法。
  5. 記水熱処理条件が、150℃〜500℃の温度および4.5barg(450kPag)〜300barg(30MPag)の圧力を含む、請求項1に記載の方法。
  6. 記水熱処理条件が、少なくとも2バール(0.2MPa)の還元ガスの分圧を含み、前記還元ガスが水素である、請求項1に記載の方法。
  7. 前記藻類ベースの原料を水熱処理条件下で水と接触させる工程が、水の相変化を実質的にもたらさない、請求項1に記載の方法。
  8. 前記溶解した金属塩が水に溶解している、請求項1に記載の方法。
  9. 水:藻類の重量比が、3:1〜5:1である、請求項1に記載の方法。
  10. 前記溶解した金属塩が、前記藻類の重量を基準として、0.1重量%〜5重量%の量で存在する、請求項1に記載の方法。
  11. 前記炭化水素液体生成物を、その少なくとも90重量%が193℃〜360℃の沸点範囲を有する留分を生成するために分離する工程をさらに含む、請求項1に記載の方法。
  12. 藻類ベースのバイオマス原料と、金属触媒の前駆体を含む溶液と、硫化剤とを反応ゾーンに導入する工程と、
    前記金属触媒の前駆体を硫化金属触媒へと転化し、かつ多相生成物を生成するための水熱処理条件下で、前記藻類ベースのバイオマス原料、前記金属触媒の前駆体および前記硫化剤を、還元ガスの存在下で水と接触させる工程と、
    前記多相生成物を、少なくとも気相部分、液体炭化水素生成物、水性部分および固体部分を生成するために分離する工程と
    を含む、バイオマスの水熱処理方法。
  13. 前記硫化剤が硫化水素である、請求項12に記載の方法。
  14. 前記金属触媒の前駆体が、Co、Moまたはそれらの組み合わせを含む金属塩である、請求項12に記載の方法。
  15. 前記硫化金属触媒が前記固体部分の一部を成し、前記硫化金属触媒が濾過によって前記固体部分から分離される、請求項12に記載の方法。
  16. 藻類ベースのバイオマス原料を、水熱処理して、多相生成物を生成し、前記多相生成物から、気相、油相、水相および固形分相を分離するバイオマスの水熱処理方法であって、
    前記藻類ベースのバイオマス原料および前記水相の少なくとも一部を水性のリサイクルストリームとして反応ゾーンへと導入する工程であって、前記水性のリサイクルストリームが少なくとも1つの金属塩を含む工程と、
    前記多相生成物を生成するための水熱処理条件下、還元ガスの存在下で、前記反応ゾーンにおいて、前記藻類ベースのバイオマス原料を、前記少なくとも1つの金属塩を含む前記水性のリサイクルストリームと接触させる工程と、
    記多相生成物から前記油相として液体炭化水素生成物を分離する工程と
    を含む、バイオマスの水熱処理方法。
  17. 追加分の前記金属塩を前記反応ゾーンへと導入する工程をさらに含む、請求項16に記載の方法。
  18. 前記藻類ベースのバイオマス原料および前記水性のリサイクルストリームが、前記反応ゾーンへと導入される前に合わされる、請求項16に記載の方法。
JP2013544523A 2010-12-13 2011-11-30 バイオマスの接触水熱処理 Expired - Fee Related JP5721857B2 (ja)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US42242710P 2010-12-13 2010-12-13
US61/422,427 2010-12-13
US13/285,787 2011-10-31
US13/285,787 US8704020B2 (en) 2010-12-13 2011-10-31 Catalytic hydrothermal treatment of biomass
PCT/US2011/062554 WO2012082373A1 (en) 2010-12-13 2011-11-30 Catalytic hydrothermal treatment of biomass

Publications (3)

Publication Number Publication Date
JP2014503639A JP2014503639A (ja) 2014-02-13
JP2014503639A5 JP2014503639A5 (ja) 2014-09-18
JP5721857B2 true JP5721857B2 (ja) 2015-05-20

Family

ID=45973543

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2013544523A Expired - Fee Related JP5721857B2 (ja) 2010-12-13 2011-11-30 バイオマスの接触水熱処理

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8704020B2 (ja)
EP (1) EP2652092A4 (ja)
JP (1) JP5721857B2 (ja)
CN (1) CN103261379B (ja)
SG (1) SG190707A1 (ja)
WO (1) WO2012082373A1 (ja)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012106637A1 (en) * 2011-02-03 2012-08-09 University Of Louisville Research Foundation, Inc. Process for the production of paraffinic hydrocarbons
US9534181B2 (en) 2012-06-19 2017-01-03 Inaeris Technologies, Llc Method of using renewable fuel composition
US9624446B2 (en) * 2012-06-19 2017-04-18 Inaeris Technologies, Llc Low temperature property value reducing compositions
US9085735B2 (en) 2013-01-02 2015-07-21 American Fuel Producers, LLC Methods for producing synthetic fuel
US20150152336A1 (en) * 2013-12-04 2015-06-04 Lummus Technology Inc. Co-current adiabatic reaction system for conversion of triacylglycerides rich feedstocks
US20170198223A1 (en) * 2014-06-24 2017-07-13 Muradel Pty Ltd Method of processing algae, carbonaceous feedstocks, and their mixtures to biocrude and its conversion into biofuel products
WO2016004473A1 (en) * 2014-07-07 2016-01-14 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation Processes for producing industrial products from plant lipids
US9644150B2 (en) * 2014-12-18 2017-05-09 Inaeris Technologies, Llc Method of thermolyzing biomass in presence of hydrogen sulfide
US20160184795A1 (en) * 2014-12-30 2016-06-30 Shell Oil Company Methods and systems for processing cellulosic biomass
CN108391423A (zh) * 2015-12-14 2018-08-10 国际壳牌研究有限公司 延长生物质转化催化剂寿命的方法
NZ764219A (en) * 2017-11-10 2023-02-24 Steeper Energy Aps Recovery system for high pressure processing system
US11566186B2 (en) * 2018-05-15 2023-01-31 Worcester Polytechnic Institute Water-assisted zeolite upgrading of oils
US20220372381A1 (en) * 2021-05-24 2022-11-24 Saudi Arabian Oil Company Integrated slurry hydroprocessing catalyst and process
US20220372378A1 (en) * 2021-05-24 2022-11-24 Saudi Arabian Oil Company Catalyst and process to upgrade heavy oil
CN115669993A (zh) * 2022-10-26 2023-02-03 河南农业大学 一种无机催化剂改良近临界水提取烟叶生物质的方法
CN115554983B (zh) * 2022-11-07 2023-11-21 昆明理工大学 一种低碳液相制备水葫芦生物质基吸附剂的方法

Family Cites Families (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US196A (en) * 1837-05-15 Machine for mowing and heaping grain
US4028221A (en) 1975-06-06 1977-06-07 The Lummus Company Liquefaction of sub-bituminous and lignitic coal
US4396786A (en) 1980-10-27 1983-08-02 Johnson Matthey Public Limited Company Method for producing fuel oil from cellulosic materials
GB2166154B (en) * 1984-09-15 1988-06-29 Univ Salford Ind Centre Conversion of municipal refuse to fuel
USH196H (en) * 1985-07-12 1987-01-06 W. R. Grace & Co. Large particle zeolite containing cracking catalyst exhibiting improved hydrothermal stability
YU46273B (sh) 1989-11-20 1993-05-28 Do Helios Kemična Industrija Domžale Postopek za hidrogeniranje olj
JP3145172B2 (ja) 1992-03-04 2001-03-12 マルハ株式会社 新規な高融点アガロース型寒天及びその製造法
JPH11502891A (ja) 1995-03-31 1999-03-09 ユニバーシティ オブ ハワイ 触媒を用いたウェット・バイオマスの超臨界状態でのガス化
US6053954A (en) * 1996-06-14 2000-04-25 Energy & Environmental Research Center Methods to enhance the characteristics of hydrothermally prepared slurry fuels
DE19742266A1 (de) 1997-09-25 1999-05-06 Ludger Dr Steinmann Aufwertung von Chemie- und Energierohstoffen durch Reaktion mit geringwertigen Rohstoffen
US6180845B1 (en) * 1999-10-07 2001-01-30 Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College Transforming biomass to hydrocarbon mixtures in near-critical or supercritical water
EP1184443A1 (en) * 2000-09-04 2002-03-06 Biofuel B.V. Process for the production of liquid fuels from biomass
CN1276056C (zh) * 2005-04-19 2006-09-20 华东理工大学 生物质的超临界液化方法
US7964761B2 (en) 2005-05-02 2011-06-21 University Of Utah Research Foundation Processes for catalytic conversion of lignin to liquid bio-fuels and novel bio-fuels
US7671246B2 (en) 2006-03-06 2010-03-02 Wisconsin Alumni Research Foundation Method to make alkanes and saturated polyhydroxy compounds from carbonyl compounds
US7901568B2 (en) 2006-05-05 2011-03-08 Kior Inc. Process for converting carbon-based energy carrier material
EP1852493A1 (en) * 2006-05-05 2007-11-07 BIOeCON International Holding N.V. Hydrothermal treatment of carbon-based energy carrier material
CN101611125A (zh) * 2006-09-14 2009-12-23 生物燃料箱公司 细胞类脂向生物燃料的充分且高效的转换的方法
FR2910353B1 (fr) * 2006-12-21 2009-03-06 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydroconversion en slurry de charges hydrocarbonees lourdes en presence d'une phase active dispersee et d'un oxyde a base d'alumine.
US7977076B2 (en) 2006-12-29 2011-07-12 Genifuel Corporation Integrated processes and systems for production of biofuels using algae
WO2008103480A2 (en) 2007-02-23 2008-08-28 Massachusetts Institute Of Technology Conversion of natural products including cellulose to hydrocarbons, hydrogen and/or other related compounds
DE102007030053B4 (de) 2007-06-29 2011-07-21 Advanced Micro Devices, Inc., Calif. Reduzieren der pn-Übergangskapazität in einem Transistor durch Absenken von Drain- und Source-Gebieten
US7815694B2 (en) 2007-09-27 2010-10-19 Chevron U.S.A. Inc. Production of biofuels and biolubricants from a common feedstock
US7943791B2 (en) * 2007-09-28 2011-05-17 Mcneff Research Consultants, Inc. Methods and compositions for refining lipid feed stocks
CN101182422A (zh) * 2007-11-26 2008-05-21 内蒙古金骄特种新材料有限公司 一种低氧生物油及其制备方法
MX2010006976A (es) * 2007-12-21 2010-12-06 Old Dominion Univ Res Found Conversion directa de biomasa a combustible biodiesel.
US8241605B2 (en) * 2008-01-31 2012-08-14 Battelle Memorial Institute Methods and apparatus for catalytic hydrothermal gasification of biomass
JP2009191008A (ja) 2008-02-14 2009-08-27 South Product:Kk 褐藻類由来機能性成分の抽出方法
US7955508B2 (en) * 2008-03-11 2011-06-07 Xtrudx Technologies, Inc. Supercritical fluid biomass conversion systems
JP5382679B2 (ja) 2008-03-31 2014-01-08 国立大学法人広島大学 リン酸塩回収方法
US8075642B2 (en) * 2008-04-14 2011-12-13 Wisconsin Alumni Research Foundation Single-reactor process for producing liquid-phase organic compounds from biomass
US8123934B2 (en) * 2008-06-18 2012-02-28 Chevron U.S.A., Inc. System and method for pretreatment of solid carbonaceous material
CN101619227B (zh) * 2008-06-30 2013-04-03 淮北中润生物能源技术开发有限公司 纤维素生物质的直接液化方法
US20100050502A1 (en) 2008-08-21 2010-03-04 LiveFuels, Inc. Systems and methods for hydrothermal conversion of algae into biofuel
WO2010030197A1 (en) 2008-09-11 2010-03-18 Ian James Miller Concentration of algal biomass
US8735638B2 (en) * 2008-09-11 2014-05-27 Aquaflow Bionomic Corporation Limited Transformation of biomass
US9102877B2 (en) 2008-11-12 2015-08-11 Sartec Corporation Systems and methods for producing fuels from biomass
US8471079B2 (en) 2008-12-16 2013-06-25 Uop Llc Production of fuel from co-processing multiple renewable feedstocks
US8632675B2 (en) 2008-12-24 2014-01-21 Exxonmobil Research And Engineering Company Co-processing of diesel biofeed and heavy oil
MX2011009105A (es) 2009-03-10 2011-09-28 Srs Energy Fraccionamiento de biomasa de algas.
CN102666808A (zh) 2009-05-20 2012-09-12 曳达研究和发展有限公司 有机物在超临界水中的催化气化
CN101899314A (zh) * 2009-05-27 2010-12-01 新奥科技发展有限公司 一种由煤和/或生物质制取轻质油品的方法
CN101591573A (zh) 2009-07-02 2009-12-02 复旦大学 一种将藻类水热液化制备液体燃料的方法
US8404908B2 (en) 2009-10-13 2013-03-26 Uop Llc Process for lignin conversion to chemicals or fuels with H2 generated from lignin depolymerization products
CN101805629B (zh) * 2010-03-22 2014-03-26 华东理工大学 生物质水热液化生产燃料油的方法
WO2011126382A1 (en) 2010-04-07 2011-10-13 Aquaflow Bionomic Corporation Limited Hydrothermal transformation of microalgae through metal-base catalysis
US20110287503A1 (en) 2010-05-20 2011-11-24 Uop Llc Methods for producing hydrocarbon products from algal biomass
US20120090223A1 (en) 2010-10-13 2012-04-19 Uop Llc Methods for producing diesel range materials having improved cold flow properties

Also Published As

Publication number Publication date
US20120101319A1 (en) 2012-04-26
JP2014503639A (ja) 2014-02-13
US8704020B2 (en) 2014-04-22
CN103261379A (zh) 2013-08-21
EP2652092A4 (en) 2014-12-24
SG190707A1 (en) 2013-07-31
CN103261379B (zh) 2016-01-06
EP2652092A1 (en) 2013-10-23
WO2012082373A1 (en) 2012-06-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5666015B2 (ja) 不均一触媒でのバイオマスの水熱処理
JP5721857B2 (ja) バイオマスの接触水熱処理
JP5735131B2 (ja) 酸素化物及び水安定性を有する転化触媒並びに処理
JP5775170B2 (ja) バイオマスの水熱処理における触媒回収
JP5694559B2 (ja) バイオマスの水熱処理からのリンの回収
CA2864057A1 (en) Production of olefinic diesel, lubricants, and propylene
JP2014506273A5 (ja)
WO2012112425A2 (en) Processing of feedstocks in separated reactor volumes
US8624070B2 (en) Phosphorus recovery from hydrothermal treatment of biomass
EP2831199A1 (en) Production of olefinic diesel and corresponding oligomers
WO2023249890A1 (en) Systems and methods for renewable fuels

Legal Events

Date Code Title Description
A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20140731

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20140731

A871 Explanation of circumstances concerning accelerated examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A871

Effective date: 20140731

A975 Report on accelerated examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971005

Effective date: 20140825

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20140909

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20141209

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20141216

RD03 Notification of appointment of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7423

Effective date: 20141222

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20150109

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20150206

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20150212

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20150310

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20150324

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 5721857

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees