NO311348B1 - Fremgangsmåte for fremstilling av metanol - Google Patents
Fremgangsmåte for fremstilling av metanol Download PDFInfo
- Publication number
- NO311348B1 NO311348B1 NO19955160A NO955160A NO311348B1 NO 311348 B1 NO311348 B1 NO 311348B1 NO 19955160 A NO19955160 A NO 19955160A NO 955160 A NO955160 A NO 955160A NO 311348 B1 NO311348 B1 NO 311348B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- synthesis gas
- methanol
- gas stream
- stream
- unit
- Prior art date
Links
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 234
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 86
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 83
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 83
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 75
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 35
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 29
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 claims description 19
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 16
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 15
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 12
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 11
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 10
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 9
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 7
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 6
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 claims description 5
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 5
- 238000001193 catalytic steam reforming Methods 0.000 claims description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 16
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 14
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 14
- 238000001991 steam methane reforming Methods 0.000 description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 5
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002453 autothermal reforming Methods 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002816 fuel additive Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 239000004071 soot Substances 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- C01B3/36—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 oxygen or mixtures containing oxygen as gasifying agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
- C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
- C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
- C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
- C01B3/382—Multi-step processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C29/00—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring
- C07C29/15—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring by reduction of oxides of carbon exclusively
- C07C29/151—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring by reduction of oxides of carbon exclusively with hydrogen or hydrogen-containing gases
- C07C29/1516—Multisteps
- C07C29/1518—Multisteps one step being the formation of initial mixture of carbon oxides and hydrogen for synthesis
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for fremstilling av metanol. Oppfinnelsen angår nærmere bestemt en forbedret fremgangsmåte for produksjon av syntesegass som er egnet for produksjon av metanol. Denne forbedrede fremgangsmåten integrerer en forgassingsprosess med dampmetan reformering.
Metanol er et av de viktigste kjemiske råmaterialene, og er rangert på tredjeplass når det gjelder volum etter ammoniakk og etylen. Verdens behov for metanol som et kjemikalieråmate-riale fortsetter å stige særlig i lys av dens stadig viktigere rolle som en kilde for alternativ energi, for eksempel som et motordrivstoffadditiv eller ved omdanning av metanol til bensin.
De viktige reaksjonene i metanolsyntese er basert på likevektsreaksjon av karbonoksider (CO og CO2) og hydrogen, i retning av metanoldannelse som følger:
Reaksjonene (1) og (2) er eksoterme og foregår med volum-kontraksjon. Maksimalt metanolutbytte foregår således generelt ved lave temperaturer og høyt trykk.
En viktig måte for fremstilling av metanol er ved først å fremstille en syntesegass fra en metan-inneholdende gass, slik som naturgass. Syntesegassen kan genereres ved å anvende dampmetan reformering, partiell oksidasjon eller forgassing, eller en kombinert reformering eller autotermisk reforme-ringsprosess.
Dampmetan reformering er den katalytiske reaksjon av naturgass med damp for å fremstille en syntesegass eller "syngass", som innbefatter Itø, CO2, CO, CH4og H2O med et H2til CO forhold på ca. 3:1 eller høyere. Dampmetan reforme ringsreaksjonen er endoterm. Ekstern varme er derfor nød-vendig. Naturgass og damp blir typisk tilført i legeringsrør som inneholder en nikkelbasert katalysator for reformeringsreaksjon. Katalysatorrørene blir anbragt på innsiden av en ildfast foret struktur. En del av naturgassen blir anvendt som drivstoff for å skaffe til veie nødvendig varme for reaksjonen:
Ulempene med dampmetan reformering innbefatter dens begrens-ning til lavtrykkanvendelser i størrelsesorden 0,8 til 3 MPa. Dampmetan reformering produserer også en syngass med høyt CH4urenhetsinnhold i et område fra ca. 3-15 %, og krever ekstern tilførsel av CO2for metanolsyngasskravene.
Delvis oksidasjon eller forgassing er en ikke-katalytisk reaksjon av naturgass med oksygen under kontrollerte oksygenbetingelser. Reaksjonen er eksoterm slik det er vist i følgende reaksjon:
Partialoksidasjonsprosessen kan opereres ved høyt trykk for å minimalisere eller eliminere syngasskompresjonen som er nødvendig for å nå det ønskede forhøyede trykket som er egnet for metanolproduksjon, typisk ca. 1,5 til 14 MPa. Syngass fremstilt fra partialoksidasjonsprosessen har et lavere H2:C0 forhold med lite eller ikke noe CH4innhold. CH4varierer innenfor ca. 0-0,5 %, og 1^:00 forholdet varierer innenfor ca. 1,5-2,0. Som et resultat vil ekstern E2være nødvendig for å tilfredsstille metanolsyngasskravene.
Den kombinerte reformeringsprosessen som anvender en kombinasjon av konvensjonell dampmetan reformering, ofte referert til som "primær reformering", i kombinasjon med oksygenert katalytisk reformering, ofte referert til som "sekundær reformering", for å generere støkiometriske forhold av syntesegass for produksjon av metanol. Se US patent nr. 4.888.130 til Banquy.
I et foretrukket trekk av den kombinerte reformeringsprosessen blir en del av naturgasstilførselen tilført den primære reformereren og det som kommer ut blir blandet med resten av naturgass og oksygen før det kommer inn i den andre reformereren. Ulempen med den kombinerte reformeringsprosessen er at den er begrenset til moderat trykk-anvendelse, i størrelsesorden ca. 2,9 til 4,3 MPa.
Ved høyere trykk er reduserte operasjonstemperaturer nødvendig, og fordi økede mengder CH4er til stede i tilførselen til den sekundære reformeren, er det mer sannsynlig at sot og karbondannelse øker. Dette kan skade eller deaktivere katalysatoren og føre til større tilførsels-forbruk for å fremstille den nødvendige karbonmonoksid-mengden.
De fleste kommersielle metanolsynteseanleggene opererer i et trykkområde fra ca. 5 til 14 MPa ved å anvende forskjellige kobberbaserte katalysatorsystemer avhengig av den anvendte teknologien. Et antall forskjellige state-of-the-art teknologier er kjent for syntetisering av metanol, og blir vanligvis referert til som ICI (Imperial Chemical Industries) prosessen, Lurgi-prosessen og Mitsubishi-prosessen.
Metanolsyngassen, som også blir referert til som "støkio-metrisk forholds syntesegass", fra syngassgenererende enhet blir tilført metanolsyntesereaktoren ved ønsket trykk på ca. 5 til 14 MPa, avhengig av prosessen som blir benyttet. Syngassen reagerer deretter med en kobberbasert katalysator for å danne metanol. Reaksjonen er eksoterm. Varmefjerning er derfor vanligvis nødvendig. Den rå eller urene metanol blir deretter kondensert og renset for å fjerne urenheter slik som høyere alkoholer, inkludert etanol, propanol og lignende. Ukondensert dampfase som omfatter ureagert metanolsyngass blir resirkulert til tilførselen.
Operasjonen av sammenpressing av metanolsyntesegassen krever kostbart utstyr som er dyrt å vedlikeholde. Behov for å presse sammen metanolsyntesegassen slik at den når egnede operasjonstrykk for metanolsynteseoperasjon øker produk-sjonskostnadene for metanol ytterligere.
En fremgangsmåte som produserer støkiometrisk forholdsmessig syntesegass ved forhøyede trykk uten behov for ytre sammenpressing vil således være attraktiv for industrien.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer følgelig en fremgangsmåte for fremstilling av metanol, kjennetegnet ved at den omfatter: (a) delvis oksidering av gassholdig råstoff inneholdende vesentlige mengder metan i en forgasser for å fremstille en varm forgasset syntesegasstrøm inneholdende vesentlige mengder hydrogen og karbonmonoksid; (b) nevnte varme forgassede syntesegasstrøm føres gjennom en dampreformerende katalytisk reaktor i indirekte varmeveksling med reaktanter som omfatter en metan-inneholdende gass og damp som gjennomgår en endoterm katalytisk dampreformeringsreaksjon i den katalytiske reaktoren for å fremstille en reformert syntesegass-strøm, og hvori den varme forgassede syntesegass-strømmen blir avkjølt og kommer ut i den katalytiske reaktoren som en avkjølt forgasset syntesegasstrøm; (c) den avkjølte forgassede syntesegasstrømmen kombineres med en del av den reformerte syntesegasstrømmen for å danne en støkiometrisk forholdsmessig syntesegass-strøm, som blir tilført en metanolsynteseenhet for å
fremstille metanol, og der den støkiometrisk forholdsmessige syntesegassen krever lite eller ingen ytre kompresjon for å nå de optimale spesifikasjonene som er nødvendig for å fremstille metanol.
Oppfinnelsen tilveiebringer videre en fremgangsmåte for fremstilling av metanol, kjennetegnet ved at den omfatter: (a) arrangere og operere en forgasserenhet og en primær dampreformeringsenhet parallelt med at hver av nevnte enheter samtidig blir tilført gassholdig råstoff som omfatter en metaninneholdende gasstrøm og damp, der forgasserenheten produserer en varm syntesegasstrøm som inneholder vesentlige mengder hydrogen og karbonmonoksid, og der den primære dampreformerings-enheten produserer en primær reformeringssyngasstrøm; (b) kombinering av forgassersyntesegasstrømmen og primær reformeringssyntesegasstrøm for å danne en kombinert varm syntesegasstrøm; (c) føring av nevnte kombinerte varme syntesegasstrøm inn i en sekundær katalytisk reformeringsenhet hvori nevnte kombinerte syntesegasstrøm gjennomgår reaksjon med en oksidantstrøm for å danne en støkiometrisk forholdsmessig syntesegass, som blir tilført en metanolsynteseenhet for å fremstille metanol.
For optimal metanolproduksjon blir støkiometrisk forholdsmessig syngass tilført metanolsynteseenheten som generelt er i overensstemmelse med følgende spesifikasjoner:
Ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter en forbedret fremgangsmåte for produksjon av metanol delvis oksidering av et gassholdig råmateriale, typisk naturgass inneholdende vesentlige mengder metan, for å fremstille en varm trykk-pålagt gasstrøm. Den varme forgassede syntesegasstrømmen, som også blir referert til som "syngass", blir ført i indirekte varmeveksling gjennom en dampreformering katalytisk reaktor der en endoterm reformeringsreaksjon blir ledet med en gassholdig tilførsel og damp.
Dampreformeringsreaksjonen produserer en reformert syngass. En del av den reformerte syngassen blir resirkulert til den forgassede tilførselen og den gjenværende del blir kombinert med den delvis avkjølte forgassede syngassen som kommer ut i den katalytiske reaktoren for å danne en støkiometrisk forholdsmessig syntesegass. Den forholdsjusterte syntesegassen kommer deretter inn i metanolsynteseenheten ved forhold som er nødvendige for å omdanne den til metanol med lite eller ikke noe ytre sammenpressing. Før den kommer inn i metanolsynteseenheten, kan den forholdsjusterte syntesegassen bli avkjølt til det ønskede operasjonstrykket i en serie av varmevekslere eller dampgeneratorer eller en kombinasjon av dampgeneratorer og varmevekslere for optimal varmegjenvinning.
Oppfinnelsen vil forklares nærmere ved hjelp av tegningene, der: FIG. 1 er en skjematisk representasjon av fremgangsmåten der en del av reformert syngass som kommer ut i den katalytiske reformeringsenheten blir kombinert med avkjølt forgasset syngass for å danne en støkiometrisk forholdsmessig kombinert syngass som trenger lite eller ikke noe ytre sammenpressing for å møte metanolsyngass-spesifikasjonene. FIG. 2 er en skjematisk representasjon av fremgangsmåten hvori en forgasser og en primær dampreformeringsenhet opererer parallelt og der det som kommer ut fra hver enhet blir kombinert og tilført en andre reformerer for å fremstille en støkiometrisk forholdsmessig syngass som trenger lite eller ikke noe ytre sammenpressing for å møte metanolsyngass-spesifikasjonene.
Ifølge foreliggende oppfinnelse kan ytterligere ytre sammenpressing av metanolsyntesegassen før den kommer inn i metanolsynteseenheten bli minimalisert eller eliminert.
Når ytterligere ytre sammenpressing av metanolsyntesegassen er nødvendig, er det generelt i størrelsesorden ca. 0,8 til 7 MPa, fortrinnsvis ca. 0,8 til 3,6 MPa, og mest å foretrekke ca. 0,8 til 2,2 MPa. Siden operas jons trykket i en metanolsynteseenhet generelt er i størrelsesorden ca. 5 til 14 MPa, blir ytterligere ekstern kompresjon som er nødvendig for å øke trykket i metanolsyntesegassen til optimalt operasjonstrykk betraktet å være minimalt. En annen fordel ved foreliggende oppfinnelse er at behovet for en ovn for å tilføre varme i den endoterme reaksjonen som forekommer i den katalytiske dampreformereren kan bli eliminert, og resultere i eliminering av utslipp av oksider av nitrogen og karbon-dioksid til atmosfæren.
Det er også et mindre forbruk av forgasset fødegass sammen-lignet med nåværende kjente forgassingssyngass produksjons-teknologi. Bedre varmeintegrering blir oppnådd. Resirkule-ringskrets-sammenpressingskraft i metanolsynteseenheten blir også redusert på grunn av lavere CH4innhold og det støkio-metriske forhold av metanolsyngass levert til metanolsyntesereaktoren er optimalt.
Ved å referere til FIG. 1, blir en gassholdig råstoffstrøm 1, inneholdende vesentlige mengder metan, slik som naturgass eller raffinert avgass, forhåndsvarmet i en oppvarmet varmer til ca. 204-260°C og fortrinnsvis avsvovlet i en avsvovlings-enhet. Strømmen 1 kan deretter bli videre forhåndsvarmet i en varmer til ca. 260-2264°C, fortrinnsvis ca. 427-593°C før den blir tilført i en partialoksidasjonsreaktor, fortrinnsvis en ikke-katalytisk partialoksidasjonsreaktor.
Partialoksidasjonsreaktoren blir også referert til som en "partiell oksidasjonsforgasser", eller ganske enkelt "forgasser", og disse begrepene blir anvendt ekvivalent og om hverandre i hele beskrivelsen. Forgasserne som kan bli anvendt i foreliggende oppfinnelse er velkjente innenfor fagområdet og blir vanligvis referert til som "quench-forgassere" eller "syngassavkjølingsforgassere".
En oksiderende gasstrøm 2 blir fortrinnsvis forhåndsvarmet til en temperatur over omgivelsestemperatur ca. 260°C, fortrinnsvis ca. 93 til 149°C, og blir deretter tilført forgasseren. Oksiderende gasstrøm 2 kan være rent oksygen, oksygenanriket luft, luft eller en hvilken som helst ekvivalent kombinasjon.
Partialoksidasjonsreaksjon i forgasseren er en eksoterm reaksjon som blir gjennomført under betingelser som er tilstrekkelige til å omdanne gassholdig råstoffstrøm 1 og oksiderende gasstrøm 2 til en varm syntesegass eller "syngass" strøm 3 som primært består av karbonmonoksid og hydrogen. Forgasserenheten opererer ved temperaturer på ca. 1204-1538"C, fortrinnsvis ca. 1204-1316°C, og et trykk ved ca. 1,5-14 MPa, fortrinnsvis ca. 4,3-8,5 MPa.
Den varme syngasstrømmen 3 som kommer ut i forgasseren har en temperatur på ca. 1204-1538°C, fortrinnsvis ca. 1204-1316°C, og et trykk på ca. 1,5-14 MPa, fortrinnsvis ca. 4,3-8,5 MPa. Den varme forgassede syngasstrømmen 3 strømmer gjennom en dampreformerende katalytisk reaktor i en indirekte varmeveksling med reaktantene som gjennomgår en katalytisk reformeringsreaksjon.
Dampreformerende katalytisk reaktor er fortrinnsvis kon-struert av skall og rør, hvori den forgassede syngassen føres gjennom skallet og overfører varme til rørene som inneholder en nikkel-basert katalysator for endoterm dampreformeringsreaksjon.
Reaktantene som kommer inn i den dampreformerende katalytiske reaktoren omfatter en naturgasstrøm 4, fortrinnsvis svovelfri, og en dampstrøm 5. Dampstrøm 5 kan bli internt generert og superoppvarmet fra en varmer. Naturgasstrøm 4 kan bli supplert fra en del av den gassholdige tilførselsstrømmen 1 som kommer inn i forgasseren.
Dampreformerende katalytisk reaktor opererer under endoterme betingelser ved et trykk på ca. 3,6-0,5 MPa og en temperatur på ca. 538-760°C. Reformeringsreaksjonen produserer en hydrogen-rik syngasstrøm 6 som kan bli delvis resirkulert som strøm 7 inn i forgasseren hvorved resten av strøm 8 tjener som en metanolsyntesegass-justerer ved at den kombineres med delvis avkjølt forgasset syntesegasstrøm 9 som kommer ut av den katalytiske reaktoren. Resirkulert strøm 7 kan variere fra ca. 40-90 volum-% av strøm 6, fortrinnsvis ca. 60-75 volum-Sé. Derimot kan strøm 8 variere fra ca. 10-60 volum-#, fortrinnsvis ca. 25-40 volum-# av strøm 6.
Kombinert syngasstrøm 10, som også blir referert til som en "støkiometrisk forholdsmessig syngass", eller en "metanolsyntesegass" strøm, blir dannet fra reformert syngasstrøm 8 og delvis avkjølt forgasset syntesegasstrøm 9. Kombinert syngasstrøm 10 eksisterer ved en temperatur på ca. 538 til 760°C, og et trykk ved ca. 1,5 til 14 MPa, fortrinnsvis ca. 4,3 til 8,5 MPa. Kombinert syngasstrøm 10 kan deretter bli avkjølt ved en serie av indirekte varmevekslere og/eller dampgeneratorer til en temperatur på ca. 38 til 316° C, fortrinnsvis ca. 232° C før den kommer inn i en metanolsynteseenhet for å bli omdannet til metanol. Strøm 10 blir avkjølt med minst en dampgenerator gjennom hvilken kokeføde- vann føres indirekte og kommer ut som dampstrøm 11 ved en temperatur på ca. 260 til 338°C. Den avkjølte kombinerte metanolsyngasstrømmen 10 kommer deretter inn i metanolsynteseenheten ved de betingelser som er nødvendig for å omdanne den til metanol uten ytre sammenpressing.
Dampstrøm 11 kan deretter bli ført inn i oppvarmer for ytterligere superoppvarming av dampen før den kommer inn i dampreformerende katalytisk reaktor som dampstrøm 5. På denne måte kan varmegjenvinning bli optimalisert.
Generelt, når operasjonstrykket i dampmetanreformeringsreaksjonen øker, må veggtykkelsen i de katalytiske legerings-reaktorrørene også økes for å oppta høyere operasjonstrykk, og metanomdanningen avtar signifikant på grunn av redusert varmeoverføringseffekt i de tykkere legerte rørveggene. For tiden kjente katalytiske legeringsrør som blir anvendt i dampmetanreformering er operative opp til ca. 2,9 MPa.
Når operasjonstrykket stiger over 2,9 MPa, blir metanomdanningen betydelig redusert og gjør prosessen uøkonomisk.
Utførelsesformen av foreliggende oppfinnelse vist i Fig. 1 tjener til å lette operasjonstrykkbegrensningene for dampmetanreformeringsreaksjonen ved å plassere katalytiske legeringsreaktorrør, hvori reformeringsreaksjonen foregår, på innsiden av en høytrykksbeholder. Dette er i motsetning til den atmosfæriske trykkovnstrukturen som blir anvendt i konvensjonell dampmetanreformering. På denne måten vil maksimalt operasjonstrykk på innsiden av de katalytiske legeringsrørene være summen av høytrykksbeholder operasjonstrykk pluss opp til ca. 2,8 MPa operasjonstrykk i de katalytiske legeringsrørene.
Der høytrykksbeholder operasjonstrykket er ca. 7 MPa, kan for eksempel operasjonstrykket i de katalytiske legeringsreaktor-rørene være opp til ca. 10 MPa. Dersom operasjonstrykket i de katalytiske legeringsreaktorrørene som er plassert på innsiden av høytrykksbeholderen er ca. 7,8 MPa, og høytrykks-beholder operasjonstrykket er ca. 7 MPa, er trykkforskjellen som opererer på den katalytiske legeringsrørveggen ca. 0,7 MPa, hvilket er betydelig mindre enn den maksimale 2,8 MPa operasjonsgrensen. Dette muliggjør at man kan anvende relativt tynnere vegger i den katalytiske legeringsrør-reaktoren. Hastigheten på varmeoverføringen er mer effektiv når veggene i de katalytiske legeringsrørene er tynnere. Utførelsesformen som vist i Fig. 1 kan således operere ved høyere trykk uten å redusere metanomdanningen signifikant. Metanomdanningen er fremdeles tilfredsstillende, i størrel-sesorden 75 til 95 % omdanning ved høytrykk operasjon i størrelsesorden 3,6 til 17,6 MPa.
Tabell 1 er en oppstilling av komponentene og parametrene for spesifikke strømmer i FIG. 1.
Som allerede angitt, når operasjonstrykket i dampmetan reformeringsreaksjonen øker, må veggtykkelsen i de katalytiske legeringsreaktorrørene også bli øket for å oppta høyere operasjonstrykk, og metanomdanningen minsker signifikant på grunn av redusert varmeoverføringseffekt i de tykkere legerte rørveggene.
Utførelsesformen som er vist i Fig. 2 tjener til å lette operasjonstrykkbegrensningene ved å integrere en ikke-katalytisk forgassingsprosess med et sekundært oksygenert katalytisk reformeringstrinn slik at lavere metanomdanning på grunn av høyere operasjonstrykk i det primære dampmetan reformeringstrinnet blir satt til side av en høyere metanomdanning (over 99 %) i f orgassingstrinnet etterfulgt av et mindre sekundært reformeringstrinn som virker som en kontroll for å styre metaninnhold i den støkiometriske forholdsmessige syngasstrømmen før den kommer inn i metanolsynteseenheten. Dette er i motsetning til prosess-skjemaet som er beskrevet i US patent nr. 4.888.130, Banquy.
Foreliggende oppfinnelse vil oppnå høyere metanomdanning i en sekundær reformerer enn US patent nr. 4.888.130, Banquy, på grunn av lavere metaninnhold i tilførselen til den sekundære reformereren. Dette resulterer i lavere samlet tilførsels-forbruk på grunn av høyere omdanning av råmaterialer. Mindre primære og sekundære reformeringsenheter kan derfor således bli anvendt. I foreliggende oppfinnelse vil reduserte mengder av metan i tilførselgasstrømmen til den sekundære reformereren redusere mulighet for karbondannelse.
Ved å referere til Fig. 2, er en ikke-katalytisk forgasserenhet og en primær dampreformeringsenhet arrangert og opererer parallelt med at hver enhet blir samtidig tilført en svovelfri metaninneholdende gass fra strøm 1 som en felles kilde. Strøm 1 kan fortrinnsvis være naturgass. En del av svovelfri metan inneholdende naturgasstrøm 1 kommer inn i forgasseren som strøm 2 med oksiderende gasstrøm 3 og gjennomgår en partiell oksidasjonsreaksjon.
Dampstrøm 4 blir også levert til forgasseren for å forbedre Hg/CO forholdet og utbyttet av varmsyntesegasstrøm 5 som kommer ut i forgasseren. H2/CO forholdet i forgassersyn-gasstrøm 5 uten dampinjeksjon er ca. 1,75. Et forbedret Hg/CO forhold opp til ca. 2,5 kan bli oppnådd ved injisering av damp i forgasseren.
Samtidig med at strøm 2 kommer inn i forgasseren, kommer den gjenværende del av strøm 1 inn i den primære dampreformerer som naturgasstrøm 6. En dampstrøm 7 kommer også inn i primær reformerer for å reagere med naturgasstrøm 6. Damp i strøm 8 tjener fortrinnsvis som en felles kilde for damptilførsel som blir anvendt for å tilveiebringe dampstrøm 4 til forgasser og dampstrøm 7 til primær reformerer.
En varm Hg-rik primær reformerersyngasstrøm 9 blir fremstilt fra primær dampreformeringsreaksjon i naturgasstrøm 6 og dampstrøm 7 over en nikkel-basert katalysator. B^-rik primær reformerersyngasstrøm 7 kommer ut av primær dampreformerer og kombineres med utstrømmende varm syngasstrøm 5 som kommer ut av forgasser for å danne en kombinert varm syngasstrøm 10 som kommer inn i en sekundær katalytisk reformerer som en reaktant og en kilde for varme for den sekundære reformeringsreaksjon. Strøm 5 er ca. 30-60 volum-#, fortrinnsvis 40-50 volum-# av strøm 10.
En oksiderende strøm 11 kommer også inn i den sekundære reformereren som en reaktant for å fremme partiell oksidasjon av kombinert varm syngasstrøm over en nikkelbasert katalysator ved en temperatur på ca. 538-1093°C. En felles kilde av oksidant i strøm 12 blir fortrinnsvis anvendt for å levere oksidantstrøm 11 til den sekundære katalytiske reformereren og oksidantstrøm 3 til forgasseren.
En sekundær reformerende syngasstrøm 13 kommer ut av sekundær reformerer. Som angitt før, blir denne strømmen også referert til som "støkiometrisk forholdsmessig syngass", eller "metanolsyngass", og tilfredsstiller hovedsakelig metanolsyn-gasspesifikasjoner som er nødvendige for fremstilling av metanol. Metanolsyngasstrøm 13 kan deretter bli avkjølt til den nødvendige metanolsyntesetemperaturen på ca. 38 til 316°C, fortrinnsvis 149 til 260°C, før den går inn i metanolsynteseenheten.
Temperaturreduksjonen av metanolsyntesegasstrøm 13 kan bli gjennomført i en serie av indirekte varmevekslere og/eller dampgeneratorer. Avkjølt metanolsyngasstrøm 14 kan deretter bli tilført en metanolproduksjonsenhet med behov for bare minimal ytre sammenpressing. Avkjølt metanolsyntesegass er ved et trykk på ca. 3,6 til 7,1 MPa og krever lite eller ikke noe ytre sammenpressing. Når ytterligere sammenpressing er nødvendig, er den generelt i størrelsesorden 0,7 til 3,5 MPa avhengig av den spesielle metanolsynteseprosessen som blir anvendt. Parametere og komponenter av spesifikke strømmer i
Fig. 2 er angitt i Tabell 2.
Claims (11)
1.
Fremgangsmåte for fremstilling av metanol,karakterisert vedat den omfatter: (a) delvis oksidering av gassholdig råstoff inneholdende vesentlige mengder metan i en forgasser for å - fremstille en varm forgasset syntesegasstrøm inneholdende vesentlige mengder hydrogen og karbonmonoksid; (b) nevnte varme forgassede syntesegasstrøm føres gjennom en dampreformerende katalytisk reaktor i indirekte varmeveksling med reaktanter som omfatter en metan-inneholdende gass og damp som gjennomgår en endoterm katalytisk dampreformeringsreaksjon i den katalytiske reaktoren for å fremstille en reformert syntesegass-strøm, og hvori den varme forgassede syntesegass-strømmen blir avkjølt og kommer ut i den katalytiske reaktoren som en avkjølt forgasset syntesegasstrøm; (c) den avkjølte forgassede syntesegasstrømmen kombineres med en del av den reformerte syntesegasstrømmen for å danne en støkiometrisk forholdsmessig syntesegass-strøm, som blir tilført en metanolsynteseenhet for å fremstille metanol, og der den støkiometrisk forholdsmessige syntesegassen krever lite eller ingen ytre kompresjon for å nå de optimale spesifikasjonene som er nødvendig for å fremstille metanol.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at den gassholdige tilførselen som blir levert forgasseren og/eller den dampreformerende katalytiske reaktor er svovelfri.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat delvis oksidasjonsreaksjon som forekommer i forgasseren blir gjennomført i fravær av en katalysator.
4.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 3,karakterisert vedat en del av reformerer-syntesegassen som kommer ut av den katalytiske reformeringsenheten blir resirkulert til forgasseren for å regulere CH4innholdet til mindre enn ca. 3,0 %.
5.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 4,karakterisert vedat den kombinerte syntesegasstrømmen blir avkjølt før den blir omdannet til metanol.
6.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5,karakterisert vedat den dampreformerende katalytiske reaktoren kan opereres ved trykk opp til ca. 14 MPa.
7.
Fremgangsmåte for fremstilling av metanol,karakterisert vedat den omfatter: (a) arrangere og operere en forgasserenhet og en primær dampreformeringsenhet parallelt med at hver av nevnte enheter samtidig blir tilført gassholdig råstoff som omfatter en metaninneholdende gasstrøm og damp, der forgasserenheten produserer en varm syntesegasstrøm som inneholder vesentlige mengder hydrogen og karbonmonoksid, og der den primære dampreformerings-enheten produserer en primær reformeringssyngasstrøm; (b) kombinering av forgassersyntesegasstrømmen og primær reformeringssyntesegasstrøm for å danne en kombinert varm syntesegasstrøm; (c) føring av nevnte kombinerte varme syntesegasstrøm inn i en sekundær katalytisk reformeringsenhet hvori nevnte kombinerte syntesegasstrøm gjennomgår reaksjon med en oksidantstrøm for å danne en støkiometrisk forholdsmessig syntesegass, som blir tilført en metanolsynteseenhet for å fremstille metanol.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 7,karakterisertved at den støkiometrisk forholdsmessige syntesegassen trenger minimal ekstern kompresjon før den kommer inn i metanolsynteseenheten ved optimal spesifikasjon for fremstilling av metanol.
9.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 7 til 8,karakterisert vedat den støkiometrisk forholdsmessige syntesegassen blir avkjølt før den kommer inn i metanolsynteseenheten.
10.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 7 til 9,karakterisert vedat den primære damprefor-meringsenheten kan bli operert ved et trykk opp til ca. 7 MPa.
11.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 10,karakterisert vedat den støkiometrisk forholdsmessige syntesegassen har følgende spesifikasjoner:
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/378,831 US5496859A (en) | 1995-01-28 | 1995-01-28 | Gasification process combined with steam methane reforming to produce syngas suitable for methanol production |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO955160D0 NO955160D0 (no) | 1995-12-19 |
| NO955160L NO955160L (no) | 1996-07-29 |
| NO311348B1 true NO311348B1 (no) | 2001-11-19 |
Family
ID=23494709
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19955160A NO311348B1 (no) | 1995-01-28 | 1995-12-19 | Fremgangsmåte for fremstilling av metanol |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5496859A (no) |
| EP (1) | EP0723930B1 (no) |
| AU (1) | AU692974B2 (no) |
| BR (1) | BR9600210A (no) |
| CA (1) | CA2163615C (no) |
| CO (1) | CO4440490A1 (no) |
| IN (1) | IN184751B (no) |
| NO (1) | NO311348B1 (no) |
Families Citing this family (102)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6723886B2 (en) * | 1999-11-17 | 2004-04-20 | Conocophillips Company | Use of catalytic distillation reactor for methanol synthesis |
| NO310863B1 (no) | 1999-11-19 | 2001-09-10 | Norske Stats Oljeselskap | Kogenerering av metanol og elektrisk kraft |
| JP2002060357A (ja) * | 2000-08-21 | 2002-02-26 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | メタノールの製造方法 |
| US6486219B1 (en) | 2000-09-27 | 2002-11-26 | Exxonmobil Chemical Patents, Inc. | Methanol, olefin, and hydrocarbon synthesis process |
| US6632971B2 (en) | 2001-08-30 | 2003-10-14 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for converting natural gas to higher value products using a methanol refinery remote from the natural gas source |
| US20040171701A1 (en) * | 2001-11-02 | 2004-09-02 | Technology Convergence Inc. | Methanol production process |
| CA2357527C (en) * | 2001-10-01 | 2009-12-01 | Technology Convergence Inc. | Methanol recycle stream |
| US20080031809A1 (en) * | 2006-07-18 | 2008-02-07 | Norbeck Joseph M | Controlling the synthesis gas composition of a steam methane reformer |
| USRE40419E1 (en) * | 2002-02-05 | 2008-07-01 | The Regents Of The University Of California | Production of synthetic transportation fuels from carbonaceous material using self-sustained hydro-gasification |
| US8603430B2 (en) * | 2002-02-05 | 2013-12-10 | The Regents Of The University Of California | Controlling the synthesis gas composition of a steam methane reformer |
| US8349288B2 (en) | 2006-12-06 | 2013-01-08 | The Regents Of The University Of California | Process for enhancing the operability of hot gas cleanup for the production of synthesis gas from steam-hydrogasification producer gas |
| US20080021119A1 (en) * | 2006-07-18 | 2008-01-24 | Norbeck Joseph M | Operation of a steam methane reformer by direct feeding of steam rich producer gas from steam hydro-gasification |
| US6872481B2 (en) * | 2002-06-28 | 2005-03-29 | General Motors Corporation | Process for utilization of a cold-flame vaporizer in auto-thermal reforming of liquid fuel |
| GB0218815D0 (en) * | 2002-08-13 | 2002-09-18 | Air Prod & Chem | Process and apparatus for the production of hydrocarbon compounds from methane |
| US6818198B2 (en) * | 2002-09-23 | 2004-11-16 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Hydrogen enrichment scheme for autothermal reforming |
| US6774012B1 (en) * | 2002-11-08 | 2004-08-10 | Cypress Semiconductor Corp. | Furnace system and method for selectively oxidizing a sidewall surface of a gate conductor by oxidizing a silicon sidewall in lieu of a refractory metal sidewall |
| US6881758B2 (en) * | 2003-03-05 | 2005-04-19 | L'air Liquide - Societe Anonyme A Directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Process and apparatus for the production of methanol |
| US7091251B2 (en) * | 2003-03-05 | 2006-08-15 | L'Air Liquide—Societe Anonyme a Directoire et Counseil de Survelliance pour L'Etude et L'Exploitation des Procedes Georges Claude | Process and apparatus for the production of methanol |
| US8273139B2 (en) * | 2003-03-16 | 2012-09-25 | Kellogg Brown & Root Llc | Catalytic partial oxidation reforming |
| US7932296B2 (en) * | 2003-03-16 | 2011-04-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Catalytic partial oxidation reforming for syngas processing and products made therefrom |
| GB0314813D0 (en) * | 2003-06-25 | 2003-07-30 | Johnson Matthey Plc | Reforming process |
| US7205376B2 (en) * | 2004-05-04 | 2007-04-17 | General Electric Company | Processes for the production of cumene, polyetherimides, and polycarbonates |
| WO2005108336A1 (en) * | 2004-05-07 | 2005-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and process for synthesis of methanol |
| US9180426B2 (en) * | 2004-07-29 | 2015-11-10 | Gas Technologies, Llc | Scrubber for methanol production system |
| US8202916B2 (en) | 2004-07-29 | 2012-06-19 | Gas Technologies Llc | Method of and apparatus for producing methanol |
| US7910787B2 (en) | 2004-07-29 | 2011-03-22 | Gas Technologies Llc | Method and system for methanol production |
| US8293186B2 (en) * | 2004-07-29 | 2012-10-23 | Gas Technologies Llc | Method and apparatus for producing methanol |
| US7456327B2 (en) | 2004-07-29 | 2008-11-25 | Gas Technologies, Llc | Method for direct-oxygenation of alkane gases |
| US7578981B2 (en) * | 2004-07-29 | 2009-08-25 | Gas Technologies Llc | System for direct-oxygenation of alkane gases |
| US7642293B2 (en) * | 2004-07-29 | 2010-01-05 | Gas Technologies Llc | Method and apparatus for producing methanol with hydrocarbon recycling |
| US7485767B2 (en) * | 2005-06-29 | 2009-02-03 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Production of synthesis gas blends for conversion to methanol or Fischer-Tropsch liquids |
| US8114176B2 (en) | 2005-10-12 | 2012-02-14 | Great Point Energy, Inc. | Catalytic steam gasification of petroleum coke to methane |
| US20070130830A1 (en) * | 2005-12-14 | 2007-06-14 | Balachandar Varatharajan | Staged combustion for a fuel reformer |
| US7879296B2 (en) * | 2005-12-27 | 2011-02-01 | Gas Technologies Llc | Tandem reactor system having an injectively-mixed backmixing reaction chamber, tubular-reactor, and axially movable interface |
| US7687669B2 (en) | 2005-12-27 | 2010-03-30 | Gas Technologies Llc | Method for direct-oxygenation of alkane gases |
| WO2007142739A2 (en) | 2006-05-31 | 2007-12-13 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Synthesis gas production and use |
| US7922782B2 (en) | 2006-06-01 | 2011-04-12 | Greatpoint Energy, Inc. | Catalytic steam gasification process with recovery and recycle of alkali metal compounds |
| US8252640B1 (en) | 2006-11-02 | 2012-08-28 | Kapre Ravindra M | Polycrystalline silicon activation RTA |
| US20100175320A1 (en) * | 2006-12-29 | 2010-07-15 | Pacific Renewable Fuels Llc | Energy efficient system and process for the continuous production of fuels and energy from syngas |
| US20080155984A1 (en) * | 2007-01-03 | 2008-07-03 | Ke Liu | Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture |
| MX2007008317A (es) * | 2007-07-06 | 2009-02-26 | Aba Res Sa De Cv | Gasificador por microondas. |
| KR101138096B1 (ko) | 2007-08-02 | 2012-04-25 | 그레이트포인트 에너지, 인크. | 촉매-담지된 석탄 조성물, 제조 방법 및 용도 |
| US9212059B2 (en) * | 2007-12-13 | 2015-12-15 | Gyco, Inc. | Method and apparatus for improving the efficiency of an SMR process for producing syngas while reducing the CO2 in a gaseous stream |
| CA2713661C (en) | 2007-12-28 | 2013-06-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Process of making a syngas-derived product via catalytic gasification of a carbonaceous feedstock |
| CA2713656C (en) | 2007-12-28 | 2014-07-08 | Greatpoint Energy, Inc. | Steam generating slurry gasifier for the catalytic gasification of a carbonaceous feedstock |
| CA2713642A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-09 | Greatpoint Energy, Inc. | Catalytic gasification process with recovery of alkali metal from char |
| US7897126B2 (en) | 2007-12-28 | 2011-03-01 | Greatpoint Energy, Inc. | Catalytic gasification process with recovery of alkali metal from char |
| US8114177B2 (en) | 2008-02-29 | 2012-02-14 | Greatpoint Energy, Inc. | Co-feed of biomass as source of makeup catalysts for catalytic coal gasification |
| WO2009111332A2 (en) | 2008-02-29 | 2009-09-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Reduced carbon footprint steam generation processes |
| US7926750B2 (en) | 2008-02-29 | 2011-04-19 | Greatpoint Energy, Inc. | Compactor feeder |
| US8297542B2 (en) | 2008-02-29 | 2012-10-30 | Greatpoint Energy, Inc. | Coal compositions for catalytic gasification |
| US8652222B2 (en) | 2008-02-29 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Biomass compositions for catalytic gasification |
| US8286901B2 (en) | 2008-02-29 | 2012-10-16 | Greatpoint Energy, Inc. | Coal compositions for catalytic gasification |
| CN101959996B (zh) | 2008-02-29 | 2013-10-30 | 格雷特波因特能源公司 | 用于气化作用的颗粒状组合物及其制备和连续转化 |
| US8709113B2 (en) | 2008-02-29 | 2014-04-29 | Greatpoint Energy, Inc. | Steam generation processes utilizing biomass feedstocks |
| US8366795B2 (en) | 2008-02-29 | 2013-02-05 | Greatpoint Energy, Inc. | Catalytic gasification particulate compositions |
| CN101983228A (zh) | 2008-04-01 | 2011-03-02 | 格雷特波因特能源公司 | 从气流中除去一氧化碳的酸性变换方法 |
| CA2718295C (en) | 2008-04-01 | 2013-06-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for the separation of methane from a gas stream |
| WO2009149519A1 (en) * | 2008-06-12 | 2009-12-17 | Winwick Business Solutions Pty Ltd | System for cultivation and processing of microorganisms and products therefrom |
| WO2010033850A2 (en) | 2008-09-19 | 2010-03-25 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for gasification of a carbonaceous feedstock |
| US8502007B2 (en) | 2008-09-19 | 2013-08-06 | Greatpoint Energy, Inc. | Char methanation catalyst and its use in gasification processes |
| EP2326699A2 (en) | 2008-09-19 | 2011-06-01 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for gasification of a carbonaceous feedstock |
| KR101275429B1 (ko) | 2008-10-23 | 2013-06-18 | 그레이트포인트 에너지, 인크. | 탄소질 공급원료의 기체화 방법 |
| WO2010078297A1 (en) | 2008-12-30 | 2010-07-08 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for preparing a catalyzed carbonaceous particulate |
| WO2010078298A1 (en) | 2008-12-30 | 2010-07-08 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for preparing a catalyzed coal particulate |
| WO2010132551A2 (en) | 2009-05-13 | 2010-11-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
| AU2010249091B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-05-23 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
| US8268899B2 (en) | 2009-05-13 | 2012-09-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
| US20100249251A1 (en) * | 2009-06-09 | 2010-09-30 | Sundrop Fuels, Inc. | Systems and methods for cyclic operations in a fuel synthesis process |
| US9663363B2 (en) * | 2009-06-09 | 2017-05-30 | Sundrop Fuels, Inc. | Various methods and apparatuses for multi-stage synthesis gas generation |
| WO2011018233A1 (en) | 2009-08-14 | 2011-02-17 | Saudi Basic Industries Corporation (Sabic) | Combined reforming process for methanol production |
| US9132402B2 (en) * | 2009-08-20 | 2015-09-15 | Kellogg Brown & Root Llc | Apparatus, systems, and processes for producing syngas and products therefrom |
| US9321655B2 (en) * | 2009-08-20 | 2016-04-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for producing syngas and products therefrom |
| AU2010310849B2 (en) | 2009-10-19 | 2013-05-02 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
| AU2010310846B2 (en) | 2009-10-19 | 2013-05-30 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
| WO2011084580A2 (en) | 2009-12-17 | 2011-07-14 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
| US8669013B2 (en) | 2010-02-23 | 2014-03-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
| US8652696B2 (en) | 2010-03-08 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
| WO2011139694A1 (en) | 2010-04-26 | 2011-11-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with vanadium recovery |
| CA2793893A1 (en) | 2010-05-28 | 2011-12-01 | Greatpoint Energy, Inc. | Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products |
| US8748687B2 (en) | 2010-08-18 | 2014-06-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
| KR101543136B1 (ko) | 2010-11-01 | 2015-08-07 | 그레이트포인트 에너지, 인크. | 탄소질 공급원료의 히드로메탄화 |
| GB201019940D0 (en) | 2010-11-24 | 2011-01-05 | Davy Process Techn Ltd | Process |
| US8889037B2 (en) | 2011-02-01 | 2014-11-18 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for producing syngas and products therefrom |
| FR2971789B1 (fr) * | 2011-02-22 | 2013-02-22 | Areva | Methode de production de methanol ou d'hydrocarbures a partir d'une matiere carbonee, avec une etape de reformage dont les conditions de fontionnement sont ajustees selectivement |
| CN104711026A (zh) | 2011-02-23 | 2015-06-17 | 格雷特波因特能源公司 | 伴有镍回收的碳质原料加氢甲烷化 |
| CN103582693A (zh) | 2011-06-03 | 2014-02-12 | 格雷特波因特能源公司 | 碳质原料的加氢甲烷化 |
| US9012524B2 (en) | 2011-10-06 | 2015-04-21 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
| CN104105657B (zh) | 2011-12-19 | 2017-05-10 | 代表Mt创新中心的斯塔米卡邦有限公司 | 用于制备氨和尿素的方法 |
| US9416077B2 (en) * | 2012-09-14 | 2016-08-16 | Sundrop Fuels, Inc. | Renewable carbon content in methanol and other products from gasification of biomass |
| US9273260B2 (en) | 2012-10-01 | 2016-03-01 | Greatpoint Energy, Inc. | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof |
| US9034061B2 (en) | 2012-10-01 | 2015-05-19 | Greatpoint Energy, Inc. | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof |
| KR101534461B1 (ko) | 2012-10-01 | 2015-07-06 | 그레이트포인트 에너지, 인크. | 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도 |
| WO2014055365A1 (en) | 2012-10-01 | 2014-04-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Use of contaminated low-rank coal for combustion |
| US9296665B2 (en) * | 2012-12-13 | 2016-03-29 | Pioneer Energy Inc. | Synthesis of drop-in liquid fuels and chemicals from methanol, ethanol or syngas using mixed catalysts |
| CA2900185C (en) * | 2013-02-05 | 2020-03-24 | Reliance Industries Limited | A process for catalytic gasification of carbonaceous feedstock |
| US9771531B2 (en) | 2014-11-26 | 2017-09-26 | Sundrop Fuels, Inc. | Biomass to transportation fuels using a Fischer-Tropsch process |
| CA2926286A1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-10-06 | Mcmaster University | Method and apparatus for producing synthesis gas |
| US10464872B1 (en) | 2018-07-31 | 2019-11-05 | Greatpoint Energy, Inc. | Catalytic gasification to produce methanol |
| US10344231B1 (en) | 2018-10-26 | 2019-07-09 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization |
| US10435637B1 (en) | 2018-12-18 | 2019-10-08 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation |
| US10618818B1 (en) | 2019-03-22 | 2020-04-14 | Sure Champion Investment Limited | Catalytic gasification to produce ammonia and urea |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2372116A1 (fr) * | 1977-03-22 | 1978-06-23 | Banquy David | Procede de production de gaz de synthese |
| US4927857A (en) * | 1982-09-30 | 1990-05-22 | Engelhard Corporation | Method of methanol production |
| GB8803766D0 (en) * | 1988-02-18 | 1988-03-16 | Ici Plc | Methanol |
| GB9028034D0 (en) * | 1990-12-24 | 1991-02-13 | Isis Innovation | Improved processes for the conversion of methane to synthesis gas |
| EP0497226B1 (en) * | 1991-01-29 | 1999-08-25 | Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha | Method for producing methanol by use of nuclear heat and power generating plant |
| DE69221556T2 (de) * | 1991-07-09 | 1997-12-18 | Ici Plc | Synthesegaserzeugung |
-
1995
- 1995-01-28 US US08/378,831 patent/US5496859A/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-11-23 CA CA002163615A patent/CA2163615C/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-11-27 EP EP95308499A patent/EP0723930B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-11-28 IN IN1533CA1995 patent/IN184751B/en unknown
- 1995-12-19 NO NO19955160A patent/NO311348B1/no unknown
-
1996
- 1996-01-25 CO CO96003095A patent/CO4440490A1/es unknown
- 1996-01-25 AU AU42189/96A patent/AU692974B2/en not_active Expired
- 1996-01-25 BR BR9600210A patent/BR9600210A/pt active Search and Examination
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU4218996A (en) | 1996-08-08 |
| NO955160L (no) | 1996-07-29 |
| BR9600210A (pt) | 1997-10-07 |
| CO4440490A1 (es) | 1997-05-07 |
| AU692974B2 (en) | 1998-06-18 |
| EP0723930A3 (en) | 1997-01-15 |
| EP0723930B1 (en) | 2002-10-16 |
| CA2163615A1 (en) | 1996-07-29 |
| EP0723930A2 (en) | 1996-07-31 |
| CA2163615C (en) | 2007-06-05 |
| US5496859A (en) | 1996-03-05 |
| NO955160D0 (no) | 1995-12-19 |
| IN184751B (no) | 2000-09-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0723930B1 (en) | Gasification process combined with steam methane performing to produce syngas suitable for methanol production | |
| US5252609A (en) | Synthesis gas production | |
| US4910228A (en) | Methanol | |
| KR100201886B1 (ko) | 자동열 증기 개질방법 | |
| US6191174B1 (en) | Process and plant for the production of methanol | |
| EP1197471B2 (en) | A process and apparatus for the production of synthesis gas | |
| US20120059072A1 (en) | Systems and processes for processing hydrogen and carbon monoxide | |
| UA77491C2 (uk) | Спосіб та установка для одержання вуглеводнів | |
| RU2570458C2 (ru) | Получение метанола с использованием сверхчистого водорода высокого давления | |
| JPH07126201A (ja) | メタノール製造方法 | |
| CN105820036B (zh) | 使用部分氧化生产甲醇的方法和系统 | |
| AU783540B2 (en) | Method and plant for production of oxygenated hydrocarbons | |
| JPS62228035A (ja) | 天然ガス供給原料からメタノールを製造する製造方法 | |
| GB2179366A (en) | Process for the production of synthesis gas | |
| US3501516A (en) | Method for production of methanol | |
| US4219492A (en) | Process for manufacturing methanol | |
| EP0111376B1 (en) | Process for the preparation of methanol | |
| EA005458B1 (ru) | Способ увеличения производительности существующей технологической установки и технологическая установка | |
| GB2033882A (en) | Production of ammonia | |
| JP3947266B2 (ja) | 水素製造方法およびそれに用いる装置 | |
| GB2407818A (en) | Steam reforming process | |
| GB2606855A (en) | Process for synthesising methanol | |
| WO2023247315A1 (en) | Conversion of carbon oxides to sustainable gasoline | |
| KR960003232B1 (ko) | 자열 스팀 개질 방법 | |
| KR20220148838A (ko) | 메탄올, 암모니아 및 요소의 동시 생성 |